低温余热综合利用的节能技术改造措施

刘洪敖 姚庆（大连石化公司）

低温余热综合利用的节能技术改造措施

刘洪敖 姚庆（大连石化公司）

介绍了大连石化公司低温热水系统的运行现状，针对存在的问题，提出了蒸馏和中水装置热联合技术改造、回收高温蒸汽凝结水余热技术改造、低温热系统替代蒸汽加热改造等措施。项目实施后，有效回收了余热资源，加热用蒸汽被替代，获得了较高的经济效益。

低温余热 能量回收 节能 蒸汽

炼厂生产装置工艺过程所需要的热量来源于加热炉所烧的燃料，燃料通过转换环节变为可被工艺环节利用的蒸汽、电等动力能源，在推动各单元运行的过程中，一部分转化为产品能量，另一部分通过蒸汽发生器、换热器、透平、冷却器等设备回收并重复利用，但是，仍然有部分低温位（80～150 ℃）热量被排弃到环境中，没有得到利用。

采取措施回收这部分低品位热量，不仅减少了装置冷却负荷，节约了空冷器等设备的电耗，而且重新应用于工艺环节，实质上节省的是高品位的燃料，有效回收了余热资源。

1 低温热水系统现状

大连 石 化 公 司 低 温 热 水系统 目 前 有 ： 6.0Mt/a蒸馏热 水 系统、 4.5Mt/a 蒸 馏 热水系 统 、10Mt/a 常减 压蒸馏 热 水 系 统 、90kt/a 催 化废热水 系 统 、 140 kt/a 催化热水系统、3.5Mt/a催化热水系统及合成厂热水 系统 。全 厂冬 季热 水循环量为 5885t/h，低温热量 为 594245MJ/h；夏季 热水 循环量为 4810t/h，低温热量为 353298MJ/h，

1.16.0Mt/a蒸馏热水系统

该系统热用户为：东油槽罐区、西油槽罐区、原油罐、石蜡罐区、OCP罐加热，管排伴热，气体瓦斯管道伴热、用户采暖、制冷站。冬季系统热水循 环水量 为 400t/h， 夏季热 水循环 水 量为 200 t/h，运行压力为 0.7MPa，供水 温度约 95 ℃ 。系统热源部分有三台热水泵，冬季两台机泵运行，一台备用，夏季一台运行，两台备用，系统的加热方式为 6.0Mt/a 蒸馏装 置 生产 过 程中 产 生的余 热，蒸 汽加热为备用热源。

1.24.5Mt/a蒸馏热水系统

该系统热用户为：冬季主要为用户采暖，制冷站，装置伴热及罐区加热。夏季主要为制冷站、装 置伴热 及罐 区加热 。系统循环水量冬季约 350t/h，夏 季 约 200t/h， 运行 压 力 为 0.7MPa， 供 水温 度 约95℃。系统热源部分有三台热水泵，冬季两台机泵运行，一台备用，夏季一台运行，两台备用，系统的加热方式为装置生产过程中产生的余热，蒸汽加热为补充热源。

1.390kt/a催化废热水系统

该系统热用户为储运罐区、码头伴热和用户采暖 。 系 统 循 环 水 量 约 150t/h， 运 行 压 力 为 0.7 MPa，供水温度约95 ℃。系统热源部分有两台热水泵，一台运行，一台备用，系统的加热方式为装置生产过程中产生的废汽。

1.4140kt/a催化热水系统

该 系 统 热 用户为：重整 、 调 和 、 4.5Mt/a 催 化原料罐区、污油罐、气分、系统管排伴热及一联合区 域冬 季采 暖。 系统 循环 水量 冬季 约 1300t/h， 夏季 约 700t/h， 系 统运 行 压 力 为 1.5MPa， 供水 温 度约 100 ℃。系统热源部分有三台热水泵，夏季一台运行两台备用，冬季两台运行一台备用。系统的加热方式以装置生产过程中产生的余热为主，以热力站回收的含油凝结水及乏汽加热为辅。

1.53.5Mt/a催化热水系统

该系统热用户为：气分、烷基化、八三罐区、干气线伴热及电厂除盐水加热。系统循环水量约1000t/h， 系 统 运 行 压 力 为 0.8MPa， 供 水 温 度 约100 ℃，热源部分有两台热水泵，一台运行一台备用，系统的加热方式为装置生产过程中产生的余热。

