短纤维装置能耗分析和节能措施探讨

洛阳分公司100kt/a涤纶短纤维装置采用杜邦公司直接纺工艺专利技术,于2000年投产。统计装置2010年1~8月累计能耗表明,装置的主要能耗为3.5MPa蒸汽、1.0MPa蒸汽、电、水。能耗中,3.5MPa蒸汽消耗比例偏高,占装置总能耗的57.51%;电消耗约占总能耗的36.61%;水消耗包括除盐水、循环水、冷冻水和新鲜水,所占比例不大。通过优化工艺操作,强化设备管理,实施节能精细管理,可以降低蒸汽消耗;通过调整环境照明分配、加强对间歇用电设备的管理,可有效减少电能消耗;在保证产品各项指标满足工艺要求的前提下,通过合理调整部分参数,可有效降低除盐水、循环水用量。另外,保持装置平稳运行、实现最大产能,也是装置节能的有效途径。上述措施实施后,2010年1~8月装置综合能耗为117.97kg标油/t,比洛阳分公司年度目标120kg标油/t降低了1.72%。     

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。     

偏三甲苯装置节能研究

在偏三甲苯装置常规双塔热集成精馏工艺基础上,分析了重沸器高温凝结水通过两级闪蒸发生1.0MPa蒸汽和0.4MPa蒸汽,比直接高温凝结水外送可降低能耗2.713kg标油/t原料;以产能5×104t/a的偏三甲苯装置为例,在脱轻塔顶设置热水换热器回收塔顶低温热产生热水,可回收热量10481kW,脱轻塔顶空冷风机大部分可以停开,节约用电153.3kW·h,可节约能耗24.22kg标油/t原料,节约操作费用925万元/a,该部分投资工程费约300万,回收期短;100×104t/a PX装置吸附分离单元抽余液塔顶气富裕热量5WM,该抽余液塔顶气直接供给偏三甲苯装置重沸器作热源,可代替3.5MPa蒸汽7.614t/h,扣除产1.0MPa蒸汽的能耗差值,可以节约能耗4.321kg标油/t原料;以上措施能耗合计降低31.254kg标油/t原料。还可通过优化换热流程、热进料热出料、采用节能设备、设置在线分析仪、装置卡边操作、改用导热油作热源等措施进一步稳定装置操作及降低能耗。这些节能方法投资回收期短,经济性好,可实施性强,对同类装置的工程设计及装置节能操作具有借鉴意义。     

扬子石化延迟焦化装置节能措施及实施效果

扬子石化0.8Mt/a延迟焦化装置由于建成较早,加工工艺落后,2011年综合能耗达到23.04kg标油/t。结合装置特点,实施燃料气、蒸汽及用水节能措施。燃料气降耗方面,对达到使用年限的加热炉空气预热器热管进行部分更换,加热炉效率由90%提高至92%;使用气体脱硫装置的富余0.5MPa蒸汽作为热源,对燃料气进行加热,减少燃料气实际耗量5.16%。蒸汽节能方面,利用富余0.5MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽,节省1.0MPa蒸汽用量5.11t/h;随着装置凝结水回收项目的竣工,计划改用凝结水替代部分大吹汽蒸汽;同时,现场消除蒸汽漏点,更换腐蚀、减薄的碳钢管线,将其材质升级为不锈钢。节水方面,使用硫回收净化污水替代工业水,节省工业水用量7000t/a;拟将装置各点排放的凝结水集中回收,补入装置除氧罐或放水罐,进一步节省工业水用量。上述措施的实施,使装置能耗由2012年的22.93kg标油/t降至2013年的21.25kg标油/t,降幅达7.3%。     

低温热在气体分馏装置上的应用

中国石化洛阳分公司气体分馏装置原设计规模为30×104t/a,采用五塔流程,2008年扩能改造后,加工能力达到65×104t/a,实际采用四塔流程,由脱丙烷塔(T501)、脱乙烷塔(T502)、丙烯塔(T503AB/CD)、脱异丁烷塔(T504)组成。装置设计能耗为56.53kg标油/t原料,2009年装置实际能耗为51.77kg标油/t原料,但与同期中国石化先进装置能耗(37.34kg标油/t原料)相比,在蒸汽和电的单耗上,尚有差距。对此,提出实施催化装置低温热与气体分馏装置深度热联合,以及气体分馏装置内部低温优化,可取消气体分馏装置能级高的蒸汽热源,用低温热替代蒸汽伴热,蒸汽作为装置备用热源,可以节约0.3MPa蒸汽10t/h,降低装置综合能耗0.9个单位。     

