轻烃深加工精馏装置能耗分析与节能措施

从精馏装置的生产能耗入手,分析了装置主要设备水、电、气各项能耗,通过余热回收、减少开停机次数、停用部分机组的方法、采用原料存储工艺的改造、空冷器电动机更换为变频电动机,改造精馏塔进料工艺流程,优化冷水机组注水工艺流程等节能措施,大幅降低了装置运行能耗,改造后节约天然气88.27×104m3,节约电量71.79×104 kWh,水减少69t,增加经济效益达321.89×104元.     

千方百计地降低能耗

1989以来,抚顺石油二厂千方百计地挖潜节能,共完成了节能措施15项,年节约蒸汽7.33×10~4t、节电60×10~4kW·h、节约燃料油7.22kt、循环水300kt,增收经济效益234×10~4元.1.余热回收利用利用分离型真空相变新技术回收蒸馏装置常三、减三线分散的低温余热(平均每小时约     

热媒水回收利用多个工艺装置的低温余热

中国石油化工股份有限公司安庆分公司通过实施低温余热回收利用节能改造,利用热媒水集中回收常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化装置的低温余热用作气体分馏装置丙烯塔和脱乙烷塔塔底重沸器热源,减少了低压蒸汽消耗28.5 t/h,年增加经济效益达2 442×104RMB￥.     

DHX工艺在膨胀制冷轻烃回收装置上的应用

江油轻烃厂45×104 m3/d轻烃回收装置是以回收中坝气田须二气藏不含硫天然气中的C_3H_8、C_4H_10、C_5H_12及C_6~+以上轻烃组分为目的的生产装置。2017年以前,江油轻烃厂生产工艺为单级膨胀制冷(ISS)工艺,2017年对装置进行了工艺技术改造,在其原有基础上将工艺流程改为DHX工艺。经技术改造后,江油轻烃厂C_3收率由原来的61.87%提高到83.46%,每天增加液化石油气约3t,年创效益约400万元。     

LNG装置脱酸系统塔提前液泛的原因及改造

克拉美丽气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级闪蒸+一级稳定+提馏工艺。现有油气处理装置工艺流程存在醇烃分离困难、乙二醇再生塔再生损失严重、凝析油余热利用不合理、部分液烃进入排污管线排放等问题。通过提高醇烃分离温度、改进乙二醇再生工艺、改进凝析油换热流程、回收富气增压单元排出的液烃等措施,改进现有工艺流程,能够有效解决装置存在的问题。同时,每年使凝析油稳定装置节约燃料气10.9×104 m3,处理装置天然气产量增加13.2×104 m3,凝析油产量增加145.2t。     

基于HYSYS的脱戊烷塔回流罐罐顶轻烃吸收方案对比

由于连续重整装置脱戊烷塔回流罐罐顶轻烃中含有丙烷、丁烷和少量C~+_5组分,通过不同吸收流程回收均可提高企业经济效益。利用HYSYS软件对连续重整脱戊烷塔回流罐罐顶轻烃的不同吸收方案进行模拟并进行测算分析,提出连续重整脱戊烷塔回流罐罐顶轻烃最优吸收方案。基于该模型,通过优化方案对比,采用脱戊烷塔回流罐罐顶轻烃先经液化气吸收罐吸收后进再接触一段的吸收方案,与不对其轻烃组分进行回收的方案对比,每年可多产氢气159.6 t,少产脱戊烷油2 503.2 t,多回收戊烷油(液化气)3 234 t,少产燃料气1 083.6 t,负荷增加794 782.8 kW,每年可增效252.07万元。     

聚丙烯装置丙烯回收系统改造方案及实施

介绍了中国石油大连石化分公司有机合成厂70kt／a聚丙烯（PP）装置丙烯回收系统改造方案及实施情况。回收系统改造后,PP装置每年可以回收丙烯22．2t,节约资金13．32万元,节能降耗效果显著。     

炼化装置低温余热回收利用案例分析

对某炼化企业常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、高温除油等装置的载热水温度、压力、流量等情况及气分装置、其他伴热系统蒸汽的温度、压力、流量等情况等进行了调研,分析了各装置低温余热的供需情况。同时,根据低温余热的回收利用策略,提出低温余热回收利用方案,将常减压蒸馏装置、催化裂化装置、延迟焦化装置等的低温余热加以回收,用于为气分、伴热系统供热。经分析,上述方案实施后,可极大地降低循环水的消耗,减小对环境的热污染,年回收低温余热量可达2 000 TJ以上,每年可节省1.0 MPa蒸汽900 kt,每年可增加经济效益近9 000×104 RMB$。     

