加氢装置节能途径探讨.pdf

节能技改广西节能2023年第2期 总第154期 加氢装置节能途径探讨裴克祥当前我国正朝着后工业化发展阶段迈进。随着炼油业原料中重质原油占比的日趋增大，我国炼油业也正面临着转型升级的严峻形势。为满足对高标准燃料生产的清洁化要求，炼油厂持续新建加氢装置，或对已建成装置进行改造升级，致使加氢装置能耗占炼油厂能耗的比例也随之增加。降低加氢装置的能耗，对于提高炼油厂生存能力和发展空间、推动炼油业碳达峰碳中和发展战略目标的实现，将起到重要作用。一、工艺优化节能（一）先进的节能工艺技术对于加氢装置，应首先区分出原料性质，再根据产品指标的要求选择相应的催化剂。当原油类型和催化剂确定后，便可据此进行不同工艺技术的对比选用。某炼油厂的两套加氢装置均采用了美国杜邦公司 DupontTMIso-ThermingR“全液相等温床”加氢工艺专利技术，催化剂床层间的冷氢，可用以维持反应器内液位，而反应器内的混氢油则可提供反应氢气。由于此种先进的工艺技术减少了高压设备，相应的能耗也较低。装置 1 为柴油加氢装置，表 1 是 2019 年该装置的标定数据。由表 1 可知，2019 年，柴油加氢装置标定能耗为180.99MJt-1。装置 2 为蜡油加氢装置，表 2 是 2020 年该装置的标定数据。由表 2 可知，2020 年，蜡油加氢装置标定能耗为 255.81MJt-1。根据 2019 年平均数据，在中国石化的加氢装置中，柴油加氢为 427.61MJt-1，蜡油加氢为311.4MJt-1。两套装置的能耗水平在同类型装置中均处于较低水平。“全液相等温床”加氢工艺用循环油泵替代循环氢压缩机，将高压循环氢系统改为高压循环油系统。循环油泵的特图 1 冷冻机房制冷系统原理图图 2“全液相等温床”加氢工艺表 1 装置 1 柴油加氢装置标定能耗数据项 目热能系数 KgEo/t设计能耗 KgEo/t单耗 t/t 原料能量单耗 KgEo/t燃料燃料气9506.980.00676.4LNG950-蒸汽输入 1.0MPa76-00蒸汽输出 1.0MPa-76-7.69-0.089-6.76 电 KWh/t0.2283.6115.62423.56新鲜水0.17000循环水0.10.142.1320.21除盐水2.3000锅炉水9.21.150.09840.92凝结水-3.65000能耗合计-4.19-4.33175.14MJt-1180.99MJt-1表 2 装置 2 蜡油加氢装置标定能耗数据项 目热能系数 KgEo/t设计能耗 KgEo/t单耗 t/t 原料能量单耗 KgEo/t燃料燃料气9507.7020.00464.365LNG9500蒸汽输入 1.0MPa76-4.879-4.84920蒸汽输出 1.0MPa-7600-4.849 电 KWh/t0.2285.3045.11835.118新鲜水0.17000循环水0.10.3690.43760.438除盐水2.300.00940.009锅炉水9.21.0461.04731.047凝结水-3.650-0.00640能耗合计-9.542-6.12398.85MJt-1255.81MJt-129节能技改广西节能2023年第2期 总第154期 点为流量大、扬程低、电耗小；循环氢压缩机的特点为流量大、功率高、蒸汽耗量大。由于“全液相等温床”加氢工艺未设置蒸汽驱动循环机，因此节省了高压蒸汽，能耗大幅减少。同时，该工艺未设置热高压分离器和冷高压分离器，相较于滴流床加氢工艺，其注水泵由高压变为低压，胺液泵也由高压变为低压，电耗也大幅降低。“全液相等温床”加氢工艺由于循环油流量大、携带的热量大，对反应器入口的温度影响也较大。“全液相等温床”加氢工艺所需高压换热器少，换热介质直接混合，热效率更高。综合可见，采用更节能的“全液相等温床”加氢工艺，实现了从源头上降低能耗，比传统滴流床工艺更节能。（二）工艺流程的优化工艺流程的优化重点为通过技改等方式，优化换热网络。该工艺运用夹点技术，结合加氢装置日常操作数据及标定数据，对装置换热网络进行整体优化，多个炼油厂使用后，均取得了较好的节能效果。镇海炼化 300 万吨/年柴油加氢装置分馏塔入塔温度由高换油冷阀控制，部分汽提塔底油不需经过换热即进入分馏塔。由于高换油冷却调节阀开度大，分馏加热炉负荷高，燃料气消耗大。