煉油裝置間熱聯(lián)合可行性分析及優(yōu)化建議

常安翟曉靖張睿李成智

（1.玉門油田分公司煉油化工總廠；2.玉門油田分公司信息中心）

煉油裝置間熱聯(lián)合可行性分析及優(yōu)化建議

常安1翟曉靖1張睿1李成智2

（1.玉門油田分公司煉油化工總廠；2.玉門油田分公司信息中心）

為進一步挖掘煉油裝置節(jié)能潛力，降低能量消耗，利用熱聯(lián)合原理對部分裝置用能進行分析，發(fā)現(xiàn)常壓原油換熱終溫過低、焦化蠟油出裝置先冷卻下游再升溫、用蒸汽進行工藝伴熱等問題，可進行常減壓原油與凝結水換熱、催化與焦化裝置熱進料和部分裝置改用熱媒水伴熱3項熱聯(lián)合改造。初步估算改造實施后可以提高原油換熱終溫10℃、節(jié)約循環(huán)水25 t/h、伴熱蒸汽節(jié)約15 t/h，累計降低全廠能耗（標油）1 kg/t左右，不但降低了能耗和運行成本，還取得較好的經(jīng)濟效益。

煉油裝置；熱聯(lián)合；換熱終溫

引言

目前，降低裝置能耗，尋找節(jié)能的切入點，已經(jīng)成為煉油企業(yè)關注的熱點和追求的目標。在諸多節(jié)能措施中，熱聯(lián)合是一種有效的節(jié)能手段，已經(jīng)在眾多煉油企業(yè)中得到應用[1]，針對玉煉在節(jié)能方面存在的問題進行了分析，提出了相應的改進措施。

煉油裝置間的熱聯(lián)合是將上下游2套或者多套裝置作為一個整體，在大系統(tǒng)內(nèi)進行“高熱高用，低熱低用”匹配，以達到能量優(yōu)化綜合利用的目的。其實質是在幾套裝置內(nèi)而不是孤立地在1套裝置內(nèi)考慮能量的優(yōu)化利用。由于可選擇的范圍廣，總可能找到相對合理的匹配，實現(xiàn)能量的逐級利用。

熱供料是熱聯(lián)合的一種形式，是指2套裝置或多套裝置間的物料供給關系：上游裝置的產(chǎn)品物流不經(jīng)過冷卻或者不完全冷卻，而是直接（或經(jīng)過1個熱緩沖罐）引至下游裝置作為進料。這樣可以避免物料的冷卻和再加熱，減少換熱網(wǎng)絡的2次傳熱和火用損失[2]。

熱媒水系統(tǒng)也是熱聯(lián)合的一種形式，它屬于低溫熱源利用的一種方式。在裝置回流或產(chǎn)品的冷卻器前增加換熱器，用冷水將多余的熱量取出，換熱后形成的熱水匯集后直接送至用能單位充當熱源，換熱后的冷水統(tǒng)送至冷水儲罐中，再用泵抽出循環(huán)使用。這種方式遵循的是低熱低用的原則，將裝置內(nèi)的零星熱量取出，統(tǒng)一使用，從而達到能量利用最大化的目的[3]。

1 裝置能耗現(xiàn)狀及存在的問題

2011—2013年，玉門煉化總廠煉油能耗、原油綜合損失、單因耗能、新鮮水單耗、蒸汽單耗等均呈逐年下降趨勢。但從2014年起，煉油能耗出現(xiàn)小幅度的抬升，主要原因如下：

1）原油性質出現(xiàn)重質化的趨勢，同時釩含量增加，造成催化原料性質變差，產(chǎn)品分布變差，裝置燒焦高，導致煉廠能耗增加。

2）由于汽柴油質量升級和日益嚴格的環(huán)保要求，新增加的5套裝置按投運時間測算，可導致全年能耗（標油）上升約4.51 kg/t，除去停開汽油切割和小汽油加氫降低能耗（標油）1.9 kg/t，2014年相對2013年全年新裝置的投產(chǎn)預計增加能耗2.61 kg/t。

3）自2010年以來，玉煉長期低負荷運行，裝置原設計工藝能耗較高，且缺少熱聯(lián)合和低溫熱回收利用，也導致煉廠能耗較高。

因此需找合適的裝置進行熱聯(lián)合改造是玉煉節(jié)能降耗的主要措施。常減壓蒸餾、催化裂化裝置和

焦化裝置這3個用能大戶可作為改造的重點單位。

1.1 常減壓蒸餾裝置

常減壓蒸餾裝置年加工原油250×104t的燃料-潤滑油型常減壓蒸餾裝置，裝置設計以加工吐哈原油為主，現(xiàn)加工吐哈、塔指、玉門混合原油，該裝置采用二次加熱、三段汽化的工藝流程。