海上平台闪蒸气回收利用研究

在海上油气田开发工程中,工程方案影响着项目的工艺流程设计,尤其是天然气和原油管输的要求决定着工艺流程设计指标的要求。结合某海上气田开发项目,对海上气田开发工程方案、海上平台工艺流程和海上平台低压闪蒸气回收利用方案进行研究。通过对不同闪蒸气回收利用方案的比选以及经济效益比较,确定了海上气田凝析油稳定流程产生低压闪蒸气回收利用方案。通过研究发现,凝析油稳定流程产生的低压闪蒸气LPG含量较高,增压后输往陆上终端进一步回收轻烃经济效益更好;闪蒸气压缩冷却后产生的凝液主要含量为LPG和水,在开发工程方案允许的前提下,凝液深度脱水后应增压输往陆上终端回收轻烃,收益将十分显著。     

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塔里木油田轮南作业区天然气站共有5套油、气处理装置：40×104 m3/a轻烃回收装置；400×104 t/a原油稳定装置；90×104 m3/a气举装置；液化气、轻烃储运站；8×104 m3/a轻烃综合利用厂。这5套装置在生产流程上既紧密相联，又互相制约、相互影响，其中任何一套装置的运行平稳与否直接关系到其他装置的运行。文章旨在分析研究这5套装置相互间的制约因素，并在现有工艺流程及生产条件的基础上制定合理的优化方案，充分挖掘装置生产潜能，提高生产效益。     

轻烃回收装置工艺方案选择

对全厂性轻烃回收装置的两种常用工艺流程,即吸收-脱丁烷-脱乙烷方案(方案一)和吸收-脱乙烷-脱丁烷方案(方案二),使用ProⅡ软件进行模拟计算,并将计算结果进行对比分析。与方案二相比,方案一产品的产值高321×104RMB$/a,操作费用高2 396×104RMB$/a,塔器设备投资高77×104RMB$。所以选用方案二比较经济。从多组分分离的角度对该结果进行了简单分析,按照Nadgir等人提出的有序直观推断规则,分析得出进料性质对于方案的选择至关重要。对于全厂性的轻烃回收装置,因为吸收塔底油中轻组分H2,C1~C3,H2S较多,应采用方案二。对于常减压装置自带的轻烃回收部分,因为初顶、常顶石脑油中轻组分H2,C1~C3,H2S含量相对较低,应采用方案一。     

乏汽回收技术在锅炉定排扩容器上的应用

锦西石化热电公司是锦西石化发电 、供电、供汽、供暖的动力能源生产和供应枢纽,年耗原煤90 × 104t,作为能耗大户,热电公司一直在努力探索节能减排的技术新路,热电公司在锅妒定排系统上加装了乏汽回收系统,该系统设备运行安全, 自动化程度高,操作平稳,维护简单,可控性能好.对在热电公司二期锅炉定期排污扩容器上安装乏汽回收装置后的运行效果进行了计算,年可回收高品质凝结水约56 × 102t标煤约2 600 t,经济效益很好半年时间即可收回全部投资,且彻底解决了乏汽的环境影响问题.乏汽回收技术在电力生产石油化工、钢铁冶炼等企业的节能降耗中具有厂泛的应用前景.     

轻烃回收技术在渤海友谊号FPSO的研究和应用

渤海友谊号FPSO天然气处理系统每天有4万m3天然气和20m3轻烃经火炬燃烧,资源浪费严重。根据工艺流程,利用HYSYS软件对新增工艺流程的各节点、海管外输进行模拟计算,经分析计算,采用两级压缩机回收天然气、柱塞泵回收轻烃的方案,回收了全部资源。该技术在我国海上油田第一次成功应用,对于油气田回收低压天然气具有一定借鉴作用。     

炼油厂余热发电方案比较与效益分析

介绍陕西延长石油(集团)有限责任公司榆林炼油厂四种余热发电工程实例的余热回收途径、技术特点、应用情况、节电效益及投资收益。对过去惯于燃烧放空的火炬气,先脱硫处理后经2台75 t/h,1台35 t/h蒸汽锅炉燃烧产汽,再通过2台10 MW,1台3 MW+6 MW余热发电站分别回收全厂中、低压蒸汽中的余热;通过5.35 MW"三机组"回收0.6 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气中的余热;通过31.5 MW"四机组"分别回收1.8 Mt/a催化裂化装置反应再生系统所产生高温烟气和中压蒸汽中的余热,从而形成"一条龙"回收炼油装置所产的高温烟气、蒸汽和火炬气的余热发电技术方案,可满足全厂生产、生活用电,每年节约电费约1.77×108RMB$。     

