应用低温热潜力系数快速评价炼油低温热利用潜力

为了快速判断炼油企业的低温热资源情况,减少低温热调查中开展大量标定的工作量,提出了低温热潜力系数算法。通过对炼油厂循环水系统、装置复杂系数等简单参数的核算,对不同炼油装置结构的企业进行低温热资源的快速评价。根据中国石化13家企业的对比分析,该方法初步满足快速评价的要求,具有一定的指导意义。     

催化装置分馏塔顶循线腐蚀分析及对策

本文对催化装置分馏塔顶循换热器的腐蚀泄漏情况进行了分析,探讨了造成设备腐蚀的原因,从优化生产操作和设备材质升级等方面提出了相应对策。     

催化分馏塔顶油气线设备布置与配管研究

随着装置大型化的趋势,装置占地面积增加,设备直径、管道直径都变大.某炼油厂升级改造项目中新建4.80 Mt/a催化裂化装置是目前单套处理量最大的催化裂化装置,分馏塔直径达8.8m.塔顶油气线管径DN1400.通过对该装置分馏塔顶油气线设计过程的总结和研究,比较不同设计方案对管线长度、柔性的影响,并对设备和管道布置提出优化及对管道重要支架的设计进行探讨.     

大港石化公司低温热利用改造及效果

大港石化公司液化气分离装置原两塔流程恢复为传统三塔流程后,以循环热水回收1.6 Mt/a催化裂化装置分馏部分和1.0 Mt/a延迟焦化装置分馏部分低温热,用于气分装置,替代部分低压蒸汽。项目改造实施后,相关装置操作平稳,气分装置低压蒸汽消耗降低,同时丙烯收率提高,全厂能耗降低。     

炼油厂低温热回收系统构建

中国石油化工股份有限公司广州分公司炼油系统大量随机、分散的低温热没有合理回收,节能潜力巨大,按照温度对口,梯级利用的科学用能原则,对炼油系统低温热的产生和利用进行采集与分析,在全局范围内进行能量交换优化匹配,提出了构建炼油三、四部低温热回收系统。该系统以683 t/h、进口温度为50℃的除氧水作为循环热媒水,代替空气或循环冷却水与多个装置富集的低温热源换热后升温至116.6℃的热媒水,作为热源优先供给溴化锂制冷机组而降温至107.8℃,溴化锂制冷机组生产15℃冷冻水用于2套焦化装置,替代循环冷却水作为吸收稳定系统冷却剂以提高轻烃收率。107.8℃的热媒水再代替蒸汽或电能作为热源供给多个装置的低温热阱。该系统使低品位工艺余热得以充分回收,节省了大量高品位加热能源,改造建成后,可增加回收热量1.31 PJ/a,并改善2套焦化装置产品结构:合计增产液化石油气11.21 kt/a、汽油400 t/a,节能效果及经济效益显著。     

催化裂化装置低温热的优化利用

为了更好地将中国石油化工股份有限公司茂名分公司第三套催化裂化装置的低温热回收利用,在原有主要换热流程不改变的情况下,进行了换热流程改造,将原在装置分馏塔顶进行取热并外输热的热水循环系统和装置锅炉给水系统加以合并,在保证换热效果的同时,将装置的低温热直接用于加热锅炉给水,提高了进入外取热器、锅炉等除氧水的温度,增加了锅炉...     

惠州炼化芳烃联合装置低温热利用研究

芳烃联合装置流程长、产品多且沸点接近,是炼油厂最大的耗能部门,其中大量低温热没有回收利用是主要原因。总结了国内芳烃装置低温余热回收利用的实践,计算了中海石油炼化有限责任公司惠州炼化分公司芳烃装置的低温余热分布,在成功回收邻二甲苯塔塔顶油气潜热产13 t/h,0.55 MPa蒸汽的基础上,提出了进一步回收利用余热的措施,包括:1将芳烃余热转化成热水并外送到邻近的石化园区作为其低温热阱热源,以减少园区蒸汽消耗;2实施装置内部热集成,升级利用低温热;3针对惠州地处亚热带,无采暖需求,伴热负荷小,且电价相对较高的现状,研究采用有机工质朗肯循环回收余热发电。计算表明,经过低温热热水输出、蒸汽凝结水发电改造和装置热集成改造,实现节能量406.1 TJ/a,具有良好的经济效益和社会效益。     

分析在低温热回收中的应用研究

介绍了目前炼化企业低温热回收的途径及主要技术,阐述了低温热回收的潜力、效益及存在的问题。介绍了一种比传统热能分析方法更加全面、将能量的质与量相结合的能量评价法——分析法;阐述了的概念及基本原理,详细描述了低温热回收过程分析计算方法;给出了应用该分析法进行低温热回收优化改造的实际案例。     