聚丙烯装置节能分析与措施

中国石化青岛炼油化工有限责任公司20万t/a聚丙烯装置采用中国石化第二代国产化环管聚丙烯工艺。通过对近年来的装置能耗情况进行分析,得出能耗主要集中在电能、蒸汽、循环水等方面。结合装置实际情况,通过采取优化操作、技术改造等措施,降低了装置能耗,达到了提高经济效益的目的。     

洛阳石化二套联合催化装置能耗升高的原因及对策

中国石化洛阳分公司二套联合催化装置设计为140×104t/a同轴式重油催化裂化装置。2008年5月进行FDFCC-Ⅲ技术改造,进料性质由减压蜡油改为加氢蜡油后,装置的能耗基本维持在65kg标油/t原料以下。2010年6~8月份能耗分别为66.51kg标油/t原料、79.90kg标油/t原料和71.3kg标油/t原料,均超出年度能耗目标值65kg标油/t原料。深度分析显示,装置设备运行异常,非计划停工、检修,是造成装置生焦率、电耗、蒸汽升高的主要原因;计量检测仪表不准,能耗统计、分摊及进出热物料的平衡计算是造成装置能耗升高的次要原因。通过提高设备检修质量,加强设备维护管理,避免非计划停工,以及认真统计、核算,上报相关数据等措施,9月份装置的能耗降为60.83kg标油/t,较8月份的71.3kg标油/t原料,降低了10.47kg标油/t原料。装置1~9月份累计能耗达到65.35kg标油/t原料,已接近2010年能耗目标值65kg标油/t原料。     

炼油企业节能技术应用实践

与国外先进水平相比,我国炼油企业普遍能耗较高。截止到2008年12月,中国石化(Sinopec)炼油综合能耗累计为63.78kg标油/t,其中燕山石化降幅10.01kg标油/t,海南炼化降幅7.03kg标油/t,广州石化降幅5.29kg标油/t,金陵石化降幅4.49kg标油/t等。洛阳石化综合能耗为67.39kg标油/t,高于中国石化平均水平3.61kg标油/t。调查显示,茂名石化通过优化油罐加热维温和管线蒸汽伴热方式,采用低温热源作伴热及罐区维温,减少蒸汽消耗、提高中压蒸汽系统供汽压力,确保中压蒸汽透平机组效率,抓好优化节电项目实施投用;高桥石化通过实施装置技术改造,优化工艺过程、减少工艺用汽,优化装置发汽、增加蒸汽外输;齐鲁石化通过延迟焦化装置-CFB锅炉低温余热综合利用,含硫污水双塔汽提装置节水减排等措施,分别实现了节能增效。提出通过操作优化、新工艺应用、技术改造、设备更新和管理创新等,有效降低洛阳石化的炼油能耗。     

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.     

柴油加氢装置能耗分析与节能优化措施

中国石化洛阳分公司260×104t/a柴油加氢精制装置设计能耗为12.393kg标油/t,自2010年10月份开工以来,装置能耗较高,曾一度高达到12.16kg标油/t。经分析表明:在综合能耗中,燃料气(油)、3.5MPa蒸汽及电能耗占能耗比重较大。采取了有针对性的节能降耗措施:提高加热炉氧含量以提高加热炉效率;投用原料油过滤器,提高反应炉入口温度;降低操作压力;降低循环机转速、汽提蒸汽量以降低蒸汽消耗量;做好新氢压缩机C3401A的维护保养工作,停用反应加热炉F3401鼓风机和引风机,以降低用电量;细化用水管理以实现节约用水。采取措施后,柴油加氢装置节能优化效果显著,各项指标均有不同程度降低,装置综合能耗下降至5.91kg标油/t,在国内同类装置对标中名列前茅。提出了提高加工量、增加低温热水量、改造原料泵P3401A液力透平、调整循环氢压缩机转速等进一步节能措施及建议。     

