1 装置概况
3#柴油加氢装置是为满足柴油质量升级到国ⅴ标准的需要而新建的装置, 主要以直馏柴油、焦化石脑油、柴油、航煤等混合油为原料, 生产满足国v标准的柴油, 加工能力200 万吨年, 装置于2014年9月1日中交, 9月28日生产出符合国ⅴ质量标准的柴油。装置主要由反应、分馏、脱硫及公用工程四部分组成, 采用抚研院开发的FHUDS~6型催化剂, 通过制备更大孔容和比表面积新型改性氧化铝载体和活性金属组份的合理匹配使其脱硫、脱氮及芳烃饱和活性得到大幅提高, 满足生产国质量要求。反应部分采用炉前混氢, 具有混合均匀, 反应平稳容易控制的优点, 采用热高分流程, 可利用反应热直接作为分馏热进料, 具有节约能量、节省高压空冷的投资的优点, 但也存在氢耗高等缺点。分馏系统采用了先脱硫化氢汽提, 后石脑油与柴油产品重沸汽提的方式, 既集中控制了腐蚀, 降低了分馏塔顶负荷又避免了水蒸汽汽提时柴油带水的问题, 分馏塔还设有低凝柴油侧线, 可根据需要生产低凝柴油组份。原料及注水系统均采用氮气保护, 避免原料氧化。换热系统采用了缠绕管式换热器, 有利于提高传热系数, 降低系统压降。
2 装置能耗分析
目前与本装置同类型或相似类型装置在集团公司内共5余套, 其中能耗最低水平可达到3~4千克标油/吨, 最高则要达到30 千克标油/吨以上, 本装置能耗水平在13 标油/吨左右, 在集团公司同类型装置对比处于中下游水平。装置能耗的高低与装置的工艺状况、原料构成、操作水平、日常管理等密切相关。本装置设计原料的构成是加工直馏柴油、二次加工柴油的同时还要掺入11.41%的石脑油组份及20.96%的航煤组份, 加工方案是根据需要在精制柴油中分割出~35#柴油组份, 这也就造成装置分馏重沸炉系统及塔顶分馏系统所占能耗较高, 装置总体能耗偏高。
由表1的能耗数据看到:3.5MPa蒸汽、电、燃料占装置正消耗能量中的大部分, 而装置能量负消耗是汽轮机背压性1.0MPa蒸汽, 要降低装置总体能耗, 就需要尽量降低能量的正消耗, 同时提高装置能量负消耗。
电力消耗是装置能耗的主要部分。本装置加氢反应器入口压力设计值为7.0MPa左右, 高压特点决定了需要大量的电力来提高原料系统、胺液系统、氢气及循环系统的压力。对于原料系统一般采取设置液力透平系统来回收富余的能量来降低泵的电耗。对于胺液系统可适当提高胺液浓度, 降低用量来降低电耗。对于氢气系统可根据产品质量的要求降低补充氢用量, 减少废氢排放量, 同时在压缩机使用无级气量调节系统。再有, 可对输送能力富余的机泵进行叶轮切削。其中3.5MPa蒸汽用来驱动循环氢汽轮机, 适当降低反应器压差, 降低汽轮机的转数可降低蒸汽用量, 但转速调整需保证氢油比及汽轮机本身的正常运行。降低装置燃料消耗的主要措施有提高加热炉热效率、充分利用回收反应热量、提高换热系统传热效率等。装置其他节能手段还有:反应注水量及净化水替代的优化、除盐水及循环水的节省等。
3 装置节能降耗措施
3.1 新氢机无级气量调节的应用
本装置新氢压缩机设计为一开一备, 由于加氢装置处理量受加工负荷、原料品种、原料硫含量等性质影响, 使得补充氢的流量在一定范围内波动。而两台新氢机在标准状态下实际流量为30000m3/h, 其中一台设有贺尔碧格公司的气量无级调节系统, 而另一台则是由出口返回式调节, 在运行中由于实际氢气用量要小于机器额定排量, 返回阀开度经常在20%~50%之间, 大量压缩后的氢气经返回阀降压, 造成能量的大量浪费。而贺尔碧格气量无级调节系统的特点是压缩机的功消耗与实际容积流量正比, 具有很好的节能效果, 因此装置在正常工况下尽量投用具有贺尔碧格气量调节系统的压缩机, 通过在运行中加强检查与维护, 确保系统运行平稳, 投用率达到80%以上, 起到了明显的节电效果。
3.2 机泵叶轮的切削
叶轮的切削是改变泵工作点的一种途径, 其方法简单且费用较低, 经过切削后泵的特性曲线会按一定规律变化, 泵与管路的特性一致运行在高效区时可达到节能目的。叶轮的切割计算依据离心泵的切割公式如下;
