節能技術應用推動原油蒸餾裝置大型化發展

徐祖偉，蔡玉田，朱明璋，劉烜辰

（中國石化節能技術服務公司，北京 100029）

原油蒸餾是煉油企業龍頭裝置，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。國家發改委等部門聯合下發《關于嚴格能效約束推動重點領域節能降碳的若干意見》（發改產業〔2021〕1464號）和配套的《石化化工重點行業嚴格能效約束推動節能降碳行動方案（2021—2025年）》，要求煉油廠單位能耗不高于8.5 千克標準油/噸·因數，同時達到標桿水平7.5 千克標準油/噸·因數的產能比例應超過30%，規定引導低效產能有序退出。因此，隨著節能技術不斷應用，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行等量替換具備基礎。

1 原油蒸餾裝置用能現狀

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。部分在運行裝置由于建設運行時間較長，改造受占地、資金等因素影響，裝置能耗較先進水平仍有差距。某集團目前能耗超過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系

如表1 所示，規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（部分企業如7#煉化廠由于實際加工原油品質較輕，減壓塔可停用導致能耗較低，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，先進企業及節能效果較好的原油蒸餾裝置能耗可達6.7 kgEO/t左右。

當加工原油API指數相近，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#原油蒸餾由于進行了大量節能改造，能耗較老舊小裝置更具優勢。

2 節能技術的運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%，其他循環水和風等占比約8%。因此，原油蒸餾裝置節能技術主要體現在降低燃料氣、電和蒸汽的消耗上。新的節能技術進展集中在大型加熱爐效率提升、換熱網絡優化及新型強化換熱器的應用等方面。全機械抽真空技術、大型流體設備的節能應用以及先進控制技術的逐步發展，使能耗進一步降低。

2.1 加熱爐效率提升和二合一爐技術

當前煉油企業加熱爐的熱效率普遍達91%左右，某集團2021年原油蒸餾裝置常壓爐和減壓爐平均熱效率達92.2%；目前要求加熱爐熱負荷超10 MW，長期運行熱效率在92.5%以上；節能技術改造后或新建加熱爐的運行熱效率應達到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?？諝庀禂岛推渌僮鱗1]。結合燃料氣的硫含量降低排煙溫度，控制空氣過剩系數以及氧含量，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，以上技術組合能提高加熱爐效率。其中排煙溫度對加熱爐效率至關重要，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]。某煉化企業常減壓裝置加熱爐排煙溫度為130 ℃時，加熱爐效率只有91.5%。通過將余熱系統改造為兩段式設計，在引風機出口增設低溫煙氣空氣換熱段使排煙溫度降至98 ℃，換熱段采用板片式換熱器，煙囪內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，原油蒸餾裝置可利用二合一爐取代傳統的常壓爐和減壓爐。所謂二合一爐技術指在一個爐體下同時擁有兩個爐膛，可在輻射室中共同加熱常壓爐介質和減壓爐介質。常壓爐介質從二合一爐的對流段進入、從輻射段流出；減壓爐介質從二合一爐的輻射室進入，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，可同時加熱減壓爐介質和常壓爐介質，熱量可從輻射室運送到減壓爐，工作結束之后再把熱量送出。二合一爐技術的使用可大幅減少原油蒸餾裝置的一次性建設投資，同時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 換熱網絡優化技術和熱聯合技術

2021 年某集團原油蒸餾裝置平均換熱終溫為290 ℃，先進水平為310 ℃，同時國內部分新建原油蒸餾裝置能夠達到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行較大改造，換熱終溫提升有限。目前換熱網絡優化采用不產蒸汽、引入外部低溫熱（如熱媒水、凝結水）、引入外部高溫物料進行熱聯合（如催化裂化油漿）等技術，使現有原油蒸餾裝置換熱終溫能達到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。一個或多個裝置的熱聯合已逐步在實踐中得到運行，如采用催化油漿加熱原油的原油蒸餾-催化裂化熱聯合技術；利用脫瀝青油改善催化裂化進料，增加催化裂化裝置產量并改善產品分布的原油蒸餾-催化裂化-溶劑脫瀝青聯合技術。新型換熱網絡優化技術提高了常減壓裝置的換熱終溫，有效降低了常壓加熱爐負荷，使燃料氣的消耗大幅降低。根據計算和經驗，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，也節省水冷器消耗的冷卻水和空冷器電耗。某企業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。

先進換熱器的應用進一步提高換熱終溫，并減少了裝置的工程建設投資。全焊接板式換熱器應用在鎮海煉化的原油蒸餾裝置改造中，從標定結果來看投用效果良好，滿足工藝各項指標要求。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，不僅大大縮減設備占地面積，同時減少了一次性設備投資[7]。纏繞式換熱器也可應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，在強化裝置抗腐蝕性能的基礎上保持裝置穩定運轉，同時更耐臟，避免出現換熱器發生結垢堵塞，降低傳熱效率等問題。

2.3 熱直供料技術

熱供料、直供料技術已在原油蒸餾裝置中得到更多應用，2021年某集團原油蒸餾裝置熱直供料率僅為76%，距離國內先進的95%以上水平仍有一定差距。熱直供料技術不僅可減少原油蒸餾的冷卻負荷，同時減少下游裝置加熱負荷，從而避免物料被反復冷卻和加熱造成能量損失。

