宮 靜，何 勇，王如強(qiáng)，于型偉

（1.中國(guó)石油大慶煉化公司研究院，黑龍江 大慶 163411；2.中國(guó)石油大慶煉化公司檢維修中心，黑龍江 大慶 163411；3.中國(guó)石油規(guī)劃總院，北京 100083）

隨著人民群眾生活質(zhì)量的提高，環(huán)保意識(shí)的增強(qiáng)，油品的質(zhì)量不斷升級(jí)，2019年1月1日起中國(guó)實(shí)施國(guó)ⅥA車(chē)用汽油標(biāo)準(zhǔn)［1］。為滿足出廠汽油全部達(dá)到國(guó)ⅥA階段標(biāo)準(zhǔn)烯烴含量（≯19%）要求，2019年某廠對(duì)現(xiàn)有150×104t/a催化汽油加氫裝置進(jìn)行改造，采用福州大學(xué)、中國(guó)石油大學(xué)（北京）和中國(guó)石油蘭州化工研究中心合作開(kāi)發(fā)的GARDES-II技術(shù)，改造后該廠汽油池滿足國(guó)ⅥA階段標(biāo)準(zhǔn)。

近年來(lái)各煉化企業(yè)對(duì)生產(chǎn)裝置節(jié)能降耗的要求越來(lái)越高，加氫裝置中燃料氣和電能消耗占比最大，可超過(guò)80%［2］。而目前對(duì)于汽油加氫裝置如何節(jié)能降耗的研究報(bào)道較少。Petro-SIM是KBC公司開(kāi)發(fā)的圖解式全流程穩(wěn)態(tài)模擬系統(tǒng)，利用該軟件可進(jìn)行裝置的設(shè)計(jì)、核算和生產(chǎn)方案研究［3，4］。此工作以150×104t/a改造后的汽油加氫裝置為研究對(duì)象，利用Petro-SIM流程模擬軟件對(duì)該裝置進(jìn)行模擬核算，尋找能耗優(yōu)化機(jī)會(huì)，提出優(yōu)化方案，從而節(jié)約成本。

1 裝置簡(jiǎn)介及能耗分析

催化汽油加氫裝置設(shè)計(jì)規(guī)模為150×104t/a，年開(kāi)工時(shí)數(shù)8 400 h，工藝流程為全餾分催化汽油首先經(jīng)過(guò)加氫預(yù)處理，脫除硫醇和雙烯烴，并實(shí)現(xiàn)輕的硫化物向重硫化物的轉(zhuǎn)移，然后在分餾塔內(nèi)進(jìn)行輕、重汽油分離。重汽油送至加氫脫硫及辛烷值恢復(fù)部分，進(jìn)行深度脫硫和辛烷值恢復(fù)。

2020年，汽油加氫裝置綜合能耗607.39 MJ/t時(shí)的各項(xiàng)能耗統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

表1 汽油加氫裝置2020年能耗

從表1可以看出，裝置主要消耗的能源實(shí)物為燃料氣、3.5 MPa蒸汽和電等，因此裝置節(jié)能降耗方向應(yīng)主要放在節(jié)約電能、減少燃料氣消耗等［5］。

2 模型建立

利用KBC Petro-SIM軟件建立包含全餾份汽油分餾、重汽油加氫、重汽油穩(wěn)定和換熱網(wǎng)絡(luò)的裝置全流程離線模型。模型計(jì)算結(jié)果與裝置現(xiàn)場(chǎng)標(biāo)定結(jié)果對(duì)比見(jiàn)表2。

表2 汽油加氫裝置模型部分關(guān)鍵參數(shù)值與現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)比較

