镇海炼化-Ⅱ加氢装置加氢精制综合能耗现状及对策措施

Ⅱ加氢装置加氢精制综合能耗现状及对策措施

吴旭波

（中国石化镇海炼化分公司浙江宁波 315207）

摘要：2007年11月Ⅱ加氢精制改造为30万吨/年焦化汽油与50万吨/年直馏煤油混合加氢，装置投产以来，装置综合能耗与国内同类装置能耗进行对比、分析，查找存在的问题，结合2010

年3月装置扩能改造的机会，制定相应降耗措施，通过优化操作工况，使装置综合能耗大幅下降，

8月份综合能耗5.035kgEO/t，创国内同类装置最好成绩。

关键词：加氢精制措施综合能耗国内同类装置

1 扩能改造前装置能耗状况

2007年11月Ⅱ加氢精制改造为30万吨/年焦化汽油与50万吨/年直馏煤油混合加氢，同年12

月根据公司安排，装置处理焦化汽油和直馏柴油混合加氢。Ⅱ加氢装置投产后，平衡了因延

迟焦化装置扩能后公司焦化汽油资源较高的压力，但在装置运行过程中暴露装置能耗较高的

问题，2008年1月至2010年1月装置能耗平均值11.272kgEO/t。

1.1 Ⅱ加氢精制装置综合能耗构成

Ⅱ加氢精制装置综合能耗由新鲜水、循环水、软化水、电、蒸汽、循环水、燃料气物料

构成。2008年1月至2010年1月装置综合能耗平均值11.272kgEO/t，其中新鲜水、循环水、软化

水总共占7.64%，电、蒸汽、燃料气三项能耗总共占了92.36%。

1.2 与国内同类装置能耗对比

表1是2009年度本装置与中国石化系统内同类装置综合能耗最低的广州分公司（Ⅱ）的各

单耗对比，装置各单项能耗都高于广州分公司（Ⅱ），主要集中在电、蒸汽、燃料气三项能耗，

如何降低电、蒸汽、燃料气单耗，作为降低装置综合能耗着力点。

表1 2009年镇海炼化（Ⅱ）和广州分公司（Ⅱ）装置综合能耗对比（单位：kgEO/t）

新鲜水循环水软化水电 1.0MPa蒸汽 3.5MPa蒸汽燃料气综合能耗

镇海炼化(Ⅱ) 0 0.844 0.046 2.5142-7.6 9.68 5.111 10.595 广州分公司(Ⅱ) 0 0 0

5.7749

3.8350.5244 1.4155

2 存在问题

（1）富气脱硫塔操作压力过低

目前装置贫液（二乙醇胺）由加氢裂化装置提供，但其贫液泵出口压力只有0.7MPa，导

致富气脱硫塔操作压力不能大于0.5MPa，否则贫液不能进富气脱硫塔。因富气脱硫塔操作压

力过低，脱后富气不能通过自压方式并入高瓦系统（0.5～0.6MPa）。

（2）汽提塔操作压力过低

4月份装置改造投产以来，汽提塔底精制石脑油带水十分严重，约1%～3%，精制石脑油

带水对乙烯安全生产存在一大风险。精制石脑油产品带水现象严重，带水原因有几点：原先

双塔汽提改为单塔蒸汽汽提，汽提塔底精制石脑油产品带水；开工以来受焦化汽油库存较低影响，装置负荷较低，汽提塔进料温度低于设计温度50℃。通过降低汽提塔操作压力，减少精制石脑油水含量。

（3）反应系统压降上升

从图1可以看出，反应生成油进高压换热器E202CD入口温度178℃，V243热高分气进E204换热器入口温度153℃，在此操作条件下，E202CD和E244处铵盐结晶严重，E202CD压差和E244压差均为0.2MPa。反应系统压降上升，导致循环氢出口压力相应上升，3.5MPa蒸汽消耗增加。

图1 反应生成油流程

（4）反应热富裕

装置改造后，焦化汽油产量比例大幅增加，不饱和烃加氢反应释放大量热量，反应加热炉负荷较小。一方面反应热不能充分吸收，增加了水耗、电耗，另一方面却在维持反应加热炉低负荷运行。

3 对策措施

3.1 节燃料气措施

Ⅱ加氢装置扩能改造后，处理以焦化汽油和非芳原料为主进行混合加氢，因焦化汽油不饱和烃含量较高，其溴价在80gBr/100g左右，不饱和烃加氢饱和后产生巨大反应热，充分考虑到反应热的充分利用，增加反应加热炉跨线和气动阀，加热炉只作为开工炉，装置正常生产后停用加热炉，燃料气可下降300Nm3/h，年节能2268吨标油。

3.2 节汽措施

（1）汽提塔改用氢气代替蒸汽汽提

借鉴广州分公司将氢气用于航煤加氢装置汽提的成功经验，在本装置试用氢气汽提。引一氢气管线（DN20）至汽提塔，作为氢气汽提线（见图2）。通过用150～200Nm3/h氢气汽提替代蒸汽汽提，使装置精制石脑油水含量在20mg/kg左右。通过汽提方式的改变，确保了精制石脑油品质的提高，同时用于汽提的1.3t/h1.0MPa蒸汽停用，年可节能829.92吨标油。

（2）降低循环氢压缩机汽轮机3.5MPa 蒸汽流量

停运F201后，反应原料改走F201跨线，系统压降减少0.4MPa 左右，C202出口压力相应减少，压缩机出口反飞动线阀门全部关闭，3.5MPa 蒸汽下降约0.86t/h 。将反应注水点进行调整，从原先的高压空冷注水点移至E244，热高分压力从原先3.83MPa 降至目前的3.67MPa ，循环氢压缩机出口压力相应降低，3.5MPa 蒸汽下降0.3t/h 。通过调整、优化，3.5MPa 蒸汽下降明显，年节能777.92吨标油。

3.3 节电措施

（1）停运螺杆机C204

Ⅱ加氢装置进行扩能改造后，脱后富气经螺杆机C204增压后，并入高瓦系统（见图3）。2010年4月份T202富气脱硫系统生产工况受加氢裂化装置来贫液压力低影响，脱后干气直接并入高瓦系统（不进行增压）存在难度。采用原先富气去加氢裂化脱硫流程和对相关设备进行扩径等措施，使富气脱硫后并入加氢裂化瓦斯系统（由于V208富气压力0.5MPa ，高于加氢裂化瓦斯系统，两者存在0.1MPa 左右的压差），在不开C204的情况下，解决了脱后富气后路问题。利用加氢裂化2010年6月份停工检修的机会，供加氢贫液由原先的加氢裂化低压泵改由高压泵提供，使Ⅱ加氢装置贫液压力提高至1.5MPa ，实现将T201操作压力提至0.65MPa ，成功将脱后富气并入高瓦系统。通过上述流程优化、操作优化，实现了C204停运，C204轴功率160kWh ，年节能349.44吨标油。

图2 汽提塔氢气汽提流程

图3 富气脱硫流程