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炼油装置低温热回收大小系统的综合应用点击：2344 日期：[ 2014-04-26 21:53:29 ] |
| 炼油装置低温热回收大小系统的综合应用 罗勤高 (中国石化九江分公司,九江332004) 摘要：针对中国石化九江分公司炼油装置低温热系统的低温热利用有限、而气分装置和重油罐区的维温还在使用1.0 MPa蒸汽的现状,通过合理匹配热源、热阱,按照温度对口、梯级利用的原则,科学地建立了低温热回收大小系统,其中大系统是在现有的两套低温热水系统的基础上进行合并,经泵送入热源装置取热,先后经过多次分合,最后进入储水罐;小系统是焦化装置供原油罐区的低温热系统。低温热回收大小系统的投用是在各炼油装置充分开展节能降耗的基础上进行的,投用后炼油综合能耗在已下降的基础上又降低了125.47 MJ/t,节能效果较好。 关键词：低温热 回收 综合利用 1 前 言 中国石化九江分公司(简称九江分公司)炼油装置包括5.0 Mt/a常减压蒸馏装置1套、1.0 Mt/a重油催化裂化装置2套、300 kt/a重整装置1套、100 kt/a芳烃抽提装置1套、1.2 Mt/a汽柴油加氢装置1套、1.0 Mt/a延迟焦化装置1套、30 kt/a硫磺回收装置1套、500 kt/a溶剂脱沥青装置1套、150 kt/a热泵流程气分装置1套、300 kt/a常规流程气分装置1套,另外还有配套的公用工程设施。按照企业发展规划,到“十一五”末加工量要达到5.0 Mt/a,同时完成装置的适应性改造、产品质量升级等项目,实际炼油综合能耗目标在2 889 MJ/t以下。而2007年累计炼油能耗为3 349 MJ/t,节能降耗的任务非常艰巨。九江分公司针对炼油装置现有低温热系统的低温热利用有限、而气分装置和重油罐区的维温还在使用1.0 MPa蒸汽的现状,通过合理匹配热源、热阱,按照温度对口、梯级利用的原则,科学地建立了低温热回收大小系统[1-5]。本文主要介绍九江分公司炼油装置低温热回收大小系统的综合应用情况。 2·低温热利用现状及现有低温热网络存在的问题 九江分公司现有两套低温热系统。其中一套以1号催化裂化装置为热源,热负荷为5 233.5 kW;另一套以2号催化裂化装置为热源,热负荷为16 863.5 kW。两套低温热系统的总热负荷为22 097 kW,两个低温热系统可独立运行。改造前两套低温热系统的原则流程示意见图1。 1,16—热水罐;2,13—热水泵;3—1号催化裂化装置-热媒水换热器;4,5,14,15—热媒水-循环水换热器;6,9—生活区采暖;7,8—生水-热媒水换热器;10—溶剂脱沥青装置-热媒水换热器;11—2号气分装置脱乙烷塔、丙烯塔-热媒水换热器;12—2号催化裂化装置-热媒水换热器 其中一套低温热系统的流程为:400 t/h热媒水(52℃)经2台泵送至1号催化裂化装置与塔顶油气、顶循环油、柴油换热(取热后温度为80℃),取热后的热媒水冬季送往生活区用于取暖,非采暖季节直接进入2台循环水换热器,冷却后进入热水罐,再循环进入1号催化裂化装置取热。另一套低温热系统的流程为:450 t/h热媒水(55℃)经2台泵送至2号催化裂化装置与塔顶油气、汽油、顶循环油、柴油、一中循环油换热(取热后温度84℃),取热后的热媒水送往2号气分装置作脱乙烷塔、丙烯塔两台再沸器中一台再沸器的热源,在2号气分装置热媒水出装置的流程上串联有溶剂脱沥青装置的低温水系统,用于取出溶剂脱沥青装置中脱沥青油、脱油沥青、洗涤油的低温热。取热后的热媒水冬季送往生活区用于取暖,非采暖季节时直接进入2台循环水换热器,冷却后进入热水罐,再循环进入2号催化裂化装置取热。 现有低温热网络存在以下问题:①低温热热阱不足,热量过剩。