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山东龙港化工有限公司160万吨/年渣油加氢裂化项目
山东龙港化工有限公司160万吨/年渣油加氢裂化项目环境影响报告书已基本编制完成，依据《中华人民共和国环境影响评价法》、《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号）、《山东省环境保护厅关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[号）和其他环境影响评价的相关规定，将拟建项目建设情况和环境影响评价的有关内容进行公示，以便广泛了解社会公众对拟建项目的态度及环保方面的意见和建议，接受社会公众的监督。现将拟建项目有关情况进行公示，公示内容如下：
& & 一、建设项目情况简述
& & 山东龙港化工有限公司(以下简称&龙港化工&)位于东营港经济开发区,于2006年注册成立,主要从事石油制品的生产、加工及销售。龙港化工在东营港经济开发区现有两处厂区，根据地理位置区分为南厂区、北厂区。南厂区原有&10000吨/年高效多功能柴油添加剂生产项目&，现已停产拆除；在建&40万吨/年甲醇制丙烯项目&和&储运系统扩建项目&。北厂区无现有项目，在建&年产14.5万吨异丁烯项目&。龙港化工现有在建项目环保手续完备。
& & 本次评价项目为160万吨/年渣油加氢裂化项目，位于北厂区闲置空地，以DYPEDZ2013025号取得东营港经济开发区经济发展局的登记备案证明。项目主要建设160万吨/年渣油加氢裂化装置、140万吨/年加氢改质装置、90t/h酸性水汽提装置、270t/h胺液脱硫装置、90000Nm3/h制氢装置和6万吨/年硫回收制酸装置；以渣油、粗柴油为原料，生产液化气、汽油、柴油、轻质蜡油、沥青组分和硫酸等产品。
& & 二、建设项目对环境可能造成的影响概述
& & 拟建项目产生污染物主要包括废气、废水、固废、噪声等。
& & 1、废气
& & 废气包括有组织废气排放和无组织废气排放，主要产生情况见表1。
& & & & & & & & & &&
& & 2、废水
& & 项目废水产生情况见表2。
& & & & & & & & & & &
& & 3、固废
& & 项目固体废物产生情况见表3。
& & & & & & & & &&
& & 4、噪声
& & 项目噪声产生、治理情况表4。
& & & & & & & & & &&
& & 三、预防或者减轻不良环境影响的对策和措施的要点
& & 1、废气
& & 裂化进料加热炉、减压加热炉、改质进料加热炉、转化炉烟气
& & 加热炉均采用清洁燃气做燃料，配备低氮燃烧器进行烟气污染物控制。
& & 《石油炼制工业污染物排放标准编制说明》中指出&炼油企业工艺加热炉的炉膛温度一般小于900℃，且数量较多，一般一家企业十几台至几十台工艺加热炉，每一台加热炉的热负荷和炉膛温度都不一样，用烟气脱硝的技术路线基本不可行，只能采用低氮燃烧技术控制加热炉烟气的氮氧化物排放&。
& & 渣油成型废气
& & 渣油成型废气为渣油冷却固化过程中产生的废气，根据UOP公司提供设计资料，这部分废气产生量非常小，无法进行定量估算。但该废气中含有沥青烟、苯并芘等有害污染物，因此该废气必须经焚烧处置。通过建设单位与硫酸装置工艺提供方（丹麦托普索公司）的工艺交流，可以保障硫酸燃烧炉的工艺焚烧温度在850℃以上，并可保障燃烧时间＞2.5s，在保障此条件下，沥青烟、苯并芘可以达到去除。
& & 硫酸装置烟气
& & 为了减少硫酸装置的氮氧化物排放，拟建项目设置两级SCR脱硝反应器，填装托普索公司专利脱硝催化剂。
& & 为了提供硫回收效率，减少SO2排放，工艺中设计了三级SO2转化、两级冷凝器，采用托普索公司专利转化催化剂和专利冷凝器；在末端，安装了双氧水洗涤系统，利用双氧水将SO2进一步氧化为SO3，从而减少SO2的排放。
& & 为了减少酸雾的排放，在烟囱前设计了湿式除雾器，利用工艺水将其中的酸雾洗涤下来，从而减少酸雾排放。
& & 储罐呼吸废气
& & 拟建项目轻质油采取双封式内浮顶罐，并将罐顶呼吸口接至油气回收系统处理，油气回收效率不低于95%。
& & 跑冒滴漏废气
& & 跑冒滴漏废气，主要污染物包括VOC、硫化氢。拟建项目建设同时在装置区配套开展泄漏检测与修复系统，根据美国环保总署的统计数据，采用LDAR技术可减少56%的污染物排放量。
