延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践

1前言
延迟焦化是目前最重要的重质油加工技术之一。

随着其迅速发展以及节能降耗日益受到重视，对延迟焦化装置进行能耗分析并采取有效的节能降耗措施非常必要[1～3]。

中国海油惠州炼油分公司420×104t/a 延迟焦化装置(以下简称惠炼焦化)采用美国Foster Wheeler 公司工艺包，于2009年4月建成投产。

该装置采用“两炉四塔”的工艺路线，由焦化、吸收稳定和公用工程3部分组成；设计生焦时间为18h ；设计循环比为0.3，并适应在0.2～0.4之间操作；以减压渣油为原料，产品为干气、液态烃、汽油、柴油、蜡油及石油焦；设计能耗(含稳定系统)为39.03kg 标油/t 原料。

2009年以来的装置能耗数据见表1。

从表1可以看出，装置综合能耗比设计能耗低约3kg 标油/t 原料。

装置能耗的降低，得益于工艺优化与节能措施的落实。

2装置主要工艺优化措施2.1降低蒸汽消耗
2.1.1停用解吸塔上重沸器
惠炼焦化解吸塔重沸器设计为双重沸器，下重沸器由柴油回流进行加热，上重沸器由3.5MPa 蒸汽进行加热；设计解吸塔底温度为172℃，3.5MPa 蒸汽耗量为16.48t/h 。

经过摸索，目前已将解吸塔上重沸器完全停掉，将解吸塔底的温度控制从170℃降到了目前的155℃，减少了塔底的加热负荷，同时对产品质量的控制没有任何影响；节省3.5MPa 蒸汽15t/h 左右，降低能耗约2.64kg 标油/t 原料。

2.1.2停用柴油汽提塔的汽提蒸汽
由于焦化汽、柴油混合出装置去加氢精制装置，柴油汽提塔控制柴油闪点意义不大，汽提蒸汽可以取消。

通过停用柴油汽提塔汽提蒸汽，可节约
1.0MPa 蒸汽3t/h ，降低能耗约0.45kg 标油/t 原料，
同时可减少装置污水产量。

2.1.3提高蜡油回流蒸汽发生器的发汽量
蜡油回流，经与原料渣油换热，发生1.0MPa 蒸汽，作为稳定塔底重沸器热源后返回分馏塔。

通过
延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践
龚朝兵，周雨泽，宋金宝，王金刚
(中海石油炼化有限责任公司惠州炼油分公司，广东惠州516086)
摘要
中国海油惠州炼油分公司420×104t/a 延迟焦化装置通过停用解吸塔上重沸器3.5MPa 蒸汽、停用柴油汽提塔1.0MPa 汽提蒸汽、降低循环比、采用先进控制(APC)提高加热炉热效率、降低高压水泵和罐区减渣原料泵电耗、提高水的回用率、加大装置处理量等工艺优化措施，装置综合能耗比设计能耗39.03kg 标油/t 原料降低3kg 标油/t 原料。

为了进一步降低装置能耗，达到国内其他先进装置的能耗水平，该装置在2011年利用检修时机，通过加热炉节能改造降低排烟温度、利用柴油低温热发生0.45MPa 蒸汽、焦化富气压缩机叶轮更换、焦炭塔区特阀汽封线改造等节能改造措施，加热炉热效率由89%提高至91.5%，节约3.5MPa 蒸汽用量约6.5t/h ，同时减少了燃料气、蒸汽和电的消耗，使装置能耗总体降低3.16kg 标油/t 原料。

装置节能改造每年可增加4000万元的经济效益。

关键词
延迟焦化装置综合能耗节能改造加热炉热效率余热利用净化水回用
作者简介：龚朝兵，工程师，毕业于中国石油大学(北京)，获工学硕士学位，主要从事重质原油处理研究与技术管理工作。

E-mail ：gongchb3@
表12009~2011年装置能耗数据对比
项目设计值
2009年均值
2010年均值
2011年均值
装置能耗/
(kg 标油·t 原料-1)39.0336.0535.5836.14平均处理量/(t ·h -1)
500435.65470.5474负荷率，%
100
87.13
94.10
94.8
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稳定塔底温度的低控，可减少稳定塔底重沸器蜡油回流供热负荷。

