樊志明
摘要：介绍了林源炼油厂低温余热能源的优化设计和改进，论述其在措施内容、有关技术经济问题的讨论、投资及经济效益估茸等方面的比较，指出了优化和改进的实施方案。
关键词：炼油厂；措施；优化；节能；运行；效益
中图分类号：TE683文献标识码：B文章编号：1004一7948(2005)12一0043一03
1引言
林源炼油厂现有两套催化裂化装置，一套常减压装置和一套气体分馏装置。其它的化工装置有精制白油、乙睛装置，聚丙烯和化工助剂厂，还有蒸汽动力、储运等辅助系统。全厂的热源、热饼温位分布很广，从常温到高温都有。但各装置内的热源、热脐温位分布很不均衡。如果只在各装置内部进行换热回收，显然很难做到完全和合理的优化匹配，局限性强。例如催化裂化、加氢裂化、常减压蒸馏等高温装置，不仅热源会有所过剩，而且匹配的热源、热脐间的传热温差都远比最优值高，这是能量在量和质两方面的浪费。
另一方面，气分、烷基化、污水处理等装置温度较低，且本身的热源基本上都不能满足装置的要求，显然，这些装置内有大量很好的低温热麟；此外，蒸汽动力分厂中产生蒸汽的给水三段预热（常温一除氧前40℃，40～＜70℃（不含70℃），及除氧后0～104℃到进汽包前的预热），蒸汽的发生，储运的加、伴热用热也都是很好的低温热麟。在系统内进行热匹配和热联合，可使这些热阱充分利用上述高温热源，实现优化的匹配；既节约大量的高温热源，又节省大量冷却水。炼油厂有着巨大的节能潜力，节能效益显著。
2热联合匹配的措施内容及优化改进
2.1发生蒸汽给水预热
目前装置区内的两个动力站可处理新鲜水117t/h，生产40℃软化水78.9t/h。预热及除氧均在动力站内进行，可将1MPa蒸汽、104℃除氧水直接供给各蒸汽发生器汽包。按改进方案，由一套催化裂化装置的低温热将新鲜水由20℃加热到40℃回二动力站软化后，再送来37t/h软化水从40℃加热到80℃回二动力站除氧，除氧后加热到104℃再送入一套催化裂化装置。用分馏塔顶循环油、柴油、一中热量加热到180℃，供一套催化裂化装置自用（29.5t/h）和常减压蒸馏、脱蜡装置（7.5t/h）的蒸汽发生器汽包给水。此方案可全年运行，共节省动力站加热蒸汽约6t/h，除氧后预热提高进锅炉汽包温度，可多产压力1MPa蒸汽4.8t/h。
2.2工艺用热水系统
工艺用热水温度为70～130℃，流量84t/h，全部由两套催化裂化装置分馏塔顶循环及轻柴油供热，在气体分馏处同采暖水系统分开设置，各走各的线路，单独设立循环泵和热水缓冲罐，常年运行。因传热温差缩小，对两套催化裂化装置分馏塔顶循环的现有换热器进行了核算。扩大的负荷除给气体分馏车间塔2、塔3、再沸器及聚丙烯装置反应釜供热外，还增加供塔1再沸器及聚丙烯计量罐加热。气体分馏装置塔1底再沸器由蒸汽加热改为热水加热，传热温差缩小，核算结果表明可以满足。聚丙烯加料计量罐加热器因由蒸汽加热改为热水加热，需新增两台换热器。
为保证操作控制，在气体分馏装置增设一台300ZL3型无声蒸汽加热器（汽水混合器）用于调峰使用，在催化裂化装置操作波动时可通过蒸汽加热以保证热水温度。正常操作时，热水流量保持恒定不变。催化裂化装置分馏塔顶循环取热量由塔顶循环油流量调节。每一台热水供热的再沸器热负荷均由三通阀控制旁路流量来调节。
2.3分馏塔项油气冷凝冷却低温热用于装置区的冬季采暖供热
两套催化裂化装置分馏塔顶热量共19.7MW，其中70℃以上可利用的以油气和水蒸气冷凝潜热为主的热量13.97～15.12MW，可用于厂区内冬季采暖水供热。
