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(jié)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(guān)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(yīng)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(yīng)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(zhì)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(guān)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(luò)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?zé)嵩蠢玫囊环N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(dāng)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(zhì)出現(xiàn)重質(zhì)化的趨勢，同時釩含量增加，造成催化原料性質(zhì)變差，產(chǎn)品分布變差，裝置燒焦高，導(dǎo)致煉廠能耗增加。

2）由于汽柴油質(zhì)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(dǎo)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(yù)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(shè)計工藝能耗較高，且缺少熱聯(lián)合和低溫?zé)峄厥绽?，也?dǎo)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(shè)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(cè)線油全部作為裂化料進入催化裝置加工，導(dǎo)致原油換熱終溫始終達不到設(shè)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(shù)改造，減壓渣油減少導(dǎo)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(yù)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?zé)嵩粗饕性谟蜐{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?zé)捴粱責(zé)捰陀蜐{混合器與回?zé)捰突旌虾笏腿氲诙嵘?；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(dǎo)致300℃左右的低溫?zé)嵩礋o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(shè)計院設(shè)計，采用1爐2塔工藝，設(shè)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(shè)計為0.15，同時在0.1～0.2可調(diào)，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(yù)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?zé)?，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(jié)水管網(wǎng)熱聯(lián)合

玉煉現(xiàn)在建有1套凝結(jié)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(jié)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(jié)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(jié)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(jié)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(jié)水與原油換熱操作5個模擬方案，見表3。

表3 凝結(jié)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(jié)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(chǔ)，利用焦化裝置和催化裝置的低溫?zé)嵩?，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(jié)

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(jié)水管網(wǎng)中多余的熱量，采用凝結(jié)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(chǔ)，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(shù)在煉油裝置中的綜合應(yīng)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(shù)與工程，2006，36（10）：59-62.

[4]王向蒙.常減壓加熱爐技術(shù)改造[J].石油化工設(shè)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(xué)（華東），從事煉廠工藝管理和技術(shù)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(shù)科，735200。