大庆炼化公司一套ARGG装置节能增效措施--《大庆石油学院》2008年硕士论文
大庆炼化公司一套ARGG装置节能增效措施
【摘要】：
目前我国催化裂化装置的能耗占炼油工业总能耗的30%以上,采取有效措施降低催化裂化装置能耗对降低炼油企业能耗至关重要。
本论文针对大庆炼化公司100万吨/年一套ARGG装置,该装置采用双提升管的FDFCC技术,根据工业标定数据,分析了装置能耗高的主要原因为:反应汽提蒸汽量偏大,装置低温余热没有充分利用,烟机回收功率偏低,原料雾化效果差,生焦量大,制约装置长周期运行的瓶颈因素等。
针对汽油提升管对装置能耗的影响进行了讨论。随汽油反应温度的提高,装置能耗增加。汽油反应温度每增加10℃,装置能耗约增加55.55MJ/t。
经过不懈努力,通过对烟气轮机、反应汽提段、进料喷嘴、余锅系统、汽油精制等系统进行了一系列的技术改造,并与35万吨/年气体分馏装置及200万吨/年常减压装置热联合,以及对装置一些用能不合理的工艺及流程进行了整改和优化,装置能耗由开工初期的4396.55MJ/t降至目前的3134.17 MJ/t,共计下降1262.38MJ/t。
实施多产丙烯方案后,装置处理量由调整前的130吨/小时提至135吨/小时,液态烃的收率较调整前增加了4.7%,其中液化气增加2.95%,丙烯增加1.75%,装置生焦率下降0.2%,装置能耗较调整前下降263.72MJ/t,年增效益1亿多元。
【关键词】：
【学位授予单位】：大庆石油学院【学位级别】：硕士【学位授予年份】：2008【分类号】：TE624.41【目录】：
ABSTRACT5-9
第一章 前言9-10
第二章 文献综述10-26
2.1 催化裂化装置能耗现状10-11
2.2 催化裂化装置的用能特点11-12
2.3 催化裂化装置用能过程剖析12-17
2.3.1 用能构成及能耗12-14
2.3.2 用能过程剖析14-17
2.4 催化裂化装置基准能耗17-20
2.4.1 基准能耗的特点17-18
2.4.2 基准能耗的计算方法18-20
2.5 FDFCC 技术的工业应用20-25
2.5.1 FDFCC 工艺技术特点20-21
2.5.2 FDFCC 汽油改质工艺形式21-24
2.5.3 一套ARGG 装置FDFCC 技术应用形式24
2.5.4 中石化长岭分公司FDFCC 装置能耗情况24-25
2.6 本章小结25-26
第三章 大庆炼化公司一套ARGG 装置概况及能耗分析26-37
3.1 装置的主要工艺特点26-27
3.1.1 反应部分工艺特点26-27
3.1.2 再生系统工艺特点27
3.1.3 分馏和吸收稳定系统工艺特点27
3.2 主要设备情况27-28
3.3 装置物料及能耗标定情况28-34
3.3.1 装置产品分布及汽油改质效果28-29
3.3.2 装置能耗情况分析29-31
3.3.3 反再及分馏系统热平衡数据分析31-32
3.3.4 装置基准能耗计算32-34
3.4 装置能耗高的原因分析34-35
3.5 汽油提升管对装置能耗的影响35
3.6 本章小结35-37
第四章 大庆炼化公司一套ARGG 装置能耗降低方案研究及应用37-48
4.1 降低能耗的措施37-41
4.1.1 原料雾化效果差、装置生焦量大的解决办法37-38
4.1.2 汽提蒸汽量偏大的原因及解决办法38
4.1.3 烟机回收功率低的原因及解决办法38-41
4.1.4 一套ARGG 装置低温热水与气分装置实现热联合41
4.1.5 一套ARGG 装置与一套常压实现直供料41
4.2 装置改造后的标定数据及能耗分析41-47
4.2.1 一套ARGG 装置耗能结构的进一步优化46-47
4.3 本章小结47-48
第五章 一套ARGG 装置长周期运行研究及技术对策48-60
5.1 中石油主体装置长周期运行状态48
5.2 中石油各炼化企业烟机结垢情况48-50
5.2.1 大庆炼化公司一套ARGG 装置烟机运行状态分析49
5.2.2 烟机结垢情况简介49-50
5.3 烟机垢样及催化剂组成分析50-52
5.4 大庆炼化公司一套ARGG 装置烟机结垢的基本原理52
5.5 大庆炼化公司一套ARGG 装置防止烟机结垢应对措施52-54
5.5.1 减少反应及再生器内部产生细粉的原因52-53
5.5.2 烟机各项参数的调整措施53-54
5.6 大庆炼化公司一套ARGG 装置主要的长周期运行节能措施54-59
5.6.1 油浆系统长周期运行及防结焦技术对策55-56
5.6.2 余锅产汽系统的技术改造56-57
5.6.3 进一步优化与气分装置之间的热联合手段57
5.6.4 再生器烟气量重新核算，进一步优化烟机运行条件57-59
5.7 本章小结59-60
第六章 多产丙烯方案装置的能耗及经济效益情况60-65
6.1 多产丙烯方案的实施过程60-61
