節(jié)能技術(shù)應(yīng)用推動原油蒸餾裝置大型化發(fā)展

徐祖?zhèn)ィ逃裉?，朱明璋，劉烜辰

（中國石化節(jié)能技術(shù)服務(wù)公司，北京 100029）

原油蒸餾是煉油企業(yè)龍頭裝置，也是煉油過程耗能大戶，占煉油廠總能耗的20%～30%左右。因此降低原油蒸餾裝置能耗意義重大。國家發(fā)改委等部門聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于嚴(yán)格能效約束推動重點(diǎn)領(lǐng)域節(jié)能降碳的若干意見》（發(fā)改產(chǎn)業(yè)〔2021〕1464號）和配套的《石化化工重點(diǎn)行業(yè)嚴(yán)格能效約束推動節(jié)能降碳行動方案（2021—2025年）》，要求煉油廠單位能耗不高于8.5 千克標(biāo)準(zhǔn)油/噸·因數(shù)，同時(shí)達(dá)到標(biāo)桿水平7.5 千克標(biāo)準(zhǔn)油/噸·因數(shù)的產(chǎn)能比例應(yīng)超過30%，規(guī)定引導(dǎo)低效產(chǎn)能有序退出。因此，隨著節(jié)能技術(shù)不斷應(yīng)用，原油蒸餾裝置能耗逐漸降低，新建大型原油蒸餾裝置與煉廠中多套小型原油蒸餾裝置進(jìn)行等量替換具備基礎(chǔ)。

1 原油蒸餾裝置用能現(xiàn)狀

近年來新建原油蒸餾裝置能耗已大幅降低，約6.6 kgEO/t 原油。部分在運(yùn)行裝置由于建設(shè)運(yùn)行時(shí)間較長，改造受占地、資金等因素影響，裝置能耗較先進(jìn)水平仍有差距。某集團(tuán)目前能耗超過10 kgEO/t原油的原油蒸餾裝置仍有10套；其中，處理量較小裝置（年處理量300 萬噸以下）能耗水平與大型化裝置（年處理量1 000 萬噸以上）相比有明顯差距，詳見表1。

表1 原油蒸餾裝置年處理量與能耗關(guān)系

如表1 所示，規(guī)模較小的原油蒸餾裝置能耗普遍較高，平均能耗為11.6 kgEO/t原油（部分企業(yè)如7#煉化廠由于實(shí)際加工原油品質(zhì)較輕，減壓塔可停用導(dǎo)致能耗較低，為6.6 kgEO/t原油）；而1 000萬噸/年的大型裝置能耗均小于7.5 kgEO/t原油，先進(jìn)企業(yè)及節(jié)能效果較好的原油蒸餾裝置能耗可達(dá)6.7 kgEO/t左右。

當(dāng)加工原油API指數(shù)相近，減壓塔的溫度和真空度變化不大。不同加工量的原油蒸餾裝置能耗情況如表2所示。

表2 不同加工量的原油蒸餾裝置能耗情況對比

通過表2 可看出，原油API 重度相差不大，且常壓塔和減壓塔的主要操作條件沒有明顯差距，規(guī)模較大的原油蒸餾裝置同樣具有更低能耗。a 廠1#原油蒸餾由于進(jìn)行了大量節(jié)能改造，能耗較老舊小裝置更具優(yōu)勢。

2 節(jié)能技術(shù)的運(yùn)用降低原油蒸餾裝置能耗

原油蒸餾裝置的能耗一般由燃料氣、電、蒸汽和其他部分構(gòu)成，其中工藝加熱爐的燃料氣消耗占比約70%，電耗占比約15%，蒸汽消耗占比約7%，其他循環(huán)水和風(fēng)等占比約8%。因此，原油蒸餾裝置節(jié)能技術(shù)主要體現(xiàn)在降低燃料氣、電和蒸汽的消耗上。新的節(jié)能技術(shù)進(jìn)展集中在大型加熱爐效率提升、換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化及新型強(qiáng)化換熱器的應(yīng)用等方面。全機(jī)械抽真空技術(shù)、大型流體設(shè)備的節(jié)能應(yīng)用以及先進(jìn)控制技術(shù)的逐步發(fā)展，使能耗進(jìn)一步降低。