一套催化裂化装置分馏塔顶冷凝热温度主要在90～70℃，两套催化裂化装置约在100～750℃。目前的塔顶冷凝潜热大部分由30～40℃的循环水带走，传热温差较大。改用60～80℃采暖热水取热，传热温差减少近半，换热面积将大大增加。另一方面，若将油气热量利用到70～75℃，采用双管单壳程式的浮头换热器将出现反传热。若采用双壳程（两台串联）又将使塔顶压力降大大增加。特别是一套催化裂化装置，在加工量由0.3Mt/a提高到0.4Mt/a的前提下，塔顶压力降原已接近上限。另外，两套催化裂化装置框架顶层位置和框架荷重均受到原设计和现场空间条件的限制。在此条件下，经反复多次核算，最后确定下列原则方案，即适当减少取热负荷（后冷负荷略增大）而不改为串联，以满足台位数和压力降的条件限制。
装置区采暖水低温优化利用原则是：首先满足厂内低温热的用户，特别是目前仍然用蒸汽但可用60～80℃热水取代的用户，例如气体车间、检查科、中心化验室、给排水车间、土木车间和装洗车间等。同时，柴油罐的保温，目前冬季用蒸汽加热，储存温度为55℃。改进措施是：把储存温度降为30℃，仍用现有的蒸汽加热盘管，改用80～60℃热水加热。虽然传热温差大大缩小，但因储存温度降低后与环境之间的散热温差推动力也减少，散热损失响应减少，需加热补充的热量也减少。经核算，可以保证30℃储存温度。耗用低温热62.8kW（热水27t/h），每年可节约蒸汽12kt，经济效益显著。
2.4热力来统综合改造，电站凝汽潜热采暖
生活区采暖建筑面积55.5万m2，原冬季采暖时，一些供热站是由热电厂输出的1.2Mpa，297℃的蒸汽，经过3km长输在管线末端利用换热器与供暖回水换热后使之温度升高；另有个别的供热站是直接通过燃用炼厂气的供热区域小锅炉来产生热水，这样能级利用不合理。
一方面燃用高品位的炼厂气加热冷水成90℃左右品位极低的采暖热水，其娟效率是极低的，浪费惊人。同时小锅炉对生活区污染严重，居民反应强烈。若节约下来的炼厂气用于电站的锅炉，产生高温高压蒸汽使汽轮机发电供热，或驱动燃气轮机，充分体现其能源价值，其经济效益是非常可观的。另一方面，在冬季供暖期间大大增加了输汽管线的蒸汽流量，使之达110t/h左右，其中一半以上用于供暖，对石油化工装置区工艺用汽量造成冲击，直接影响到装置的平稳运行，且凝结水不能回收。这时管线末端蒸汽压力损失约0.45Mpa，温降约350℃，焙值很低。电厂汽轮机组由于输汽量增加减少了发电功率，很不合理。所以要进行热电联合，在整个系统内进行能级优化，使能级匹配合理。所以要进行石化装置内热联合节能改造，在整个系统内进行能级优化，利用低温余热，挖潜节能，使能级匹配合理，非常重要。
改进思路是：统一集中供热，在热电厂，增设一台3000kW背压汽轮发电机组，让1.2MPa的蒸汽先经该汽轮机膨胀至0.12MPa发电，再通过一管壳式换热器加热供暖水，冷凝后回除氧器循环使用，这样既可多发电又回收了凝结水，达到了降低运行费用的目的。在热电厂和生活区之间（约3km）敷设新的供暖水管线。该方案的热力系统见图1。图中供暖水的加热器实际上是汽轮机组的凝汽器。蒸汽在此放出潜热，冷凝成水而加热供暖回水。供暖热水送至生活区的四个采暖分配站，再进入二级管网，输送至各热用户。在严寒天气用6台350ZL3无声蒸汽加热器（汽水混合器）来补充加热。同时，由于采用大量采暖蒸汽不再经过厂区蒸汽管道，阻力大大降低，致使汽轮发电机组抽汽备压由1.2MPa降至0.8MPa；与低真空少发电相抵，每年净增发电量2.8×106kWh，节约蒸汽120kt，合计年效益1152万元。
2.5生活热水供应系统
住宅区生活热水供应系统是由蒸汽汽水换热器换热或者由小锅炉燃用炼厂气加热冷水得到的。这样能级利用不合理，一方面燃用高品位的炼厂气将其加热成50℃左右品位极低的生活热水，其娟效率是极低的。
