第一节、加氢装置用能与节能(带目录)

1、加氢装置用能与节能加氢装置用能与节能 2006年5月6日 n加氢工艺技术概述加氢工艺技术概述 n加氢工艺类型加氢工艺类型 n典型加氢装置工艺典型加氢装置工艺 n加氢装置能耗分析加氢装置能耗分析 n加氢装置节能措施加氢装置节能措施 加氢工艺技术概述加氢工艺技术概述 n加氢处理能力快速增长加氢处理能力快速增长 n加氢工艺技术发展加氢工艺技术发展 加氢工艺技术概述加氢工艺技术概述 加氢工艺过程是现代炼油工业最重要的加工手段之一加氢工艺过程是现代炼油工业最重要的加工手段之一 n加工重质及高硫原油，扩大原油加工适应性；加工重质及高硫原油，扩大原油加工适应性； n提高成品油质量，生产低硫、超低硫清洁燃料；

2、提高成品油质量，生产低硫、超低硫清洁燃料； n提高加工深度，增产轻质油品；提高加工深度，增产轻质油品； n调整成品油结构；调整成品油结构； n炼化一体化生产化工原料。炼化一体化生产化工原料。 加氢处理能力快速增长加氢处理能力快速增长 n世界加氢处理能力世界加氢处理能力 装置名称装置名称 加工能力加工能力 占原油一次占原油一次 加工能力比例加工能力比例 2000.1.1 万吨万吨/年年 2005.1.1 万吨万吨/年年 增长率增长率 % % 常减压常减压407749.0 412044.5 1.05 100 催化裂化催化裂化68796.5 72548.0 5.45 17.61 催化重整催化重整47

3、528.8 48792.5 2.66 11.84 焦化焦化20597.5 24421.1 18.56 5.93 加氢裂化加氢裂化20101.5 23559.0 17.20 5.72 加氢处理加氢处理172454.7 193901.3 12.44 47.06 n截至截至2005年初，美国加氢总能力占原油一次加工年初，美国加氢总能力占原油一次加工 能力的比例为能力的比例为79.58%，德国为，德国为85.44%，日本，日本 高达高达89.92%，韩国、意大利、加拿大、法国、，韩国、意大利、加拿大、法国、 英国、墨西哥等国家均已达英国、墨西哥等国家均已达40%以上。以上。 加氢处理能力快速增长加氢处

4、理能力快速增长 n我国加氢处理能力我国加氢处理能力 项目项目 万吨万吨/年 年 2000年 年 2004年 年 2000至 至2004 增长率增长率 % 占原油一次占原油一次 加工能力比例加工能力比例 % 中国中国 原油加工能力原油加工能力 27700 31500 13.72 100 总加氢能力总加氢能力 5927 9551 61.14 30.32 加氢裂化加氢裂化 1147 1626* 41.76 5.16 加氢处理加氢处理 4780 7925 65.79 25.16 中国石化中国石化 原油加工能力原油加工能力 14083 16430 16.67 100 总加氢能力总加氢能力 3963 66

5、20 67.05 40.29 加氢裂化加氢裂化 8561336 56.07 8.13 加氢处理加氢处理 3107 5284 70.06 32.16 加氢处理能力快速增长加氢处理能力快速增长 n我国加氢处理能力我国加氢处理能力 加氢工艺技术发展加氢工艺技术发展 国外加氢工艺技术发展趋势国外加氢工艺技术发展趋势 n催化裂化原料、催化汽油的加氢预处理催化裂化原料、催化汽油的加氢预处理 n开发多种形式加氢裂化新工艺开发多种形式加氢裂化新工艺 n催化剂不断推陈出新催化剂不断推陈出新 n发展深度脱硫脱氮技术发展深度脱硫脱氮技术 加氢工艺技术发展加氢工艺技术发展 我国加氢工艺技术的发展我国加氢工艺技术的发展

6、 n含硫含硫VGO预处理技术效果明显预处理技术效果明显 n催化汽油后处理技术与国外同步催化汽油后处理技术与国外同步 n提高柴油质量技术：提高柴油质量技术：LCO改质技术、深度改质技术、深度 脱硫技术脱硫技术 n多种形式的加氢裂化技术多种形式的加氢裂化技术 n加氢裂化催化剂不断更新换代加氢裂化催化剂不断更新换代 加氢工艺技术发展加氢工艺技术发展 n中国中国21世纪的炼油厂将从以生产油品为主，世纪的炼油厂将从以生产油品为主， 转型为生产成品油和化工原料油并重的油转型为生产成品油和化工原料油并重的油 化一体化的炼油企业。化一体化的炼油企业。 n加氢裂化是我国加氢裂化是我国21世纪重点发展的炼油技世纪

7、重点发展的炼油技 术。术。 加氢工艺类型加氢工艺类型 n加氢工艺种类加氢工艺种类 n根据加氢反应过程中原料油分子转化数量分类根据加氢反应过程中原料油分子转化数量分类 加氢工艺种类加氢工艺种类 n加工原料的不同加工原料的不同 n目的产品的不同目的产品的不同 n反应机理的不同反应机理的不同 n操作压力的不同操作压力的不同 n反应苛刻度的不同反应苛刻度的不同 n反应器床型的不同反应器床型的不同 n工艺流程的不同工艺流程的不同 根据加氢反应过程中原料油分子转化数量分类根据加氢反应过程中原料油分子转化数量分类 n加氢处理加氢处理 HT n加氢精制加氢精制 HF n加氢转化加氢转化 HV n加氢裂化加氢裂