洛阳石化延迟焦化装置节能分析

洛阳石化140×104t/a延迟焦化装置采用"一炉两塔"和"可灵活调节循环比"的工艺流程,2008年和2009年装置综合能耗分别为35.42kg标油/t和33.36kg标油/t,与设计值、中国石化平均水平(24.27kg标油/t)相比差距较大。综合分析,能耗较高的原因包括蜡油汽包产0.4MPa蒸汽未计入能耗、1.0MPa蒸汽放空、低温热回收系统未投用、蜡油热输出量小、装置加工负荷率低以及加热炉效率低等。为此,对装置采取用0.4MPa蒸汽替代1.0MPa蒸汽;回收分馏塔顶油气、接触冷却塔顶油气和冷焦水低温热量;增加稳定汽油热出料流程;增设节电变频设施,减少电耗;降低加热炉排烟温度和炉外壁温度;加热炉进料泵叶轮抽级或更换为小叶轮,降压节能;增上加热炉先进控制(APC)手段,保证加热炉最佳燃烧;加热炉出口管线保温及管托更新换型,增加空气预热器等措施,有效降低装置能耗。     

洛阳石化催化装置改造后能耗分析及节能措施

中国石化洛阳分公司2号催化装置自2008年5月进行FDFCC（生产清洁汽油燃料和增产丙烯的技术）改造后,由于FDFCC工艺技术的特点,除催化烧焦、除氧水外,电、蒸汽、热进（出）料和循环水消耗均有所增加。2008年6～9月,装置综合能耗平均为84.73kg标油/t,远高于设计值67kg标油/t。通过实施投用外取热器,做好烟机发电工作,提高3.5MPa压力、降低汽压机消耗,保证变频电机正常投用,用好热联合,减少1.0MPa蒸汽消耗等节能措施,在2008年10月装置综合能耗降至62.07kg标油/t。同时,提出了实施继续降低生焦率、争取实现烟机发电、优化溶剂再生操作、蒸汽伴热改热水、及时修复保温层等进一步的节能措施的建议。     

茂名加氢裂化装置用能分析及节能途径

介绍了茂名石化公司加氢裂化装置在国内同类装置中的能耗状况,从设计和操作两方面分析了影响该装置能耗的因素,提出了该装置节能降耗应采取的措施,即使用炉管清灰剂和原料油阻垢剂技术降低燃料能耗;优化生产操作,降低分馏塔负荷;对中低温热源优化回收利用;对烟气热量进行回收;进行电耗分析并采取相应节电措施。通过改造,分馏炉燃料消耗降低0．2kg标油／t,加热炉燃料气单耗降低6．4kg／t,锅炉排烟温度降到200℃以下,自产蒸汽量增加了4．6t／h,锅炉平均热效率上升4.8个百分点,装置综合能耗由2004年的68kg标油/t降低到目前的37kg标油/t。     

MTBE装置扩能改造技术路线的选择及分析

介绍了筒式外循环、膨胀床、混相床等炼油型MTBE常规工艺流程及特点。分析了反应温度、转化率、催化剂活性、原料等因素对工艺路线选择的影响。确定的工艺线路为：成熟的固定床筒式反应器加外循环冷却取热、深度转化合成MTBE组合工艺技术。改造后,装置产能由3.36×10^4t/a提高到6.7×10^4t/a,异丁烯转化率提高到98%左右,装置平均能耗从2007年的135.90kg标油/t原料下降至95.10kg标油/t原料,装置操作弹性增大。     

齐鲁乙烯能耗剖析及降低能耗的措施

中国石化齐鲁分公司乙烯装置经过二期扩建改造后,产能达800kt/a.结合齐鲁乙烯能耗现状,通过与先进企业在能耗结构及水平方面的对比,找出了乙烯装置节能工作中存在的问题.由于齐鲁乙烯裂解原料重,裂解深度高,造成燃料消耗偏高.燃料消耗高是导致齐鲁乙烯能耗偏高的主要原因.齐鲁乙烯蒸汽透平配备较多,裂解炉10.0MPa蒸汽温度控制较低,蒸汽保温效果不佳,到机组前温度损失较大,是造成齐鲁乙烯蒸汽消耗高的主要原因.通过优化乙烯原料结构,提高原料质量,实施裂解炉优化操作,降低蒸汽消耗等措施,2011年,石脑油裂解炉炉管出口平均温度(COT)由836℃调整为827℃,汽油比由0.65降低到0.5,动力锅炉产蒸汽及裂解炉自产蒸汽温度提高10～15℃,稀释蒸汽发生量增加10t/h,齐鲁乙烯能耗降为575.75kg标油/t,迈人中国石化(SINOPEC)先进行列.     

