大庆炼化公司一套ARGG装置节能优化研究

张显梅

（大庆炼化公司 设计院，黑龙江 大庆 163411，China）

1 装置概况

大庆炼化公司一套ARGG装置（以下简称一套ARGG装置）设计规模为100万t·a-1，反应部分采用双提升管技术，再生部分采用成熟可靠的同轴催化裂化技术，其中汽油提升管需加工二套ARGG稳定汽油45t·h-1（现汽油提升管反应器剂油比为8.5左右，进料温度为80℃）。重反和汽反的混合粗汽油经一套ARGG装置吸收稳定系统处理后分两路，一路至一套ARGG装置的汽油脱硫醇单元，另一路（45t·h-1）返至二套ARGG的产品精制单元。由于该装置担负降低出厂汽油烯烃含量的重任，回炼二套ARGG稳定汽油33.3万t·a-1，使得该装置能耗比一般装置高6.0kgEo·t-1左右。

2 用能现状分析

目前，一套ARGG存在的主要用能问题是：（1）回炼二套ARGG稳定汽油显著增加了一套ARGG装置稳定系统的粗汽油处理量，造成稳定系统的液相负荷过大、汽液比不合理；

（2）常压渣油进装置温度不够高（仅113～115℃），降低了装置产汽量；

（3）分馏和吸收稳定系统换热流程不够优化，热水温度高，柴油和分馏一中的高温热约500万kCal·h-1作为低温热使用（分馏一中向热水系统补热，柴油抽出直接加热富吸收油），柴油馏份未实现直供料；

（4）分馏塔顶油气的低温热回收不够充分，热水回收热量后，塔顶油气进空冷的温度高达92～93℃；

（5）主风烟机机组补电较大，达到1200kW；

（6）余热锅炉排烟温度较高达210℃，高温位热量损失至少 180万 kCal·h-1。

3 能量优化措施

3.1 提高常渣原料的进料温度

根据全厂节能热联合方案，一套催化的常压渣油进装置温度提高至135℃，多产中压蒸汽。

3.2 调整两套催化的汽油改质处理方式

一套ARGG装置不回炼二套ARGG的稳定汽油而改用回炼二套ARGG粗汽油，之后返回同样多的粗汽油至二套ARGG装置的吸收稳定系统。这样，两套催化装置处理的粗汽油量几乎等同于自产的粗汽油量。此项措施，仅简单改流程，几乎不额外增加投资，即可显著降低一套ARGG装置吸收塔、解吸塔、稳定塔的液相负荷，进而降低解吸塔底、稳定塔底重沸器负荷。节能量表现在：

（1）减少一套ARGG解吸塔底重沸器负荷200万kCal·h-1、减少稳定塔底重沸器负荷150万kCal·h-1。热量可发生中压蒸汽，可多产中压饱和蒸汽7.14 t·h-1，折合中压过热蒸汽 5 t·h-1。

（2）解吸塔中间重沸器减少负荷50万kCal·h-1左右。

（3）吸收塔冷却器负荷减少15万kCal·h-1左右，减少循环冷水消耗25 t·h-1。

（4）减少吸收塔中段泵、吸收塔底泵、脱乙烷汽油泵、解吸塔进料泵电耗。

3.3 优化操作，降低低压蒸汽消耗

（1）建议重油提升管反应温度恢复至520℃左右，渣油进料温度提高至200℃左右，采用低压降、低汽耗的高效进料喷嘴，渣油雾化蒸汽比至少可降至4.5%,雾化蒸汽总消耗约6.7 t·h-1，较目前雾化蒸汽用量降低 1.6 t·h-1。

（2）目前，汽提蒸汽（含CSC用汽）量为 6.5 t·h-1，防焦蒸汽耗量为1 t·h-1，均偏大。建议更换汽提段汽提喷嘴，提高汽提效率，控制汽提蒸汽（含CSC用汽）不大于5 t·h-1。另推荐采用已广泛应用的高温低压蒸汽防焦技术，在再生器稀相段增设蒸汽过热盘管，更换防焦蒸汽管道和新型防焦蒸汽环。

