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。     

低负荷延迟焦化装置的节能措施研究

中国石化洛阳分公司延迟焦化装置由于焦化原料不足,装置长期低于60%负荷运行,导致生产难度加大,能耗高。经分析,发现装置的主要能耗来自3.5MPa蒸汽、燃料气和水、电消耗,它们占总能耗的比重分别为103%、52.23%、7.92%和17.47%。其中,3.5MPa蒸汽消耗占比最大,主要原因是低负荷生产条件下,装置的两台加热炉只有一台进料,但为预防在进料人字形汇合处结焦和不进料的加热炉空烧,另一台备用加热炉在不进料情况下仍从炉入口处注入3.5MPa蒸汽。通过将加热炉备用炉室的保护蒸汽由3.5MPa蒸汽改为干气、增加燃料气与出装置柴油的换热流程、对压缩机的智能控制系统进行升级改造,以及应用变频技术、调整生产节点及改造水封罐流程等措施,延迟焦化装置低负荷下的能耗由31.835kg标油/t降至23.340kg标油/t。     

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。     

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。     

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。     

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。     

3.0Mt/a柴油加氢精制装置节能降耗技术分析

中国石化高桥分公司4号柴油加氢精制装置设计规模3.0Mt/a,反应部分采用炉前部分混氢热高分方案,分馏部分采用硫化氢汽提塔加分馏塔出柴油和石脑油方案,设计原料油为直馏柴油(占74.74%)、焦化汽油(占8.33%)和焦化柴油(占16.93%),设计能耗为13.99kg标油/t。通过对装置满负荷标定分析数据进行能耗分析和研究,发现电耗、3.5MPa蒸汽和燃料气在装置总能耗中占比较高,分别为20%~23%,66%~67%和63%~66%。通过将原料中直馏柴油和催化柴油由冷进料切换为热进料,增上8.0MPa氢气管网,新氢增压机应用可调余隙调节系统,反应进料泵和贫胺液升压泵叶轮切割改造,在原料油升压泵、热低分气空冷器、分馏塔顶空冷器和产品柴油空冷器增上变频器,对分馏系统进行优化调整等措施,使装置能耗从2008年标定的12.81kg标油/t降至2015年的9.61kg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。     

洛阳石化炼油装置节能潜力分析及优化措施

对洛阳石化炼油装置节能潜力进行了分析,并针对电、蒸汽和燃料气三项节能重点制定了优化措施。节约燃料气的措施为:优化常减压换热网络;连续重整扩能消缺改造,停运制氢装置;降低加热炉排烟温度,提高加热炉整体效率;更换高活性催化剂,降低加氢反应温度。节约电的措施为:对催化裂化装置烟机及再生器旋分器进行检修改造,提高烟机效率;负荷富裕的往复式压缩机增设无级气量调节系统;更换高能耗变压器,降低无功损耗;对部分能力过剩的机泵进行节能改造。节约蒸汽的措施为:气分装置取消蒸汽;焦化装置大吹汽改用凝结水;关闭蜡油加氢装置循环氢压缩机反飞动阀;整合乙醇胺溶剂系统;优化蒸汽管网运行,停用部分蒸汽线。措施实施后,洛阳石化每年可节约燃料13705t,节约用电21786MW·h,节约蒸汽150800t,综合能耗实现57.87kg标油/t原油的目标。     

1.5Mt/a加氢裂化装置节能降耗措施与成效

金陵石化1.5Mt/a加氢裂化装置投用初期,能耗超过40kg标油/t原料,通过几次大的技术改造,能耗明显下降,2011年1～11月装置综合能耗为26.89kg标油/t原料.能耗划分显示,燃料气消耗占装置能耗的最大部分,所占比例达42.47％,其次为电能和蒸汽消耗,分别占总能耗的41.05％和12.76％.这3项能耗占到装置总能耗的96％以上.装置的节能降耗工作主要采取以下措施:优化换热网络,回收低温余热;新氢机增加无级气量调节系统,降低压缩机的无用功;脱硫溶剂采取溶剂在线清洗,提高溶剂质量,减少溶剂损耗,同时减缓溶剂系统腐蚀和塔盘结垢;分馏加热炉空气预热器改型以及火嘴改造;保证装置高负荷运行,提高循环氢压缩机、新氢压缩机、原料泵等设备的用能效率;利用变频技术,投用液力透平,实现节电目标;通过热料直供,减少作为溶剂再生塔底热源的1.0MPa蒸汽消耗.     

