SINOALKY硫酸法烷基化装置用能分析及优化

介绍了0.20 Mt/a SINOALKY硫酸法烷基化装置的能耗现状,分析了1.0 MPa蒸汽、循环水和除盐水耗量高的原因,采取了分馏塔降温降压操作、停用反应流出物酸碱水洗流程、降低制冷压缩机防喘振流量、优化节水等4方面的措施,共减少1.0 MPa蒸汽耗量9 t/h、3.5 MPa蒸汽耗量3 t/h、除盐水耗量7 t/h、用电量102.95 kW?h、用水340 t/h,综合测算,装置能耗已由开工初期的6 064.762 MJ/t降低至2019年12月的4 598 MJ/t以下。结合装置实际情况,提出了回收利用工艺介质低温热、回收利用凝结水低温热、增设机泵变频等建议,为装置下一步节能优化指明了方向。     

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％.     

催化裂解装置能耗分析及节能措施

针对中海石油宁波大榭石化有限公司(大榭石化)2.20 Mt/a催化裂解装置能耗较高的问题,根据装置基础设计数据及首次开工当年数据进行能耗对比,结合装置实际运行情况,对装置能耗进行综合分析,得出影响装置能耗的主要因素是催化烧焦量、3.5 MPa蒸汽耗量及电耗。通过提高第二提升管反应器热催化剂循环量、优化原料配比、调整催化剂活性等措施,降低反应生焦;通过优化气压机控制方案、降低气压机压缩比、加强蒸汽品质管控等措施,降低汽轮机耗汽量;通过提高烟机的做功效率、降低烧焦耗风量等措施,降低主风机电耗。结果表明:措施实施后,有效降低了装置能耗,催化裂解装置能耗从2016年的3 902.87 MJ/t降至2019年的3 788.33 MJ/t,综合能耗降低了114.54 MJ/t,其中烧焦单耗降低了42.22 MJ/t,电力单耗降低了58.23 MJ/t,3.5 MPa蒸汽单耗降低了37.62 MJ/t。     

糠醛精制装置的能耗分析及节能措施

 通过对中国石油克拉玛依石化公司Ⅱ套糠醛精制装置的能耗构成进行分析,发现装置能耗主要由燃料气消耗、自产蒸汽用量、电耗和循环水用量决定。提出降低装置能耗的具体措施,并在检修期间进行整改。通过加热炉节能改造、优化换热流程、停用萃取塔底循环回流冷却器和机泵加变频调速器等措施,使装置的燃料气用量、自产蒸汽用量、循环水用量和电耗降低,装置的综合能耗降至639.95 MJ/t,比改造前综合能耗降低27.64％。     

大型对二甲苯装置的节能设计与优化

以某企业1.50 Mt/a对二甲苯装置的设计为例,综合分析该装置中各单元的能耗分布及采用节能设计对装置能耗的影响;结合对二甲苯装置的特点,深入探讨提高加热炉热效率、优化低温热利用方案等措施对降低装置能耗的重要性。结果表明：举例装置基于“95+”的技术改进加热炉设计,最大限度地回收烟气余热,使加热炉热效率超过95%,明显高于常规设计值(92%),可节省燃料费用2 340万元/a;通过采用低温热发生蒸汽技术,1.2 MPa蒸汽产出量为89.2 t/h, 0.6 MPa蒸汽产出量为254.2 t/h,而且余热采用蒸汽压缩可得1.8 MPa蒸汽,满足多个蒸汽用户需求;通过采用低温热制热水,可得110℃热水约746.2 t/h,采用先进热水制冷等技术制备的冷冻水除满足装置自身需求外,还可服务多个用冷装置;通过整体优化设计,使对二甲苯分离、二甲苯异构化、二甲苯分馏等单元的产品能耗仅为5 190.9 MJ/t,与同类装置相比大幅降低,达到国内领先水平。     

低负荷下延迟焦化能耗分析及优化措施

目前中国石油化工股份有限公司洛阳分公司延迟焦化装置加工负荷仅为设计负荷的58%。对焦化装置低负荷生产背景进行了介绍,描述了低负荷条件下工艺流程的变动情况以及优化前生产情况。分析了延迟焦化2014,2015,2016年1—6月的能耗数据,通过对比分析,从燃料气、3.5 MPa蒸汽、循环水、电等方面,指出了低负荷下装置能耗偏高的原因。提出了以下措施:加热炉备用炉室闷炉操作,可节省燃料气1.5 kg/t;利用柴油与燃料气换热,可节省燃料气0.4 kg/t;备用炉室用干气代替3.5 MPa蒸汽,可减少3.5 MPa蒸汽用量5.8 t/h;气压机入口引入柴油加氢装置轻烃;优化气压机控制系统,每小时节省3.5 MPa蒸汽2~5 t;循环水串级;提高机泵效率。经过低负荷下有针对性地优化改造,装置能耗降至901.62 MJ/t,低于装置低负荷优化前的980.21 MJ/t,年增加效益约为435万元,取得了显著的经济效益和社会效益。     

