格爾木煉油廠蒸汽系統優化節能分析與實踐

康耀明 葉行 邱海濤 陳向平 宋錦鈺

（1.青海油田公司格爾木煉油廠；2.青海油田公司煉油化工部；3.青海油田公司質量安全環保處）

1 概述

格爾木煉油廠蒸汽消耗約占煉廠能源消耗總量的10%，解決好煉廠發展過程中的蒸汽運行問題，已是煉廠面臨的急迫問題之一，而解決該問題的關鍵必須做好蒸汽系統的“開源”和“節流”，實現“清潔的工藝，清潔的產品，清潔的環境”發展戰略目標。

同時，蒸汽間接加熱過程中，蒸汽在加熱設備內釋放出汽化潛熱后，會產生大量的高溫凝結水。高溫凝結水具有較高的溫度，水質良好，接近脫鹽水，且幾乎沒有溶解氧和二氧化碳等氣體。傳統的蒸汽供熱系統中，一部分凝結水直接排放，另有部分凝結水采用開式水箱（罐）或水池進行降溫后再回收。由于凝結水與大氣再次接觸，使得O2、CO2及其它氣體再次溶入，會造成設備及管路的腐蝕；二次蒸汽的排放使環境受到熱污染和噪聲污染；高溫凝結水在閃蒸降溫時，又會通過閃蒸汽帶走5%～15%的凝結水和相當于凝結水30%～80%的熱量。這樣不僅額外消耗了大量的除氧水，同時使鍋爐多消耗了大量的燃料，多向環境排放了大量的煙氣和污染物[1]。

2 現狀分析

蒸汽是煉化企業重要的二次能源，為了更有效、合理地進行利用，必須摸清全廠蒸汽系統情況，用以合理使用蒸汽，避免能源浪費，不斷提高能源的使用效率。隨著煉廠不斷發展，蒸汽的消耗量將不斷增加，在煉廠現有產汽設施正常運行的情況下，如何能滿足今后生產的需要，將是面臨的一大問題。煉廠蒸汽系統主要存在的問題如下：

1）現有的三臺動力鍋爐冬季全部運行，沒有備用設備，影響長周期安全平穩運行，制約煉廠的發展。低壓蒸汽存在冬季不足，夏季過剩的現象，蒸汽使用效率低、凝結水余熱和回收利用率低、全廠水耗偏高[2]。

2）10×104t/a甲醇裝置因設計原因，低壓蒸汽壓力只能維持在0.35MPa左右，而全廠低壓蒸汽管網壓力為0.6MPa左右。無法并入全廠低壓蒸汽管網，并且甲醇裝置低壓蒸汽存在過?，F象，只能放空，浪費嚴重。需按質產汽，按質用汽，以低壓汽用量定高壓汽用量，達到蒸汽的逐級利用。

3）目前，90×104t/a催化裂化裝置是煉廠的產汽大戶，穩定裝置的產汽還需要做大量工作。要持續優化裝置產汽，降低動力鍋爐負荷，實現動力鍋爐只供中壓蒸汽，實現節能降耗目的[3]。

3 優化改造措施

3.1 伴熱系統使用合理化

組織對全廠蒸汽系統進行認真排查、繪制平衡圖，調查全廠蒸汽的使用現狀，對全廠717條伴熱進行科學優化，即對高溫、連續工藝介質管線伴熱組織停運。2019年較2018年同期相比少投用伴熱共計315條。2020年對全廠各裝置的伴熱投用情況實行嚴格監管，對于介質溫度較高、連續輸送的管線伴熱進行合理停用，對工藝介質凝點低于0度的伴熱進行合理使用，建立伴熱投用審批機制，每周對“跑冒滴漏”造成的蒸汽浪費進行嚴肅通報考核并督促整改。各裝置蒸汽伴熱評審前后曲線見圖1。

圖1 各裝置蒸汽伴熱評審前后曲線

3.2 催化余熱鍋爐吹灰改造

90×104t/a催化裂化裝置余熱鍋爐其內部取熱介質為再生煙氣，含有催化劑細粉，在換熱過程中，極易吸附到余熱鍋爐內換熱管束表面，造成換熱管束取熱效率下降，余熱鍋爐產汽降低，裝置能耗增加，同時還導致余熱鍋爐排煙溫度上升，煙氣脫硫水耗增加[4-5]。通過檢查，發現現有激波吹灰器效果不佳，余熱鍋爐產汽效果未充分發揮。余熱鍋爐內換熱管束堵塞情況見圖2。

圖2 余熱鍋爐內換熱管束堵塞情況

通過廢催化劑流態化吹灰改造：新增小型加料至一、二再煙氣管線，將平衡劑加入余熱鍋爐入口煙氣系統，利用廢催化劑（粒徑30～70μm）高速沖擊余熱鍋爐F801的各部換熱管束，將因重力沉降或靜電吸附在管束受熱面上的積灰積垢剝離，恢復換熱效率。催化裂化裝置余熱鍋爐吹灰改造流程見圖3。

