潘強 辛丁業(yè) 馬曉偉 雷濤（中國石油克拉瑪依石化有限責任公司）

煉油企業(yè)既是能源加工生產(chǎn)主要單位之一，又是耗能大戶。能耗費用在煉廠現(xiàn)金操作費用中占有很大比例，可直接影響到煉廠現(xiàn)金操作費用的高低，是煉廠可控費用的主要方面之一。按統(tǒng)一價格計算，國內(nèi)煉廠能耗費用平均占現(xiàn)金操作費用的50%左右，國外煉廠的比例約為40%，與國外同行業(yè)相比，國內(nèi)大部分煉油企業(yè)在能耗方面還存在較大差距。其中，熱能和電能的利用在煉化企業(yè)中挖掘潛力是相當大的，煉化企業(yè)在自身生產(chǎn)過程中需要將其生產(chǎn)原料總量的5%～7%作為能源消耗，在高原油價格下“節(jié)能亦利潤”、“節(jié)能亦生存和發(fā)展”已成為煉油企業(yè)要面對的問題，能耗已成為體現(xiàn)煉化企業(yè)競爭力的關(guān)鍵因素之一[1]。因此，煉化企業(yè)既是高耗能企業(yè)，又是節(jié)能潛力較大的企業(yè)。

1 節(jié)能潛力分析

某石化公司150×104t/a 柴油加氫改質(zhì)裝置[2]經(jīng)過1個周期的生產(chǎn)運行后，發(fā)現(xiàn)本裝置在用能方面還存在以下問題：

1）1.0 MPa 自產(chǎn)蒸汽量和2 塔吹汽消耗量基本持平，為防止蒸汽靜止帶液，在蒸汽線末端一直有現(xiàn)場放空，放空量約1.5 t/h，造成蒸汽浪費。

2）0.3 MPa 自產(chǎn)蒸汽線由于汽包設計負荷小，蒸汽含水，汽量為11.5 t/h。外送蒸汽管線（DN250）在裝置西側(cè)與系統(tǒng)線相連，該系統(tǒng)線上集中有雙脫、焦化、苯抽提、重整等裝置大量的0.3 MPa 蒸汽。外送蒸汽管線壓降較大，無法外送，部分蒸汽裝置內(nèi)放空處理，放空量約6.0 t/h，蒸汽浪費嚴重。

3）中段回流蒸汽發(fā)生器汽包D3801 設計工況與實際工況偏差大，汽包容積偏小，汽水分離效果差，蒸汽帶水嚴重。

4）柴油去重整裝置流程分配管根部無放空閥，管線停用后無法進行吹掃，去重整返回點在蒸汽發(fā)生器E-3210前，無法達到節(jié)能目的。

5）反應爐F-3101、分餾爐F-3201的氮氧化物（NOx）排放超標，環(huán)保不達標。

6）冷凝水外送溫度高，容易汽化。

7）新氫壓縮機采用頂開吸氣閥加“三返一”旁路調(diào)節(jié)，實際運行中發(fā)現(xiàn)采用頂開吸氣閥加“三返一”旁路調(diào)節(jié)的機組能耗較大，通過“三返一”旁路調(diào)節(jié)需要多壓縮30%的氣體功耗。

8）工藝流程熱高分至熱低分壓降為10.0 MPa，這部分壓力勢能未能充分利用。

以上問題如果能夠及時解決，將為企業(yè)創(chuàng)造較大的節(jié)能減排經(jīng)濟效益。

2 節(jié)能創(chuàng)新改造思路

由于該裝置目前自產(chǎn)1.0 MPa 蒸汽量和消耗量基本平衡，在既要解決外部蒸汽進汽量小所帶來的系統(tǒng)線冷凝帶水問題，而又不希望通過現(xiàn)場放空來實現(xiàn)的前提下，可以通過外排一部分至0.3 MPa 蒸汽線實現(xiàn)；對于0.3 MPa 蒸汽帶水及外送阻力大的原因是汽包汽、水分離效果不好，造成蒸汽帶水不能正常外送，可以通過重新設計改造中段回流蒸汽發(fā)生器汽包D-3801 及外送流程來實現(xiàn)；對于柴油后路去重整流程吹掃及能量利用不合理的問題，可以通過增設放空及去重整流程返回點位置來實現(xiàn)；對于2臺加熱爐NOx排放不達標的問題，可以通過更換燃燒器來實現(xiàn)；對于冷凝水外送溫度高的問題，可以通過增加其與燃料氣換熱的流程來實現(xiàn)，在充分利用冷凝水余熱的同時還可有效解決冬季燃料氣入加熱爐軟管及火嘴易結(jié)鹽問題；對于新氫壓縮機的氣量調(diào)節(jié)方式，可以采用HydroCOM 無級氣量調(diào)節(jié)系統(tǒng)實現(xiàn)；對于熱高分至熱低分之間的壓降勢能問題，可以充分利用液力回收透平驅(qū)動原料泵來實現(xiàn)節(jié)能。

