加氢装置节能途径探讨

阮 宇 红

(中国石化工程建设有限公司，北京 100101)

随着环保法规日益严格，绿色低碳理念深入人心[1-2]。为降低油品燃烧过程中产生的SOx等有害物质，世界各国不断更新油品标准。我国从2019年下半年起实施汽油、柴油国Ⅵ标准，2020年起实施低硫船用燃料标准。这些持续升级的油品质量要求使得炼油厂不断新建加氢装置或对现有装置进行改造，加氢能力持续提升[1，3]，加氢装置所占全厂能耗及操作费用的比例随之大幅增加。

另一方面，世界油价面临下行压力，而环保要求则愈加苛刻，为满足环保要求而增加的装置建设、改造和操作成本使得炼油效益大幅缩减，国内逐渐过剩的炼油能力也使炼油厂间竞争日益激烈，降低装置能耗从而削减加工费用是炼油厂生存和发展的迫切要求。

基于上述原因，有必要对加氢装置的节能降耗途径进行系统梳理和探讨，为装置优化设计提供参考。以下将从工艺节能、设备节能、装置联合节能3方面探讨加氢装置在设计或改造过程中可采取的节约能耗途径。

1 工艺节能

1.1 选用节能型工艺技术

不同的工艺技术对应不同的工艺原理和流程设置，对装置能耗具有根本性的决定作用。在装置进行技术选择时，应根据拟加工原料性质及产品要求，优先选用节能型工艺技术。以柴油加氢精制装置为例，选用中国石油化工股份有限公司(中国石化)开发的连续液相加氢工艺，可使装置能耗比常规滴流床工艺低25%以上[4]。图1和图2分别为常规滴流床加氢工艺和连续液相加氢工艺的流程示意，表1则列出了两种工艺技术的主要区别。

图1 常规滴流床加氢工艺的流程示意

图2 连续液相加氢工艺的流程示意

表1 连续液相加氢工艺与常规滴流床加氢工艺的主要区别

由图1、图2及表1可见：①连续液相加氢技术中，取消了高压循环氢系统，节省了循环氢压缩机相关的蒸汽、电的消耗，同时注水系统和气体脱硫系统相应由高压变为低压系统，电耗降低显著；新增的循环油泵流量虽然大，但扬程低，电耗小；②连续液相加氢技术中，反应器入口温度靠高温循环油与加热炉出口介质直接混兑提升，热量利用效率高，消除了传统滴流床技术靠换热器加热带来的换热器热效率的问题；③在反应起始温度(反应器入口温度)相同的情况下，连续液相加氢反应器入口有高温循环油加入，因此要求反应进料加热炉出口温度低于常规滴流床工艺，且低的氢油比使加热炉出口汽化率低，燃料消耗降低显著。

表2是2019年中国石化连续液相柴油加氢装置的操作数据[5]。由表2可知：2019年，中国石化所有柴油加氢装置的平均操作负荷为75.31%，平均能耗为431.8 MJ/t。采用连续液相加氢工艺的A、B两套装置的能耗显著低于中国石化所有柴油加氢装置的平均水平，其中装置A的操作负荷为75.78%，与中国石化平均水平相当，而能耗为216.9 MJ/t，仅为平均水平的50.2%；装置B的操作负荷仅为53.32%，在远低于中国石化平均水平的情况下，能耗为305.1 MJ/t，仍比平均水平低29.3%。

表2 2019年中国石化柴油连续液相加氢装置的操作数据

上述数据表明，连续液相加氢工艺具有本质节能的技术优势，采用该技术的工艺装置能耗远低于常规滴流床工艺。

1.2 优化工艺流程

在工艺技术选定后，加氢装置的能耗与工艺流程密切相关。以下举例说明加氢装置的几类流程节能优化途径。

1.2.1 换热流程的优化装置换热流程优化是工艺节能的重要方法，应在充分分析物流理化性质、热交换目标及工艺约束条件的基础上，对多股物质-能量流进行合理匹配以达成最优方案。以下以某4.0 Mt/a渣油加氢装置(以下简称渣油加氢装置一)为例进行说明。

表3为对该装置的低压换热流程的优化分析结果。依据表3中各项条件，在设计换热网络时，通过优化换热顺序以及合理匹配冷热物流实现了热量的梯级利用，得到了如图3所示的具有较高换热效率的渣油加氢装置低压换热优化流程。

表3 渣油加氢装置一的低压换热流程优化分析结果

从原料油预热角度看，原料渣油经4组换热器从150 ℃加热到285 ℃后，进行过滤，其主要加热介质为加氢渣油，并在188～193 ℃温度段利用分馏塔中段回流来加热，充分利用分馏塔热量。

