大庆炼化公司100×104t/a FDFCC装置节能措施

2004年大庆炼化公司100×104t/a的FDFCC装置,通过对烟汽轮机、反应汽提段、进料喷嘴、装置间热联合等一系列的改造,使装置能耗由改造前的4396.55MJ/t降至3298.86MJ/t,共计下降1097.69MJ/t。     

550×10^4t／a常减压装置加工俄罗斯原油实践

介绍了中国石油辽阳石化公司550×104t／a常减压蒸馏装置的生产概况及工艺流程中初馏塔、常压塔、减压塔、加热炉、减压转油线、热联合等的主要技术特点。介绍了俄罗斯轻质原油的物理化学性质。分析了该装置加工俄罗斯轻质原油生产运行工况及主要节能措施。通过实施节能措施,装置总能耗为443．453MJ／t,在国内同类型装置中处于较好水平。     

玉门炼化总厂节能潜力及节能途径分析

玉门炼化总厂拥有常减压、催化裂化、柴油加氢改质、酮苯脱蜡(脱油)、催化重整等多套装置,总加工能力达300×104t/a。由于装置加工流程长,产品加工深度大等问题,虽然实施了一些节能措施,但创新性和高技术含量的节能新技术应用较少,2008年全厂综合能耗仍高达85.33kg标油/t原料,与国内先进企业相比差距较大。为此,提出改造催化装置余热锅炉、提高加热炉热效率、开展热联合、综合优化动力系统、充分利用低温余热等节能改造方案。其中,催化装置余热锅炉采用模块化新型结构,以消除露点腐蚀,减少烟气阻力,强化传热能力,消除炉体振动,确保能量回收为主要改造目的;提高加热炉热效率主要从优选加热炉燃烧器,完善烟气热能回收、完善加热炉吹灰、降低散热损失以及调整工艺流程等方面入手。同时,应实现装置间的能量集成优化,采取热电联产工艺,减少低温热能耗损失。预计上述节能改造实施后,全厂综合能耗可降低11~21kg标油/t原料。     

550×10^4t／a常减压装置加工俄罗斯原油实践

介绍了中国石油辽阳石化公司550×104t／a常减压蒸馏装置的生产概况及工艺流程中初馏塔、常压塔、减压塔、加热炉、减压转油线、热联合等的主要技术特点。介绍了俄罗斯轻质原油的物理化学性质。分析了该装置加工俄罗斯轻质原油生产运行工况及主要节能措施。通过实施节能措施,装置总能耗为443．453MJ／t,在国内同类型装置中处于较好水平。     

延迟焦化装置能耗分析及优化措施

克拉玛依石化公司1.5Mt/a延迟焦化装置加工原料为稠油,于2004年建成投产。装置包括电脱盐和脱钙系统、焦化系统、富气压缩吸收稳定系统三大部分,设计能耗为1798.02MJ/t原油,但2005年装置实际能耗为1967.70MJ/t原油,远超出设计值。该装置能耗构成中,燃料气占55%以上,蒸汽占34%,耗电占10%以上。减少燃料气、电耗和蒸汽消耗是降低装置能耗的关键。为此,实施如下改造措施:①对加热炉余热回收系统进行水热媒技术改造,以高压脱氧水为传热介质,实现热烟气和冷空气之间的热量交换,保证热管表面温度均匀,改造后加热炉排烟温度降至166℃,热空气入炉温度升至267℃,热效率超过90%的设计值。②优化装置操作,减少3.5MPa和1.0MPa蒸汽消耗;降低吸收稳定系统压力和解析塔底、稳定塔底温度,增加自产蒸汽量。③优化除焦操作,缩短除焦时间,为空冷器电机安装变频系统,以降低电耗。④降低焦化装置新水和循环水消耗。节能措施实施后,2009年装置能耗为1067.31MJ/t原油,比设计值降低730.71MJ/t原油,折合燃料油为21.44kg标油/t原油。     

