干气和氢气资源优化利用

某厂自二期项目投产以来,装置联合生产时,出现干气、氢气系统匹配不平衡现象,尤其是夏季全厂干气富裕,导致气柜回收干气压力增加,时常出现干气排火炬放空燃烧的情况,造成能源的浪费.为了实现全厂合理用能、节约成本的目标,采取制氢装置掺炼焦化干气、焦化装置增加溴化锂、适时调整制氢装置配氢量、优化加氢装置膜分离的生产操作、控制加氢装置精制反应深度、加氢装置低分气回收氢气等措施对全厂干气系统、氢气系统进行优化,减少全厂氢气消耗和干气产量,解决夏季干气及氢气系统不平衡的问题.     

超低硫清洁柴油生产运行方案的优化措施

分析了炼油企业在生产超低硫清洁柴油过程中存在的困难,以及其对企业经济效益和长周期运行等方面的影响,实施了常压蒸馏塔新增轻蜡油抽出流程的改造,提高全厂生产方案优化调整的灵活性。在此基础上,通过调整延迟焦化装置柴油切割点、优化柴油加氢装置原料配比、减少催化裂化装置油浆产量、调整蜡油加氢和加氢裂化装置负荷、优化常压蒸馏塔加热炉和减压蒸馏塔加热炉操作等一系列措施,使柴油加氢装置催化剂使用周期延长至4年以上,经测算,全厂可增产汽油 107 kt/a,节省燃料气 1 200 t/a,减少氢气消耗 1 500 m³/h,增加经济效益 4 960 万元/a。     

合成氨燃料系统操作优化与节能改造

塔西南勘探开发公司塔西南化肥厂拥有以天然气为原料的20万t/a合成氨和34万t/a尿素装置,自开车以来一直存在合成氨燃料气消耗较高的问题。为此对燃料系统进行了操作优化和节能改造。通过优化和改造,燃料气消耗已明显降低。同时,在弛放气入一段炉前加换热器技术是我厂的创新技术,属国内同类行业首次使用,该技术的实施不仅提高了弛放气的温度,增加混和燃料气的显热,达到降低燃料气消耗的问题,同时为同行业解决类似问题提供新的思路与实践经验。     

真空变压吸附技术的工业应用分析

阐述了某乙苯装置的副产物烷基化尾气及柴油加氢装置的反应低分气的混合原料气中含有50%的氢气,为了回收该部分尾气中的氢气作为全厂汽、柴油加氢的氢源,通过技术比选采用抽真空变压吸附(VPSA)技术,将混合原料气中的氢气加以回收利用,同时产生的解析尾气并入燃料气管网,重点对该技术应用情况进行分析。     

齐鲁石化烯烃厂裂解炉点火优化缩短了5h

齐鲁石化烯烃厂对裂解炉点火操作实施了优化调整，科学的提高了升温速度，使裂解炉从点火到投料的过程比原来缩短了5h，大大减少了裂解炉蒸汽及燃料的消耗量。据测算，平均每年可减少蒸汽消耗11250t，减少燃料气消耗540t，节约费用290多万元。     

塔西南化肥厂燃料系统优化与节能改造

塔西南化肥厂拥有以天然气为原料的20万t/a合成氨和34万t/a尿素装置,自开车以来一直存在合成氨燃料气消耗较高的问题。为此对燃料系统进行了操作优化和节能改造。通过优化和改造,燃料气消耗已明显降低。     

低温甲醇洗尾气中CO含量高的原因分析及优化措施

目的 降低尾气中的CO摩尔分数至0.20%以下,达到设计指标。方法 分析了低温甲醇洗尾气中CO含量高的原因,对系统进行了优化操作;同时在低温甲醇洗系统富甲醇次中压闪蒸段增加了气提氢气工艺,并对气提氢气量进行了优化调整;此外针对系统冷量回收利用不平衡不充分的问题进行了技术改造。结果 优化改造后,低温甲醇洗尾气中的CO摩尔分数降至0.19%,达到了设计指标要求,实现了节能降耗的目的。结论 系统优化操作中,增加气提氢气的设计、优化调整气提氢气量以及对系统冷量回收利用的技术改造,可以有效降低尾气中CO含量,并使其达到设计指标。     

