制氢装置中变气换热流程运行分析

分析了制氢装置中变气换热流程运行过程中出现的问题,包括除盐水上水和空冷器入口温度超高10~20℃,锅炉给水泵和除盐水上水线腐蚀,除盐水预热器管束断裂以及空冷器入口不锈钢管件应力腐蚀开裂等。采取对有关设备、工艺管线进行材质升级,中温气换热流程实施优化改造,除盐水预热器管束更换等措施,消除了设备、管线存在的隐患;合理利用中变气余热回收副产0.4 MPa蒸汽部分替代1.0 MPa蒸汽,中变气、除盐水温度下降至正常温度,降低了蒸汽、电、除盐水、循环水等公用工程的消耗。经过数次检修和技术改造,提高了装置运行的安全性和可靠性,实现了较好的节能效果。     

制氢装置工艺凝结水回收利用分析

分析了制氢装置工艺凝结水化学成分,介绍了工艺凝结水的回收方案。汽提塔底凝结水pH值偏低,总铁离子含量波动较大,且产生的蒸汽不合格,容易污染管网,故不利于直接回收利用。塔底凝结水中总铁离子质量分数不超过100μg/g时,可以经过除氧器并加药等技术进一步处理,达到给水要求,可作为锅炉给水使用。塔顶蒸汽每年直接排放约87.4 kt,经济损失达1 048.3×104RMB$,而蒸汽回收作为工艺配汽使用,能够提高氢气产率,降低装置能耗,是本装置凝结水综合利用的可行性方案。     

煤制氢气——当今全加氢型炼油厂的发展方向

炼油厂常规的3种制氢工艺为烃类蒸汽转化法(SMR)、原料部分氧化法(POX)和变压吸附法。介绍了煤制氢气技术的工艺方法、"三废"处理、及应用实例,并将煤制氢与天然气制氢的技术、经济指标进行了全面对比,结果表明,对于150 kt/a的煤气化制氢装置,煤的用量为1.3 Mt/a;若用天然气代替煤来生产氢气,则达到同样规模需要天然气510 kt/a。煤和天然气的价格分别以1 270和6 500 RMB$/t计算,则从原料成本看,煤制氢比天然气制氢低16.6×108RMB$/a。据Shell Global Solution的研究结果,国际油价在377.39 US$/m3以下时,天然气制氢更具有优势;国际油价在377.39～503.19 US$/m3时,煤制氢和天然气制氢的成本基本相当;当国际油价高于503.19US$/m3时,煤制氢的成本优势会随着原油价格上升表现得更为明显。惠州炼油分公司天然气制氢装置天然气原料平均价格为4.2 RMB$/m3,所生产的氢气成本为1.86×104RMB$/t;煤炭价格以到厂价950 RMB$/t计算,煤制氢的产氢价格应为1.4×104RMB$/t。可见,煤制氢成本远远低于天然气制氢。指出选择煤制氢技术生产氢气具有较强的抗风险能力和核心竞争力,是国内全加氢型炼油厂的发展方向。     

DCC装置和丙烯腈装置一体化技术方案

提出DCC装置和丙烯腈装置一体化技术方案,对该技术方案的物料直供、蒸汽综合利用以及酸性气处理技术进行了具体的分析。通过物料互供分析,可以适当减少丙烯的中间储存罐容,提高丙烯从气分装置进丙烯腈装置的温度约5℃,降低装置运行能耗;通过蒸汽综合利用分析,可省去一台4.0 MPa的中压蒸汽锅炉,同时还能提高蒸汽的利用效率;通过对DCC装置酸性气处理技术的分析,发现该技术方案可省去一套与DCC装置配套的LO-CAT硫黄装置。分析表明该组合技术方案有很好的经济效益,省去的一台4.0 MPa中压蒸汽锅炉和一套LO-CAT硫黄装置可为企业节约工程投资1.39×108RMB$;酸性气转化为合格硫酸产品和提高丙烯直供温度,每年可增创效益约3.67×106RMB$。     

制氢装置脱盐水温度的设计问题

介绍了制氢装置利用自身大量低温余热自行除氧过程,从理论上分析了提高除氧前脱盐水的预热温度的可行性。理论分析证明,提高脱盐水进入除氧器的温度是可行的,节能降耗十分明显,值得大力推广。     

旋膜除氧器在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统中的应用

中国石油锦西石化公司在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统上使用旋膜除氧器。结果表明,除氧水中溶解氧的质量浓度控制在10~15μg/L时,能有效避免因蒸汽品质不合格致余热锅炉蒸发面发生氧腐蚀进而导致装置停工的问题。     