通过对换热控制方案进行优化，增加反应热向分馏系统转移，提高了分馏塔的进料温度，降低了分馏部分燃料气的用量。利华益利津炼化有限公司的90万吨/年汽油加氢装置，有三台使用 4.5MPa 中压蒸汽作为热源的重沸器，外送凝结水温度高达 110，热量浪费较多，同时给装置的长周期运行带来较大安全隐患。通过在每台重沸器后单独增设凝结水罐，间接延长蒸汽在重沸器的热交换时间，达到了节约蒸汽的目的。2018 年 4 月，该公司完成装置改造后，凝结水温度降至 90左右，装置蒸汽消耗量明显降低。惠州石化 400 万吨/年渣油加氢装置，将产出的高温位加氢渣油分成三级，以实现能量的梯级利用。分馏塔底物流为高温位渣油，温度在 340至 345之间，首先，为柴油汽提塔提供重沸热源；其次，在温度降低后用，再作为原料油预热的中温位热源；最后，将其降温至 225左右时，进入汽包产汽，最大限度回收低温位热源热量。从装置新鲜进料的预热角度看，低温原料首先与低温位的中段回流、及产品物流进行换热；当原料升温至 280至 290后，再与反应生成的热油进行换热。通过充分利用加氢装置的反应生成热和反应与分馏部分的热量，降低了反应加热炉的 CO 气体消耗。二、设备操作节能设备节能主要以高耗电设备的优化操作为主，同时，对其他重要耗能设备，也应进行优化调整。加氢装置的反应压力高，其所属的原料及物料升压的高压进料泵、高压注水泵、补充氢压缩机等，均为重要耗电设备。为维持氢油比而设置的循环气压缩机多为离心式，是高等级蒸汽的主要使用设备。对于低压加氢装置，由于不需设置补充氢压缩机，其装置电耗显著降低。（一）新氢压缩机的无级气量调节系统加氢装置补充氢的压缩机多为往复式，部分液相加氢装置不单独设置循环氢压缩机，循环气利用补充氢一次通过，其压缩机也多为往复式。大部分往复式压缩机设置有出口返入口回流旁路，用来控制压缩机负荷和实际气体流量。此种设置使得压缩机做功无法根据需要调节，电耗浪费大。通过加装无级气量调节，可以根据补充氢实际的需求，设置往复机做功大小，避免了压缩机的过量做功，大幅降低了压缩机的电耗。以下是某 400 万吨/年高压加氢裂化装置，采用无级气量系统后的节能情况。笔者分别选取改造前后相关的五组数据进行比较。这五组数据均取自生产平稳期，所以对应的瞬时量可代表当天的平均值。从表 5 可以看出：使用气量无级调节系统后，装置回流量明显减少；在装置满负荷运行时，每天可以节约用电量为32300 度，相当于节约 7558.2 千克标准油（kgEO），节能3.16105兆焦。表 3 改造前压缩机运转数据取样时间8 月 11 日 8 月 15 日 8 月 19 日 9 月 21 日 9 月 27 日平均值装置负荷100%100%100%100%100%100%K101A 负荷90%90%90%90%90%90%三返一回流量Nm3/h391573411633212328983161734200 K101A出口流量Nm3/h902729026991229916899120290932 电耗 Kwh/天184200184000184400184500184900184400 表 4 改造后压缩机运转数据取样时间11 月 25 日 11 月 27 日 11 月 29 日12 月 1 日12 月 6 日平均值装置负荷100%100%100%100%100%100%K101A 负荷80%80%80%80%80%80%三返一回流量Nm3/h199711937110173214642394118984 K101A出口流量Nm3/h761607038472223717687620273347 电耗 Kwh/天153500152100151200150000153700152100 表 5 应用无极调量系统后对比改造前改造后改造后减少量装置负荷100%100%三返一回流量 Nm3/h342001898415216电耗 Kwh/天1844001521003230030节能技改广西节能2023年第2期 总第154期 （二）蒸汽耗量优化加氢装置循环氢压缩机多为离心式，驱动蒸汽包括9.8MPa、3.5MPa、1.0MPa 等类型，同时，对热高分气和分馏系统较高的余热进行回收利用，即通过设置自发 1.0MPa蒸汽发生器或 0.45MPa 蒸汽发生器，通过副产蒸汽，实现能量回收。