根据2006年炼油装置能耗情况,炼油装置循环水单耗接近50 t/t,说明全厂炼油装置低温热利用不好;②低温热热源利用有限,如常减压蒸馏装置、汽柴油加氢装置、污水汽提装置、溶剂脱沥青装置等的低温热没有得到充分利用;另外尚有热量没有得到充分回收,如1号催化裂化装置分馏塔部分油气经塔顶空气冷却器冷却;③低温热系统水量大、温位低,难以有效利用。如2号催化裂化装置450 t/h(约84℃)的热媒水无法替代气分装置丙烯塔、脱丙烷塔再沸器加热蒸汽和蜡油罐区维温蒸汽,需要循环水冷却;④热阱的季节性较强,使低温热网络的综合调控较为困难。夏季大量的低温热不能利用,需要循环水冷却,造成浪费。 3·炼油装置低温热大系统优化匹配原理 按照能量利用“三环节”理论进行能量过程的优化,先从热供料入手,确定所有上、下游装置之间热供料的最适宜温度。热供料使对应的上、下游两个装置的换热网络都发生改变,需要局部或大部分重新匹配。以此为契机,对各个装置包括能量利用环节的用能进行进一步的优化改进。热供料使下游装置多出来的热量尽量通过换热加以利用。对于高温段,通过装置间热联合,节省加热炉燃料;对于低温段,通过大系统低温热措施加以利用。 炼油装置的大量低温热不仅能质低,而且位置分散。利用炼油装置低温热的一个很好方法是建立低温热大系统。在大系统范围内,以软化水为循环热媒体,设计适宜的水流量和温差,便可以按照温度对口、梯级利用的原则,把分散在各个装置的热源集中起来,再按照同一原则,供给分散在各处的不同温位的热阱。大系统并不意味着只能是一个系统,完全可以从实际出发,以技术经济优化为准,按照热阱是恒定的还是随季节变化分成两个,也可以按平面布置、区块大小分成两个或几个。 一个运行良好的低温热系统,应具有较强的适应性,即在热源或热阱发生波动的情况下,最大可能地保证其它装置运行的稳定,这就要求在低温热网络的热源端和热阱端设有相应的控制手段。在热源末端,应有备用蒸汽加热器;在热阱末端应有备用循环水冷却器,其主要作用是稳定系统的工艺参数,保证稳定生产。在设计低温热网络时,应将稳定热源、热阱同不稳定热源、热阱区分对待,以保证现有低温热系统得到最大程度的利用。 4·炼油装置内部低温热热源与热阱 在实施低温热系统改造之前,九江分公司已在常减压蒸馏装置、催化裂化装置、加氢装置、延迟焦化装置、溶剂脱沥青装置之间全面实行热供料,主要包括常减压蜡油、焦化蜡油、脱沥青油的热出料供催化裂化装置;减一线直馏柴油、焦化柴油、焦化汽油、催化裂化柴油、催化裂化汽油的热出料供加氢装置;减压渣油热出料供焦化装置,催化裂化液化气直供气分装置等。炼油装置内部低温热热源见表1,炼油装置内部热阱见表2。 5·低温热利用技术方案 根据炼油装置内部低温热热源与热阱的实际情况,将低温热总流程优化为一大一小两个系统。大系统是在现有的两套低温热水系统的基础上合并成为一个大系统,经泵送入热源装置取热,先后经过多次分合,最后进入储水罐,其原则流程见图2;小系统是焦化装置供原油罐区的低温热系统。 大系统:50℃的热水经泵送出后分为4路,分别进入四个热源装置,即常减压蒸馏装置、1号和2号催化裂化装置、污水汽提装置,然后合为两路:一路为常减压蒸馏装置和污水汽提装置来的低温热媒水汇合(107℃)去蜡油罐区;另一路为1号和2号催化裂化装置来的高温热媒水汇合(117℃),一小部分热水去蜡油罐区,大部分热水经溶剂脱沥青装置与高压溶剂换热到123℃,经过1台蒸汽加热器后进入2号气分装置的脱丙烷塔再沸器;换热后热媒水一路进入溴化锂制冷设施取出热量,另一路与蜡油罐区来的热水汇合作为气分装置脱乙烷塔再沸器、丙烯塔再沸器的热源。换热后的低温热水进入溶剂脱沥青装置与原有的3台并联的换热器换热后回到主管,然后分两路,一路用于生活水供热,另一路用于采暖。混合后的热水与生水换热,将生水加热到40℃,然后进入循环水冷却器,通过控制循环水流量,将低温热水的温度控制在50℃。最后进入储水罐。 小系统:焦化装置和原油罐区自成系统。