400万t/a渣油加氢脱硫装置能耗分析及生产运行探讨

    郭强 刘铁斌 韩坤鹏

    摘 ? ? ?要：加氢装置能耗是各炼油企业的一个重要经济指标，节能降耗是降低企业经营成本的重要途径。对渣油加氢装置开工后能耗特点进行了分析，通过执行加氢渣油热直供料方案，停用加氢渣油空冷全部电机，节省电能;制定加热炉余热回收调整方案，将加热炉效率提高至93.0%;优化换热流程，提升原料油预热温度，降低燃料气消耗;增大排放废氢量，调整循环气量和循环机负荷，降低中压蒸汽用量等，有效地降低了装置能耗，实际能耗比设计能耗降低5%～10%。

    关 ?键 ?词：渣油加氢;能耗;节能;优化

    中图分类号：TE 624. 4+31 ? ? ? 文献标识码： B ? ? ? 文章编号：1671-0460（2020）02-0493-04

    Abstract： Energy consumption of hydrogenation unit is an important economic index of refineries， and energy saving is an important way to reduce operating costs of enterprises. In this paper， the characteristics of energy consumption after the start-up of residue hydrodesulphurization （RDS） unit were analyzed. By implementing the scheme of direct thermal feeding of the hydrogenated residue， all the air cooler motors were stopped to save electricity. The adjustment plan for waste heat recovery of heating furnace was formulated to raise the efficiency of heating furnace to 93.0%. Optimizing the heat transfer process improved the preheating temperature of raw oil and reduced fuel consumption. By increasing the amount of discharged hydrogen， adjusting the circulating gas flow rate and the load of the recycle gas compressor， and reducing the medium pressure steam consumption， the energy consumption of the unit was effectively reduced， and the actual energy consumption was reduced by 5%～10% compared with the design energy consumption.

    Key words：RDS; energy consumption; energy saving; optimization

    400萬t/a渣油加氢脱硫装置采用CLG公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，于2017年8月开工投产，2019年2月底开始单系列停工换剂。渣油加氢装置是以常减压装置生产的重蜡油和常、减渣油为原料，通过加氢反应，脱除金属、硫、氮等杂质，降低残炭值，为后续的催化裂化、汽柴油改质等装置提供原料，是全厂重油平衡的重要装置。作为公司能耗大户，渣油加氢装置能耗控制水平直接影响公司经济效益。因此，自装置开工后就认真分析装置能耗特点和管理技术方面存在的问题，实施多项节能降耗措施，不断降低装置综合能耗。

    1 ?装置能耗分析

    渣油加氢反应的主要工艺过程有催化加氢反应、氢气循环系统、气油水分离和产品分馏等，氢气和原料油的升压、升温消耗大量的动力和燃料气，是炼油厂能耗较高的装置之一[1]。

    1.1 ?装置能耗情况

    本装置自开工后，由于电量统计存在问题，装置能耗数据不准，不能反映装置真实能耗。本文选取2018年01月-2019年02月能耗数据进行分析，装置综合能耗趋势如图1所示。

    从图1可以看出，装置节能降耗措施效果比较明显，实际能耗与设计能耗22.44 kg Eo/t相比，总体趋势是逐渐降低。开工运行正常后，主要采取的节能措施有：

    （1）通过与上游装置热联合，提高热油直供料流量，提高装置原料油的进料温度，降低反应加热炉负荷，减少燃料气消耗;

    （2）联系下游催化裂化装置，投用热出料，控制加氢渣油出装置温度155～180 ℃，产品渣油空冷电机全部停用，节省电能;

    （3）联系调度和硫磺回收装置，提高了净化水的用量，减少了除氧水用量，进一步降低生产水的消耗;

    （4）运行配有贺尔碧格无级气量调节系统的新氢机A机，在保证反应系统压力的情况下，能随耗氢量变化及时调整压缩机负荷，从而降低电耗;

    （5）提高排放废氢量，调整循环气量和循环机负荷，适当降低中压蒸汽的消耗;

