重油催化裂化CO锅炉节能改造效果分析

冯晓滨（中国石油宁夏石化分公司）

中国石油宁夏石化分公司炼油厂260×104t/a重油催化裂化装置中，设有2 台国产燃烧式CO 余热锅炉。锅炉正常运行的热量主要来自催化装置再生烟气余热和助燃瓦斯气体的燃烧放热，产品为过热中压蒸汽。除生产蒸汽外，该锅炉还预热外取热器和油浆蒸发器汽包给水，以及过热所产饱和蒸汽[1]。

该CO 余热锅炉设计上采用了新型炉体密封结构，消除锅炉烟气泄漏；为防止省煤器露点腐蚀，选用压力式除氧器，提高省煤器进水温度等。但通过在装置实际运行中认真分析运行数据，总结相关经验，发现该炉在发汽能力、蒸汽品质、运行效率、热损耗、安全性等诸多方面都存在不同程度的问题，运行状况偏离设计指标较大，这些问题的存在，也会对后续进行脱硫、脱硝等工艺技术改造产生不利影响。因此针对上述问题，对该炉子进行技术改造就显得十分迫切。

1 CO余热锅炉改造前存在的主要问题

对于炼油厂存在的一些能耗偏高的问题，公司积极联系中石油规划总院等单位，借助外部先进的技术和优秀的专家平台，采用国际先进的过程模拟软件和炼化能量系统优化技术，对催化裂化等主要装置以及燃动系统进行了全面的现场调研和数据收集与处理。通过模型搭建、分析评价等手段，充分挖掘识别节能机会，最终找出不投资或少投资的能量系统优化方案，其中对CO 余热锅炉存在的主要问题总结如下：

◇再生烟气处理能力偏低，约5%～20%的含CO 再生烟气直接对空排放，同时排烟温度也较设计值170 ℃偏高近80 ℃，导致锅炉效率受到严重影响；

◇炉膛烧嘴安装位置以及烧嘴数量匹配不合理，导致炉子燃烧不好，产生了燃烧不均匀和炉膛超温等问题；

◇发汽量偏低，只有20～40 t/h，且存在蒸汽过热不足的问题，过热蒸汽温度约400 ℃，达不到设计值450 ℃，造成蒸汽品质下降，严重影响生产装置中汽轮机稳定运行；

◇吹灰效果不好，存在受热面积灰问题；

◇省煤器易发生腐蚀泄漏，制约装置和设备的安全长周期运行。

2 确定目标，提出对策并加以论证

对于上述CO 余热锅炉的具体问题，形成了《260×104t/a重油催化装置CO余热锅炉节能改造方案与设计说明》，该方案作为炼油装置6 项节能技术改造方案之一，被列入了公司能量系统优化项目中；同时，该项目也是中国石油“炼化能量系统优化研究”重大科技专项的重要研究内容，由规划总院和宁夏石化分公司共同承担，宁夏石化分公司作为主体单位。

通过认真剖析问题，对该CO 余热锅炉节能改造确定如下目标：

◇提高CO余热锅炉再生烟气处理能力，使其再生烟气的能量得到全部回收；

◇改善燃烧状况，避免炉膛超温；

◇提高蒸汽过热能力，确保CO 锅炉在1 个运行周期内（3年）的蒸汽品质；

◇完善省煤器结构，消除省煤器泄漏隐患；◇完善吹灰措施，提高余热锅炉换热效率；◇降低排烟温度，提高余热锅炉效率，减小烟气脱硫系统的操作难度。

2.1 改造计算基础数据采集

数据来源为260×104t/a 催化装置原设计参数和实际运行参数。余热锅炉改造设计依据[2]见表1。

表1 CO余热锅炉改造设计依据

依据表1设计数据，并充分借鉴其他企业催化余热锅炉改造的成功经验，提出技术改造路线如下：

1） 将 原 单 台 锅 炉2 个1 700 m3/h（0 ℃，101.325 kPa）燃气量的烧嘴，改造成6个150～650 m3/h燃气量的小烧嘴，使入炉CO 烟气引燃均匀，既缩短了CO 烟气的着火时间，又让炉膛燃烧更加均匀，促成CO 烟气在炉膛内的完全燃烧。另外，考虑后续脱硫、脱硝改造后炉膛背压会有所提高，该燃烧器的结构形式和布置则十分注重背压影响，利于燃烧稳定。

2）增设水热媒空气换热器，利用省煤器出口高温水加热助燃空气，助燃空气温度的提高可优化锅炉再生CO 烟气的燃烧条件，使烟气在炉膛中燃烧更加迅速、稳定，并可消除尾燃现象，避免炉膛超温。

