胡海蘭　趙捷（蘭州石化公司研究院）

300×104t/a催化裂化裝置分餾塔頂油氣冷卻系統(tǒng)的優(yōu)化

胡海蘭趙捷（蘭州石化公司研究院）

某石化公司重油催化裂化裝置對(duì)空冷進(jìn)行更換，并結(jié)合低溫?fù)Q熱網(wǎng)絡(luò)現(xiàn)狀，在裝置大檢修期間，對(duì)分餾塔頂冷卻系統(tǒng)進(jìn)行改造優(yōu)化，以解決分餾塔頂冷卻能力不足的問(wèn)題，并改造調(diào)整裝置低溫?fù)Q熱網(wǎng)絡(luò)，降低裝置能耗，取得了較好的效果，可使裝置能耗顯著降低。年節(jié)約標(biāo)煤1.6377×104t，帶來(lái)效益1430萬(wàn)元。

重油催化裂化裝置油氣冷卻分餾塔頂

某石化公司的300×104t/a重油催化裂化裝置由于富氣壓縮機(jī)入口溫度的瓶頸，操作上需盡可能降低換熱水返罐溫度，從而降低E202/1～6換熱水側(cè)溫度，提高分餾塔頂冷卻系統(tǒng)冷卻效果，同時(shí)造成催化裝置換熱水終溫下降，氣分裝置E513需要使用大量低壓蒸汽對(duì)換熱水進(jìn)行加熱，能效利用非常低。為消除該生產(chǎn)瓶頸，對(duì)空冷A-201進(jìn)行更換，并結(jié)合裝置低溫?fù)Q熱網(wǎng)絡(luò)現(xiàn)狀，由北京設(shè)計(jì)院重新設(shè)計(jì)核算，在2011年7至8月裝置大檢修期間，對(duì)分餾塔頂冷卻系統(tǒng)進(jìn)行改造優(yōu)化，以解決分餾塔頂冷卻能力不足的問(wèn)題，并改造調(diào)整裝置低溫?fù)Q熱網(wǎng)絡(luò)，降低裝置能耗。

1　優(yōu)化流程

300×104t/a重油催化裂化裝置分餾塔油氣自分餾塔頂流出后，先經(jīng)分餾塔頂油氣-換熱水換熱器E-202/1～6與換熱水換熱后，進(jìn)入分餾塔頂油氣空冷器A-201/1～28，冷卻后進(jìn)入分餾塔頂油氣分離器D-201進(jìn)行氣液分離，氣體經(jīng)富氣壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮后進(jìn)入吸收穩(wěn)定系統(tǒng)，液體粗汽油經(jīng)泵加壓后送往吸收穩(wěn)定系統(tǒng)進(jìn)一步分離。

E-202/1～6取熱介質(zhì)為裝置換熱水，該系統(tǒng)主要由換熱水罐（D-208）、換熱水泵（P-212）、換熱器、蒸汽加熱器（E-513）、板框冷卻器（E-212）以及各種儀表構(gòu)成。換熱水從D-208由P-212加壓后，分別與分餾塔塔頂油氣（E-202）、輕柴油（E-204）、穩(wěn)定汽油（E-305）、分餾一中 （E-206）、頂循（E-203）以及油漿（E-207） 換熱后，為了保證氣分裝置用水條件，設(shè)置了蒸汽加熱器（E-513），用1.0MPa蒸汽加熱換熱水供水。經(jīng)氣分取熱后，如果換熱水回水溫度較高，可通過(guò)板框冷卻器（E-212/1～8）將回水冷卻，然后再送入換熱水罐（D-208）形成循環(huán)。

