孟 锐

(中国石化镇海炼化分公司，浙江 宁波 315207)

提高S Zorb装置低温热利用效率的方案探讨

孟 锐

(中国石化镇海炼化分公司，浙江 宁波 315207)

介绍了中国石化镇海炼化分公司1.5 Mta催化裂化汽油吸附脱硫装置目前低温热利用现状，提出新的换热网络，利用Petro-Sim流程模拟软件进行测算。结果表明，优化后的换热网络可提高低温热的利用效率，达到降低装置能耗的目的，多余的低温热可外供，进一步被回收利用。

S Zorb 催化裂化汽油 脱硫 低温热 能耗

催化裂化汽油吸附脱硫(S Zorb)技术具有反应速率高、辛烷值损失低、产品脱硫率高、能耗低、吸附剂可循环再生等特点[1-5]，作为汽油产品质量升级的主要技术手段，在全国范围得到广泛应用。中国石化镇海炼化分公司(简称镇海炼化)目前拥有1.50 Mt/a和0.9 Mt/a两套催化裂化汽油S Zorb装置，承担着企业生产满足国Ⅴ排放标准汽油的任务，装置在设计时已考虑到低温热的回收利用，增加了多台换热器，但开工运行后一直效果不佳，装置低温热利用效率较低。为进一步降低装置能耗，挖掘低温热回收利用的潜力，提出并探讨一种新的换热模式，并结合Petro-Sim流程模拟软件进行可行性分析。

1 低温热回收利用现状

1.1 提高稳定塔进料温度，降低蒸汽消耗量

图1为目前稳定塔换热网络。由图1可见，为提高稳定塔C201的进料温度，设计之初增加了E205、E201两台换热器。E205为冷进料-凝结水换热器，目的是提高冷高压分离器D121来的冷进料温度，实际运行过程中，因C201消耗蒸汽量不大，因此凝结水量较小，实际加热效果不佳，正常工作时加热后的冷进料温度为55 ℃左右。E201为精制汽油-热进料换热器，用于提高热进料温度，实际运行过程中，由于热进料与塔底精制汽油温差较小(不足10 ℃)，实际换热效果也不好，目前已停运E201。用提高C201进料温度来达到降低蒸汽消耗量的方向是对的，但上述换热网络的实际运行效果欠佳。

图1 目前稳定塔换热网络

1.2 与其它装置进行低温热联合利用

催化裂化-气体分离-S Zorb-生活区供暖低温热联合利用项目于2016年建成投用，催化裂化热水供气体分离装置作为脱丙烷塔热源，使用后热水与S Zorb装置稳定塔塔底精制汽油换热，将热水温度由60 ℃加热至100 ℃，供生活区供暖使用，最后再回到催化裂化装置。项目投用后整体节能效果显著，换热后精制汽油温度由135 ℃左右降至75 ℃，达到设计目标。但这种方式仍存在一定不足，一方面项目在供暖期才能投用，其余时间则不具备低温热回收利用的条件；另一方面这种换热方式受装置间距影响较大，不适合普遍推广，其它炼油厂各装置间如果距离过长，则投资成本较大且投用后热损失较高，因此这种低温热利用方式在采用前要根据自身状况考虑。

2 构建新型换热网络以降低装置能耗

以镇海炼化1.50 Mt/a催化裂化汽油S Zorb装置为例，能耗组成见表1。由表1可见，1.0 MPa蒸汽消耗量占装置总能耗的18.82%，如能停用稳定塔塔底热源，理论上装置能耗将下降18%左右，节能效果可观。

表1 装置能耗组成

2.1 增设冷高压分离器进、出口换热器

对原换热器E205进行优化，改为冷高压分离器D121进、出口换热器。管程由原1.0 MPa凝结水改为D121入口油气混合物。如此一方面可提高D121出口冷进料进C201的温度；另一方面可省去1.0 MPa冷凝水。图2和图3分别为优化前后D121的换热流程示意。

图2 优化前冷高压分离器D121换热流程示意K101—循环氢压缩机； A101—空气冷却器； D103—循环氢压缩机入口分液罐

图3 优化后冷高压分离器D121换热流程示意

利用流程模拟软件Petro-Sim对优化前后E205AB各温度点进行模拟测算，结果见表2。由表2可见：进入A101的介质温度下降20 ℃，至少可停用1台空气冷却器；D121出口物流进稳定塔温度升高较多，可降低C201塔底蒸汽消耗量。每台空气冷却器功率22 kW，每年可节约电量184 800 kW·h。因下面将探讨停用蒸汽的情况，在此不计算改造后的节汽量。

