芳烴抽提裝置凝結水系統換熱網絡節能優化

吳昆鵬，范渺(中海油惠州石化有限公司，廣東 惠州 516086)

0 引言

在石油化工生產過程中，蒸汽是不可或缺的重要熱源，蒸汽能耗也是煉化企業的能耗大戶。通常來說，蒸汽放熱后產生的飽和凝結水所含的熱量約占全部熱量的20%～30%，而該部分蒸汽凝結水中所蘊含的低溫余熱[1-2]往往被煉廠忽略，進而造成能量的極大浪費。因此如何合理的利用蒸汽凝結水中的低溫余熱成為石油化工企業節能降耗以及提高經濟效益的重要途徑。中海油惠州石化35+75萬噸/年芳烴抽提聯合裝置使用3.7 MPa過熱蒸汽作為熱源，3.7 MPa蒸汽經減溫減壓后為各單元加熱，蒸汽加熱后產生約152 t/h的凝結水在裝置內經二級閃蒸并與工藝物料換熱后經空冷器冷卻后送至凝結水管網。但在實際生產過程中，由于裝置凝結水系統[3]實際運行工況與設計工況差別較大，導致裝置無法達到設計狀況下熱量的梯級利用，造成裝置大量的低溫余熱無法得到回收利用；同時由于進入空冷器的凝結水溫度較高，生產過程中導致裝置多次出現電機繞組損壞現象，給裝置的安全平穩運行造成極大的影響。本文主要通過分析裝置原有工藝流程和凝結水低溫熱換熱網絡特點，在原流程的基礎上通過對裝置凝結水換熱網絡進行優化，以實現裝置凝結水低溫熱量的有效利用，同時解決凝結水空冷器電機故障頻發問題。

1 換熱網絡節能優化

1.1 裝置凝結水系統低溫余熱利用現狀介紹

惠州石化芳烴抽提聯合裝置正常生產過程中產生約152 t/h 蒸汽凝結水，所產生的蒸汽凝結水首先通過凝結水總管進入裝置中壓凝結水罐D601，閃蒸出1.45 MPa蒸汽后經重整脫戊烷油進料換熱器E305與進料換熱后進入低壓凝結水罐D602，繼續閃蒸0.45 MPa蒸汽后再經3臺空冷器A601冷卻至要求溫度后送出裝置。裝置設計工況下可副產1.45 MPa蒸汽6.695 t/h 以及0.45 MPa蒸汽6.693 t/h，裝置凝結水系統余熱回收流程如圖1所示。

圖1 裝置凝結水系統余熱回收流程圖

在實際運轉過程中，裝置凝結水余熱回收系統存在以下問題：

(1)由于裝置設計各蒸汽加熱器換熱面積偏大，造成中壓蒸汽凝結水溫位與設計相比較低，導致D601頂無法閃蒸出1.45 MPa蒸汽。同時，由于D601底凝液經E305與工藝物料換熱后造成凝結水溫度進一步下降，導致D602用于閃蒸蒸汽的凝結水溫度偏低，實際生產過程中D602頂僅能閃蒸出低壓蒸汽0.78 t/h，與設計值偏差較大。此外，經低壓蒸汽凝結水罐發生蒸汽后的低壓凝結水溫度仍然較高，需經A601冷卻后直接并入凝結水管網，造成低溫熱量的過度浪費和電能的消耗。

(2)低壓蒸汽凝結水進入凝結水空冷器入口溫度過高，造成空冷器A601運轉環境溫度過高，一方面導致空冷負荷增加，另一方面造成空冷器電機線纜老化潤滑脂失效速率加快，電機故障率大幅度增加。裝置自2017年9月開工后A601多次出現電機繞組損壞現象，不得不對三臺空冷繞組進行升級，對裝置的平穩運行造成極大的影響。

1.2 凝結水系統換熱網絡節能優化措施

本裝置蒸汽凝結水低溫余熱進一步回收利用的關鍵在于充分分析凝結水系統不同能級熱量的回收利用，結合裝置用能特點合理配置裝置換熱流程，從能量梯級利用的角度出發，對裝置凝結水系統換熱網絡流程優化如下：裝置重整脫戊烷油進料換熱器E305新增跨線，首先利用高溫位凝結水余熱副產高價值的蒸汽，將裝置中壓凝結水罐D601底凝液直接送至低壓凝結水罐D602，以最大限度的閃蒸0.45 MPa蒸汽。D602閃蒸后罐底的凝結水經E305與重整油脫戊烷油進料進行換熱，進一步對凝結水中的低溫余熱進行回收利用，最后經凝結水空冷器A601冷卻至120 ℃后送至凝結水管網。

1.3 凝結水系統換熱網絡節能優化效果評價

根據裝置的實際運轉情況，改造后裝置操作參數主要有如下變化：

(1)低壓蒸汽凝水罐D601頂閃蒸的0.45 MPa蒸汽由0.78 t/h提升至10.13 t/h。

(2) E305工藝介質出口溫度降低，導致裝置脫庚烷塔塔底3.7 MPa蒸汽再沸量增加，裝置全負荷運轉情況下，脫庚烷塔塔底3.7 MPa蒸汽消耗量增加1.2 t/h。

(3)凝結水空冷器A601入口溫度由156 ℃降至133 ℃，A601電機運行環境溫度由120 ℃降低至100 ℃。

(4)改造后由于A601入口溫度降低，進而空冷冷卻負荷降低，實際運轉過程中A601僅運轉一臺即可滿足凝結水冷卻要求，原空冷運轉3臺可減少至1臺運轉。

結合上述數據可知，裝置凝結水系統換熱網絡改造后，裝置凝結水空冷器入口溫度降低23 ℃，裝置凝結水空冷器運行數量減少至一臺，凝結水低溫余熱得到了進一步回收利用。同時改造后空冷器電機運行環境溫度降低，進而解決了空冷電機運行故障率高的問題，改造流程投用后空冷電機未出現故障事件，更加有利于裝置的安全平穩運轉。

2 經濟效益分析

2.1 工程投資

本項目的改造不需增加任何設備，僅需增加少許管線和閥門，項目投資較少，包含項目設計費、管線費、施工費用在內的項目總投資實際共9.5萬元。

2.2 經濟效益核算

惠州石化公用工程平均結算價格如表1所示。

表1 惠州石化公用工程平均結算價格表

裝置年操作時間以8 400 h計，根據上述惠州石化公用工程平均結算價格以及前述裝置改造后公用工程變化量計算出裝置每年可產生經濟效益如表2所示。

由表2可知，通過采取上述優化方案，裝置能耗費用每年可節省589.01萬元，經濟效益極其顯著。

表2 優化后裝置經濟效益明細表

3 結論

本文結合裝置凝結水系統實際運行過程中存在的問題，從能量梯級利用的角度出發，在裝置現有流程的基礎上對裝置凝結水系統換熱流程進行了優化改造，改造后裝置0.45 MPa蒸汽可多產9.35 t/h，實現了裝置凝結水低溫余熱的充分回收利用。同時凝結水空冷器A601電機運行環境溫度降低，解決了空冷電機運行故障率高的問題，更加有利于裝置的平穩運轉。本項目改造流程簡單、實施方便、投資較低，項目改造所需全部投資費用僅為9.5萬元。同時項目經濟性較好，裝置流程優化改造后每年能耗費用可降低589.01萬元，裝置運行成本大幅度降低。