渣油加氢装置换热网络优化*

2015-08-07王晨升冯霄王彧斐中国石油大学北京新能源研究院

石油石化节能 2015年1期

王晨升冯霄王彧斐（中国石油大学（北京）新能源研究院）

渣油加氢技术是实现渣油轻质化的清洁燃料生产技术。其工艺原理[1]是在高温、高压和催化剂存在的条件下，渣油和氢气进行催化反应，渣油中的硫、氮化合物分别与氢气发生反应，生成硫化氢、氨和烃类化合物，金属有机化合物与氢、硫化氢发生反应，生成金属硫化物和烃类化合物。同时渣油中部分较大的分子裂解并加氢，转化为分子较小的优质理想组分（石脑油和柴油）。渣油加氢技术能有效增加轻质油收率，提高原油利用率，降低SOX、NOX和碳的排放。然而渣油加氢装置反应过程是高温、高压和临氢操作，对进料和氢气有升温、升压的要求，消耗大量燃料和动力，因此降低能耗是渣油加氢装置主要的追求目标之一[2]。

夹点技术是一种非常有效的换热网络优化技术，应用夹点技术进行换热网络优化可取得明显的节能效果。然而将夹点技术应用于渣油换热网络优化的研究鲜有报道，马书涛[2]、王国胜[3]、薛青成和叶向伟[4]对渣油加氢装置的节能优化主要集中在个别物流的热量回收、加热炉效率的提高以及变频电动机的使用等，没有应用夹点技术对渣油加氢整个换热网络进行分析优化。

采用夹点分析方法对某厂渣油加氢装置换热网络进行分析，基于现行换热网络结构，对换热网络进行优化探索，以实现更好的节能效果和经济效益。

1 渣油加氢装置流程与基础物流数据提取

渣油加氢由加氢反应过程和反应产物分离过程两部分组成。

加氢反应过程：自罐区和VR1 上游直供的原料进入原料缓冲罐，与分馏塔底油换热，从139.4 ℃加热至250 ℃进入过滤器，过滤后进入进料缓冲罐；来自342-K-101/102 的混氢与热高分气换热，从100.2 ℃加热至250.2 ℃，并与原料混合形成反应进料；反应进料先后与热高分气、加氢反应产物换热，并经加热炉加热至394 ℃进入串联加氢反应器反应。

反应产物分离过程：从加氢反应器得到的反应产物与反应进料换热，温度从425 ℃降至350 ℃进入热高压分离器；热高压分离器顶产物先后与反应进料和混氢换热后，温度从350 ℃降至180 ℃并与返回氢混合经空冷器冷却至50 ℃进入冷高压分离器；热高压分离器底部产物经液力透平后进入热低压分离器；热低压分离器顶部产物（热低分气）与冷低分油换热后经空冷器冷却至50 ℃，与冷高压分离器底产物一同进入冷低压分离器；热低压分离器底部产物（热低分油）经分馏塔进料加热炉加热至385 ℃自分馏塔第10 块板进入分馏塔；冷低压分离器产物（冷低分油）先后与热低分气、柴油、分馏塔底油换热，加热至320 ℃自分馏塔第6 块板进入分馏塔；分馏塔顶产物经空冷、水冷进入分馏塔顶回流罐；分馏塔底产物（加氢尾油）先后与冷低分油、柴油侧线汽提塔再沸器、原料油、1.0 MPa蒸汽发生器换热至200 ℃去FCC，10%的加氢尾油用空冷器冷却至90 ℃进罐区；柴油侧线汽提塔产物柴油与冷低分油、热水、空冷器换热冷却至50℃进储罐。

图1 渣油加氢装置工艺流程

渣油加氢装置工艺流程如图1 所示。经过对渣油加氢装置操作参数和过程工艺流程的分析，提取到9 股热流、6 股冷流，如表1 所示。

表1 渣油加氢装置冷热物流数据

2 现行换热网络的分析

对渣油加氢装置现行换热网络分析可知：最小传热温差出现在热低分气空冷器A2，为15.6 ℃，采用该温差为最小传热温差。

将表1 中的物流数据输入Aspen energy analyzer软件，计算得到如下结果：装置的夹点平均温度为116.5 ℃，即夹点处热物流温度为124.3 ℃，冷物流温度为108.7 ℃。系统所需的最小冷却公用工程13 140 kW，最小加热公用工程负荷11 460 kW。而现行换热网络的总冷却公用工程负荷为15 827 kW，总加热公用工程负荷为17 687 kW（两个加热炉的燃料消耗），夹点之上产蒸汽3 541.8 kW。由此可算得理论上该装置的节能潜力为2 685.2 kW，占现行加热公用工程量的15.2%。