由图中可看到:叶轮切割后泵的工作点由D点转移到C点, 扬程从H2降至H1, 需要的功率下降, 电耗减少。
本装置自开工以来受市场因素影响, 加工负荷一直较低, 部分机泵处于低负荷运行状况, 经过对运行机泵的排查, 发现有两台大型机泵实际运行负荷较低, 一是分馏塔塔底精制柴油泵P203, 在设计中装置在100%负荷下, 精制柴油流量为154t/h, 分馏塔底泵泵P~203 设计的额定流量313M3/h, 泵的正常运行负荷在70%左右, 目前装置实际负荷约75%, 分馏塔底泵出口流量控制阀开度27%、泵的运行负荷仅有50%。二是分馏塔底重沸炉循环泵P~201, 该泵额定流量887M3/h、泵实际运行负荷为48%, 而重沸炉循环泵出口四路流量控制阀开度在30%~35%, 存在较大的过剩。为此对上述两台泵进行了叶轮切削改造 (。见表4)
3.3 装置变频电机的使用
采用变频调速技术是节能的有效手段, 其具有调节方便、运行可靠的特点。在本装置空冷变频调节器共计10台, 正常运行中优先使用变频空冷器, 在保障正常工艺参数的同时起到了很好的节能效果, 投用后每台平均转速下降50%, 由转速与轴功率关系式:轴功率∝转速3, 现轴功率可下降到原轴功率的12.5%, 由目前空冷变频调节器投用率达到70%以上, 经测算每小时节电约32 KW。
3.4 蒸汽系统的调整
3.4.1 汽轮机3.5MPa蒸汽的调整
本装置蒸汽系统的3.5MPa蒸汽只用于循环氢压缩机动力, 降低反应系统压差、提高循环氢纯度、降汽轮机转速都可减少用量, 但反应系统压差及循环氢纯度受限较多, 汽轮机转速的调整也必须保证氢油比及防止压缩机的喘震。本装置由于压缩机设计负荷偏大原因, 造成装置的循环氢量较高, 在压缩机转数调整降至最低时氢油比仍达到600:1, 高于设计值400:1, 经对实际生产操作情况的调查、数据分析, 认为可以进行降低蒸汽排出口压力, 降低压缩机转数的实验调整, 以检验实际节能的效果。经调整将汽轮机背压蒸汽压力由0.92MPa降低到0.88MPa, 循氢压缩机汽轮机可调转数下限已由8150RMP降至7900RMP。氢油比由600:1 降低到445:1 装置运行保持平稳正常, 3.5MPa蒸汽用量24.5 t/h降至23 t/h。1.0MPa蒸汽发生量由21 t/h降至19.5 t/h, 3.5MP蒸汽用量降低1.5吨/小时。由3.5MPa和1.0MPa蒸汽价格差10 元/吨, 年降低成本约为13 万元, 实际节能效果并不显著, 后经与压缩机厂家沟通, 从设备运行保持良好工况的角度, 决定循环氢压缩机汽轮机转速调整回8150RMP以上, 以保障设备长周期、安全、平稳运行。
3.4.2 装置1.0MPa蒸汽使用及保温管理
本装置伴热系统大部采用低温水伴热, 少部分伴热采用蒸汽伴热, 为避免此部分热量跑损, 进行了适当改造, 即将直排蒸汽回水接入伴热回水系统, 再回收部分低温热量的同时也作为水伴热系统水损耗的补充。 再有加强装置现场管理, 消除“跑、冒、滴、漏”等现象。加强装置高温部位, 诸如汽轮机本体、高温换热器、加热炉等部位的保温管理, 减少散热损失。
3.5 分馏系统的优化调整
分馏系统在不同的产品加工方案下, 采取不同的塔底及加热炉出口控制方案, 确保证产品质量合格的同时, 降低重沸加热炉燃料用量。
装置在生产低凝柴油方案时, 分馏塔重沸炉出口温度325℃, 分馏塔底温度310℃, F201瓦斯消耗1200~1600NM3/h, 在不生产低凝柴油方案时, 重沸炉出口温度控制305℃, 分馏塔底温度控制在290℃, 可保证产品质量合格, 同时瓦斯消耗降低200NM3/h (。见表5)
3.6 燃料气用量的降低
本装置共有反应加热炉及分馏塔重沸炉共计两台。由加工原料性质决定反应放热相对较多, 反应产物与反应进料换热器E~101为缠绕式换热器, 换热效率高, 装置在运行初期, 催化剂性能也处于良好阶段, 反应入口温度控制相对降低, 因此可通过对反应系统热量分布的调整, 在目前工况下可实现反应炉停炉操作, 可有效降低燃料用量。即通过调整反应产物与进料换热器E~101 的热旁路, 实现对反应入口温度的控制, 其中热高分入口温度则由原220~240℃降低至200~225℃控制, 监控反应器出口和热高分压力的压差未发生变化, 反应产物铵盐在E~101出口未达到结晶温度, 在保障设备运行正常的条件下, 实现了反应炉停炉操作。