& & 装车废气
& & 装车废气通过油气回收设施进行处理，采用&三级冷凝+吸附&工艺，设计回收效率达95%以上
& & 2、废水
& & 含硫废水主要污染物包括pH、COD、硫化物、氨氮、石油类，含有高浓度的硫化物、氨氮，若不进行预处理，一方面会腐蚀后续废水处理构筑物，另一方面对生化处理造成毒害，因此必须进行预处理。拟建项目采取酸性水汽提工艺进行含硫废水的处理，主要利用蒸汽破坏废水中的硫化氢-氨相平衡，使硫化氢、氨自废水中逸散出来，进而起到减少废水中硫化物、氨氮的作用。
& & 污水处理站设计处理规模为100m3/h，采用隔油+A/O工艺，主要由污水处理系统、污油回收系统、&三泥&处理系统及恶臭气体处理系统组成。压力来水进入格栅池，在格栅池中去除大量颗粒悬浮物及杂物后流入平流隔油池，然后再经斜板隔油池，二次隔油后出水自流至调节池。经水质水量调节后，加压提升至一级浮选加药混和器与加入的PAC、PAM混和后进入浮选池混合槽，进行絮凝反应，出水流入一级浮选池，在释气系统作用下，污水进入气浮状态，油和部分有机物凝聚上浮形成浮渣，定时用刮渣机刮入浮渣槽。一级浮选池出水自流入厌氧水解池，降解污水中的难降解的有机物，增加BOD/COD比。出水经泵提升至推流曝气池进行一次充分生化处理，此时污水经过厌氧、好氧生化处理过程，达到高效生化处理目的。废水经过上述处理后，出水水质满足《污水排入城镇下水道水质标准》（CJ343-2010）表1中B等级要求，排入市政污水管网进开发区污水处理厂深度处理。
& & 污水处理站工艺流程如下：
& & & & & & & & &
& & 3、固体废物
& & 拟建工程固体废物主要分为一般固体废物和危险废物。
& & (1)废瓷球、废加氢改质催化剂收集后送危险废物贮存间进行贮存，委托青岛新天地固体废物综合处置有限公司进行处置。建设单位应及时通知处置单位，及时进行危险废物的转运和处置。
& & (2)废膜、制氢装置废预加氢催化剂、废脱硫剂、废转化催化剂、废中变催化剂、废吸附剂等属于一般工业固体废物，在更换时由生产厂家直接进行回收，建设单位应监督更换作业，确保废物无泄漏。
& & (3)根据技术协议，硫回收制酸装置产生的废转化催化剂、废脱硝催化剂将由生产厂家(托普索公司)负责回收，建设单位应监督更换作业，确保废物无泄漏。
& & (4)职工生活垃圾经厂内垃圾桶或垃圾箱收集，委托当地环卫部门清运。
& & (5)拟建项目废水处理产生的污油浮渣，在渣油加氢装置进行回炼；污泥收集后暂存于危险废物暂存车间，委托青岛新天地固体废物综合处置有限公司处置。
& & 4、噪声
& & 噪声源主要为生产装置区的空压机、风机和泵等设备，通过采取消声、减振及厂房隔音等降噪措施后，降噪效果在5dB-15dB不等。经预测，厂界贡献噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB)3类标准要求。
& & 5、环境风险
& & 拟建项目构成重大危险源，主要危险物质为石脑油、硫化氢、柴油等，主要事故类型为毒物泄漏、火灾、爆炸。通过源项分析和后果计算，确定拟建项目风险水平可接受。
& & 厂内设置事故废水三级防控体系，可确保事故废水不排入外环境，事故状态废水对周边地表水环境的影响较小。
& & 通过落实评价提出的风险防范措施、应急预案要求等环境风险管理方面的要求，拟建项目可将事故发生的概率、事故发生后的影响降至较低水平。
& & 评价要求建设单位在日常工作中加强职工培训，定期开展应急演练，增强防范意识，提高应急能力，降低人为事故发生概率和事故的影响。
& & 四、环境影响报告主要结论
& & 拟建项目符合国家产业政策要求；项目选址符合城市规划；落实各项污染治理措施后，项目满足当地环境功能要求；符合清洁生产及循环经济要求；工程风险能够有效控制。在全面、充分落实本报告中提出的各项措施及相关排放标准的情况下，从环保角度分析，项目建设是可行的。
& & 五、征求公众意见的范围和主要事项
& & 1、任何有环保利害关系的单位和个人，可在项目环境影响评价工作期间向建设单位、评价单位提出项目环保可行性意见及要求。
& & 2、任何有环保利害关系的单位和个人，可在项目环境影响评价工作期间提出完善项目环保措施、防止项目污染的意见和要求。
& & 3、整理公众意见后，建设单位或评价单位将在报告书中说明对意见的采纳情况。