6.1.1 用RAG-6 催化剂置换原有催化剂60-61
6.1.2 提高重油反应温度61
6.2 实施结果61-64
6.2.1 多产丙稀方案调整前后的产品分布及经济效益分析61-62
6.2.2 装置发汽量及能耗分析62-64
6.3 本章小结64-65
参考文献66-69
详细摘要70-81
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大庆炼化“8.01”烧伤事故案例分析和处理
　　日9：45分左右，大庆市林源炼油厂建筑安装公司第五分公司在大庆炼化公司炼油二厂ARGG装置检修分馏冷却器E10204-4，在加壳层盲板过程中，造成冷却器内放空后残存的油气泄漏，引起爆燃，将正在现场检修的7名检修人员1人当场烧死，2人重伤，3人轻伤。
　　事故发生后，大庆炼化公司和林源炼油厂领导立即组织妥善处理善后和恢复生产工作。同时大庆市安全生产监督管理局、大庆市总工会、大庆市公安局让胡路公安分局治安大队及大庆炼化公司和林源炼油厂组成事故联合调查组进行事故调查。经过对现场勘察，查阅资料，询问有关当事人，确认这是一起在检修过程中因冒险作业，造成油气泄漏引起爆燃的生产责任伤亡事故。
　　一、事故经过
　　大庆炼化公司炼油二厂ARGG装置工艺技术员陆海按照公司生产运行处的批示，从7月29日开始，对冷却器E进行切换清洗，首先切换清洗的冷却器为E10204/5。根据E10204清洗的统筹，即&清洗完成一台，投用一台&的原则，7月31日14：30分，E10204/5清洗完毕回装投用。7月31日17时，陆海请示装置副主任张鹏同意后安排五班班长李力峰将E10204/4切除、放油。8月1日7：50分工艺技术员陆海打电话询问二班班长孙凯强E-10204/4放油情况，孙凯强说油已放完。陆海8：00左右对E-10204/4放油情况进行了检查，确认E-10204/4壳层已无油后，在界面交接表上签字，8：10陆海通知设备技术员高山油已放净。8：15高山电话通知林源建安公司技术员于伟林：冷却器E-10204/4可以加盲板进行检修。8：30分左右，在搭完架子后，检修人员开始用工具拆卸冷却器封头螺栓，在拆卸到只剩下4、5条螺栓的时候，发现有油气从冷却器封头处流出来，检修人员于东和盛旭彬马上用螺栓将冷却器封头紧固，上好2、3条螺栓后，油气不再流出。停了一会后，几个人又开始在冷却器底部拆卸出口法兰螺栓加装盲板。当把螺栓拆卸下来后，施工作业人员于东、盛旭彬用撬棍撬开法兰盘，这时大量油气从法兰盘流出，二人立即将法兰合上，油气不再继续流出。过了一分钟左右，于东又擅自用撬棍撬法兰，在撬法兰过程中造成油气爆燃，将正在平台上作业的检修人员于东当场烧死，崔东强、盛旭彬被烧成重伤，贾继林、刘运利、于占涛被烧成轻伤。
　　二、事故原因
　　事故发生后，大庆市安全生产监督管理局、大庆市总工会、大庆市公安局让胡路公安分局治安大队及大庆炼化公司和林源炼油厂组成事故联合调查组，经事故现场勘察、询问有关人员，确定了事故原因如下：
　　(一)直接原因
　　大庆市林源建建筑安装工程公司第五分公司检修人员于东安全意识淡薄，为抢工期冒险作业，在发现油气再次泄漏后，在未做任何预案的情况下冒险再次撬开法兰，造成油气泄漏，引起爆燃，是造成这起事故的直接原因。
　　(三)间接原因
　　1、大庆炼化公司炼油二厂作为工程检修的甲方，在工程检修中对乙方交底不细;未指派专人在施工现场负责管理，是造成这起事故的间接原因。
　　2、大庆炼化公司炼油二厂在设备管理方面存在缺陷，不能提供界面交接报告;未按照规定制定风险评价报告;检修程序不明确，也是造成这起事故的间接原因。
　　(四)、管理方面存在的缺陷
　　事故发生后，通过询问大庆炼化公司炼油二厂有关人员和查看有关记录，发现在管理方面存在缺陷：
　　1、界面交接：在检修E时，工艺与设备进行了交接，当年检修其它的换热[冷却]器近50台次，均不能提供界面交接报告;设备与施工单位没有进行交接。
　　2、风险评价报告：在检修、清洗E10204时，工艺部门按照要求制订了重油裂解装置E10204风险评价管理方案，分析风险存在因素，制订了削减措施，并要求岗位员工学习;设备部门却未按照油化字[2002]15号文件关于《化工与销售分公司检修施工作业风险管理规定》的通知，未严格组织施工单位编制风险评价报告，已检修的其它换热[冷却]器近50台次，也不能提供风险评价报告。
　　3、过程监控：炼油二厂ARGG装置在检修、清洗E10204时，组织施工人员没有监守在现场，没有及时制止施工过程中的违章行为。
　　4、检修程序不明确：事故发生后，在询问、了解有关领导是否清楚冷却器E-月1日进行检修时，回答是：只知道E-10204准备检修，不清楚E-月1日进行检修，具体组织置换和检修的是设备技术员和工艺技术员。在了解炼油二厂ARGG装置在已经检修其它的换热[冷却]器近50台次过程中，都是设备技术员和工艺技术员组织置换和检修的，检修程序不明确。
