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加氫裝置工藝節能及設備節能該怎么做？

發布時間：

2024-06-25 10:32

導讀

為降低油品燃燒過程中產生的SOx等有害物質，世界各國不斷更新油品標準。我國從2019年下半年起實施汽油、柴油國VI標準，2020年起實施低硫船用燃料標準。這些持續升級的油品質量要求使得煉油廠不斷新建加氫裝置或對現有裝置進行改造，加氫能力持續提升，加氫裝置所占全廠能耗及操作費用的比例隨之大幅增加。

另一方面，世界油價面臨下行壓力，而環保要求則愈加苛刻，為滿足環保要求而增加的裝置建設、改造和操作成本使得煉油效益大幅縮減，國內逐漸過剩的煉油能力也使煉油廠間競爭日益激烈，降低裝置能耗從而削減加工費用是煉油廠生存和發展的迫切要求。

基于上述原因，有必要對加氫裝置的節能降耗途徑進行系統梳理和探討，為裝置優化設計提供參考。以下將從工藝節能、設備節能、裝置聯合節能3方面探討加氫裝置在設計或改造過程中可采取的節約能耗途徑。

工藝節能

1.1 選用節能型工藝技術

不同的工藝技術對應不同的工藝原理和流程設置，對裝置能耗具有根本性的決定作用。在裝置進行技術選擇時，應根據擬加工原料性質及產品要求，優先選用節能型工藝技術。以柴油加氫精制裝置為例，選用中國石油化工股份有限公司（中國石化）開發的連續液相加氫工藝，可使裝置能耗比常規滴流床工藝低25%以上。圖1和圖2分別為常規滴流床加氫工藝和連續液相加氫工藝的流程示意。

表1則列出了兩種工藝技術的主要區別。

由圖1、圖2及表1可見：

①連續液相加氫技術中，取消了高壓循環氫系統，節省了循環氫壓縮機相關的蒸汽、電的消耗，同時注水系統和氣體脫硫系統相應由高壓變為低壓系統，電耗降低顯著；新增的循環油泵流量雖然大，但揚程低，電耗小；

②連續液相加氫技術中，反應器入口溫度靠高溫循環油與加熱爐出口介質直接混兌提升，熱量利用效率高，消除了傳統滴流床技術靠換熱器加熱帶來的換熱器熱效率的問題；

③在反應起始溫度（反應器入口溫度）相同的情況下，連續液相加氫反應器入口有高溫循環油加入，因此要求反應進料加熱爐出口溫度低于常規滴流床工藝，且低的氫油比使加熱爐出口汽化率低，燃料消耗降低顯著。

表2是2019年中國石化連續液相柴油加氫裝置的操作數據。

由表2可知：2019年，中國石化所有柴油加氫裝置的平均操作負荷為75.31%，平均能耗為431.8MJ/t。采用連續液相加氫工藝的A、B兩套裝置的能耗顯著低于中國石化所有柴油加氫裝置的平均水平，其中裝置A的操作負荷為75.78%，與中國石化平均水平相當，而能耗為216.9MJ/t，僅為平均水平的50.2%；裝置B的操作負荷僅為53.32%，在遠低于中國石化平均水平的情況下，能耗為305.1MJ/t，仍比平均水平低29.3%。

上述數據表明，連續液相加氫工藝具有本質節能的技術優勢，采用該技術的工藝裝置能耗遠低于常規滴流床工藝。

1.2 優化工藝流程

在工藝技術選定后，加氫裝置的能耗與工藝流程密切相關。以下舉例說明加氫裝置的幾類流程節能優化途徑。

1.2.1 換熱流程的優化裝置

換熱流程優化是工藝節能的重要方法，應在充分分析物流理化性質、熱交換目標及工藝約束條件的基礎上，對多股物質－能量流進行合理匹配以達成最優方案。以下以某4.0Mt/a渣油加氫裝置（以下簡稱渣油加氫裝置一）為例進行說明。

表3為對該裝置的低壓換熱流程的優化分析結果。

依據表3中各項條件，在設計換熱網絡時，通過優化換熱順序以及合理匹配冷熱物流實現了熱量的梯級利用，得到了如圖3所示的具有較高換熱效率的渣油加氫裝置低壓換熱優化流程。

從原料油預熱角度看，原料渣油經4組換熱器從150℃加熱到285℃后，進行過濾，其主要加熱介質為加氫渣油，并在188~193℃溫度段利用分餾塔中段回流來加熱，充分利用分餾塔熱量。

從加氫渣油冷卻角度看，加氫渣油從分餾塔塔底抽出后，358~365℃最高溫位的熱量用作柴油汽提塔重沸器的熱源，之后用于預熱原料油，剩余的熱量去發生蒸汽，最后直接作為熱出料送至下游催化裂化裝置。當催化裂化裝置不接受熱料時，將此熱出料經空氣冷卻器冷卻后送入罐區。

在預熱原料油的流程中，根據溫位的逐步降低，分為a，b，c三段（如圖3中虛線方框所示）進行換熱：在a、b段，加氫渣油的分界溫度為286℃，恰好與原料油預熱終溫285℃相匹配，可用作原料油過濾器的反沖洗油，兩種介質溫度相近，使過濾器在操作過程中溫度始終處于穩定狀態，有利于過濾操作的連續性；在b、c段，將c段預熱原料油的溫度選擇在188℃，該溫位可使原料的預熱與中段回流的溫位相匹配，以充分利用分餾塔中段回流熱量。這個低壓換熱網絡的設置充分考慮了反應與分餾部分的熱量轉移與匹配，使原料渣油的低壓換熱終溫達285℃，反應進料加熱爐負荷低，節約燃料用量，充分利用了分餾塔中段回流的熱量，降低分餾塔塔頂空氣冷卻器的負荷，從而實現了整個低壓換熱流程的優化。