2.1 加熱爐效率提升和二合一爐技術(shù)

當(dāng)前煉油企業(yè)加熱爐的熱效率普遍達(dá)91%左右，某集團(tuán)2021年原油蒸餾裝置常壓爐和減壓爐平均熱效率達(dá)92.2%；目前要求加熱爐熱負(fù)荷超10 MW，長期運(yùn)行熱效率在92.5%以上；節(jié)能技術(shù)改造后或新建加熱爐的運(yùn)行熱效率應(yīng)達(dá)到94%以上，因此加熱爐效率仍有提升空間。影響加熱爐熱效率主要有以下因素：常壓爐和減壓爐的排煙溫度、燃燒性能、過?？諝庀禂?shù)和其他操作[1]。結(jié)合燃料氣的硫含量降低排煙溫度，控制空氣過剩系數(shù)以及氧含量，合理選擇加熱爐爐墻襯里材料降低爐體外壁溫度使散熱損失減少，以上技術(shù)組合能提高加熱爐效率。其中排煙溫度對加熱爐效率至關(guān)重要，效率較高的加熱爐，排煙損失占總損失70%～80%；效率較低的加熱爐，排煙損失占總損失90%以上；因此降低排煙溫度是提高加熱爐熱效率的主要途徑[2]。某煉化企業(yè)常減壓裝置加熱爐排煙溫度為130 ℃時(shí)，加熱爐效率只有91.5%。通過將余熱系統(tǒng)改造為兩段式設(shè)計(jì)，在引風(fēng)機(jī)出口增設(shè)低溫?zé)煔饪諝鈸Q熱段使排煙溫度降至98 ℃，換熱段采用板片式換熱器，煙囪內(nèi)襯采用耐酸隔熱澆注料，避免煙氣冷凝液腐蝕。改造后加熱爐效率提升至94.3%。每年可節(jié)省燃料1 402×103Nm3，減少煙氣排放17 875 t，減少CO2排放2 465 t[3]。

與此同時(shí)，原油蒸餾裝置可利用二合一爐取代傳統(tǒng)的常壓爐和減壓爐。所謂二合一爐技術(shù)指在一個(gè)爐體下同時(shí)擁有兩個(gè)爐膛，可在輻射室中共同加熱常壓爐介質(zhì)和減壓爐介質(zhì)。常壓爐介質(zhì)從二合一爐的對流段進(jìn)入、從輻射段流出；減壓爐介質(zhì)從二合一爐的輻射室進(jìn)入，從加熱爐輻射室流出，為純輻射加熱爐[4]。純輻射加熱爐是指在加熱過程中，可同時(shí)加熱減壓爐介質(zhì)和常壓爐介質(zhì)，熱量可從輻射室運(yùn)送到減壓爐，工作結(jié)束之后再把熱量送出。二合一爐技術(shù)的使用可大幅減少原油蒸餾裝置的一次性建設(shè)投資，同時(shí)使溫度匹配更加合理，不僅能滿足原油常減壓爐熱量需求，也避免燃料的過度消耗[5]。

2.2 換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化技術(shù)和熱聯(lián)合技術(shù)