据此我们提出的改进思路是：利用林源炼油厂一套催化裂化装置产生的压缩富气冷却的热量，其低温余热共为4.1868×107kJ/h的热量，本次改造可以取出其中1.8841×1014kJ/h的热量作为生活热水的热源。加热除氧水至85～95℃，从装置区送至生活区西加热站，通过水一水换热器与新鲜水进行二次换热，得到50～55℃生活热水，再经热水泵送入住宅小区。这样的换热确保了热水的品质，而且炼油装置常年低温余热充足，热源非常稳定。在装置区和生活区之间（约1.4km)敷设新的加热水管线，根据热水流量和换热量，并考虑沿程的阻力损失，经计算将管径设计为DN300。该方案的工艺流程见图2。图中换热热源为一套催化裂化装置的加热水管线的低温余热，加热器实际上是一台水冷却器。热介质在此换热放出热量来加热供热给水。供热热水送至生活区的西加热站，在此与冷水换热。经加热的生活热水再进入给水主管网，输送至各热用户。
2.6加装燃气轮机发电机组
林源炼油厂地处大庆油田，每年油田可向炼油厂供应大量天然气。现炼油厂夏季用天然气量为5000kg/h(6875Nm3/h)，其中自备热电厂用量占27%，为1350kg/h，若将这部分天然气用于燃气轮机发电，可发电5500kW。另外，从林源炼油厂用电情况来看，2002年耗电1亿kWh，平均耗电功率11400kW。考虑今后的发展，电功率每年将增至15000kW以上。而自备电厂装机容量为2×6000+12000=24000kW，当12000kW机组检修或出现故障时，最大供电功率仅为12000kW，不能满足全厂的用电需求。考虑到燃气轮机的优点和天然气的供应情况，增设一台燃气轮机发电机组，功率设计为6000kW。
(1)措施内容
加装嫉气轮机和余热锅炉各一台，燃气轮机的高温排气引入余热锅炉中产生中压蒸汽，并入热电厂系统中的3.9MPa的中压蒸汽母管，再进入汽轮机中做功发电，组成联合循环热电联供系统。
在热电厂主厂房东侧的空余场地加装燃气轮机发电机组，余热锅炉安装在厂房的墙外紧靠着燃汽轮机发电机组，为露天放置。
(2)经济效益估算
天然气直接进入锅炉中燃烧，产生中压蒸汽，进入背压汽轮机做功，膨胀至1.2MPa后去供热，则单位重量的天然气可发电828kWh/t，供汽13.8t/t，收入为1195元/t。而加装燃气轮机和余热锅炉，组成联合循环热电联供系统后，扣除折旧费，单位重量的天然气可创收入则为1614～1678元/t，可见其经济效益是非常可观的。
3结语
此项技术优化和改进成功后，使主要工艺装置的能耗大大降低了，全厂的蒸汽动力系统、原料、产品及其他生产生活辅助系统的能级匹配合理，一举解决炼油装置高能耗、能级匹配不合理的问题。设计优化的换热网络或热联合匹配方案，用最少的投资获得最大的节能效益。同时，生活区多年的采暖热水、生活热水供应难题也一并得到解决。不仅节约了燃料，提高了热能的利用效率，降低运行成本，而且取消了本地区分散的小锅炉，改善了环境质量，为提高地区的工业生产效益、提高居民生活质量、提高地区的环境效益，做出了应有的贡献，受到当地居民普遍欢迎。几年来生产运行非常成功，生产“安、稳、长、满”，效益显著。
热集成是一项新的系统技术。热集成改造项目的成功实施，做到了“高热高用，低热低用”，降低了娟损耗。当然，炼油厂的热集成改造，不单单是投资和能耗的权衡，还需考虑冷热流的匹配限制，压力降限制，平面布置和旧设备的利用等复杂因素。例如，两个催化裂化装置分馏塔顶的换热器、初馏塔底的换热器和油浆换热器，就是经过多次计算、优化、对比才确定的。虽然还是老设备，但改造后系统的平均传热温差大大降低，传热系数提高。
所以要在石油化工加工生产的同时，进行石化装置内热联合节能改造，在整个系统内进行能级优化，利用低温余热，挖潜节能，使能级匹配合理，非常重要。