1.610Mt/a蒸馏低温热水系统

10Mt/a 蒸馏装置的常一中油品供轻烃回收装置E1203、E1221、 E1222 加 热 ， 油 品 量 1300t/h，温差 30 ℃，输出热 量 125580MJ/h。热水从 常顶循回流换热器 E1044 取热后供溴化锂制冷机组，水量350t/h，温差 10℃，输出热量 14651MJ/h；产生的冷水供轻烃回收装置石脑油分离塔换热器E1231做急冷水，急冷水流量 200t/h，同时夏季供管控中心空调 （水 量 为 100t/h），冬季 管 控 中心供 热 水 量为100t/h。总计输出热量 140231MJ/h。

1.7生产新区与三水站热水系统

热媒水低温热利用系统的热量来源于生产新区工艺、小透平乏汽和含油凝结水三部分的取热。一是回收加氢裂化、制氢及硫磺回收装置工艺余热，热媒水循环量为 1180t/h，温度为 90～100 ℃；二是回收渣油加氢、加氢裂化、重整装置装置的小透平乏汽；三是回收重整、硫磺回收装置的含油凝结水的 热 量 ， 后 两 者 的 热 媒 水 量 为 905t/h， 温 度 为101 ℃。这三部分热媒水并联进入三水站，冬季可提供热量为 271378MJ/h，水量为 2085t/h。

热媒水取出的热量主要用于中水除盐水换热、罐区维温、管排伴热，冬季时用于用户采暖。

2 低温热水系统存在问题及解决方案

由于新建装置的不断投产，在生产过程中产生的余热大量增加，同时热用户的数量及用热量也不断增多，低温热水系统供需存在热量不平衡，具体包括如下几个问题。

1）4.5Mt/a 蒸 馏 装 置 工 艺 余 热 没 有得到利用。4.5Mt/a 蒸馏装置蒸、常顶换热器 E303/1、2 采用海水冷却 ，损失 热量折 合 1507MJ/h， 不 仅热量 没有得到有效回收，而且增加了用于冷却的海水消耗。

2）90kt/a 催 化 废 热 水 系 统 存在管道输送能力不 足 问 题 。 原 有 输 送 水 量 200t/h， 运 行 压 力 0.8 MPa，由于管 线为 DG200 管线 ，末 端压力不到 0.15 MPa，存在末端用户水量不足问题，同时，二催化装置的低压蒸汽没有全部回收，需要对该系统扩容，有效回收装置余热。

3）6Mt/a 蒸馏热水系统和四催化热水系统用热负荷 不均 衡。 四催 化热 水系 统热 量过 剩， 而 6Mt/a蒸馏热水系统，因装置停工，系统热源由装置余热改为蒸汽加热，增加了公司蒸汽用量，也浪费了宝贵的能源。需要 进一步 优化系统流程，将 6Mt/a 蒸馏 与 10Mt/a 催 化 热 水 系 统 进 行 整 合 改 造 ， 完 全 停掉 6Mt/a蒸馏热水系统。

4）生产新区热量过剩。新区渣油加氢、加氢裂化、硫磺回收、制氢等装置存在低温余热（≤140 ℃）和低 压 蒸 汽 （0.3MPa）， 需 要 与新区 、 老区用户进行热量联合改造。新区建设增加 267904MJ/h热量，主要的热用户有中水原水、除盐水、采暖水、10×104原油罐和管 线伴热，冬 季基本平衡 ，夏季过剩的热量需 1700t/h 海水冷却，目前该项目随新区除氧水站建设全面实施中。需要解决的问题是采取措施回收夏季过剩的 126585MJ/h 热量。

5）高温蒸汽凝结水热量没有回收。四联合车间气分、MTBE等装置工艺加热和系统伴热产生蒸汽 凝 结 水 ， 水 量 为 70～80t/h， 温 度 为 90～100 ℃ ，采用海水冷却，降温到 50～60 ℃后外送电厂，高温凝结水热量损失在 13395MJ/h，需要回收利用这部分热量。

3 改造措施

针对低温热水系统的热量不均衡情况，2008年采取了技术改造措施回收余热资源。

3.14.5Mt/a蒸馏和中水装置热联合技术改造

针 对 4.5Mt/a 蒸 馏 装 置 生 产 过 程 中 余 热 过 剩 ，采用海水冷却，海水淡化装置在处理原料海水时需要 提温 加热， 2009 年对 4.5Mt/a 蒸馏 装置和 海水 淡化 装置进 行了热 联合改 造 ，增 设 了两 条 4.5Mt/a 蒸馏 装 置到海水 淡 化 装置的热 水 线 ，同时 对 4.5Mt/a蒸馏装置的海水换热器及海水淡化装置的原水加热系 统进行 了改造 ，该系 统 热源 为 4.5Mt/a 蒸馏常 顶冷却器 E303-1/2，采用热媒水冷却，加热后的热媒水回再生水装置加热原水，冷却的热媒水加压提升至 4.5Mt/a 蒸馏再 换 热， 形 成闭 路 循环， 热媒水 管线为 DN300，流量 200m3/h，工艺流程见图1。

