摘要：文中对汽油加氢装置的能耗组成以及影响能耗的因素进行了分析，通过优化操作、完善技术管理、采取技术改造等措施，将装置能耗从907.49MJ/t降低到671.62MJ/t，经济效益显著。
关键词：汽油加氢装置；节能；能耗
引言
21世纪国内炼油厂将从以生产油品为主，转型为生产成品油和化工原料油并重的油化一体化的炼油企业，加氢工艺尤其是加氢裂化技术因其具有可加工的原料范围宽、对原料适应性强、产品方案灵活、产品质量好、液体产品收率高等特点，能最大量生产化工原料油，并可同时生产优质中间馏分油（从液化石油气、石脑油、喷气燃料、柴油到蒸汽裂解原料、润滑油基础油等多种优质产品和石油化工原料），已成为大型石化企业最重要、最可靠、最灵活和最有效的加工手段。
1影响能耗的因素
（1）工艺条件对能耗的影响。一个加氢装置在催化剂确定后，影响加氢效果的主要工艺条件是反应压力、反应温度、氢油比和氢耗等，这些工艺条件与能耗有着直接的关系。（2）原料、目的产品对能耗的影响。加氢装置原料性质的优劣、目的产品的质量要求都对加氢反应操作条件有很大的影响。随着原料变重、性质变差，目的产品质量要求的升高，能耗随之增加。（3）装置组成对能耗的影响。加氢装置组成不同，其能耗也不同。装置组成越复杂，其能耗越大。因此，评价加氢装置的能耗，应与装置组成联系起来。（4）装置负荷率对能耗的影响。加氢装置的负荷率越高，能耗越低。
2节能措施
2.1优化工艺运行
（1）利用压差供料、停运新氢压缩机为提高M反应器的改质效果，对反应系统压力进行调整，将反高分降低至1.6MPa。因装置氢耗较低，仅为2500m3/h左右，设计时新氢进装置增设了1条至循环氢压缩机入口的跨线。2012年3月，装置利用压差供料的原理，通过新氢进装置至循环氢压缩机入口跨线，将新氢压缩机停运，从而节约了大型压缩机K1101A/B的电耗及维修维护费用。（2）利用压差供料、停运稳定塔底泵该装置稳定塔C-1201操作压力为0.9MPa左右，而C-1201产品重汽油外送至重催车间脱硫醇单元的原料罐，其操作压力为0.1~0.2MPa。2012年4月，利用压差供料的原理，将稳定塔C-1201底部泵P-1202停用，产品重汽油直接压送至重催车间脱硫醇单元，从而节约了P1201A/B的电耗及维修维护费用。（3）反应系统间歇注水2012年5月，根据装置原料分析、含硫污水分析，将反应注水改为间歇注水，1周进行注水3次，每次3~6h，从而节约了P1405A/B的电耗及装置除盐水的消耗。（4）提高新氢纯度汽油加氢装置新氢纯度要求控制不小于99%，而实际供氢装置所供新氢无法达到99%的要求，目前炼油厂PSA开工之后，新氢纯度从原有90%提高至93%左右，新氢消耗流量减少后，循环氢流量随之减少，加热炉瓦斯消耗出现下降。
2.2技术改造措施
（1）增设热循环线装置原设计开工循环线为40℃冷供线，部分循环方案下原料重汽油温度无法提高至70℃以上，进而影响加热炉负荷。通过在产品汽油水冷器前增设热循环线，部分70~80℃范围内的循环油进入原料中，原料重汽油进料温度可提供至75~85℃以上。（2）循环氢脱硫溶剂系统改造通过改造，将溶剂再生系统改至溶剂再生单元（硫磺回收装置）统一再生处理，贫液由硫磺回收装置直供溶剂缓冲罐D-1303，循环氢脱硫塔C-1301塔底富液送回硫磺回收装置进行再生。通过此项流程改造，可降低电耗85kW•h，循环水消耗120t/h，蒸汽消耗1.5t/h。（3）注水氮保流程改造D-1402除盐水罐使用氮保维持0.1~0.4MPa，氮气排放至低压瓦斯系统，增加了低压瓦斯系统氮气含量，增加了装置氮气耗量。通过流程的优化改造，将D-1402注水罐使用氮保改为对大气直排，不但解决低压瓦斯系统氮气含量高的问题，而且并节约了装置氮气耗量。
2.3加强设备维护保养