    （6）对低压蒸汽伴热情况进行了全面检查，重点处理“跑冒滴漏”的情况，清理蒸汽疏水器;根据伴热和保温情况，适当降低低压蒸汽用量。

    1.2 ?能耗组成分析

    在开工运行250 d时，进行了装置85%（425 t/h）负荷标定工作。加工的物料来自罐区和常减压装置、焦化装置直供料，操作平稳，无异常情况。2018年04月24日全天的标定数据如表1所示，标定能耗为19.38 kg Eo/t。

    由表1可知，中压蒸汽、电耗和燃料气在综合能耗中所占比例较高，中压蒸汽占43.63%、电耗占43.55%、燃料气占26.13%。装置节能项为：自产的低低压蒸汽，汽轮机回收和伴热回收的凝结水。因此，装置节能降耗应重点降低蒸汽、电、燃料气等消耗，适当提高低低压蒸汽产量和汽轮机回收的凝结水量。

    2 ?节能降耗措施

    2.1 ?降低蒸汽消耗

    2.1.1 ?降低3.8 MPa中压蒸汽消耗

    本装置3.8 MPa中压蒸汽作为循环氢压缩机汽轮机驱动蒸汽和汽提塔的汽提蒸汽。降低装置中压蒸汽消耗，主要方法是适当降低循环机运行负荷、转速。

    （1）根据防喘振控制逻辑，在保证喘振点偏离喘振区域的前提下，适当提高循环气纯度、增大废氢排放量等，提高循环气纯度，适当降低循环机转速，中压蒸汽用量降低;

    （2）本装置循环机是凝汽式压缩机，适当调整汽轮机的冷凝冷却回收系统、冷凝冷却系统的真空度、汽轮机配套空冷运行等，保证循环机平稳运行，有利于降低中压蒸汽消耗;

    （3）中压蒸汽设计压力3.5～4.0 MPa，温度380～440 ℃，保证中压蒸汽温度、压力较高，汽轮机单位蒸汽做功增大，中压蒸汽消耗降低。

    此外，可以根据装置加工负荷变化，适当调整汽提塔的汽提蒸汽量。

    2.1.2 ?降低1.0 MPa低压蒸汽消耗

    本装置1.0 MPa低压蒸汽主要作为汽轮机抽汽系统、辅助密封蒸汽系统和仪表伴热、工艺管线伴热[2]。通过对仪表伴热、工艺管线情况分析，并根据气候气温变化，对低压蒸汽伴热情况进行全面检查，重点处理跑冒滴漏的情况，及时清理蒸汽疏水器。根据伴热和保温情况，适当降低低压蒸汽的用量。保证汽轮机抽汽系统负压正常、辅助密封蒸汽系统密封良好的情况下，适当调整低压蒸汽用量。

    2.1.3 ?提高0.4 MPa低低压蒸汽产量

    0.4 MPa低低压蒸汽为本装置三台蒸汽发生器自产蒸汽，分别送至低低压蒸汽管网和作为分馏塔汽提蒸汽。開工初期，反应器床层温度较低，热高分气温度也较低，装置产汽量较少。随着装置运行，反应温度逐渐提高，加氢反应速度加快，热高分气、加氢渣油温度升高，产汽量增大。低低压蒸汽控制指标0.4～0.6 MPa，在保证蒸汽质量合格，降低发汽压力，可以提高蒸汽产量。此外，可以根据装置加工负荷变化，适当调整分馏塔的汽提蒸汽用量。

    2.2 ?降低动设备电耗

    本装置主要动设备有机泵、空冷电机、新氢压缩机等，节电重点是保证动设备高效运行。此外，投用富胺液力透平，也有利于装置节电。

    2.2.1 ?新氢压缩机节电措施

    新氢压缩机是装置内最大的耗电动设备（额定功率8800 kW）。由于云南石化公司原油性质变化较快，不定期切换原油，原料油性质变化后，加氢反应耗氢量波动较大，需要及时调整新氢压缩机负荷。为了降低电耗，投用新氢机A机配套的贺尔碧格无级气量调节系统（HydroCOM），它能够实现0%～100%手动和自动无级调节，可以根据装置氢耗变化，及时调整压缩机负荷。通过对比A、B新氢机电量数据，发现投用无级气量调节系统后，每小时可以节省约160～200 kW电量。

