汽柴油加氢装置节能改造及效果分析.docx

汽柴油加氢装置节能改造及效果分析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4.5MPa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，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2022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4.5MPa中压蒸汽单耗由改造前的245kg/t降至161kg/t、1.0MPa低压蒸汽外送单耗由50kg/t降至29kg/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75181t、减少1.0MPa蒸汽外送18448t，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8264.32t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2022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1.23t/h，用电设备功率79kW。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8400h计，实现年节约用电55.31万kW·h、蒸汽10349t，折合1296.53t标煤。节约能量核算见表4。4结束语（1）汽油加氢装置通