气体分馏装置节能降耗技术分析

洛阳分公司二套联合气体分馏装置原设计加工能力为30×104t/a,2008年扩能改造为65×104t/a,采用脱丙烷塔(T501)、脱乙烷塔(T502)、丙烯塔(T503AB/CD)、脱异丁烷塔(T504)四塔加工流程,目标产品是从液化石油气中分馏出99.6%的高纯度丙烯和氢氟酸烷基化原料。装置设计能耗为56.53kg标油/t原料。装置改造后,由于加工负荷小于设计值(仅为设计值的60%~80%),导致蒸汽、热水、电等动力能耗比设计值偏高;同时,原料中C2等轻组分多,造成瓦斯大量排放,导致装置加工损耗大,装置实际能耗比设计值高出4.87个能耗单位。为此,通过技术分析及实际论证,采用降压操作、工艺优化、热联合等措施,装置各动力消耗明显降低,装置能耗降低9.31kg标油/t原料。提出预热器E512加热流程改造、停用脱乙烷塔进料预热器、T501塔原料预热流程改造等节能新思路。     

上海石化PTA装置用能优化改造方案

上海石化精对苯二甲酸（PTA）装置能耗较高,为170kg标油/t,2007年装置综合能耗构成中,电耗占53．53％。氧化单元副产低压蒸汽未能有效利用,对苯二甲酸（TA）分离工艺落后,精制母液循环量增加,水耗高,污水排放量大是造成装置能耗高的原因。提出PTA装置用能优化改造方案：改造空压机组,用氧化单元副产低压蒸汽透平加废气膨胀透平驱动的空压机组取代电机驱动：采用压力过滤机系统替代压力离心机系统：采用两级膜过滤技术循环回用精制母液。分析显示,优化方案实施后,预计装置空压机系统将节电8970×10^4（kw·h）/a,精制分离系统将节电360×10^4（kw·h）/a,综合能耗将由170kg标油,t降至131kg标油／t。     

Ⅰ套催化裂化装置改完全再生后能耗分析及优化措施

洛阳分公司1套催化裂化装置,原设计蜡油加工能力为200×104t/a;2000～2001年,装置引进UOP技术改造后,达到140×104t/a重油加工能力;2010年5月5日,装置再生形式由常规再生改为完全再生,达到了改善产品分布,提高附加值产品收率的目的。改为完全再生后,再生剂定碳下降0.10%以下,焦炭产率下降约0.25%。但催化装置总能耗约增加11kg标油/t,主要是用电能耗上升,增加约3.63kg标油/t,余热能产汽量下降,能耗增加11.01kg标油/t。对能耗影响因素进行分析,并结合生产实际提出措施,包括实现2台风机平稳、满负荷运行,节约电能,优化操作,增加装置热量回收,以及降低焦炭产率等,能耗有所降低。提出增上新主风机及配套烟机,对余热锅炉按完全再生方式进行适应性改造等建议,以满足完全再生形式下,装置平稳运行、降低能耗的需求。     

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。     

蜡油加氢装置节能优化分析

中国石化洛阳分公司220×104t/a蜡油加氢装置设计年开工时数8400h,主要由反应部分(包括新氢、循化氢压缩机、循环氢脱硫)、分馏部分、富氢气体脱硫部分、热回收和产汽系统以及蜡油加氢处理装置公用工程部分等组成。主要生产低硫含量的精制蜡油,为催化裂化装置提供优质原料,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后去制氢装置作原料。装置于2009年5月20日一次开车成功,设计能耗为12.96kg标油/t。开工运行一周年以来,蜡油加氢处理装置通过开展装置优化,节水、节电、节气,增大装置加工负荷,大幅降低了能耗。2009年蜡油加氢处理装置累计综合能耗为12.46kg标油/t,达到设计要求。2010年,通过节能优化措施,综合能耗从2009年的12.46kg标油/t降至8.85kg标油/t,下降3.46kg标油/t,降幅达29%,在中国石化(Sinopec)同类装置中名列前茅。