合同能源管理在裂解汽油加氢装置节能改造中的应用

杨帆

（中石化节能技术服务有限公司，北京 100013）

中国石化齐鲁分公司烯烃厂第二裂解汽油加氢装置建于1997年，采用国产化技术，装置运行能耗66.34 kgEO/t原料，比同类装置平均能耗45 kgEO/t原料高出近22 kgEO/吨原料。针对这种情况，烯烃厂采用合同能源管理模式，使用成熟的裂解汽油加氢国产化工艺技术，对该装置进行了节能改造。

1 合同能源管理概述

根据《合同能源管理技术通则》（GB/T24915—2010），合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是指节能服务公司与用能单位以契约形式约定节能项目的节能目标，节能服务公司为实现节能目标向用能单位提供必要的服务，用能单位以节能效益支付节能服务公司的投入及其合理利润的节能服务机制。合同能源管理的业务运行方式主要有节能效益分享型、节能量保证型、能源费用托管型等。

采用合同能源管理进行节能改造，用能企业在零投入、零风险的情况下享受节能项目的高回报，节能公司承担技术风险、资金风险、质量风险和安全风险。合同期结束后，资产由节能公司无偿转让给用能企业，用能企业则能继续享受项目带来的节能收益。

2 裂解汽油加氢装置节能改造

2.1 裂解汽油加氢装置概况

齐鲁分公司烯烃厂第二裂解汽油加氢装置受当时国产化技术水平和装备制造水平限制，存在以下问题：加热炉排烟温度过高，达到400℃以上，热效率较低；两台二段加热炉给二段反应器进行加热，换热流程复杂，燃料消耗较高，热量回收效果差；脱戊烷塔回流量大，BTX塔运行欠稳定等。同时随着乙烯原料轻质化，裂解汽油产量下降，装置负荷降低，装置能耗进一步上升。

2.2 裂解汽油加氢装置改造情况

节能项目的改造内容主要包括：对脱戊烷塔和H2S气提塔进行整塔更换。BTX塔保留塔壳体，更换塔内件。BTX塔塔釜再沸器由强制循环更换为热虹吸式再沸器，以中压蒸汽为热源。塔釜循环泵拆除，新增了塔釜外送泵，更换了塔釜产品冷却器。同时新增了BTX塔的抽真空系统。对换热网络进行了优化。将H2S气提塔的塔釜加氢汽油与脱戊烷塔的进料进行换热。新增了二段反应器的进料加热器。对二段加热炉进行了改造，停用了一台加热炉，剩余一台加热炉仅用于补充热源。改造后的换热网络充分利用了工艺物料热量，使热回收率得到提高。改造后裂解汽油加氢装置工艺流程见图1。

图1 改造后裂解汽油加氢装置工艺流程（图中云线部分为节能改造涉及设备）

3 装置改造前、后用能状况

改造充分考虑能量合理利用、蒸汽分级使用、改进换热流程、反应器进出料换热采用高效换热器、改进并优化分馏塔设计，上述多项节能措施的使用，改变了该装置之前换热流程复杂、能耗高的状态，采用ST技术（中国石化专有技术），简化流程、操作稳定，改造后能耗和物耗均达到国内领先水平。

改造后，经标定后测算该装置的综合能耗由2 557 MJ/t原料降低至1 631 MJ/t原料，能耗降低36%，节能效果显著。

4 项目节能量分析

改造前后能耗基准核实情况见表1。改造后，第二裂解汽油加氢装置在加工量100%负荷下，原料能耗为1 631 MJ/t，比改造前能耗降低926 MJ/t，其中中压蒸汽、锅炉给水、低压蒸汽以及凝液的输出占该装置总能耗的84%，其主要用户为脱戊烷塔、H2S汽提塔和BTX塔的循环氢压缩机和再沸器；燃料气的消耗占装置总能耗的4.5%；用电量和循环水，分别占总能耗的3.4%和6.4%。

1）中压蒸汽、锅炉给水（除氧水）、低压蒸汽及凝液输出。

表1 改造前后能耗基准核实情况

中压蒸汽用于再沸器加热和驱动循环氢压缩机透平做功，其中压缩机消耗中压蒸汽并对外输出低压蒸汽；脱戊烷塔、BTX塔、H2S气提塔等三个塔的再沸器消耗饱和中压蒸汽，锅炉给水用于将过热蒸汽脱过热为饱和蒸汽，该股中压蒸汽用后输出凝液。

蒸汽及凝结水的能耗为1 374.9 MJ/t，改造前这部分的能耗为2 001.8 MJ/t，降低幅度为31%。主要原因是：

①脱戊烷塔整塔和BTX塔内件更换后，提高了塔的分离效率，降低了回流比，节省了蒸汽用量。

②原料预热器的投用，整个系统工艺物料的热量得到充分地回收，塔进料温度提高，最终降低了脱戊烷塔和H2S汽提塔的蒸汽用量。

2）燃料气

燃料气能耗从改造前的691.9 MJ/t下降到改造后的73.6 MJ/t，降低了89.3%。主要是对二段反应系统换热网络流程进行了优化，拆除了1台加热炉和4台换热器，简化了换热流程同时明显提高了反应热的回收效率，大大减少了燃料气的消耗。

