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1、降低气分装置能耗中原油田2013年优秀QC成果报告降低气分装置能耗小组名称：工艺研究QC小组发 布 人：涂联单位名称：石油化工总厂气聚车间2013年12月30日 目 录一、小组概况 2二、选题理由 2三、现状调查 3四、活动目标 5五、原因分析及要因确认 5六、制定对策 10七、对策实施 11八、效果检查 12九、巩固措施 14十、体会及下步打算 14 降低气分装置能耗一、小组概况（表1） 小组名称工艺研究QC小组成立时间2010年4月注册编号0401-2013课题类型攻关型活动时间2013年1月-12月本年度活动次数20次活动出勤率98%受QC教育学时20学时制表：涂联 日期：2013.1.
2、6小组成员情况（表2）序号姓 名文化程度职务、职称组内分工备 注1涂联大学工程师组织协调组 长2刘友恩大学工程师质量分析副组长3单建明大学工程师资料整理组 员4王彦俊大学工程师现场检查组 员5陈新殿技校技师现场检查组 员6赵庆喜技校技师技术改进组 员7王增建技校技师现场实施组 员8耿艳玲技校技师现场实施组 员9王海安技校技师现场实施组 员10曹占玲技校技师现场实施组 员制表：涂联 日期：2013.1.6二、选题理由 2011年气分装置进行了扩能改造，装置的液化气处理能力由8万吨/年提高到12万吨/年，取得了良好的经济效益。气分改扩建项目采取了许多的节能措施：将常压装置的热媒水并入气分装置的低温
3、热系统作为丙烯塔的重沸器热源；引入全厂的凝结水作为脱乙烷塔的重沸器热源；引入催化装置的顶循油作为脱丙烷塔的重沸器热源；这些措施的应用显著降低了装置的蒸汽消耗。同时，选用新型节能高速泵，进一步降低装置电耗。改扩建之后的气分装置的综合能耗为50.61千克标油/吨，在中石化28个相同工艺的气分装置名列21位。见图1（平均气分装置的综合能耗约为44千克标油/吨）。图1 气分能耗柱状对比图制图：涂联 日期：2013.2.6为此，我们选择“降低气分装置能耗”做为活动课题。三、现状调查1、气分能耗分析气分装置2012年的综合能耗为50.61千克标油/吨，能耗见下表：表3 气分能耗组成表项目电循环水蒸汽软化水
4、新鲜水凝结水低温热水顶循油合计数值（千克标油/吨）6.4772.9724.0920.8280.000516.7096.1213.41250.61制表：涂联 日期：2013.2.26根据表3，我们绘制了气分装置的能耗组成饼状图。见图2图2 气分装置的能耗组成饼状图制图：涂联 日期：2013.2.26由图2可知，气分装置的蒸汽消耗约占综合能耗的47%，气分装置实现无蒸汽消耗在中石化28个相同工艺的气分装置有13个。因此，“降低蒸汽消耗，最终实现气分装置无蒸汽消耗”是我们开展气分装置节能研究的方向。2、气分蒸汽消耗调查气分装置蒸汽使用点有两处，一是低温热系统的蒸汽消耗。二是脱丙烷塔重沸器蒸汽消耗。2
5、.1低温热系统的蒸汽消耗低温热水的流量是200t/h，回水温度控制在65，（E003/1.2）的热负荷是6720KW，则来水温度为：T2=Q热/w热C热+ T1=6720 /（200*1000/3600）*4.2+65=94实际来水温度88，需补充蒸汽量为：D0=D1C1（T2-T1）/（H1-C2T2)=200*4.2*6 / (2762-4.2*94)=2.13t/h2.1脱丙烷塔重沸器蒸汽消耗脱丙烷塔的全塔负荷为2967KW（E001/1）采用催化装置的顶循油作为热源，其热负荷为：Q1= W热C热（T2-T1）=(70000/3600)*3.55*22=1518KW（E001/2）采用系
6、统蒸汽作为热源，每小时补充蒸汽量为：W热= Q2/R热=1449/2087*3600=2.5t/h脱丙烷塔重沸器（E001/1）采用催化装置的顶循油作为热源，其热负荷不能满足全塔需求，需投用（E001/2），每小时补充蒸汽约2.5吨。四、活动目标1、目标制定活动前50.610204060综合能耗：千克标油/吨目标值45将气分装置能耗从综合能耗为50.61千克标油/吨降低至45千克标油/吨（见图3）。图3 活动目标柱状图制图：涂联 日期：2013.3.152、目标依据根据计算，气分装置每小时降低蒸汽消耗1.0吨，综合能耗可降低至45千克标油/吨。五、原因分析及要因验证1、针对要解决的主要问题，小