2021 年某集團(tuán)原油蒸餾裝置平均換熱終溫為290 ℃，先進(jìn)水平為310 ℃，同時(shí)國內(nèi)部分新建原油蒸餾裝置能夠達(dá)到320 ℃，因此換熱終溫有很大提升空間。舊有裝置受制于空間、資金投入等因素已無法進(jìn)行較大改造，換熱終溫提升有限。目前換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化采用不產(chǎn)蒸汽、引入外部低溫?zé)幔ㄈ鐭崦剿?、凝結(jié)水）、引入外部高溫物料進(jìn)行熱聯(lián)合（如催化裂化油漿）等技術(shù)，使現(xiàn)有原油蒸餾裝置換熱終溫能達(dá)到310～320 ℃左右。換熱終溫的提高能大幅減少常壓爐燃料氣的消耗。一個(gè)或多個(gè)裝置的熱聯(lián)合已逐步在實(shí)踐中得到運(yùn)行，如采用催化油漿加熱原油的原油蒸餾-催化裂化熱聯(lián)合技術(shù)；利用脫瀝青油改善催化裂化進(jìn)料，增加催化裂化裝置產(chǎn)量并改善產(chǎn)品分布的原油蒸餾-催化裂化-溶劑脫瀝青聯(lián)合技術(shù)。新型換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化技術(shù)提高了常減壓裝置的換熱終溫，有效降低了常壓加熱爐負(fù)荷，使燃料氣的消耗大幅降低。根據(jù)計(jì)算和經(jīng)驗(yàn)，換熱終溫每提高約13 ℃，燃料氣消耗減少1 kgEO/t原油[6]。換熱終溫的提高使得燃料氣消耗減少的同時(shí)，也節(jié)省水冷器消耗的冷卻水和空冷器電耗。某企業(yè)利用催化油漿和渣油加氫尾油先后與原油蒸餾裝置的初餾塔底油換熱，換熱后進(jìn)常壓爐前原油的換熱終溫能提高至305 ℃，大大減少了常減壓裝置的燃料氣消耗。

先進(jìn)換熱器的應(yīng)用進(jìn)一步提高換熱終溫，并減少了裝置的工程建設(shè)投資。全焊接板式換熱器應(yīng)用在鎮(zhèn)海煉化的原油蒸餾裝置改造中，從標(biāo)定結(jié)果來看投用效果良好，滿足工藝各項(xiàng)指標(biāo)要求。4 臺型號為CPX75-v-350全焊接板式換熱器的換熱能力能夠替代原有的8臺BIU1400-2.5/1.6-540-6/25-6Ⅰ列管式換熱器，不僅大大縮減設(shè)備占地面積，同時(shí)減少了一次性設(shè)備投資[7]。纏繞式換熱器也可應(yīng)用在原油蒸餾裝置上，采用纏繞式換熱器不僅能提升傳熱速率、降低壓力，在強(qiáng)化裝置抗腐蝕性能的基礎(chǔ)上保持裝置穩(wěn)定運(yùn)轉(zhuǎn)，同時(shí)更耐臟，避免出現(xiàn)換熱器發(fā)生結(jié)垢堵塞，降低傳熱效率等問題。

2.3 熱直供料技術(shù)

熱供料、直供料技術(shù)已在原油蒸餾裝置中得到更多應(yīng)用，2021年某集團(tuán)原油蒸餾裝置熱直供料率僅為76%，距離國內(nèi)先進(jìn)的95%以上水平仍有一定差距。熱直供料技術(shù)不僅可減少原油蒸餾的冷卻負(fù)荷，同時(shí)減少下游裝置加熱負(fù)荷，從而避免物料被反復(fù)冷卻和加熱造成能量損失。

原油蒸餾裝置的熱直供料技術(shù)已在煉油廠工藝裝置中得到廣泛應(yīng)用，各餾分均可直接與下游裝置進(jìn)行熱聯(lián)合。如蠟油熱直供蠟油加氫裝置；減壓渣油和蠟油熱直供延遲焦化裝置；煤油組分熱直供煤油加氫裝置；減二線、減三線和減四線油均可熱直供加氫裂化裝置；直鎦柴油組分熱直供柴油加氫裝置；常壓渣油、減壓渣油和減壓餾分油均可熱直供催化裂化裝置。熱集成的直供料技術(shù)在全廠實(shí)施以后，可使全廠能耗降低約2～4 kgEO/t原油。

某煉油廠經(jīng)梳理各裝置的進(jìn)料流程和產(chǎn)品去向，并通過合理的參數(shù)計(jì)算，對提出的11項(xiàng)物料直供進(jìn)行了優(yōu)化。優(yōu)化完成后，實(shí)現(xiàn)節(jié)電量381萬度/年，VOCs排放量減少了9.72噸/年。在減少能源介質(zhì)消耗基礎(chǔ)上，避免了物料的重復(fù)冷卻和升溫，一定程度降低勞動強(qiáng)度[8]。

2.4 全機(jī)械抽真空技術(shù)