延迟焦化装置低温热利用探讨

分析了洛阳分公司140×10^4t／a延迟焦化装置低温热利用状况,顶循油、柴油、稳定汽油与低温除盐水换热后,约可回收热量194．8MJ／t,降低装置能耗4．65kg标油／t。但低温热利用设计中存在着安全隐患和低温热利用不完全的问题,通过优化低温热水系统,防止回水带油;采用热联合工艺,提高热量利用效率;优化工艺流程,尽可能回收装置低温位热量的方式来解决。若60％以上的低温热均充分利用,将回收热量5×10^4MJ/h左右,降低装置能耗6-8kg标油/t。     

重油催化裂化余热锅炉节能技术改造

1999年以来三次对中国石化股份有限公司茂名分公司第三套重油催化裂化装置余热锅炉进行了节能技术改造。通过对省煤器给水流程、过热器及其吹灰器进行改造,避免了省煤器低温露点腐蚀,增大了过热能力并改善了吹灰效果,催化裂化装置能耗由改造前的4600MJ/T下降到2600MJ/T。     

常减压蒸馏装置节能优化措施及效果

随着新标准法规的颁布实施,节能增效成为当前炼化行业提高效益及竞争力的主要措施,减排也成为炼化行业重点工作之一。中石油独山子石化10Mt/a常减压蒸馏装置目前平均加工量约900t/h,通过实施各种优化措施,实现了节能、增效、减排的多重目标:通过"蜡油Ⅰ空冷器改为低温水换热器",装置能耗由9.53kg标油/t降至9.291kg标油/t;通过"减压深拔操作优化",减压渣油残炭由14.8%上升到17.20%,降低减压渣油收率约2.93%;通过"利用减顶真空泵富余能力,抽真空操作优化",年创效益440万元;通过"轻烃回收系统双塔流程改为单塔流程",年创直接效益约387万元;通过"更换20台常减压炉低氮燃烧器",实现烟气NO_x含量低于特别排放限制值(100mg/m~3);通过"减顶气脱硫塔操作优化",实现减压炉烟气SO_2含量低于特别排放限制值(50mg/m~3)。     

石家庄炼化第2套气体分馏装置流程模拟与优化

以石家庄炼化第2套280kt/a气体分馏装置为研究对象。通过Aspen plus流程模拟软件,对该装置精馏过程进行计算机模拟,在建模基础上,利用模型,分析精馏塔压力、回流比、热负荷等性能参数间的关系,在保证产品质量合格前提下,以降低装置能耗,提高装置效益为最大优化目标,对丙烷塔、乙烷塔、丙烯塔进行灵敏度分析。装置优化调整如下:精馏塔尽量采用低压操作,尤其在冬季,当精馏塔顶冷却能力足够时,采取降压操作对于气体分馏装置节能非常有利;脱丙烷塔回流比降至2.3,即可满足生产需要;日常操作中,脱乙烷塔操作压力提至2700kPa以上,冷却器循环水全开,使冷后温度保持在最低,可以降低不凝气中的丙烯含量。通过优化调整,气体分馏装置减少丙烯损失0.00646t/h,减少再沸器热负荷1685MJ/h,装置能耗下降3.71kg标油/t,全年可实现降本增效120.3万元。     

加氢裂化装置用能分析及节能措施

中国石化广州分公司1.2Mt/a加氢裂化装置由洛阳石化工程公司设计,采用抚顺石油化工科学研究院开发的FF-26/FC-26一段串联全循环加氢裂化工艺流程,装置开工后能耗一直处于较高水平。通过对能耗组成分析,发现装置实际能耗中电耗占46%～49%,燃料消耗占23%～29%,蒸汽消耗占14%～16%,与设计值差距较大。通过对装置高压贫胺液泵更换小叶轮、新氢压缩机应用Hydro COM气量调节系统,采取原料热进料,提高新氢纯度等节能改造,以及维持适宜氢油体积比(约为1000),降低热高压分离器和分馏进料加热炉温度,降低主汽提塔压力,提高装置负荷率等优化措施,装置能耗从2008年的1523MJ/t降低到2010年的1150MJ/t。同时指出,加氢裂化装置下一步可以通过增加变频电机、实施低温热利用、采用旋流脱烃等措施进一步降低能耗。     

