第一节、加氢装置用能与节能(带目录)

加氢装置用能与节能

2006年5月6日加氢工艺技术概述加氢工艺类型

典型加氢装置工艺

加氢装置能耗分析

加氢装置节能措施

加氢工艺技术概述加氢处理能力快速增长

加氢工艺技术发展加氢工艺技术概述

加氢工艺过程是现代炼油工业最重要的加工手段之一加工重质及高硫原油，扩大原油加工适应性；提高成品油质量，生产低硫、超低硫清洁燃料；提高加工深度，增产轻质油品；调整成品油结构；炼化一体化生产化工原料。加氢处理能力快速增长

世界加氢处理能力

装置名称加工能力占原油一次加工能力比例2000.1.1万吨/年2005.1.1万吨/年增长率%%常减压407749.0412044.51.05100催化裂化68796.572548.05.4517.61催化重整47528.848792.52.6611.84焦化20597.524421.118.565.93加氢裂化20101.523559.017.205.72加氢处理172454.7193901.312.4447.06截至2005年初，美国加氢总能力占原油一次加工能力的比例为79.58%，德国为85.44%，日本高达89.92%，韩国、意大利、加拿大、法国、英国、墨西哥等国家均已达40%以上。加氢处理能力快速增长我国加氢处理能力项目万吨/年2000年2004年2000至2004增长率%占原油一次加工能力比例%中国原油加工能力277003150013.72100总加氢能力5927955161.1430.32加氢裂化11471626*41.765.16加氢处理4780792565.7925.16中国石化原油加工能力140831643016.67100总加氢能力3963662067.0540.29加氢裂化856133656.078.13加氢处理3107528470.0632.16加氢处理能力快速增长我国加氢处理能力加氢工艺技术发展

国外加氢工艺技术发展趋势催化裂化原料、催化汽油的加氢预处理开发多种形式加氢裂化新工艺催化剂不断推陈出新发展深度脱硫脱氮技术加氢工艺技术发展我国加氢工艺技术的发展含硫VGO预处理技术效果明显催化汽油后处理技术与国外同步提高柴油质量技术：LCO改质技术、深度脱硫技术多种形式的加氢裂化技术加氢裂化催化剂不断更新换代

加氢工艺技术发展中国21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化一体化的炼油企业。加氢裂化是我国21世纪重点发展的炼油技术。加氢工艺类型加氢工艺种类根据加氢反应过程中原料油分子转化数量分类

加氢工艺种类加工原料的不同目的产品的不同反应机理的不同操作压力的不同反应苛刻度的不同反应器床型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加氢处理HT加氢精制HF加氢转化HV加氢裂化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。典型加氢装置工艺加氢裂化原料油及产品加氢裂化的基本原理及特点工艺流程

工艺流程的组成

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原料

典型性质原料油阿拉伯轻质原料油VGO密度，kg/m3921硫含量，m%2.7氮含量，µg/g800粘度（100℃），mm2/s8.0馏程（D1160），℃5%37050%46090%550加氢裂化原料油及产品

液化气：民用、乙烯裂解料轻石脑油：汽油调和组份、制氢原料、乙烯裂解料重石脑油：优质的重整原料中间馏分油：优质柴油、高烟点喷气燃料尾油：乙烯裂解料、催化裂化原料、

高粘度指数润滑油基础油

加氢裂化的基本原理及特点

加氢精制、加氢裂化反应均为强放热反应

脱金属杂质HDM加氢脱硫HDS加氢脱氮HDN加氢脱氧HDO烯烃饱和裂化反应芳烃加氢饱和反应异构化反应工艺流程：典型国产140万吨/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：典型国产140万吨/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

反应部分

反应设备反应器升温、降温设备高压换热器加热炉蒸汽发生器高压空冷器气液分离设备热高分冷高分热低分冷低分转动设备新氢压缩机、循环氢压缩机、高压泵、液力透平

循环氢脱硫设备工艺流程的组成分馏部分塔汽提塔常压分馏塔减压分馏塔稳定塔主要设备加热炉换热器冷却器冷、热油泵

工艺流程的组成典型装置设备

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台设备设备名称数量设备名称数量反应器2空冷器50加热炉3压缩机4塔器10泵65容器47过滤器12换热器40其它小型设备33典型的主要操作条件及技术经济指标

典型的国产140万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的主要操作条件

反应器精制反应器裂化反应器压力MPa(g)入口16.7/16.716.5/16.2温度℃入口355/373375/397出口394/411387/408空速hr-1保护层50.0主催化剂1.01.2后精制剂12.0总空速（主催化剂）0.53氢油比Nm3/m3900精制油氮含量ppm~30化学耗氢w%2.55/2.60典型的主要操作条件及技术经济指标典型的国产140万吨/年一段双剂串联一次通过加氢裂化装置的物料平衡

