一种吸收稳定改进流程的模拟分析

提出一种改进的吸收-稳定流程,通过增加稳定汽油与吸收贫气的预吸收罐,提高吸收-再吸收过程的吸收效果。预吸收罐的操作条件:温度为30～35℃,压力为1.1～1.5MPa(表),在此条件下操作不会导致装置冷热负荷的额外增加,易于改造实施。应用流程模拟软件Aspen Plus,对某焦化装置的吸收稳定系统进行对比模拟计算与分析,发现预吸收罐增大了对∑C3组分的吸收,减少了再吸收塔∑C3的进料含量,增强了吸收-再吸收过程,在满足同样的干气产品质量指标要求下,柴油吸收剂的用量将降低。改进后的流程与改进前相比,吸收塔能多吸收6%(体积分数)左右的C3组分,在固定补充吸收剂用量不变时,通过改变柴油的流量,在同样控制∑C3不大于3%(体积分数)的干气质量指标下,柴油用量可从改进前的22t/h降低到改进后的12t/h,生产成本显著降低,从而增加了经济效益。     

延迟焦化装置超低负荷生产运行分析

由于国际原油价格变化,使延迟焦化装置原料大幅减少,目前洛阳石化延迟焦化装置加工负荷降低到设计负荷的50%,装置在超低负荷下运行,此种生产模式在国内尚属首次。根据焦化装置低负荷生产实践,确定了加热炉分支流量控制下限为39t/h;实现单炉室生产后,装置最低处理量为85t/h,循环比为0.2,备用炉室通入3.5MPa蒸汽,维持炉出口温度(500±5)℃,保证足够的线速和温度,防止炉出口交叉处管线结焦,对备用炉采用闷炉措施可降低燃料气消耗1.5kg/t原料。为进一步优化低负荷运行工况,焦化装置通过流程改造,用净化干气代替备用炉室3.5MPa蒸汽,可降低3.5MPa蒸汽消耗6t/h,炉管通入的干气和炼厂轻烃的回炼弥补了气压机入口富气流量,有效改善了气压机运行工况。下一步,焦化装置期望通过技术改造,实现低负荷下用加热炉备用炉室代替常压炉,用分馏塔底作为闪蒸塔,进一步降低原油闪蒸过程的操作费用。     

影响焦化干气脱硫效果的原因分析与对策

随着延迟焦化装置运行周期的延长和加工负荷的增大,问题也不断凸显,如焦化干气中硫化氢含量很难达到工艺要求。以某公司延迟焦化装置为例,通过对比历史工艺参数和净化干气化验数据、调整贫胺液流量、核算干气脱硫塔加工能力和ASPEN软件分析等方法,从操作温度、压力、贫胺液浓度和流量、贫胺液品质、脱硫塔塔盘气液相接触效果等七个方面,分析了装置运行期间净化干气中硫化氢含量超标的原因。确认脱硫塔塔盘堵塞使气液相接触效果变差是影响干气脱硫效果的主要因素,同时贫胺液品质变差和干气加工量超负荷也是影响脱硫效果的重要因素。针对这三个因素,采取了开塔清洗脱硫塔塔盘、将焦化反应温度降低1℃减少干气产量、提高胺液品质等措施。结果表明,干气脱硫效果大大改善,净化干气中硫化氢含量达到工艺要求(合格标准为不大于20μL/L)。     