    2.2.2 ?投用液力透平节电

    本装置循环氢脱硫塔压力15.5 MPa，单系列贫胺液进料流量为200 t/h。贫胺液泵设置液力透平，能够回收富胺液中的压力能，辅助驱动机泵，有利于装置节电。投用液力透平前，高压贫胺液泵电机电流约为104 A，透平投用后电流降低至80 A。根据机泵能耗计算，两台液力透平同时投用，每小时节省约485 kW电量。

    2.2.3 ?调整空冷电机负荷和运行台数

    根据环境温度变化和保证空冷冷后温度，适时调整变频和停用过剩电机。尤其是热高分气空冷和汽轮机空冷，根据天气变化，精细调整，有利于装置节能降耗。根据热出料原则，加氢渣油空冷冷后温度已满足下游催化裂化装置进料温度（155～180 ℃），加氢渣油空冷电机全部停用，每小时节省约148 kW电量。

    2.3 ?降低燃料气消耗

    本装置燃料气消耗主要用于I、II系列反应加热炉燃料气、分馏加热炉燃料气以及密封冲洗油罐补压。正常生产，密封冲洗油罐压力较稳定，补压消耗很少。降低装置燃料气消耗，主要措施有：（1）提高加热炉入口温度，降低加热炉负荷。为确保紧急状态能快速降低反应器入口温度，反应加热炉出入口温差一般控制在10～20 ℃。（2）降低炉子过剩空气系数，提高炉子热效率。在正常生产中，炉子过剩空气系数直接关系着炉子燃料气用量和加热炉效率，对装置能耗的影响非常大[3，4]。调整好余热回收系统，平稳加热炉操作，根据加热炉控制方案，将烟气O2含量控制在2.0%，CO含量控制小于50 ppm，排烟温度控制在123 ℃，加热炉效率可以提高至93.0%。

    2.4 ?降低除氧水消耗

    本装置除氧水主要用于蒸汽发生器发汽用水和高压空冷注水。汽包发汽量、发汽压力对除氧水用量影响很大，保证汽包平稳操作，能够适当降低除氧水消耗。正常生产中，装置高压空冷注水用量30～34 t/h，注水设计用水包括净化水、除氧水、凝结回收水等，可以适当提高净化水量，降低除氧水用量，优化能耗组成。

    2.5 ?对换热流程优化

    随着装置运行，受换热设备结垢、原料油过滤器热损失大等影响，设备换热效率下降，反应生成油换热后进入热高分的温度偏高[5]。此外，原料油升温不够，反应加热炉负荷升高，燃料气消耗增大。经过核算，提高原料油与产品渣油换热器E-0102、E-0103负荷，提高反应流出物与原料油换热器E-0104负荷，既提高反应炉入口温度，又能适当降低热高分入口温度，有利于热高分油气分离和回收部分反应流出物高位热能，提高原料油预热温度，逐渐降低电量和燃料气消耗。

    装置外供能量由加氢渣油、柴油、粗石脑油、稳定石脑油、凝结水及低低压蒸汽等组成。生产调度平衡，將加氢产品改为热直供料，不仅降低了本装置空冷电耗，还降低了下游装置原料升温所需能耗。因此，提高加氢产品热直供量，有利于装置节能降耗。

