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。     

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。     

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.     

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。     

炼油工业节能仍有许多细致扎实的工作要做

介绍了中国石化炼厂近几年节能取得的成效,炼油综合能耗从2001年的78．86kg标油/t降低到2007年的65．91kg标油／t,炼油单因耗能从2001年的13．1kg标油,（t·因素）降低到2007年的10．11kg标油,（t·因素）。通过炼油能耗评价和节能潜力分析,对中国石化炼油企业节能现状作出了基本评价,指出了今后节能任务艰巨,节能空间较大。分析了中国炼油业面临的新问题和新挑战,对新建和改扩建炼厂能耗进行了剖析。最后对炼油企业挖掘节能潜力提出了建议,包括合理选择原油、生产优化、提高全厂加热炉热效率、深化装置间的热联合、蒸汽系统的优化、低温热能的合理利用、采用高效节能设备、节电、回收凝结水、加强节能管理。     

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。     

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.     

催化裂化装置节能分析

利用PROII优化模拟软件、经验计算公式和工业试验．对洛阳石化2号催化裂化装置进行节能分析．依据分析结果对其进行优化改造。原分馏塔柴油换热流程．增加高温柴油与原料油换热流程．促使高温油浆多产生3．5MPa中压饱和蒸汽3t／h。用两种方法分别计算隔离余热锅炉2号省煤器前后的能耗变化,得出隔离2号省煤器后装置能耗分别增加1．256kg标油／t和1．341kg标油／t：对更新并投用余热锅炉2号省煤器进行效益分析。得出每年可增效265万元。对1．0MPa蒸汽系统进行改造,用套筒风代替1．0MPa蒸汽作为套筒提升介质,并对提升管预提升蒸汽用量和柴油汽提蒸汽用量进行调整。三项措施可分别减少1．0MPa蒸汽用量0．88t／h、0．8t／h、0．7t／h,既降低了装置能耗,每年增效187万元,又能减少催化剂的高温水热失活和酸性水排放量,减轻下游污水汽提装置的压力,减少环境污染。     

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。     

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。