分餾塔頂油氣空冷器A-201/1～28為干濕聯(lián)合空冷，自2003年7月裝置首次開(kāi)車投產(chǎn)后，隨著運(yùn)行周期的不斷增加，實(shí)際生產(chǎn)中，管束外部翅片管結(jié)垢、管束翅片脫落嚴(yán)重、風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率下降且故障率高，同時(shí)空冷器之間間距小，存在互相搶風(fēng)現(xiàn)象，致使空冷冷卻能力嚴(yán)重不足，造成分餾塔頂冷后溫度持續(xù)超出工藝卡指標(biāo)上限（30～48℃），最高溫度達(dá)到55℃。雖然車間采取諸多調(diào)整措施：包括除鹽水代替軟化水作為空冷用水；制定空冷風(fēng)機(jī)檢查臺(tái)賬，及時(shí)聯(lián)系維修公司維護(hù)；降低換熱水溫度來(lái)降低空冷入口溫度；定期對(duì)空冷偏流進(jìn)行調(diào)整；聯(lián)系施工單位用水沖洗管束外表面等措施來(lái)解決分餾塔頂冷后溫度高的問(wèn)題，但效果有限，分餾塔頂冷后溫度依然維持在50～55℃之間，使得氣壓機(jī)入口溫度上升，富氣量增多，氣壓機(jī)負(fù)荷增大，嚴(yán)重影響氣壓機(jī)安全平穩(wěn)運(yùn)行，已經(jīng)成為制約裝置滿負(fù)荷安全長(zhǎng)周期平穩(wěn)運(yùn)行的瓶頸。

由于富氣壓縮機(jī)入口溫度的瓶頸，操作上需盡可能降低換熱水返罐溫度，從而降低E202/1～6換熱水側(cè)溫度，提高分餾塔頂冷卻系統(tǒng)冷卻效果，同時(shí)造成催化裝置換熱水終溫下降，氣分裝置E513需要使用大量低壓蒸汽對(duì)換熱水進(jìn)行加熱，能效利用非常低。

2　優(yōu)化潛力

300×104t/a催化裂化裝置內(nèi)部分換熱網(wǎng)絡(luò)不合理，造成能量浪費(fèi)，主要表現(xiàn)在：

1）300×104t/a催化裂化裝置分餾塔頂油氣-換熱水換熱器（E202/1～6），由于處理量和氣體產(chǎn)量的增加，油氣通過(guò)現(xiàn)有6臺(tái)冷凝器的壓降增大，壓降達(dá)到0.13kg/cm2。

2）300×104t/a催化裂化裝置貧吸收油的換熱流程是先經(jīng)過(guò)脫吸塔（C302）重沸器加熱塔底介質(zhì)，然后加熱富吸收油，再經(jīng)過(guò)空冷器冷卻，進(jìn)空冷器前的溫度仍高達(dá)130℃左右，還有較大的低溫?zé)峄厥諠摿Α?/p>

空冷A201/1～28在長(zhǎng)期運(yùn)行過(guò)程中，設(shè)備嚴(yán)重老化，管束外表面結(jié)垢且大量翅片破損、脫落，加之空冷風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率下降，造成空冷抽風(fēng)冷卻效果下降，空冷冷卻效果極差，嚴(yán)重影響氣壓機(jī)組的平穩(wěn)運(yùn)行，必須對(duì)空冷A201/1～28進(jìn)行更換。

3　優(yōu)化方案

對(duì)空冷A-201進(jìn)行更換，對(duì)分餾塔頂冷卻系統(tǒng)進(jìn)行改造優(yōu)化，具體的優(yōu)化實(shí)施方案如下：

1）拆除分餾塔頂28臺(tái)干濕聯(lián)合空冷，更換為6臺(tái)濕式板式空冷器。

2）分餾塔頂油氣-換熱水換熱器E-202/1～6殼體利舊，管束更改為螺旋折流板換熱器，新增2臺(tái)同規(guī)格換熱器E-202/7～8，與E-202/1～6并聯(lián)操作，解決分餾塔頂冷卻系統(tǒng)冷卻能力不足的現(xiàn)狀，同時(shí)降低油氣側(cè)壓降。