& & 4、任何有环保利害关系的单位和个人，可在编制项目环境影响报告书简本后，查阅报告书简本，了解情况。建设单位和评价单位将提供方便解答。
& & 5、建设单位、评价单位将认真听取公众意见，科学、公平、公正、合法地进行项目环境影响评价工作。
& & 六、征求公众意见的具体形式
& & 本次公告调查方式采取在东营港经济开发区相关媒体上公示，并在周围村委会或社区居委会公告栏中张贴信息公告、提供报告书简本、发放公众参与调查问卷的方式。
& & 七、公众提出意见的主要方式及起止时间
& & 本环评已形成报告书简本，该简本在自公告之日起10个工作日内，可向山东龙港化工有限公司或环评单位索取，在该时间内公众还可向环评单位索取补充信息，公众提出意见后，可通过电话、信件进行意见表述。
& & 八、建设单位名称及联系方式
& & 建设单位
& & 单位名称：山东龙港化工有限公司
& & 单位地址：东营港经济开发区
& & 联 系 人：李总
& & 联系电话：
& & 环评单位
& & 单位名称：山东海美侬项目咨询有限公司
& & 单位地址：济南市工业南路100号枫润大厦1608室
& & 联系人：公克
& & 电话：8转8018
& & Email：
& & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & 公告发布单位：山东龙港化工有限公司
& & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & 公告发布时间：日
垦利县宝远合成助剂厂成立于1997年，注册资本400万元，法定代表人王红海。本公司位于东营市垦利县胜坨镇胜景路与天宁路交叉口西北侧，东辰集团有限公司石化工业园内，主要从事芳烃油的生产和销售。由于本项目建成时间较早，未办理环评手续。垦利县环保局对其进行了处罚，要求对20万吨/年芳烃精馏装置项目补办手续。本项目投资6000万元，主要建设内容包括预分馏装置、抽提装置、回收装置、芳烃产品分离装置等。根据《环境影响评价法》和国家环保总局颁布的《环...汽油 | UOP 中国
随着汽油市场的不断发展，不断出现新的规范，而且规范呈现出越来越严格的趋势
UOP 的技术组合可以为您提供满足市场需求的解决方案。在成长型和成熟型的市场上，UOP 的汽油技术可为您提供针对性的策略，不仅能够满足您的需要，甚至可以帮助您找到潜在的利润和收益率增长点。
无与伦比的工艺技术经验与最高性能催化剂的组合
60多年以来，UOP作为提供商在重整解决方案领域一直处于领先地位，我们提供的解决方案可以满足客户对高辛烷值低硫汽油的需要。自从 1971年UOP CCR Platforming(TM) 工艺技术投产以来，已经有 250 多套装置投入运行。CCR铂重整工艺技术在与我们的一流重整催化剂系列产品配合使用后，可以生产出来高辛烷值的重整油，既可以用在汽油的生产过程中，也可用作 的来源。
除了用于生产汽油之外，CCR 铂重整工艺还能可靠地一直为高纯度
的生产提供所需的原料。这些氢通常对于其它燃料产品（如高质量低硫柴油）的生产来说非常重要。
CCR 铂重整工艺可以为您提供：
高产量的目标产品（液体和氢）
极宽的操作灵活性
高能效设计
最大程度上减少对环境的影响
设计经济高效
UOP CCR Platforming(TM) 工艺服务可能包括：
技术和营销服务
维护、监控和故障排除服务
相关产品和解决方案
技术数据表
摘自 NPRA 2011
教员辅导式培训
日 – 美国佛罗里达州迈阿密
日 – 马来西亚
日 – 美国加利福尼亚州旧金山
日 – 美国伊利诺斯州德斯普雷恩城
日 – 布鲁塞尔
基于 Web 的培训（英文）
在行业内处于领先地位的高效改质和脱苯解决方案
自从 1958 年引入 Penex 工艺以来，UOP 一直是轻石脑油异构化技术的领导者。在过去的数十载中，已有 220 多套 UOP 轻石脑油异构化装置投入运行。如今，UOP 仍处在这一技术领域的前沿，为轻石脑油 (C5/C6) 提供多种加工选项，包括低辛烷值物料的升级和苯脱除。
我们提供两种异构化选项以满足您的需要。UOP Penex(TM) 工艺和 UOP Par-Isom(TM) 工艺是固定床工艺，用 将正构组分异构化为带支链的组分，以提高 C5/C6 馏分的辛烷值。反应条件有利于异构化并最大限度降低裂化反应。
这些工艺能够使苯饱和，并可以整合到多种工艺流程中，将低辛烷值的 C5/C6 馏分升级为辛烷值介于 80 RONC 到 93 RONC 之间的产品。有三种常见选项：