图2 为现行换热网络，具体而清楚地反映了现行换热网络中换热器的分布。根据夹点技术三原则（夹点之上不能有冷却公用工程；夹点之下不能有加热公用工程；不能有跨越夹点的传热）分析实际工况，发现以下几处换热器配置不合理，其不合理的换热量见表2。

表2 渣油加氢装置不合理换热量

3 换热网络优化

从以上的分析可知，渣油加氢现行网络用能存在不合理的部分，系统的节能潜力约为15.2%。考虑到夹点之上产蒸汽3 541.8 kW （1.0 MPa，180 ℃），比起分馏塔进料加热炉（加热冷流353.4～385 ℃）的温位，所产蒸汽温位和等级均较低，即以能量品质高的加热炉燃料消耗为代价副产能量品质较低的蒸汽，在能量的利用上是不合理的。因此在优化时考虑去掉夹点之上产蒸汽部分，最大限度利用夹点之上热物流的热量，从而减少燃料的消耗。

图2 渣油加氢装置现行换热网络

通过对原始网络的分析可知，热流H2（分馏塔底产物→FCC）在229.4～200 ℃温度区间的热量用来产生蒸汽，而使用加热炉的两股冷流C1（反应进料与混氢混合物→加氢反应器）和C2（热低分油→分馏塔）温位均高于该温度区间。因此去掉蒸汽发生器后，热流H2 的这部分热量不能直接用以加热冷流C1 和C2，需通过热负荷转移的方法将该部分热量先用以加热温位较低的冷流，再用之前与这些冷流换热的较高温位的热流加热冷流C1 和C2，从而节约加热炉的燃料。因此，优化方案分以下四个步骤进行。

3.1 第一步优化

在原始网络中热流H3（热低压分离器顶产物→冷低压分离器）352～177 ℃区间的热量通过换热器E5 将冷流C3（冷低分油→分馏塔）从50.9℃加热至123.1 ℃，177～50 ℃区间的热量通过空冷器A2冷却。换热器E5 发生了跨夹点的传热，空冷器A2为夹点之上的冷却器。现改为热流H3 夹点之上（352～124.3 ℃）的热量继续通过换热器E5 加热冷流C3 夹点之上的部分（108.7～165.9 ℃）；热流H7（分馏塔顶产物-分馏塔顶回流罐）为夹点之下的热物流，原来全部用公用工程冷却，现降低空冷器A3 热负荷，并将热流H7 在区间（124.3～106 ℃）等分为两股，其中一股通过新增换热器E-01 用来加热C3 夹点以下的部分（50.9～108.7 ℃）。通过该步优化，分别消除了换热器E5 和空冷器A2 的不合理热负荷554.4 kW 和187.2 kW，减少冷却公用工程负荷1219.2 kW。第一步优化后局部网络如图3所示。

图3 第一步优化后局部网络

3.2 第二步优化

原始网络中热流H4（热高压分离器顶产物-返回氢混合点）280～180 ℃区间的热量通过换热器E3将冷流C6（混氢→反应进料混合点）从100.2 ℃加热至目标温度252 ℃，换热器E3 发生了跨夹点的传热。现改为冷流C6 夹点之下的部分（100.2～108.7 ℃）通过新增换热器E-02 与第一步优化中热流H7（分馏塔顶产物→分馏塔顶回流罐）分出的另一股热流换热。热流H6（分馏塔底产物→加氢尾油罐）200～90 ℃全部用空冷器A5 冷却，导致夹点之上设置冷却器，现改为热流H6 夹点之上（200～124.3 ℃）的热量通过新增换热器E-03 加热冷流C6（混氢→反应进料混合点）夹点之上的部分（108.7～123.1 ℃），热流H6 夹点之下（124.3～90 ℃）的部分继续通过原空冷器A5 冷却。通过该步优化消除了空冷器A5 的不合理热负荷810.5 kW，减少冷却公用工程810.5 kW。第二步优化后局部网络如图4 所示。

