吴琼
中石化股份有限公司安庆分公司，安徽安庆，246002
摘要：本文以某厂220 Mt/a蜡油加氢装置为研究对象，通过对装置设计能耗数据和标定能耗数据的分析比较，发现采取一系列节能降耗措施后，装置的能耗由设计能耗15.25 kgEo.t-1减少到2020年标定能耗4.54 kgEo.t-1，相比设计能耗下降了70.23%，节能降耗效果显著。根据装置优化措施的实施情况和效果，为其他现有加氢装置节能改造提供思路 [1]。
关键词：蜡油加氢；能耗；节能降耗
1 装置概述
该蜡油加氢装置现加工能力为220Mt/a，以焦化蜡油、冷热直馏蜡油的混合油为原料，生产硫含量低于900ppm的精制蜡油作为催化装置的优质原料。采用RIPP开发的RVHT蜡油加氢处理技术。
2 能耗现状分析
加氢处理装置具有高温高压的反应特点，决定了加氢处理装置的能耗主要消耗在蒸汽、电以及燃料气等方面。该蜡油加氢装置能耗特点主要有：
（1）蒸汽耗量大，该蜡油加氢装置的循环机采用的是1.3Mpa凝汽式透平驱动的，以及需要通过使用汽提蒸汽来提升塔顶温度，使得装置蒸汽耗量大。
（2）电量消耗大，该蜡油加氢装置反应压力达到11Mpa,反应进料和氢气均需要机泵或者压缩机进行增压，整体用电量较大。
（3）燃料气消耗较大，该蜡油加氢装置反应温度较高，配有反应加热炉和分馏加热炉，燃料气消耗的能耗高达50%以上。
通过上述对装置能耗特点的阐述，该蜡油加氢装置主要针对这几个方面开展节能降耗工作。
3 装置节能改造分析
3.1分馏炉停炉改造
3.1.1改造背景
2011年6月前220 Mt/a蜡油加氢装置柴油、石脑油产率分别仅为2.7%、0.18%，经济性差。为了节能降耗，从经济性上考虑，分馏塔应选择低温操作。
3.1.2改造方案
（1）第一阶段
2011年6月，分馏塔逐步实施降温操作，分馏塔进料温度由303℃逐步降低到251℃，同时停产1.3MPa蒸汽，仅产0.6MPa蒸汽，停T6202塔底汽提蒸汽。生产平稳，柴油、石脑油产量为零，蜡油产品质量合格。
（2）第二阶段
通过第一阶段长时间优化运行，分馏系统运行平稳，产品质量稳定，分馏加热炉燃料气大大降低。为了进一步优化分馏系统节能操作，实现熄炉操作，2012年3月利用检修停工期间，对分馏炉F6201相关流程进行了优化改造.
3.1.3改造效果
（1）T6201底部至T6202流程阻力降减小，T6201底增压泵P6202无需运行，可自压至分馏塔，年节电6*105kw.h。
（2）1.3MPa蒸汽管网温度250℃左右，无需分馏炉过热可满足脱硫化氢汽提塔汽提温度需求；
（3）不产0.6Mpa蒸汽，温位较高的加氢蜡油与原料蜡油换热，提高了反应加热炉F6101入炉温度，燃料气消耗减少。同时加氢热蜡油出装置温度提高35-40℃，有利于催化装置降低能耗；
（4）经测算，分馏流程优化改造投用后，F6201不消耗燃料气，F6101燃料气消耗减少147.5Nm3/h，装置燃料气消耗减少473.5 Nm3/h，能耗降低1.19kgEo/t。
3.2低温余热利用
3.2.1改造背景
蜡油加氢装置正常生产期间，精制蜡油需要由190℃经过空冷冷却到65-95℃去罐区，流量约50-80t/h，该部分精制蜡油完全通过空冷风机冷却，既增加了生产操作费用，又损失了热量。本项目增加换热器将精制蜡油与进装置冷蜡油换热，以实现提高冷蜡油温度和减少精制冷蜡空冷器投用台数，降低装置能耗。
3.2.2改造内容