液相柴油加氢换热网络夹点技术利用

某炼油厂2.0 Mt/a液相柴油加氢装置共设置2台圆筒炉、15台冷换设备和7片空冷器,总换热负荷超过100 MW。介绍了夹点技术在该装置基础设计换热网络上的应用情况,针对原设计换热网络存在问题进行了合理优化,即通过增加1台精制柴油/原料油(Ⅱ)换热器,使精制柴油蒸汽发生器与反应进料加热炉之间形成1条热负荷有效转移路径,从而达到同时减少反应炉热负荷(夹点上方)和低压蒸汽产量(夹点下方)的目的。结果表明:1装置共减少燃料气消耗6 239 t/a,效益超过2×108元/a;2装置生产1.0 MPa低压蒸汽由26.0 t/h降低至14.4 t/h,减少1.0 MPa蒸汽产量11.6 t/h,避免全厂低压蒸汽过剩;3装置换热面积增加742 m2,投资增加(200~300)×104元,投资回收期不足2个月,可行性较好。     

扬子石化公司的节能减排

扬子石化公司2007年进行多样性的技术创新，不断深化节能减排工作，三套主要化工装置的技术经济指标实现了全部达标。例如：乙烯新老区裂解气跨线成功投用，有效平衡与提升了两套装置的负荷，在减少装置物料损耗的同时，“双烯”收率得到提高；两套乙烯装置燃料气系统实现联网投用，碳四得到合理利用，降低了裂解炉燃料气的消耗；裂解炉增设空气预热器的投用，每年可节约燃料8000多t，降低裂解炉燃料消耗2．5％；芳烃液化气和炼油厂丙烷作裂解原料的投用，提高了“双烯”收率；对火炬气排放实施攻关，取得突破性成效，2007年11月底实现了火炬气排放总量降低15％。还有黄油的成功回收、蒸汽凝液的回收等都实现了达标。     

富氢气体梯级回收技术的工业应用

针对全加氢型炼油厂大量富氢气体作为低价值燃料进入燃料气管网的问题,提出不同浓度富氢气体的梯级回收利用方案：低浓度的含氢气体先经过膜回收二期装置进行初步分离,其产品氢与轻烃回收干气、异构化干气、火炬回收气一起作为膜回收一期装置的原料,进行二次分离,产品氢再与连续催化重整产品氢、渣油加氢低压分离气(低分气)、蜡油加氢裂化低分气、柴油加氢低分气一起进行变压吸附三次分离,产出体积分数99.54%的高纯度氢气。工业应用结果表明,对于加工能力10.0 Mt/a的炼油厂,采用富氢气体梯级回收技术后,回收氢气13.1 kt/a,降低天然气消耗21.2 kt/a,降低碳排放150 kt/a,吨油加工成本降低4.62元。     

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。     

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%。     

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.     

从炼油厂含氢气体中回收氢气的研究

分析中国石油化工股份有限公司济南分公司(济南分公司)氢气平衡和含氢气体组成,发现其氢气利用率较低,仅为76.37%,同时有大量廉价氢气可以回收。根据含氢气体特性,研究了加氢低分气脱硫脱氨工艺,脱除低分气中的氨和硫化氢后,重整氢气提浓装置可以回收低分气中的氢气;通过改造催化干气氢气提浓装置,可以回收催化干气和重整氢气提浓装置解吸气中的氢气。预计项目实施后,基于目前的加工量,济南分公司可以回收氢气4 313 m~3/h,从而停运干气制氢装置,氢气利用率可以提高近10百分点。在质量升级项目完成后,氢气回收项目可以充分发挥作用,每年可以回收氢气6 253 t,节约天然气27 kt/a,降低全厂加工损失率0.36%,具有较好的经济效益。     