圖3 催化裂化裝置余熱鍋爐吹灰改造流程

3.3 低壓蒸汽并網改造

10×104t/a甲醇裝置設計產出的低壓蒸汽壓力只有0.35MPa左右，無法并入全廠0.6MPa低壓蒸汽管網進行回收利用，以前只能將其放空。通過對低壓蒸汽管網和各裝置用汽質量進行研究，對10×104t/a甲醇裝置產低壓蒸汽與全廠低壓蒸汽管網進行改造，將10×104t/a甲醇裝置低壓蒸汽供應至用汽壓力要求低的油品車間207/208/209單元、補充加氫、苯抽提、加氫改質、動力二水站/污水單元等裝置（單元），低壓蒸汽管網改造流程見圖4。

圖4 低壓蒸汽管網改造流程

3.4 凝結水梯級使用

1）80×104t/a加氫改質裝置凝結水罐（V501）內凝結水溫度為70～95℃，由于溫度高，現場放空線二次閃蒸的乏汽量較大，造成熱量和凝結水的浪費。按照能量梯級使用的理念，將凝結水罐內的凝結水改造為加氫改質裝置部分工藝管道伴熱系統的伴熱熱水，充分使用其余熱后，再送至動力鍋爐作為補水，既減少了凝結水回收過程中閃蒸乏汽的浪費，又減少了加氫改質裝置伴熱蒸汽的使用[6-7]，加氫改質裝置凝結水改造流程見圖5。

圖5 加氫改質裝置凝結水改造流程

2）由于動力車間凝結水回收站無法全部回收全廠凝結水，多余的高溫凝結水被排至煉油循環水，增加了循環水場運行負荷。而聚丙烯裝置每天消耗除鹽水約150t，同時需要用低壓蒸汽將溫度升至70℃以上使用。經過流程改造，將聚丙烯所用除鹽水改為加氫改質裝置凝結水（80℃左右），實現了熱量的分級利用，減少了凝結水回收過程中閃蒸乏汽的產生，提高了凝結水回收量，減少熱量和蒸汽的浪費[8-9]。

3.5 加強維護保養

蒸汽伴熱和疏水閥的使用過程中最容易出現直排和泄漏問題，導致蒸汽使用過程中浪費嚴重。加強蒸汽伴熱和疏水閥的投用管理，初春氣溫轉暖時及時停用伴熱，初冬氣溫變冷時先投用重油介質伴熱，輕油介質溫度高于凝點時，堅決不投用。

對目前存在問題較嚴重的管廊疏水閥及部分再沸器的疏水閥，替換為阿姆斯壯疏水閥，替換后疏水閥使用一年的完好率大于或等于95%，工藝疏水閥節約新鮮蒸汽15%以上，改善現場二次閃蒸泄露大的情況?，F場疏水閥檢測見表1，疏水閥更換前后完好率對比見表2。

表1 現場疏水閥檢測

表2 疏水閥更換前后完好率對比

4 優化改造成果

1）通過對全廠蒸汽系統優化，甲醇蒸汽合理利用等一系列“組合拳”，2019年3月7日由兩臺鍋爐同時運行減少至單臺鍋爐，實現一季度單臺鍋爐運行，2019年實現動力鍋爐15臺套運行，較2018年少運行10臺套，同比下降40%；2020年實現動力鍋爐12臺套運行，較2019年少運行3臺套，同比下降20%。

2）催化裂化裝置余鍋吹灰改造后，F801排煙溫度從210℃降至160℃，F701排煙溫度從249℃降至205℃，取熱效果大幅提升，余鍋的產汽量從45t/h增加至60t/h。排煙溫度降低后，煙氣脫硫單元新鮮水耗量降低了2t/h。催化裂化裝置綜合能耗由66kg/t(標油)下降至59kg/t(標油)，創歷史最好水平。

3）凝結水分級回收利用，減少閃蒸乏汽浪費，提高了凝結水回收量，節約鍋爐除氧水補水。通過加強凝結水站管理，凝結水回收利用率達到66%，超出年計劃6%，均達到歷史最好水平[10]。

5 結論

通過全廠蒸汽系統優化，減少了動力鍋爐運行數量，實現格爾木煉油廠鍋爐夏季零臺運行、冬季單臺運行的情況，2020年全年鍋爐運行總臺數同比2018年硬下降52%，同時在全廠范圍內首次實現了中壓蒸汽、低壓蒸汽以及甲醇低壓蒸汽三個等級的“三級”蒸汽管網。

1）摸清了全廠使用蒸汽設備的蒸汽用量情況，繪制了全廠蒸汽平衡圖，確定各裝置單元合理的蒸汽使用量。并通過改造，降低全廠蒸汽的消耗總量。

2）將全廠各裝置凝結水進行回收改造，通過利用凝結水作為熱源對全廠現有的蒸汽伴熱、采暖系統進行合理改造，或通過熱夾點技術優化各裝置換熱流程，來降低全廠低壓蒸汽的消耗量。

3）優化了全廠蒸汽凝結水回水流程，提高蒸汽凝結水的回用力度。利用高溫凝結水的余熱加熱采暖水、脫鹽水和新鮮水，降低蒸汽凝結水的溫度和壓力，減少二次閃蒸汽跑損。