3 節(jié)能創(chuàng)新改造方案

利用2015 年大檢修，針對上述問題進行對應的優(yōu)化改造，極大地提高了裝置的節(jié)能環(huán)保水平及經(jīng)濟效益，具體創(chuàng)新改造實施方案如下：

1）在1.0 MPa蒸汽管線末端增加一路至0.3 MPa系統(tǒng)管線流程，如圖1云線范圍所示。

圖1 1.0 MPa蒸汽流程改造示意圖

2）該裝置外送0.3 MPa 蒸汽線管徑為DN200，流量為11.5 t/h。DN200 無法滿足蒸汽正常排放。本次改造將該管線更換為DN300，并將外送線由西面改至東面在氣分龍門架處與新增系統(tǒng)蒸汽分汽缸相連。廢除原有西側(cè)出裝置的0.3 MPa 蒸汽線。新增管線長度約為400 m，采用已有管架敷設。如圖2所示，云線范圍為原有流程。

圖2 0.3 MPa蒸汽流程改造示意圖

3）重新委托設計院設計中段回流蒸汽發(fā)生器汽包D3801。

4）在柴油去重整流程分配管根部增加密閉放空，并將返回點改造至柴油蒸汽發(fā)生器E-3210后。如圖3所示，云線范圍為改造后流程。

圖3 柴油去重整流程改造示意圖

5）將反應爐F-3101、分餾爐F-3201的燃燒器全部更換為由洛陽瑞昌石油化工設備有限公司制造的GFFW-110.25、GCFB-12.0 的 低NOx 高 效 燃 燒器。該燃燒器可以有效調(diào)節(jié)熱負荷，燃料氣與控制混合均勻，防止出現(xiàn)局部高溫而產(chǎn)生NOx。

6）將原有重石腦油與燃料氣流程改造為冷凝水與燃料氣換熱流程。如圖4所示，云線范圍為改造后流程。

圖4 冷凝水與燃料氣換熱流程改造示意圖

7）新氫壓縮機采用HydroCOM 無級氣量調(diào)節(jié)系統(tǒng)進行氣量調(diào)節(jié)，可以根據(jù)實際氫耗量精確調(diào)整壓縮機的負荷，沒有多余壓縮氣體，以達到節(jié)約能耗的目的[3]。HydroCOM 無級氣量調(diào)節(jié)節(jié)能原理如圖5所示。

圖5 回流省功P-V

8）采用液力透平來回收利用熱高分至熱低分的壓降勢能（圖6）。液力透平的驅(qū)動介質(zhì)為熱高分油，熱高分油由熱高壓分離器底部進入透平入口，介質(zhì)溫度為240 ℃，壓力為11.5 MPa。熱高分油沖轉(zhuǎn)透平后減壓為2.6 MPa，從液力透平出口進入熱低壓分離器。液力透平技術(shù)的應用有效地回收了反應生成油從熱高分至熱低分的壓力能和熱能，并將其轉(zhuǎn)化為旋轉(zhuǎn)的機械能驅(qū)動反應進料泵做功，從而降低裝置能耗[4]。

表1 裝置0.3 MPa蒸汽線節(jié)能效果對比數(shù)據(jù)

圖6 液力透平能量回收系統(tǒng)示意圖

4 節(jié)能創(chuàng)新改造效果評價

1）1.0 MPa 蒸汽管線末端增加至0.3 MPa 系統(tǒng)管線流程后，1.0 MPa 蒸汽不再改現(xiàn)場放空，并入0.3 MPa 蒸汽管網(wǎng)回收利用，有效節(jié)省外排蒸汽量約1.5 t/h。改造后運行1年多時間內(nèi)，累計節(jié)約1.0 MPa 蒸汽外排量12 960 t，回收蒸汽費用達32.4萬元。

本次改造150×104t 柴油加氫改質(zhì)裝置進入新增蒸汽分汽缸的0.3 MPa 蒸汽約為11.5 t/h。2015年大檢修時改造完成，現(xiàn)將改造前后的節(jié)能效果進行對比，氣分裝置和150×104t/a 柴油加氫改質(zhì)裝置都是80%左右負荷，由于生產(chǎn)任務和原油加工任務的連續(xù)性，無長時間大幅度地調(diào)整加工量，基本可以確定加工負荷的影響很低。從表1可以看出節(jié)能效果比較明顯，按財務處提供的收費標準為依據(jù)，費用如下：1.0 MPa蒸汽，廠內(nèi)標準76元/t，廠外標準95元/t；0.3 MPa蒸汽，廠內(nèi)標準25元/t，廠外標準32元/t；冷凝水，廠內(nèi)標準10元/t。