原油蒸餾的減壓塔頂抽真空系統(tǒng)已對傳統(tǒng)的三級蒸汽噴射抽真空系統(tǒng)進(jìn)行了改造升級，末級的噴射器被改為水環(huán)抽真空系統(tǒng)，在大大減少1.0 MPa蒸汽消耗的同時(shí)，也大量減少了含硫污水的排放。但第一級、第二級仍采用蒸汽噴射抽真空技術(shù)，仍需消耗大量蒸汽。因此，對第一級、第二級抽真空系統(tǒng)進(jìn)行改造，即：將整套抽真空系統(tǒng)改造為全機(jī)械抽真空系統(tǒng)，如圖1所示。

圖1 全機(jī)械抽真空解決方案

全機(jī)械抽真空技術(shù)實(shí)現(xiàn)真空系統(tǒng)的抽氣能力與油氣減壓蒸餾負(fù)荷的完美匹配和控制，運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性好，系統(tǒng)冷卻循環(huán)水量只有常規(guī)蒸汽抽真空系統(tǒng)的1/4，污水產(chǎn)生量只有1/3。若一套500萬噸/年的原油蒸餾裝置被改造為全機(jī)械抽真空系統(tǒng)，每年可節(jié)約5 000 噸以上標(biāo)煤。因此在電價(jià)較低且蒸汽價(jià)格較高的地區(qū)，推進(jìn)大型裝置全機(jī)械抽真空系統(tǒng)改造具有更高經(jīng)濟(jì)效益，符合綠色節(jié)能環(huán)保要求。特別在新建裝置設(shè)計(jì)階段，考慮采用全機(jī)械抽真空系統(tǒng)不僅降低裝置能耗，且能避免因空間受限無法實(shí)施后期改造的問題[9]。

2.5 機(jī)泵調(diào)速技術(shù)

2021年某集團(tuán)原油蒸餾裝置高壓機(jī)泵平均效率僅66%，而國內(nèi)先進(jìn)水平為85%，究其原因多數(shù)是由于設(shè)計(jì)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)不一致，導(dǎo)致機(jī)泵實(shí)際負(fù)荷偏離設(shè)計(jì)（對機(jī)泵負(fù)荷造成一定影響）。因此，通過對泵“增加調(diào)速”，如采用高壓變頻、永磁調(diào)速和稀土永磁電機(jī)等技術(shù)，可使機(jī)泵效率提升，減少電耗而節(jié)能。

某煉廠原油蒸餾裝置進(jìn)行了機(jī)泵變頻調(diào)速的改造，增加了高壓變頻系統(tǒng)，改造前電耗為1 670 萬度/年，采用變頻調(diào)速以后，減少電耗16.7萬度/年，節(jié)能效益達(dá)8.15萬元/年[10]。某煉廠在原油蒸餾的輸油泵上投用變頻以后，節(jié)約電量27萬度/年，節(jié)能效益達(dá)13.64萬元/年，綜合收益顯著[11]。

2.6 先進(jìn)控制技術(shù)

先進(jìn)控制技術(shù)（APC）仍處于不斷發(fā)展過程中，是基于數(shù)學(xué)模型的控制技術(shù)的總稱，比常規(guī)控制（PID 控制）更先進(jìn)，有更好的控制效果。APC采用先進(jìn)控制算法將整個(gè)裝置作為一個(gè)整體進(jìn)行協(xié)調(diào)控制，克服了常規(guī)PID控制的不足，解決各個(gè)控制回路之間的滯后、耦合、非線性問題。無論是常規(guī)工藝參數(shù)，還是裝置負(fù)荷和目的產(chǎn)品質(zhì)量指標(biāo)，均可作為被控變量。APC 提高工業(yè)生產(chǎn)的穩(wěn)定性，減少被控變量的波動幅度，從而將生產(chǎn)過程推向更有經(jīng)濟(jì)效益邊界條件下運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)卡邊操作、節(jié)能減排、經(jīng)濟(jì)效益最大化的目的[12]。