1.2.2 合理設置蒸汽發生器回收低溫熱

加氫過程中的化學反應總體表現為放熱反應，裝置內存在大量的低溫熱量無法作為工藝熱量使用，設置蒸汽發生器可以有效回收這部分熱能，作為全廠蒸汽系統的有益補充，同時還可以作為裝置熱量平衡調節的輔助手段。以下以某3.9Mt/a渣油加氫裝置（以下簡稱渣油加氫裝置二）為例進行說明。

該裝置中，溫位為210~240℃的加氫渣油用于發生1.2MPa低壓蒸汽，溫位為180~234℃的分餾塔中段回流、溫位為180~270℃的加氫渣油和溫位為170~282℃的柴油產品用于發生0.4MPa低低壓蒸汽。此利用方案下，該裝置的低溫熱量利用結果如表4所示。

由表4可以看出，在操作初期（SOR）和操作末期（EOR），裝置能耗分別降低了244.9MJ/t和263.8MJ/t。

設備管理

2.1 新氫壓縮機氣量無級調節系統

電耗是加氫裝置的主要能量消耗之一，根據裝置類型不同，電耗占加氫裝置總能耗的35%~70%，其中新氫壓縮機耗電量占總電耗的40%~65%，故其節電方案對裝置節能意義重大。特別是，對于大型渣油加氫裝置，反應壓力高，原料油與氫氣升壓耗電量巨大，且在操作中為保證反應氫分壓，需通過排放部分循環氫氣來維持循環氫純度，并補入過量的新氫以維持反應壓力，故新氫壓縮機的操作負荷由化學反應氫耗和循環氫排放量共同決定。在裝置的整個操作周期內，隨著催化劑活性逐漸降低，渣油加氫反應生成的C1~C4輕組分增加，為維持循環氫純度而排放的氫氣量隨之增加，因此新氫壓縮機的負荷在整個操作周期內變化較大，且新氫壓縮機在裝置運轉初期的實際操作流量與設備額定流量差別很大。表5為上述兩套典型渣油加氫裝置的電耗情況。

新氫壓縮機采用往復式壓縮機，通過壓縮機出口氫氣部分回流至入口的方法來控制新氫補入反應系統的實際量，這種控制方案會因大量氫氣回流而造成電能的浪費。為新氫壓縮機配備氣量無級調節系統則可大幅度降低新氫壓縮機用電量，從而顯著降低裝置能耗，可解決上述問題。以渣油加氫裝置一為例，采用新氫壓縮機氣量無級調節系統的節能效果見表6。目前，新氫壓縮機氣量無級調節系統已基本成為大型加氫裝置的標配設施。

2.2 液力透平系統

加氫裝置包含高壓系統與低壓系統，在二者相銜接的部位，比如熱高壓分離器（簡稱高分）油到熱低壓分離器（簡稱低分）、冷高分油到冷低分、循環氫脫硫富胺液從脫硫塔到富胺液閃蒸罐等，高壓介質一般通過高壓角閥降壓后注入低壓設備。在上述部位設置液力透平可回收這些高壓液體的壓力能，以用于驅動反應進料泵、循環氫脫硫貧胺液泵等高壓泵，從而節約電能。表7為渣油加氫裝置二設置液力透平的節能效果。由表7可以看出，通過兩套液力透平回收壓力能，使裝置能耗降低了50.2MJ/t。

設置液力透平系統會增加設備和管道投資，因此是否設置需在投資增加和節電效益之間進行經濟核算后確定。一般而言，大型的渣油加氫、加氫裂化、蠟油加氫等裝置因規模大、反應系統壓力等級高、原料硫含量高（循環氫脫硫富胺液量大），適宜設置液力透平。

裝置間聯合節能

通過裝置聯合的方式達成全廠節能是當前煉油廠節能設計的發展趨勢。聯合方式可以是物質流形式，比如氫氣的分級利用，也可以是能量流形式，比如一套裝置的物流為另一套裝置的換熱設備提供熱源。

3.1 氫氣的梯級利用

煉油廠總加工流程中通常設有多套加氫裝置，各類型加氫裝置的壓力等級按照渣油加氫＞加氫裂化＞蠟油加氫＞柴油加氫＞噴氣燃料加氫＞石腦油加氫的順序依次降低。裝置間的氫氣梯級利用是加氫裝置群總體節能的有效措施。

圖4為某煉油廠渣油加氫裝置－柴油加氫裝置的氫氣梯級利用示意。

由圖4可以看出，該煉油廠的渣油加氫裝置設置了兩級膜分離系統用于回收壓力為15.4MPa、氫純度（φ）為85.8%的排放氫中的氫氣，一級膜分離的滲透氣壓力為11MPa，氫純度（φ）為98.5%，用作柴油加氫裝置（壓力等級為10MPa）的補充氫氣，二級膜分離的滲透氣壓力為5.3MPa，氫純度（φ）為97.0%，送至渣油加氫裝置新氫壓縮機的二級入口，作為渣油加氫反應系統的部分補充氫氣。送往柴油加氫裝置的高壓氫氣并入柴油加氫裝置新氫壓縮機的出口，直接進入高壓反應系統作為柴油加氫反應系統的補充氫氣使用，可為柴油加氫裝置節約電量約1150kW·h。

圖5為某煉油廠渣油加氫裝置－噴氣燃料加氫裝置聯合的氫氣梯級利用流程示意。