（1）反应空冷清洗经过长周期运行后，反应空冷A1101出现翅片积灰结垢，冷却效果差的现象。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆为保证空冷冷后温度，降低空冷电耗，在夏季运行期间定期对空冷进行清洗，可提空冷冷却效果，降低装置能耗。（2）加强保温管理为防止设备及管线的散热损失，对装置全面进行保温排查，对缺少保温部分进行统计，正确选用保温材料和保温结构，整改所存在的保温问题共计123处。（3）完善伴热系统装置设计液面计伴热为蒸汽伴热，然而系统凝结水由于背压较高，蒸汽伴热疏水不畅，经常出现伴热线冻凝现象，只能将疏水器产生凝结水排放至地沟，从而造成凝结水难以回收，用水损失增大。车间将装置大量蒸汽伴热改造为采暖水伴热，从而减少蒸汽消耗。
2.4优化过程控制
（1）在满足换热器（E1204、E1203、E1103）循环水最低流速的前提下，根据换热器冷后温度，对循环水阀门开度进行调整，降低循环水用量。（2）加大对节汽查漏的检查力度，对存在直排的疏水器，及时进行调节或更换，消除了蒸汽凝结水直排点，降低蒸汽损耗。（3）严格控制加热炉氧含量为2.5%~4%，空气预热器排烟温度控制在135~145℃，加热炉热效率控制在91%以上。
2.5公用工程系统节能
2.5.1节电
在加氢裂化装置的能耗中，30%～40%为电耗。因此节电显得尤其重要。（1）增上变频电机。采用变频调速技术是节能的有效途径。在加氢装置的中低压泵、空冷器上可用此项技术。（2）减少机泵流量、扬程过剩。有些装置由于设计时机泵流量、扬程的选择裕量较大，或者是工艺条件的变化，存在部分机泵流量、扬程过大，调节阀开度较小的现象，使动力白白消耗于阀门的节流，造成电耗的浪费。可针对现有工艺运行情况，核算工艺流程压力降，除采用变频电机外，还可进行叶轮切削、多级泵减少叶轮级数、改变转速等方式，以减少机泵扬程裕量、流量，有效降低电耗。（3）清洗空冷。装置长时间运行后，空冷翅片管表面积尘结垢较多，冷却效果变差。为保证冷后温度，需增开空冷，增加了电耗。各企业空冷因积尘结垢影响换热效果的情况较普遍。
2.5.2高压注水由除盐水改为净化水
目前，大部分加氢装置仍在使用或部分使用除盐水作为高压注水，没有充分将净化水作为加氢注水回用。而污水汽提净化水的性质完全可以满足高压注水的要求。可将净化水作为反应注水，节省除盐水，降低能耗。以1.4Mt/a加氢裂化装置为例，注水量为15t/h，如改为净化水，每年以8400h计算，年可节约除盐水126kt。
2.5.3加强循环水管理，减少循环水用量
加强循环水水质的管理，合理控制冷却器循环水出入口温升在8～10℃，优化循环水使用，减少循环水用量。
2.5.4节汽
（1）降低循环气压缩机动力蒸汽消耗循环气压缩机是加氢装置蒸汽消耗的主要部位，一般为3.5MPa或1.0MPa蒸汽。如前所述，应避免氢油比过大、反应系统压降过高，降低循环气压缩机蒸汽消耗。（2）避免高品质蒸汽高质低用如可利用0.3MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽作为伴热蒸汽，也可充分回收利用加氢装置的低温余热、乏汽，改蒸汽伴热为热水伴热，降低蒸汽消耗。（3）加强疏水器的管理加强疏水器日常运行的有效管理，进行疏水器的检测和维修，确保疏水器处于最佳状态，以最有效的利用蒸汽，这是最简便而经济的节能措施。
3节能效果
根据0.6Mt/a汽油加氢装置的能耗影响因素，通过工艺优化运行，采取各项技术改造措施，加强设备维护保养日常管理，优化过程控制，综合能耗自907.49MJ/t降低至671.62MJ/t。
结束语
汽油加氢装置应用先进的节能设计理念和先进的生产设备，采用性能优越的催化剂，保证了装置较低的设计能耗。同时，装置加强精细化操作，不断优化操作参数，减少公用工程消耗，从而使装置的能耗达到671.62MJ/t，在国内同类装置对标中名列前茅。
参考文献：
[1]韩崇仁，廖士纲，赵琰，等.加氢裂化工艺与工程，北京：中国石化出版
论文作者:袁野
论文发表刊物:《基层建设》2017年第30期
论文发表时间:2018/1/7
标签：装置论文; 蒸汽论文; 电耗论文; 汽油论文; 疏水器论文; 消耗论文; 原料论文; 《基层建设》2017年第30期论文;