项目物料各称重%万吨/年入方原料油100140氢气2.553.57合计102.55143.57出方H2S+NH31.602.24气体0.550.77液化气4.626.47轻石脑油6.759.45重石脑油19.5727.40航煤29.9841.97柴油21.8330.56尾油17.6624.72合计102.55143.57典型的主要操作条件及技术经济指标典型的国产140万吨/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1t/h燃料油2.448t/h循环水1299t/h凝结水-11.5t/h除盐水4.7t/h净化风6.5Nm3/min脱氧水42t/h工业风15Nm3/min电10002.4kw氮气4Nm3/min3.5MPa蒸汽42t/h保护剂/精制剂6.3/148t1.0MPa蒸汽-63t/h裂化催化剂124t燃料气1.224t/h后精制剂12.4t加氢装置能耗分析用能原理加氢过程能耗的特点

影响能耗的因素加氢装置能耗的构成基准能耗与节能潜力

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EPEBEwETEJEEEOEUEREP总输入能量；EU有效输入能量；EB转换输出能量；Ew直接损失能量；ER回收循环能量；ET热力学能耗；EO待回收能量；EJ排弃能量；EE回收输出能量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

加氢过程能耗的特点

总输入能量多

升压用电在能耗中所占比例大

化学耗氢量与反应苛刻度（或转化率）有关

可回收利用能量多低温热多

影响能耗的因素

工艺条件对能耗的影响反应压力（氢分压）反应温度氢油比耗氢量

影响能耗的因素不同的催化加氢工艺对能耗的影响

不同加氢处理（精制）工艺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：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；操作苛刻度及耗氢量是否为循环流程，是否设高压循环油泵和加热炉；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）影响能耗的因素原料、目的产品对能耗的影响

装置组成对能耗的影响

装置负荷率对能耗的影响

加氢装置能耗的构成

加氢装置典型能耗催化加氢工艺过程反应压力，Mpa单位能耗，kgfoe/t高压加氢裂化（单段一次通过）12.0~17.038.22~59.71高压加氢裂化（未转化油循环）16.0~18.066.40~75.95高压加氢裂化（单段中油循环）16.0~18.075.95渣油加氢处理15.0~17.026.27~40.96润滑油加氢处理13.0~15.055.89润滑油加氢处理、异构脱蜡、后精制14.0~16.088.85中压加氢改质8.0~10.042.28中压加氢裂化8.0~14.036.07~54.93焦化汽、柴油加氢8.020.54~28.42催化柴油加氢6.0~8.020.42~26.27直馏柴油加氢3.0~5.015.52~17.91煤油加氢4.013.61~16.72加氢装置能耗的构成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6%~10%。

加氢装置能耗的构成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

典型的国产140万吨/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：E1=＝18.888kgfoe/t电耗：E2=18.76kgfoe/t蒸汽能耗：E3=1.949kgfoe/t循环水：E4＝1.369kgfoe/t除氧水：E5＝3.34kgfoe/t其它水：E6=0.05kgfoe/t其它能耗：E7=0.407kgfoe/t总能耗E＝E1+E2+E3+E4+E5+E6+E7＝44.763kgfoe/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3.5kgfoe/t。装置的基准能耗：44.763－3.5＝41.263kgfoe/t

基准能耗与节能潜力

与基准能耗相比，中石化加氢裂化装置的实际能耗平均有9kgfoe/t的节能潜力。

加氢裂化能耗国际先进水平为38kgfoe/t（全循环流程），而我国平均一般水平为46kgfoe/t，因此节能潜力较大。加氢装置节能措施

从装置设计角度采取的节能措施

从工艺操作角度采取的节能措施

采用新技术、助剂节能

公用工程系统节能

装置热联合及回收利用低温热加强保温、伴热管理其他节能措施

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

从装置设计角度采取的节能措施

优化工艺流程采用炉前混氢技术采用热高压分离器流程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分馏塔设置中段回流从装置设计角度采取的节能措施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置能耗有着举足轻重的影响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采用高效设备采用逆向传热、不需考虑温差校正系数的U型管双壳程换热器。采用新型、节能型电机，特别是大型节能电机：尽量采用高效油泵。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

合理控制反应器温升对加氢裂化装置研究认为，在反应器温升25～35C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期，又有较低的炉子燃料、压缩机负荷等操作能耗。维持适宜的氢油比根据装置负荷调整维持适宜的氢油比，避免氢油比过高从工艺操作角度采取的节能措施避免系统压降过大

反应系统压降增大主要有以下原因：氢气纯度下降；循环气流量增加；原料油处理量增大或带水等；催化剂局部粉碎或结焦；反应器入口分配器堵塞；注水量减少，冷却器铵盐堵塞；换热器结垢或压缩机入口堵；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提高加热炉热效率燃料气所占能耗比例较高，一般为30~60%，是加氢装置用能的重要环节。措施：选用新型节能燃烧器；加强氧表的维护和管理；搞好余热回收，降低排烟温度；应用新型隔热衬里材料，减少热损失；重视“三门一板”的优化操作；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某企业目前加热炉的运行工况加热炉氧含量%排烟温度℃热效率%加氢反应炉1043063.6措施加强管理，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；增加烟气化验分析频次，校准氧化锆；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，力争控制在2～3%范围内；增上余热回收系统，降低排烟温度。采用新技术、助剂节能