常减压蒸馏装置用能分析与探讨

以某炼厂5Mt/a常减压蒸馏装置为例,运用能量系统"三环节"结构理论,依据热力学第一定律和热力学第二定律对装置进行了能量平衡和平衡计算。结果表明,合理采用先进的节能技术和设备是降低装置能耗的关键。在降低能量损失的同时,需要提高能源的利用率,从能量的量和质两个方面降低装置能耗。要完善常压炉烟气余热回收系统,提高加热炉热效率,同时需加强低温热量回收,减少物流冷却排弃能。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践

中国海油惠州炼油分公司420× 104t/a延迟焦化装置通过停用解吸塔上重沸器3.5MPa蒸汽、停用柴油汽提塔1.0MPa汽提蒸汽、降低循环比、采用先进控制(APC)提高加热炉热效率、降低高压水泵和罐区减渣原料泵电耗、提高水的回用率、加大装置处理量等工艺优化措施,装置综合能耗比设计能耗39.03kg标油/t原料降低3kg标油/t原料.为了进一步降低装置能耗,达到国内其他先进装置的能耗水平,该装置在2011年利用检修时机,通过加热炉节能改造降低排烟温度、利用柴油低温热发生0.45MPa蒸汽、焦化富气压缩机叶轮更换、焦炭塔区特阀汽封线改造等节能改造措施.加热炉热效率由89％提高至91.5％,节约3.5MPa蒸汽用量约6.5t/h,同时减少了燃料气、蒸汽和电的消耗,使装置能耗总体降低3.16kg标油/t原料.装置节能改造每年可增加4000万元的经济效益.     

炼油联合装置节能减排优化措施

巴陵石化炼油联合装置以105× 104t/a MIP-CGP装置为核心,配套产品精制、气体分离及循环水、空压站等公用工程系统.该装置直接以200×104t/a常压装置的渣油为原料,具有多产高辛烷值汽油和气体烯烃的特点.针对重油催化装置高气体收率和大注汽量的工艺特点,从催化生焦理论人手,进一步分析了随着进料密度、残炭和重金属含量的增加,装置的能耗越显著,联合装置的用能优化越复杂.通过对再生器取热系统、烟气余热回收系统、蒸汽能量梯级利用、烟机系统、供风系统、加热炉燃烧器系统、高低温位热能回收以及循环水、酸性水、凝结水系统的用能分析及优化改造,充分综合利用了各类能源,减少了装置对水的消耗.炼油联合装置能耗由72.20kg标油/t原油降至61.74kg标油/t原油,吨原油取水南0,72t/t降至0.61t/t,吨原油排水由0.64t/t降至0.30t/t.     

1.4Mt/a重油催化裂化装置能耗分析与措施

青岛石化1.4Mt/a重油催化裂化装置的能耗占到了公司总能耗的40%多,其中烧焦能耗在催化总能耗中占相当大的比例,因此采取措施降低生焦率成为降低装置能耗的关键所在。另外,将主风机降至最低耗功状态运行也是一项降低电耗的有效措施。装置节能降耗工作主要从两方面入手,一是通过优化工艺操作条件,降低生焦率、电耗和蒸汽消耗,尽量减少能耗;二是通过技术改造提高装置用能水平。经过几次改造后,2008年装置能耗为63.3kg标油/t原料,并且实现连续两年达标。但仍然存在烟气能量回收系统效率不高、气压机负荷高、生焦率较高、热联合不足等问题。下一步应在加工含酸原油项目改造后,对催化装置操作条件进行调整;对主风机运行效率进行核算,调整运行参数使功耗最低;将反应压力控制改为气压机转速调节;利用流程模拟软件建立装置模型,找出最佳操作参数。     

浅谈常减压蒸馏装置的低温余热回收

<正> 1 前言常减压蒸馏装置是炼油工业的"龙头",又是能源消耗的大头,在大中型炼油厂中约占全厂能耗的24%,其中热能所占比例最大,因此降低装置能耗具有特别重要的意义。本文将讨论在该装置的低温余热回收中遇到的几个问     

