抚顺闪爆

1月19日9时25分,中石油旗下抚顺石化公司石油二厂重油催化装置稳定单元发生闪爆事故,截至21日下午4时,共造成1人死亡,2人失踪,数十人受伤。而就在两天前的1月17日,位于吉林省吉林市的中石油昆仑燃气公司吉林分公司发生燃气泄漏,造成3人死亡28人受伤。     

重油催化装置与电站联合利用余热效益显著

大庆石化总厂重油催化裂化装置设计处理重油量125t/h,在生产中为了使分镏后的油气得到冷却变成产品或半成品,原设计采用循环水使其冷却,这就使大量的低温余热(200℃以下)白白被循环水带走了。如何利用大型联合生产过程中的低温余热,使整体效益进一步提高,至今仍是科研、设计工作者正在研究的课题。于1992年10月投产的重油催化装置地处厂自备电站附近,若将这低温余热用来加热锅炉给水(25—30℃),不仅使此低温余热得以利用,解决了炼油过程所需的冷源,而且可节省加热锅炉给水所需的蒸汽,同时节省了扩建循环水场及其运行费用,对周围环境保护也有一定好处。 针对以上问题,1993年3月大修时,采取了重油催化装置与电站联合利用余热的措施。该措施投资少、工期短、见效快。1993年4月开工投用,经实际运行标定:效益可达393.1万元/年,且因冷却效果好,重油催化产量达到了设计值。     

重油催化装置余热锅炉省煤器振动问题分析及对策

重油催化装置余热锅炉省煤器振动危及余热锅炉的安全运行。通过参考消息上煤器区域振动计算和分析，找出了造成振动的原因，并提出了简易的消除振动方法，１９９６年大检修实施后收到了预期效果，保证了安全运行。     

静态混合器及其在重油掺水燃烧中的应用

在每小时产生13吨蒸汽的锅炉上,进行了静态混合器用于重油掺水燃烧的试验。试验结果表明,静态混合器能将大部分水滴分散到3微米,确保了乳化油燃烧时重油的二次雾化,从而促进燃烧完全,并可降低空气比(过剩空气系数)运行。与原操作状态相比,锅炉热效率从85.4%提高到88.8%预计每个月可以节省重油23吨左右。     

延迟焦化装置蒸汽系统优化及措施

随着国家、社会对节能减排工作要求的日益严格,节能降耗已成为当前各炼油企业的重要任务之一。中国石化某140×10~4t/a延迟焦化装置受到加工原油性质变化以及重油加工模式调整的影响,长期实行单炉室低负荷运行,装置实际运行负荷为设计负荷的50%～60%。为进一步优化装置内蒸汽系统用能,该装置采用干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽、焦炭塔处理塔大吹汽"以水代汽"、优化0.4MPa蒸汽流程等措施,对装置内蒸汽系统消耗及流程进行优化,并提出将气压机润滑油系统主油泵由蒸汽驱动改为电机驱动的建议措施。通过采用干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽,可降低装置单炉室运行期间3.5MPa蒸汽消耗约5t/h;采取焦炭塔处理塔大吹汽"以水代汽"改造以及对0.4MPa蒸汽流程进行优化后,全年可增效404.88万元。优化后,减少了装置蒸汽消耗,降低了装置能耗。     

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。     

1.4Mt/a重油催化裂化装置能耗分析与措施

青岛石化1.4Mt/a重油催化裂化装置的能耗占到了公司总能耗的40%多,其中烧焦能耗在催化总能耗中占相当大的比例,因此采取措施降低生焦率成为降低装置能耗的关键所在。另外,将主风机降至最低耗功状态运行也是一项降低电耗的有效措施。装置节能降耗工作主要从两方面入手,一是通过优化工艺操作条件,降低生焦率、电耗和蒸汽消耗,尽量减少能耗;二是通过技术改造提高装置用能水平。经过几次改造后,2008年装置能耗为63.3kg标油/t原料,并且实现连续两年达标。但仍然存在烟气能量回收系统效率不高、气压机负荷高、生焦率较高、热联合不足等问题。下一步应在加工含酸原油项目改造后,对催化装置操作条件进行调整;对主风机运行效率进行核算,调整运行参数使功耗最低;将反应压力控制改为气压机转速调节;利用流程模拟软件建立装置模型,找出最佳操作参数。     

余热锅炉节能技术改造及经济效益分析

某化工公司现原有重油催化制氢装置余热锅炉排烟温度过高,运行效率低,通过节能技术改造,锅炉排烟温度大幅下降,锅炉运行热效率有效提高,同时改善了环境。     

蒸汽供热系统凝结水的回收及余热利用

某厂东区蒸汽凝结水回收系统的设计和投运表明,该厂凝结水管网在采用架空敷设方式、多功能流水阀组合装置、自动排放空气、蒸汽热能就地多次利用及保证流水阀运行可靠(包括流水阀测试、检修、鉴定)等技术问题上均取得满意效果.具有节能量大、凝结水回收率高、投资回收期限短的突出优点.     