九江石化油品升级工程主体完工

<正>经过参建各方为期22个月的奋战,近日九江石化800×104t/a油品质量升级改造工程建设迎来里程碑式的重大节点——2×7×104t/a硫磺回收联合装置、170×104t/a渣油加氢装置、10×104m3/h煤制氢装置、4.5×104m3/h空分装置顺利实现高标准中交。至此,九江石化油品质量升级改造工程主体部分基本建成,各装置将陆续从施工阶段转入开工生产阶段。九江石化油品质量升级改造工程总投资约70亿元,由常减压、硫磺回收、渣油加氢、加氢裂化及PSA、煤制氢、空分等8套主体装置和公用系统工程组成。整个工程计划9月份打通全流程,产出合格产     

加氢裂化装置换热网络节能优化

结合某石化公司加氢裂化装置的用能现状及生产运行问题,利用Petro-SIM模拟软件,以装置换热网络流程模拟为基础,对加氢裂化装置换热网络进行了系统分析,找出换热网络中的不合理点,确立了换热网络节能优化的方向和潜力。针对原料与循环油等几股物流间局部换热网络的优化分析,提出了现行工况下不需增加投资的操作优化方案,并利用模型预测了最优化工艺参数和节能优化效果。通过操作优化调整提高了原料罐温度,从而提高了原料换热终温和分馏进料温度,降低了反应进料加热炉和脱丁烷塔底重沸炉燃料气消耗,可降低能耗74.18 MJ/t,获得效益约230×104RMB$/a。以热进料和热出料为契机,对换热网络的用能进一步优化改进,提出了增加一定投资改造的优化方案和增加热量输出的建议。模型预测改造后装置节能约146.54 MJ/t,增加效益约450×104RMB$/a。     

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.     

催化装置热直供及换热优化

某化工企业存在能量浪费的现象,通过对用能现状的分析,结合现有装置的情况进行了热直供和换热优化的改造。通过热直供改造,将常减压装置部分直馏蜡油和减压渣油直供催化裂化装置,解决了常减压装置和催化裂化装置用能重复的问题,节约了常减压装置循环水的用量约600 t/h,同时由于催化裂化装置原料油进入原料油—循环油浆换热器温度升高,增加中压蒸汽的产气量约7.5 t/h;通过换热优化改造,将顶循环油与除盐水换热,节约了除氧器低压蒸汽的用量约7 t/h。     

丙烷脱沥青装置导热油炉的节能改造

对某石化公司800 kt/a丙烷脱沥青装置导热油炉热运行现状及低效原因进行了系统分析,在此基础上提出了空气预热系统采用板式空气预热技术,选用HTEE-E型高温炉用红外辐射涂料的节能改造技术,并在导热炉上改造实施,取得了良好的节能降耗效果。改造后,烟气外排温度从改造前的181℃降低到138℃;热空气温度从112℃升高到179℃;热效率从89.8%提高到91.2%。每年节约燃料费用321.5×104RMB$,节约电能费用19.1×104RMB$。     

制氢装置中温余热回收技术改造

某炼油厂的制氢装置,原设计将中温中变气用于加热除氧水,不但造成能量浪费,而且造成后部的空冷和水冷负荷过大,严重时影响PSA系统的稳定运行。通过对装置现有流程的分析,确立了余热回收技术改造方案：增加一个蒸汽发生器,利用中变气的过剩热量产生0．6MPa蒸汽供其它装置使用。项目改造后节能效果显著,在装置正常生产负荷下,能够产生0．6MPa蒸汽10t／h左右,同时空冷入口温度也由改造前的170℃降低至改造后的130℃,使制氢装置每吨氢气的能耗降低6963．90MJ,同时降低了制氢PSA装置因夏季入口气体温度高而停车的事故危险。该技术改造在实现较好节能效果的同时,提高了装置运行的可靠性。     

重油催化裂化与苯乙烯装置的热联合节能

针对重油催化裂化装置热能过剩和苯乙烯装置高耗能的状况,分析了该联合装置的各自用能,提出了重油催化裂化与苯乙烯装置热联合的节能设想。通过合理的技术改造回收重油催化装置的过剩热并以蒸汽供热形式来满足苯乙烯装置所需用能,不仅解决重油催化裂化装置的取热瓶颈问题,降低炼油装置综合能耗,而且基本解决苯乙烯装置所需蒸汽消耗,优化了苯乙烯的生产成本,节能增效成果显著。生产运行表明,两装置热联合改造实施后,重油催化装置增产3.5 MPa的蒸汽11 t/h,而且有3.5 MPa的蒸汽26.5 t/h和1.0 MPa的蒸汽16.5 t/h作为动力源得到梯级利用,使炼油装置能耗降低291.82 MJ/t,联合装置节能增效2 507.201×104RMB$。     