炼厂脱硫联合装置适应性改造及运行

惠州炼化脱硫联合装置主要有加氢干气、加氢低分气、催化焦化干气、加氢液化气、焦化液化气及催化液化气脱硫单元,催化液化气、焦化液化气脱硫醇单元,胺液集中再生单元。首次开工以来,脱硫后的净化干气、液化气的H2S含量合格率低,净化加氢液化气合格率仅为7%。主要原因是原料H2S含量高于设计值和MDEA溶剂再生塔原始设计负荷不足,经过两次对MDEA溶剂再生系统改造,实现了净化干气、液化气产品合格率达到100%,每月降低催化液化气、焦化液化气脱硫醇单元碱液消耗15t,减少碱渣排放30t。因夹带MDEA富液和含有少量H2S,固定床精脱硫剂硫容小、抗波动能力差,导致精制加氢液化气铜片腐蚀合格率低。增加液化气水洗罐未彻底解决问题,将加氢液化气水洗改为碱洗,停用固定床精脱硫罐,铜片腐蚀合格率达到100%,生产成本降低90%。但是,碱洗系统补碱和碱液浓度还不能实现自动控制,需要继续改进。     

先进控制技术在催化裂化装置中的应用

洛阳石化1.4Mt/a催化裂化装置,原料为加氢蜡油中掺炼30%的减压渣油,由于渣油中硫、重金属和沥青质含量高,造成产品收率和产品质量波动,且设备腐蚀严重,对催化裂化装置平稳操作提出挑战。实施先进控制系统(APC)以后,装置关键被控变量的控制更为平稳,主要操作参数的标准偏差均降低20%以上,减轻了操作人员的工作强度。分馏单元平稳控制得到有效提高,反应-再生单元对分馏单元的冲击和影响平稳过渡,同时确保了稳定汽油和轻柴油的产品合格率。吸收-稳定单元控制优化更加合理,干气中C_3~+组分,液化气中C2-和C5+组分含量均得到有效控制,稳定汽油饱和蒸汽压合格率得到提高;解吸塔底再沸器热源优化,解吸塔底温度稳定性变好,减少1.0MPa蒸汽消耗1.2t/h。高价值产品汽油收率提高,轻油液收达到86.27%,提高2.43个百分点,装置综合能耗下降2.77kg标油/t。     

应用流程模拟技术控制延迟焦化装置干气质量

以青岛炼化公司2.5Mt/a延迟焦化装置吸收稳定部分为研究对象,运用Aspen流程模拟软件,以标定数据为基准,建立吸收稳定部分模型,对焦化干气质量控制进行模拟,并研究了改变补充吸收剂的流量、温度和性质后对干气质量的影响。以模拟结果为依据,对装置操作进行优化,补充吸收剂量控制在105t/h,脱吸塔、稳定塔塔底温度控制在145℃和198℃时,干气中C3以上含量可以控制在1.8%～2.0%,日增液化气6.8t,年增收益600万元以上,同时,装置能耗降低1.02kgEo/t;通过进一步研究表明,降低补充吸收剂温度,能够有效提高干气质量,但是由于受到循环水温度的局限,补充吸收剂温度无法进一步降低。为此,研究了模拟使用深冷技术,将补充吸收剂、吸收塔一中二中回流深冷至20℃后,干气中C3以上含量可以降至1%以内,并可使装置能耗进一步降低,为装置进一步优化指明了方向。     

溴化锂制冷技术在低温热回收利用中的应用

九江石化为了降低炼油能耗,实施了延迟焦化装置低温余热回收综合利用改造,将50℃热媒水分别进入常减压、1号催化、2号催化等6套热源装置,换热到128℃后,用于再沸器加热,为控制热媒水温度,在末端配有冷却循环水,控制热媒水返回温度在50℃左右。为了增加低温热系统的操作弹性,改造中引入了溴化锂制冷技术。溴化锂制冷机理为水在物体表面蒸发汽化,带走物体表面的热量,在真空条件下,物体表面温度会降到很低。溴化锂是一种吸水性极强的盐类物质,可以连续不断地将周围的水蒸气吸收过来,可创造和维持真空条件。溴化锂吸收式制冷机是利用溴化锂作吸收剂,用水作制冷剂,利用不同温度下溴化锂水溶液对水蒸气的吸收与释放来实现制冷的。应用溴化锂机组后,装置热平衡系统得到优化,循环热媒水末端温度下降到64℃(投用前为76℃),可节约冷却循环水600t/h;焦化装置干气吸收效果明显改善,C3+组分平均值为2.75%(体积分数),同比下降3.11个百分点。     

