大型炼油厂蒸汽动力系统优化研究

大型炼油厂蒸汽消耗是影响全厂能耗的重要因素。使用先进蒸汽动力系统模拟软件结合生产现状与发展规划,综合考虑蒸汽生产、传输、使用三个环节,建立热电运行部、全厂中压系统、低压系统模型,系统分析全厂蒸汽动力系统运行情况,找到存在的问题与瓶颈。采用Willan模型对汽轮机负荷进行优化,发电量增加了4 298(k W·h)/h;对中压管网进行提压操作,在维持锅炉的产汽量不变的前提下,汽轮机总发电量增加了1 442(k W·h)/h;针对夏季低压放空蒸汽量较大,利用炼油厂现有的蒸汽管线把放空低压蒸汽回供到热电运行部,节省低压蒸汽30 t/h;针对重整装置内部减温减压损失较大,用1台背压蒸汽轮机取代2套减温减压器,新增发电1 487(k W·h)/h。为企业提高蒸汽利用效率、降低蒸汽能耗和提高经济效益提供了技术支撑。     

优化蒸汽系统运行提高发电机组效率的研究应用

某石化公司炼油厂300×104 t/a重催装置外供的3.5 MPa级蒸汽存在降级使用的现象,能耗较高,采取减少供入系统的1.0 MPa级蒸汽量,增加300 × 104 t重催装置外供的3.5 MPa级蒸汽30~40 t/h.动力厂锅炉装置将原供入系统的3.5 MPa级蒸汽30~40 t/h供至6 MW发电机组能级发电,冬季运行2台锅炉时,可将发电量由2 MW提至4 MW,夏季可实现2 MW的发电量,可使炼油厂能耗显著降低.     

蒸汽管网智能监测系统的模拟应用

蒸汽管网智能监测系统可以对蒸汽管网的参数进行实时监测,并通过建立管网数学模型对蒸汽管网进行模拟计算。将该监测系统应用于中化泉州石化有限公司中压蒸汽管网,选取动力站供汽量为－30～60 t/h和30～90 t/h两种工况下对关键装置透平供汽量及进汽温度进行模拟分析,解决了部分装置透平进汽温度低的问题;提出了新增透平来消化富余蒸汽和稳定中压管网的途径,并模拟出新增透平的最佳位置在靠近催化裂化装置处,实现了整个蒸汽系统的节能优化和安全稳定运行。     

催化裂化装置节能技术改造

中石化金陵石化分公司1.3 Mt/a催化裂化装置节能技术改造的具体措施主要包括:余热锅炉扩容改造,以实际进入余热锅炉的烟气流量与饱和蒸汽量为基础重新进行设计改造,提高余热锅炉的过热能力及烟气处理能力,充分回收烟气中的能量;中压蒸汽流程优化改造,在装置自产中压蒸汽进入蒸汽管网前增加压控阀组,气压机用汽改用自产汽,提高气压机用汽品质,减少外界干扰的影响;增设解吸塔中间重沸器,利用稳定塔底稳定汽油做热源,充分利用稳定汽油低温热能。改造后,余热锅炉排烟温度从206℃降低至150℃,气压机用中压蒸汽下降了2.0 t/h,解吸塔底重沸器低压蒸汽消耗降低了2.5 t/h,冷却稳定汽油循环水用量减少了60t/h,装置综合能耗下降了100.6MJ/t,年直接经济效益542.6万元。     

炼油厂锅炉运行方式和蒸汽管网的优化

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司炼油厂中压蒸汽系统的流程和锅炉运行方式不够合理,尤其是夏季时,虽然锅炉实际运行负荷已降到设计负荷的最低限,但为了保证事故状态下关键装置能快速恢复生产,历年来一直沿用全厂多台锅炉低负荷运行的模式,造成很大的浪费.为此,对锅炉运行方式和系统蒸汽流程进行了优化,也改进了事故状态下用汽装置的操作,从而实现了夏季全厂开两台锅炉,甚至只开一台锅炉的情况下中压蒸汽系统的优化运行,并保证用汽装置在事故状态下可以比较快速地恢复生产.优化后全厂蒸汽消耗每小时可减少25t,在保证安全生产的前提下取得了可观的经济效益.该系统还有进一步改进的空间.     