8、化 HC 一般也将上述传统意义上的加氢处理、 加氢精制技术统称为加氢处理，将上述加氢转 化、加氢裂化技术统称为加氢裂化。 典型加氢装置工艺典型加氢装置工艺 n加氢裂化原料油及产品加氢裂化原料油及产品 n加氢裂化的基本原理及特点加氢裂化的基本原理及特点 n工艺流程工艺流程 n工艺流程的组成工艺流程的组成 n典型的主要操作条件及技术经济指标典型的主要操作条件及技术经济指标 加氢裂化原料油及产品加氢裂化原料油及产品 n原料原料 典型性质典型性质 原料油原料油阿拉伯轻质原料油阿拉伯轻质原料油VGOVGO 密度，密度，kg/mkg/m3 3921921 硫含量，硫含量，m%m%2.72.7 氮含量，氮含

9、量，g/gg/g800800 粘度（粘度（100100），），mmmm2 2/s/s8.08.0 馏程馏程 （D1160D1160），）， 5%5%370370 50%50%460460 90%90%550550 加氢裂化原料油及产品加氢裂化原料油及产品 n液化气液化气 ：民用、乙烯裂解料：民用、乙烯裂解料 n轻石脑油轻石脑油 ：汽油调和组份：汽油调和组份 、制氢原料、制氢原料 、 乙烯裂解料乙烯裂解料 n重石脑油重石脑油 ：优质的重整原料：优质的重整原料 n中间馏分油中间馏分油 ：优质柴油、高烟点喷气燃料：优质柴油、高烟点喷气燃料 n尾油尾油 ：乙烯裂解料、催化裂化原料：乙烯裂解料、催化裂化

10、原料、 高粘度指数润滑油基础油高粘度指数润滑油基础油 加氢裂化的基本原理及特点加氢裂化的基本原理及特点 加氢精制、加氢裂化反应均为强放热反应加氢精制、加氢裂化反应均为强放热反应 n脱金属杂质脱金属杂质HDM n加氢脱硫加氢脱硫 HDS n加氢脱氮加氢脱氮 HDN n加氢脱氧加氢脱氧 HDO n烯烃饱和烯烃饱和 n裂化反应裂化反应 n芳烃加氢饱和反应芳烃加氢饱和反应 n异构化反应异构化反应 工艺流程：工艺流程：典型国产典型国产140万吨万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置 高压进料泵 加热炉 精制反应器裂化反应器新氢机 新氢 循环氢压缩机 热高分热低分 高压

11、注水 冷高分 冷低分 酸性水 反应系统原则流程图 原料蜡油 生成油去分馏 工艺流程：工艺流程：典型国产典型国产140万吨万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置 反应生成油 脱丁烷塔 吸收解吸塔 分馏塔 重石脑油汽提塔 航煤汽提塔 柴油汽提塔 石脑油稳定塔 尾油 柴油 重石脑油 航煤 轻石脑油 干气 分馏系统原则流程图 工艺流程的组成工艺流程的组成 反应部分反应部分 n反应设备反应设备 反应器反应器 n升温、降温设备升温、降温设备 高压换热器高压换热器 加热炉加热炉 蒸汽发生器蒸汽发生器 高压空冷器高压空冷器 n气液分离设备气液分离设备 热高分热高分 冷高分冷

12、高分 热低分热低分 冷低分冷低分 n转动设备转动设备 新氢压缩机、循环氢压缩机、高压泵、液力透平新氢压缩机、循环氢压缩机、高压泵、液力透平 n循环氢脱硫设备循环氢脱硫设备 工艺流程的组成工艺流程的组成 分馏部分分馏部分 n塔塔 汽提塔汽提塔 常压分馏塔常压分馏塔 减压分馏塔减压分馏塔 稳定塔稳定塔 n主要设备主要设备 加热炉加热炉 换热器换热器 冷却器冷却器 冷、热油泵冷、热油泵 工艺流程的组成工艺流程的组成 n典型装置设备典型装置设备 典型国产140万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置， 共有如下266台设备 设备名称设备名称数量数量设备名称设备名称数量数量 反应器反应器2 2空冷器空冷

13、器5050 加热炉加热炉3 3压缩机压缩机4 4 塔器塔器1010泵泵6565 容器容器4747过滤器过滤器1212 换热器换热器4040其它小型设备其它小型设备3333 典型的主要操作条件及技术经济指标典型的主要操作条件及技术经济指标 典型的国产典型的国产140万吨万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的主要操作条件年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的主要操作条件 反应器反应器精制反应器精制反应器裂化反应器裂化反应器 压力压力MPa(gMPa(g) )入口入口16.7/16.716.7/16.716.5/16.216.5/16.2 温度温度 入口入口355/373355/373375/39

14、7375/397 出口出口394/411394/411387/408387/408 空速空速hrhr-1 -1 保护层保护层50.050.0 主催化剂主催化剂1.01.01.21.2 后精制剂后精制剂12.012.0 总空速（主催化总空速（主催化 剂）剂） 0.530.53 氢油比氢油比 NmNm3 3/m/m3 3900900 精制油氮含量精制油氮含量 ppmppm30 化学耗氢化学耗氢 w%w%2.55/2.602.55/2.60 典型的主要操作条件及技术经济指标典型的主要操作条件及技术经济指标 典型的国产典型的国产140万吨万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的物料平衡年一段双剂串联