先进控制技术在延迟焦化装置的应用

先进控制技术采用科学、先进的控制理论和控制方法,以工艺过程分析和数学模型计算为核心,以工厂控制网络和管理网络为信息载体,充分发挥DCS和常规控制系统的潜力,保障生产装置始终运转在最佳状态,通过多变量协调和约束控制降低装置能耗,卡边操作,以获取最大的经济利益。洛阳石化延迟焦化装置投用先进控制系统后,加热炉氧含量、负压、排烟温度以及其他关键操作参数控制更加平稳,热效率由92.43%提高到92.63%,有效降低了装置能耗;分馏塔侧线液体产物的切割更加清晰,提高了产品纯度;吸收稳定系统控制更加优化合理,干气中C_31及以上组分含量降低0.6%,提高了液化石油气(L.PG)的收率,实时优化液气比,节能效果明显。控制器性能较好,在有效提高生产过程控制精度的同时,基本实现了提高装置运行平稳率、降低操作劳动强度、提高目的产品收率和节能降耗的控制目标。     

连续重整装置应用APC技术效果

以多变量模型预测控制为主要特征的先进控制技术(APC)是比传统的PID控制更为优异的一种控制技术,代表性技术有Aspen公司的DMCplus技术和Honeywell公司的鲁棒多变量预估控制技术(Profit Controller)。连续重整装置投用先进控制系统后,主要装置运行参数更加平稳,提高了产品质量的均匀度,降低了产品不合格率;实现了各主要操作参数的自动协调控制,同时实现了脱戊烷塔底油和脱丁烷塔底油芳烃含量的在线闭环控制,有效降低了操作人员的劳动强度;脱戊烷塔和脱丁烷塔控制器投用后,塔顶温度、塔底温度和灵敏板温度平稳性提高,通过卡边操作,降低了装置的干气产率,液体收率提高了0.15%;由于反应系统和预加氢系统操作平稳性提高,降低了反应炉的燃料气消耗,节省了0.122kg燃料气/t原料,降低了装置能耗,每年产生节能效益432.07万元。在连续重整装置上应用APC技术是当前企业节能降耗、挖潜增效的有效手段。     

优化操作,提高延迟焦化装置的渣油转化能力

某炼油企业重油加工量逐年增高,延迟焦化装置加工规模一再扩大。保证延迟焦化装置在大处理量下的长周期平稳运行,提高渣油转化能力,最终提高轻质油品收率,成为全厂平衡重油加工能力和提高经济效益的关键。为此,提出3项优化延迟焦化装置操作的技术措施:①提高焦炭塔的反应温度,将焦炭塔底进料温度由483℃提高到488℃,以提高反应深度,减少注气量,延长介质在炉管内的停留时间,同时,在原料中加入富含芳烃的抑制生焦剂,以增强加热炉炉管对原料的适应能力,减缓辐射泵、辐射炉和分馏塔底的结焦速率;②降低反应压力,焦炭塔顶压力由0.22MPa下降到0.18MPa,虽然原料残炭含量上升2%,但产品液体收率则由67.14%上升到66.83%;③将装置循环比由0.30下降到0.25,产品加工量明显提升,每年多加工重油6.4×104t。同时,建议提高关键设备的可靠性,延长装置运行周期;采用适合焦化工艺特点的控制方案和设备,提高装置平稳运行率。     