稳定塔底温度控制已经由设计值204℃降到了目前的180℃。

其次，可以通过大蜡油回流量多取热保证热量不上移，多发生1.0MPa蒸汽。

2.2降低焦化加热炉的燃料气消耗
焦化装置加热炉的燃料消耗是装置能耗消耗的大户。

惠炼焦化的加热炉采用Foster Wheeler公司的专有设备双面辐射阶梯炉，炉热效率设计值为90%。

通过采取降低循环比、提高加热炉进料温度、控制合适的氧含量和负压、定期在线清焦等措施来降低能耗。

2009年6月份，加热炉热效率标定值在90.4%，运行时一般在89%左右。

2.2.1降低装置循环比、提高辐射进料温度
一般来说，在不增加额外能耗的前提下，提高装置处理量，可相对降低单位处理量的能耗。

提高装置处理量的常用方法是降低循环比和缩短生焦周期。

在一定处理量的条件下，降低循环比可以减少焦化循环油量，从而降低加热炉热负荷，进而减少燃料气用量，达到降低能耗的目的。

降低循环比受原料性质、产品分布和工艺流程等诸多因素限制。

目前装置经摸索调整，循环比已由设计的0.3下降至0.22左右。

提高进料温度可以显著降低加热炉的负荷。

一般来说，加热炉进料温度提高10℃，加热炉负荷会降低5%左右。

提高加热炉进料温度的主要途径是提高分馏塔塔底温度。

惠炼焦化设计原料换热到终温289℃后进分馏塔，辐射进料自焦化分馏塔底去加热炉温度为317℃。

与国内焦化装置相比，分馏塔底温度明显偏低。

分馏塔底温度可以从317℃提高到330℃以下进行控制，目前控制在322℃左右。

主要措施：①提高减渣进罐温度，减压渣油进罐温度可由140～150℃提高至150～165℃；②通过提高与蜡油回流的换热量来提高换热终温。

2.2.2加强加热炉维护，及时进行在线清焦
为了确保合适的炉膛抽力和供氧，将氧含量控制在2%～4%，炉膛负压控制在-35～-25Pa，这样既保证了较低的过剩空气系数，火焰燃烧效果又最佳。

当炉管表面温度超过625℃后，必须进行在线清焦。

在线清焦能够显著降低炉管的管壁温度，降低燃料消耗10%～15%左右，降能效果非常明显。

2.2.3加热炉采用先进控制(APC)，保证最佳燃烧
在焦化能耗中，燃料所占比例最大，因此加热炉节能是焦化节能的主要对象。

目前加热炉主要以燃烧控制为主，即通过烟道挡板和风道挡板进行调节，以满足排烟氧含量和炉膛负压趋近设定值。

通过投用先进控制(APC)，采用多变量模型预测控制，可保证在正常操作范围内燃料完全燃烧，使加热炉处于最佳燃烧状态，从而提高热效率，降低能耗。

2.3降低装置电耗
2.3.1提高除焦效率，减少高压水泵运行时间
高压水泵电机额定功率4500kW，是延迟焦化装置耗电大户，如何降低高压水泵运行时间，成为降低装置电耗的关键因素之一。

通过开展“降低除焦设备故障率”专项劳动竞赛活动、加强对除焦设备故障的技术攻关力度、共实施完成25项技术攻关，可提高除焦效率和减少设备故障率，有效减少高压水泵的运行时间。

对于电机功率为4500kW的高压水泵，每次节省时间0.5h，可节电2250kW·h。

2.3.2降低216罐区原料泵电耗
装置正常控制时，由螺杆泵出口压控阀控制螺杆泵出口压力在0.7～0.8MPa，进装置渣油量由进分馏塔流控阀进行控制。

这种控制方式的缺点是螺杆泵出口压力高，大部分能量损失在进装置流控阀上；2009年9月，改变了渣油流量控制方式，正常生产时将进装置流控阀保持全开，通过螺杆泵出口压力来控制进塔流量。

控制方式改进后，螺杆泵出口压力降到了0.4～0.5MPa，螺杆泵电流下降了4～5A，每小时可节电28kW，降低能耗约0.015kg标油/t原料。

2.4降低装置新鲜水消耗
装置开工后，切焦水部分回用净化水，同时适度补充新鲜水。

每月切焦水水罐补水回用净化水量在5000t以上，可降低能耗0.03kg标油/t原料，一年可以节省新鲜水6×104t以上。

但出现的问题是，净化水中的氯离子含量较大，经过除焦过程及蒸发损耗，氯离子经过浓缩，浓度会加大。

净化水氯离子浓度在30mg/L，在焦池采样数据在20~70mg/L之间，因此净化水用做补水时需控制好流量，定期进行氯离子检测，通过新鲜水及净化水补水量调整控制好氯离子含量，防止对除焦设备造成严重腐蚀。

3装置节能存在问题分析及改进
通过采取多项工艺优化措施后，装置综合能耗
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降至36kg标油/t原料，虽比设计值低3kg标油/t原料，但与国内先进延迟焦化装置相比，仍然偏高。

