汽柴油加氢装置节能改造及效果分析

王洪春 盖涤浩 杨耀森

摘      要：分析汽柴油加氢联合装置能耗现状，查找节能挖潜重点，从优化换热流程和调整工艺路线两方面着手，实施汽油加氢装置重沸器凝结水系统改造和柴油改质装置稳定系统改造，改造后加氢装置能耗大幅降低，同时解决了汽油加氢装置凝结水管道水击冲刷和加氢精制装置柴油闪点难调整问题，保证装置长周期安全稳定高效运行。

关  键  词：加氢装置;重沸器;凝结水系统;节能

中图分类号：TE 624       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）10-2353-04

Abstract： The present situation of energy consumption of gasoline-diesel hydrotreating unit was analysed，the key points of energy saving and potential tapping were found out. From two aspects of optimizing heat exchange process and adjusting process route， the reboiler condensate system reformation for gasoline hydrotreating unit was carried out as well as the stabilization system reformation for diesel hydrotreating unit. After the reformation， the energy consumption of hydrotreating unit decreased greatly， at the same time， the water shock scouring problem of condensate pipeline in gasoline hydrotreating unit was solved as well as the problem of adjusting difficulty of diesel flash point in diesel hydrotreating unit， ensuring the long-term stable and efficient operation of the unit.

Key words： Hydrotreating unit; Reboiler; Coagulate water system; Energy saving

世界石油需求量隨着社会经济发展逐年增加，石油仍将是21世纪的主力能源[1]，因此在炼油行业推进节能技术改造具有重要的意义。利华益利津炼化有限公司为进一步加强节能管理，加快产业结构调整和转型升级步伐，深化优化节能行动，充分挖掘企业节能潜力，提高能源利用效率，降低生产成本，实现节能增效，增强企业竞争力，全公司范围内开展能效水平对标活动。自开展能效对标活动以来，各生产装置对标同行业能耗领先企业生产经验，通过优化工艺操作和加强现场用能管理降低装置能量消耗。加氢装置能耗已基本达到设计值和行业能耗定额指标，再想从操作上降低能耗的技术难度很大[2]，所以企业着重从优化装置工艺流程和投资节能技术改造两方面入手，深挖装置节能潜力。本文主要介绍170万t/a汽柴油加氢联合装置能量消耗情况，以及通过抓重点挖潜力实施的两项节能技术改造，并对运行效果进行分析。

1  装置概述

利华益利津炼化有限公司170万t/a汽柴油加氢联合装置包括80万t/a柴油加氢改质和90万t/a汽油加氢两套装置，于2015年12月建成投产，由安徽华东化工医药有限责任公司设计，开工时间8 400 h/a。

柴油改质装置设计处理能力80万t/a，采用法国阿克森斯公司的“PrimeD柴油改质技术”，该装置由反应部分、分馏部分及公用工程部分组成。反应部分采用炉前混氢方案以提高换热器换热效率、减缓结焦程度，同时采用冷高分流程以节约投资，以催化柴油为原料，生产优质国Ⅵ标准柴油。

汽油加氢装置设计处理能力90万t/a，采用法国阿克森斯公司的“PrimeG+技术方案”固定床选择性加氢的方法，并依据阿克森斯提供的工艺包进行设计，该装置由选择性加氢部分、汽油分馏部分、加氢脱硫部分、分离部分、循环氢脱硫部分、稳定部分及公用工程部分组成。加工后的汽油产品具有辛烷值损失小、氢耗低，可生产满足低于10 ppm硫含量要求的高辛烷值国Ⅵ标准汽油。

2  能耗现状分析

加氢装置主要包括加氢反应、分馏和氢气高压压缩等工艺过程，伴有高温、高压、临氢等特点，进料和氢气需要加热升温、升压，消耗大量的燃料和动力，因此加氢装置是炼油企业能耗较大的装置之一。

加氢装置能耗主要有以下特点：

（1）蒸汽消耗较大。反应进料和氢气的加温、加压需要吸收大量能量，循环氢压缩机汽轮机用蒸汽驱动，蒸汽消耗较大。

（2）用电量较大。加氢装置反应过程所需压力较高，反应进料和氢气均需要机泵或者压缩机加压，整体用电量较大。如加氢改质装置电耗所占装置总能耗的比例达30%以上。

（3）装置可回收能量多。加氢反应过程为强放热反应，可回收利用的热量多。加氢反应产物需由高压减至低压进入分馏系统进行分离，减压过程如果通过阀门进行，能量损失会较大，因此若通过增设液力透平进行能量回收，从而驱动进料高压泵，这样装置能量得到充分利用。