芳烃联合装置低温热利用研究

分析了某炼化厂芳烃联合装置低温热源现状及潜在可匹配热阱,提出了热量利用方案,即芳烃联合装置抽余液塔顶气经热媒水取热后,作为乙二醇装置及C_5分离装置的热源。抽余液塔顶气的热负荷约68.0 MW,乙二醇及C_5分离装置可利用热负荷为40.5 MW,现有的抽余液塔顶空冷器带走的热负荷约10.0 MW,新增空冷器及管路损耗的热负荷为17.5 MW。新增空冷器可以降低取热用户负荷波动对芳烃联合装置的影响。芳烃联合装置热负荷的波动对于下游装置的影响可以通过调节现有取热蒸汽的用量来消除,各装置间留有足够的距离,以应对紧急情况的发生。项目实施后,芳烃联合装置可降低能耗1 845.5 MJ/t(以对二甲苯计),创造经济效益约4 179.6万元/a。     

低温热在气体分馏装置的应用

分析了0.6 ML/a RFCC装置低温热在0.15 Mt/a气体分馏装置利用的可行性,介绍了气体分馏装置部分换热器及换热流程改造情况,总结了RFCC装置低温热在气体分馏装置的工业应用效果.标定结果表明,气体分馏装置在利用RFCC装置低温热后运行平稳,综合能耗显著降低,对产品质量及产品分布未产生不利影响.     

催化装置低温余热利用分析

通过对某石化厂催化装置低温余热利用现状进行分析,提出了利用催化装置低温余热的3个有效方案。通过综合比选后得出：将催化装置顶循热作为2号气分装置脱丙烷塔的重沸器热源,替代原来脱丙炕塔重沸器的加热蒸汽,合理地利用了催化装置的一部分余热。剩余热量以热媒水方式供热,直接供给厂内原有热用户、新建溴化锂制冷站和厂内主要办公大楼的夏季空调使用。从而较大的减少了炼厂蒸汽的使用量,减少了全厂循环冷却水的使用,提高了炼厂能源的综舍利用率,提高了炼厂经济效益。     

炼油企业低温热能特点及其回收利用

通过对33家炼油企业低温热利用的调研,总结了炼油企业的低温热分布特点,建立了低温热潜力系数的评估方法,可以在同一平台上对比分析不同规模、不同装置结构的炼油企业低温热应用程度。针对低温热能品质低、热能需求与温位变化大、布置分散等特点,提出了充分回收低温热能的14种主要技术措施。通过创造新的低温热阱、在设计环节实施工艺本质节能与总图节能、推广热源直接利用、整体统筹低温热能应用等措施,可以充分回收炼油生产装置中的低温热能,有效降低炼油综合能耗。     

炼油企业低温热大系统优化利用技术

低温热利用是当前我国炼油企业节能的重要潜力之一.但是随机、分散的利用方式使它们难以得到充分利用.在当前装置大型化、集中布置、开工周期延长控制、设备技术改进条件下,按照"温度对口,梯级利用"的科学用能原则,开发了一种在热出料和装置用能优化的基础上,在全局范围内进行低温热的大系统优化匹配的技术.以循环除氧软水为热媒,按温位高低,集成各种低温热源,再按温位高低顺序用于分馏塔再沸器、储运系统、锅炉给水等低温热阱.使工艺余热得以充分利用,节省了大量加热蒸汽.提出了以最优传热温差为决策变量,热媒水分别与热源、热阱换热的两个网络合成技术,列出了系统的设计方法,给出了实用的案例.     

炼厂低温热回收利用及中压蒸汽的优化运行

目前国内炼厂上下游装置的热联合是降低能耗的重要举措。将重油催化装置产生的热量作为气体分馏装置的热源,大大降低蒸汽消耗。并对重油催化装置蒸汽动力系统进行优化运行。从而达到提高经济效益、节能降耗的目的。     

芳烃联合装置低温热利用与优化

芳烃联合装置因工艺流程长、循环量大、设备大型化等特点造成装置能耗较高,特别是吸附分离单元中作为对二乙基苯循环分离的抽出液和抽余液塔,两塔塔顶温度在100～200℃之间,拥有大量低温热,通过空冷冷凝会造成装置热量损失。某公司芳烃通过历年改造,实现了芳烃联合装置内部、芳烃联合装置与乙烯装置、公用工程装置和周围化工园区之间的低温热联合深度利用,装置能耗大幅降低,同时为炼厂低温热应用提供重要参考。     

炼油厂低温热发电与第二类吸收式热泵技术的应用评价

介绍了低温热发电技术和第二类吸收式热泵技术的基本原理与应用案例,包括低温热有机朗肯循环发电,第二类吸收式热泵制取低压蒸汽、供暖热水。基于热效率和火用效率的分析评价表明,提升低温热的能级是两类技术的共性特征,这两类技术的热效率均偏低。从热效率和火用效率角度分析,第二类吸收式热泵技术优于低温热发电技术;从产品能源能级角度分析,低温热发电技术优于第二类吸收式热泵技术。当低温热供给温度高于110℃时,推荐低温热发电技术;低温热供给温度高于110℃、且全厂低压蒸汽不足时,推荐第二类吸收式热泵产低压蒸汽技术;低温余热资源供给温度高于110℃、且存在冬季供暖工况,或存在大量低温热阱时,推荐第二类吸收式热泵制取热媒水技术。