从开工以来装置能耗构成与设计对比数据表(见表2)可以看出，焦化装置能耗中主要是燃料气，占57.5%左右；其次是蒸汽和电，分别占27.5%、11.5%左右。

因此，降低燃料气、蒸汽和电的消耗是降低装置能耗的主攻方向。

影响装置能耗偏高的主要因素有：
①装置采用凝汽式汽轮机，导致能耗增加3～5kg标油/t原料。

②富气压缩机一、二段反飞动阀无法全关，使
3.5MPa蒸汽耗量增加。

改造前延迟焦化装置富气量与原设计相比，气量小于原设计量，导致压缩机的气量偏少。

压缩机在运行过程中，一、二段防喘振阀都处于打开的状态，且一段防喘振阀的开度较大，在40%左右，导致汽轮机3.5MPa蒸汽耗量增加。

为了降低蒸汽消耗，可考虑整体更换压缩机转子和隔板，使压缩机设计工况与目前工况相适应。

③装置大量使用空冷，低温热利用率低。

按照中国石化集团公司能耗统计标准，汽油60℃以上、柴油80℃以上、蜡油90℃以上的热量均可以称为“余热”。

惠炼焦化满负荷运行时分馏塔顶油气量在200t/h以上，温度在130～140℃之间，塔顶油气经空冷后至塔顶分液罐，其低温热未利用，且空冷耗电量大。

装置在设计时考虑了汽柴油和蜡油直供下游装置等方式回收这部分能量，但在实际操作时，汽、柴油未直供，而是进低温中间罐，而蜡油出装置后进低温罐等因素影响，汽油、柴油、蜡油部分的余热不但没有得到充分利用，同时还因增开空冷增加了装置电耗。

可考虑汽油、柴油、蜡油热料直供下游装置，利用柴油产品的余热发生0.45MPa(表)蒸汽，进焦化加热炉过热后并入系统管网。

④加热炉排烟温度高。

改造前，装置加热炉烟气余热回收能力欠缺，排烟温度偏高，一般在190～220℃；烟气进预热器温度偏高，在380～420℃，影响烟气预热器的长周期运行。

由于焦化加热炉燃料气采用自产脱硫干气和天然气，烟气露点腐蚀温度低，实测露点腐蚀温度为60℃。

可考虑增加对流排管、加热炉注水进对流室过热，以降低排烟温度，同时降低加热炉能耗。

⑤部分机泵效率低。

装置加热炉进料泵设计出口压力为4.15MPa(表)，目前实际操作出口压力为4.7MPa(表)左右；专利商原设计加热炉正常工况压降为2.4MPa，而实际操作压降仅为1.4MPa。

因此，可适当降低加热炉进料泵扬程。

通过计算，加热炉扬程可由原设计521m降低到418m，可通过泵叶轮切削来实现。

对工艺操作和调节频繁的机泵以及输送介质流量波动较大的机泵，增设变频装置，既方便操作又节电。

例如，可考虑对调节加热炉风量和炉膛压力的鼓风机、引风机以及间歇操作的冷焦水泵等增加变频，能取得不错的节能效果。

⑥ 1.0MPa蒸汽耗量偏大。

装置设计1.0MPa蒸汽通过蜡油回流蒸汽发生器产汽21.79t/h，消耗22.23t/h，耗汽量为0.44t/h。

装置1.0MPa蒸汽耗量偏大的主要影响因素为：a.焦炭塔区特阀汽封量偏大。

特阀用汽消耗设计为5.44t/h，相对偏小，实际在10t/h左右。

由于装置1.0MPa蒸汽处于管路末端，存在管内凝水可能，同时焦炭塔大吹汽或吹扫时，使特阀汽封蒸汽压力降低，焦炭塔区特阀存在结焦趋势。

因此，在正常操作时，特阀汽封副线全开，导致1.0MPa蒸汽消耗量增大。

b.为改善焦炭塔大吹汽和吹扫效果，大吹汽由18t/h提至25t/h，吹扫汽量提至30t/h，蒸汽耗量增加。

c.疏水阀效果不好，导致漏汽量偏大。

4装置技术改造措施
4.1加热炉节能改造
焦化加热炉作为延迟焦化装置的关键设备，其燃料消耗占装置总能耗的60%左右，加热炉运行效率的高低直接影响到整个装置的运行水平。