原油蒸餾裝置的熱直供料技術已在煉油廠工藝裝置中得到廣泛應用，各餾分均可直接與下游裝置進行熱聯合。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在全廠實施以后，可使全廠能耗降低約2～4 kgEO/t原油。

某煉油廠經梳理各裝置的進料流程和產品去向，并通過合理的參數計算，對提出的11項物料直供進行了優化。優化完成后，實現節電量381萬度/年，VOCs排放量減少了9.72噸/年。在減少能源介質消耗基礎上，避免了物料的重復冷卻和升溫，一定程度降低勞動強度[8]。

2.4 全機械抽真空技術

原油蒸餾的減壓塔頂抽真空系統已對傳統的三級蒸汽噴射抽真空系統進行了改造升級，末級的噴射器被改為水環抽真空系統，在大大減少1.0 MPa蒸汽消耗的同時，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，仍需消耗大量蒸汽。因此，對第一級、第二級抽真空系統進行改造，即：將整套抽真空系統改造為全機械抽真空系統，如圖1所示。

圖1 全機械抽真空解決方案

全機械抽真空技術實現真空系統的抽氣能力與油氣減壓蒸餾負荷的完美匹配和控制，運行經濟性好，系統冷卻循環水量只有常規蒸汽抽真空系統的1/4，污水產生量只有1/3。若一套500萬噸/年的原油蒸餾裝置被改造為全機械抽真空系統，每年可節約5 000 噸以上標煤。因此在電價較低且蒸汽價格較高的地區，推進大型裝置全機械抽真空系統改造具有更高經濟效益，符合綠色節能環保要求。特別在新建裝置設計階段，考慮采用全機械抽真空系統不僅降低裝置能耗，且能避免因空間受限無法實施后期改造的問題[9]。

2.5 機泵調速技術

2021年某集團原油蒸餾裝置高壓機泵平均效率僅66%，而國內先進水平為85%，究其原因多數是由于設計和生產數據不一致，導致機泵實際負荷偏離設計（對機泵負荷造成一定影響）。因此，通過對泵“增加調速”，如采用高壓變頻、永磁調速和稀土永磁電機等技術，可使機泵效率提升，減少電耗而節能。

某煉廠原油蒸餾裝置進行了機泵變頻調速的改造，增加了高壓變頻系統，改造前電耗為1 670 萬度/年，采用變頻調速以后，減少電耗16.7萬度/年，節能效益達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，節約電量27萬度/年，節能效益達13.64萬元/年，綜合收益顯著[11]。

2.6 先進控制技術

先進控制技術（APC）仍處于不斷發展過程中，是基于數學模型的控制技術的總稱，比常規控制（PID 控制）更先進，有更好的控制效果。APC采用先進控制算法將整個裝置作為一個整體進行協調控制，克服了常規PID控制的不足，解決各個控制回路之間的滯后、耦合、非線性問題。無論是常規工藝參數，還是裝置負荷和目的產品質量指標，均可作為被控變量。APC 提高工業生產的穩定性，減少被控變量的波動幅度，從而將生產過程推向更有經濟效益邊界條件下運行，實現卡邊操作、節能減排、經濟效益最大化的目的[12]。

近年來，過程工業的先進控制技術以十分迅猛的速度在發展，四百多項先進控制軟件和技術在各類生產活動中得到應用。通過一些先進控制技術能夠降低約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控制系統后，原油蒸餾裝置的實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%，產品合格率和輕質油拔出率均得到提高，裝置能耗逐步降低，提高了裝置經濟效益[13]。某煉油廠投用先進控制系統和在線實時優化系統以后，經過項目標定，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的實施，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間影響等原因保持長期高能耗運行，無法達到先進指標。

該等量置換方案，假設利用1套1 000萬噸/年的大規模原油蒸餾裝置替換2套500萬噸/年規模原油小蒸餾裝置進行設計。根據各裝置能耗數據，小規模裝置能耗按照能耗定額為10 kgEO/t原油計算，先進的大型原油蒸餾裝置按照7 kgEO/t原油計算。

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噸標準油，即大規模替代小規模原油蒸餾裝置后預計可節省標煤量為42 858 噸/年，節省CO2排放量11.52萬噸/年。按照標準油的價格3 000元/噸進行計算，年效益相差9 000萬元。

依據1 000 萬噸/年原油蒸餾裝置的投資為70 000～80 000萬元進行估算（包含原有蒸餾裝置所需一定的拆除費用），預計裝置運行15 年內的節能效益可達13.5億元，投資回報期約為7～9年。因此，煉油裝置的集約化不僅使裝置能效提升，且具有一定經濟效益。當小型原油蒸餾能耗高于10 kgEO/t原油時，集成化、大規?；脑驼麴s裝置替代小型原油蒸餾裝置優勢更明顯。

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

4 結論

隨著節能技術的發展與應用，原油蒸餾裝置能耗在應用了節能技術后明顯減少。利用新建大型原油蒸餾裝置等量置換現有的多套小型裝置，可進行多種節能技術的組合應用，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的綜合能耗降低，同時可大量減少煉廠的碳排放總量。對于企業完成碳達峰、碳中和的行動目標有益。原油蒸餾裝置大型化等量置換方案不僅使企業達到節能降碳目的，同時大幅降低企業生產的運行和管理成本，避免老裝置運行中出現的年年不達標，年年在整改現象。