郭林超（烏魯木齊石化分公司）

中石油烏魯木齊石化公司150×104t/a蠟油加氫裝置[1]，主要是以常減壓裝置的減壓蠟油和焦化裝置的焦化蠟油為原料，在高溫高壓和氫氣以及催化劑的作用下脫除原料中的硫、氮等雜質(zhì)，改進烴的分子結(jié)構(gòu)，提高蠟油中的氫含量，為催化裂化裝置提供優(yōu)質(zhì)原料，同時副產(chǎn)一部分柴油和石腦油[2]。裝置的設計規(guī)模150×104t/a，實際加工能力156×104t/a，年開工時間為8 400 h。2014年7月一次試車成功。

1 能耗影響因素分析

1.1 裝置設計能耗

150×104t/a蠟油加氫裝置設計綜合能耗見表1。可見150×104t/a蠟油加氫裝置設計綜合能耗為13.84 kg/t(標油)，設計能耗中考慮了低溫熱的產(chǎn)能輸出，在實際生產(chǎn)過程中，此部分的產(chǎn)能并不考慮在綜合能耗。

2016年8月150 kg/t(標油)蠟油加氫裝置檢修完畢后按蠟油加工方案運行，加工減壓蠟油、焦化蠟油。加工負荷為94.6%（176 t/h），此時蠟油加氫裝置的綜合能耗18.65 kg/t(標油)，初期綜合能耗見表2。

表1 蠟油加氫裝置設計綜合能耗

表2 蠟油加氫裝置開工初期綜合能耗

1.2 能耗偏高的原因分析

1.2.1 富氫二單元的能耗未剔除

2014年12月在150×104t/a蠟油加氫裝置屬地范圍內(nèi)新建了一套富氫氣體回收單元，并于12月11日試車成功。富氫氣體回收單元由一臺蒸汽換熱器、四臺循環(huán)水換熱器、一臺水洗塔、一臺聚結(jié)器、一臺緩沖罐、兩臺氫氣壓縮機及附屬設備組成。富氫氣體回收單元消耗蒸汽、循環(huán)水、除鹽水、凈化風、氮氣、電，但其能耗未從蠟油加氫裝置內(nèi)剔除。

1.2.2 燃料氣消耗量大

2016年8月150×104t/a蠟油加氫裝置按蠟油加工方案開工，燃料氣消耗量大，反應加熱爐（F101）的負荷高，爐膛溫度為750℃左右。120×104t/a延遲焦化的焦化蠟油未直供150×104t/a蠟油加氫裝置，反應溫升低，反應器入口溫度345℃，而出口溫度只有370℃，進出口溫升25℃，進而造成F101的入口溫度偏低。同時，分餾系統(tǒng)的換熱流程未進行調(diào)整，原料泵（P102）入口溫度僅為145℃，比柴油加工方案下低15℃。

1.2.3 分餾系統(tǒng)未優(yōu)化調(diào)整

為優(yōu)化催化裂化原料，部分柴油壓至產(chǎn)品蠟油里面，150×104t/a蠟油加氫裝置降低柴油側(cè)抽塔（C203）抽量，分餾加熱爐（F201）出口溫度控制在330℃，并未達到設計值365℃，進而影響蒸汽的產(chǎn)汽量，原設計1.0 MPa蒸汽產(chǎn)汽量為17.8 t/h，0.45 MPa產(chǎn)汽量為9.2 t/h。而實際1.0 MPa蒸汽產(chǎn)汽量為4.8 t/h，0.45 MPa產(chǎn)汽量為2.5 t/h。

1.2.4 裝置蒸汽消耗量大

裝置蒸汽消耗包括：空氣預熱器用汽、分餾塔（C201/C202）塔底注汽、壓縮機用汽、蒸汽伴熱、換熱器（E601）用汽。檢查發(fā)現(xiàn)空氣預熱器和裝置部分蒸汽伴熱的疏水器存在直排現(xiàn)象，尤其是空氣預熱器的疏水器，造成蒸汽消耗偏大。

2 節(jié)能措施

2.1 優(yōu)化工藝運行

2.1.1 F201停爐運行

通過ASPEN流程模擬測算，F(xiàn)201熄爐后出口溫度為235℃，完全滿足C202的運行要求。F201將不在消耗燃料氣，但分餾系統(tǒng)將不能產(chǎn)出1.0 MPa蒸汽。按照測算結(jié)果，車間編制了F201停爐運行方案，并于2017年5月20日實施[3]。

2.1.2 降低反應加熱爐F101燃料氣消耗

通過對分餾系統(tǒng)的各副線及副線控制閥進行調(diào)節(jié)，關(guān)閉原料換熱器總副線控制閥，P102入口溫度提高至165℃。

為提高裝置的加工量，120×104t/a延遲焦化的焦化蠟油直供150×104t/a蠟油加氫裝置。焦化蠟油比例提高后，反應器的溫升明顯，原料蠟油與反應產(chǎn)物換熱后的溫度有所提高，進而降低了F101的負荷。

2.1.3 提高原料進裝置溫度

通過裝置聯(lián)動，三常減三線油供150×104t/a蠟油加氫裝置的溫度提高至148℃，焦化蠟油供150×104t/a蠟油加氫裝置的溫度提高至90℃，原料的溫度有所提升，有利于降低加熱爐的燃料氣消耗[4]。

