左澤軍＊

（中國石化中原油田分公司石油化工總廠）

常壓裝置基準(zhǔn)能耗計算與節(jié)能分析

左澤軍＊

（中國石化中原油田分公司石油化工總廠）

通過計算中原油田石油化工總廠常壓裝置的基準(zhǔn)能耗、能耗因數(shù)，并與國外同類型先進裝置的用能水平進行了對比。分析了常壓裝置能耗高的原因，提出了節(jié)能改造措施。改造后加熱爐排煙溫度由 210℃下降到 185℃，建立了低溫?zé)峄厥障到y(tǒng)，與催化裝置實現(xiàn)了熱原料互供，換熱終溫提高到295℃，裝置實際能耗由11.03kg標(biāo)煤/t下降到9.5kg標(biāo)煤/t。

常壓裝置；能耗計算；基準(zhǔn)能耗；能耗因數(shù)；節(jié)能措施

中原油田石油化工總廠始建于 1986年，擁有120×104t/a常壓裝置、50×104t/a催化裂化裝置、10×104t/a氣體分離及2×104t/a本體聚丙烯裝置、8×104t/a特種油裝置、2×104t/a液態(tài)二氧化碳裝置、1×104t/a冷榨脫蠟裝置、1 000t/a無水亞硫酸銨裝置和7×104t/a輕烴處理裝置以及1.5km鐵路專用線、12×104m3成品油庫等系統(tǒng)配套工程。

中原油田石油化工總廠主要產(chǎn)品有93＃、90＃汽油，石腦油，10＃、5＃、0＃、-10＃柴油，93＃、90＃乙醇汽油組分油，石油液化氣，精丙烯、精丙烷、聚丙烯系列產(chǎn)品，二氧化碳，溶劑油系列產(chǎn)品，混合芳烴，52＃、54＃精制石蠟、300＃液蠟油，亞硫酸銨等。

1 常壓裝置

中原油田石油化工總廠常壓蒸餾裝置建設(shè)能力為 150×104t/a，原料為中原油田含硫石蠟基混合原油，主要產(chǎn)品有石腦油、200＃溶劑油、輕柴油、蠟油、渣油。裝置設(shè)計三級電脫鹽，兩段蒸餾，第一段為閃蒸；第二段為常壓蒸餾，加熱爐為油氣混燒，自產(chǎn)低壓瓦斯引入加熱爐作燃料。裝置為DCS控制系統(tǒng)。

裝置的物料平衡數(shù)據(jù) （取 2008年 8月平均數(shù)據(jù)）見表1。

表1 物料平衡數(shù)據(jù)

從表1中數(shù)據(jù)可以看出，此常壓裝置為雙塔無減壓、無輕烴回收系統(tǒng)的常規(guī)裝置，石腦油、輕柴油、蠟油的拔出率達到50.92%，4條輕柴油抽出線，只開常三線。

裝置的能源消耗數(shù)據(jù) （取 2008年 8月平均數(shù)據(jù)）見表2。

從表2中數(shù)據(jù)可以看出，常壓裝置的實際能耗較高，主要是加熱爐的燃料消耗量大，這與換熱流程不合理、換熱終溫（275℃）較低、低溫?zé)嵛蠢玫扔嘘P(guān)。

表2 能源消耗數(shù)據(jù)

2 常壓裝置基準(zhǔn)能耗計算

2.1 基準(zhǔn)能耗

常壓裝置的能耗受原油性質(zhì)、減壓拔出深度、輕烴回收率、產(chǎn)品方案、裝置負(fù)荷以及其他因素的影響。常壓裝置的加工量為 79.53t/h，負(fù)荷率為55.67%，無減壓系統(tǒng)，不產(chǎn)潤滑油，拔出率為50.92%，無輕烴回收系統(tǒng)。

基準(zhǔn)能耗E為：

式中：C——總拔出率，%；K1——有輕烴回收系統(tǒng)時的校正系數(shù)，MJ/t原油；L——液化石油氣收率（占原油），%；K2——有潤滑油和減壓系統(tǒng)時的校正系數(shù)，無則取 0；F——負(fù)荷率變化時，能耗相對百分?jǐn)?shù)，%；R——負(fù)荷率，%。

