石油炼制循环冷却水系统的优化运行措施研究

冯彦（中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司，内蒙古 呼和浩特 010070）

循环冷却水系统（recirculating cooling water system）是一种冷却水换热水并经降温，再循环使用的给水系统。该系统能够实现对冷却水的循环使用，能够大大降低生产过程中冷却水的用量，在石油炼制中发挥着非常重要的作用。循环水在工业设备和冷却塔之间的循环是通过水泵来驱动的，需要耗用大量电能，泵的扬程和流量一般都有富余.必然系统具有大量的多余水流能量，而用于循环水补水的新鲜水约占全厂新鲜水总耗量的20%-40%，因此循环水系统优化运行，有效降低能耗水耗是当前石油石化企业面临的一个重要问题。

1 石油炼制循环冷却水系统工作原理

在循环冷却水系统中，冷却水在循环泵的工作下被送入各个系统中，然后在换热器、冷却工艺热介质的作用下水温升高成为热水，带走系统中的废热。然后热水在水泵工作下被送往冷却塔顶部，由布水管道喷淋到塔内填料上冷却，将水中热量排除到自然环境当中，水温下降变为冷水，然后再次回到系统中进行循环使用。

2 石油炼制循环冷却水系统运行常见问题

2.1 水冷器运行问题

(1)部分水冷器循环水出口温度偏高。主要由于工艺侧温度偏高导致，易导致药剂分解，并且会造成水冷器管程内结垢速率增加，阻力系数增大，昀终导致工艺测物流夏季冷却困难，循环水系统管网压降增大、循环水泵电耗增加等系统问题。

(2)水冷器水侧流速偏低，未做管理要求，水侧流速偏低导致结垢趋势加快，导致压降增大、冷却效果不佳和垢下腐蚀，甚至造成水冷器泄漏。随之而来循环水系统用大量新鲜水置换，造成水资源的严重浪费。

(3)水冷器热流换后温度有调整空间，存在过冷状况，导致部分循环水用量较多。

(4)部分水冷器循环水进出口温差较小，存在系统调整优化的潜力。

2.2 供水压力及系统压降问题

循环水场的供水压力普遍偏高，均在0.5MPa以上，供水压力高，水泵耗电量大。通过一定的优化手段，一般炼油企业循环水场的供水压力可以优化至0.4MPa左右。

2.3 循环水温差

（1）换热器设计不合理，传热系数低、换热面积小、流速低容易积垢都会导致循环水温差减小；

（2）工艺介质本身性质传热系数低，导致循环水出口温度较低，出入口温差不大；

（3）系统管理工作不到位，如冷却水水质降低导致比热容下降、没有根据实际生产情况调节循环水量、为了提高温差而降低循环水出口阀流速导致污垢沉积管道内表面等。

2.4 其他因素

夏季气温较高的情况下为了达到有效的冷却效果，往往需要使用轴流风机进行冷却水的降温而消耗大量电能。冬季对水冷的需求负荷较低，循环水供水温度越低，水冷器换热效率越高，对循环水量的需求越小，将导致对水冷器循环水流量调控的越小，将加速结垢的形成，造成恶性循环，水冷器结垢越来越严重，更加要求循环水场降低供水温度，增大供水压力，冬季供水温度较低，也不利于长周期运行。又如，循环系统中离心泵的运行效率能够影响电能的消耗量，冷却水过滤系统的运行效率能够影响水消耗量。

3 石油炼制循环冷却水系统优化措施

针对石油炼制循环冷却水系统当前的能耗及运行现状，本文从系统优化角度进行了讨论和研究。在用户端和供水端均有一定的优化潜力情况下，无论从节能需求还是提高水冷器长周期运行降低泄漏风险，都需从系统角度进行分析和改进。