（4）低温余热多。高品质的蒸汽输入加氢装置后，通过一系列的物理过程，大部分转换成低温热，如中压蒸汽作为驱动力经过循环氢压缩机汽轮机背压成低压蒸汽。利用好这部分的低温余热，也是降低加氢装置能耗的一个重要突破口。

利华益利津炼化有限公司170万t/a汽柴油加氢联合装置的能耗计算范围包括装置的水、电、蒸汽和燃料气等。其中能源输入主要包括电、4.5 MPa中压蒸汽、燃料气，能源输出主要包括凝结水、1.0 MPa低压蒸汽。从表中可以看出，蒸汽消耗分别占两套加氢装置总能耗的45.93%和80.75%，其次是电耗分别占49.69%和12.68%。由此可见，蒸汽、电是装置能耗比重最大的部分，也是170万t/a汽柴油加氢联合装置节能降耗工作的重点[3]。为响应公司能效对标工作，汽柴油加氢装置深入开展用能分析和节能挖潜，开工以来实施了一系列节能技术改造项目，解决了装置生产过程中存在的问题[4]，取得了不错的节能效果。加氢装置能耗现状见表1。

3  装置改造分析与效果总结

基于用能的三环节理论[5]，加氢装置的节能思路主要包括以下方面：①优化工艺流程和操作，降低装置能耗;②合理调整装置换热流程，减少装置能量输入;③整合公司公用工程管网，杜绝能源的高质低用;④做好設备和管道保温伴热管理，尽量避免不必要散热损失。结合加氢装置实际运行情况，170万t/a汽柴油加氢联合装置实施以下节能改造。

3.1  汽油加氢装置重沸器凝结水系统改造

3.1.1  改造背景

换热器在石油化工生产中应用广泛，在降低能耗与生产成本中的作用也日益明显[6]。90万t/a汽油加氢装置有E0003选择性加氢进料加热器、E0005预分馏塔底重沸器和E00012稳定塔底重沸器三台重沸器，这三台重沸器均使用4.5 MPa中压蒸汽作为热源，运行过程中因蒸汽在重沸器中停留时间较短造成热量浪费，外送凝结水温度最高达110 ℃，因汽水共存，造成凝结水外送管道“水击”现象，下游凝结水管道冲刷严重，多处出现穿孔、焊缝开裂等。在给装置的长周期安全平稳运行带来很大安全隐患的同时，因蒸汽热量不能得到充分利用，造成能源浪费。

为解决以上问题，计划在每台重沸器后单独增设凝结水罐，通过调整凝结水罐液位控制重沸器加热温度，不含蒸汽的凝结水在凝结水罐底部流出，罐顶蒸汽返回至重沸器蒸汽进口管道，重新进入重沸器加热物料，从而间接延长蒸汽在重沸器中的停留时间，达到节约蒸汽目的，同时解决后路凝结水管道汽水共存冲刷问题。

3.1.2  改造方案

利旧原重沸器凝结水出口管道及调节阀，在重沸器出口新安装凝结水罐并设置跨线，必要时可改回原流程操作。改造前重沸器凝结水系统流程见图1，改造后重沸器凝结水系统流程见图2。

凝结水流程由“换热器→调节阀→凝结水管网”改为“换热器→凝结水罐→调节阀→凝结水管网”，凝结水罐设置液位控制联锁，不含蒸汽的凝结水在凝结水罐底部流出至装置凝结水储罐，顶部蒸汽通过调节阀送至重沸器蒸汽进口管道。

3.1.3  改造效果

（1）改造效果。汽油加氢装置重沸器凝结水系统改造于2018年4月改造完成，通过一段时间的工艺调整，近一年来改造后的三套重沸器凝结水系统运行稳定，凝结水罐流出凝结水温度控制在90℃左右，凝结水外送管道“水击”现象消除，解决了管道水击冲刷问题，有助于装置的长周期安全稳定运行;同时，因蒸汽在重沸器中停留时间加长，蒸汽热量得到充分利用，装置蒸汽消耗量明显降低。