15、一次通过加氢裂化装置的物料平衡 项目项目物料各称物料各称重重% %万吨万吨/ /年年 入入 方方 原料油原料油100140 氢气氢气2.553.57 合计合计102.55143.57 出出 方方 H H2 2S+NHS+NH3 31.602.24 气体气体0.550.77 液化气液化气4.626.47 轻石脑油轻石脑油6.759.45 重石脑油重石脑油19.5727.40 航煤航煤29.9841.97 柴油柴油21.8330.56 尾油尾油17.6624.72 合计合计102.55143.57 典型的主要操作条件及技术经济指标典型的主要操作条件及技术经济指标 典型的国产典型的国产140万吨万吨

16、/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的主要消耗指标年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的主要消耗指标 新鲜水新鲜水1t/h燃料油燃料油2.448t/h 循环水循环水1299t/h凝结水凝结水-11.5t/h 除盐水除盐水4.7t/h净化风净化风6.5Nm3/min 脱氧水脱氧水42t/h工业风工业风15 Nm3/min 电电10002.4kw氮气氮气4Nm3/min 3.5MPa蒸汽蒸汽42t/h保护剂保护剂/精制剂精制剂6.3/148t 1.0MPa蒸汽蒸汽-63t/h裂化催化剂裂化催化剂124t 燃料气燃料气1.224t/h后精制剂后精制剂12.4t 加氢装置能耗分析加氢装置能耗分析 n用能

17、原理用能原理 n加氢过程能耗的特点加氢过程能耗的特点 n影响能耗的因素影响能耗的因素 n加氢装置能耗的构成加氢装置能耗的构成 n基准能耗与节能潜力基准能耗与节能潜力 用能原理用能原理 能量转换和传输环节 能量工艺利用环节 能量回收环节 EP EB Ew ET EJ EE EO EUER EP 总输入能量；总输入能量； EU 有效输入能量；有效输入能量； EB 转换输出能量；转换输出能量； Ew 直接损失能量；直接损失能量； ER 回收循环能量；回收循环能量； ET 热力学能耗；热力学能耗； EO 待回收能量；待回收能量； EJ 排弃能量；排弃能量； EE 回收输出能量回收输出能量 用能原理用能

18、原理 n能量转换和传输环节能量转换和传输环节 n能量工艺利用环节能量工艺利用环节 n能量回收环节能量回收环节 加氢过程能耗的特点加氢过程能耗的特点 n总输入能量多总输入能量多 n升压用电在能耗中所占比例大升压用电在能耗中所占比例大 n化学耗氢量与反应苛刻度（或转化率）有关化学耗氢量与反应苛刻度（或转化率）有关 n可回收利用能量多可回收利用能量多 n低温热多低温热多 影响能耗的因素影响能耗的因素 工艺条件对能耗的影响工艺条件对能耗的影响 n反应压力（氢分压）反应压力（氢分压） n反应温度反应温度 n氢油比氢油比 n耗氢量耗氢量 影响能耗的因素影响能耗的因素 不同的催化加氢工艺对能耗的影响不同的催

19、化加氢工艺对能耗的影响 n不同加氢处理（精制）工艺对能耗的影响不同加氢处理（精制）工艺对能耗的影响 n不同加氢裂化工艺流程对能耗的影响不同加氢裂化工艺流程对能耗的影响 不同加氢裂化工艺对能耗的影响主要在以下方面： l由反应压力决定的补充氢压缩机和反应进料泵的升压电耗； l操作苛刻度及耗氢量 l是否为循环流程，是否设高压循环油泵和加热炉； l两段流程较一段流程增加了一个反应系统（包括加热炉、 循环氢压缩机、反应产物空冷器等） 影响能耗的因素影响能耗的因素 n原料、目的产品对能耗的影响原料、目的产品对能耗的影响 n装置组成对能耗的影响装置组成对能耗的影响 n装置负荷率对能耗的影响装置负荷率对能耗的

20、影响 加氢装置能耗的构成加氢装置能耗的构成 加氢装置典型能耗加氢装置典型能耗 催化加氢工艺过程催化加氢工艺过程 反应压力，反应压力， Mpa 单位能耗，单位能耗，kgfoe/t 高压加氢裂化（单段一次通过）高压加氢裂化（单段一次通过）12.017.038.2259.71 高压加氢裂化（未转化油循环）高压加氢裂化（未转化油循环）16.018.066.4075.95 高压加氢裂化（单段中油循环）高压加氢裂化（单段中油循环）16.018.075.95 渣油加氢处理渣油加氢处理15.017.026.2740.96 润滑油加氢处理润滑油加氢处理13.015.055.89 润滑油加氢处理、异构脱蜡、后精润

21、滑油加氢处理、异构脱蜡、后精 制制 14.016.088.85 中压加氢改质中压加氢改质8.010.042.28 中压加氢裂化中压加氢裂化8.014.036.0754.93 焦化汽、柴油加氢焦化汽、柴油加氢8.0 20.5428.42 催化柴油加氢催化柴油加氢6.08.020.4226.27 直馏柴油加氢直馏柴油加氢3.05.015.5217.91 煤油加氢煤油加氢4.0 13.6116.72 加氢装置能耗的构成加氢装置能耗的构成 加氢裂化装置的能耗加氢裂化装置的能耗 各企业加氢裂化装置能耗占炼油综合能耗的比例一般在各企业加氢裂化装置能耗占炼油综合能耗的比例一般在6%10%。 大型企业加氢裂化

