芳烃装置低温余热综合利用

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摘要：公司运行过程中发现，随着装置数量和生活区的增加，公司热电厂7台锅炉不能有效的满足装置、居民实际的热量需求，而公司芳烃装置却有大量余热资源浪费掉。为有效地解决热电厂热量供给不足的缺点，公司针对芳烃装置的大量余热进行了低温余热改造。

关键词：余热回收，节能改造，芳烃， 热电厂

【分类号】：TU855

1、 背景

1.1供汽、供电平衡情况

某石化公司热电厂共有七台410吨/小时锅炉、八台发电机组，发电装机容量为27.4万千瓦，热电厂的运行方式是汽电联产、以汽定电。

热电厂冬季最大运行方式为“六炉八机”，七台炉六运一备，机组全部运行。目前六台炉平均负荷在380吨/小时左右，已基本达到最大能力。根据上述平衡结果，热电厂现外供蒸汽、电负荷已基本达到最大值，且无备用余量。

1.2芳烃装置低温热情况

经过对该石化公司对芳烃厂能量利用进行全面优化、核算，选取出芳烃装置的邻二甲苯分离塔、二甲苯抽余液塔、脱庚烷塔等六处的物流，出入空冷器温位在130℃～170℃之间，可以进行低温位热量的回收，见表3。

1.3公司目前存在问题

1.3.1热电厂低压蒸汽自用量大

从表1可以看出，热电厂低压蒸汽自用量达到160t/h，其中大部分用于加热生水和低温除盐水，以期实现除盐和热力除氧。由于生水、除盐水的加热范围平均在25℃到104℃之间，其中85℃前的加热完全可以用芳烃厂余热发生的约95℃的热水代替，如果该措施能实施，热电厂自用蒸汽消耗将可大幅度降低。

2、 芳烃装置低温余热改造工艺流程

拟采用二次换热方式取热，即首先利用高效换热器将循环热水2002.6t/h（脱盐水）加热到95℃，再与采暖水换热，将采暖水4720 t/h由50℃加热至75℃（极端时期用蒸汽加热作为补充措施），同时循环热水（脱盐水）被冷却到60℃再次进入高效换热器循环，从而形成闭路换热流程。

2.1工艺流程优点

该流程具有以下优点：

低温热取热换热器与原空冷器采用串联方式，塔操作工艺参数不变；

工艺热工质出口温度适当，原空冷器做为后冷调整的方式一直存在，保证了工艺的稳定；

采用高效板框换热器可以最大限度减少压降，同时最少占地，便于在现有装置内进行改造；

规划在公司二期预留地内新建供暖热力站泵房内进行脱盐水与采暖水换热，可大大减少至生活区的供暖管线长度及厂区至生活区新建管线的施工难度，节约大量资金；

3、工艺装置技术改造方案

芳烃厂工艺装置取热方案：工艺装置取热采用新增高效热水换热器与原有空冷器串联方案，即：邻二甲苯分离塔C402、二甲苯抽余液塔C601和抽余液塔C661三处塔顶油气先经过新增的高效换热器取热后重力流入原空冷器；另外两处脱庚烷塔C701和C761塔顶油气先经过原有塔进料-塔顶换热器，再进新增高效换热器取热后重力流入原空冷器，示意流程见图2、图3。

在每一取热源循环热水进、出水总管上设跨线温度调节阀控制出水温度稳定在95℃，并在每处水侧总管设置温度和压力检测仪表，以随时监测热水变化情况。

4、改造后预期效果

4.1本项目实施后，可实现节能量5.53万吨标煤/年，相当于热电厂少消耗原煤7.742万吨/年，可减排粉煤灰1.82万吨/年、减排二氧化碳12.1万吨/年、减排二氧化硫991吨/年，经济环保效益显著。

4.2实施本项目后，可为该石化公司公用工程系统优化运行方式提供有利条件，确保公用工程系统的长周期安稳运行。同时也为公司将来的发展提供充裕的动力系统保障。

5、结论

该项目的实施能能够保证公司蒸汽的使用量，满足公司长周期平稳运行；特别是该项目具有明显的经济和环境优势，在国家节能减排的大环境下，也能产生比较好的社会效益。

作者简介：许建选（1985―），男，河南郑州人，2008年7月毕业于哈尔滨工程大学，助理工程师，从事节能监测工作。