热 媒 水 循 环 流 量 200t/h， 4.5Mt/a 蒸 馏 来 水 温度 30 ℃，4.5Mt/a 蒸馏回水温度 48 ℃，常顶压力稳定在 100kPa （表压），装置加工量为 13000t/d，装置加工量及常压塔压力都没有受到影响，可回收装置低温余热 532.8×104J/h，节约海水淡化装置加热蒸汽量 4.6t/h，降低装置能耗 0.7kg/t标油。

3.290kt/a催化低温热水系统扩容增压改造

图1 4.5Mt/a蒸馏和海水淡化装置低温热利用流程

2008—2009 年对 90kt/a 催化废热水系统进行了扩容改造。增加了 90kt/a 催化装置所排低压蒸汽的回收措施，回收锅炉汽包连续排污废热蒸汽，更换了一台热水机泵 （400m3/h），蒸汽加热器亦进行了改造， 热 水 循环量由 200t/h 提 高 到 400t/h， 同时，新增设了两条供储运车间和港务公司罐区维温和管线伴热的热水线，原管线予以了保留，即在原Dg200 的供 水 线 的 基 础 上 又 增加 了 Dg200 的 供 水线，解决了供水 压力瓶颈， 末端用户压力由 0.15 MPa 提高到 0.35MPa，解决了多年来港务 公司的大码头装船区域没有热水的问题。实施后多回收热量20930MJ/h，折合 1.0MPa蒸汽 6.6t/h。

3.36Mt/a蒸馏和四催化热水系统优化整合改造

6Mt/a 蒸 馏 热水系统 夏 季 热 用 户 较 少 ， 如 果6Mt/a 蒸馏装置停工，需要用蒸汽加热，为了减少蒸汽消耗量，通过 工艺调 整，将 6Mt/a 蒸馏 热水系统的热用户转至 3.5Mt/a 催化热水系统 ，由 3.5Mt/a催 化 装 置 供 低 温 热 水 用 于 加 热 6Mt/a 蒸 馏 用 户 取热。相应对部分管线和阀门进行了改造和操作优化调整。实施后，节约蒸汽 3～5t/h。

3.4新区和老区低温热系统替代蒸汽加热改造

随新区装置建设，完成了新区和老区低温热联合取热系统，平均回收装置余热 72836MJ/h，节约蒸汽 23t/h，低温热水循环水量 1450t/h，系统流程见图2。取出的热量有四部分用途：一是用于新建管排伴热及罐区伴热；二是 4 台 10×104t原油罐加热维持温度；三是中水装置原水和除盐水加热；四是在冬季加热采暖系统回水，由 70℃加热至90℃，同时利用原有的二台蒸汽加热器作为辅助加热器，汽源采用 1.0MPa蒸汽，在外供采暖水温度低于90 ℃时投用该辅助加热设施，见图2。

图2 新区和老区低温热系统优化改造流程

3.5回收高温蒸汽凝结水余热技术改造

由于四联合车间气分、MTBE等装置外送蒸汽加 热 和 伴 热 的 凝 结 水 量 为 70～80t/h， 温 度 为 90～100 ℃，采用海水冷却热量损失严重。通过优化换热流程，采用热媒水替代海水的余热回收换热措施，回收高温凝结水热量，多 回 收热量 13395MJ/h，四联合装置蒸汽凝结水热量回收流程。

4 实施效果

通过采取上述技术改造措施，有效回收了装置余热 128259MJ/h，年节约蒸汽 33.6×104t，低温热余热回收措施节汽量汇总见表1。

表1 低温热余热回收措施节汽量汇总

5 结论

低温热系统是新装置建设的伴生系统，优化、合理利用低温余热将有效降低蒸汽消耗，降低锅炉发汽的燃料消耗，因此必须加大资金投入，重视该系统的建设，这样不仅可以回收余热，而且还能有效降低全厂的公用工程系统的消耗，真正达到节能减排目的。

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.005.006

2013-04-01）

刘洪敖，高级工程师，1995年毕业于东北财经大学 ， 从 事 炼 油 工 艺 技 术 管 理 和 节 能 工 作 ， E-mail：liuha-dt@petrochina.com.cn， 地 址 ： 辽 宁 省 大 连 市 甘 井 子 区 山 中 街 1号大连石化公司，116032。