– 轻石脑油仅通过异构化反应器一次。正构烷烃转化为异构烷烃，但转化率受到平衡反应的限制。产品的辛烷值通常介于 80-84 RONC 范围内。
–用脱异己烷塔将未转化的正己烷和低辛烷值的己烷异构体回收并返回到反应器系统。 RONC 值可以达到 87-89。
–用异构化反应器上游的脱异戊烷塔去除异戊烷，并用反应器下游的脱异己烷塔回收并回炼低辛烷值的己烷，RONC 值可以达到 90-93。
UOP Penex(TM) process services 工艺服务可能包括：
技术和营销服务
满足苯含量要求
为帮助您满足苯含量要求，我们还提供 UOP BenSat(TM) 工艺。该工艺提供了一种经济有效的苯脱除方法，适用于多种流程布置，从轻直馏石脑油到重整油。苯脱除通过将苯饱和成环己烷来完成。在处理直馏石脑油时，该工艺可与轻石脑油异构化整合在一起。
当调合汽油不需要额外增加辛烷值时，可以使用 BenSat，它是一个经济合理且有效的苯管理手段。
丁烷异构化
UOP 的异构化能力也表现在 UOP Butamer(TM) 工艺上，该工艺可以应用于丁烷的异构化
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技术数据表
(刊登于《Hydrocarbon Processing》（碳氢化合物加工）2007 年 10 月)
教员辅导式培训
日 – 布拉格
基于 Web 的培训
提高您的盈利能力，改善您的汽油的调合质量
UOP HF Alkylation 直接烷基化工艺可以通过催化反应让轻烯烃（如丙烯、丁烯或戊烯）与异丁烷进行结合，以提高其价值并生成环保特性极佳的烷基化产品，用于高辛烷值汽油的调合。
UOP 技术可以：
生产低蒸汽压且几乎不含烯烃和芳香烃的烷基化油
与其他直接烷基化技术相比，每桶烷基化油的耗酸量降低了 200 多倍，降低了总体运营成本并减少了酸处理工作量
通过使用 UOP ReVAP(TM) 工艺，强化了工艺操作，减少了酸的挥发量，提高了工厂的总体安全性
间接烷基化
此外，UOP 还提供一种间接烷基化工艺，可以通过生产清洁燃烧的中沸程异构烷烃烷基化油（一种高辛烷值、低 RVP、低硫产物，不含烯烃或芳烃的调合组分）来提高汽油的调合质量。UOP InAlk(TM) 工艺使用标准烃加工技术和催化剂，为满足您的运营目标提供灵活性。
异丁烷生产
对于异丁烷（烷基化工艺的一种主要原料）的生产，UOP的Butamer(TM) 工艺是一种高效率、低成本的解决方案。随着乙醇不断渗透到整个汽油调合池中，烷基化油的需要量会增加，因此，需要以经济高效的途径来生产异丁烷以供给烷基化工艺进料。以改善工艺设计、操作和所用催化剂为目的的持续开发计划已将此工艺定位为满足以汽油为核心产品的炼厂的未来需求。
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技术数据表
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2012 年 4 月 17-19 日 – 西班牙巴塞罗纳
2012 年 9 月 10 日 – 美国伊利诺斯州德斯普雷恩城
2012 年 9 月 13 日 – 伊利诺斯州德斯普雷恩城
辛烷值损失最低的选择性汽油脱硫
UOP SelectFining(TM) 工艺流程（UOP 产品组合中最近添加的成员）可减少 FCC 汽油中的硫，为炼厂提供简单灵活的解决方案以满足目前和未来的汽油含硫规范。
与目前可用的其它解决方案相比，UOP 的技术可以更好地保住辛烷值。此技术可以脱除烯烃石脑油中 99% 以上的硫，并最大限度减少辛烷值损失和降低氢耗，使液体收率最大化，并清除重组硫。
UOP 提供更优化的 FCC 汽油处理解决方案（如 SelectFining 工艺流程），净现值 (NPV) 比目前的其他竞争许可商更高。我们在 FCC 预处理和 FCC 技术方面具有最先进的知识和经验，因此可以确定最佳的装置和装置苛刻度组合。此外，与我们的竞争对手不同的是，我们提供一整套六种不同的处理选项，确保我们可以始终如一地提供最佳、最经济高效的 FCC 汽油处理技术。
技术数据表
高效石脑油经济脱硫工艺
UOP 的固定床脱硫工艺（UOP Minalk(TM) 工艺）可以对石脑油（包括轻 SR 石脑油、轻凝析油和戊烷）进行脱硫。