乙烯装置汽机工况对蒸汽系统影响的模拟

采用Smart Steam蒸汽动力系统模拟软件,建立了中国石油四川石化有限责任公司80万t/a乙烯装置蒸汽管网数学模型,并就乙烯、丙烯、裂解气压缩机停工工况对蒸汽系统平衡的影响进行了模拟计算。结果表明:乙烯或丙烯压缩机停工后,外供蒸汽流量分别比正常工况增加274.6,225.7 t/h,火炬用蒸汽流量均增加90.0 t/h,即外供蒸汽流量相应增加364.6,315.7 t/h;与乙烯压缩机停工相比,丙烯压缩机停工中压蒸汽的外供流量增加60.5 t/h;裂解气压缩机停工与丙烯压缩机停工工况相似,前者比后者外供高压蒸汽流量增加32.6t/h,中压蒸汽流量减少30.0 t/h。     

论化肥厂与动力厂中压蒸汽互供的可行性及效益评价

化肥厂与动力厂中压蒸汽联网互供,利用动力厂备用锅炉裕量,解决了化肥厂一台锅炉故障停炉情况下蒸汽不平衡的矛盾,该项目投用后取明显的经济效益和社会效益。（１）保证了化肥厂尿素装置的连续运行,提高了尿素产量,仅１９９８年四季度就创产值２０１９．７万元。（２）减少了化肥厂料气放空所造成能量损失,装置吨氨能耗,纯氮能耗比上年分别降低了２．７４％、８．０６％。（３）减少了尿素装置开停工排污污染,化肥厂总排合格     

低负荷下锅炉水冷壁爆管原因分析

1出现的问题我公司热电厂2＃锅炉是中压燃油锅炉，额定蒸发量为130t／h，主蒸汽压力为3.82MPa，主蒸汽温度为450℃，至今已累计运行17万小时，设备状况尚好。由于我公司为炼化企业，锅炉所产出的蒸汽也是供生产装置使用。近几年，随着生产规模的不图1锅2锅炉的技术状况该锅炉采用单汽包倒U形布置，上升烟道为燃烧室及凝渣管部位，水平烟道及转向室布置悬挂式两级对流过热器，下行烟道布置单级省煤器及单级空气预热器。锅炉为分段蒸发自然循环中压燃油锅炉，炉膛宽6.2m，深5m，呈长方形。整个断扩大，炼油装置的余热发汽量也逐渐增大，从而…     

改进吊耳吊装145t高压蒸发器

1 概述中原油田柳屯发电厂从英国JBE公司引进的燃气—蒸汽联合循环发电装置中,用于产生蒸汽的双压烟道式余热锅炉是由荷兰STANDARDFASEL锅炉公司制造的,设计压力4.6MPa,产汽量高压时66t/h,低压时16t/h,总质量为372t。为便于运输和吊装,将锅炉分为四部分运至现场吊装就位。其中,最大的部件是高压蒸发器,质量为145t(包括运输保护框架在内约155t),外形尺寸     

炼油厂蒸汽系统优化措施

蒸汽是影响全厂能耗的主要因素,蒸汽系统优化是炼油厂节能降耗的重点.某炼油厂单系列千万吨级炼油项目通过不断实施优化技术和管理措施,对全厂蒸汽系统持续优化,节能成效明显,取得了良好的经济效益.该厂通过实施催化裂化装置余热锅炉改造、优化流程提高热供料温度、降低汽轮机背压蒸汽压力、优化塔的工艺参数、优化动力锅炉运行方式等措施,节约蒸汽83.9 t/h,创造经济效益2.08×10^8 RMB￥/a,炼油蒸汽单耗由2009年的64.7 kg/t降至34.5 kg/t,降幅达46.67％,全厂炼油实际能耗降低108.02 MJ/t,实际综合能耗由2009年的2 830.41MJ/t降低至2 392.45MJ/t,降幅为15.47％.     

全厂蒸汽动力系统运行优化探讨

针对全厂蒸汽动力系统运行方式上存在资源配置不合理等方面的因素进行讨论，提出化肥动力装置二炉一机高负荷运行，力争全烧煤，尽可能压缩瓦斯气耗量;炼油动力装置保持一台130t/h锅炉、一台汽轮发电机组运行，在消耗掉炼油工艺装置富裕的瓦斯气前提下，以汽定电，尽可能不烧或少烧渣油的运行优化设想．     

CO余热锅炉节能改造

我公司三催化CO余热锅炉经2002年10月改造后,基本解决原余热锅炉所存在的主要问题,CO余热锅炉连续运行了500多天。在没有增加瓦斯消耗的情况下,余热锅炉产汽量增加了20t/h左右,超过原CO锅炉设计。但随之带来了另外一个问题,即余热锅炉过热能力略显不足。目前在装置高负荷时,尚有6～8t的饱和蒸汽不能过热,过热蒸汽温度385℃左右,对中压蒸汽管网的气温产生影响,并直接影响电站汽轮机的安全运行。同时原设计CO含量为4%～5%,原助燃瓦斯燃烧器每台设计负荷为1500m3/h,但实际运行再生烟气中CO含量高达7%～8%,需要的补燃瓦斯量大大低于设计值,…     