从加氢渣油冷却角度看，加氢渣油从分馏塔塔底抽出后，358～365 ℃最高温位的热量用作柴油汽提塔重沸器的热源，之后用于预热原料油，剩余的热量去发生蒸汽，最后直接作为热出料送至下游催化裂化装置。当催化裂化装置不接受热料时，将此热出料经空气冷却器冷却后送入罐区。

图3 渣油加氢装置一的低压换热优化流程1—原料油缓冲罐； 2、3—原料油/加氢渣油换热器； 4—原料油/分馏塔中段回流换热器； 5—热原料油/加氢渣油换热器Ⅰ； 6、7—热原料油/加氢渣油换热器Ⅱ； 8—自动反冲洗过滤器； 9—滤后原料油缓冲罐

在预热原料油的流程中，根据温位的逐步降低，分为a，b，c三段(如图3中虚线方框所示)进行换热：在a、b段，加氢渣油的分界温度为286 ℃，恰好与原料油预热终温285 ℃相匹配，可用作原料油过滤器的反冲洗油，两种介质温度相近，使过滤器在操作过程中温度始终处于稳定状态，有利于过滤操作的连续性；在b、c段，将c段预热原料油的温度选择在188 ℃，该温位可使原料的预热与中段回流的温位相匹配，以充分利用分馏塔中段回流热量。这个低压换热网络的设置充分考虑了反应与分馏部分的热量转移与匹配，使原料渣油的低压换热终温达285 ℃，反应进料加热炉负荷低，节约燃料用量，充分利用了分馏塔中段回流的热量，降低分馏塔塔顶空气冷却器的负荷，从而实现了整个低压换热流程的优化。

1.2.2 合理设置蒸汽发生器回收低温热加氢过程中的化学反应总体表现为放热反应，装置内存在大量的低温热量无法作为工艺热量使用，设置蒸汽发生器可以有效回收这部分热能，作为全厂蒸汽系统的有益补充，同时还可以作为装置热量平衡调节的辅助手段。以下以某3.9 Mt/a渣油加氢装置(以下简称渣油加氢装置二)为例进行说明。

该装置中，温位为210～240 ℃的加氢渣油用于发生1.2 MPa低压蒸汽，温位为180～234 ℃的分馏塔中段回流、温位为180～270 ℃的加氢渣油和温位为170～282 ℃的柴油产品用于发生0.4 MPa低低压蒸汽。此利用方案下，该装置的低温热量利用结果如表4所示。由表4可以看出，在操作初期(SOR)和操作末期(EOR)，装置能耗分别降低了244.9 MJ/t和263.8 MJ/t。

表4 渣油加氢装置二的低温热量利用结果

2 设备节能

2.1 新氢压缩机气量无级调节系统

电耗是加氢装置的主要能量消耗之一，根据装置类型不同，电耗占加氢装置总能耗的35%～70%，其中新氢压缩机耗电量占总电耗的40%～65%，故其节电方案对装置节能意义重大。特别是，对于大型渣油加氢装置，反应压力高，原料油与氢气升压耗电量巨大，且在操作中为保证反应氢分压，需通过排放部分循环氢气来维持循环氢纯度，并补入过量的新氢以维持反应压力，故新氢压缩机的操作负荷由化学反应氢耗和循环氢排放量共同决定。在装置的整个操作周期内，随着催化剂活性逐渐降低，渣油加氢反应生成的C1～C4轻组分增加，为维持循环氢纯度而排放的氢气量随之增加，因此新氢压缩机的负荷在整个操作周期内变化较大，且新氢压缩机在装置运转初期的实际操作流量与设备额定流量差别很大。表5为上述两套典型渣油加氢装置的电耗情况。

表5 典型渣油加氢装置的电耗情况

新氢压缩机采用往复式压缩机，通过压缩机出口氢气部分回流至入口的方法来控制新氢补入反应系统的实际量，这种控制方案会因大量氢气回流而造成电能的浪费。为新氢压缩机配备气量无级调节系统则可大幅度降低新氢压缩机用电量，从而显著降低装置能耗，可解决上述问题。以渣油加氢装置一为例，采用新氢压缩机气量无级调节系统的节能效果见表6。目前，新氢压缩机气量无级调节系统已基本成为大型加氢装置的标配设施。