提高加热炉热效率是降低燃料用量的主要手段。本装置分馏系统重沸炉在运行初期由于炉膛氧含量仪表安装问题, 造成检测不准及失灵, 加热炉氧含量不能实现有效控制, 造成排烟损失高, 加热炉热效率较低, 后经整改, 故障消除后, 加热炉氧含量可控制在2%, 排烟温度105~110℃, 加热炉效率达到93%以上。
3.7 反应注水用量的降低
在加氢精制脱硫、脱氮的反应过程中形成的铵盐在低温时会结晶析出, 为防止堵塞设备、管线, 要使用注水的方式进行冲洗。注水量大小的控制首先要保证冲洗的效果, 同时也要符合含硫污水中NH4HS不高于4%的指标。适当降低注水量不仅利于降低装置能耗, 而且也减少含硫污水排量, 本装置在注水优化调整上一是注水流量的降低, 在保证NH4HS浓度不大于4%的前提下注水量由原9~12t/h下降至7~11t/h, 二是注水用除盐水的替代, 在注水CL~离子≯5 ppm的前提下, 增加净化水注入, 达至降低除盐用量的目的, 净化水使用量由原未使用调整至现使用2~4吨/小时。
3.8 其他措施
加强现场及工艺操作管理, 如循环水冷却温差的控制, 在控制温差不低于6℃同时也要注意流速的控制, 防止污垢的快速形成。再如现场风机等用电设备根据工况及天气变化及时的启、停。
通过加强操作管理, 保证控制过程平稳, 避免系统波动及异常排放情况的发生。加强泄漏及放空管理, 按时检查火炬放空点及放空总管温度、检查截止阀、控制阀等无内漏情况。加强污油及采样管理, 按时对污水出装置隔油池检查, 及时联系吸污, 采样点设置污油回收对置换下的污油进行统一回收。加强仪表及计量管理, 保障准确好用, 对装置油水界位控制重点部位仪表及时进行检查、校对, 保证测量仪表的准确, 保持界位控制参数平稳, 减少污水带油量, 降低油品损失。
4 取得效果
本装置自2014 年9 月开工以来, 随着在生产中的不断实践, 对新装置的操作、控制过程有了更深的认识, 采取了一些切实可行的优化调整手段, 取得了一定的节能降耗效果, 装置能耗自开工初期的15.2kg标油/吨, 逐渐下降至目前的12.4 kg标油/吨 (, 累计值) 下降2.8 kg标油/吨, 装置累计能耗趋势见图1。
5 结论及建议
5.1 结论
经过对本装置能耗的分析, 确定装置节能降耗的调整目标。通过投用及开好装置本身具备的先进设施、优化操作与控制、增上技术改造项目及加强管理等措施, 装置能耗有了一定程度的下降, 取得了明示的效果。同时也深刻认识到:节能降耗工作是一项长期性的持续的过程, 要在现有取得的成果上不断去完善、总结才能实现持续的提高。
5.1 节能改造建议
针对目前节能降耗工作还存在的一些问题提出建议如下: (1) 为提高空气入加热炉温度, 本装置加热炉空气预热器设有前置蒸汽加热, 每小时蒸汽用量较大, 建议使用分馏塔顶油气来加热空气, 不仅回收了低温部位热量, 减少冷却负荷, 而且也节省装置低压蒸汽的用量, 有利于进一步降低装置能耗 (。2) 提高装置热进料、出料温度。装置之间的热联合, 即降低了上一装置的冷却负荷, 又减少了下游装置的加热负荷, 是实现节能的重要手段 (。3) 随着装置运转周期的延长, 换热器污垢热阻的增加, 造成换热效率下降是装置能耗在运行中后斯不断增加的重要因素, 因此建议装置原料系统增设阻垢剂系统。
摘要：本文主要介绍3#柴油加氢装置能耗与同类装置对比, 分析能耗构成及节能降耗重点, 提出降低能耗的主要措施及优化手段。通过持续改进, 装置能耗由开工初期的15.2 kg标油/吨, 下降至目前的12.4 kg标油/吨, 取得了一定成效。同时也根据目前装置节能降耗还有待改进的问题提出改进建议。
关键词：能耗,优化,调整,措施
参考文献
[1] 李大东.加氢处理工艺与工程.中国感化出版社.
[2] 史开洪.加氢装置技术问答.