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加氫裝置工藝節(jié)能及設(shè)備節(jié)能該怎么做？
發(fā)布時間：
2024-06-25 10:32
導(dǎo) 讀
為降低油品燃燒過程中產(chǎn)生的SOx等有害物質(zhì)，世界各國不斷更新油品標(biāo)準(zhǔn)。我國從2019年下半年起實施汽油、柴油國VI標(biāo)準(zhǔn)，2020年起實施低硫船用燃料標(biāo)準(zhǔn)。這些持續(xù)升級的油品質(zhì)量要求使得煉油廠不斷新建加氫裝置或?qū)ΜF(xiàn)有裝置進行改造，加氫能力持續(xù)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(huán)保要求則愈加苛刻，為滿足環(huán)保要求而增加的裝置建設(shè)、改造和操作成本使得煉油效益大幅縮減，國內(nèi)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(fā)展的迫切要求。
基于上述原因，有必要對加氫裝置的節(jié)能降耗途徑進行系統(tǒng)梳理和探討，為裝置優(yōu)化設(shè)計提供參考。以下將從工藝節(jié)能、設(shè)備節(jié)能、裝置聯(lián)合節(jié)能3方面探討加氫裝置在設(shè)計或改造過程中可采取的節(jié)約能耗途徑。
工藝節(jié)能
1.1 選用節(jié)能型工藝技術(shù)
不同的工藝技術(shù)對應(yīng)不同的工藝原理和流程設(shè)置，對裝置能耗具有根本性的決定作用。在裝置進行技術(shù)選擇時，應(yīng)根據(jù)擬加工原料性質(zhì)及產(chǎn)品要求，優(yōu)先選用節(jié)能型工藝技術(shù)。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(fā)的連續(xù)液相加氫工藝，可使裝置能耗比常規(guī)滴流床工藝低25%以上。圖1和圖2分別為常規(guī)滴流床加氫工藝和連續(xù)液相加氫工藝的流程示意。
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表1則列出了兩種工藝技術(shù)的主要區(qū)別。
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由圖1、圖2及表1可見：
①連續(xù)液相加氫技術(shù)中，取消了高壓循環(huán)氫系統(tǒng)，節(jié)省了循環(huán)氫壓縮機相關(guān)的蒸汽、電的消耗，同時注水系統(tǒng)和氣體脫硫系統(tǒng)相應(yīng)由高壓變?yōu)榈蛪合到y(tǒng)，電耗降低顯著；新增的循環(huán)油泵流量雖然大，但揚程低，電耗小；
②連續(xù)液相加氫技術(shù)中，反應(yīng)器入口溫度靠高溫循環(huán)油與加熱爐出口介質(zhì)直接混兌提升，熱量利用效率高，消除了傳統(tǒng)滴流床技術(shù)靠換熱器加熱帶來的換熱器熱效率的問題；
③在反應(yīng)起始溫度（反應(yīng)器入口溫度）相同的情況下，連續(xù)液相加氫反應(yīng)器入口有高溫循環(huán)油加入，因此要求反應(yīng)進料加熱爐出口溫度低于常規(guī)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(xù)液相柴油加氫裝置的操作數(shù)據(jù)。
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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(xù)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(dāng)，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(shù)據(jù)表明，連續(xù)液相加氫工藝具有本質(zhì)節(jié)能的技術(shù)優(yōu)勢，采用該技術(shù)的工藝裝置能耗遠低于常規(guī)滴流床工藝。
1.2 優(yōu)化工藝流程
在工藝技術(shù)選定后，加氫裝置的能耗與工藝流程密切相關(guān)。以下舉例說明加氫裝置的幾類流程節(jié)能優(yōu)化途徑。
1.2.1 換熱流程的優(yōu)化裝置
換熱流程優(yōu)化是工藝節(jié)能的重要方法，應(yīng)在充分分析物流理化性質(zhì)、熱交換目標(biāo)及工藝約束條件的基礎(chǔ)上，對多股物質(zhì)－能量流進行合理匹配以達成最優(yōu)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(yōu)化分析結(jié)果。
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依據(jù)表3中各項條件，在設(shè)計換熱網(wǎng)絡(luò)時，通過優(yōu)化換熱順序以及合理匹配冷熱物流實現(xiàn)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(yōu)化流程。
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從原料油預(yù)熱角度看，原料渣油經(jīng)4組換熱器從150℃加熱到285℃后，進行過濾，其主要加熱介質(zhì)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(yù)熱原料油，剩余的熱量去發(fā)生蒸汽，最后直接作為熱出料送至下游催化裂化裝置。當(dāng)催化裂化裝置不接受熱料時，將此熱出料經(jīng)空氣冷卻器冷卻后送入罐區(qū)。
在預(yù)熱原料油的流程中，根據(jù)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(yù)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(zhì)溫度相近，使過濾器在操作過程中溫度始終處于穩(wěn)定狀態(tài)，有利于過濾操作的連續(xù)性；在b、c段，將c段預(yù)熱原料油的溫度選擇在188℃，該溫位可使原料的預(yù)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(wǎng)絡(luò)的設(shè)置充分考慮了反應(yīng)與分餾部分的熱量轉(zhuǎn)移與匹配，使原料渣油的低壓換熱終溫達285℃，反應(yīng)進料加熱爐負荷低，節(jié)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(xiàn)了整個低壓換熱流程的優(yōu)化。
1.2.2 合理設(shè)置蒸汽發(fā)生器回收低溫?zé)?/span>