苯乙烯装置能耗分析与优化措施

对中国石化青岛炼油化工有限责任公司苯乙烯装置进行能耗分析,发现装置的能耗主要集中在蒸汽、燃料气和循环水3方面,占比分别为69.33%,17.73%和8.57%,因此装置节能的关键在于减少蒸汽、燃料气和循环水消耗。2019年检修时,增加脱丙烯干气反应产物换热器,在提高干气进料温度的同时,可减少燃料气用量37.9~48.1 kg/h;对循环水系统的部分换热器进行串联优化改造,可减少循环水用量约295 t/h;增设中压蒸汽减温减压器,解决了中压蒸汽的放空问题,可减少3.5 MPa蒸汽用量约0.86 t/h,并副产1.0 MPa蒸汽约0.95 t/h。整个改造节能效果明显,减少了能源消耗,降低了装置能耗。     

浅谈兰化热电联产和集中供热

我公司动力厂现有WGZ35/39—12型锅炉两台,Y65/39—1型锅炉两台,这4台炉的设计参数都是工作压力为3.83MPa,温度450℃。根据生产的需要一般冬天产汽80～90t/h,夏天产汽25～30t/h,通过减温减压器后将蒸汽压力降到1.5～1.6MPa,蒸汽温度降到250±10℃,而后送往石油化工厂毫秒炉、化肥厂尿素等装置,还有一部分送往机械厂和作生活采暖用,大量的有效     

污水汽提脱硫装置余汽回用系统改造

1 前言武汉石油化工厂的污水汽提脱硫装置采用“双塔汽提”工艺处理炼油装置排放的高含硫、含氨污水。脱硫塔(塔-1)采用重沸器(蒸汽耗量1,2t/h左右)进行汽提脱硫,脱氨塔(塔-2)采用直接返入蒸汽、(蒸汽耗量4.5～5.5t/h)进行汽提脱氨。装置原设计的余汽回用系统不尽合理,     

蒸汽热力管网系统的优化与节能

为降低蒸汽系统的物质及能量损失，中国石油兰州石化公司动力厂建立了气动式排凝回收站和凝结水排汽加压站，投用了蒸汽系统实时数据采集及在线智能监测优化离线模拟系统。蒸汽系统损失主要由计量损失、主干管线散热损失和排空排凝损失3部分组成，总损失约为总供汽量的22％。标定结果表明：回收利用低压蒸汽，蒸汽损失量约可减少5t／h，凝结水回收量为10-20t／h；蒸汽系统数据自动采集站投用后，蒸汽损失可减少3．5t／h；管道保温效果的改善，可节约蒸汽量为6．08万t／a。     

炼油厂余热发电方案比较与效益分析

介绍陕西延长石油(集团)有限责任公司榆林炼油厂四种余热发电工程实例的余热回收途径、技术特点、应用情况、节电效益及投资收益。对过去惯于燃烧放空的火炬气,先脱硫处理后经2台75 t/h,1台35 t/h蒸汽锅炉燃烧产汽,再通过2台10 MW,1台3 MW+6 MW余热发电站分别回收全厂中、低压蒸汽中的余热;通过5.35 MW"三机组"回收0.6 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气中的余热;通过31.5 MW"四机组"分别回收1.8 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气和中压蒸汽中的余热,从而形成"一条龙"回收炼油装置所产的高温烟气、蒸汽和火炬气的余热发电技术方案,可满足全厂生产、生活用电,每年节约电费约1.77×108RMB$。     

石化系统自备电站补水方式新方法

大庆石化公司热电厂现有4台60 MW抽汽、凝汽式汽轮发电机组,抽汽主要供化工生产用汽,由于是供热型机组,机组补水量比较大,夏季低负荷运行时平均补水量为500 t/h左右,冬季大负荷补水量在900 t/h左右.     

延迟焦化与循环流化床锅炉一体化技术的应用

镇海炼化股份有限公司8．0Mt/a炼油扩建工程,经过对含硫渣油加工路线的多方案比较,选择了对现有延迟焦化装置进行扩能改造的加工路线,为解决高硫石油焦的出路,解决炼油能力扩大后蒸汽和电量的平衡,引进了两台220t/h的循环流化床锅炉,焦化－循环流化床锅炉一体化技术在镇海的实践证明,该技术路线投资低,综合效益好。     

本刊特别说明

大庆石化公司热电厂现有4台60MW抽汽、凝汽式汽轮发电机组,抽汽主要供化工生产用汽,由于是供热型机组,机组补水量比较大,夏季低负荷运行时平均补水量为500t/h左右,冬季大负荷补水量在900t/h左右。