流程模拟技术在延迟焦化装置上的应用

延迟焦化是石油加工中的一种主要加工过程,广泛应用于国内外的炼油厂。采用Aspen Plus流程模拟软件,对延迟焦化装置的分馏塔和吸收稳定单元(包括吸收塔、再吸收塔、解吸塔、稳定塔等)进行模拟,运用模型对过程的关键参数如分馏塔取热、柴蜡重叠度、富吸收油温度、中段回流、柴油回流量、蜡油返塔量、塔压、塔顶回流、吸收剂流量、温度等进行综合分析,在各塔产品控制指标达标的前提下,选择最优的操作参数,降低装置能耗,提升装置经济效益。对中国石化所属15套装置依据流程模拟提出优化方案并予以实施,每年合计实现装置挖潜增效6546万元,在实现装置节能降耗的同时,也取得了可观的经济效益,提高了中国石化延迟焦化装置的精细化操作水平和管理水平。     

延迟焦化装置掺炼催化油浆的影响分析与长周期运行探讨

催化油浆具有黏度低、密度大、康氏残炭小、芳烃含量高、胶质含量低等特点。催化油浆中固体颗粒的分离方法有:自然沉降法、静电分离法、旋流分离法、沉降剂脱除法、过滤分离法等。目前,催化油浆进焦化装置掺炼前的净化方式以自然沉降为主。焦化装置掺炼催化油浆后,焦化蜡油的残炭和芳烃含量增加,石油焦的灰分增加,轻油收率降低,且油浆中的催化剂颗粒在换热器、分馏塔、加热炉、泵及管道内造成磨损和沉积结焦,影响装置长周期运行。采取如下措施:化学助剂沉降加充分自然沉降,降低催化油浆中的固体含量;控制油浆掺炼比例;原料在线混合;原料换热器的优化设计;焦化加热炉多点注水改注汽;增加循环比;增加焦化加热炉第二、三点注汽量;焦炭塔操作优化和加热炉炉管的测厚监控等,可有效约束掺炼催化油浆对延迟焦化装置产品和设备的负面影响。     

正戊醇/汽油层流扩散火焰碳烟生成动力学

利用双色激光诱导炽光法(TC-LII)测量了正戊醇/汽油层流扩散火焰中的二维碳烟体积分数分布,研究了正戊醇掺比对碳烟生成的影响.此外,构建了pentanol-TRF-PAHs半详细机理,利用CHEMKIN0-D定压模型对前驱物的路径和敏感性进行了分析.结果表明:添加正戊醇能够显著抑制碳烟生成,碳烟体积分数随正戊醇比例的增加呈近似线性下降趋势.与纯汽油相比,P20(正戊醇的体积分数为20%)、P40、P60和P80的峰值碳烟分别降低21.4%,、45.3%,、64.9%,和84.5%,.动力学分析表明:芳烃苯(A1)、萘(A2)、菲(A3)和芘(A4)的摩尔分数随正戊醇的增加而降低.添加正戊醇没有改变A1的主要生成和消耗路径.对正戊醇(P100)来说,A1通过C_3+C_3和C_4+C_2的反应生成,生成速率远小于含甲苯的燃料(P0~P80).正戊醇对碳烟的降低主要归因于芳烃稀释效应.此外,A1的生成受到了OH、HO_2、CH_3和H化学反应过程的控制,添加正戊醇后,H_2O_2、HO_2的离解反应对A1的敏感性增强.     

溴化锂制冷机组运行数据分析及优化策略

溴化锂制冷机组作为低温热阱,在石化企业得到了广泛应用。随着工况的改变,低温热系统操作条件及溴化锂制冷机组的运行性能将偏离最优运行条件,导致制冷效率降低。针对溴化锂制冷机组运行效果不佳的情况,提取实际运行数据,通过数据分析,并结合机理模型和线性回归模型,建立溴化锂制冷机组冷水预测模型,模拟结果能正确反映溴化锂制冷机组运行工况,模拟结果与实际结果吻合较好。基于模型,获得了制冷机组不同流量所对应的最优热媒水流量及上水温度,并提出了溴化锂制冷机组的优化运行方案。通过将热媒水流量从282t/h提高至318t/h,温度从80℃提高至90℃,冷水温度可从14.65℃降低至11.7℃。降低冷水温度后,有利于降低延迟焦化吸收塔吸收剂温度,从而降低干气C_3含量,提高装置经济效益。     

