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。     

优化生产运行，实现乙烯装置节能降耗

近年来中国石化广州分公司乙烯的能耗水平逐年下降,综合能耗从2003年的725．04kg标油/t下降至2005年的682．48kg标油/t。主要措施为：①通过回收火炬气、应用低压甲烷烧嘴等措施对燃料气系统进行优化。同时优化了炼油区和化工区的燃料气配置,减少了燃料气损失;②通过改由自备热电站输送蒸汽、减少蒸汽放空、透平与电泵切换操作等措施对蒸汽系统进行了平衡和优化,减少了蒸汽损耗;③优化了裂解原料,提高了乙烯收率。提出了进～步节能降耗的设想。     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

九江石化聚丙烯装置节能分析与措施

九江石化聚丙烯装置采用国产化单环管液相本体聚合工艺和DCS、ESD控制技术,于1998年6月投产,原设计产能为70kt/a,2002年通过扩能改造,实际产能达到120kt/a以上。该装置设计能耗为186kg标油/t聚丙烯,设计各工质单耗分别为新鲜水0.5t/t,能耗为0.09kg标油/t;循环水150t/t,能耗为15kg标油/t;1.0MPa蒸汽0.4t/t,能耗为30kg标油/t;脱盐水0.2t/t,能耗为0.5kg标油/t;电耗467t/t,能耗为140kg标油/t。随着聚丙烯新工艺、新技术的工业化应用,单环管工艺聚丙烯装置在产品竞争力上渐趋劣势。对该装置能耗进行分析,确立电能、循环水、蒸汽是影响装置能耗的主要因素;并从工艺操作、设备运行以及技术改造等方面实施节能优化,该装置2013年能耗(90.46kg标油/t)较2011年和2012年分别下降15.84kg标油/t和7.99kg标油/t,在节约电能和循环水消耗方面尤其显著。     

常减压装置能耗分析与节能途径探讨

镇海炼油化工股份有限公司3套常减压装置经过改造，综合能耗达到10．7kg标油／t的国内先进水平，然而与《基准能耗》相比，仍有一定差距。文章从能量的转换、工艺利用、回收3个环节对装置能耗进行入深入分析，在工艺操作上、换热流程优化上提出进一步降低能耗的措施。     

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%。     

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。     

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.     

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.     

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。     

热集成技术在常减压装置上的应用

茂名分公司炼油分部3号常减压装置由于换热终温较低（为255.4℃）,应用热集成技术对工艺过程用能进行分析,提出了同步优化分馏塔和换热网络的方案,包括操作优化和改造优化两个方面。其中,操作优化是通过改变操作工况,最终达到提高换热终温、降低燃料消耗的目的。实施后,分馏塔实现零回流控制,原油各流股温差缩小,混合[火用]损减少,原油换热终温提高到262.4℃,节省能耗0.568kg标油/t,产生经济效益476.5万元/a。改造优化是通过改造换热设备以达到增加换热量、提高换热终温、节能能耗的目的。具体措施为交换换热器换7-3与换5-3AB的位置,回收常压塔顶冷凝负荷,用来加热电脱盐水,可使其注水温度由60℃提高到127℃,原油换热终温可提高4.1℃。     

延迟焦化装置用能分析及节能措施

分析了中国石化九江分公司延迟焦化装置的能耗构成特点及其影响的主要因素,通过采取加大装置处理量、提高原料换热终温和加热炉热效率、实施低温热回收综合利用、机泵增设变频和削级处理、提高水的回用率等工艺操作优化和设备改造措施,减少了燃料气、蒸汽、电和水的消耗。与设计值相比,装置能耗下降了468.16MJ/t,由此2008年1~10月份可增加2335万元以上的经济效益。     

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.     

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。