1000万吨年常减压装置节能成效分析与对策

高 鹏

（中石化股份天津分公司炼油部联合五车间，天津 300271）

一、概述：

中石化股份天津分公司1000万吨年常减压装置由SEI设计，天建设时间为2008年1月1日，中交时间为2009年8月31日，于2009年12月19日首次开车成功；装置主要由原油电脱盐脱水部分、常压蒸馏部分、减压蒸馏部分、轻烃回收部分等组成，同时，装置内设有塔顶注氨、注缓蚀剂、注水等防腐设施，为防止减渣系统结垢，设有阻垢剂注入系统；装置加工沙特阿拉伯轻质、重质各50%的混合原油，处理能力为1000万吨/年，年开工时数按8400小时计；生产乙烯裂解料、重整料、航煤精制料、柴油精制料、加氢裂化料、蜡油加氢料和焦化料等；本装置采用原油进装置→电脱盐→闪蒸塔→常压塔→减压塔的工艺路线，同时为回收轻烃和轻、重石脑油的切割，设置了稳定塔和石脑油分离塔，全装置总能耗的设计值为10.64kg标油/t；开工以来，我们按照原油种类及性质的变化，适时的调整操作、优化生产，截止2010年1-8月份装置平均总能耗有效的降低到9kg标油/t以下，以下是我们自开工以来所执行的一些优化方案，供大家讨论：

二、装置应用节能技术简介：

1、装置采用了原油预闪蒸工艺，将原油换热至230℃左右进入闪蒸塔进行常压下一次平衡汽化闪蒸，原油中的轻组分被闪蒸出来，直接送入常压塔的中部。在闪蒸塔进料段以下设有3层人字挡板，防止进料中的液体对塔底液面造成冲击。进料段上方设有6层浮阀塔板，保留从常一中泵出口引出的洗涤油回流手段，以防因闪顶气携带量过大对柴油质量造成不良影响；

2、针对本装置采用蒸汽喷射抽空器加机械抽真空的混合抽空系统，由于采用了减压深拔技术，减压加热炉和减压塔的操作温度都较高，减顶不凝气量达到了2190kg/hr，尽管采用了减顶抽真空系统的优化设计，优化了各级抽空器的压缩比，但第三级抽空器的蒸汽耗量仍然达到了9t/h，每年将消耗1.0Mpa蒸汽75600t。经过对比，采用机械抽真空系统的效益是明显的，同时也符合当前国家对节能降耗的需求，因此本次设计选用了蒸汽和机械抽真空混合抽空方案。

3、根据窄点技术开发的换热网络优化程序，从全装置能量利用角度进行系统分析，优化装置的物料平衡和操作条件，在满足生产方案、产品质量的前提下最大限度回收装置余热。结合装置现有的生产方案、加工流程和生产条件，公用工程条件多方位地采取节能措施，降低加工能耗。节能手段包括在不影响换热终温的前提下利用窄点以下适宜温位物流发生部分0.35Mpa低压蒸汽供装置内自用；加热低温热水最大限度地回收低温热量；合理地选择与下游装置的热联合，确定恰当的产品出装置温度。在换热网络设计中，选合适的部位采用高效换热器，如螺纹管、内波纹外螺纹管、螺旋折流板换热器等，使本装置在向轻烃回收稳定塔和石脑油分离塔提供重沸器热源的情况下，换热终温计算值达到313℃。

三、装置系统优化分析与对策：

3.1 换热网络优化对能耗的影响

对于装置内各个系统的能耗平衡来说，全部可以相应的转化为装置各个系统热量的平衡，如果在换热网络的设计与计算上很好的引用了窄点技术，那么换热网络的优化对换热终温的影响将起到决定性的作用，同时也对降低装置能耗起到关键作用。

从本装置的加工原油性质的变化情况来看，常压、减压各个侧线产品的收率变化非常大，因此换热网络的各个分支温差最大能达到10℃以上，为了确保原油在各个温位下都能与相应温位的热源换热，我们通过调整分支换热网络的取热量来控制各分支的终端温度，并取得了非常好的效果。

3.2 过汽化率的影响

从常规角度来讲，过汽化率越低越节能，但是从生产角度来讲，过汽化率是取得产品高收率的保证，因此节能与收率之间存在着矛盾，通常我们所控制的过汽化率在2～4%，影响过汽化率的因素有很多，下面我们来简单介绍一下在掺炼沙轻：沙重=1：1时过汽化率与进料温度、能耗之间相互的影响。

从上图可以看出过汽化率与进料温度的关系大概是进料温度每增加4℃，过汽化率大概能提高1%左右，但是同时燃料消耗将增加大约0.4kg标油/t，总体能耗将增加约0.25kg标油/t，其中损失的部分增加了一些多余的低温热，从这个角度上来讲，过度的增加过汽化率会导致能耗的上升，但会得到较高的总拔比能耗值，标定期间掺炼沙轻：沙重=1：1时过汽化率的控制值为3%，总拔出率为80.1%，计算总能耗值为8.6kg标油/t，此时总拔比能耗值为9.31，达到较高的水平。