过程系统工程方法在炼油厂规划中的应用

在大系统优化和全局整体最优的指导思想下,将线性规划、夹点分析、热量集成等过程系统工程方法集成应用于炼油厂规划设计中,极大地提高了炼油厂在总加工流程的优化选择、资源利用率、节能和减排方面的整体设计水平,其中基于线性规划的PIMS(Process Industry Modeling System,过程工业模型系统)技术,综合了工艺条件、投资成本、产品结构等因素,提高了总加工流程优化选择的准确性;运用氢夹点技术设计的氢气网络,减少了制氢装置的规模,可节约氢气需求量8%~20%;热夹点和水夹点技术在全厂换热网络和水网络设计中应用普遍,其中装置间热联合节能42~84 MJ/t,水重复利用率在97%以上,单位新鲜水用量减少至0.5 t/t,降低了全厂能耗和水耗,使节能减排指标达到国际先进水平。过程系统工程方法在炼油厂规划中的实际应用,提高了炼油厂资源和能量利用率,并有助于实现清洁生产和完成节能减排目标。     

石蜡加氢精制装置能耗结构及节能措施

石蜡加氢精制装置操作能耗主要为电耗、蒸汽和燃料消耗3项，共占操作能耗的95％以上。为降低装置电耗．优化工艺，主要措施为：氢气一次通过工艺，停开循环氢压缩机；采用高效低功率的高速原料泵，减少升压耗电量：采用机械抽真空，降低抽真空蒸汽及汽提蒸汽；优化装置的伴热流程，延长单条伴热的有效长度；降低燃料气消耗．除提高加热炉效率外，延长催化剂在中低温反应阶段的运行时间。     

大榭石化全厂高瓦、低瓦、氢气系统管控优化攻关

大榭石化通过对高瓦、低瓦、氢气系统失衡问题及流程等全面细致的综合梳理,结合全厂高瓦、低瓦、氢气系统的实际生产运行情况,通过技术改造和装置优化调整等措施,有效解决氢气大量富余、高瓦富余制约催化裂解装置加工负荷提升、低瓦无序排放等问题,取得了较高的综合效益。在同类企业全厂综合性高瓦、低瓦、氢气系统的优化管控和回收利用工作中具有一定的推广意义。     

柴油加氢改质装置的运行状况及节能降耗技术改造

介绍了中国石油锦西石化公司100万t/a柴油加氢改质装置的运行、存在问题、技术改造和主要事故等事项。在没有大规模停车检修的情况下,装置的连续运行周期长达7年以上。经过将分馏塔气提介质由蒸汽替换为氢气、回收利用分馏塔顶低压瓦斯、优化脱硫化氢塔进料流程和停用分馏塔进料加热炉4项技术改造后,装置的综合能耗[m(标准油)/m(柴油)]降低为20~24 kg/t。     

某炼油厂蒸汽动力系统两个优化方案的对比

介绍了利用过程能量综合技术对蒸汽动力系统进行优化。具体介绍了某大型现代化炼油化工企业的蒸汽动力系统现状、蒸汽平衡现状,优化前各季节蒸汽消耗情况,针对该企业蒸汽产用方面存在的不合理地方,按照以汽定电,合理使用一次能源,减少燃料油消耗量,蒸汽尽量逐级利用的原则,提出了蒸汽动力系统的两个优化方案,并从燃料消耗、能耗及工程投资等方面对两个方案进行了对比,分析了每种方案的优点和缺点。结果表明：蒸汽系统作为炼化企业的一个重要组成部分,必须与工艺系统进行协调改造、集成优化,才可以有效降低全系统的能耗;方案2优于方案1,该方案使整个蒸汽动力系统燃料消耗减少2.03 t/h,能耗降低84 992 M J/h。     

从炼油厂全厂含氢干气中回收氢气方案探讨

分析了中国石化海南炼油化工股份公司炼油厂的氢气平衡和含氢干气情况,探讨了从全厂含氢干气中回收氢气的技术方案.根据该厂氢气管网和设备情况,确定膜分离的操作压力为2.5 MPa,膜分离产品氢压力为0.8 MPa或0.3 MPa两个压力等级,选择"VPSA(抽真空变压吸附分离技术)+膜分离"、膜分离处理全部含氢干气两种技术方案,进行运行成本、氧气回收率和投资比较.从比较结果看出,膜分离处理伞部干气方案具有投资回收期短、运行费用低和氢气回收率高的特点,是该厂含氢干气利用的最佳方案.若采用该方案,制氧装置可以停止运行,全厂加工损失降低0.183%,全厂单位能耗降低46.90 MJ/t,同时全年减排二氧化碳82 kt,具有较好的经济效益和环保效益.