宋艷偉

（中國石油廣西石化公司，廣西 欽州 535000）

某煉廠常減壓蒸餾裝置節(jié)能降耗研究

宋艷偉

（中國石油廣西石化公司，廣西 欽州 535000）

本文從電耗、燃料消耗、蒸汽消耗、循環(huán)水消耗、熱供料等多個方面詳細分析了設計能耗高的原因，并通過與其他煉廠2011年各項數據的對比，尋找差距。裝置經過6年的平穩(wěn)運行，最終將能耗降低至國內領先水平。

常減壓；能耗 ；挖潛增效

某煉廠常減壓蒸餾裝置是采 用UOP/PCS的工藝包，由華東設計院進行設計的。在設計理念方面，國內十分注重能耗，而UOP是圍繞長周期設計的，當能耗與長周期矛盾的時候，國外多會選擇長周期而犧牲能耗。該裝置的設計能耗高達12.5kgEO·t-1，國內最新的設計都在9kgEO·t-1左右。我們經過6年的生產實踐，在保證安全生產的前提下，消化吸收UOP設計理念，持續(xù)不斷挖潛增效，將能耗從開工初期的14.52kgEO·t-1降低至現(xiàn)在的10kgEO·t-1，達到了國內領先水平。

1 能耗設計較高的原因分析

1.1 電耗高

1）以2011年為例，全年加工原油量951萬t，是設計負荷1200萬t·a-1的79.25%，屬于低負荷運行。

2）電脫鹽運行效果不理想。電脫鹽設計電流一般應在260A以內運行為佳。由于原油品種較多，性質波動較大，加上開工初期原油調和管理缺乏經驗，使得電脫鹽電流一度超過260A，甚至達到330A左右。據計算，當電脫鹽電流大于260A時，耗電量會增加2%。

3）由于常減壓設計工況為1200萬t·a-1，而選擇的側線泵和塔底泵都是按照該工況設計，并且大部分機泵都設置有最小流量線，為了保護機泵，這些機泵的最小流量線均有開度，這也是電耗高的原因。

1.2 燃料消耗高

1）總拔出率偏高。原油性質波動較大，產品收率偏離設計值，總拔一期設計67%、二期設計76%，而2011年平均收率達到79%，7月份總拔高達82.06%。

2）低溫熱源無法回收。受原油性質影響，直餾石腦油最高收率達到22%，高于一期設計值7%、二期設計值17%。而UOP設計的防腐要求，常頂回流罐溫度不低于119℃，大量的低溫熱源只能在產品罐后冷卻，使得此部分低溫熱量無法回收，只能靠空冷器和水冷器來冷卻，因此增大了電耗和水耗。

3）換熱終溫偏低。渣油收率低，一期設計32%、二期設計23%，由于原油換熱的主力為減壓渣油的18臺高溫換熱器，而2011年渣油收率僅有18%～21%，因此換熱終溫低于設計值。

1.3 蒸汽耗量高

1）按照初始原油的工況，減頂設計采用的格林漢姆抽真空器，為目前國內最大的抽真空系統(tǒng)，蒸汽耗量達到36.6t·h-1，單這一項消耗就比四川石化高出1.48kgEO·t-1。

2）汽提蒸汽的設計耗量高。由于設計為濕式蒸餾，常壓塔、減壓塔、常二線、常三線汽提塔設計需要25.6t·h-1的汽提蒸汽，相比之下，耗量也是國內最大的。

3）爐管注汽的設計耗量高。為了保證長周期運行，爐管設計使用的蒸汽壓力為3.5MPa，用量為3.99t·h-1，也屬國內最大。

1.4 熱供料遠低于設計值

按照設計，柴油熱供料/冷料=4∶1，輕蠟油熱供料/冷料=3∶1，重蠟油熱供料/冷料=4∶1，渣油熱供料/冷料=4∶1。而從2011年的運行情況看，差距很大。熱供料平均能耗1.28kgEO·t-1，低于設計值2.09kgEO·t-1。

1.5 循環(huán)水耗量高

抽真空系統(tǒng)使用的循環(huán)水量占本裝置循環(huán)水量的60%左右，由于抽真空系統(tǒng)屬于國內最大，故而耗水量也最大，達到3000t·h-1。

2 與其他煉廠的比較

2.1 能耗對比

表1是我公司煉廠與其他1000萬t·a-1煉廠的能耗對比。2011年大連石化的能耗是12.12 kgEO·t-1，獨山子石化是10.85kgEO·t-1，我公司煉廠是12.92kgEO·t-1，中石油平均水平是11.03kgEO·t-1。