从大系统用能角度看,焦化装置顶循环油温位较高,其热量可以得到逐级利用。但考虑到焦化装置的低温热源不稳定,并入大系统后对系统的稳定有影响,结合实际平面布置,焦化装置的低温热水(73℃,240 t/h)单独供原油罐区加热,以取代原油罐区8 t/h的维温蒸汽,成为一个独立的系统(即小系统)。温度降到40℃后返回焦化装置。 改造后低温热大系统将1号和2号催化裂化装置热媒水换热流程进行了优化,并将1号和2号催化裂化装置热媒水水量分别从400 t/h、450 t/h减少到211 t/h、275 t/h;热媒水换热后出装置的温度也由80℃提高到117℃。经溶剂脱沥青装置与145℃的高压溶剂换热,满足了气分装置脱丙烷塔再沸器热媒水123℃的要求。同时新增低温热制冷设施作为低温热大系统中的一种调节手段,在南方炎热的夏季,气温和循环水温度较高,产品的冷却温度难以满足要求,致使产品收率下降,损失增大。通过低温热制冷设施产生冷冻水,改善气分装置丙烯塔顶冷却器、焦化装置吸收塔一中循环、二中循环冷却器和补充吸收剂的冷却效果。 6·装置标定 除了2号催化裂化装置低温热换热流程改造于2009年3月份装置停工检修期间进行以及溴化锂制冷系统配套的循环水凉水塔于2008年10月投入运行外,炼油装置低温热节能改造项目其它工程于2008年8月31日全部完成,并于9月3日投入运行,经过20多天的优化,低温热回收大系统运行参数大多接近设计值,并于2008年9月27日进行了标定。 1—常一线-热媒水换热器;2—常二线-热媒水换热器;3—常三线-热媒水换热器;4,10—油气-热媒水换热器;5,11—顶循环油-热媒水换热器;6,9,14—柴油-热媒水换热器;7,8—净化水-热媒水换热器;12—稳定汽油-热媒水换热器;13—一中循环-热媒水换热器;15—蜡油-热媒水换热器;16—高压溶剂-热媒水换热器;17—蒸汽-热媒水换热器;18—脱丙烷塔底重沸器;19—溴化锂制冷;20,21—丙烯塔底再沸器;22—脱乙烷塔底再沸器;23—洗涤油-热媒水换热器;24—脱油沥青-热媒水换热器;25—脱沥青油-热媒水换热器;26—生活区采暖;27—生活水-热媒水换热器;28—生水-热媒水换热器;29—热媒水-循环水换热器;30—热水罐;31—热水泵 6.1 低温热回收大系统标定 此次标定是在各炼油装置充分开展节能降耗工作的基础上进行的,除溴化锂、蜡油罐区、生水换热没有投用、2号催化裂化装置换热流程没有改造外,其余全部参与了这次标定。标定期间原油处理量为583.33 t/h,具体标定数据见表3,其中2号催化裂化装置的热媒水(183 t/h、108℃)经溶剂脱沥青高压溶剂换热到137℃作为2号气分装置脱丙烷塔再沸器热源,由于对2号气分装置脱丙烷装置进行了降压操作,弥补了热量的不足。从表3可以看出:①标定时各装置运行工况与设计值有一定的偏离,主要表现在常减压蒸馏装置、1号催化裂化装置、2号加氢装置热媒水流量偏大,换热温差偏小。 由于热量不足,2号气分装置脱丙烷塔进行了降压操作,今后需进一步优化操作;②标定期间溴化锂、蜡油罐区、动力生水加热器均未投用,与设计工况相比,热阱大量减少,低温热负荷输出为40 825 kW,而有效利用的只有2号气分装置的18 678 kW,只占总热负荷的45.75%。同时造成了热水罐回水水温高达58℃,超出设计值8℃;③系统管网热损失较大(4 318 kW),占总热负荷的10.58%。 低温热系统投运前1.0 MPa蒸汽消耗为2号气分装置5.26 t/h、3号硫磺装置5.5 t/h、热剂和老热火线3.0 t/h;0.4 MPa蒸汽消耗为2号气分装置7.72 t/h。低温热系统投运后1.0 MPa蒸汽消耗为3号硫磺装置0.5 t/h;0.4 MPa蒸汽消耗为3号硫磺装置5.5 t/h、热剂和老热火线2.5 t/h。低温热系统投运后1.0MPa蒸汽用量减少13.26t/h,0.4 MPa蒸汽增加0.28 t/h。 