表2装置能耗构成和设计对比表
项目设计值2009年
均值
2010年
均值
2011年
均值
新鲜水/(kg标油·t-1)0.0040.0050.0040循环水/(kg标油·t-1)0.6450.840.830.82除氧水/(kg标油·t-1)0.4450.390.410.29除盐水/(kg标油·t-1)0.040.0470.040.06凝结水/(kg标油·t-1)-0.1980.09-0.06-0.06 3.5MPa蒸汽/(kg标油·t-1)9.06 6.545 6.25 6.42 1.0MPa蒸汽/(kg标油·t-1)0.068 2.48 3.59 5.95
电/(kg标油·t-1) 5.18 4.76 4.09 4.00燃料气/(kg标油·t-1)23.78421.0720.4318.65装置能耗/(kg标油·t-1)39.0336.0535.5836.14平均处理量/(t·h-1)500435.65470.5474负荷率，%10087.1394.1094.82013年第18卷
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加热炉降低排烟温度改造方案：在加热炉对流室预留管排的位置上增加两排焦化油对流排管，炉管规格为准114mm×10.9mm×24460mm，外绕翅片，炉管材质为P9；在原有管排上部空间内增加注水和0.45MPa(表)蒸汽过热盘管；增加注水过热排管一排，炉管规格为准114mm×8.56mm×24330mm，炉管材质为15CrMo，炉管外绕翅片；增加0.45MPa蒸汽过热排管一排，炉管规格为准114mm×8.56mm×24330mm，炉管材质15CrMo，光管。

由于对流室上部增加了炉管，因此对加热炉对流室上部的钢结构进行了改造，重新进行了炉衬施工，内部增加了合金钢支撑件。

4.2柴油产品低温位热源的利用
原设计中，装置柴油产品(230℃左右)从分馏塔柴油集油箱至柴油汽提塔后由柴油产品泵(P112)抽出，经柴油注水换热器(E119)换热至208℃后进入柴油产品空冷器(A109)冷却至60℃出装置。

在此过程，存在柴油150℃温位差，这部分热能未能充分利用，还通过空冷器冷却，增加了装置用电成本。

焦化装置柴油产品进柴油产品空冷器(A109A-D)的操作温度达到208℃，可考虑利用柴油的热量发生0.45MPa(表)蒸汽，既降低了柴油温度，减少柴油空冷负荷，又能够降低加热炉排烟温度。

柴油产品在检修时进行了改造，改造流程为：柴油产品由柴油产品泵(P112A/B)抽出，经柴油注水换热器(E119)、产品柴油蒸汽发生器(E120)、产品柴油除氧水换热器(E121)、产品柴油瓦斯换热器(E122)、柴油产品空冷器(A109A-D)后与汽油混合至加氢精制装置。

柴油产品发生的0.45MPa(表)蒸汽至焦化加热炉对流段过热后出装置并入全厂0.45MPa(表)蒸汽管网，主要供脱硫单元再生塔底重沸器用汽，降低由1.0MPa(表)蒸汽经减温减压变成0.45MPa(表)蒸汽的量。