22、能耗占综合能耗的比例 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 燕山齐鲁金陵扬子高桥镇海茂名 % 加氢装置能耗的构成加氢装置能耗的构成 加氢裂化装置的能耗加氢裂化装置的能耗 电耗和燃料消耗在能耗中所占比例最高，分别高达30%40%、 30%60%，蒸汽的消耗根据各装置的不同差异较大，所占比例 从5%到20%不等，水所占比例较低，一般为3%4%。 基准能耗与节能潜力基准能耗与节能潜力 典型的国产典型的国产140万吨万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的基准能耗年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的基准能耗 燃料能耗：燃料能耗： E1=18.888 kgfoe/t

23、 电耗：电耗： E2 = 18.76 kgfoe/t 蒸汽能耗：蒸汽能耗： E3 = 1.949 kgfoe/t 循环水：循环水： E41.369 kgfoe/t 除氧水：除氧水： E53.34 kgfoe/t 其它水：其它水： E6 =0.05 kgfoe/t 其它能耗：其它能耗： E7 =0.407kgfoe/t 总能耗总能耗 EE1+E2+E3+E4+E5+E6+E744.763 kgfoe/t 基准能耗的校正：反应部分为热高分流程，取热高分比冷高分节能3.5 kgfoe/t。 装置的基准能耗：装置的基准能耗：44.7633.541.263 kgfoe/t 基准能耗与节能潜力基准能耗与节

24、能潜力 与基准能耗相比，中石化与基准能耗相比，中石化 加氢裂化装置的实际能耗加氢裂化装置的实际能耗 平均有平均有9kgfoe/t的节能潜的节能潜 力。力。 加氢裂化能耗对比加氢裂化能耗对比 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 燕山 齐鲁 镇海1# 扬子1# 金陵2# 高桥 金陵1# 茂名 平均 实际能耗 基准能耗 节能潜力 加氢裂化能耗国际先进水平为加氢裂化能耗国际先进水平为38kgfoe/t（全循环流程），（全循环流程）， 而我国平均一般水平为而我国平均一般水平为46 kgfoe/t，因此节能潜力较大。，因此节能潜力较大。 加氢装置节能措施加

25、氢装置节能措施 n从装置设计角度采取的节能措施从装置设计角度采取的节能措施 n从工艺操作角度采取的节能措施从工艺操作角度采取的节能措施 n采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n公用工程系统节能公用工程系统节能 n装置热联合及回收利用低温热装置热联合及回收利用低温热 n加强保温、伴热管理加强保温、伴热管理 n其他节能措施其他节能措施 n优化制（产）氢、加氢网络，合理产氢、用氢，优化制（产）氢、加氢网络，合理产氢、用氢， 降低产氢、用氢成本，降低能耗降低产氢、用氢成本，降低能耗 从装置设计角度采取的节能措施从装置设计角度采取的节能措施 优化工艺流程优化工艺流程 n采用炉前混氢技术采用炉前混氢

26、技术 n采用热高压分离器流程采用热高压分离器流程 n精制反应器与裂化反应器之间设立反应进料与精制反应器与裂化反应器之间设立反应进料与 精制产物的进料换热器精制产物的进料换热器 n分馏塔设置中段回流分馏塔设置中段回流 从装置设计角度采取的节能措施从装置设计角度采取的节能措施 n采用高性能催化剂采用高性能催化剂 采用高活性、高稳定性的催化剂对降低装采用高活性、高稳定性的催化剂对降低装 置能耗有着举足轻重的影响置能耗有着举足轻重的影响 n充分合理利用反应热是加氢装置节能的关键充分合理利用反应热是加氢装置节能的关键 采用窄点技术进行换热网络计算，使换热采用窄点技术进行换热网络计算，使换热 流程优化匹配

27、，充分回收反应热各温位热量流程优化匹配，充分回收反应热各温位热量 从装置设计角度采取的节能措施从装置设计角度采取的节能措施 采用高效设备采用高效设备 l采用逆向传热、不需考虑温差校正系数的采用逆向传热、不需考虑温差校正系数的U型型 管双壳程换热器。管双壳程换热器。 l采用新型、节能型电机，特别是大型节能电机：采用新型、节能型电机，特别是大型节能电机： l尽量采用高效油泵。尽量采用高效油泵。 l采用卧管双面辐射炉型的反应进料加热炉。采用卧管双面辐射炉型的反应进料加热炉。 从工艺操作角度采取的节能措施从工艺操作角度采取的节能措施 n合理控制反应器温升合理控制反应器温升 对加氢裂化装置研究认为，在反

28、应器温对加氢裂化装置研究认为，在反应器温 升升2535 C的条件下操作，将有最好的经济的条件下操作，将有最好的经济 效益。既可以达到好的催化剂使用效率和周效益。既可以达到好的催化剂使用效率和周 期，又有较低的炉子燃料、压缩机负荷等操期，又有较低的炉子燃料、压缩机负荷等操 作能耗。作能耗。 n维持维持适宜的氢油比适宜的氢油比 根据装置负荷调整维持适宜的氢油比，避根据装置负荷调整维持适宜的氢油比，避 免氢油比过高免氢油比过高 从工艺操作角度采取的节能措施从工艺操作角度采取的节能措施 n避免系统压降过大避免系统压降过大 反应系统压降增大主要有以下原因：反应系统压降增大主要有以下原因： l氢气纯度下降