7、组成员集思广益，采用头脑风暴法进行了原因分析，并绘制了关联图（见图6）。蒸汽消耗大低温热系统脱丙烷塔系统催化取热量小常压取热量小热水循环量小保温层破损精馏塔塔压力高精馏塔回流比大顶循油热负荷小图4 关联图制图：涂联 日期：2013.4.12、要因验证验证一：热水流量小验证时间:2013.4.1 验证地点:气分装置验证人:王彦俊 刘友恩（E003/1.2）的热负荷是6720KW，则来水温度为：根据目前丙烯塔重沸器的（E003/1.2）的热负荷及低温热系统运行现状，我们计算合适的热水循环量以满足（E003/1.2）的热负荷需求。低温热水循环量为：W=Q / C热（T2-T1）=6720/4.2*2
8、3=69.56kg/s=251 t/h根据计算情况，低温热水循环量大于251t/h可满足丙烯塔重沸器的（E003/1.2）的热负荷。实际低温热水循环量为200t/h，相差510t/h.因此，确定“热水流量小”为要因。验证二：常压装置取热量小验证时间:2013.4.5 验证地点:常压装置验证人:陈新殿 赵庆喜低温热水在常压装置流程是：低温热水从气分装置来后进入常压装置，送至三层平台L101/1.2内与常压塔顶石脑油换热后，进入冷L108内与常一线油进行换热；一路送至三层平台L109内与常二二线油进行换热；另一路进入L11O内与常三线油进：行换热；换热后三路合并成一路进入L1111.2与热渣油进行
9、换热，换热后的低温热水送往气分装置作为丙烯塔重沸器热源。经过我们现场测量，常压塔顶油气从105降到52，常一线从160降到120，常二线从120降到92 ，常三线从135降到93 ，常压渣油从165降到95，满足装置工艺要求。低温热水出水温度达到80以上，回水温度为60左右。低温热利用整体达到效果。因此，确定“常压装置换热器未投用”为非要因。验证三：催化装置取热量小验证时间:2013.4.5 验证地点:催化装置验证人:张兴平 李天峰低温热水在催化装置流程是：低温热水从气分装置来后进入催化装置，送至三层平台H206/1.2.3内与分馏塔顶油气换热后，进入二层平台H203内与顶循进行换热；一路送至
10、二层平台H210内与柴油进行换热；另一路进入H210内与中段进行换热；换热后二路合并成一路送往气分装置作为丙烯塔重沸器热源。经过我们现场测量，分馏塔顶油气从116降到86，柴油从155降到110,中段从168降到160,顶循从135降到90，满足装置工艺要求。低温热水出水温度达到90以上,回水温度为60左右。低温热利用整体达到效果。因此，确定“催化装置换热器未投用”为非要因。验证四：精馏塔压力大验证时间:2013.4.10 验证地点:气分装置验证人:单建明 王增建精馏塔操作压力大，会造成全塔热负荷增加。小组成员调查脱丙烷塔和丙烯塔的设计压力和操作压力，见下表表4 精馏塔压力表项目单位脱丙烷塔丙
11、烯塔设计压力Mpa1.851.85操作压力Mpa1.751.65制表：涂联 日期：2013.4.10由上表可以得出，两塔的操作压力均低于设计值，不会造成塔底热负荷增加。因此，确定“精馏塔压力大”为非要因。验证五：精馏塔回流大验证时间:2013.4.10 验证地点:气分装置验证人:李天峰 张兴平精馏塔操回流比大，会造成全塔热负荷增加。小组成员调查脱丙烷塔和丙烯塔的回流比的设计值和操作值，见下表表5 精馏塔回流比表项目脱丙烷塔丙烯塔设计回流比2.8-3.218.7操作回流比2.7517.7 制表：涂联 日期：2013.4.10由上表可以得出，两塔的回流比均低于设计值，不会造成塔底热负荷增加。因此，确定“精馏塔回流比大”为非要因。验证六：顶循油热负荷小验证时间:2013.4.15 验证地点:气分装置验证人: 单建明 王增建小组成员计算了脱丙烷塔热负荷和顶循油的热负荷：脱丙烷塔的全塔负荷为2967KW（E001/1）采用催化装置的顶循油作为热源，其热负荷为：Q1= W热C热（T2-T1）=(70000/3600)*3.55*2