對于150×104柴油加氫改質(zhì)裝置，以2014年下半年和2015年上半年作為大檢修前的1個自然年的統(tǒng)計年度，共外送0.3 MPa 蒸汽而產(chǎn)生的效益為82.32萬元；以2015年下半年和2016年上半年作為大檢修后的1個自然年的統(tǒng)計年度，共外送0.3 MPa蒸汽而產(chǎn)生的效益為170.27 萬元，多產(chǎn)生效益87.95萬元。

2）在柴油去重整流程分配管根部增加密閉放空后，有效解決了停工吹掃置換難題；將去重整流程返回點改造至柴油蒸汽發(fā)生器E-3210 后，使在自產(chǎn)1.0 MPa蒸汽量的裝置內(nèi)調(diào)節(jié)更加具有主動性，有效提高了分餾塔底柴油熱能的合理利用。

3）全部更換反應爐F-3101、分餾爐F-3201的燃燒器后，2 臺加熱爐煙氣中NOx 全部達標，與改造前相比，反應爐F-3101 的NOx 有效降低26.4%，分餾爐F-3201的NOx有效降低27.1%（表2）。

表2 改造前后加熱爐煙氣成分對比分析

4）增加冷凝水與燃料氣換熱流程后，冷凝水外送溫度由改造前的117 ℃降至75 ℃，有效降低了冷凝水溫度高造成的汽化水擊問題。此外，經(jīng)過2 個冬季的運行，燃料氣入加熱爐軟管及火嘴處結(jié)鹽明顯降低，瓦斯耗量呈現(xiàn)一定程度的降低。

5）新氫壓縮機K-3101/ABCD是150×104t/a柴油加氫改質(zhì)裝置的關(guān)鍵設備[5]，目前運行狀態(tài)為兩開兩備。K-3101/ABCD經(jīng)過技術(shù)創(chuàng)新改造后，能夠長周期安全穩(wěn)定運行，給整個公司創(chuàng)造較大的經(jīng)濟效益。為簡化計算過程，本項目效益計算先以1臺無級調(diào)量壓縮機K-3101/A 進行計算。經(jīng)過技術(shù)創(chuàng)新改造后，K-3101/A 實現(xiàn)了按照公司節(jié)能設備使用的要求運行，即采用HydroCOM 無級氣量調(diào)節(jié)的K-3101/A機作為主力機長期運行，采用“三返一”旁路調(diào)節(jié)的K-3101/B 作為長期備用機使用的節(jié)能運行方式。

采用HydroCOM無級氣量調(diào)節(jié)的K-3101/A機節(jié)能效果顯著，2 臺新氫壓縮機（K-3101A/B）設計的排氣量為34 000 m3/h（0 ℃，101.325 kPa）。目前裝置實際氫耗量為21 000 m3/h，K-3101/A 通過HydroCOM 調(diào)節(jié)負荷在70%，對應的電流顯示值為170 A。若使用K-3101/B頂開吸氣閥旁路調(diào)節(jié)，對應負荷為100%，多余的13 000 m3/h 排氣量通過旁路調(diào)節(jié)返回至壓縮機入口，對應的電流顯示值為280 A。通過2 臺壓縮機在實際生產(chǎn)工況下的對比，使用HydroCOM 調(diào)節(jié)的K-3101/A 機電流值下降了110 A，電動機的工作電壓為6 000 V，電動機功率因素為0.9，其節(jié)約功率為1 028.808 kW。

這意味著1 h 節(jié)電1 028 kWh，電價按0.414元/kWh 計算，該機組1 年運行8 000 h，這樣可節(jié)約費用340.7萬元。

150×104t/a柴油加氫改質(zhì)裝置正常生產(chǎn)時需要開2 臺無級調(diào)量的壓縮機，1 年可節(jié)約費用681.4萬元。

6）液力透平正常運行后，減輕了電動機的負荷，電動機電流由118 A 降至83 A，節(jié)約功率為338.3 kW。按每年運行8 000 h、工業(yè)用電0.414元/kWh計算，可年節(jié)約資金112.1萬元。

5 結(jié)論

綜上所述，裝置節(jié)能改造后產(chǎn)生的直接經(jīng)濟效益為913.85萬元，高效燃燒器更換后火焰的燃燒效果明顯改善，反應爐F-3101 和分餾爐F-3201 的NOx顯著降低，為煉油行業(yè)節(jié)能減排改造提供了新的思路和參照。