2.1.4 控制合適的氫油比

在反應器的能量平衡中，循環(huán)氫帶入的熱量占總熱量的70%左右[5]。因此控制合適的氫油比對反應器的用能影響較大。150×104t/a蠟油加氫裝置設計氫油比不小于550，而在開工初期，150×104t/a蠟油加氫裝置氫油比控制在950以上。

降低氫油比，可降低系統(tǒng)壓降，進而可以降低循環(huán)氫壓縮機能耗，減少蒸汽用量，同時也降低了加熱爐負荷、減少了燃料氣消耗及空冷電耗。因此，將氫油比控制在600～700較為適宜。

2.1.5 避免系統(tǒng)壓降增大

反應系統(tǒng)壓降大，就會造成循環(huán)氫壓縮機負荷增大，能耗上升，若壓降上升過快還會影響裝置的長周期運行[6]。目前車間通過監(jiān)控原料系統(tǒng)鐵離子含量，優(yōu)化SR101運行等措施有效控制反應器床層壓降。

2.1.6 提高新氫純度

150×104t/a蠟油加氫裝置新氫純度要求控制不小于99%，而實際供氫裝置所供新氫無法達到99%的要求，通過對富氫二單元優(yōu)化操作，自產(chǎn)氫氣純度提高至92.5%以上，同時煉油廠PSA開工后，150萬蠟油加氫裝置新氫純度由90%提高至93%以上，新氫消耗流量減少后，循環(huán)氫流量隨之減少，加熱爐瓦斯消耗出現(xiàn)下降[7]。

2.2 改造工藝流程

通過增加除氧水與低溫熱的跨線，除氧水先進行加熱后再進入蒸汽發(fā)生器，此時蒸汽產(chǎn)出量會明顯增加，0.45 MPa蒸汽產(chǎn)出量由2.8 t/h增加至4.5 t/h。

2.3 加強設備維護保養(yǎng)

2.3.1 疏水器及時處理和更換

裝置運行過程，疏水器出現(xiàn)故障（主要為疏水器直排），將引起凝結(jié)水背壓增大，進而影響其他疏水器的正常運行，車間通過定期對疏水器測溫，發(fā)現(xiàn)空氣預熱器的疏水器直排尤為嚴重，對疏水器進行更換處理，處理后疏水器只疏水不排氣，蒸汽消耗也有了明顯降低。

2.3.2 空冷翅片清洗

裝置長時間運行后，A101空冷翅片管便面積灰結(jié)垢較多，冷卻效果差。為保證空冷冷卻后溫度，A101變頻負荷增大，增加了電耗。通過定期對空冷翅片進行清洗，可提高空冷冷卻效果，降低能耗。

2.3.3 加強保溫、伴熱管理

設備及管線的散熱損失是蠟油加氫裝置生產(chǎn)過程中能量損失的主要形式之一。保溫管理主要包括：正確選擇保溫材料；確定經(jīng)濟的保溫厚度和合理的保溫結(jié)構(gòu)；提高施工質(zhì)量；經(jīng)常性的檢修維護[8]。

蠟油加氫裝置蒸汽伴熱共計18個蒸汽伴熱盤，196條蒸汽伴熱線，在蒸汽伴熱的管理方面，主要包括：根據(jù)季節(jié)投停蒸汽伴熱線；停用伴熱充氮防腐；疏水器定期檢查與處理。

2.4 優(yōu)化過程控制

在滿足換熱器循環(huán)水最低流速的前提下，根據(jù)換熱器冷后溫度，對循環(huán)水閥門開度進行調(diào)整，降低循環(huán)水用量[9]。

根據(jù)各物料溫度情況，及時停用循環(huán)水換熱器：如石腦油外送循環(huán)水換熱器，熱源入口溫度40℃，滿足外送石腦油的要求，可將此換熱器停用。

嚴格控制加熱爐氧含量為1.0%～2.5%，空氣預熱器排煙溫度控制在135～140℃，加熱爐熱效率控制在93%以上[10]。

對裝置空冷的調(diào)節(jié)提出要求，在空冷變頻負荷未達到95%前，空冷百葉窗不得關(guān)小。

3 節(jié)能措施效果

根據(jù)150×104t/a蠟油加氫裝置的能耗影響因素，采取各項節(jié)能措施，150×104t/a蠟油加氫裝置綜合能耗自18.65 kg/t(標油)降低至12.93 kg/t(標油)，150×104t/a蠟油加氫裝置標定期間的綜合能耗見表3。

表3 150×104 t/a蠟油加氫裝置標定期間的綜合能耗

在經(jīng)濟效益方面，對燃動成本進行計算，150×104t/a蠟油加氫裝置總?cè)紕映杀緩? 561.1元/h降低至3 362.86元/h，增加經(jīng)濟效益1 198.24元/h，總?cè)紕映杀緶y算見表4。

表4 總?cè)紕映杀緶y算

4 總結(jié)

通過對150×104t/a蠟油加氫裝置的能耗組成以及影響能耗的因素進行分析，采取了各項節(jié)能措施，包括分餾加熱爐F201停爐運行，降低反應加熱爐F101燃料氣消耗，提高原料進裝置溫度，控制合適的氫油比，提高新氫純度，改造工藝流程，加強設備維護保養(yǎng)等，150×104t/a蠟油加氫裝置綜合能耗從18.65 kg/t(標油)降低到12.93 kg/t(標油)，總?cè)紕映杀緩? 561.1元/h降低至3 362.86元/h，增加經(jīng)濟效益1 198.24元/h。