3.3 中段回流取热分配及返塔温差对能耗的影响

当确定过汽化率及如何控制炉出口温度之后，中段回流的取热优化成为塔操作节能的一个关键点，他与整个装置的热量回收以及换热网络的调整有着密不可分的关系，同时与产品的收率有直接关系，如下部高温位的热源取热量过大，将影响到上部产品的收率，因此每个回流的取热量应严格按照该段剩余热量58～68%左右，还要保证上部塔盘上有足够的内回流，实现上部塔盘的精馏效果，确保产品质量合格。

当中段回流取热分配确定以后，剩下的就是优化返塔温差了，可通过回流量和返塔温度两个参数指导调节，习惯做法是提高回流返塔与抽出的温差，这样相对来说好控制一些，但是我们为了提高换热器的膜传热系数，加大了回流量，降低了回流的温差，最终结果是提高了原油的换热终温，降低了能耗。

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常压塔&减压塔回流与设计回流量对比

调整后原油的换热终温提高了将近3℃，降低能耗约0.3kg标油/t。

3.4 加热炉系统节能分析

从系统角度来分析，加热炉作为能量消耗最大的单元，有效的回收该系统的余热以及提高其热效率是当前节能的一项主要手段，自本装置首次开工以来，定期的进行预热器吹灰以确保其换热效果，同时也对加热炉的一些泄漏点进行了封堵，从操作上努力降低加热炉的排烟温度以及降低其过剩空气系数，达到较高的加热炉热效率，以下为加热炉热效率的实测数据：

从实测的热效率来看，加热炉的能耗降低了1%左右，约0.075kg标油/t

3.5 抽真空蒸汽优化分析

本装置采用了蒸汽喷射抽空器加机械抽真空的混合抽空系统，一级抽空器按照20%、40%、60%三台设计，二级抽空器按照3台各50%设计，三级按照三台液环式真空泵各50%设计，减塔顶设计绝压为2.66KPa，实际操作中由于原料性质较轻，减压进料一直未能达到深拔工况下的常渣性质，因此虽然在减压塔的汽化段气相负荷较大，但是裂解气量却很小，因此我们在不影响减压拔出率的前提下对与抽空器的调整上做了一些工作，使其1.0MPa蒸汽的耗量远远低于设计水平，具体参照下表。

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因此我们从一级抽空器节约了将近5t/h的蒸汽，能耗也降低了约0.3 kg标油/t。因为二级抽空器耗气量较小，而且受一级抽空器的排气压力和液环泵的入口压力所限，没有多少的调整余地，因此未做优化。液环式抽真空泵的投用可节约三级抽真空蒸汽耗量为7.388t/h，节气效果非常明显。

3.6 结垢后的清洗工作对装置能耗的影响

常减压装置的换热网络在开工的初期、末期会产生不同程度的温降，一般为4℃/年，造成的能量损失约为0.3 kg标油/t，为此对重质油的换热器必须进行定期的清垢，而且要加强渣油阻垢剂的注入工作，来确保高温换热器的膜传热系数，从而保持较平稳的换热效率。

常减压电脱盐含盐污水与净化水（电脱盐注水）的换热器虽不在原油换热系统中，但是却对电脱盐的原油进罐温度影响较大，一般为2～10℃的影响，开工以后我们曾经清洗过一次，清洗前二级注水温度只有50℃，清洗后能换热到120℃，该水量为80t/h，影响换热终温达到5℃左右，对能耗的影响也是相当大的。

结论

通过上述节能优化方案的调整与实施，自2009年12月17日开车以来，装置能耗的水平已经从开工初期的10.39 kg标油/t降低到了目前的7.55 kg标油/t，创有史以来最高水平。

关于对中石化股份天津分公司炼油部联合五车间3#常减压装置节能的几点设想：

1、还需要严格的控制罐区原油中的含水量，大量的含水将造成大量的能耗损失和加工损失；

2、近快将加热炉鼓引风机的变频系统投用，节约电耗；增上回流泵与空冷风机的变频器；

3、将减压过汽化油抽出作为重蜡油（蜡油加氢的原料）；

4、检修时将加热炉内部的防辐射涂料重新修补完善，降低炉体散热损失；

5、对于装置内破损的保温进行修补完善；

6、将减压加热炉单面辐射改为双面辐射，有效降低炉管油膜温度，同时降低燃料消耗；

7、增加装置的水伴热数量，降低1.0MPa蒸汽的耗量；

[1]林世雄.石油炼制工程第三版.石油工业出版社；2000年.

[2]王 兵.常减压蒸馏装置操作指南.中国石化出版社；2006年.