ORC热水发电技术在芳烃装置的优化应用

尹志炜

（中国石化海南炼油化工有限公司，海南洋浦 578101）

目前，在石油化工装置上推进绿色低碳生产应用、同时注重节能降耗是发展大趋势。芳烃联合装置的余热在整个炼化企业中最多，该装置节能降耗成为提高竞争力的必然发展方向[1-2]。ORC热水发电技术在首套国产化芳烃联合装置的成功应用，使大量低温余热有效回收利用，为芳烃装置在绿色低碳方向的探索做出了贡献。第二套ORC热水发电系统在首套基础上做了大量优化，可操作性、安全性和稳定性大幅提高。这充分满足了国产化大型芳烃装置对ORC热水发电系统安稳长满优运行的要求，使国产化芳烃装置的能耗进一步降低，同时进一步提高了芳烃装置竞争力。

1 系统简介

ORC采用串级有机朗肯循环技术，其工质为氟利昂，工作原理为热水加热氟利昂使其汽化，氟利昂进入汽轮机做功，从而带动发电机发电，完成热能到电能的转化，回收低温热变废为宝[5]。ORC热水发电机组为两套串级控制，分为高温级和低温级，热水先进入的机组为高温级，经过高温级换热后的热水再进入的机组为低温级，经过低温级充分取热后的热水返回热水缓冲罐。现从工质侧和热水侧分别对ORC热水发电流程进行介绍。

工质侧：储液器内的工质氟利昂，经工质泵加压后进入预热器预热，后进入蒸发器蒸发过热，使工质充分汽化进入膨胀机做功，驱动膨胀机高速旋转带动发电机发电。经做功后的工质进入油分离器将润滑油和工质分离。工质在油分离器顶部进入蒸发式冷凝器冷凝后回到储液器；油分离器底部的润滑油则经过加压循环回膨胀机进行润滑；而发电机组侧则是由专门的稀油站提供润滑。蒸发器底部有一根排油线至回油换热器内，经热水加热后使工质和润滑油返回油分离器内，从而将被带进蒸发器的润滑油有效排除，使蒸发器运行更稳定。

热水侧：热水在进入ORC机组前分为三路：第一路为主路流程，热水先进入高温级蒸发器，经换热后进入高温级预热器和低温级蒸发器，换热后返回热水管网。第二路热水分别对高温级回油换热器和低温级回油换热器进行加热，后返回热水管网。第三路热水专门对高温级油分离器和低温级油分离器进行加热，最后和其余两路汇合一起返回热水管网。ORC热水发电系统设计参数详见表1，工作流程详见图1。

图1 ORC热水发电系统

表1 ORC热水发电系统设计参数

2 系统运行评价

2.1 运行情况分析

2019年12月28日第二套ORC系统进行了8个小时的标定。各关键参数符合设计要求，标定结果为合格。现针对标定情况下ORC系统的运行情况进行评价。其标定参数见表2。

由表2可知，在环境湿球温度17.8℃的条件下，装置毛发电2 255 kW，换算到设计工况为3 536 kW；实测净热电效率为7.17%，换算后为8.02%；实测吨水净发电量3.35度，换算后为4.54度，均高于设计值，符合设计要求。

表2 ORC热水发电系统标定数据

在标定的8个小时内取每小时运行参数的平均值，计算出热电效率和吨水发电量，如图2所示。

图2 ORC热水发电系统热电效率与吨水发电量

由图2可知，ORC系统的热电效率和吨水发电量未达设计值，这是因为进水温度和进水量均未达到设计值，且ORC系统的参数仍有进一步优化的空间，将其换算至设计工况后其热电效率和吨水发电量均超过了设计值。维持目前工况不变年净发电量可达13 112 MWh（按8 000小时/年计算）；考虑折旧和维修费用（设计使用寿命按15年计算），年创造效益可达596.72万元（按0.6元/度计算）。进一步优化进水温度、进水量和系统参数后，发电量和效益非常可观。

2.2 对比分析

为更好的说明第二套ORC系统的优化效果，现将首套与二套的标定值与设计值进行对比分析，分别如表3和表4所示。

表4 两套ORC热水发电系统水耗与能耗对比

由表3可知，首套的设计吨水净发电量和实测吨水净发电量均比二套高，这是因为首套的热水温度更高，温位更高。而二套的设计净热电效率和实测净热电效率均比首套高，这是因为二套在首套的基础上做了大量优化，使热水的利用率更高、系统更稳定、操作更便捷。第二套的装机容量和设计规模要大很多，其设计净发电功率是首套的2.7倍。

表3 两套ORC热水发电系统标定数据对比

由表4可知，二套水耗远低于设计值，而首套的水耗仅略低于设计值。这是由于二套改用了大循环水泵，使喷淋水更易回收；同时降低了维护成本。而二套的能耗远低于首套，主要是因为热水发电系统的进一步优化，使系统集成度更高、物耗更低、效率更高。