延迟焦化装置用能潜力分析与途径

洛阳石化140×104t/a延迟焦化装置采用"一炉两塔"工艺流程和"可灵活调节循环比"工艺技术,装置设计能耗为26.71kg标油/t,但2009年装置综合能耗为33.36kg标油/t。能耗分析显示,低温热回收系统未投用、0.4MPa蒸汽不计能耗和加工负荷较低等因素,是造成装置能耗偏高的主要原因。消除以上影响因素,装置实际能耗应在21kg标油/t左右。通过优化工艺设备操作,投用节能设施,加强节能管理,减少蒸汽、水等介质消耗,增加热输出等措施,2010装置能耗得到明显下降。1～10月份装置累计综合能耗为25.35kg标油/t,低于设计值,较2009年同期下降了8.5kg标油/t,较2009年全年下降8.01kg标油/t。特别是2010年10月份,装置能耗为20.12kg标油/t,较去年同期下降12.40kg标油/t,低于2009年中国石化集团平均能耗3.87kg标油/t。     

延迟焦化装置缩短生焦周期运行分析

九江分公司Ⅰ套常减压装置扩能改造后,为作好渣油平衡工作并达到挖潜增效目的,需要1.0Mt/a延迟焦化装置超设计负荷25%以上运行。降低装置循环比至0.2左右,处理量可增加10%～12%,但受焦炭塔安全空高限制,循环比不能进一步降低,故考虑在装置流程和现有设备不作改动的情况下,将24h生焦周期缩短至20h。改为20h生焦周期操作后,装置处理量可提高26%左右,装置循环比降至0.18,预热、吹汽、冷焦、除焦等工序时间缩短,形成5d一个循环,增加了焦炭塔、加热炉、压缩机和分馏系统等设备的利用率,蜡油收率、焦炭收率上升,总液体收率由68.63%下降至68.35%,公用工程单耗均有不同程度的降低,装置总能耗下降了32.6MJ/t原料。     

洛阳石化2号催化裂化装置节能降耗措施与效果

洛阳石化2号催化装置为同轴式运行模式,2011年1月至2012年8月,采取了停用E1315A-D及优化空冷风机运行,降低水消耗,烟机发电,优化蒸汽网络等节能措施.2011年9月大检修后,实施解吸塔底热源改造、E1303与E1304水冷器改串联等节能项目.在原料劣质化程度加重的情况下,投用终止剂,适当提高剂油比,提高原料预热温度,改善原料雾化效果,控制好催化剂性能,试用CRA降焦助剂,使生焦率由7.0％降至6.5％;同时做好闪蒸塔原料的优化,以确保装置能耗的降低.2012年6～7月装置低负荷运行情况下,采取了投用预提升干气的优化措施,投用预提升于气不仅可以降低蒸汽能耗,而且可以抑制重金属脱氢反应,降低装置生焦率,进一步降低装置能耗.通过以上节能优化,装置能耗从2011年1月的57.52kg标油/t降至2012年8月的41.80kg标油/t.     

崔化装置的能耗分析与节能改造建议

文章简要介绍上海高桥石化公司炼油厂1#催化裂化装置运用基础能耗的分析方法，找出存在的问题，提出了一个行之有效的节能改造方法，能降低装置综合能耗约752．69MJ／t，大大改善装置能耗偏大的问题。     

连续催化重整装置节能分析

中国石化洛阳分公司连续催化重整装置分馏塔进料温度偏低、低温余热利用不足,在分析装置目前用能状况后,提出可通过汽提塔改冷、热进料,利用装置余热加热预分馏塔和脱戊烷塔进料以降低能耗,还可通过降低塔压、回流比和氢油比等措施进行节能。模拟结果显示,汽提塔由热进料改为冷、热进料后,其塔顶冷却负荷由187.7×104kcal/h降至62.9×104kcal/h,塔底加热炉负荷由420.5×104kcal/h降至304.1×104kcal/h,综合节能241.2×104kcal/h;在脱戊烷塔进料处增设换热器,利用汽提塔塔顶废热加热进料,脱戊烷塔塔顶冷凝负荷增加7×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少66×104kcal/h,综合节能59×104kcal/h;在预分馏塔进料处增设换热器,利用进料/出料换热器E201壳程出口热源废热加热进料,预分馏塔塔顶冷凝负荷增加5×104kcal/h,塔底加热炉负荷减少50×104kcal/h,综合节能45×104kcal/h。