基于Petro-SIM模拟优化汽油加氢装置节能方案

宫 静，何 勇，王如强，于型伟

（1.中国石油大庆炼化公司研究院，黑龙江 大庆 163411；2.中国石油大庆炼化公司检维修中心，黑龙江 大庆 163411；3.中国石油规划总院，北京 100083）

随着人民群众生活质量的提高，环保意识的增强，油品的质量不断升级，2019年1月1日起中国实施国ⅥA车用汽油标准［1］。为满足出厂汽油全部达到国ⅥA阶段标准烯烃含量（≯19%）要求，2019年某厂对现有150×104t/a催化汽油加氢装置进行改造，采用福州大学、中国石油大学（北京）和中国石油兰州化工研究中心合作开发的GARDES-II技术，改造后该厂汽油池满足国ⅥA阶段标准。

近年来各炼化企业对生产装置节能降耗的要求越来越高，加氢装置中燃料气和电能消耗占比最大，可超过80%［2］。而目前对于汽油加氢装置如何节能降耗的研究报道较少。Petro-SIM是KBC公司开发的图解式全流程稳态模拟系统，利用该软件可进行装置的设计、核算和生产方案研究［3，4］。此工作以150×104t/a改造后的汽油加氢装置为研究对象，利用Petro-SIM流程模拟软件对该装置进行模拟核算，寻找能耗优化机会，提出优化方案，从而节约成本。

1 装置简介及能耗分析

催化汽油加氢装置设计规模为150×104t/a，年开工时数8 400 h，工艺流程为全馏分催化汽油首先经过加氢预处理，脱除硫醇和双烯烃，并实现轻的硫化物向重硫化物的转移，然后在分馏塔内进行轻、重汽油分离。重汽油送至加氢脱硫及辛烷值恢复部分，进行深度脱硫和辛烷值恢复。

2020年，汽油加氢装置综合能耗607.39 MJ/t时的各项能耗统计数据见表1。

表1 汽油加氢装置2020年能耗

从表1可以看出，装置主要消耗的能源实物为燃料气、3.5 MPa蒸汽和电等，因此装置节能降耗方向应主要放在节约电能、减少燃料气消耗等［5］。

2 模型建立

利用KBC Petro-SIM软件建立包含全馏份汽油分馏、重汽油加氢、重汽油稳定和换热网络的装置全流程离线模型。模型计算结果与装置现场标定结果对比见表2。

表2 汽油加氢装置模型部分关键参数值与现场数据比较

由表2可以看出，模型计算值与现场值吻合较好，准确度达95.75%，可用于下一步优化分析。

3 能耗优化方案与效果

3.1 换热流程优化方案与效果

3.1.1 主要换热流程混氢原料油经过E-102（混氢原料油/加氢脱硫反应产物）、E-103（混氢原料油/预加氢反应产物）加热后进入预加氢反应器。预加氢反应产物经E-103、E-110（分馏塔进料/分馏塔底油换热器）换热后进入分馏塔进行轻、重汽油分离。分馏塔上部抽出的轻汽油产品经轻汽油产品冷却后可直接送出装置。重汽油经E-110换热后与循环氢混合，混氢油经E-201（加氢脱硫进料/反应产物换热器）换热后进入加氢脱硫反应器。

装置现场DCS画面显示，原料先在E102中由加氢脱硫反应产物加热至143.3℃，再通过E103与预加氢反应产物换热至127.6℃进预加氢反应器，再与分馏塔底油换热至130.1℃后进入分馏塔进行轻、重汽油的分离。装置进料和分馏塔底油存在先被加热后又再被冷却的情况，热量使用不合理；且加氢反应产物进空冷A201的温度为130℃，有进一步利用空间，造成了热量的浪费。现有相关换热流程见图1。

图1 现有相关换热流程

3.1.2 优化方案及效果经过分析认为，可考虑将换热器E201出口的加氢脱硫油气产物分2路，1路进E102，保证原料进预加氢反应器达到换热温度要求的情况下，另1路进E110，再串联进E-103换热，从而提高分馏塔进料温度，降低加氢反应产物进空冷温度，节约分馏塔底再沸炉燃料气消耗。利用Petro-SIM 5.0模拟软件对优化后流程进行了模拟，优化后流程示意图和主要模拟结果见图2。