3）增设外来饱和蒸汽前置低温过热器，提高余热锅炉的蒸汽过热能力。在CO 锅炉2 组对流蒸发受热面后，增设1组前置外来饱和蒸汽低温过热器，使外来饱和蒸汽先经过该换热器过热，蒸汽焓值提高后再与余热锅炉自产蒸汽混合，使锅炉蒸汽更好地过热。

通过论证，新增的低温过热投用是从CO 锅炉检修后的清灰初期开始，此时烟气进口温度较低，仅有340～360 ℃，饱和蒸汽温度为255 ℃。该时期原过热受热面积灰也少，过热能力能满足运行要求，此时前置低温过热器吸热很少，不会导致过热蒸汽超温；随着运行时间的增加，原过热器受热面逐渐积灰，过热能力逐渐下降，新增前置低温过热器的入口烟气温度就会逐渐升高，前置低温过热器的过热蒸汽作用就会凸显，使CO 余热锅炉在整个运行周期的过热能力得到优化，从而保证该周期（3年）的蒸汽品质。通过合理科学的理论计算，改造后过热蒸汽温度可以稳定在435 ℃±15 ℃。推荐新增前置低温过热器采用翅片管为传热元件，结构形式采用模块箱式结构。

4）将省煤器由原光管式改进为模块箱翅片管式，完善省煤器结构，避免省煤器泄漏。为增加换热面积、强化换热，降低尾部烟气阻力，进行翅片管替代原光管式省煤器的技术改进，并将省煤器形式改为模块箱式，采用模块箱式结构可以消除省煤器换热管与集箱结合处的热应力，避免省煤器发生泄漏。建议受压元件要实现工厂化制造，严格要求产品质量和安装工期[3]。

5）完善余热锅炉各受热面吹灰措施，提高余热锅炉受热面换热效果。每台余热锅炉在各受热面原设置为每组2台，共17组的激波吹灰器，吹灰器设计结构及分布不合理，数量也偏少，吹灰效果不好，直接导致余热锅炉运行过程中排烟温度过高。

对吹灰器结构改进和位置的重新布置可包括以下几个方面：布置4台伸缩式蒸汽吹灰器在水保护段受热面（左右侧各2 台），高温过热器、低温过热器、高温蒸发器、低温蒸发器各布置8台脉冲激波吹灰器，前置低温过热器布置8 台激波吹灰器，3 组省煤器模块各布置8 台激波吹灰器。每台锅炉共计布置68台吹灰器，从根本上确保吹灰效果。

结合改造后锅炉现场的条件、各受热面的结构形式，以及烟气正压等特点，建议吹灰器系统采用防爆型脉冲激波吹灰器（以瓦斯为动力源）。该防爆型并联式脉冲激波吹灰器宜增设反吹风系统，以防止烟气在吹灰器脉冲罐内冷凝成酸液，影响设备的使用寿命。脉冲激波吹灰器应采取有效的防震措施，防止运行过程中对炉墙的损坏。

6）改进和完善余热锅炉过热器和蒸发器进出集箱结构、穿墙管烟气密封结构，提高炉墙烟气密封性和脱硫的耐压能力。

表2 CO余热锅炉热力计算汇总（单台炉）

2.2 锅炉改造相关性能参数测算

CO余热锅炉的相关性能参数测算见表2，水热媒空气换热器设计性能参数见表3。

表3 水热媒空气换热器设计性能参数

2.3 锅炉改造工艺流程

2.3.1 中压蒸汽流程

外来饱和蒸汽进入新增前置低温过热器预热，温度由255 ℃提高到310 ℃左右，然后与锅炉自产饱和蒸汽混合，混合后温度约为289 ℃，随后进入锅炉原过热器过热，余热锅炉过热器出口蒸汽温度达到435 ℃。

2.3.2 给水流程

130 ℃除氧水进低温省煤器预热，低温省煤器出口的209 ℃高温水分成两路：一路经锅炉汽包给水调节阀进入空气预热器加热空气，然后进入高温省煤器进行预热，最后进余热锅炉汽包；另一路进装置汽包给水总管，给外取热器、油浆蒸发器汽包上水[5]。

2.3.3 空气流程

鼓风机出口的助燃空气进新增空气换热器，加热至180 ℃，然后分别进改造后的6 个燃烧器风箱和再生烟气的空气入口。

2.3.4 烟气流程

本次改进烟气流程未做大的变更。但考虑后续脱硫的改造，烟道阻力会有增加，建议系统耐压密封性能应不小于10 kPa，改造时对烟道进行密封加固，引风机要重新进行核算是否满足要求。针对国家环保要求的逐步严格，后续还需进行脱硝改造，应及时确定方案。