3）循环水

循环水能耗从改造前的176 MJ/t下降为改造后的104.2 MJ/t，降低幅度为40.7%。主要原因是：

①改造后装置的二段进出料换热器的热回收效率提高，同时二段气液分离采用热高分技术，换热器热负荷减小。

②更换了脱戊烷塔和BTX塔的塔内件，提高了分离效率，降低了回流比，塔顶冷凝器的循环水用量大大降低。

4）电耗

装置电耗从改造前的110.4 MJ/t下降到改造后的55.6 MJ/t，降幅达到49%。主要是因为BTX塔釜循环泵GA-604拆除、二段进料泵进行了更换。

5）其他

氮气、工业风等用量较小，对综合能耗影响不大，改造前后用量基本没有变化。

5 合同能源管理的应用分析

5.1 合同能源管理项目实施

该项目改造采用节能效益分享型的合同能源管理模式，烯烃厂与节能公司于2014年签署合同能源管理合同，由节能公司负责全部投资。项目建设完成后，节能公司与烯烃厂按四种主要耗能工质——燃料气、电、1.5 MPa蒸汽和循环水——共同确定节能量，按照合同约定比例，即节能公司和烯烃厂按85∶15的比例，分享节能效益。

该项目于2014年11月开始施工，2015年1月装置一次开车成功，产出合格产品。2015年4月，对装置的设备处理能力、生产操作状况和产品质量情况以及耗能情况进行了标定。标定结果显示，装置的处理量、产品收率和能耗均达到设计要求，装置综合能耗由2 557 MJ/t原料降低至1 631 MJ/t原料，能耗降低36%，节能效果显著。项目通过烯烃厂验收后，节能公司于2015年7月正式开始分享节能效益。

5.2 合同能源管理项目节能量计算

按照节能公司和烯烃厂共同确定的某第三方标定机构出具的《项目现场审核报告》，项目节能量计算依据《节能项目节能量审核指南》的产品单耗法，计算公式如下：

节能量=（技改前产品单耗－技改后产品单耗）×技改前产品产量

项目节约的能源包括燃料气、电、1.5 MPa蒸汽和循环水。选用2012年单耗作为技改前产品单耗，2015年7月至2016年6月单耗作为技改后产品单耗，2012年粗裂解汽油量作为技改前产品产量计算该项目节能量。经计算，项目年节约燃料气2 767.94 t、电230 293.91 kW·h、1.5 MPa蒸汽32 906.56 t、循环水3 431 386.73 t，年节能量折合标准煤7 624.34 tce，详见表2。

表2 改造后装置节能情况

5.3 合同能源管理项目节能效益计算

根据节能公司和烯烃厂签订的合同能源管理项目合同的约定，以2012年单耗作为技改前吨原料耗能工质单耗，该项目每月节能效益的计算方法如下：

节能效益（元）=（技改前吨原料耗能工质单耗－技改后吨原料耗能工质单耗）×技改后粗裂解汽油月进料量×耗能工质价格

其中：耗能工质单耗=耗能工质月消耗量/粗裂解汽油月进料量

以某月实际生产数据为例，该月粗裂解汽油进料量为20 200.7 t，燃料气消耗量22 t，1.5 MPa蒸汽消耗量17 800 t，耗电量19万kW·h，循环水用量65万t，详见表3。

表3 改造后装置各工质单耗情况

改造后，第二裂解汽油加氢装置中压蒸汽及凝结水的消耗比改造前降低31%，燃料气降低89%，循环水降低41%，电耗降低49%。综合上述四种耗能工质，第二裂解汽油加氢装置的年节能效益约为1 400万元。

5.4 实施合同能源管理的优势

采用合同能源管理模式进行节能改造，节能公司为烯烃厂提供了包括节能咨询、项目设计、工程施工、设备安装调试、节能量确认和保证等一整套节能服务。烯烃厂在项目初期无需资金投入，同时节能效益分享期内还能分享效益。该项目概算含税投资3 600万元，实际含税投资2 200万元，项目年节能效益约为1 400万元。根据国家相关税收减免优惠政策，该项目所得税部分实行“三免三减半”的优惠政策，即项目前三年免收所得税，后三年执行所得税减半的政策。2016年，该项目成功获得国家关于合同能源管理的财政奖励资金176万元。

节能公司的服务使项目整合度得到提高，首先使整个节能项目的审批流程得到了简化，加快了项目的推进；其次节能公司统筹整个项目规划和建设，有效降低了项目投资；再次，合同能源管理能享受到多项国家税收优惠政策和国家及地方的财政奖励，大大增加了节能项目的盈利能力。

6 结论

该项目是齐鲁分公司与节能公司合作，由节能公司投资，以合同能源管理模式对齐鲁分公司裂解汽油加氢装置进行节能改造。改造后装置综合能耗由2 557 MJ/t原料降低至1 631 MJ/t原料，能耗降低36%，年节能效益约1 400万元。改造后装置处理量、产品收率和能耗均达到设计要求。换热网络的优化使燃气消耗量较改造前降低了89%。

该项目通过合同能源管理的成功实践，为实施节能项目改造的用能单位和节能公司都带来了可观的经济收入和环保效益，而且裂解汽油加氢装置的高温烟气和二氧化碳排量相应大幅降低，达到节能减排的目的。节能公司在合同期内收回全部项目投资并获得经济效益，用能单位装置能耗降低的同时也获得实际的收益，为石油化工企业采用合同能源管理模式进行节能改造提供了很好的借鉴。