3）對(duì)低溫?fù)Q熱網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行優(yōu)化，新增1臺(tái)貧吸收油-換熱水換熱器E-215，更多回收貧吸收油中熱量。

4　實(shí)施

該優(yōu)化方案由車間在2011年7至8月裝置大檢修期間組織施工單位施工，9月份裝置開(kāi)工后投用實(shí)施。

4.1改造后分餾塔頂冷卻系統(tǒng)流程

為了充分回收分餾塔頂油氣的低溫?zé)幔略鰞膳_(tái)分餾塔頂油氣-換熱水換熱器E-202/7～8與換熱水換熱后，由于換熱面積增大，有效降低了空冷器的熱負(fù)荷，故減少22組空冷器，僅保留6組空冷器（圖1）。

圖1　改造后分餾塔頂冷卻系統(tǒng)流程

4.2改造后低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)流程

新增1臺(tái)貧吸收油換熱器，換熱水與輕柴油（E-204）換熱后先與貧吸收油（E-215）再與穩(wěn)定汽油（E-305）及原流程中的后續(xù)換熱器換熱，其它換熱流程不變（圖2。）

圖2　改造后低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)流程

4.3空冷A201運(yùn)行情況

7月底300×104t/a催化裂化裝置大檢修結(jié)束，8月3日反應(yīng)噴油成功，各崗位操作逐步調(diào)整到位，裝置恢復(fù)正常生產(chǎn)。9月2日2#主風(fēng)機(jī)切換至四機(jī)組運(yùn)行，裝置提量滿負(fù)荷生產(chǎn)，新增的6臺(tái)濕式板式空冷器運(yùn)行情況良好。圖3為裝置滿負(fù)荷生產(chǎn)下分餾塔頂冷后溫度變化。從圖3可以明顯看出，分餾塔頂冷后溫度完全控制在工藝卡范圍內(nèi)（30～48℃），滿足實(shí)際生產(chǎn)需要。

圖3　裝置滿負(fù)荷生產(chǎn)下分餾塔頂冷后溫度變化

4.4低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)運(yùn)行情況

分餾塔頂冷卻系統(tǒng)改造后，分餾塔頂冷后溫度完全受控，因此車間開(kāi)始逐步對(duì)裝置低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)取熱量進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化，以降低裝置能耗。9月2#主風(fēng)機(jī)切換至四機(jī)組運(yùn)行、裝置滿負(fù)荷生產(chǎn)后，車間逐步停用3臺(tái)換熱水—循環(huán)水板框式換熱器E-212，將換熱水返換熱水罐D(zhuǎn)-208，溫度由檢修前的40～45℃提高到50～55℃，對(duì)低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)運(yùn)行開(kāi)始進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化。圖4為催化裝置換熱水終溫及E513換熱器加熱蒸汽流量改造前后變化。從圖4可以看出，雖然換熱水總?cè)崃坑兴陆?，但由于換熱水初始溫度升高，換熱水在催化裝置內(nèi)的換熱終溫得到大幅提高，由改造前的105～108℃上升到117～120℃，氣分裝置換熱水加熱器E513加熱蒸汽流量隨之明顯降低，在換熱水進(jìn)氣分裝置溫度TIC511控制131.5℃的前提下，由改造前的36～40t/h降至18～22t/h，節(jié)約1.0MPa蒸汽約18t/h。同時(shí)由于停用3臺(tái)換熱水-循環(huán)水板框式換熱器，循環(huán)水用量下降，節(jié)約循環(huán)水約650t。

圖4　改造前后催化裝置換熱水終溫及E513換熱器加熱蒸汽流量變化

目前，低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)相關(guān)操作條件控制較平穩(wěn)，車間逐步提高換熱水初始溫度至設(shè)計(jì)范圍58～65℃，觀察低溫?zé)崴h(huán)系統(tǒng)取熱量變化。