表2 优化前后的参数测算结果

当前采用凝结水换热还存在泄漏问题，管束泄漏时会将凝结水带至C201，造成C201带水，引起操作大幅波动，影响产品蒸气压及增加罐区脱水工作量。优化后换热器两侧均为汽油且两侧压力接近，可大大降低因泄漏引起的运行波动。

2.2 增设稳定塔精制汽油-汽油混氢原料换热器

目前C201塔底温度为137 ℃，之前对停用塔底蒸汽做过尝试，停热源后塔底温度约为130 ℃，精制汽油蒸气压满足指标要求(80 kPa)，但汽油罐区经常会发现冒“白气”的现象，对周边环境造成影响。若调整精制汽油蒸气压至60～70 kPa，这时停用塔底热源就不能满足蒸气压的需求，为将塔底温度提高7 ℃，当前需消耗1.5 t/h的蒸汽量，造成装置能耗上升。为了解决这一问题，可对C201塔底精制汽油进行换热流程优化。优化前后的换热流程如图4所示，由目前的装置原料泵P101出口直接至E101进行换热升温，优化为先经C201塔底汽油预热后，再经E101换热升温，新增换热器暂命名为E209。

图4 优化前后换热流程E101—装置原料与反应生成油换热器； F101—混氢原料加热炉； R101—S Zorb反应器； A202—C201塔底汽油空气冷却器

C201塔底精制汽油可全部、也可部分进入换热器加热混氢汽油原料，利用RSIM流程模拟软件测算精制汽油全量经过时的工况，换热器各工艺参数如表3所示。

表3 换热网络优化前后的参数对比

由表3可见，精制汽油全量经过时，E101壳程出口温度由135.9 ℃升至163.8 ℃，即D104进口物料换热后温度达163.8 ℃，D104至C201温差约为5 ℃，稳定塔热进料温度为158.8 ℃。实际上D104温度为145 ℃时即可停用C201塔底蒸汽，因此热量富裕，并不需要精制汽油全量进入E209换热。

E101管程出口温度由369.4 ℃降至364.4 ℃，意味着F101入口温度下降5 ℃，F101瓦斯消耗量增加，同时因D104温度有富余，因此理论上存在一个最佳操作点，使装置总体能耗最低。另外E101管程入口温度由63.4 ℃升至93.9 ℃时，出口温度反而下降，下面将对此进行具体分析。

2.3 E101运行工况分析

E101壳程入口介质为反应生成油，温度为反应温度，较为稳定。考察原料(E101管程入口)温度对E101管、壳程出口温度的影响。图5和图6为E101近1年的运行记录，可知原料温度升高，E101壳程出口(D104)温度升高，同时E101管程出口温度略有下降，利用Petro-Sim软件搭建E101模型进行测算，可知原料温度升高时，E101管程出口温度下降主要与E101内介质气化率有关，详见图7所示。

图5 原料与D104温度

图6 原料与E101管程出口温度

图7 原料温度-管程出口温度-汽化率的关系

软件模拟结果和实际工况基本吻合，说明在反应生成油温度不变的情况下，提高E101管程入口温度，出口温度反而降低是因为温度升高后E101内汽油混氢原料的汽化率升高，导致换热效果变差，但E101壳程出口温度会有较大升高，有助于大幅提高稳定塔进料温度。

2.4 测算最佳操作点使装置能耗最低

前述分析结果表明，目前停用稳定塔塔底蒸汽需保证D104温度由137 ℃提高至145 ℃，这一过程中E101管程出口温度(F101入口温度)会下降，导致燃料气消耗量增加，停用蒸汽后节约的能耗与燃料气增加的能耗差值即为装置的节能量。表4为停用塔底蒸汽后各参数情况。

表4 停用塔底蒸汽后相关参数变化情况

结合表1和表4可知，停用塔底蒸汽后，装置能耗下降约18.8%，优化前后燃料气消耗量相差15 kg/h，即燃料气消耗量增加2.81%，换算成能耗为燃料气增加52.95%×2.81%=1.5%。由测算结果可知，优化后装置节能量预计可达17.3%，且只利用了40 t/h精制汽油低温热，仍然有130 t/h精制汽油低温热可利用。对于夏季精制汽油冷却负荷不足的炼油厂，还可降低产品出装置温度，减少冷却器改造费用。