由表2可以看出，模型計(jì)算值與現(xiàn)場(chǎng)值吻合較好，準(zhǔn)確度達(dá)95.75%，可用于下一步優(yōu)化分析。

3 能耗優(yōu)化方案與效果

3.1 換熱流程優(yōu)化方案與效果

3.1.1 主要換熱流程混氫原料油經(jīng)過(guò)E-102（混氫原料油/加氫脫硫反應(yīng)產(chǎn)物）、E-103（混氫原料油/預(yù)加氫反應(yīng)產(chǎn)物）加熱后進(jìn)入預(yù)加氫反應(yīng)器。預(yù)加氫反應(yīng)產(chǎn)物經(jīng)E-103、E-110（分餾塔進(jìn)料/分餾塔底油換熱器）換熱后進(jìn)入分餾塔進(jìn)行輕、重汽油分離。分餾塔上部抽出的輕汽油產(chǎn)品經(jīng)輕汽油產(chǎn)品冷卻后可直接送出裝置。重汽油經(jīng)E-110換熱后與循環(huán)氫混合，混氫油經(jīng)E-201（加氫脫硫進(jìn)料/反應(yīng)產(chǎn)物換熱器）換熱后進(jìn)入加氫脫硫反應(yīng)器。

裝置現(xiàn)場(chǎng)DCS畫(huà)面顯示，原料先在E102中由加氫脫硫反應(yīng)產(chǎn)物加熱至143.3℃，再通過(guò)E103與預(yù)加氫反應(yīng)產(chǎn)物換熱至127.6℃進(jìn)預(yù)加氫反應(yīng)器，再與分餾塔底油換熱至130.1℃后進(jìn)入分餾塔進(jìn)行輕、重汽油的分離。裝置進(jìn)料和分餾塔底油存在先被加熱后又再被冷卻的情況，熱量使用不合理；且加氫反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)空冷A201的溫度為130℃，有進(jìn)一步利用空間，造成了熱量的浪費(fèi)。現(xiàn)有相關(guān)換熱流程見(jiàn)圖1。

圖1 現(xiàn)有相關(guān)換熱流程

3.1.2 優(yōu)化方案及效果經(jīng)過(guò)分析認(rèn)為，可考慮將換熱器E201出口的加氫脫硫油氣產(chǎn)物分2路，1路進(jìn)E102，保證原料進(jìn)預(yù)加氫反應(yīng)器達(dá)到換熱溫度要求的情況下，另1路進(jìn)E110，再串聯(lián)進(jìn)E-103換熱，從而提高分餾塔進(jìn)料溫度，降低加氫反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)空冷溫度，節(jié)約分餾塔底再沸爐燃料氣消耗。利用Petro-SIM 5.0模擬軟件對(duì)優(yōu)化后流程進(jìn)行了模擬，優(yōu)化后流程示意圖和主要模擬結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 優(yōu)化后相關(guān)流程

優(yōu)化改造后，通過(guò)調(diào)整加氫脫硫反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)E102換熱器的流量，保證原料進(jìn)預(yù)加氫反應(yīng)器達(dá)到換熱溫度要求，大部分物流進(jìn)E110換熱。分餾塔進(jìn)料溫度由128.2℃升至134.3℃。分餾塔塔底重沸爐熱負(fù)荷由600.27 MJ/h降為576.83 MJ/h，節(jié)約燃料氣89.56 Nm3/h，按照2 000元/t燃料氣計(jì)算，可節(jié)約燃料氣成本151×104元/a。

3.2 分餾塔降壓優(yōu)化方案與效果

目前，分餾塔塔頂油氣經(jīng)熱媒水取熱、空冷冷卻后進(jìn)入回流罐，回流罐頂氣經(jīng)循環(huán)水冷卻后，不凝氣排至催化裝置氣壓機(jī)入口，冷凝液進(jìn)入回流罐，回流罐內(nèi)全部凝液回流至分餾塔內(nèi)。

如果將塔頂操作壓力降低，同時(shí)維持回流罐原操作溫度40℃不變，可達(dá)到降低塔底溫度，減少塔底重沸爐熱負(fù)荷，從而節(jié)約燃料氣消耗，有利于降低裝置能耗。