低温热系统投运后常减压蒸馏装置停用空气冷却器3台(90 kW)、1号催化裂化装置停用空气冷却器6台(150 kW)、2号加氢装置停用空气冷却器1台(120 kW)、溶剂脱沥青装置停用高压空气冷却器2台(44 kW)、停用原1、2号热水站热水泵5台(430 kW);新增热水站热水泵3台(400 kW),共计节省434.0 kW。 低温热大系统投运后,停用原1、2套低温热系统水冷器,减少循环水用量1 000 t/h;新增热水站增加循环水消耗量500 t/h,共节省循环水500 t/h。低温热大系统投运后,2号加氢装置加热炉燃料消耗量由投运前的50 m3/h增加到80 m3/h,增加燃料消耗量30 m3/h。 低温热大系统投运后能耗分析见表4,其中原油加工量583.33 t/h。从表4数据可以计算出,低温热大系统投运后综合能耗降低80.75 MJ/t。 6.2 低温热回收小系统标定 焦化装置低温热回收小系统自2008年1月6日投用以来运行正常,在2008年4月9—11日焦化装置标定的同时,对低温热回收小系统进行了标定。标定期间焦化装置主要换热设备运行参数见表5。原油罐区热媒水系统运行参数见表6,其中热媒水流量200 t/h、原油流量500 t/h。从表5和表6可以看出,焦化装置、原油罐区各项运行参数达到甚至超过了设计要求。原油经原油-热媒水换热器换热后温度由16~28℃升高到38~40℃。 低温热小系统投运后,原油罐区1.0 MPa维温蒸汽全部停用,以2007年原油罐区1—8月蒸汽用量31 181 t测算,可减少1.0MPa蒸汽用量5.4 t/h。焦化装置停用了18台空气冷却器(492 kW),新增热媒水循环泵(74 kW),合计节电418 kW。焦化装置停用了水冷器2台,减少循环水用量150 t/h。低温热小系统投运后能耗分析见表7,其中原油流量500 t/h。从表7可以计算出,低温热小系统投运后炼油综合能耗降低44.72 MJ/t。 6.3 节能效果 炼油低温热回收大小系统投用后,炼油综合能耗累计下降125.47 MJ/t,其中大系统下降80.75 MJ/t,小系统下降44.72 MJ/t。由于大系统标定期间气温较高,动力生水加热器、蜡油罐区和生活区采暖未投用。如果按全年均值考虑,以2007年蜡油罐区1—8月蒸汽用量7 652 t测算,蜡油罐区1.0 MPa加热蒸汽用量1.33 t/h,动力生水1.0 MPa加热蒸汽用量5 t/h,生活区采暖蒸汽用量10 t/h,预计在标定基础上炼油综合能耗将再降低89.08 MJ/t。 7·结束语 炼油装置低温热大小系统投用后,停用了所有加热蒸汽,在炼油综合能耗已下降的基础上,炼油综合能耗又再降低了125.47 MJ/t。如果动力生水加热器、蜡油罐区和生活区采暖全部投用,预计炼油综合能耗还可降低89.08 MJ/t,节能效果非常明显。按照温度对口,梯级利用建立起来的低温热回收大系统是今后节能工作的一个方向,但大系统可变因素增多,只有对大系统运行方式不断优化,才能充分发挥它的节能功效。 参考文献 [1] 夏少青,王松贤.炼油厂热能利用的优化[J].石油炼制与化工,2007,38(11):52-55 [2] 王士永.应用溴化锂制冷技术回收炼油厂低品位热能[J].石油炼制与化工,2007,38(3):57-61 [3] 姚庆.炼油企业优化利用能源降低能耗的措施和效果[J].石油炼制与化工,2007,38(5):60-64 [4] 宫超.采用精细化节能措施取消原油罐区维温蒸汽[J].石油炼制与化工,2008,39(11):62-65 [5] 万辉,王旭开.中国石化济南分公司节能技术改造总结[J].石油炼制与化工,2008,39(9):66-69 |
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