延迟焦化装置低温热回收技术应用

　　炼　油　技　术　与　工　程

　2009年5月　　　　　　　　　　PETROLEUMREFINERYENGINEERING　　　　　　　　第39卷第5期　

延迟焦化装置低温热回收技术应用

邹圣武

中国石油化工股份有限公司九江分公司(江西省九江市332004)

摘要:针对延迟焦化装置大量的低温热未综合利用,造成能量浪费大的问题,提出并实施了两种低温热回收利用的技术方案:即用分馏顶部循环油、焦炭塔冷焦后的油气和冷焦热水等低温热加热热媒水来维持罐区原油温度;装置产品:汽油、柴油和蜡油以热输出方式实现装置之间的热联合。应用效果表明:该技术节电、节水和节汽效果十分显著,可有效降低延迟焦化装置和企业能耗,年经济效益可达1700×104RMB以上。

关键词:延迟焦化　低温热　回收

　　中国石油化工股份有限公司九江分公司1Mt/a延迟焦化装置于2007年10月进行了低温

统;而冷焦后的热水(80～)冷却处理再循环,。以上低59.01GJ/h。2　低温热回收的可行性

热综合利用节能技术改造,以使装置在能量利用方面较符合能量转换、回收、利用的“化原则

[1]

。

针对焦化装置大量的低温热,首先需要寻求热阱用户及其如何匹配,而一般热源、热阱之间的匹配有两种方式:间接换热和直接换热,前者是通

过一个中间循环热媒(介质)换热(通常用除盐水),后者是对装置中间产品的低温热采用直接

[3]

换热即工艺利用(换热、热联合)。

1　焦炭塔在生焦期间,产生的高温反应油气以过热状态进入分离系统,分离后的各产品在较低温度下以液相及部分气相离开分离系统,这一过程中高品质能量通过能量转换环节转化为低品质能量后并没有再进行回收利用而排弃,如表1

中的分馏塔顶油气(110～60℃)、分馏顶部循环油(132～70℃)、汽油(80～40℃)、柴油(138～60℃)和蜡油(150～90℃)。

表1　延迟焦化装置低温热一览

Table1　Low2temperatureheatofdelayedcokingunit介质名称冷焦热水3

放空塔顶部油汽3分馏塔顶部油气分馏塔顶部循环油稳定汽油柴油蜡油

流量/t h-1

260.020.337.175.044.266.032.5

[2]

从热阱部分来看,目前原油罐区维持温度(维温)1.0MPa蒸汽耗量约8t/h,即需要维温热量23GJ/h左右,且焦化装置与原油罐区相邻,若采用焦化装置部分低温热源加热除盐水,用换热后的除盐水替代原油罐区维温的1.0MPa蒸汽,以达到节约蒸汽的目的。焦化的中间产品汽油、柴油和蜡油分别作为加氢精制和催化裂化装置的原料,所以若焦化产品以热输出形式实现装置之间的热联合,既可以降低本装置的排弃能耗,又能降低下游装置的能量消耗。

压力/温度/℃可回收热/MPa进口出口GJ h-1

0.920.050.120.701.101.501.40

8013611013285138150

55826070406090

97.8145.7111.7210.524.7411.774.33

　　3为间歇换热,一个焦炭塔操作周期运行约5h。

收稿日期:2008-10-07。

作者简介:邹圣武,2004年毕业于石油化工科学研究院化学工艺专业,获工学硕士学位,现任九江分公司焦化车间生产副主任。联系电话:0792-8495602,13607924873;E2mail:

jh2zsw@http://doc.guandang.net

焦炭塔内焦炭在冷却工艺(吹汽、给水冷焦、

泡焦、溢流)过程中,在放空冷却系统产生的放空油气(136～82℃)冷凝后排至火炬系统或污油系

第5期　　　　　　　　　　　　　邹圣武.延迟焦化装置低温热回收技术应用—59—

3　低温热回收技术改造方案

别与顶部循环油、冷焦水、吹汽蒸汽换热,焦化分馏塔顶部循环油温度由132℃降至70℃,冷焦水

温度由80℃降至55℃,吹汽蒸汽温度由136℃降至82℃,相应增加了三组换热设备,并与原冷却设备按并联方式进行改造

。

根据上述分析,对出装置的中间产品以热输出方式与下游装置实现热联合。选取的工艺路线(见图1)为:稳定汽油增加一跨线甩开空冷器A202,水冷器E209,柴油增加一跨线甩开空冷器A103,蜡油增加一跨线甩开水冷器E108,以热输出形式出装置,为了防止装置出现异常情况,原冷却设备不拆除以备用