300kt/a半再生催化重整装置能耗分析及节能措施

长庆石化300kt/a半再生催化重整装置由原料预处理系统、重整反应系统以及压缩机氢气循环系统组成,主要产品为高辛烷值汽油调和组分,副产氢气、液化气、轻石脑油.装置主要消耗燃料气、电、水等.其中,燃料气消耗占装置总能耗的比例最大,这部分能耗主要是为预加氢反应和重整反应提供反应热;其次为电耗.通过加强炉体密封、增加加热炉在线氧化锆分析仪,提高加热炉热效率;通过更换预加氢催化剂、根据加工量变化及时调整氢油比,实现操作参数的优化,降低加热炉燃料气消耗:通过优化工艺路线和换热网络,使总能耗降低13.67kg标油/t,其中电耗降低0.67kg标油/t,燃料气降低12.992kg标油/t.提出进一步降低加热炉排烟温度和空气氧含量,改变加热炉温度控制方式,对关键离心泵采用变频控制,采用先进控制系统,回收低温余热等多项建议,以实现装置的深度节能.     

蜡油加氢装置换热网络分析与优化

洛阳石化蜡油加氢装置由反应、分馏、富氢气体脱硫、热回收和产汽系统以及装置公用工程部分等组成,设计年加工能力220×104t/a,以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青混合油为原料,采用抚顺石油化工研究院开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术,催化剂采用FF-18型,主要生产低硫含量的精制蜡油,同时副产少量石脑油和柴油,富氢气体经脱硫后送至制氢装置作原料.利用换热网络优化软件PINCH2.0,对蜡油加氢装置换热网络进行模拟,得出现行工艺条件下换热网络最小冷却公用工程和最小加热公用工程用量,提出以现行换热网络的操作工艺为基础,停运分馏塔进料加热炉,提高反应进料加热炉热负荷,在不增加装置换热网络换热器换热面积前提下,充分利用装置现有换热器换热面积余量,增大换热器的换热负荷.实施换热网络优化方案后,降低蜡油加氢装置耗能105.5kg标油/h,年运行时间以8400h计算,年实现节能886.2t标油,标油价格按照3600元/t计算,年实现经济效益319万元;装置进料量按照295t/h计算,则降低装置综合能耗0.358kg标油/t原料.     

镇海炼化80×10~4t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策

镇海炼化Ⅱ套加氢装置,系处理30×104t/a焦化汽油与50×104t/a直馏煤油的混合装置,加工能力达80×104t/a。近期,装置反应炉消耗燃料上升,催化剂活性下降,换热器换热效果变差,电耗增加,装置综合能耗已接近13kg标油/t。分析显示,装置综合能耗构成中,燃料气占50%,蒸汽占19%,电耗占23%。通过实施更换反应器上部催化剂,稳定催化剂活性,适当提高加工量以降低单耗,对换热器进行抽芯清洗堵漏,改变加氢反应的混氢点,停用反应加热炉,加强管理和优化操作等节能措施,装置能耗由2008年1~5月份的月均12.88kg标油/t,下降到9.434kg标油/t。但长远来看,装置仍存在能源的不合理利用因素,主要表现为:由于实际工况与设计有很大偏离,反应器后的换热器E201、E202/ABC换热面积不能满足换热要求,反应器出口温度升高,尚有部分热能浪费;汽提塔进料换热器E204/ABCD总换热面积为840m2,但在当前工况下,冷、热料温度均在165℃上下,二者温差很小,换热效果不理想。     

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.     

燕山石化乙烯装置节能降耗措施及成效

燕山石化乙烯装置生产能力为71×104t/a,2005年装置能耗为684.9kg标油/t乙烯。近年来,为降低装置能耗,采取如下措施：①优化原料结构,提高乙烯收率,石脑油中对乙烯收率影响最大的链烷烃含量由2006年的69%提高到2009年的71%,裂解性能得到改善,加氢尾油（HVGO）中的芳烃指数（BMCI）由2007年的14降低到2009年的7;到2008年,以石脑油为代表的轻质原料的加工量已达62.8%,2009年5月乙烯收率已达32.13%。②优化蒸汽平衡,在所有裂解炉上安装空气预热器,改高压锅炉给水泵的运行方式为电泵运行、汽泵备用,降低低压蒸汽产量15t/h,解决了低压蒸汽过剩问题,消除了放空现象。③裂解炉烧焦时间由57h缩短了10h,降低了烧焦的消耗,急冷油塔釜温度平均提高10℃,减少中压蒸汽耗量15t/h。④加强设备检修和维护管理,在负荷不变的情况下,超高压蒸汽消耗平均下降了40t/h。上述措施实施后,乙烯装置2009年上半年的装置能耗为568kg标油/t乙烯,比2005年下降17.1%。