由于玉煉加工流程的改變，改為短流程-燃料型加工模式，不再生產(chǎn)潤滑油組分，減壓側線油全部作為裂化料進入催化裝置加工，導致原油換熱終溫始終達不到設計要求，基本維持在255℃左右，同時2014年進行常壓渣油直輸催化技術改造，減壓渣油減少導致原油終溫進一步降低，見圖1。

圖1 常減壓裝置能耗變化情況

2014年3季度裝置能耗（標油）10.5 kg/t。其中燃料能耗（標油）為7.525 kg/t，約占常減壓裝置能耗的75%，約占全廠能耗的10%。平均每月消耗燃料氣約1300 t[4]。

常減壓裝置需要尋找新的熱源對原油進行預熱，以達到提高換熱終溫，降低燃料氣消耗，最終實現(xiàn)節(jié)能降耗的目的。

1.2 催化裂化裝置

催化裝置350℃以下低溫熱源主要集中在油漿系統(tǒng)，循環(huán)油漿由油漿泵從分餾塔底抽出后，分為兩路，一路進循環(huán)油漿原料油換熱器與原料換熱；另一路進油漿換熱水換熱器加熱換熱水；兩路油漿合并后進油漿蒸汽發(fā)生器發(fā)生4.4 MPa飽和蒸汽。然后分為三路，第一路作為循環(huán)油漿分別返回分餾塔人字擋板上部和下部；第二路作為油漿回煉至回煉油油漿混合器與回煉油混合后送入第二提升管；第三路作為油漿產(chǎn)品經(jīng)渣油冷卻器冷卻后送出裝置。

就目前的操作工況，油漿自H202出來溫度約為305℃，循環(huán)量為400 t/h左右，上返塔溫度300℃，流量200 t/h，下返塔流量為200 t/h，溫度270℃，主要經(jīng)過水箱E207和E208進行冷卻。用循環(huán)水冷卻下返塔油漿不但導致300℃左右的低溫熱源無法得到有效利用，還浪費大量循環(huán)水，需要對油漿下返塔冷卻系統(tǒng)進一步優(yōu)化改造，見表1。

表1 E-207/208操作工況

1.3 焦化裝置

玉煉延遲焦化裝置由洛陽設計院設計，采用1爐2塔工藝，設計能力為50×104t/a。裝置原料為減壓渣油，操作彈性上限為110%，下限為60%；循環(huán)比設計為0.15，同時在0.1～0.2可調，焦化蠟油作為催化原料，冷卻后進入催化原料罐，流程如下：

焦化裝置的重蠟油一路經(jīng)熱媒水-重蠟油換熱器（E-134A/B）冷卻到預定溫度，與輕蠟油匯合為混合蠟油出裝置。輕蠟油從熱媒水-輕蠟油換熱器（E-133A/B）與重蠟油匯合為混合蠟油出裝置，具體操作工況見表2。

表2 E-133/134A/B操作工況

輕重蠟油經(jīng)過各自的冷卻器冷卻到90℃左右進入催化原料罐，催化裝置再將原料抽出換熱到200℃左右與渣油混合進入霧化噴嘴，該流程存在上游裝置先冷卻、再在下游裝置加熱升溫的問題。

冬季時輕重蠟油的熱量可以得到有效利用，但是夏季時只能靠循環(huán)水冷卻，浪費了大量的低溫熱，建議焦化蠟油在夏季時改為熱直輸。

2 熱聯(lián)合方案

2.1 焦化裝置和催化裝置熱進料

焦化輕重蠟油不進催化原料罐時，改為直輸。重蠟油不經(jīng)過重蠟油換熱器E-134A/B，輕蠟油不經(jīng)過輕蠟油換熱器E-133A/B，匯合后（每年約12×104t）在190℃左右，直輸進入催化裝置。輕重蠟油不經(jīng)過各自的換熱器可以節(jié)省大量的循環(huán)水，初步估算每小時節(jié)約循環(huán)水共計25 t。

2.2 常減壓原油和凝結水管網(wǎng)熱聯(lián)合

玉煉現(xiàn)在建有1套凝結水管網(wǎng)系統(tǒng)，分為東區(qū)環(huán)路和西區(qū)環(huán)路，主要生產(chǎn)裝置集中在東區(qū)，凝結水匯總到東區(qū)環(huán)路后在油品裝置附近和入廠的除鹽水進行換熱降溫至60℃進入凝結水罐，西區(qū)環(huán)路只有酸性水裝置，每小時產(chǎn)生0.7 MPa的熱水7 t，溫