2.2 分項對比

2.2.1 電耗

表2是電耗對比。大連石化7.58kWh·t-1，獨山子石化2.08kWh·t-1，而我公司煉廠8.25kWh·t-1，中石油平均水平5.65kWh·t-1。我公司煉廠二期加工量1200萬t·a-1，各大塔底泵和側線泵選型都大，根據UOP的設計理念，中段回流又采用大流量小溫差的設計，選型也較其他煉廠的大。

2.2.2 1.0MPa蒸汽

表3是1.0MPa蒸汽消耗對比。大連石化40kg·t-1，獨山子石化16.49 kg·t-1，而我公司煉廠47 kg·t-1，中石油平均水平26.7kg·t-1。

就常減壓裝置來說，1.0MPa蒸汽的使用量主要在抽真空系統(tǒng)、加熱爐的霧化蒸汽、常壓塔的汽提蒸汽及伴熱系統(tǒng)。我公司的抽真空系統(tǒng)1.0MPa蒸汽的使用量為36.6t·h-1，僅此一項已經屬于國內最大。另根據UOP設計理念，常壓塔、減壓塔和各側線汽提塔的汽提蒸汽量10～13 kg·t-1，在國內屬于最大量。

2.2.3 循環(huán)水消耗

表4為循環(huán)水消耗對比分析。大連石化水消耗為1.2t·t-1，獨山子石化1.75t·t-1，我公司煉廠4.58t·t-1，中石油的平均水平3.45t·t-1。我們的循環(huán)水量明顯大于其他煉廠，原因是我們二期設計加工的原油性質較輕，UOP設計的抽真空器較大，因此抽真空蒸汽的使用量較多。為了冷卻如此大的蒸汽量，循環(huán)水的耗量也較大。就循環(huán)水使用量來說，抽真空的設計循環(huán)水量3000t·h-1，僅此一項就遠大于其他煉廠的循環(huán)水總使用量。

2.2.4 燃料消耗

表5為燃料消耗對比。大連石化的燃料消耗為8.02 kg·t-1，獨山子石化9.33 kg·t-1，我公司煉廠9.26kg·t-1，中石油的平均水平在8.1 kg·t-1，燃料消耗分析在下面的換熱終溫中分析。

表1 我公司煉廠與其他1000萬t·a-1煉廠的能耗對比

表2 電耗對比

表3 1.0MPa蒸汽消耗對比

表4 循環(huán)水消耗對比

2.2.5 換熱終溫對比

表6是換熱終溫對比結果。2011年換熱終溫大連石化為290℃，獨山子石化286℃，我公司煉廠287℃，中石油平均水平296.5℃。從換熱終溫可以看出，我們的油品明顯較輕，換熱終溫低于中石油平均水平9.5℃，因此燃料消耗必然大于中石油平均水平。

2.2.6 加工量對比

表7為2011年的加工量對比結果。2011年大連石化的加工量為1085萬t，獨山子石化1050萬t，而我公司煉廠950萬t。從計算能耗角度來說，我們的分母是最小的，這也是能耗高的影響因素之一。

表5 燃料消耗對比

表6 換熱終溫對比

表7 加工量對比

2.2.7 拔出率對比

表8是2011年三大煉廠的拔出率對比結果。從表8可看出，從石腦油收率、常拔、總拔來說，3家大煉廠都大于中石油的平均水平，油品都相對較輕。就3家煉廠相比，石腦油收率我公司是最低的，總拔出率介于大連石化和獨山子石化之間。獨山子石化的石腦油收率和總拔出率都居第一，其電耗、蒸汽消耗數據卻處于最低水平，值得我們研究和學習。

表8 2011年抜出率對比

3 措施

隨著常減壓裝置的正常開工，本裝置的工作重點轉移至節(jié)能降耗。通過開工至今的平穩(wěn)運行，我們不斷提升管理水平，強化細節(jié)管理，多跟兄弟企業(yè)交流學習，不斷降低能耗。

3.1 優(yōu)化加熱爐運行

加熱爐排煙溫度控制在160℃左右。由于本裝置加熱爐用的燃料油比較多，故氧含量控制在3%～3.5%之間，當前火焰燃燒非常好，爐子熱效率達到90.96%。

3.2 優(yōu)化蒸汽用量

3.2.1 調整減頂抽真空蒸汽

減壓塔抽真空系統(tǒng)設計使用抽真空蒸汽36.6t·h-1。經裝置組技術人員細心摸索，結合公司原油品種復雜的實際情況，調整減壓系統(tǒng)操作，降低深拔力度，既保證輕蠟油能維持蠟油加氫的需求，又能保證重蠟油和渣油對渣油加氫的需求，最終實現(xiàn)了真空度的穩(wěn)步調整，大大降低了蒸汽用量，目前為14.5t·h-1，只此一項降低能耗1.6kgEO·h-1。