目前S Zorb装置原料由上游催化裂化装置直供，理论上也可通过提高原料温度来达到提高E101管程入口温度目的，但当原料温度超过70 ℃，原料泵P101有抽空风险，因此S Zorb装置在设计时就对原料温度有严格要求。优化后网络采用从P101后提温，因此不存在这个问题。

3 有机朗肯循环发电透平技术

采用新的换热网络后仍有约130 t/h精制汽油低温热可供向外输出使用，可考虑与其它装置进行联合利用或采用有机朗肯循环发电透平技术。从镇海炼化2016年建成的低温热区域联合利用项目实际运行来看，虽然技术门槛较低，但也暴露出很多缺点，即不能全年投用、受外部因素制约较多、热损失较大等，因此目前就有机朗肯循环发电透平技术已与相关厂商进行了多次技术交流，初步考虑采用该技术。

该项技术目前在国内的应用也较为成熟，具有适应范围广、投资成本低、对低温热介质温度要求较低等特点[6]，国内某大型炼油厂柴油加氢装置已采用该项技术，国内首次利用精制柴油进行发电。主要原理是利用低温热工艺介质与朗肯循环工作介质进行换热，常见工作介质有五氟丙烷等。工作介质膨胀发电，膨胀后的工作介质经冷却后循环使用，发电可根据需要并入380 V、6 000 V或10 000 V电网。在采用该技术回收精制汽油低温热时仍有以下两个问题需要考虑：①工作介质泄漏的检测问题，换热器腐蚀会导致工作介质泄漏，并会污染精制汽油，目前尚无直接的检测手段，且对汽油的影响尚不明确。②工作介质储存问题，特别是装置停工检修或发电机组检修时大量的工作介质储存运输及对土壤、水质等会产生污染，需要妥善安排和解决。有机朗肯循环发电透平技术很适合S Zorb装置低温热介质的利用，但仍需对上述两个问题进行深入探讨。

4 结 论

(1)S Zorb装置换热网络优化后，实际上是适当提高了E101管程入口温度，在减少蒸汽消耗量和减少加热炉燃料气消耗量之间寻找平衡。

(2)新的换热网络经模拟软件测算，其能耗预计下降17%左右，不包括每年节电184 800 kW·h，富余的低温热可进一步回收利用。通过提高低温热利用效率来降低装置能耗的方法，对其它S Zorb装置具有一定的借鉴作用。

[1] 刘进平，白永涛，宋红燕.S Zorb汽油精制装置操作优化[J].石油炼制与化工，2014，45(12)：50-53

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[3] 薛超，冯霄，王彧斐.S Zorb装置用能分析与优化[J].石油炼制与化工，2015，46(7)：95-100

[4] 曾宿主，解增忠，许友好.生产满足国Ⅴ排放标准汽油的技术路线及其效益分析[J].石油炼制与化工，2015，46(8)：7-11

[5] Xu Li，Zou Kang，Xu Guangtong，et al.Study on the formation mechanism of Zn2SiO4in S Zorb sorbents and its inhibition methods[J].China Petroleum Processing & Petrochemical Technology，2016，18(2)：1-6

[6] 孙志强，易思阳，郭美茹，等.利用中低温余热的回热有机朗肯循环性能分析[J].热能动力工程，2015，30(1)：24-30

DISCUSSIONONIMPROVINGTHEUTILIZATIONEFFICIENCYOFLOWTEMPERATUREHEATOFSZorbUNITWTBZ

Meng Rui

(SINOPECZhenhaiRefining&ChemicalBranch，Ningbo，Zhejiang315207)

This paper introduces the present situation of low-temperature heat utilization of 1.5 Mt/a S Zorb unit in SINOPEC Zhenhai Refining and Chemical Company，and proposes a new heat exchange network.The results shown by Petro-sim simulation software demonstrated that the optimized new network can improve the utilization of low temperature heat and reduce the energy consumption of the device.The extra low temperature heat can be used for further recycling.

S Zorb； catalytic cracking gasoline； desulfurization； low temperature heat； energy consumption

2017-06-15；修改稿收到日期2017-08-15。

孟锐，从事产品脱硫工艺管理工作。

孟锐，E-mail：mengrui.zhlh@sinopec.com。