。

图2　新增换热设备

Fig.2　Processofaddedheat2exchangeequipment

1Fig.1　ocessofheatexport

　　由于维温罐区原油对热媒水温度要求不十分

苛刻,对不连续和不稳定的低温热则以加热热媒水以维温罐区原油,并加入连续稳定的分馏顶部循环低温热,形成单供原油罐区的一个独立换热系统。同时考虑到焦化低温热源不稳定,并入该系统后会对分馏系统的热平衡有影响,根据实际平面布置,其换热路线(见图2)为:热媒水先后分

　　其热媒水闭路循环流程(见图3)则为:低温热水罐D135的46℃,240t/h热媒水由P145送至顶循环油2热水换热器E115换热后,通过大吹汽2热水换热器E114加热,再与冷焦水2热水换热器E113的冷焦热水加热至50～84℃后送至原油罐区,通过原油2热水换热器E116加热原油,换热后46℃冷水回到D135,因放空油气和冷焦热水在一个焦炭塔操作周期内是间歇供热,时间大约5h,且时段错开,

因此热媒水温度呈波动状态。

图3　热媒水闭路循环流程

Fig.3Processofclosedcycleforhotmediawater

4　低温热回收技术应用效果

(1)装置整体运行基本正常,产品质量合格,

其中焦化产品以热输出形式出装置,运行稳定,装

置汽油、柴油合流进加氢精制装置处理前合流温度由50℃提高到110℃;蜡油进催化裂化装置温

度由冷进料的≤90℃提高到150℃左右;与原油

罐区换热的低温热系统,各项运行参数基本达到甚至超过了设计要求(见表2),实际向罐区输送热负荷为6.8MW,即24.4GJ/h,保证了罐区原油维温热量需求。

—60—炼　油　技　术　与　工　程　　　　　　　　　　　　　2009年第39卷表2　主要换热设备运行参数一览

Table2　Runningparametersofmainheat2exchangeequipments

测定参数

入口温度/℃出口温度/℃

64786413950113

7368110966553

22080

3837.2

序号

123

换热器冷焦热水2热水放空油汽2热水顶循环油2热水

工艺编号

E113E114E115

总热负荷/

流量/t h

220230220

11767.3

-1

流程

管程壳程管程壳程管程壳程介质热媒水冷焦水热媒水放空油气热媒水顶循环油

kW2302.3

　　(2)焦化装置节电节水显著,停用了A105,A131,A102,A103,A202,抵消增加的热媒水循环泵耗电。合计节电290.2kW;停用了水冷器E108,E209冷却水进行了节流操作,节约冷却水150t/h,可使焦化装置能耗下降31.48MJ/t(渣油原料)。

(3)罐区分别节约蜡油维温和原油维温蒸汽0.5t/h和8t/h,并停用至下游装置进料泵2台,

此应该设计为E113→E115→E114的流程布置更为合理。同时考虑焦化装置处理负荷变化,需将现有E113与A131并联流程改为串联流程,以控制冷焦水温度。

分馏塔塔顶油气的低温热本次改造没有回收,,尚存作为吸收剂,因而还有参考文献

[1]陈清林,尹清华,曹咏军,等.某延迟焦化装置用能分析及改

节电110kW;通过优化换热流程,下游装置节能12.06GJ/h。5　建　议

进[J].炼油技术与工程,2003,33(8):58260.

[2]蔡晓洁,沈祖勇,陈国富,等.延迟焦化装置能量系统优化改

合理,现为E115→E114→E113的流程布置,设计仅考虑了稳定分馏塔操作,没有考虑换热温位从低到高,导致热媒水与冷焦热水换热时,换热后冷 …… 此处隐藏：2865字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……