29、；氢气纯度下降； l循环气流量增加；循环气流量增加； l原料油处理量增大或带水等；原料油处理量增大或带水等； l催化剂局部粉碎或结焦；催化剂局部粉碎或结焦； l反应器入口分配器堵塞；反应器入口分配器堵塞； l注水量减少，冷却器铵盐堵塞；注水量减少，冷却器铵盐堵塞； l换热器结垢或压缩机入口堵；换热器结垢或压缩机入口堵； l紧急泄压引起床层压降超过催化剂强度值，使催化剂粉碎。紧急泄压引起床层压降超过催化剂强度值，使催化剂粉碎。 从工艺操作角度采取的节能措施从工艺操作角度采取的节能措施 n提高加热炉热效率提高加热炉热效率 燃料气所占能耗比例较高，一般为燃料气所占能耗比例较高，一般为3060%，是是

30、 加氢装置用能的重要环节。加氢装置用能的重要环节。 措施：措施： l选用新型节能燃烧器；选用新型节能燃烧器； l加强氧表的维护和管理；加强氧表的维护和管理； l搞好余热回收，降低排烟温度；搞好余热回收，降低排烟温度； l应用新型隔热衬里材料，减少热损失；应用新型隔热衬里材料，减少热损失； l重视重视“三门一板三门一板”的优化操作；的优化操作； l加强对积灰、积垢、结盐的清除工作。加强对积灰、积垢、结盐的清除工作。 从工艺操作角度采取的节能措施从工艺操作角度采取的节能措施 某企业目前加热炉的运行工况某企业目前加热炉的运行工况 加热炉加热炉 氧含量氧含量 % % 排烟温度排烟温度 热效率热效率 %

31、 % 加氢反应炉加氢反应炉101043043063.663.6 措施措施 l 加强管理，及时查找并处理加热炉漏风部位，采取封堵措施，例如对因加强管理，及时查找并处理加热炉漏风部位，采取封堵措施，例如对因 变形关不严的防爆门，可采取外加保温并用白铁皮包盒子等办法解决；变形关不严的防爆门，可采取外加保温并用白铁皮包盒子等办法解决； l增加烟气化验分析频次，校准氧化锆；增加烟气化验分析频次，校准氧化锆； l根据炉膛氧含量和燃烧火焰调整风门开度，降低氧含量至根据炉膛氧含量和燃烧火焰调整风门开度，降低氧含量至5%以下，力以下，力 争控制在争控制在23%范围内；范围内； l增上余热回收系统，降低排烟温度。

32、增上余热回收系统，降低排烟温度。 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n在氢气压缩机应用在氢气压缩机应用Hydro COM气量调节系统气量调节系统 加氢裂化装置的能耗中，加氢裂化装置的能耗中，30%40%为电耗。为电耗。 而电耗中的而电耗中的77%84%为高压电耗，降低高压电耗为高压电耗，降低高压电耗 对降低加氢裂化装置的能耗具有重要意义。对降低加氢裂化装置的能耗具有重要意义。 国内往复式压缩机流量调节一般采用逐级返回国内往复式压缩机流量调节一般采用逐级返回 或或“三返一三返一”的方式，大量电能无谓损耗，造成能的方式，大量电能无谓损耗，造成能 耗的巨大浪费。耗的巨大浪费。 奥地利贺尔碧格

33、公司奥地利贺尔碧格公司Hydro COM气量调节技术，气量调节技术， 成功的应用经验，节能效果显著成功的应用经验，节能效果显著 。 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n在氢气压缩机应用在氢气压缩机应用Hydro COM气量调节系统气量调节系统 天津分公司炼油厂天津分公司炼油厂80万吨万吨/年加氢裂化装置一年加氢裂化装置一 台新氢压缩机采用该技术，每小时节电台新氢压缩机采用该技术，每小时节电1200kw， 年节电约年节电约1000度，年节电效益度，年节电效益500万元万元 。 燕山分公司炼油厂燕山分公司炼油厂130万吨万吨/年中压加氢裂化年中压加氢裂化 装置一台新氢压缩机采用该技术，年节

34、电效益装置一台新氢压缩机采用该技术，年节电效益300 万元以上。万元以上。 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n设置液力透平，回收压力能损失设置液力透平，回收压力能损失 用液力透平回收高压流体向低压流体减压的能量，约用液力透平回收高压流体向低压流体减压的能量，约 可回收可回收66%能量，用以辅助驱动高压反应进料泵、高压贫能量，用以辅助驱动高压反应进料泵、高压贫 胺液泵，降低高压泵正常用电负荷，节约能耗。胺液泵，降低高压泵正常用电负荷，节约能耗。 评价液力透平节能的可行性及经济效益：评价液力透平节能的可行性及经济效益： BHPt=2.6843 Qt HtEt RY=CtCP 式中 BHP

35、t 回收功率； Qt 液力透平流量（或容量），m3/h； Ht 液力透平压力降，m； 流体密度，t/m3； Et 液力透平效率，%； RY 液力透平投资回收期，年； Ct 液力透平投资费用，元； CP 节能效益，元。 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n设置液力透平，回收压力能损失设置液力透平，回收压力能损失 金陵金陵150万吨万吨/年加氢裂化装置高分压力为年加氢裂化装置高分压力为15.3 MPa，低分压力为，低分压力为2.75 MPa，在两个部位设置了液力透，在两个部位设置了液力透 平：高低压分离器间，用于辅助驱动高压反应进料泵；平：高低压分离器间，用于辅助驱动高压反应进料泵； 循环