延迟焦化装置低负荷生产措施与优化

为保持重油平衡,洛阳石化延迟焦化装置采用单炉室的低负荷生产方案。根据装置的设计参数,经过计算,确定了加热炉分支的最小进料量为39t/h,同时对低负荷生产条件下加热炉能耗高、加热炉备用炉室出口处易结焦、分馏塔易干板、气压机入口的富气量不够、机泵入口流量不能满足机泵的最小设计流量等可能出现的问题进行了详细的分析。针对焦化装置低负荷生产条件下可能出现的问题,采取备用炉室保护气用干气替代蒸汽的措施来解决备用炉室出口易结焦和能耗高的问题,采取闷炉操作的措施持续降低焦化装置的能耗,采取回炼富余轻烃的措施来满足气压机的最小工况,采取停用消泡剂的措施来增加装置的经济效益,通过严格控制急冷油的质量避免焦炭塔的大油气线结焦。同时还对焦化装置低负荷生产条件下其他可能出现的问题、应对措施,及运行过程中的优化措施进行了详细的说明,为同类装置灵活调整加工负荷提供了参考依据。     

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。     

矿井气水分析出对体积流量的影响因素分析

针对含水矿井气在计量过程中出现体积流量变化的问题,运用热力学基本理论,进行了矿井气体积流量损失和析水量的计算分析,并以某矿井情况为例进行了分析。研究结果表明:矿井气的温度、组分和压力是影响体积流量和析水量的主要因素,其中,温度因素影响最大,压力因素影响最小;在压力不变(50 k Pa)的情况下,输送温度每降低1℃,体积流量减小0.18%,每千克干气析出的水量为1.12 g;甲烷摩尔分数每变化1%,体积流量变化0.017%,每千克干气析水量变化0.264 5 g。     

烟气再循环对1000MW超超临界二次再热锅炉燃烧的影响

以某1 000 MW超超临界二次再热锅炉为例,采用数值模拟与炉膛分区段热力计算相结合的方法,研究了不同负荷下再循环烟气量对炉膛内部温度场、各气体组分的浓度场及NO_x生成的影响。结果表明:引入再循环烟气后,在锅炉最大连续蒸发量(BMCR)负荷下烟气再循环率在0%～15%内每增加5%,可使屏底烟温平均下降约4.7 K,屏底O_2体积分数下降4.1%,CO体积分数上升31.81%,NO体积分数下降6.2%;随着负荷降低,在相同再循环率下,屏底烟温下降幅度增大,屏底O_2体积分数下降幅度和CO体积分数上升幅度均减小。     

FDFCC-Ⅲ工艺加工焦化汽油的工业实践

焦化汽油辛烷值低、安定性差,烯烃和硫含量高,不能作为汽油的调合组分直接出厂。随着国家对环境保护的日益重视,对汽油的质量要求不断提高,需要采用简单易行的加工方法对焦化汽油进行改质,提高其辛烷值、降低烯烃和硫含量,同时加工损失又较小。中国石化洛阳工程公司研发的FDFCC-Ⅲ工艺,由于设置第二提升管,对于加工焦化汽油具有独特优势。第二提升管为焦化汽油催化改质反应提供了独立的反应场所,可以灵活、多方案地实现焦化汽油的加工。在改质反应温度550℃条件下,焦化汽油经第二提升管改质后,汽油保留率为72.78%,液化石油气+改质汽油+柴油收率为94.44%,焦炭产率为2.21%,干气产率为2.72%。同时汽油性质得到明显改善,RON辛烷值提高11个单位,脱硫率达到78.0%,脱氮率达到91.8%,且改质汽油烯烃含量大幅度下降,诱导期延长,为焦化汽油的利用提供了一条简单易行的工艺路线。