分餾塔目前主要操作參數(shù)見(jiàn)表3。

表3 分餾塔主要操作參數(shù)

利用Petro-SIM進(jìn)行模擬，控制輕汽油ASTM D86 99%點(diǎn)（67℃）、重汽油ASTM D86 10%點(diǎn)（87.5℃）不變，保持全塔壓降（0.02 MPa）及其它操作參數(shù)不變，將分餾塔塔頂壓力降低0.05 MPa、0.08 MPa、0.1 MPa后，利用模型計(jì)算主要相關(guān)參數(shù)的變化，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 分餾塔塔頂壓力降低前后主要參數(shù)變化

由表4可以看到，塔頂壓力降低后，塔頂溫度、塔底溫度、輕汽油抽出溫度、塔底重沸爐熱負(fù)荷呈現(xiàn)逐漸降低趨勢(shì)；塔頂油氣總冷凝負(fù)荷、塔頂不凝氣C5含量呈現(xiàn)逐漸增加趨勢(shì)。

將分餾塔塔頂壓力降低0.2 MPa后，利用模型計(jì)算主要相關(guān)參數(shù)的變化，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 分餾塔塔頂壓力繼續(xù)降低后主要參數(shù)變化

由表5可以看到，繼續(xù)降低塔頂壓力后，塔頂溫度、塔底溫度、塔底重沸爐負(fù)荷降幅較大，而塔頂油氣總冷凝負(fù)荷、塔頂不凝氣C5含量增幅較大。

各塔板氣相負(fù)荷的變化情況見(jiàn)圖3。

圖3 分餾塔塔頂壓力繼續(xù)降低后各層塔板氣相負(fù)荷圖

可以看到，繼續(xù)降低壓力后，各層塔板氣相負(fù)荷增幅較大，可能會(huì)對(duì)塔的操作造成影響，建議分餾塔塔頂壓力降低0.1 MPa時(shí)為宜，即塔頂操作壓力為0.8 MPa。

對(duì)分餾塔塔頂壓力降低后對(duì)節(jié)約燃料氣量和液收的影響進(jìn)行分析，結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 分餾塔塔頂壓力降低對(duì)節(jié)約燃料氣量和液收的影響

可以看到，隨著塔頂壓力的降低，節(jié)約燃料氣量逐漸增加，同時(shí)液收呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢(shì)。從節(jié)約的燃料氣量和液收綜合考慮，建議分餾塔塔頂壓力降低0.1 MPa時(shí)為宜，即塔頂操作壓力為0.8 MPa。

分餾塔塔頂壓力降低0.1 MPa時(shí)，分餾塔塔底重沸爐熱負(fù)荷降低了3 740 MJ/h，降幅達(dá)5.7%，以燃料氣價(jià)格為2 000元/t，根據(jù)計(jì)算節(jié)約燃料氣費(fèi)用1 898.4萬(wàn)元/a。

4 結(jié)束語(yǔ)

（1）利用Petro-SIM流程模擬軟件對(duì)汽油加氫裝置進(jìn)行模擬和優(yōu)化，所建模型模擬值與實(shí)際生產(chǎn)操作情況基本吻合。

（2）通過(guò)對(duì)換熱網(wǎng)絡(luò)模型模擬優(yōu)化，分餾塔塔底重沸爐熱負(fù)荷由600.27 MJ/h降為576.83 MJ/h，降幅3.9%，經(jīng)計(jì)算可節(jié)約燃料氣成本151萬(wàn)元/a。

（3）通過(guò)模擬計(jì)算，當(dāng)分餾塔塔頂壓力降低0.1 MPa的時(shí)候，分餾塔塔底重沸爐的熱負(fù)荷降低3 740 MJ/h，降幅達(dá)5.7%，每年可節(jié)約燃料氣費(fèi)用1 898.4萬(wàn)元，避免了熱量的浪費(fèi)。