加氫過程中的化學(xué)反應(yīng)總體表現(xiàn)為放熱反應(yīng)，裝置內(nèi)存在大量的低溫?zé)崃繜o法作為工藝熱量使用，設(shè)置蒸汽發(fā)生器可以有效回收這部分熱能，作為全廠蒸汽系統(tǒng)的有益補充，同時還可以作為裝置熱量平衡調(diào)節(jié)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(fā)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(chǎn)品用于發(fā)生0.4MPa低低壓蒸汽。此利用方案下，該裝置的低溫?zé)崃坷媒Y(jié)果如表4所示。
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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(shè)備管理
2.1 新氫壓縮機氣量無級調(diào)節(jié)系統(tǒng)
電耗是加氫裝置的主要能量消耗之一，根據(jù)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(jié)電方案對裝置節(jié)能意義重大。特別是，對于大型渣油加氫裝置，反應(yīng)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(yīng)氫分壓，需通過排放部分循環(huán)氫氣來維持循環(huán)氫純度，并補入過量的新氫以維持反應(yīng)壓力，故新氫壓縮機的操作負荷由化學(xué)反應(yīng)氫耗和循環(huán)氫排放量共同決定。在裝置的整個操作周期內(nèi)，隨著催化劑活性逐漸降低，渣油加氫反應(yīng)生成的C1~C4輕組分增加，為維持循環(huán)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(nèi)變化較大，且新氫壓縮機在裝置運轉(zhuǎn)初期的實際操作流量與設(shè)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。
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新氫壓縮機采用往復(fù)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(yīng)系統(tǒng)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(diào)節(jié)系統(tǒng)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(diào)節(jié)系統(tǒng)的節(jié)能效果見表6。目前，新氫壓縮機氣量無級調(diào)節(jié)系統(tǒng)已基本成為大型加氫裝置的標(biāo)配設(shè)施。
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2.2 液力透平系統(tǒng)
加氫裝置包含高壓系統(tǒng)與低壓系統(tǒng)，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(huán)氫脫硫富胺液從脫硫塔到富胺液閃蒸罐等，高壓介質(zhì)一般通過高壓角閥降壓后注入低壓設(shè)備。在上述部位設(shè)置液力透平可回收這些高壓液體的壓力能，以用于驅(qū)動反應(yīng)進料泵、循環(huán)氫脫硫貧胺液泵等高壓泵，從而節(jié)約電能。表7為渣油加氫裝置二設(shè)置液力透平的節(jié)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。
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設(shè)置液力透平系統(tǒng)會增加設(shè)備和管道投資，因此是否設(shè)置需在投資增加和節(jié)電效益之間進行經(jīng)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(guī)模大、反應(yīng)系統(tǒng)壓力等級高、原料硫含量高（循環(huán)氫脫硫富胺液量大），適宜設(shè)置液力透平。
裝置間聯(lián)合節(jié)能
通過裝置聯(lián)合的方式達成全廠節(jié)能是當(dāng)前煉油廠節(jié)能設(shè)計的發(fā)展趨勢。聯(lián)合方式可以是物質(zhì)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(shè)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(shè)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(jié)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。
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由圖4可以看出，該煉油廠的渣油加氫裝置設(shè)置了兩級膜分離系統(tǒng)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(yīng)系統(tǒng)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(yīng)系統(tǒng)作為柴油加氫反應(yīng)系統(tǒng)的補充氫氣使用，可為柴油加氫裝置節(jié)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(lián)合的氫氣梯級利用流程示意。
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由圖5可以看出，渣油加氫裝置部分低分氣送至噴氣燃料加氫裝置，作為噴氣燃料加氫的補充氫氣，噴氣燃料加氫采用一次通過式流程，可以不再設(shè)置新氫壓縮機和循環(huán)氫壓縮機，從而可節(jié)約設(shè)備投資和能量消耗。
3.2 裝置間的能量傳遞
當(dāng)加氫裝置的低溫?zé)崃吭谘b置內(nèi)沒有合適冷源吸收時，可考慮對外輸出。某2.2Mt/a柴油加氫裝置與1.6Mt/a氣分裝置的熱聯(lián)合利用流程如圖6所示。
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由圖6可以看出，柴油產(chǎn)品物流為氣分裝置提供熱源，從而縮減了氣分裝置脫丙烷塔的蒸汽用量約8t/h，同時使柴油加氫裝置的低溫?zé)彷敵隽吭黾?3567MJ/ｈ，能耗降低51.8MJ/t。
3.3 裝置熱進料和熱出料聯(lián)合
裝置間熱進料和熱出料可有效降低能耗。以常減壓蒸餾裝置－渣油加氫裝置－催化裂化裝置之間的聯(lián)合為例，裝置間采用熱進料和熱出料聯(lián)合時的工藝流程如圖7所示。
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由圖7可以看出，正常操作工況下原料渣油和加氫渣油均不經(jīng)過中間罐，而是直接與上下游裝置相連，因而省去上游裝置產(chǎn)品冷卻用能量及下游裝置原料加熱用能量，從而可達成顯著的能量節(jié)約。
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