（2）节约能量核算。装置4.5 MPa中压蒸汽单耗由改造前的245 kg/t降至161 kg/t、1.0 MPa低压蒸汽外送单耗由50 kg/t降至29 kg/t，按照装置年加工原料油能力90万t计，可实现年节约4.5MPa中压蒸汽75 181 t、减少1.0 MPa蒸汽外送18 448 t，因节约的中压蒸汽消耗量远大于减少的低压蒸汽外送量，计算的年节约能量折合8 264.32 t标煤。改造前后蒸汽消耗/产出情况见表2，节约能量核算见表3。

3.2  柴油改质装置稳定系统改造

3.2.1  改造背景

80万t/a柴油改质装置分馏系统，产品分馏塔塔顶油气经冷却后一部分作为回流调整分馏塔顶温度，一部分进入稳定塔调控;同时100万t/a加氢精制装置自以加工常压柴油为主以来，因轻组分减少，分馏系统回流较小，柴油闪点不易调整。

考虑到100万t/a加氢精制装置分馏系统存有一定余量、柴油改质装置分馏塔塔顶油气中轻组分含量较高，计划通过现场局部改造，停用80万t/a柴油加氢改质装置稳定系统，将原来需稳定系统调控的石脑油引至100万t/a柴油加氢精制装置低分出口，由100万t/a柴油加氢精制装置分馏系统进行处理，这样既降低了80万t/a柴油加氢装置能耗，也使100万t/a柴油加氢精制装置分馏系统操作更易控制、方便柴油闪点调整。

3.2.2  改造方案

80万t/a柴油改质装置现场增加稳定进料至石脑油外送跨线，原流程不变，特殊情况时，可投用原石脑油稳定塔流程，石脑油外送线经100万t/a加氢精制装置南侧外，增设新线，将石脑油引至100万t/a加氢精制装置低压分离器出口，进入分馏系统脱除H2S，同时用于调整柴油闪点，100万t/a加氢精制装置后路流程保持不变。

3.2.3  改造效果

（1）改造效果。柴油改质装置稳定系统改造于2018年5月改造完成，改造后80万t/a柴油加氢改质装置稳定系统停用，包括停用机泵、空冷，降低装置电耗;停用换热器3台及稳定塔，降低装置蒸汽消耗;100万t/a加氢精制装置稳定系统增量后生产平稳运行，柴油闪点控制稳定。

（2）节约能量核算。改造前，80万t/a柴油加氢改质装置稳定系统蒸汽消耗1.23 t/h，用电设备功率79 kW。改造后，稳定系统停用，节约原先稳定系统蒸汽和用电消耗。电机运行效率按0.8、年运行按8 400 h计，实现年节约用电55.31万kW·h、蒸汽10 349 t，折合1 296.53 t标煤。节约能量核算见表4。

4  结束语

（1）汽油加氢装置通过优化蒸汽消耗大的重沸器凝结水系统流程，增加凝结水罐和液位自动调节系统，实现延长蒸汽在重沸器中的停留时间，同时降低设备凝结水出水温度，节能效果显著，也解决了外送凝结水管道水击冲刷问题， 值得相关炼油厂同类装置的借鉴。

（2）柴油改质装置稳定系统改造在没有对原有装置进行本质节能改造的情况下，利用柴油改制与加氢精制装置间工艺流程的互补性，通过工艺流程调整，停用柴油改质装置稳定系统，实现了企业资源合理优化分配，既解决了柴油闪点不易操作的问题，也降低了能耗，证明改造是成功的。

参考文献：

[1]张勇，粱相程，张英.加氢裂化装置用能与节能探究[J].当代化工，2009（6）：599-602.

[2]王武海，郑海，侯春健.加氢处理装置三项节能改造效果总结[J].工业技术，2016（17）：63，90.

[3]徐仲龙.裂解汽油加氢装置节能改造浅析[J].山东工业技术，2015（3）47-48.

[4]薛金钊.柴油加氢装置的运行优化及节能改造[J].石化技术与应用，2014（1）：60-63.

[5]陈刚.加氢装置用能分析及节能措施[J].齐鲁石油化工，2007（3）163-168.

[6]薛海峰.镇海炼化80×104t/a汽柴油加氢装置能耗现状与对策[J].中外能源，2009（8）100-103.