36、氢脱硫塔底富胺液减压部位，用于辅助驱动高压贫循环氢脱硫塔底富胺液减压部位，用于辅助驱动高压贫 胺液泵。胺液泵。 当高压进料泵不开液力透平时电流为当高压进料泵不开液力透平时电流为260A，开液力，开液力 透平时电流透平时电流175A，电流下降，电流下降85A，节电约，节电约980 kw，年，年 效益效益411万元。万元。 液力透平液力透平 电机电机贫胺液泵贫胺液泵 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n应用阻垢剂节能应用阻垢剂节能 加氢装置原料预热（高压）换热器结焦结垢，传热加氢装置原料预热（高压）换热器结焦结垢，传热 系数下降，加热炉负荷增加，能耗上升，并成为影响加氢系数下降，加热炉负荷

37、增加，能耗上升，并成为影响加氢 装置安全、平稳、长周期运转以及达标考核、最终直接影装置安全、平稳、长周期运转以及达标考核、最终直接影 响经济效益的响经济效益的“瓶颈瓶颈”。 注阻垢剂是一种简单易行的办法，因具有不改变工艺注阻垢剂是一种简单易行的办法，因具有不改变工艺 流程、不影响正常操作、加注方便、资金投入少等优点，流程、不影响正常操作、加注方便、资金投入少等优点， 使其成为最经济、有效的解决加氢原料油换热器结焦问题使其成为最经济、有效的解决加氢原料油换热器结焦问题 的方法的方法 。 采用新技术、助剂节能采用新技术、助剂节能 n应用阻垢剂节能应用阻垢剂节能 国内外研究机构对加氢装置原料油换热器

38、结焦机理研国内外研究机构对加氢装置原料油换热器结焦机理研 究认为，结焦主要是由沉积、自由基聚合、金属催化聚合和究认为，结焦主要是由沉积、自由基聚合、金属催化聚合和 非自由基聚合等四种机理引起的非自由基聚合等四种机理引起的 国产阻垢剂应用效果良好，高压换热器换热效果可以满国产阻垢剂应用效果良好，高压换热器换热效果可以满 足装置足装置3到到4年长周期运行的要求。年长周期运行的要求。 齐鲁齐鲁56万吨万吨/年加氢裂化装置在未注阻垢剂前，平均运年加氢裂化装置在未注阻垢剂前，平均运 行半年就因高压换热器结垢换热效果变差而被迫停工处理，行半年就因高压换热器结垢换热效果变差而被迫停工处理， 注入阻垢剂后，运

39、行周期延长到注入阻垢剂后，运行周期延长到2年；齐鲁年；齐鲁140万吨万吨/年加氢年加氢 裂化装置在开工后开始注入阻垢剂，装置首次开工就实现了裂化装置在开工后开始注入阻垢剂，装置首次开工就实现了 3年半的长周期平稳运行。年半的长周期平稳运行。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n节电节电 l增上变频电机增上变频电机 节能的有效途径节能的有效途径 l减少机泵流量、扬程过剩减少机泵流量、扬程过剩 机泵流量、扬程的选择裕量较大，或者是工艺机泵流量、扬程的选择裕量较大，或者是工艺 条件的变化造成电耗的浪费。条件的变化造成电耗的浪费。 针对现有工艺运行情况，核算工艺流程压力针对现有工艺运行情况，核算工艺流

40、程压力 降，除采用变频电机外，还可进行叶轮切削、多降，除采用变频电机外，还可进行叶轮切削、多 级泵减少叶轮级数、改变转速等方式，以减少机级泵减少叶轮级数、改变转速等方式，以减少机 泵扬程裕量、流量，有效降低电耗。泵扬程裕量、流量，有效降低电耗。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n节电节电 l减少机泵流量、扬程过剩减少机泵流量、扬程过剩 镇海炼化加氢裂化装置高压贫胺液泵设计流量为镇海炼化加氢裂化装置高压贫胺液泵设计流量为160t/h，而实际生产，而实际生产 需求流量仅为需求流量仅为55t/h，能耗浪费极大，在对泵的转子进行改造后，电流由，能耗浪费极大，在对泵的转子进行改造后，电流由 133A降

41、至降至85A，能耗降低约，能耗降低约440kw，年节电约，年节电约352万度，年节约电费万度，年节约电费 170万元。万元。 荆门石化柴油加氢装置高压贫胺液泵原设计叶轮数为荆门石化柴油加氢装置高压贫胺液泵原设计叶轮数为9级，出口压力为级，出口压力为 12.5MPa，而工艺要求该泵在流量不变的情况下，出口压力只需，而工艺要求该泵在流量不变的情况下，出口压力只需7.0MPa 即可满足生产要求。经对该泵平衡盘尺寸进行改进，成功地减少该泵即可满足生产要求。经对该泵平衡盘尺寸进行改进，成功地减少该泵2级叶级叶 轮，使出口压力由轮，使出口压力由12.5MPa降至降至7.0MPa，该泵电机电压，该泵电机电压