该工艺设计简单，由单个装填了活性炭浸渍催化剂的固定床反应器组成。首先向原料石脑油中连续注入低浓度碱液（以保持碱度）和空气，然后石脑油流经固定床，在固定床中，各种硫醇被氧化成二硫化物。二硫化物（可溶于油）被保留在烃（石脑油）相中。
Minalk 装置反应器和反应器收集系统的设计可以从石脑油中有效地分离出碱，使处理后的石脑油中钠含量 < 1 wt-ppm ，无需单独的聚结介质。
该工艺有多个优点：
既能生产“低硫”产品，还能在最大限度上保留石脑油中的苯酚
催化剂使用寿命长，通过使用 Merox Plus 催化剂活化剂可以进一步延长催化剂的使用寿命
需要的操作人员关注少
废碱排放量极少
资本和运营成本低
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日 – 美国佛罗里达州迈阿密
技术数据表
为您的焦化石脑油原料提供有效加工
与直馏石脑油相比，焦化石脑油的硫含量通常要高出20倍以上，氮含量也很高。这导致下游的加工难度很大。
UOP 的焦化石脑油加氢处理工艺可以100%除去焦化石脑油中的污染物，也可以用在含有焦化石脑油和其它石脑油的混合物上。该工艺主要用在重整原料的预处理过程中，工艺的最终产品也可以用作汽油调合原料或者石化生产原料。
在焦化石脑油的加工过程中存在着多个难点，比如如何除去高氮杂质、放热量大和易于堵塞。UOP 在最佳工艺条件和设计方面具有最先进的经验和知识，可以保障可靠运营和高在线率，从而保证了UOP在焦化石脑油加氢处理领域处于领先地位。
我们的解决方案包括 UOP生产的一整套的世界级
，UOP可以为您提供最广泛的可用加氢处理解决方案，以最大限度降低您的资本和运营成本。
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不同类型加氢裂化装置的用能分析及节能研究
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加氢裂化(Hydrocracking，HC)技术具有加工原料范围广、产品质量好、液体收率高、生产灵活性大等特点，是现代炼油和石油化工企业油、化、纤结合的核心工艺之一。HC装置的操作状况和用能水平对企业能耗及经济效益有着重要影响。
　　经过几十年的发展完善，HC工艺及催化剂已形成系列化，根据生产的主要目的产品不同，可分为轻油型、中油型、灵活型HC装置。因采用的催化剂、工艺流程和加工技术等不同，各种类型装置的用能水平有所差异，但用能特点也存在很多共性。
　　本文结合轻油型和中油型2套HC装置的现场标定数据，依据过程系统用能分析的三环节模型进行装置的能量平衡分析和过程用能评价，以系统总体用能改进为目标，在分析每个环节节能潜力的基础上，研究整个系统用能的改进方向。同时，分析了不同因素对HC装置能耗及用能的影响，从装置设计和工艺操作方面提出了HC装置节能的方向和途径。
　　1　HC装置用能评价依据与能量平衡分析结果
　　1.1　过程用能三环节分析模式及评价指标
　　与任何一个炼油生产过程一样，HC装置系统用能可以归纳为能量的转换和传输、工艺利用、能量回收3个环节。石油化工过程用能三环节分析模式如图1所示。
　　能量的转换和传输环节：供入体系的总能量Ep包括燃料化学能及部分电能等，经过加热炉及各类机泵等设备转换，一部分为有效供给工艺过程所需能量EU。还可直接输出一部分能量EB(如背压蒸汽)，另有一部分回收驱动能EUO(如空冷风机的有效动力)，直接进入能量回收环节，用于驱动能量回收或排弃过程，还有一部分能量EO通过散热及排烟直接损失掉。
　　能量的工艺利用环节：是用能过程的核心，进入该环节的能量，通过各单元操作(加氢精制／裂化反应、分馏等)相应的设备，完成其工艺过程。供入此环节的能量除了有效供能EU外，还有回收循环利用的能量ER，热力学能耗ET，是进入产品中的能量，不能回收，剩余部分能量EO则进入回收环节待回收利用。
　　能量的回收环节：主要是各种换热器、蒸汽发生器、冷却器等设备完成的传热过程，还有功的回收和能量的升级利用过程，如蒸汽透平回收压力能。回收的能量一是循环能ER，用于体系内部；二是回收输出能EE，用于体系外或转换环节，如用于加热反应进料或供给其他装置。未回收的能量EJ以散热、冷却、物流排弃等方式排入环境。
　　利用三环节法对HC装置系统用能进行分析与评价，主要有3个指标：转换和传输环节的能量转换效率、工艺利用环节的工艺总用能、回收环节的能量回收率。
　　1.2　两套HC装置概况