在氢气压缩机应用HydroCOM气量调节系统加氢裂化装置的能耗中，30%~40%为电耗。而电耗中的77%~84%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。

国内往复式压缩机流量调节一般采用逐级返回或“三返一”的方式，大量电能无谓损耗，造成能耗的巨大浪费。

奥地利贺尔碧格公司HydroCOM气量调节技术，成功的应用经验，节能效果显著。采用新技术、助剂节能在氢气压缩机应用HydroCOM气量调节系统天津分公司炼油厂80万吨/年加氢裂化装置一台新氢压缩机采用该技术，每小时节电1200kw，年节电约1000度，年节电效益500万元。燕山分公司炼油厂130万吨/年中压加氢裂化装置一台新氢压缩机采用该技术，年节电效益300万元以上。采用新技术、助剂节能设置液力透平，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，约可回收66%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。

评价液力透平节能的可行性及经济效益：BHPt=2.6843QtHtρEtRY=Ct／CP

式中BHPt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；ρ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、助剂节能设置液力透平，回收压力能损失

金陵150万吨/年加氢裂化装置高分压力为15.3MPa，低分压力为2.75MPa，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；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。当高压进料泵不开液力透平时电流为260A，开液力透平时电流175A，电流下降85A，节电约980kw，年效益411万元。液力透平电机贫胺液泵采用新技术、助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，传热系数下降，加热炉负荷增加，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、最终直接影响经济效益的“瓶颈”。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，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。

采用新技术、助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足装置3到4年长周期运行的要求。

齐鲁56万吨/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，注入阻垢剂后，运行周期延长到2年；齐鲁140万吨/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3年半的长周期平稳运行。公用工程系统节能

节电

增上变频电机节能的有效途径

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，以减少机泵扬程裕量、流量，有效降低电耗。公用工程系统节能节电减少机泵流量、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160t/h，而实际生产需求流量仅为55t/h，能耗浪费极大，在对泵的转子进行改造后，电流由133A降至85A，能耗降低约440kw，年节电约352万度，年节约电费170万元。荆门石化柴油加氢装置高压贫胺液泵原设计叶轮数为9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2级叶轮，使出口压力由12.5MPa降至7.0MPa，该泵电机电压6000V，电流由22A降至18A，年节电约21万度，年节约电费约10万元。天津石化加氢裂化装置循环泵电机功率为1350kw，泵转速为5880r/min，流量为132m3/h，泵出口压力为34MPa，而反应系统压力为18.66MPa，泵工作压力比系统压力高出15.34MPa之多，浪费大量电能。通过改造增速箱，将该泵转速降低26%，年节电约452万度，年节约电费220万元。公用工程系统节能节电清洗空冷

装置长时间运行后，空冷翅片管表面积尘结垢较多，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，提高冷却效果，降低空冷器、水冷器负荷，节约循环水用量和电耗。公用工程系统节能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。因此可将净化水作为反应注水，节省除盐水，降低能耗。以140万吨/年加氢裂化装置为例，注水量为15/h，如改为净化水，每年以8400小时计算，年可节约除盐水12.6万吨，年效益约100万元。公用工程系统节能加强循环水管理，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8℃~10℃，可大幅度减少循环水用量，降低能耗。公用工程系统节能节汽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，一般为3.5MPa或1.0MPa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汽消耗。

避免高品质蒸汽高质低用

可利用0.3MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽作为伴热蒸汽。

公用工程系统节能节汽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，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耗量8t/h，减少水冷器的循环水用量。整个冬季节约费用约120万元，已经历冬季零下35℃下水伴热的正常运行。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。装置热联合及回收利用低温热

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，增加了能耗：一是“高热低用”造成无谓降质，为降低油品进中间罐温度，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；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，降低能耗。装置热联合及回收利用低温热装置热联合

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，降低燃料消耗，加氢裂化装置进料温度每提高10℃，可节能1.1kgfoe/t左右。

某企业目前80万吨/年煤油加氢采用40℃冷进料流程，增加了输送能耗、冷却器和加热炉的运行负荷。如将常减压与煤油加氢装置热联合供料，航煤进料温度从目前的40℃提高至80℃热进料，在进料量为100t/h的条件下，可以减少加热炉负荷190*104kcal/h，降低装置能耗1.9kgfoe/t。装置热联合及回收利用低温热回收利用低温热

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匹配直接换热回收利用。

措施：预热原料，减少加热炉热负荷，降低燃料消耗；预热各种工业用水（包括软化水、锅炉给水等），节约蒸汽；用于生活供热，节约蒸汽；上、下游装置的热联合；用做轻烃装置的重沸器热源；预热加热炉用空气；加热工艺及仪表管线伴热用水。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回收利用低温热

高桥2#、3＃柴油加氢精制柴油换热终温为130℃，与换热效果较好的济南（空冷前温度80℃）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原料的换热器，回收130～80℃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/a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15.8MW；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，80℃以上的反应流出物余热量达67.4MW。