42、6000V，电流由，电流由 22A降至降至18A，年节电约，年节电约21万度，年节约电费约万度，年节约电费约10万元。万元。 天津石化加氢裂化装置循环泵电机功率为天津石化加氢裂化装置循环泵电机功率为1350kw，泵转速为，泵转速为 5880r/min，流量为，流量为132m3/h，泵出口压力为，泵出口压力为34MPa，而反应系统压力，而反应系统压力 为为18.66 MPa，泵工作压力比系统压力高出，泵工作压力比系统压力高出15.34MPa之多，浪费大量电之多，浪费大量电 能。通过改造增速箱，将该泵转速降低能。通过改造增速箱，将该泵转速降低26%，年节电约，年节电约452万度，年节约万度，年节约

43、 电费电费220万元。万元。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n节电节电 l清洗空冷清洗空冷 装置长时间运行后，空冷翅片管表面积尘结垢较多，装置长时间运行后，空冷翅片管表面积尘结垢较多， 冷却效果变差。为保证冷后温度，需增开空冷，增加了电冷却效果变差。为保证冷后温度，需增开空冷，增加了电 耗。从各企业调研的情况看，空冷因积尘结垢影响换热效耗。从各企业调研的情况看，空冷因积尘结垢影响换热效 果的情况较普遍。果的情况较普遍。 日常运行中，采用高压水清洗空冷翅片管表面，提高日常运行中，采用高压水清洗空冷翅片管表面，提高 冷却效果，降低空冷器、水冷器负荷，节约循环水用量和冷却效果，降低空冷器、水冷器

44、负荷，节约循环水用量和 电耗。电耗。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n高压注水由除盐水改为净化水高压注水由除盐水改为净化水 大部分加氢装置仍在使用或部分使用除盐水作为高压大部分加氢装置仍在使用或部分使用除盐水作为高压 注水，没有充分将净化水作为加氢注水回用。而污水汽提注水，没有充分将净化水作为加氢注水回用。而污水汽提 净化水的性质完全可以满足高压注水的要求。因此可将净净化水的性质完全可以满足高压注水的要求。因此可将净 化水作为反应注水，节省除盐水，降低能耗。化水作为反应注水，节省除盐水，降低能耗。 以以140万吨万吨/年加氢裂化装置为例，注水量为年加氢裂化装置为例，注水量为15/h， 如改

45、为净化水，每年以如改为净化水，每年以8400小时计算，年可节约除盐水小时计算，年可节约除盐水 12.6万吨，年效益约万吨，年效益约100万元。万元。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n加强循环水管理，减少循环水用量加强循环水管理，减少循环水用量 加强循环水水质的管理，优化循环水使用，减少加强循环水水质的管理，优化循环水使用，减少 循环水用量。循环水用量。 从各企业调研的情况看，水冷器循环水温升低的从各企业调研的情况看，水冷器循环水温升低的 现象较普遍，如根据工艺条件的变化，及时调节水冷现象较普遍，如根据工艺条件的变化，及时调节水冷 器的循环水量，控制冷却器循环水出入口温升在器的循环水量，控制

46、冷却器循环水出入口温升在 810，可大幅度减少循环水用量，降低能耗。，可大幅度减少循环水用量，降低能耗。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n节汽节汽 l降低循环气压缩机动力蒸汽消耗降低循环气压缩机动力蒸汽消耗 循环气压缩机是加氢装置蒸汽消耗的主要部位，循环气压缩机是加氢装置蒸汽消耗的主要部位， 一般为一般为3.5MPa或或1.0MPa蒸汽，如前所述，应避免氢蒸汽，如前所述，应避免氢 油比过大、反应系统压降过高，降低循环气压缩机蒸油比过大、反应系统压降过高，降低循环气压缩机蒸 汽消耗。汽消耗。 l避免高品质蒸汽高质低用避免高品质蒸汽高质低用 可利用可利用0.3MPa蒸汽代替蒸汽代替1.0MPa

47、蒸汽作为伴热蒸汽作为伴热 蒸汽。蒸汽。 公用工程系统节能公用工程系统节能 n节汽节汽 l避免高品质蒸汽高质低用避免高品质蒸汽高质低用 回收利用低温余热、乏汽，改蒸汽伴热为热水伴热，回收利用低温余热、乏汽，改蒸汽伴热为热水伴热， 降低蒸汽消耗。中石油吉林石化分公司炼油厂利用加氢裂降低蒸汽消耗。中石油吉林石化分公司炼油厂利用加氢裂 化尾油余热，增上水伴热系统，投用后冬季装置减少蒸汽化尾油余热，增上水伴热系统，投用后冬季装置减少蒸汽 耗量耗量8t/h，减少水冷器的循环水用量。整个冬季节约费用，减少水冷器的循环水用量。整个冬季节约费用 约约120万元，已经历冬季零下万元，已经历冬季零下35下水伴热的正

48、常运行。下水伴热的正常运行。 n加强疏水器的管理加强疏水器的管理 加强疏水器日常运行的有效管理，进行疏水器的检测加强疏水器日常运行的有效管理，进行疏水器的检测 和维修，确保疏水器处于最佳状态，以最有效的利用蒸汽，和维修，确保疏水器处于最佳状态，以最有效的利用蒸汽， 这是最简便而经济的节能措施。这是最简便而经济的节能措施。 装置热联合及回收利用低温热装置热联合及回收利用低温热 n装置热联合装置热联合 部分企业仍采用原料先进中间罐再输转的方式，增加部分企业仍采用原料先进中间罐再输转的方式，增加 了能耗：一是了能耗：一是“高热低用高热低用”造成无谓降质，为降低油品进造成无谓降质，为降低油品进 中间罐