（3）停用轻柴油汽提蒸汽，降低蒸汽消耗0.9t·h-1。

3.4 换热流程优化

3.4.1 优化低温热回收系统

（1）分馏塔顶油气冷却仍采用三级。热水换热器由6台并联改为2串6并，空冷器及后冷器流程维持不变。较节能改造前，多回收分馏塔顶78～86℃的低温热330万kCal·h-1左右。（若分馏塔顶油气－热水换热器采用3串4并，则较2串6并可再多回收170万kCal·h-1左右，但气压机入口压力降低4～5kPa。）。推荐采用2串6并方案。

（2）增加1台压缩富气-除盐水换热器除盐水依次由压缩富气、稳定汽油（稳定汽油——除盐水换热器利旧现）加热（目前除盐水仅由稳定汽油加热）。目的是回收压缩富气55℃以上热量100万kCal·h-1左右。除盐水 75t·h-1，由 40℃加热到 79℃。

3.4.2 优化换热流程

（1）热联合 提高常压渣油进催化装置温度（135℃进装置）；顶循环油给气分装置脱丙烷塔底重沸器供热；

（2）优化轻柴油换热流程 调整目前轻柴油抽出后加热富吸收油和热水后进空冷的换热顺序，即改为：轻柴油自轻柴油汽提塔抽出后，先加热顶循环油，再加热热水，温度降至125℃左右后分两路，一路作为热出料直接供柴油加氢改质装置，另一路作为贫吸收油与富吸收油换热后，温度降至75℃后再由循环冷水冷却。

（3）调整中段油取热负荷及换热流程 分馏一中换热流程稍做调整,即分馏一中主要给稳定塔底重沸器供热，少量热量加热热媒水（15.3万kCal·h-1)，不向原料油和解吸塔供热（目前一中作稳定塔、解吸塔热源，再加热装置进料和低温热水），但加热流程可保留；二中换热流程不变，但增加分馏二中取热负荷，多产中压蒸汽。

正常操作时，解吸塔底重沸器E1310A全部使用1MPa蒸汽，现有重沸器面积已够（BJS1400-2.5-680-6/19-4），不需改造。

（4）提高粗汽油进汽油提升管温度 由于将目前的回炼稳定汽油改为回炼粗汽油，故需将粗汽油升温加热。

增加2台稳定汽油－粗汽油换热器E1313AB（重叠串联，BES700-2.5-120-6/25-4），将来自二套ARGG的粗汽油加热至80℃左右。目的是回收稳定汽油低温热105万kCal·h-1左右，并减少后部表面蒸发空冷器消耗。

4 节能效果

（1）装置烟气量为 153200 Nm3·h-1，调整换热流程后，分馏二中、循环油浆、外取热器、余热锅炉分别产中压饱和蒸汽 10.4、26.61、27.2 、10.5t·h-1,装置共产中压蒸汽75t·h-1，多产中压过热蒸汽10 t·h-1。多消耗除氧水 10t·h-1。

（2）优化后，解吸塔底重沸器较节能优化前多消耗蒸汽8 t/h，而低压蒸汽消耗减少4 t·h-1，所以共多消耗低压蒸汽4 t·h-1。

（3）改造前，装置内低温热共将610 t·h-1热水自82℃加热110℃，而优化后，可将665 t·h-1热水由65℃升至92.6℃，多回收低温热127.4万kCal·h-1左右。

（4）热联合效果 节能优化后，分馏塔顶循环油(约 350t·h-1，温度由148℃降至 120℃)外输热量516 万 kCal·h-1；轻柴油热供（125℃），输出热量 57万 kCal·h-1。催化进料（135℃），外供入热量 110 万kCal·h-1（基准温度按120℃,若按目前的实际进料温度 102℃，则多供入热量 238 万 kCal·h-1），合计热输出 463 万 kCal·h-1。

改造前、后装置消耗及能耗对照表见表1。优化后的能耗为59.59kgEo·t-1，比装置目前能耗67.17kgEo·t-1，下降了 7.58kgEo·t-1。

表1 改造前、后装置消耗及能耗对照表（处理量按127.35t·h-1）Tab.1 Energy consumption comparison before and after reformation（treatment capacity 127.35t·h-1）

5 结论

本项目实施后，一套ARGG装置多产中压过热蒸汽 10t·h-1，多回收低温热 127.4 万 kCal·h-1，炼油综合能耗下降7.58kgEo·t-1，对控制炼油装置成本、节能降耗以及提高公司的经济效益有显著成效，另外，对探索和研究公司其他炼油装置的用能优化问题有一定的借鉴作用。