制氢装置中温变换流程改造

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司制氢装置采用轻烃水蒸气制氢技术。装置自2009年开工以来,中变气进空气冷却器入口温度及除盐水换热后进除氧器的上水温度均超出设计值,存在PSA联锁停车风险及水气系统管线氧腐蚀等问题。对中温变换流程进行如下改造:在第一分水罐后面增设1台蒸汽发生器,并拆除除盐水预热器限流孔板。装置改造后,解决了中温变换后路热量过多的问题,利用中温变换余热可产出0.5 MPa蒸汽外送管网,产生经济效益约604.8×104RMB$/a;空冷风机由停工前的4台全开,改为目前的2开2备,可节约电费约19×104RMB$/a;利用自产的0.5 MPa蒸汽代替1.0 MPa蒸汽,满足生产要求,装置能耗可降低4 186.8 MJ/t;除氧器上水温度得到有效控制后,自产除氧水除氧效果改善明显,有利于制氢装置的长周期安全生产。     

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。     

延迟焦化装置的能耗分析及节能措施

中国石油兰州石化公司炼油厂120×104 t/a 延迟焦化装置的能耗主要由燃料气、电、蒸汽、循环水和软化水组成,装置能耗中主要是燃料气的消耗,占73.68%.为降低能耗,近年来对延迟焦化装置采取了相应的节能措施,包括降低循环比、提高分馏塔底温度、加热炉外表面喷涂,以降低燃料气消耗;蒸汽伴热线改造,降低焦炭塔大、小吹汽量,以降低蒸汽消耗;冷焦污水处理回用、乏汽冷凝水回用、蒸汽冷凝水回用,以降低水消耗;减少高压水泵运行时间、优化空冷器操作,以降低电耗等.这些措施实施后,装置能耗从1083.9 MJ/t 下降至902.0 MJ/t.     

催化裂化联合装置节能降耗改进措施

针对某公司催化裂化联合装置（包括140万t/a催化裂化、30万t/a气体分馏、8万t/a甲基叔丁基醚、产品精制等4套装置）存在能耗较大的问题,分析了联合装置能耗情况,并提出节能优化改进措施。结果表明:联合装置能耗主要包括循环水、电、低压蒸汽、中压蒸汽和除盐水;采取装置联合热直供优化（催化柴油直供柴油加氢装置、催化汽油直供汽油加氢装置）、换热流程优化（分馏塔塔顶油气热量利用、分馏塔塔顶循环油热量利用、分馏塔一中段油热量利用）的节能改进措施,该联合装置可节约蒸汽21.5 t/h、循环水126.0 t/h、电214.7 kW·h,经济效益可达2 718.78万元/a,投资回报期为0.6个月。     

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。     

重油催化裂化装置热联合及低温热回收

介绍了中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂第三套重油催化裂化装置(简称三催化装置)与上游装置热联合及低温热的回收利用情况。通过与渣油加氢装置热联合,三催化装置共回收利用低温热32.8 MW,使装置能耗降低627.9 MJ/t(15 kg标油/t)。在成功实现与上游装置热联合的基础上,提出了与下游蒸馏装置热联合的设想。与下游装置热联合实现后,该厂可回收凝结水10t/h,节约无盐水80 kt/a,降低生产成本28万元。     

硫磺回收装置节能降耗分析与应用北大核心CSCD

目的通过技术改造和优化操作参数,降低硫磺回收联合装置能耗。方法①通过分析装置能耗现状,以装置在节能降耗方面所存在的典型问题为突破口,采取技术改造;②通过优化汽提操作参数,提高净化水质量。结果①降低了装置1.2 MPa蒸汽和0.4 MPa蒸汽消耗量;②有效提高了净化水综合利用率,降低了全厂生产水和除盐水消耗及污水排放量。结论装置经技术改造后,综合能耗由原来的1000 kgEO/t(1 kgEO/t=41.87 MT/t)降至目前的660 kgEO/t,净化水回用率由原来的40.0%提高至目前的83.5%。     

芳烃联合装置低温热的回收与利用

介绍了中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司芳烃联合装置低温热的回收和利用情况,通过对装置内歧化甲苯塔、重整油分馏塔和异构化脱庚烷塔等分馏塔顶流程的优化改造,利用低温余热,输出热水资源并靠提高除氧水温度增加自产蒸汽量,实现了芳烃联合装置内部、芳烃联合装置与炼油装置之间的低温热联合利用,装置能耗下降了1.26GJ/t,每...