    3 ?能耗影响因素

    影响装置能耗主要因素有工艺参数、装置处理量、进料油性质和环境温度等。

    3.1 ?工艺参数对能耗的影响

    加氢反应工艺参数包括反应压力、反应温度、氢耗、气油比等，工艺参数调整直接影响着催化剂活性和稳定性、加氢产品质量[6]。

    加氢反应压力越高，越容易抑制生焦反应速度，使装置运行周期延长。但在装置运行期间，一般要求反应压力保持稳定。提高反应温度，可以使加氢反应速度加快，催化剂活性损失得到补偿，保证加氢产品质量合格。但提高反应温度后，一方面需要提高加热炉负荷，燃料气消耗增加;另一方面，反应催化剂床层温度升高后，装置氢耗上升，对应新氢压缩机负荷升高，电量消耗增大，装置综合能耗上升。

    气油比较高时，循环气流量也较高，有利于抑制催化剂结焦。因此，在整个运行周期内，应使循环气流量保持在允许的最高值上。但随气油比的提高，催化剂床层的压降会增大，要提高循环氢压缩机转速以保证循环气流量稳定，中压蒸汽、低压蒸汽等耗量增加，装置能耗随之增加。

    3.2 ?装置处理量对能耗的影响

    标定期间，对装置处理量进行了调整，由75%负荷提至最高的85%负荷，然后恢复到正常加工水平，处理量与能耗对比关系如表2。

    由表2可知，04月24日装置处理量最大，综合能耗也最低。装置处理量和综合能耗存在鲜明的对比关系，装置处理量越高，综合能耗越低。因此，在保证生产物料平衡的前提下，适当提高装置处理量可以降低装置综合能耗。

    3.3 ?进料油性质对能耗的影响

    本装置进料油由减压渣油、减压重蜡油、常压渣油、焦化蜡油组成。尤其是当切换不同来源的原油，装置原料油性质变化很大，需要装置提前调整工艺参数，适应处理新的原油调配。一般来说，随着原料油性质变重，装置氢耗增加，对应会适当提高反应床层温度，装置综合能耗随之增加[7]。

    3.4 ?环境温度对能耗的影响

    环境温度主要对装置空冷负荷、伴热蒸汽用量、凝结水回收等有影响。根据能耗统计，夜间较白天温度低，空冷负荷降低，耗电量明显下降，相对能耗也较低。针对气温变化情况，装置采取防冻防凝措施，尤其在冬季增加伴热蒸汽用量，保证仪表、设备等运行正常。

    因此，采用优化伴热流程，投用好各蒸汽疏水器，增加保温层、保护套等措施，可以减少热损失、降低装置能耗。

    4 ?结 论

    本装置自2017年08月开工以来，一直在进行较先进的节能措施，装置能耗逐月平稳降低，截至2019年02月单系列停工换剂前，装置实际能耗相比设计能耗降低5%～10%。装置节能降耗应持续开展，在优化工艺参数同时，可以通过技改技措和装置大检修，进一步降低装置综合能耗。

    此外，要培养员工的节能降耗意识，为全面开展节能降耗工作奠定良好的思想基础。关注细节操作，认真开展节能降耗工作，注重同类装置节能措施的收集和交流，提高本装置平稳运行水平，降低企业的经营成本。

    参考文献

    [1]马书涛. 渣油加氢装置节能优化设计[J]. 炼油技术与工程，2012，42（2）： 56-59.

    [2]熊荣清，宋祖云.渣油加氢装置降耗节能方式探讨[J]. 节能，2017，（9）： 69-74.

    [3]曲传艺，王天生.1.6 Mt/a 加氢裂化装置节能降耗运行分析[J].炼油技术与工程，2015，45（10）：59-60.

    [4]王东锋. 某炼厂蜡油加氢裂化装置能耗分析及节能措施[J].化工技术与开发，2017，46（8）：87-88.

    [5]张勇，梁相程，张英. 加氢裂化装置用能与节能探究[J]. 当代化工，2009，38（6）：601-602.

    [6]李大东. 加氢处理工艺与工程[M].北京：中国石化出版社，2004：1180-1182.

    [7]刘峰奎，卢华，杨维鹏. 渣油加氢装置能耗分析及节能降耗措施[J].齐鲁石油化工，2016，44（1）： 34-37.