3.2.2 降低常壓塔及側線汽提蒸汽

加強與柴油加氫的配合，不斷優(yōu)化熱供料比例，摸索常二線和常三線柴油的餾出量平衡點，最終實現(xiàn)常二線直供料全部送入柴油加氫，由常三線柴油作為柴油和輕蠟油的平衡，既降低了常二線汽提塔和常壓塔的汽提蒸汽量，又保證了混柴閃點的合格。

3.3 加大熱聯(lián)合，提高熱效率

通過與調度中心和下游裝置的協(xié)調配合，大大加強了石腦油加氫、航煤加氫、柴油加氫、蠟油加氫、渣油加氫的熱聯(lián)合，盡可能增大熱供料。當前熱供料比例達到90%以上，降低能耗1.4kgEO·h-1。

3.4 優(yōu)化換熱終溫

國內的常減壓在運行3年后，一般換熱終溫會下降5～10℃，如此勢必會增加加熱爐的負荷，進而大大增加能耗。自開工以來，我公司特別注重換熱終溫的調整，結合渣油、蠟油、柴油等的外送和回流的流量變化，通過不斷調整控制換熱終溫的穩(wěn)定，實現(xiàn)了連續(xù)3年換熱終溫保持不變，大大降低了燃料消耗。

3.5 優(yōu)化電脫鹽操作

電脫鹽系統(tǒng)的脫鹽情況直接影響裝置防腐及各加氫裝置催化劑的壽命，排水情況直接影響污水處理廠的運行。多家煉廠均出現(xiàn)過電脫鹽系統(tǒng)頻繁跳閘、電擊棒擊穿燒壞、排水大量帶油等情況，給常減壓裝置及全廠運行帶來嚴重不利影響。我公司煉廠改造前，摻煉5%的蘇丹達爾劣質原油，電脫鹽的電流最高可上升至300A以上，脫后原油含水偏高，含鹽不合格，嚴重影響了公司的經濟效益。通過對電極板進行改造，增加AGER界面計、超聲波破乳設備的應用，電脫鹽系統(tǒng)運行取得了非常好的效果，達爾油的摻煉比例可達8%，電脫鹽電流持續(xù)低于200A，不僅收到了非常好的節(jié)電效果，而且大大提高了電脫鹽系統(tǒng)的抗晃動能力，連續(xù)3年實現(xiàn)了脫后鹽含量、含水量合格率的100%。

3.6 加熱爐的在線除灰

常減壓裝置加熱爐是主要能耗設備，在燃料消耗上占很大比重。由于燃料在燃燒的過程中會產生煙氣、煙塵并不斷被吸附，造成加熱爐爐管積灰結垢，致使加熱爐排煙溫度上升，爐膛溫度升高，熱效率下降。對此，我公司通過注入藥劑，將爐管表面附著的灰分等雜質處理干凈，輻射室頂溫度平均降低50℃，提高了爐管熱效率，降低了加熱爐能耗。

3.7 優(yōu)化熱媒水用量，增大熱輸出

對本裝置15臺熱媒水換熱器逐一進行調整，保證每臺換熱器平穩(wěn)運行，既降低了循環(huán)水的使用量，又增大了輸出熱，本裝置能耗降低1.8kgEO·t-1。

3.8 加強凈化水的使用，降低新鮮水的能耗

常減壓的電脫鹽裝置開工初期使用的注水是新鮮水，在保證電脫鹽平穩(wěn)運行的前提下，逐步切換為凈化水，既降低了凈化水中的COD含量，又減少了新鮮水的消耗量，節(jié)約能耗0.01kgEO·t-1。

經過以上努力，本裝置能耗從2011年1月的14.52kgEO·t-1，逐月下降，到2016年8月最終降低至10 kgEO·t-1，大大地提高了能源利用率，降低了能耗，達到了國內的先進水平。

[1] 唐孟海，胡兆靈.常減壓蒸餾裝置技術問答[M].北京：中國石化出版社，2004.

[2] 中國石油廣西石化公司第一聯(lián)合裝置.1000萬噸/年常減壓蒸餾裝置開車試運方案[M].欽州：廣西石化公司，2009.

Energy Saving Strategies of Atmospheric-vacuum Distillation Unit

SONG Yanwei
(Guangxi Petrochemical Company, CNPC, Qinzhou 535008, China)

TE 624.2

B

1671-9905(2016)11-0061-04

宋艷偉，男，工程師，就職于中國石油廣西石化公司，電話：15007773388，E-mail: songyanwei@petrochina,com.cn

2016-09-26