用公式（1）計算出裝置校正后的基準(zhǔn)能耗E為10.1kg 標(biāo)煤/t。

2.2 能耗因數(shù)

能耗因數(shù)EF為：

則常壓裝置能耗因數(shù)EF為 1.092。能耗因數(shù)EF大于1，說明該常壓裝置用能水平還有一定節(jié)能潛力。國外同類型先進裝置的實際能耗約為9kg標(biāo)煤/t。

3 裝置節(jié)能潛力分析與節(jié)能措施

3.1 加熱爐排煙溫度較高

加熱爐排煙溫度高達 210℃，主要原因是：空氣預(yù)熱器為釘頭管式，效率低，清灰困難；過熱蒸汽管道面積過大，過熱蒸汽出爐溫度達 560℃，減少了原油受熱面積，加熱爐效率只有87%。在2009年大檢修時，減少了過熱蒸汽加熱盤管數(shù)量，增加了原油加熱盤管數(shù)量，更新了空氣預(yù)熱器的吹灰器，改造后排煙溫度降到185℃。

3.2 換熱終溫較低

換熱終溫較低，主要原因為：兩臺高溫渣油換熱器面積過小，造成高溫渣油少量走旁路；常壓塔4條柴油側(cè)線抽出，只開了常三線，造成常三線抽出量比設(shè)計值大30%，抽出溫度比設(shè)計高35℃，熱量未充分換掉，進水冷器溫度在90℃以上。因此，對換熱網(wǎng)絡(luò)進行了優(yōu)化，135℃熱渣油其中90%直接去催化裝置，實現(xiàn)了原料互供。出裝置10%的熱渣油增設(shè)了軟化熱水換熱器，95℃軟化水匯入換熱站，用于原油預(yù)熱，提高了換熱終溫。

3.3 電脫鹽120℃的高溫?zé)崴蠢?/h3>

將酸性水汽提裝置的凈化水供電脫鹽用，溫度約為80℃，外排的120℃電脫鹽污水的熱量未利用。對此設(shè)立了一臺軟化熱水換熱器，95℃熱水匯入換熱站，用于原油預(yù)熱。

3.4 低溫?zé)嵛蠢?/h3>

常壓分餾塔頂 105℃油氣熱量直接空冷后水冷，這部分熱量約有4 150MJ/h未加利用。針對這一情況，建立了低溫?zé)峄厥障到y(tǒng)（見圖1），取消了空冷，用軟化水與塔頂富氣兩級換熱后，匯總到換熱站，再與出裝置柴油、渣油換熱后的95℃軟化水一起給原油預(yù)熱。

圖1 低溫?zé)峄厥障到y(tǒng)

通過裝置基準(zhǔn)能耗計算，開展了石油化工總廠全裝置節(jié)能分析和用能優(yōu)化，準(zhǔn)確找出了能耗高的關(guān)鍵點，提出改造措施。在2009年大檢修時，對換熱流程進行了優(yōu)化改造，低溫?zé)衢_展了利用，將換熱終溫提高到295℃，加熱爐排煙溫度降到185℃，冷卻循環(huán)水用量下降50%。初步標(biāo)定裝置實際能耗約下降到9.5kg標(biāo)煤/t，接近世界同類裝置的先進水平。

左澤軍. 常壓裝置基準(zhǔn)能耗計算與節(jié)能分析. 石油規(guī)劃設(shè)計，2011，22（1）：29～30

TE08

A

1004-2970（2011）01-0029-02

* 左澤軍，男，高級工程師。1987年畢業(yè)于石油大學(xué)石油加工專業(yè)，現(xiàn)任中國石化中原油田分公司石油化工總廠副廠長、總工程師，曾在石化行業(yè)雜志上發(fā)表多篇文章。地址：河南省濮陽市中原油田石油化工總廠，457165。E-mail：zshzzj@126.com

2010-06-25

郜婕

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