2.3.5 给水泵改造

原锅炉给水泵设计打量为185 m3/h，为2开1备设置，2 台锅炉设计总负荷为240 m3/h。在该负荷下运行，直接导致高温省煤器出口有超过100 t 的高温热水要返回除氧器，极易造成除氧器冒水，还存在负荷不足的问题。具体建议是将老装置的2台打量85 m3/h的给水泵进行利旧，正常运行采取1台大泵和1台小泵的运行模式，给水量约为270 m3/h，可以满足工艺要求且有一定的余量，可保证装置稳定运行。

2.4 节能与经济效益预测

通过对CO 余热锅炉改进的方案实施后，预测产生下列效果：

1）提高CO余热锅炉再生烟气处理能力，回收全部再生烟气热量。改造前大约10%的放空再生烟气能量得以回收，估算可回收热量8 064 kW，多发过热饱和中压蒸汽（3.82 MPa，435 ℃）10.6 t/h。按照中压蒸汽100 元/t 的价格，年运行8 400 h 进行计算，可产生直接经济效益890万元。

表4 采集标定数据

2）通过改造CO余热锅炉排烟温度可由250 ℃降低至168 ℃，粗算可回收热量12 570 kW，多产过热蒸汽（3.82 MPa，435 ℃）16.5 t/h。按照中压蒸汽100 元/t 的价格，年运行8 400 h 进行计算，可产生直接经济效益1 386万元。

通过改造可直接产生经济效益约为2 276 万元，该工程总预计投资2 484 万元，静态投资回收期为1年；并且消除锅炉省煤器的泄漏，减少锅炉停炉抢修所带来的收益还尚未考虑。

为此，预测该项目实施后可达到节能降耗、环保增效的目的，使装置能耗明显下降，取得经济与环境的显著效益。

3 实施改造及效果验证

宁夏石化分公司充分利用2014年8月炼油厂大检修的有利机会，组织实施了有针对性的技术改造方案，公司其他相关部门予以积极配合，中油一建公司具体负责施工作业，有力地保证了工程的质量与进度，施工期控制在30天左右。

方案中的6项措施在这次改造中得以实施，对余热锅炉系统的5 部分流程和设备进行了改造施工，主要包括：拆除原瓦斯烧嘴，重新布置6个小流量烧嘴；拆除原光管式省煤器，在合适位置设置前置低温过热器、高温省煤器，增加空气换热器并改造相应汽水管路；前置低温过热器、省煤器和空气加热器均采用模块箱式结构，受压元件焊接、拍片、检验和整体试压全部在制造厂完成，确保设备质量的可靠；对余热锅炉尾部受热面进行改造；将汽水控制系统并入催化DCS操作。

为了合理评定改造后的实际效果，公司分别在改造实施前的2 个时段：2013 年11 月1 日—30 日、2013 年12 月1 日—31 日，和改造实施后的两个时段：2014 年11 月1 日—30 日、2014 年12 月1 日—31日，进行了数据采集。并选取生产方案相同或相近且工况稳定的时段，进行连续每4 h 1 次的采样。采集标定数据见表4。

改造后余热锅炉实际运行状况：

1）CO 烟气全部进入余热锅炉进行回收利用，旁通阀已完全关闭，杜绝烟气的放空损失，排烟温度也由原237 ℃降低到170 ℃，锅炉热效率显著提高；

2）炉膛温度得到有效控制，控制在900 ℃，消除炉膛局部超温的安全隐患；

3）蒸汽过热温度由418 ℃提高到430 ℃，中压蒸汽品质得到优化，降低燃料气消耗约230 m3/h；

4）CO 锅炉产汽量明显增加，2 台锅炉在正常负荷下，可多产中压蒸汽约60 t/h；

5）CO 锅炉省煤器实际水温提高至130 ℃，消除省煤器的露点腐蚀。

项目实施后受装置负荷的影响，中压蒸汽有所过剩，其中部分用于发电机组发电，部分经减温减压使用。根据公司生产运行部门考虑炼油厂整体运行情况进行的核定，该项目实施后，全厂综合能耗约降低0.5 kgeo/t（千克标油/吨），可实现年节能量3 500 t 左右。同时，财务部门通过对燃料成本的核算，测算年可增效约5 040 万元。评价项目达到了节能降耗、环保增效的目的，装置能耗下降明显，经济与环境效益显著。

5 结束语

通过对项目实施后的运行总结和效果评价，此次改造对公司节能降耗、降本增效意义重大。据不完全统计，国内炼油装置普遍能耗较国外炼油企业偏高，其中主要差距在于技术水平和节能管理水平方面。为此，我们必须尽快适应新的形势发展，在加强科学管理的同时积极推广和应用国内外已有成功经验的新工艺、新技术、新材料、新设备，对现有装置和工艺进行节能技术改造。本次宁夏石化分公司炼油厂对CO 余热锅炉进行节能技术改造所取得的成功，也会对国内同等规模、采用类似技术的炼油企业进行节能技术改造提供很好的借鉴。