　　三、责任者处理
　　根据大庆市事故联合调查组对&8.01&生产责任伤亡事故的调查，依照《中国石油天然气股份有限公司事故责任追究暂行规定》和大庆炼化公司责任事故处罚标准，对此起事故处理如下：
　　1、高山，男，34岁，设备技术员。在生产设备检修过程中，未按照预案进行施工交底，工作不细不具体，麻痹大意，未履行安全生产监督职责，负有主要责任，给予行政记大过处分。
　　2、陆海，男，30岁，工艺技术员。在做施工准备时，工作不细致，没有将冷却器内的油气完全放掉，未向下道工序交代清楚，负有间接责任，给予行政记过处分。
　　3、刘喜民，男，35岁，设备部主任，未履行安全生产监督职责，负有主要领导责任，给予行政记过处分。
　　4、邓扬青，男，37岁，装置主任，未履行安全生产监督职责，负有主要领导责任，给予行政记过处分。
　　5、李克岭，男，35岁，党员，大学学历，主管生产、安全副厂长，未履行安全生产监督职责，负有重要领导责任，给予行政警告处分。
　　6、赵学清，男，43岁，党员，大学学历，主管设备副厂长，未履行安全生产监督职责，负有重要领导责任，给予行政警告处分。
　　7、给予炼油二厂厂长张宗宝罚款2000元。
　　8、给予机动设备处静设备管理人员张国辉罚款1500元。
　　9、给予炼油二厂安全监督高景庆罚款1000元。
　　10、给予机动设备处处长于江林罚款1000元。
　　11、给予质量安全环保处处长李春妍罚款1000元。
　　12、给予生产运行处处长姜国骅罚款1000元。
　　13、给予公司副总经理郭亚新罚款800元。
　　14、给予公司总经理李正光罚款500元。
　　15、给予公司党委书记于宝祥罚款500元。
　　16、炼油二厂机关及ARGG装置2004年度风险抵押金本、利被全部扣除。
　　四、预防措施
　　1、按照&谁主管、谁负责的原则，设备、工艺、安全进一步完善了施工方案交底手续，方案交底不能只停留在口头上，必须留下详细的施工交底记录，并由双方签字确认;
　　2、加强施工过程的监督检查，组织施工人员必须监守在现场，施工不结束组织者不得离开施工现场，及时制止施工过程中的违章行为，确保维修施工作业的安全。
　　3、严格审查施工队伍资质、技术装备情况，认真考核施工人员技术水平，不具备边生产边检修施工技术水平和技术装备实力的施工单位，不得从事边生产边检修的施工作业。
　　4、为满足装置长周期安全生产，利用检修期间对在生产期间可能要进行切换检修、处理的设备，增设了短流程吹扫、置换设施，保证了在生产期间临时切换检修的设备达到吹扫、置换条件。
　　5、深入了开展以&五查五摆&为内容的&8.01&事故反思大讨论活动。一是查安全思想是否严肃，摆安全生产的认识情况;二是查安全管理是否严格，摆安全措施的落实情况;三是查安全制度是否严密，摆安全规章的执行情况;四是查安全组织是否严谨，摆安全组织体系的建设情况;五是查安全纪律是否严明，摆安全纪律的遵守情况。
　　6、开展了以岗位责任制为中心的安全生产大检查活动，活动持续一个月时间，至日，总计有150名处级以上干部写出&8.01&反思感受材料，汇编成册，并下发至基层单位，以教育全体员工。
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没有易安网通行证？加氢原料换热器管程压力降过高原因及解决措施--《炼油技术与工程》2010年04期
加氢原料换热器管程压力降过高原因及解决措施
【摘要】：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司1 Mt/a喷气燃料加氢装置原料换热器的管程压力降过高,影响装置正常生产。根据该原料换热器在实际操作条件下管程压力降核算结果,分析了产生较高压力降的原因。并根据分析结果在换热器出入口增设跨线及吹扫流程,使该换热器可单独切出,定期清洗,并考察清洗效果。同时为进一步缓解换热器结垢情况,实施技术改进措施,新增一台换热器,确保装置的长周期运行。
【作者单位】：
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中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司IM“a喷气燃料加氢装置反应系统换热流程中有3台原料与精制喷气燃料换热器(E201/l23)。装置投产运行一年后，发现该组换热器管程压力降明显上升，被迫停工，进行换热器管束清洗，但压力降仍处于较高水平，造成反应系统总压力降过高，
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【共引文献】
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