表6 渣油加氢装置一采用新氢压缩机气量无级调节系统的节能效果

2.2 液力透平系统

加氢装置包含高压系统与低压系统，在二者相衔接的部位，比如热高压分离器(简称高分)油到热低压分离器(简称低分)、冷高分油到冷低分、循环氢脱硫富胺液从脱硫塔到富胺液闪蒸罐等，高压介质一般通过高压角阀降压后注入低压设备。在上述部位设置液力透平可回收这些高压液体的压力能，以用于驱动反应进料泵、循环氢脱硫贫胺液泵等高压泵，从而节约电能。表7为渣油加氢装置二设置液力透平的节能效果。由表7可以看出，通过两套液力透平回收压力能，使装置能耗降低了50.2 MJ/t。

表7 渣油加氢装置二设置液力透平的节能效果

设置液力透平系统会增加设备和管道投资，因此是否设置需在投资增加和节电效益之间进行经济核算后确定。一般而言，大型的渣油加氢、加氢裂化、蜡油加氢等装置因规模大、反应系统压力等级高、原料硫含量高(循环氢脱硫富胺液量大)，适宜设置液力透平。

3 装置间联合节能

通过装置联合的方式达成全厂节能是当前炼油厂节能设计的发展趋势。联合方式可以是物质流形式，比如氢气的分级利用，也可以是能量流形式，比如一套装置的物流为另一套装置的换热设备提供热源。

3.1 氢气的梯级利用

炼油厂总加工流程中通常设有多套加氢装置，各类型加氢装置的压力等级按照渣油加氢>加氢裂化>蜡油加氢>柴油加氢>喷气燃料加氢>石脑油加氢的顺序依次降低。装置间的氢气梯级利用是加氢装置群总体节能的有效措施。

图4为某炼油厂渣油加氢装置-柴油加氢装置的氢气梯级利用示意。由图4可以看出，该炼油厂的渣油加氢装置设置了两级膜分离系统用于回收压力为15.4 MPa、氢纯度(φ)为85.8%的排放氢中的氢气，一级膜分离的渗透气压力为11 MPa，氢纯度(φ)为98.5%，用作柴油加氢装置(压力等级为10 MPa)的补充氢气，二级膜分离的渗透气压力为5.3 MPa，氢纯度(φ)为97.0%，送至渣油加氢

图4 某炼油厂渣油加氢装置-柴油加氢装置的氢气梯级利用流程

装置新氢压缩机的二级入口，作为渣油加氢反应系统的部分补充氢气。送往柴油加氢装置的高压氢气并入柴油加氢装置新氢压缩机的出口，直接进入高压反应系统作为柴油加氢反应系统的补充氢气使用，可为柴油加氢装置节约电量约1 150 kW·h。

图5为某炼油厂渣油加氢装置-喷气燃料加氢装置联合的氢气梯级利用流程示意。由图5可以看出，渣油加氢装置部分低分气送至喷气燃料加氢装置，作为喷气燃料加氢的补充氢气，喷气燃料加氢采用一次通过式流程，可以不再设置新氢压缩机和循环氢压缩机，从而可节约设备投资和能量消耗。

图5 某炼油厂渣油加氢装置-喷气燃料加氢装置的氢气梯级利用流程

3.2 装置间的能量传递

当加氢装置的低温热量在装置内没有合适冷源吸收时，可考虑对外输出。某2.2 Mt/a柴油加氢装置与1.6 Mt/a气分装置的热联合利用流程如图6所示。由图6可以看出，柴油产品物流为气分装置提供热源，从而缩减了气分装置脱丙烷塔的蒸汽用量约8 t/h，同时使柴油加氢装置的低温热输出量增加13 567 MJ/h，能耗降低51.8 MJ/t。

图6 柴油加氢装置-气分装置的热联合利用流程

3.3 装置热进料和热出料联合

装置间热进料和热出料可有效降低能耗。以常减压蒸馏装置-渣油加氢装置-催化裂化装置之间的联合为例，装置间采用热进料和热出料联合时的工艺流程如图7所示。由图7可以看出，正常操作工况下原料渣油和加氢渣油均不经过中间罐，而是直接与上下游装置相连，因而省去上游装置产品冷却用能量及下游装置原料加热用能量，从而可达成显著的能量节约。

图7 装置间采用热进料和热出料联合时的工艺流程

4 结 论

在设计阶段，加氢装置的节能措施可从工艺、设备和装置联合3方面实施。此外，在装置建成后的运转过程中，还需通过精细控制原料性质、产品质量，加强设备维护及状态管理，应用信息技术强化装置间协调等途径优化装置操作，确保能量高效利用。