4.5分餾塔頂油氣-換熱水換熱器E-202/1～8運(yùn)行情況

裝置開(kāi)工后，新增的E-202/7～8運(yùn)行情況良好。圖5為改造前后E202殼程（油側(cè)）出口溫度變化。從圖5可以看出，改造后在換熱水初始溫度提高的情況下，E202油氣出口溫度仍有明顯下降，由改造前的90℃下降到85℃。同時(shí)增加2臺(tái)換熱器后，E202油氣側(cè)壓降降低，氣壓機(jī)入口壓力上升，在維持同樣的沉降器壓力的情況下，氣壓機(jī)組汽輪機(jī)用氣量相應(yīng)下降，降低了裝置能耗。

4.6貧吸收系統(tǒng)運(yùn)行情況

圖6為改造前后貧吸收進(jìn)再吸收塔溫度變化。從圖6可以看出，貧吸收油-換熱水換熱器E215投用后，貧吸收油中低溫?zé)岬玫竭M(jìn)一步回收，貧吸收進(jìn)再吸收塔溫度明顯下降，有利于提高干氣質(zhì)量、減少干氣帶液。

圖5　改造前后E202殼程出口溫度變化

圖6　改造前后貧吸收油進(jìn)再吸收塔溫度變化

分餾塔頂冷卻系統(tǒng)改造后，分餾塔頂冷卻系統(tǒng)冷卻能力不足情況得到解決，相應(yīng)粗汽油進(jìn)吸收塔溫度較改造前的50～55℃大幅下降，極大提高了吸收塔的吸收效果，同時(shí)隨著貧吸收油進(jìn)再吸收塔溫度降低，再吸收塔吸收效果得到改善，使得干氣質(zhì)量得到較大提升。圖7為改造前后干氣質(zhì)量變化。從圖7可以明顯看出，干氣純度明顯上升，由改造前的接近95%提高到96%以上。

圖7　改造前后干氣質(zhì)量變化

5　實(shí)施效果

項(xiàng)目實(shí)施后E513低壓蒸汽年用量減少18t/h，每年節(jié)能量（標(biāo)煤）1.5634×104t；E212循環(huán)水年用量減少52×104t/a，節(jié)能量（標(biāo)煤） 0.0743× 104t，兩項(xiàng)合計(jì)年節(jié)能（標(biāo)煤）1.64×104t；年節(jié)約蒸汽成本 1290.24萬(wàn)元，年節(jié)約循環(huán)水成本140.4萬(wàn)元，合計(jì)年經(jīng)濟(jì)效益為1430.64萬(wàn)元。

6　結(jié)論

能量?jī)?yōu)化方案實(shí)施后，達(dá)到了預(yù)期的目的：

1）分餾塔頂冷卻系統(tǒng)改造已徹底解決分餾塔頂冷卻系統(tǒng)冷卻能力不足情況，為裝置滿負(fù)荷安全長(zhǎng)周期平穩(wěn)運(yùn)行打下堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

2）以分餾塔頂冷卻系統(tǒng)改造為基礎(chǔ)的低溫?zé)峄厥論Q熱網(wǎng)絡(luò)改造調(diào)整已初見(jiàn)成效，但仍需要根據(jù)北京設(shè)計(jì)院設(shè)計(jì)核算數(shù)據(jù)持續(xù)進(jìn)行調(diào)整優(yōu)化，同時(shí)通過(guò)近期300×104t/a催化裂化裝置全面標(biāo)定，全面掌握低溫?zé)峄厥論Q熱網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行狀況和裝置能耗變化。

3）吸收穩(wěn)定系統(tǒng)吸收劑溫度降低，吸收塔、再吸收塔吸收效果增強(qiáng)，干氣質(zhì)量得到明顯提升。

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.003.009

2014-06-30）

胡海蘭，高級(jí)工程師，2010年畢業(yè)于華東理工大學(xué)，從事能量?jī)?yōu)化技術(shù)研究工作，E-mail：cnhhl@163.com，地址：甘肅省蘭州市西固區(qū)清水街17號(hào)蘭州石化公司研究院，730060。