另外，根据不同的进料性质和进料量，在维持合理氢油比的情况下，加氢装置可以有较大的转速调整空间。惠州石化渣油加氢装置循环氢压缩机为离心式压缩机，装置氢油比设计为 750Nm3/m3（标气），运行部根据计划部门需求，根据处理量和原料性质的不同，利用定期工作等形式，通过合理控制氢油比，使加氢装置循环氢压缩机的转速从8900rpm，下降到 8000rpm；3.5MPa 蒸汽耗量从 65t/h 降至55t/h，整个系统的能耗量显著减少。（三）液力透平系统根据不同的工艺流程，炼油企业常在不同位置设置液力透平装置，回收高压物流内的压力能。这些可回收的位置，包括热高分油、冷高分油、富胺液等所在区域。加氢装置通过设置液力透平装置，回收热高分或冷高分油的压力能，用于驱动高压反应进料泵以减少电耗；在富胺液的生产工段，设置回收压力能的液力透平装置，以驱动高压贫胺液泵，同样也减少了电耗。由表 6 可以看出，应用液力透平系统后，惠州石化的渣油加氢装置每小时节省电能为 134 千瓦时（度）。按电价为 0.52 元/度，则每日节省的电费为134240.52 1672.32 元，一年节省电费为 1672.32365 610 396.8 元。通过设置液力透平回收压力能，在不考虑设备配件等因素影响的条件下，装置能耗可以进一步降低，经济效益显著。（四）加热炉“三门一板”的调整加热炉“三门一板”是指其油门、汽门、风门和烟道挡板。加热炉瓦斯消耗受负荷和热效率的影响，负荷的因素又包括外部因素和内部因素。外部因素即装置的处理量、所需的反应深度、炉出口温度等。内部因素包括加热炉自身氧含量的控制、排烟温度的控制和炉膛温度的控制。通过调整这些参数，可使加热炉热效率维持在较高水平，并可以减少加热炉燃料气消耗。通过对“三门一板”的调整，维持加热炉燃烧器的燃料、及配风量在最佳配比状态，同时将氧含量控制在 2%以下，可以较好地维持加热炉热效率。三、装置协调操作（一）物料直供加氢装置的节能设计，通常采用常减压和催化装置进行物料直供方式进行。如将催化裂化装置催化柴油由原来的直接进分馏塔回炼，改为先进入加氢装置、再返回催化裂化装置的工艺流程。又如，某航煤加氢装置直接利用全厂氢气管网的氢气作为补充氢气，这样就可以不设置高耗电的往复式压缩机等，从而降低电耗和蒸汽消耗。同时，加氢装置的原料采用常减压等上游装置的热供料，或在中间罐区采用储罐同时收付油的操作方式，可以最大限度减少热损耗，节约用于保温的蒸汽量和用作升温的瓦斯消耗量。下表 7 是某柴油加氢装置原料采用罐区料和采用上游装置直供状态下，反应炉 CO 气体消耗的对比。由表 7 数据可见，通过将上游装置出料与加氢装置联合，加热炉瓦斯降低 137Nm3/h，可实现年节约燃料气近115 万 m3，节省操作费用 186 万元/年。（二）氢气的联合利用炼油厂通常根据常减压侧线的不同原料设置多套加氢装置。不同原料及不同质量的产品，对加氢装置提供所需的反应系统压力也不尽相同。炼油厂制氢装置往往将低压氢气送至各加氢装置，再分别进行升压补充。近年来，一些炼油厂开始采用联合氢气站的工艺流程，将各装置分散的升压设备进行集中汇总，利用氢气站提高氢气管网压力，减少了升压做工设备的功率损耗。惠州石化渣油加氢装置设置有膜分离系统，分两级设置。一级膜渗透气压力较高，可送至柴油加氢装置用作补充氢，减少了柴油加氢装置的电耗。尤其是当该柴油加氢装置只有一台新氢机、且无法满足生产要求，需要增开第二台新氢机时，可将二级膜渗透气送至本装置新氢压缩机的二级入口，作为反应系统的部分补充氢，其节能效果尤为明显。四、结论加氢装置的节能途径包括：在设计阶段选用先进的节能工艺技术、在建成后实施节能改造措施，以及正常运转期间，精细调节优化生产等方式得以实现。通过多种节能途径的综合实施，可以使加氢装置能耗进一步降低，年节约燃料气近115万m3，节省操作费用186万元/年，节能、经济效益显著。（作者单位：中海石油炼化有限责任公司）表 6 应用液力透平系统后对比投用前投用后投用后减少量运行电流 A73667有功功率 KW11651031134表 7 应用物料直供后对比送料方式罐区中转装置直供界区温度 5593加热炉入口温度/293瓦斯量104290531