3.1 多目标优化的科学合理用水

通过对重点、关键水冷器能用水量进行详细核算，来达到合理用水的效果。首先，通过运用智能化信息化技术收集实时监控水冷器所采集的流速、壁温及出口温度等关键指标。然后在满足生产工艺所需的侧冷后温度的基础上，使用专业软件对系统中的重点、关键水冷器的用水量进行核算，计算出符合相关标准规范的合理水侧流速、壁温、出水温度等参数，并在此基础上总结出一套多目标优化的科学合理用水方法，在确保水冷器长周期安全运行的同时实现节约用水。

在计算用水量的过程中，需要结合工艺冷却要求和实际工况，对于冷却效果不佳或易腐蚀的冷却器要重点进行分析，并对水量纠偏调整方案进行讨论。然后通过总结所有相关数据，对整个循环水系统及各单元的供回水进行纠偏调整，科学合理的优化控制整个系统的上回水温差。

3.2 降低系统局部压损

对用户端水冷器和循环水管网的不合理降压问题进行分析，找出导致压力损失的主要原因，如用户端水冷器流速不合适、结垢、换热器选型流量分配不当，循环水管网损坏等。用户端水冷器主要从以下几个方面进行分析：（1）控制方式不合理，例如用热旁路控制工艺侧温度，冬季时需要冷却负荷减少，循环水流速低导致结垢；（2）进出口温度控制不合理，例如全厂大部分冷却器进出口温度执行一个标准，导致某些换热器循环水流速低易结垢；（3）工艺侧入口温度高使得管壁温度高，导致换热器结垢等；（4）换热器选型与实际工况变化，导致实际工况下水量分配不佳压降较大等。对循环水管网的分析主要是利用专业软件查找沿程损失和局部损失较大的部位并采取措施进行改造、维护。

3.3 以新的水量扬程等参数定制高效水泵

首先，结合用户端和管网的核算及调整分析数据，提出两套循环水系统合理的循环量及压力要求，然后通过循环水系统降压试验进行现场验证。在降压试验中，需要在关键线路上设置相应数量的临时监控点（临时压力表和便携式流量测试）对各段实际运行数据进行监控和校核计算模型。第二，在保证水冷器冷却效果良好的前提下，结合降压试验结果确定循环水系统的实际需求流量和压力，然后再结合全年运行数据，定循环水泵的选型条件。第三，明确高效水泵定制要求，根据以理论核算结果以及降压试验验证数据，在保证合理流量和扬程下选择高效水泵替代现有水泵，针对个别装置关键线路水冷器增上借力泵。第四，在改造完成后再次进行试验工况下运行，确保水泵的实际效率得到提高。

3.4 实时监测诊断与优化操作

在循环水系统改造的基础上，建立起能够实时监测诊断与优化操作的软件系统，保障循环水系统安全长周期运行，降低系统运行的能耗，获得循环水系统优化运行的效益。该系统的建设主要通过流程模拟、优化和计算机技术等现代化专业技术有机结合，实现对循环水系统（包括换热设备、循环水场、管网等）的在线监测、诊断和优化，在线模拟和监测系统的运行状况，从而有效的诊断出循环冷却系统中存在的问题并实时给出操作优化调整指导方案，实现循环水的科学化管理。

4 某石油炼制企业循环冷却水系统优化措施成效

（1）建立了一套科学合理用水的操作方法，有利于加强水冷器的运行管理，降低水冷器漏油和压降增大风险，提高水冷器运行安全性，水冷器泄露发现率提高70%。

（2）软件监控的信息化管理平台，达到了对水冷器及循环水系统的智能化管理。

（3）通过科学用水方法，合理优化控制循环水系统总温差，达到合理节水的目的，比实施前节水10%以上；利用高效水泵节电率可达20%，年节能效益300万元。

5 结语

综上所述，在石油炼制中，循环冷却水系统的优化控制能够实现科学化管理，进而降低能耗水耗，提高资源利用效率，对石油企业可持续发展的实现有着重要意义。