柴油产品发生0.45MPa(表)蒸汽后，入柴油产品空冷器温度降至158℃。

4.3更换压缩机叶轮
与原设计相比,焦化装置富气量小于原设计量，导致压缩机气量减少。

在运行过程中，一、二段防喘振阀都处于打开的状态，且一段防喘振阀的开度较大。

检修时整体更换压缩机转子和隔板，使压缩机设计工况与目前工况相适应。

压缩机一段出口富气流量由原来的57500m3/h(标准)降为44500m3/h (标准)，关闭反飞动阀，降低了3.5MPa蒸汽消耗。

4.4焦炭塔区汽封蒸汽优化改造
焦炭塔区特阀汽封线改造：焦化装置1.0MPa 蒸汽处于管网末端，焦炭塔大吹汽及吹扫时管网压力相对偏低，容易造成焦炭塔区特阀结焦。

装置检修时，焦炭塔区特阀汽封汽增加专线，自焦化加热炉过热的1.0MPa蒸汽线引出至汽封线；特阀汽封蒸汽限流孔板进行扩孔，增加注汽量。

改造后可关闭汽封蒸汽副线，降低蒸汽消耗。

4.5改造效果
惠炼延迟焦化装置在2011年10月检修时进行了节能改造，改造后节能效果明显。

加热炉改造前后相关目标数据见表3，压缩机叶轮改造及柴油产品低温热利用相关数据见表4，改造后公用工程消耗及能耗见表5。

从见表3可以看出，空气与烟气换热后进入加热炉，入炉温度由35℃增至155℃，解决了瓦斯带液影响燃烧效果的问题，又节省了瓦斯消耗；加热炉排烟温度下降了50℃，烟气出对流室温度下降了70℃，加热炉热效率由89%提高至91.5%，加热炉表5改造后公用工程消耗及能耗
项目设计值实际值
3.5MPa(表)蒸汽/(t·h-1)-5-6.5
0.45Pa(表)蒸汽/(t·h-1)-8.6-9
燃料气/(kg·h-1)-258-336
电/kW-290-290凝结水/(t·h-1)5 5.5综合能耗/(MJ·t原料-1)-109.6-132.2
表4压缩机叶轮和柴油产品流程改造前后数据对比项目差值
3.5MPa蒸汽用量/(t·h-1)-6.5
汽轮机排汽压力/MPa-0.023
0.45MPa蒸汽产量/(t·h-1)9
50
-5.5
改造前改造后
34.528
-0.075-0.098
09
208158
-7.5-13
柴油产品入空冷前温度/℃
凝结水出量/(t·h-1)
表3焦化加热炉改造前后数据对比
项目差值加热炉排烟温度/℃-50
烟气出对流室温度/℃-70
瓦斯入炉温度/℃120
-8
-28
改造前改造后
195145
390320
35155
240232
833705
燃料气
消耗
总量/(t·d-1)
分支流量/(kg·h-1)
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第1期龚朝兵等.延迟焦化装置的能耗分析及节能优化实践
燃料单耗下降0.33t/h 。

从表4可以看出，柴油产品空冷器(A109A-D)入口温度由208℃降到158℃，发生0.45MPa 蒸汽约
9t/h ，较好的利用了柴油产品的低温热。

压缩机更换叶轮后，一、二段反飞动全部关死，同时汽轮机排汽压力下降，此项可节约3.5MPa 蒸汽用量约6.5t/h 。

通过低压蒸汽凝结水及压缩机汽轮机凝结水新上流量计进行计量，凝结水出装置量增加5.5t/h 。

从表5可以看出，实际运行的节能量超过设计目标，各指标均优于设计值。

在接近满负荷的条件下，装置平均能耗在28.37kg 标油/t 原料左右，低于设计的30kg 标油/t 原料，达到设计要求。

技改增加的效益按节约燃料气估算为：年处理量×降低的能耗×燃料气单价＝420×104
×3.16×3000/
950≈4191(万元)。

5结语
经过检修改造后，惠炼延迟焦化装置综合能耗由运行初期的36kg 标油/t 原料降低到33kg 标油/t 原料，年增加效益超过4000万元，节能效果良好。

装置若能实现满负荷运行，并采取措施进一步提高加热炉效率，对部分机泵进行变频改造，利用汽油低温位热源，将更有助于进一步降低装置能耗。

参考文献：
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术，2010，17(1)：25-28.
(编辑陈珏)
An Analysis of Energy Consumption and Saving Energy
Practices for Delayed Coking Units
Gong Chaobing ，Zhou Yuze ，Song Jinbao ，Wang Jingang
(CNOOC Huizhou Refinery ，Huizhou Guangdong 516086)
[Abstract]By taking a series of technical optimization measures such as stopping the use of 3.5MPa steam for the reboiler on the desorption column and 1.0MPa steam for the diesel stripper ，reducing the circulation ra -tio ，introducing APC to raise the heat efficiency of the heating furnace ，lowering the power consumption by high-pressure water pumps and vacuum residue pumps in the tank area ，raising the rate of wastewater recov -ered and increasing the volume of feedstock processed ，CNOOC Huizhou Refinery successfully lowered the overall energy consumption of its 420×104t/a delayed coking unit by 3kg of oil equivalent per ton of feed -stock processed from the unit ′s designed energy consumption level of 39.03kg of oil equivalent per ton of feedstock processed.To further cut energy consumption and raise the energy efficiency of the unit to the level of other advanced domestic units of the same type ，the company took additional measures during a scheduled overhaul in 2011to raise the heat efficiency of its heating furnace to 91.5%from 89%.These measures in -cluded reducing flue gas temperature for the heating furnace by means of energy-saving upgrades ，generating 0.45MPa steam using the low -temperature heat from diesel production ，replacing the impellers of the coker rich gas compressor ，and upgrading the special valve steam seal lines in the coking drum area.As a result ，3.5MPa steam consumption dropped by about 6.5t/h and consumption of fuel gas ，steam and power also went down.The overall energy consumption of the delayed coking unit dropped by 3.16kg of oil equivalent per ton of feedstock processed.The energy savings are equivalent to increasing the company ′s revenues by 40million yuan per year.
[Keywords]delayed coking ；overall energy consumption of a unit ；energy saving upgrade ；heating furnace ；heat ef -ficiency ；waste heat utilization ；reuse of recovered and purified water
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