图4 第二步优化后局部网络

3.3 第三步优化

原网络中热流H5（柴油侧线汽提塔底产物-柴油储罐）175～120 ℃区间的740 kW 热量通过热水回收（65～100 ℃），热流和热水的换热温差较大，现将其改为热流150～85 ℃区间的热量用热水回收（65～100 ℃），剩余较高温位的热量（198.5～150 ℃）通过新增换热器E-04 加热冷流C6（混氢→反应进料混合点）夹点之上的部分（123.1～137.5 ℃），冷流C6 夹点之上剩余部分（137.5～252 ℃）所需热量继续通过原网络中的换热器E3 由热流H4 （热高压分离器顶产物-返回氢混合点）（255.4～180 ℃）温度区间提供。通过该步优化，消除化热器E12不合理热负荷321.1 kW，减少冷却公用工程负荷361.6 kW。第三步优化后局部网络如图5所示。

图5 第三步优化后局部网络

3.4 第四步优化

原网络中热流H2（分馏塔底产物-FCC）发生蒸汽3 541.8 kW （1.0 MPa，180 ℃）。去掉蒸汽发生器E9，热流H2（315.3～200 ℃）温度区间的热负荷继续通过原换热器E8 将冷流C5（原料油升压泵→反应进料泵）从139.4 ℃加热至目标温度258.6 ℃，热流H2 多余出的（342.4～315.3 ℃）温度区间的热量通过新增换热器E-05 加热冷流C1（反应进料与混氢混合物→加氢反应器）（280.7～294.3 ℃），从而减少反应进料加热炉F1负荷730 kW；原网络中热流H1 （反应产物→热高压分离器）（425～350 ℃）加热冷流C1（反应进料与混氢混合物→加氢反应器）（273.2～358.7 ℃），现改为热流H1 （反应产物→热高压分离器）（425～408.8 ℃）温度区间的热负荷通过新增换热器E-06 将冷流C2（热低分油→分馏塔）从353.4 ℃加热至目标温度385 ℃，从而省去加热炉F2，减少加热公用工程负荷5157 kW。通过该步优化，减少加热公用工程负荷5887 kW。第四步优化后局部网络如图6所示。

优化后总网络如图7 所示，优化前后总公用工程用量对比如表3 所示。

图6 第四步优化后局部换热网络

表3 优化前后公用工程量对比

从表3 可以看出，网络优化前加热公用工程负荷为17 687.2k W，冷却公用工程负荷为15 827 kW，产低压蒸汽3 541.8 kW；优化后加热公用工程负荷为11 800 kW，冷却公用工程负荷为13 475.8 kW，不再产蒸汽。优化后加热公用工程负荷减少5887 kW，同时减产蒸汽3 541.8 kW，剩余没有回收的少部分热量是由于通过热水回收热量的换热器E12 有部分跨夹点的换热，回收这少部分热量一方面会增加换热器，进而增加投资费用和网络的复杂度，另一方面满足不了原设计的热水回收要求，综合上述因素，不予回收这部分热量。

图7 渣油加氢装置优化后网络

装置运行时间按8000 h/a 计算，加热公用工程使用燃料气，热值为39 775 MJ/t，加热炉热效率取80%[5]，燃料气单价为2000 元/t，由此可计算优化后每年节约燃料气的费用为1 065.6 万元，减产的1.0 MPa 蒸汽年费用为384.7 万，因此优化后年节约费用680.9 万元。优化后增加了E-01、E-02、E-03、E-04、E-05、E-06 六个换热器，换热器E1、E2、E3、E5、E8、E10、E12 面积相应增加，净增换热器面积（A）9 149.7 m2，按公式C=a+bAc （式中a、b、c 为价格系数，安装费用a 取10000 元，每平米换热面积b 取350 元，c 取1）[6]可计算得设备投资费用（C）为321.2 万元，投资回收期为0.47年，即6 个月，经济效益明显。