炼钢焦炉煤气提纯氢气与天然气转化制氢经济性对比

利用炼钢焦炉煤气提纯氢气满足炼油厂对氢气的需要,是实现资源优化利用的可行措施。为考察焦炉煤气制氢的经济性,从制氢成本和二氧化碳排放量两个方面,将焦炉煤气提纯氢气同天然气转化制氢两个工艺路线进行对比。焦炉煤气制氢的经济性取决于电价和天然气价格,在电价相对稳定的条件下[0.68 RMB$/(kW·h)],天然气价格高于2.64 RMB$/m3时,焦炉煤气制氢的成本更低,而且随着天然气价格上升,这种优势更加明显。焦炉煤气提纯氢气工艺的碳排放量较天然气制氢高约3%。如进一步考虑回收因钢铁企业需增加作燃料的天然气压力能,可降低焦炉煤气制氢成本632×104RMB$/a。     

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。     

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$。     

低温甲醇洗装置技术改造

采用航天炉粉煤加压气化技术对30万t/a甲醇生产厂气化工艺进行了改造,同时对低温甲醇洗装置也进行了同步改造。结果表明,低温甲醇洗装置改造后,氨冷却器冷量消耗减少了2 800 k W,氨冰机消耗的3.82 MPa蒸汽量降低约7.1 t/h,总电耗可降低388.9 k W;此外,节约0.5 MPa饱和蒸汽量为6.8 t/h,节约循环水量为80 t/h,CO2产品产量由5 500 m3/h提高到19 000 m3/h。装置改造投资总计约1 400.0万元,改造后每年可节约生产成本1 776.2万元,经济效益显著。     

硫酸法烷基化装置节能降耗措施

对中国石化洛阳分公司200 kt/a硫酸法烷基化装置的生产能耗进行了分析,并针对装置蒸汽、循环水以及除盐水能耗高的问题提出相应节能降耗措施。通过对压缩机转速、脱异/正丁烷塔回流量及脱轻烃塔进料工艺流程优化,节省3.5 MPa蒸汽11.75 t/h,节省1.0 MPa蒸汽5.32 t /h,降低蒸汽能耗3 334.09 MJ/t;通过停止部分采样器/冷却器循环水供应并及时控制调整各设备用水量,可节约循环水119.55 t/h,降低能耗16.63 MJ/t;通过对空气冷却器、碱液罐及各机泵冲洗所用除盐水的控制调整,可节约除盐水1.58 t/h。通过以上节能措施的实施,装置累计降低能耗3 354.38 MJ/t,创效3 409.47万元/a,并为装置进一步节能降耗提供了技术支撑。     

制氢装置用能分析与节能措施

分析了中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化分公司两套制氢装置的能耗构成特点及影响能耗的主要因素,明确了降低燃料气、蒸汽和电的消耗是降低装置能耗的主攻方向。通过采取一系列的节能措施,如原料气升压,停用部分设备,降低了电和循环水的消耗;对转化炉的空气预热器热管进行了更换和扩容以及内衬里修复,喷涂耐高温反辐射节能涂料,提高了转化炉的热效率,大幅减少了燃料气的消耗;实施了对氢压机调速器的改造,以解决Ⅰ套制氢氢压机加工负荷不一致的难题,降低了电和蒸汽的消耗;还利用当地冬季运行的特点,优化了蒸汽运行流程,提高了蒸汽的利用率。这些节能举措实施后,显著地降低了两套装置的能耗,全年可增加经济效益1 447.6×104 RMB$。     

气体分馏装置改造技术经济分析

中国石油化工股份有限公司安庆分公司300 kt/a气体分馏装置改造充分利用了该公司现有公用工程、辅助设施和富裕的低温热源,以最大限度地节省投资,降低装置能耗。装置设计采用了成熟可靠的四塔工艺流程和新型组合导向浮阀塔板专利技术。改造后装置运行平稳,各项经济技术指标达到设计要求,丙烯增产增效840×10~4 RMB$/a,节能降耗增效831.6×10~4 RMB$/a。