　　轻油型HC装置A设计能力80万吨/年，年操作时间8000小时，选用托普索(Topsoe)公司的TK555精制剂和中国石化抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的3905裂化剂，采用一段串联全循环流程，设计加工直馏减压蜡油，主要生产石脑油，兼产部分喷气燃料和柴油产品。中油型HC装置B加工能力150万吨/年，年操作时间8400小时，选用FRIPP开发的新一代高活性PP-26/FF-16精制剂与PC-14裂化剂级配，采用单段两剂全循环工艺，设计加工直馏减压蜡油和焦化蜡油的混合油，可以最大量生产中间馏分油，同时也可通过调整产品切割点多产重石脑油。
　　1.3　HC装置的能量平衡分析结果
　　基于用能三环节模式，按照《石油化工企业能量平衡标准》和中国石化2005年《炼油厂能量消耗计算与评价方法》，在2套HC装置满负荷标定所得物料平衡、公用工程消耗数据(见表1)和设备运行数据基础上，首先进行装置各环节单体设备的能量平衡计算，然后完成整套装置的能量平衡分析测试，结果汇总于表2。
　　2　不同类型HC装置用能三环节分析与评价
　　从表1和表2可以看到，2套装置均采用全循环的加工工艺，一次能耗分别为2522.13兆焦／吨(60.24千克标油／吨)和1683.09兆焦／吨(40.20千克标油／吨)。由于各装置的加工流程、催化剂、设备状况、操作条件等不同，不宜用单一消耗来判断装置耗能的合理程度，因此，从过程用能的3个环节分别对比分析，找出HE工艺用能的实质与共性问题以及装置耗能的关键部位，探讨装置的节能途径和改进方向。
　　2.1　能量转换和传输环节
　　1)2套装置总输入能量多，总供入能分别为2632.31兆焦／吨和1630.79兆焦／吨。其中，燃料供入能居首位，其次是蒸汽和电耗；能耗构成中，装置A的水、电、蒸汽、燃料单耗均高于装置B。
　　2)2套装置的燃料供入能分别占总供入能量的47.8%和52.4%，因此，加热炉是HC装置的主要热源，也是主要的耗能设备。在能量平衡测试标定中，装置A的5台加热炉热效率只有72.3%，装置B的3台加热炉的平均热效率为83.87%。这也是装置A燃料单耗高于装置B的主要原因。从标定结果看，2套装置的加热炉效率均存在较大的改进潜力。
　　3)排在总供入能第二位的是蒸汽供入能量，主要用于循环氢压缩机组蒸汽透平的驱动和分馏系统的汽提。在能量平衡测试中，装置A的3台透平机组效率平均只有43.7%，循环氢压缩机大透平效率仅58.9%，能量损失大、利用率低，因而所需蒸汽供入量增多。
　　4)占总供入能第三位的电能需经各类机泵设备转换供给工艺流体。其中，原料和氢气的升压用电所占比例最大，占总用电量的75%以上。此环节的直接损失中，装置A的机泵无效动力所占比例明显高于装置B。这主要是因为装置A标定时，机泵的机组效率普遍不高，机组平均效率仅为47%，而最高的达86%以上，最低的只有21%。这与机泵的负荷率有很大关系，有的机泵负荷偏低，大马拉小车现象严重，造成机泵的无效动力损失较大。另外，机泵的扬程过高，使动力白白消耗于阀门的节流，造成电力浪费。而装置B由于标定时开工投产仅11个月，在运设备的能效较高，并且采用了变频电机，所以动力转换损失较小，且需用供能小，使装置能耗较低。
　　5)2套装置的能量转换和传输效率ηu分别为75.99%和87.49%，装置B的转换环节能量利用较好。2套装置的直接损失中，加热炉排烟损失和炉体及其他管线散热总计分别占66.8%和73.9%，因此，提高能量转换效率关键在于减少散热与排烟损失。
　　2.2　工艺利用环节
　　1)装置A和装置B在本环节的能量利用效率分别为89.74%、97.10%，除了散热造成的能量损失外，其余全部进入回收环节。相比之下，装置A的散热损失明显大于装置B，表明装置的设备保温还有待改进。
　　2)在2套装置的工艺总用能构成中，换热回收的循环能分别占了53.7%和62.0%，可见，回收循环能是工艺总用能的重要来源。科学合理地安排换热网络，提高换热器的传热效率，增大物流循环能量的换热回收，可以减少用能设备的外界供能、实现装置节能。
　　3)加氢过程产生大量反应热，在工艺总用能中，2套装置的加氢反应热分别占了6.63%和儿2%。相对于完成反应和分馏工艺过程所需的单位工艺总用能而言，装置A消耗的一次能源较多，总供入能大。