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。     

炼化一体化项目中炼油加工方案的设计与讨论

我国石化行业面临着炼油产能过剩和高端石化产品供给不足的结构性矛盾,能源结构转型迫在眉睫,炼化一体化成为石化行业发展的大趋势。以某规划中1500×10~4t/a炼化一体化项目的总加工流程优化过程为例,本着控油增化的原则,通过对石脑油型加氢裂化、渣油加氢裂化、催化裂解等关键工艺技术进行组合,提出两个炼油加工方案,分别为最大化多产芳烃型和最大化多产低碳烯烃型方案。其中,方案一采用重油、中间馏分油均加氢裂化深度转化的工艺,为下游芳烃和乙烯化工装置提供优质原料,连续重整规模和乙烯蒸汽裂解规模分别可达760×10~4t/a和150×10~4t/a,该方案芳烃产率为35.5%,较方案二高出4.4个百分点,但丙烯/乙烯比仅为0.40;方案二同时设置催化裂解和蒸汽裂解,低碳烯烃产率为20.9%,较方案一高出5.5个百分点,丙烯/乙烯比可达0.97,在最大化多产低碳烯烃的同时,缓解了单纯蒸汽裂解制乙烯、丙烯,丙烯/乙烯比无法满足市场需求的矛盾。     

催化装置余热锅炉运行中存在的问题及对策

介绍了 Ｑ８１ ．７／５１０ － １４ － １ ．２７／２５０ 型余热锅炉在重油催化装置运行中出现的主要问题，产生问题的原因以及处理情况。     

提高重油催化裂化装置进料掺渣率的措施

介绍了重油催化裂化装置进料掺渣比变化情况和提高掺渣比的限制因素。通过调节两个再生器的烧焦比例．适当增加汽挺蒸汽、雾化蒸汽和分馏塔底搅拌蒸汽的量，回用低磁催化剂，采用MGD工艺和调整柴、汽油切割点，优化能量回收系统，解决了进料掺渣比提高引起的烧焦负荷不足、平衡催化荆活性下降、汽油烯烃含量和硫含量升高以及综合能耗升高等问题。     

石化企业全厂动力系统节能优化方案与实施

某石化公司蒸汽系统主要存在过多的高品质6.4MPa蒸汽降级使用为1.0MPa蒸汽,导致能源浪费,以及3.5MPa蒸汽使用不合理,造成6MW发电装置夏季闲置等问题。为此,利用Prosteam软件建立了蒸汽系统模型,对蒸汽系统的实际运行状况进行了模拟,提出并论证了优化方案：增加二催化装置外供3.5MPa蒸汽输出34t/h,同时减少相同量的1.0MPa蒸汽输出;动力锅炉负荷保持110t/h,经由减温减压器3输出的1.0MPa蒸汽减少1.3t/h;6MW发电机组新增用汽（3.5MPa）35.3t/h,实现6MW发电机组全年增发2MW发电量（冬季运行2台动力锅炉时,发电量由2MW提升至4MW;夏季运行1台动力锅炉时,发电量由0MW提升至2MW）。优化方案实施后,年增发电量1680×104kW·h,折合节能3927.8t标油、效益924万元,提高了中、低压蒸汽管网以及6MW发电装置的运行安全性。     

洛阳石化2号催化裂化装置节能降耗措施与效果

洛阳石化2号催化装置为同轴式运行模式,2011年1月至2012年8月,采取了停用E1315A-D及优化空冷风机运行,降低水消耗,烟机发电,优化蒸汽网络等节能措施.2011年9月大检修后,实施解吸塔底热源改造、E1303与E1304水冷器改串联等节能项目.在原料劣质化程度加重的情况下,投用终止剂,适当提高剂油比,提高原料预热温度,改善原料雾化效果,控制好催化剂性能,试用CRA降焦助剂,使生焦率由7.0％降至6.5％;同时做好闪蒸塔原料的优化,以确保装置能耗的降低.2012年6～7月装置低负荷运行情况下,采取了投用预提升干气的优化措施,投用预提升于气不仅可以降低蒸汽能耗,而且可以抑制重金属脱氢反应,降低装置生焦率,进一步降低装置能耗.通过以上节能优化,装置能耗从2011年1月的57.52kg标油/t降至2012年8月的41.80kg标油/t.     

重油催化裂化装置提高自产中压蒸汽品质的研究

大连石化公司350×104t/a重油催化裂化装置2003年投产以来中压蒸汽品质含盐量经常超标,造成装置及下游机组积盐。对蒸汽品质存在的问题进行了研究,提出了解决的方案并加以实施,取得了良好的效果。     

容克式空气预热器漏风控制系统介绍

本文介绍了上海锅炉厂制造的容克式空气预热器漏风控制装置的结构组成,工作原理,使用效果,以及对本装置的结构改进情况介绍,供电厂运行、操作检修时参考。     

重油催化裂化装置余热锅炉热效率分析及改进措施

本文阐述了重油催化裂化装置CO余热锅炉对催化装置能耗所产生的影响，通过对余热锅炉的有效能的核算揭示了余热锅炉目前运行存在的问题，同时提出了提高余热锅炉热效率的改进建议，对该厂目前余热锅炉的改造具有一定的指导意义。     

改善渣油加氢脱硫和重油催化裂化组合工艺加工灵活性的研究

渣油加氢脱硫和重油催化裂化装置的组合工艺轻油收率高、生产过程清洁,在国内新建或改扩建炼油项目中广泛应用。但由于固定床渣油加氢脱硫技术本身的限制,其加工原料的重金属、沥青质和残炭等不得不限定在一定范围内,因此加工原油的灵活性有所限制。以新建设计加工沙特中质原油12.5Mt/a炼油厂为例,核心重油加工装置采用4.0Mt/a渣油加氢脱硫和3.50Mt/a重油催化裂化装置组合工艺,在此基础上增加1.20Mt/a延迟焦化装置,改善项目的加工灵活性和原油适应性,渣油加氢装置的进料优化为92.5%负荷,进料中的杂质含量降低约10%。在渣油加氢脱硫装置定期换剂过程中,不需更换原油,全厂的加工负荷可以维持在80%以上,保证了各工艺装置在合理负荷下运行。且将0.24Mt/a催化油浆进行热裂化转化,解决了催化油浆的出路问题,增加了经济效益,同时可以把重污油和含油污泥进行清洁化无害处理,实现了项目的重油加工灵活性和清洁化生产。     

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%。