图2 优化后相关流程

优化改造后，通过调整加氢脱硫反应产物进E102换热器的流量，保证原料进预加氢反应器达到换热温度要求，大部分物流进E110换热。分馏塔进料温度由128.2℃升至134.3℃。分馏塔塔底重沸炉热负荷由600.27 MJ/h降为576.83 MJ/h，节约燃料气89.56 Nm3/h，按照2 000元/t燃料气计算，可节约燃料气成本151×104元/a。

3.2 分馏塔降压优化方案与效果

目前，分馏塔塔顶油气经热媒水取热、空冷冷却后进入回流罐，回流罐顶气经循环水冷却后，不凝气排至催化装置气压机入口，冷凝液进入回流罐，回流罐内全部凝液回流至分馏塔内。

如果将塔顶操作压力降低，同时维持回流罐原操作温度40℃不变，可达到降低塔底温度，减少塔底重沸炉热负荷，从而节约燃料气消耗，有利于降低装置能耗。

分馏塔目前主要操作参数见表3。

表3 分馏塔主要操作参数

利用Petro-SIM进行模拟，控制轻汽油ASTM D86 99%点（67℃）、重汽油ASTM D86 10%点（87.5℃）不变，保持全塔压降（0.02 MPa）及其它操作参数不变，将分馏塔塔顶压力降低0.05 MPa、0.08 MPa、0.1 MPa后，利用模型计算主要相关参数的变化，计算结果见表4。

表4 分馏塔塔顶压力降低前后主要参数变化

由表4可以看到，塔顶压力降低后，塔顶温度、塔底温度、轻汽油抽出温度、塔底重沸炉热负荷呈现逐渐降低趋势；塔顶油气总冷凝负荷、塔顶不凝气C5含量呈现逐渐增加趋势。

将分馏塔塔顶压力降低0.2 MPa后，利用模型计算主要相关参数的变化，计算结果见表5。

表5 分馏塔塔顶压力继续降低后主要参数变化

由表5可以看到，继续降低塔顶压力后，塔顶温度、塔底温度、塔底重沸炉负荷降幅较大，而塔顶油气总冷凝负荷、塔顶不凝气C5含量增幅较大。

各塔板气相负荷的变化情况见图3。

图3 分馏塔塔顶压力继续降低后各层塔板气相负荷图

可以看到，继续降低压力后，各层塔板气相负荷增幅较大，可能会对塔的操作造成影响，建议分馏塔塔顶压力降低0.1 MPa时为宜，即塔顶操作压力为0.8 MPa。

对分馏塔塔顶压力降低后对节约燃料气量和液收的影响进行分析，结果见图4。

图4 分馏塔塔顶压力降低对节约燃料气量和液收的影响

可以看到，随着塔顶压力的降低，节约燃料气量逐渐增加，同时液收呈现逐渐下降的趋势。从节约的燃料气量和液收综合考虑，建议分馏塔塔顶压力降低0.1 MPa时为宜，即塔顶操作压力为0.8 MPa。

分馏塔塔顶压力降低0.1 MPa时，分馏塔塔底重沸炉热负荷降低了3 740 MJ/h，降幅达5.7%，以燃料气价格为2 000元/t，根据计算节约燃料气费用1 898.4万元/a。

4 结束语

（1）利用Petro-SIM流程模拟软件对汽油加氢装置进行模拟和优化，所建模型模拟值与实际生产操作情况基本吻合。

（2）通过对换热网络模型模拟优化，分馏塔塔底重沸炉热负荷由600.27 MJ/h降为576.83 MJ/h，降幅3.9%，经计算可节约燃料气成本151万元/a。

（3）通过模拟计算，当分馏塔塔顶压力降低0.1 MPa的时候，分馏塔塔底重沸炉的热负荷降低3 740 MJ/h，降幅达5.7%，每年可节约燃料气费用1 898.4万元，避免了热量的浪费。