　　4)工艺利用环节的主要用能设备是2台反应器、分馏部分的塔及相关系统。在反应器的能量平衡中，循环氢带入的热量一般占进入反应器总热量的70%以上，因此，控制合适的氢油比大小对反应器的用能影响较大。2套装置标定时的精制反应器入口氢油比分别为1354：1和1047：1。HC装置的循环氢压缩机多为背压式汽轮机，根据操作经验，精制反应器入口氢油比一般可控制在800：1-1200：1。降低氢油比可以减少循环氢压缩机的蒸汽用量，同时降低加热炉热负荷和燃料消耗以及空冷器电耗，因此，需要在节能降耗与安全生产之间寻找一个最佳的氢油比契合值。
　　2.3　能量回收环节
　　1)2套装置的待回收能大体相当，装置A通过换热流程回收的循环能占工艺总用能的比例低于装置B，从而需要消耗更多的外界供能来满足工艺总用能的需要，造成装置的能耗增加。
　　2)2套装置的能量回收率分别为58.51%和71.25%，分别有1439.86兆焦／吨和948.30兆焦／吨能量被排弃损失，其中冷却排弃能较大，达到94%以上。这部分能量主要包括反应流出物、出装置产品130℃以下的能量。这说明由空冷器和水冷器带走的热量较大，需要加强换热网络优化回收能量和低温余热的回收利用，使更多的循环能进入工艺利用环节，减少装置的外界供能。
　　3　影响HC装置能耗的主要因素分析
　　从以上用能三环节分析可知，2套HC装置有相同的关键耗能部位和用能特点，如总输入能量多、燃料供能和升压用电在能耗中比例大、低温热多、可回收利用能量大、反应热随转化率和氢耗增加而增大等，但用能水平存在差异。这与装置采用的催化剂、操作条件、工艺流程、设备技术和效能等因素有着直接的关系。
　　3.1　催化剂和操作条件
　　催化剂性能决定加氢过程的反应压力和温度，也影响氢耗、产品收率和加氢反应热等；在催化剂确定后，反应压力、反应温度、氢油比等主要操作条件则对能耗产生直接影响。
　　装置B采用新一代高活性加氢精制／加氢裂化催化剂，操作条件缓和，降低了新氢压缩机和反应原料泵升压电耗以及反应进料加热炉的燃料消耗；催化剂的活性稳定性好，精制和裂化反应器温度匹配得当，中间无需冷氢，C损较小，有利于减少循环氢压缩机负荷，减少了电和蒸汽供入能。装置A要求的氢分压和氢油比较高，设备动力负荷较大，蒸汽和电耗增加，导致总供入能增加。
　　3.2　工艺流程
　　装置工艺流程不同，能耗也不同。2套装置都采用全循环工艺流程，但反应和分馏部分流程配置有所不同，因而装置能耗和用能情况不同：①反应部分的分离流程不同。装置A采用冷高分工艺流程，而装置B采用热高分工艺流程，使反应流出物冷却负荷和反应生成油分馏加热炉负荷降低；而且装置B的热低分油和冷低分油分别进入主汽提塔的不同塔盘，有利于提高主汽提塔的分离效率，降低分离过程中的C损，减少汽提蒸汽消耗。研究表明：同一套HC装置，采用热高分流程比冷高分流程在能耗上可降低168.3兆焦／吨。②装置B在高压分离器和低压分离器之间、循环氢脱硫塔塔底富液管线处共设置了2台回收流体压力能的液力透平，分别用于驱动加氢进料泵和循环氢脱硫塔贫溶剂泵，降低了装置电耗。③装置B分馏部分采取了常压塔设中段取热发生0.4MPa蒸汽供装置溶剂再生部分使用、将分馏塔顶不凝气引入加热炉等措施，都有利于减少外界供能。
　　3.3　设备类型和效能
　　装置B反应部分高压换热器多采用双壳、双弓式新型换热器，有利于强化传热效果，提高传热效率，从而提高热回收能量，提供大部分的工艺总用能，减少装置的供入能。而且装置B的中低压机泵多采用变频调速技术、标定时在运设备的能效较高，均使得设备需用供能小、装置能耗较低。
　　3.4　装置规模和负荷率
　　装置的规模主要是影响装置的散热单耗，而且小规模装置的机泵及设备效率较低，也影响电和蒸汽的消耗。同类装置规模越小，单位进料所对应的散热表面积越大，装置的散热单耗就越高。相比装置A而言，装置B的设计规模较大，单位散热较小，因而单位能耗较低。而且，装置负荷率也影响能耗，如表3所示。因此，应尽量满负荷生产。
　　4　HC装置节能途径探讨及效果分析
　　通过对不同类型HC装置三环节用能评价以及能耗影响因素的分析可知，回收环节是能量利用的薄弱环节，工艺利用环节是装置用能的核心，决定回收环节可供回收能量和需由转换环节提供能量的数量。因此，节能先从降低工艺总用能着手，然后依次考虑能量回收环节和转换传输环节的改进。
　　4.1　改进工艺流程和操作条件，降低工艺总用能和装置总能耗
　　采用先进的工艺和催化剂、优化操作条件是降低工艺总用能和装置总能耗的前提。