49、温度，增加了上游装置冷却用水的消耗；二是增加中间罐温度，增加了上游装置冷却用水的消耗；二是增加 了中间罐区维温蒸汽消耗；三是增加了罐区泵的输转电耗；了中间罐区维温蒸汽消耗；三是增加了罐区泵的输转电耗； 四是增加了下游装置升温瓦斯消耗。四是增加了下游装置升温瓦斯消耗。 增上流程，实现装置之间热联合，实现热进料的互供，增上流程，实现装置之间热联合，实现热进料的互供， 降低能耗。降低能耗。 装置热联合及回收利用低温热装置热联合及回收利用低温热 n装置热联合装置热联合 加氢裂化装置可与常减压装置、焦化装置实现热联合，蜡加氢裂化装置可与常减压装置、焦化装置实现热联合，蜡 油出装置前不用冷却，直接作为热进

50、料进加氢裂化装置。既降油出装置前不用冷却，直接作为热进料进加氢裂化装置。既降 低常减压装置风冷电机电耗，又减少加氢裂化装置加热炉负荷，低常减压装置风冷电机电耗，又减少加氢裂化装置加热炉负荷， 降低燃料消耗，加氢裂化装置进料温度每提高降低燃料消耗，加氢裂化装置进料温度每提高10，可节能，可节能 1.1kgfoe/t左右。左右。 某企业目前某企业目前80万吨万吨/年煤油加氢采用年煤油加氢采用40冷进料流程，增加冷进料流程，增加 了输送能耗、冷却器和加热炉的运行负荷。如将常减压与煤油了输送能耗、冷却器和加热炉的运行负荷。如将常减压与煤油 加氢装置热联合供料，航煤进料温度从目前的加氢装置热联合供料，航

51、煤进料温度从目前的40提高至提高至80 热进料，在进料量为热进料，在进料量为100t/h的条件下，可以减少加热炉负荷的条件下，可以减少加热炉负荷 190*104kcal/h，降低装置能耗，降低装置能耗1.9kgfoe/t。 装置热联合及回收利用低温热装置热联合及回收利用低温热 n回收利用低温热回收利用低温热 若将加氢裂化装置若将加氢裂化装置100以上物流的热量加以回收利用，则装置能以上物流的热量加以回收利用，则装置能 耗可降低耗可降低10%20%。 回收利用低温热的原则是采用原级利用措施，即按温位及热量进行回收利用低温热的原则是采用原级利用措施，即按温位及热量进行 匹配直接换热回收利用。匹配直

52、接换热回收利用。 措施：措施： l预热原料，减少加热炉热负荷，降低燃料消耗；预热原料，减少加热炉热负荷，降低燃料消耗； l预热各种工业用水（包括软化水、锅炉给水等），节约蒸汽；预热各种工业用水（包括软化水、锅炉给水等），节约蒸汽； l用于生活供热，节约蒸汽；用于生活供热，节约蒸汽； l上、下游装置的热联合；上、下游装置的热联合； l用做轻烃装置的重沸器热源；用做轻烃装置的重沸器热源； l预热加热炉用空气；预热加热炉用空气； l加热工艺及仪表管线伴热用水。加热工艺及仪表管线伴热用水。 l通过热泵、吸收制冷等技术升级利用。通过热泵、吸收制冷等技术升级利用。 装置热联合及回收利用低温热装置热联合及回

53、收利用低温热 n回收利用低温热回收利用低温热 高桥高桥2#、3柴油加氢精制柴油换热终温为柴油加氢精制柴油换热终温为130，与，与 换热效果较好的济南（空冷前温度换热效果较好的济南（空冷前温度80）相比，约损失）相比，约损失 375*104kcal/h的热量。可增设汽柴油加氢产品出装置与的热量。可增设汽柴油加氢产品出装置与 原料的换热器，回收原料的换热器，回收13080的低温热。的低温热。 对加氢装置来讲，存在高压低温余热的回收和利用的对加氢装置来讲，存在高压低温余热的回收和利用的 问题，目前主要通过设置多台高压空冷向环境释放。如某问题，目前主要通过设置多台高压空冷向环境释放。如某 0.8Mt/

54、a加氢裂化装置为全循环、冷高压分离器流程，加氢裂化装置为全循环、冷高压分离器流程， 80以上反应流出物余热量达以上反应流出物余热量达15.8MW；某新建；某新建4.0Mt/a 大型加氢裂化装置为全循环、热高压分离器流程，大型加氢裂化装置为全循环、热高压分离器流程，80以以 上的反应流出物余热量达上的反应流出物余热量达67.4MW。 目前高压低温余热一直没有得到充分回收利用，还是提高用能水平的一个目前高压低温余热一直没有得到充分回收利用，还是提高用能水平的一个 新课题，主要原因是：压力高，换热回收投资大；由于压力高，认为运行安全新课题，主要原因是：压力高，换热回收投资大；由于压力高，认为运行安全 性差；炼油厂还普遍存在低压低温余热过剩、需回收利用的问题。性差；炼油厂还普遍存在低压低温余热过剩、需回收利用的问题。 有专家建议有专家建议 通过建低温余热电站加以