新增精制蜡油/冷直蜡油换热器将由蜡油/原料油换热器来的190℃精制蜡油与进装置的80℃冷蜡油换热，回收精制蜡油中的低温余热。
自蜡油加氢装置蜡油/原料油换热器来的190℃精制蜡油与进装置的80℃冷蜡油换热至130℃，精制蜡油由新增精制蜡油/冷直蜡油换热器管程通过，冷蜡油由壳程通过，换热后精制蜡油并回原蜡油空冷器入口管线。
在新增精制蜡油/冷直蜡油换热器管程入口前设置三通分流调节阀TV-1034，根据换热器管程出口温度，调节通过换热器的精制蜡油流量。
3.2.3改造效果
（1）低温热项目投用后，停运三台精制蜡油空冷风机和加热炉鼓、引风机，共节电120kw.h。
（2）加热炉主火嘴全部熄灭，加热炉燃料气消耗节约250nm3/h 。
（3）经测算，年节约操作费用为332.58万元。
3.3其他节能措施
3.3.1液力透平
在热高压分离器和热低压分离器之间设置液力透平，充分回收从高压到低压工艺物流所释放出的能量，使得加氢进料泵电流最大幅度可下降40A。
3.3.2节水措施
循环氢压缩机采用凝气式透平驱动，产生0.5MPa凝结水回用作为反应注水与净化水一起注入反应系统，节约了软化水的用量。
4 装置能耗对比分析
下表为该蜡油加氢装置设计能耗与2020年标定期间能耗数据
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标定装置能耗4.54 KgEo/t，较设计能耗低10.71 KgEo/t，具体单项对比分析如下：
（1）循环水能耗为0.22KgEo/t，较设计低0.3 KgEo/t，原因为根据气温变化及时调整循环水用量，因此循环水耗量较低。
（2）标定期间装置未用除氧水。
（3）除盐水单耗为0KgEo/t，较设计低0.14 KgEo/t，原因为装置注水采用净化水和汽轮机凝结水的混合水，装置未消耗除盐水，因此用量为0。
（4）电耗为1.47 KgEo/t，较设计值低5.25 KgEo/t。加氢装置的高压特性，决定了电耗的大部分发生在反应系统6千伏大机组的功耗上。标定期间，高压进料泵液力透平投用，加热炉鼓、引风机停运，装置电耗较设计值低。
（5）1.3Mpa蒸汽单耗为3.19 KgEo/t，较设计值低2.58 KgEo/t，原因是2012年大检修期间对分馏炉实施停炉改造，减少1.3Mpa蒸汽耗量使得装置1.3Mpa蒸汽单耗下降。
（6）燃料气单耗为0KgEo/t，较设计值低8.27KgEo/t。2020年6月底低温余热利用项目投用，将反应进料温度提高，使得加热炉主火嘴全部熄灭，燃料气消耗为0。因此，装置瓦斯消耗远低于设计值。
（7）直供料单耗为-0.34 KgEo/t，较设计值低1.28 KgEo/t。此次标定期间无热直供焦化蜡油，分馏系统实施优化操作后，产品量增加，且不发蒸汽，提高了出装置精制蜡油温度，直供料部分有利于能耗下降。
5 结论
（1）蜡油加氢装置通过分馏炉停炉改造以及低温余热利用等节能措施，将装置由设计能耗15.25 kgEo.t-1减少到2020年标定能耗4.54 kgEo.t-1。
（2）分馏流程优化改造运行至今平稳，加氢蜡油产品质量稳定，满足生产要求，且节能降耗效果显著，值得相关炼油厂同类装置的借鉴。
参考文献：
[1] 王洪春,盖涤浩,杨耀森．汽柴油加氢装置节能改造及效果分析[J]．当代化工，2019-48-2354
作者简介：吴琼，硕士研究生，助理工程师，毕业于合肥工业大学。目前主要从事炼油蜡油加氢装置工艺技术管理工作。联系方式：18055666346。