提高空气入炉温度对芳烃加热炉能耗的影响

芳烃联合装置产生的0.72 MPa,167℃凝结水直接送出装置,这部分余热没有充分利用。通过以加热炉区的凝结水为热源加热鼓风机出口空气来回收凝结水余热,同时提高空气进入炉膛的温度。以加热炉系统为计算实例,采用对数平均温差法,探讨了芳烃联合装置加热炉系统提高空气进空气预热器温度后的空气入炉温度、排烟温度、加热炉综合热效率及节约燃料气量的变化情况,最终得出结论:当温度提高50℃时,每年可多回收热水余热2 196.70 kW,节约燃料气量1 509.30 t,余热回收率达34.4%。     

川中地区轻烃的回收与利用

川中地区的轻烃资源比较丰富,每年将有约1.18×10~4吨轻烃随天然气输出,如不予回收,经济损失约为620万元.若建设轻烃加工装置,则经济效益更大.回收方法:单井(年六井)回收,可采用两级节流膨胀制冷;南坝站可采用透平膨胀机回收轻烃.液烃的加工宜采用燃料-溶剂方案,生产各种产品.     

双效溴化锂机组在某终端废热回收中的应用

为节省某终端电能消耗和减少原油燃烧耗费,充分回收利用该终端废热烟气和伴生气的热能,跟踪国内外废热回收技术的最新进展,分析比较几种废热回收技术各自的优缺点。结合某终端废热烟气和伴生气现状及其所需能耗分析,制定双效溴化锂机组对其低品位废热烟气和伴生气的回收利用方案,采用HYSYS软件模拟其工艺流程并进行热力计算,使其满足终端的夏季制冷和冬季供暖需求。结果表明:通过双效溴化锂机组的应用及对其工艺流程的改进,可充分利用废热烟气和伴生气的热能,充分节约电能和降低原油消耗,提高能源的整体利用效率,同时降低废热烟气和伴生气的热污染和能源浪费,减少二氧化碳的排放量,最终达到节能减排的目的。     

庆哈输油管道降温运行节能与环保效果分析

大庆—哈尔滨的输油管道全长182.8km,其运行温度偏高,造成能源浪费。依据庆哈管道实际输油工艺,在保证原油进站温度不低于38℃的前提下,研究了降温运行的可行性,给出了降温运行方案。若按给定降温方案运行,根据输量不同,每年可节约燃料油1917～3012t,节约燃料费315.4～485.9万元;每年少排放CO2为318～485.9×104m3,少排放的SO2为1.4～2.1×104m3,经济效益及环保效果显著。     

靖安油田陈氏螺杆泵油气混输工艺技术优化

对靖安油田五里湾区块采用的陈氏螺杆泵油气混输工艺技术进行了优化,包括运行参数优化、工艺流程优化、输油干线混输工艺优化及混输原油计量工艺优化。通过优化,靖安油田五里湾区块油中气回收混输率44.6%,套管气总回收率58.5%;上游井站每天燃烧利用伴生气59000m3,相当于日节约原油50t;下游轻烃回收厂每天生产液化气18t、轻油6t、干气3.5×103Nm3,日创额5万余元。     

辽河油田100万m^3／d天然气轻烃回收装置的方案优化

辽河油田200万m^3／d天然气轻烃回收装置,目前由于设计规模与实际处理量不匹配,设备老化严重．装置已不能满足生产运行要求。拟新建一套处理规模为100万m^3／d的轻烃回收装置。通过大量模拟计算．分析了C2、C3收率与制冷温度和总能耗之间的关系,确定了制冷温度为-114℃,C2收率为85％、C3收率为98％的最优工艺参数。针对工程特点对轻烃回收方案进行了优选,最终确定了膨胀机制冷加丙烷辅助制冷的同轴前增压的轻烃回收方案。该方案采用丙烷辅助制冷系统,增强了装置对组分波动的适应性．避免了目前装置氨系统的腐蚀问题;再生气取自分子筛出口并返回压缩机三级入口．利用原料气压缩机三级增压,增加装置运行的平稳性,同时取消再生气分离器．减少了投资;增设再生气换热器,回收再生气余热590kW,减少燃料气消耗40万m^3／a以上;冷量和热量梯级利用,能量利用率高,单位综合能耗低于国内和国际能耗水平。