3 ORC热水发电系统优化分析

3.1 热水循环系统的优化分析

（1）热水循环系统增设了热水缓冲罐，其主要作用是缓冲热水系统压力波动，保证各路换热流量的稳定，同时罐顶通入氮气汽提热水中的溶解氧，减少系统腐蚀。首套的热水循环系统压力主要靠三个稳压器调节，但效果并不理想。当精馏塔波动时容易造成热水系统压力波动，导致热水系统憋压，使系统板式换热器因憋压泄漏。二套在热水循环系统中增设了缓冲罐，并在罐顶设有压力分程控制，有效的解决了这个问题。

（2）将ORC系统的旁路由板式换热器变更为空冷器，大量减少循环水消耗，而且避免了当系统压力波动时板式换热器泄漏。当首套ORC机组跳停时，需要快速开启板式换热器的进口阀门并开大循环水冷却，不仅操作繁琐，且易因操作不当造成板式换热器憋漏。将ORC系统的旁路由板式换热器优化为空冷，有效的解决了以上问题。

（3）进一步优化热水换热流程，新增PX产品换热器，将PX产品余热进一步回收利用，同时取消邻二甲苯塔的空冷器，塔顶物料全部进热水换热器换热，使整个装置低温余热更加合理的回收利用。

3.2 ORC热水发电系统的优化分析

（1）将ORC系统的现场PLC控制柜优化为中控室的DCS集中控制。原ORC系统的控制方案为现场PLC控制柜控制，中控室只有显示无法操作；又因现场噪音较大操作环境不佳，整个ORC系统开车非常不便。开车过程中现场PLC无法对水量控制，只能通过中控室调整，而中控室又不清楚现场开车进度，造成长时间频繁沟通占用公共资源，开车进程缓慢。改为DCS集中控制后整个ORC系统开车进程由中控室人员控制，不仅大幅减少现场人员操作量，且能更好的监控整个开车过程。

（2）增加ORC联锁系统的旁路功能，大幅提高了系统仪表的容错率。在首套的联锁控制中联锁仪表无法旁路，一旦仪表出现故障将造成整个系统联锁停车。增加ORC系统联锁仪表的旁路功能，有效避免了此类故障停车。

（3）增加油分离器专用加热盘管，使开车过程中工质和润滑油分离更快，减少了开车时间。在首套ORC系统的蒸发器出口管线上有一条升温线与油分离器底部联通，通过蒸发器出口热工质给油分离罐内部的润滑油和工质加热使其分离。这样不仅加热慢，而且也容易造成润滑油因带工质使润滑油泵出口压力低，从而导致ORC系统因系统油压差低停机。

（4）ORC系统蒸发式冷凝器的补水泵由多台小泵变为一台大泵（设计一开一备），由此降低水泵的维护成本。在首套ORC系统中多台水泵同时运行，不仅设备过多维护不便，且水泵偏小流量不足；改为大泵后不仅降低了维护成本和电能消耗，空冷的冷却效果也进一步提升。

4 优化建议

ORC系统运行噪音依然较大。在首套中针对噪音较大的问题，采用隔离墙来降低噪声，但二套噪声依然较大，不符合职业健康要求，需要带防护耳罩。建议改进机械设计和工艺来降低噪音，以适应职业卫生要求[6]。

ORC系统的蒸发式冷凝器为湿式空冷器，其空冷器的补水为新鲜水。首套运行中发现空冷器水箱水质较差，风扇扇叶及水箱周围设施腐蚀非常严重，维护成本较高。建议将空冷器的补水变更为除盐水，以减少对设备及空冷平台的腐蚀，同时空冷水箱的排水阀门应处于常开状态，以加强对水箱内水的置换。

补水泵安装位置不当。蒸发式冷凝器的补水泵进出口管线将补水泵包围在中间，这样使切泵操作、机泵维护等十分不便，尤其是当机泵需要检修时，很难将其运出。故建议在大检修期间重新优化补水泵进出口管线布置。

在ORC热水循环系统中，ORC热水发电系统与其并联的空冷器在相互切换时现场为5个大的闸阀，操作十分不便。当ORC系统跳停时需要切出时，现场操作慢且吃力。建议将其改为电动阀以加快ORC系统切出进程，同时增加操作的便利性。

5 结论

第二套ORC热水发电系统在经过大量优化后，不仅进一步降低了物耗能耗，且大幅提高了系统效率、工艺稳定性、便利性和设备可靠性。ORC热水发电技术在芳烃装置的优化应用，有效的回收利用了装置的大量低温余热并变废为宝，为整个石油化工行业在低温余热的回收利用上提供了探索方向。