　　装置设计上，一是优化工艺流程，如采用热高分流程可降低反应产物的冷却负荷及反应生成油分馏加热炉负荷；高压向低压减压部位设置液力透平可回收压力能、降低高压电耗等。二是采用高性能催化剂，装置可在较高空速、较低反应温度和压力、较低氢油条件下操作，降低操作能耗。三是充分合理利用反应热，回收反应热各温位热量，用来加热进料、氢气以及生成油或产生蒸汽，最大限度地减少冷、热公用工程用量。
　　工艺操作上，一是合理控制反应器温升，既可提高反应器出口温度和进料换热终温，降低加热炉负荷，又可减少催化剂床层间冷氢的注入量，降低循环氢压缩机负荷，节省电耗。二是合理选择氢油比，因为过高的氢油比会增加压缩机的动力消耗和换热系统的负荷。同时，新氢纯度也很重要，对于高压HC装置，新氢纯度每下降1.0%，反应部分能耗约增加7%。三是在保证产品质量的前提下，平衡好分馏塔的回流操作。若回流比不当将增大塔底加热负荷和塔顶冷却负荷，使塔的工艺总用能增加。
　　4.2　提高能量回收率，减少排弃能
　　提高能量回收利用率，减少排弃损失，可减少转换和传输环节供入能量，降低装置能耗。
　　首先，要优化换热系统，包括采用换热效率高的新型换热器、原料油换热器加注抗垢剂、运用夹点技术优化换热流程等。其次，要加强对低温热的回收和利用，可用于预热原料，减少加热炉负荷、降低燃料消耗；还可通过热泵、吸收制冷等技术升级利用等。研究表明，对HC装置大于或等于100℃以上的热量如果能够回收，则装置能耗可降低10%-20%，但需经过技术经济评价确定回收利用方案的可行性。第三，减少设备及管线的散热损失。可通过正确选择保温材料和外护材料、确定经济的保温厚度和合理的保温结构、提高施工质量、经常性的检修和维护等措施，减少占装置总能耗10%-20%的散热损失。
　　4.3　提高能量转换环节效率，减少装置供入能
　　供入体系的总能量经过加热炉及各类机泵等设备转换，大部分变为有效供能进入工艺利用环节，因此，提高能量转换效率，可减少装置外界供能。
　　一是提高加热炉效率，包括使用空气预热器、降低加热炉的排烟温度从而减少排烟损失、采用新型炉面保温材料及加强堵漏减少炉体的热损失、控制合理的过剩空气系数以优化加热炉燃烧工况等。二是提高机泵效率，如选用新型高效油泵和节能电机；针对不同情况进行阀位调整，保证机泵在高效的工作区内运行；对于负荷率小于40%、效率小于60%的机泵，应调整机泵或改用可调速电机，以提高动力转换效率，节省电能。此外，需要降低蒸汽消耗，搞好蒸汽的逐级利用，合理分配各单元的用汽压力，采用背压做功，降低装置能耗等。
　　4.4　节能措施实施后的效果
　　1)轻油型装置A
　　2005年，该装置进行了改造：将大于360℃尾油全循环裂化流程改为一次通过流程并更换了FRIPP开发的新一代催化剂，主要生产重石脑油和尾油；并先后采取投用加热炉吹灰器、优化换热流程、将多余的工艺余热产中压蒸汽、尽量选用空气冷却器等节能措施。装置的单位能耗由改造前的2522.13兆焦／吨(60.20千克标油／吨)下降到目前的1601.45兆焦／吨(38.25千克标油／吨)。
　　2)中油型装置B
　　该装置一直保持满负荷操作，同时采取了多种节能措施，如加强对水冷器的调节、减少循环水的消耗；循环氢纯度相对较高，汽轮机的蒸汽耗量相对有所下降；加强加热炉的节能工作，减少瓦斯消耗；一直投用能量回收透平且大负荷运行等，多方面入手降低装置能耗。装置能耗从开工标定时的1683.09兆焦／吨(40.20千克标油／吨)下降到目前的1246.4兆焦／吨(29.77千克标油／吨)。
　　5　结语
　　1)依据系统过程用能三环节分析模式，对HC装置进行能量平衡分析和过程用能评价，可以较全面地了解装置的用能状况，为探讨装置的节能方向和途径提供科学的依据。
　　2)不同类型HC装置的用能水平因采用的催化剂、工艺流程、设备技术等不同而有所差异，但用能特点也仍存在很多共性。
　　3)通过装置用能评价和装置能耗影响因素分析，建议从装置设计和工艺操作方面采取相应的改进措施，如采用先进工艺和催化剂、优化操作条件、提高加热炉效率、调优使用机泵设备、加强低温热源的同级和升级利用等，从而降低工艺总用能、提高能量回收率和能量转换环节效率，进一步降低装置能耗，提高装置用能水平。
&&& 作者简介：张英，高级工程师，1993年毕业于天津大学分析仪器及技术经济专业，长期从事炼厂流程优化研究及项目评价工作。
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