近年來，過程工業(yè)的先進(jìn)控制技術(shù)以十分迅猛的速度在發(fā)展，四百多項(xiàng)先進(jìn)控制軟件和技術(shù)在各類生產(chǎn)活動中得到應(yīng)用。通過一些先進(jìn)控制技術(shù)能夠降低約0.5%～1.5%的原油蒸餾裝置能耗。某石化公司原油蒸餾裝置投用先進(jìn)控制系統(tǒng)后，原油蒸餾裝置的實(shí)際餾出口合格率提高了1.2%，輕油收率提高0.31%，裝置總能耗降低0.5%，產(chǎn)品合格率和輕質(zhì)油拔出率均得到提高，裝置能耗逐步降低，提高了裝置經(jīng)濟(jì)效益[13]。某煉油廠投用先進(jìn)控制系統(tǒng)和在線實(shí)時(shí)優(yōu)化系統(tǒng)以后，經(jīng)過項(xiàng)目標(biāo)定，可為第四原油蒸餾裝置增效約1 500萬元/年[14]。

3 合并等量置換裝置的可行性

新建原油蒸餾裝置通過以上技術(shù)的實(shí)施，能使裝置能耗小于7.0 kgEO/t 原油。而部分舊有裝置受檢修時(shí)間影響等原因保持長期高能耗運(yùn)行，無法達(dá)到先進(jìn)指標(biāo)。

該等量置換方案，假設(shè)利用1套1 000萬噸/年的大規(guī)模原油蒸餾裝置替換2套500萬噸/年規(guī)模原油小蒸餾裝置進(jìn)行設(shè)計(jì)。根據(jù)各裝置能耗數(shù)據(jù)，小規(guī)模裝置能耗按照能耗定額為10 kgEO/t原油計(jì)算，先進(jìn)的大型原油蒸餾裝置按照7 kgEO/t原油計(jì)算。

2套500萬噸/年和1套1 000萬噸/年原油蒸餾裝置能耗情況如表3所示。

從上表中可以看出2套500萬噸/年的原油蒸餾裝置和1套1 000萬噸/年原油蒸餾裝置相比，其年耗能情況相差30 000噸標(biāo)準(zhǔn)油，即大規(guī)模替代小規(guī)模原油蒸餾裝置后預(yù)計(jì)可節(jié)省標(biāo)煤量為42 858 噸/年，節(jié)省CO2排放量11.52萬噸/年。按照標(biāo)準(zhǔn)油的價(jià)格3 000元/噸進(jìn)行計(jì)算，年效益相差9 000萬元。

依據(jù)1 000 萬噸/年原油蒸餾裝置的投資為70 000～80 000萬元進(jìn)行估算（包含原有蒸餾裝置所需一定的拆除費(fèi)用），預(yù)計(jì)裝置運(yùn)行15 年內(nèi)的節(jié)能效益可達(dá)13.5億元，投資回報(bào)期約為7～9年。因此，煉油裝置的集約化不僅使裝置能效提升，且具有一定經(jīng)濟(jì)效益。當(dāng)小型原油蒸餾能耗高于10 kgEO/t原油時(shí)，集成化、大規(guī)?；脑驼麴s裝置替代小型原油蒸餾裝置優(yōu)勢更明顯。

從效益最大化角度考慮，建議當(dāng)原有原油蒸餾裝置折舊到無固定資產(chǎn)且僅剩殘值階段，再進(jìn)行規(guī)?；ㄔO(shè)替代小型原油蒸餾裝置。

4 結(jié)論

隨著節(jié)能技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用，原油蒸餾裝置能耗在應(yīng)用了節(jié)能技術(shù)后明顯減少。利用新建大型原油蒸餾裝置等量置換現(xiàn)有的多套小型裝置，可進(jìn)行多種節(jié)能技術(shù)的組合應(yīng)用，減少裝置能耗；由于原油裝置能耗占全廠能耗比例較大，原油蒸餾裝置能耗的降低既使得企業(yè)的綜合能耗降低，同時(shí)可大量減少煉廠的碳排放總量。對于企業(yè)完成碳達(dá)峰、碳中和的行動目標(biāo)有益。原油蒸餾裝置大型化等量置換方案不僅使企業(yè)達(dá)到節(jié)能降碳目的，同時(shí)大幅降低企業(yè)生產(chǎn)的運(yùn)行和管理成本，避免老裝置運(yùn)行中出現(xiàn)的年年不達(dá)標(biāo)，年年在整改現(xiàn)象。