度在170℃以上，由于缺少冷源，該熱水直接排放至凝結水管網(wǎng)。

由于進廠原油管線經(jīng)過酸性水裝置附近管廊，建議在酸性水裝置內(nèi)增加1個換熱器，用凝結水加熱原油，進而提高原油的換熱終溫。

以純逆流換熱器，熱水壓力按1.4 MPa計算熱量。

Q=ΔT mC式中：Q——熱量，kJ；

ΔT——溫升，℃；

m——流量，kg/h；

C——熱容，kJ/（kg·K）。

通過熱量公式計算出凝結水與原油換熱操作5個模擬方案，見表3。

表3 凝結水與原油換熱操作模擬

熱水每上升1℃時，原油可以升高0.076℃。由于原油量與水量相差比較大，在水溫度降至40℃左右時，原油溫度可上升至35.55℃，并且不會有較大幅度的溫升。以原油換熱終溫提高10℃計算，提高至270℃左右，可以降低常減壓能耗0.5 kg/t，同時每月消耗燃料可減少100 t左右。每年可以節(jié)省全廠運行成本約72萬元左右。

2.3 伴熱蒸汽管線熱媒水改造

煉化總廠伴熱線大部分為蒸汽伴熱，沒有建立單獨的熱水循環(huán)伴熱系統(tǒng)，伴熱后的蒸汽只能進入凝結水系統(tǒng)造成極大的能耗損失，同時也增加了運行成本。建議以煉化總廠南區(qū)的焦化、氣分MTBE和催化裝置為中心建立伴熱水循環(huán)系統(tǒng)，該系統(tǒng)以全廠采暖水管網(wǎng)為基礎，利用焦化裝置和催化裝置的低溫熱源，將這3套裝置中符合條件的蒸汽伴熱管線全部改為熱水伴熱。

原流程：采暖水自管網(wǎng)流入焦化裝置，經(jīng)過熱源頂循環(huán)、熱源柴油、E133和E134混合蠟油、穩(wěn)定汽油，將采暖水溫度由40℃左右提高至100℃左右，最后進入采暖水管網(wǎng)。

改造后流程為：采暖水自管網(wǎng)流入焦化裝置，經(jīng)過熱源頂循環(huán)、熱源柴油、穩(wěn)定汽油，將采暖水溫度由40℃左右提高至95℃左右，然后在換熱器出口抽出60 t/h左右的采暖水，新增1臺熱水泵，將熱煤水以并聯(lián)的方式分別進入焦化裝置、氣分MTBE裝置和催化裝置作為伴熱水替換原有的蒸汽伴熱，回水溫度為60℃左右，在催化裝置新增1臺換熱器，熱源為進水箱前的下返塔油漿，3個裝置的伴熱水回水進入該換熱器，升溫至100℃左右，進入熱水站。

經(jīng)濟效益測算：改造后焦化裝置可節(jié)約伴熱蒸汽6 t/h，氣分MTBE裝置可節(jié)約伴熱蒸汽4 t/h，催化裝置節(jié)約伴熱蒸汽5 t/h。

冬季伴熱時間為10月15日至次年4月30日，合計4680 h，每年可節(jié)約伴熱蒸汽：70 200 t，以每噸蒸汽（1MPa）90元計算，每年可節(jié)約631萬元，降低全廠能耗0.5 kg/t。

3 總結

1）必須實現(xiàn)新建焦化裝置和催化裝置的熱進料，輕重焦化蠟油不進入催化原料罐直輸進入催化裝置，可以節(jié)約大量的循環(huán)水。

2）優(yōu)先考慮裝置間熱聯(lián)合來提高原油換熱終溫。利用東路凝結水管網(wǎng)中多余的熱量，采用凝結水和原油換熱，可將原油換熱溫度提高10℃，確保原油換熱終溫達到270℃以上，進一步降低全廠能耗。

3）以全廠采暖水管網(wǎng)為基礎，用采暖水作為熱媒水，利用各裝置余熱建立伴熱水循環(huán)系統(tǒng)，代替能耗較高的蒸汽伴熱，可以減少蒸汽用量，降低全廠運行成本，同時降低全廠能耗0.5 kg/t。

[1]曾惠平.煉油事業(yè)部裝置熱聯(lián)合節(jié)能效果明顯[J].高橋石化，2007，22（2）：38.

[2]齊鐵忠.供料直供料技術在煉油裝置中的綜合應用[J].石油石化節(jié)能，2008，19（5）：30-34.

[3]李繼炳，余達榮，姚孝勝.熱媒水回收利用多個工藝裝置的低溫余熱[J].煉油技術與工程，2006，36（10）：59-62.

[4]王向蒙.常減壓加熱爐技術改造[J].石油化工設備，2001，30（B05）：67-69.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.11.002

2016-05-06

（編輯 鞏亞清）

常安，工程師，2006年畢業(yè)于石油大學（華東），從事煉廠工藝管理和技術改造工作，E-mail:ymchangan@petrochina. com.cn，地址：甘肅省玉門市老市區(qū)煉油化工總廠技術科，735200。