胡海蘭（蘭州石化公司研究院）

引言

某石化公司煉油區(qū)蒸汽主要由熱電廠（低壓蒸汽）、動力廠動力鍋爐（B1、B2、B3）和煉油裝置余熱鍋爐供給；蒸汽等級有6.4 MPa、3.5 MPa、1.0 MPa 和0.3 MPa；廠區(qū)蒸汽管網(wǎng)主要有中壓（3.5 MPa）蒸汽管網(wǎng)、主蒸汽（1.0 MPa）管網(wǎng)和乏汽（0.3 MPa）管網(wǎng)。

動力廠現(xiàn)有3 臺75 t/h 中壓蒸汽動力鍋爐，總產(chǎn)汽能力為225 t/h。夏季一般運行1 臺鍋爐，主要目的是平衡蒸汽和保障300×104t/a 重催裝置的安全，所產(chǎn)中壓汽55 t/h 供入中壓管網(wǎng)；冬季運行2臺鍋爐，除供入中壓管網(wǎng)60～62 t/h 外，其余經(jīng)背壓發(fā)電（38 t/h）和減溫減壓（15 t/h）后供入低壓管網(wǎng)，補充平衡煉油區(qū)生產(chǎn)和生活用汽。

煉油區(qū)余熱產(chǎn)汽的裝置主要有300×104t/a 重催、140×104t/a 重催和連續(xù)重整。300×104t/a 重催裝置產(chǎn)出300 t/h、6.4 MPa 蒸汽，部分通過機組發(fā)電和氣壓機做功后產(chǎn)生1.0 MPa 蒸汽，部分分別經(jīng)減壓器和減溫減壓器并入3.5 MPa 和1.0 MPa 管網(wǎng)，其中3.5 MPa 蒸汽全部進入外部系統(tǒng)管網(wǎng)，1.0 MPa蒸汽一部分裝置自用，一部分進入外部系統(tǒng)管網(wǎng)；140×104t/a 重催裝置產(chǎn)生的3.5 MPa 蒸汽部分通過氣壓機做功，部分進入外部系統(tǒng)管網(wǎng)，部分進入減溫減壓器，經(jīng)減溫減壓后的1.0 MPa 蒸汽與氣壓機透平機組排氣合并，一部分自用，一部分并入系統(tǒng)管網(wǎng)。連續(xù)重整裝置產(chǎn)生的中壓蒸汽部分通過氣壓機做功，部分進入外部系統(tǒng)管網(wǎng)，氣壓機透平機組排出的1.0 MPa 蒸汽，一部分自用，一部分并入系統(tǒng)管網(wǎng)。

熱電廠向煉油區(qū)輸入低壓蒸汽，最大供汽能力為540 t/h，由2#路并入煉油廠區(qū)內(nèi)低壓蒸汽管網(wǎng)。6 MW 發(fā)電裝置由汽輪機組和發(fā)電機組組成，所用中壓蒸汽由鍋爐裝置供應(yīng)，生產(chǎn)的6000 kW 電力與中2 變電所并網(wǎng)。

1 存在問題

為了保證300×104t/a 重催裝置的安全生產(chǎn)，防止余熱鍋爐出現(xiàn)故障時影響生產(chǎn)操作，原設(shè)計裝置產(chǎn)生的6.4 MPa 蒸汽一部分做為2 臺蒸汽透平動力用汽，10 t/h 左右經(jīng)減壓器輸送至外部系統(tǒng)3.5 MPa 蒸汽管網(wǎng)，其余經(jīng)減溫減壓器進入1.0 MPa蒸汽管網(wǎng)。在實際生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)：300×104t/a 重催產(chǎn)生的6.4 MPa 蒸汽約220 t/h 供給四機組透平和氣壓機透平，富余65 t/h，其中55 t/h 經(jīng)由減溫減壓器，進入低壓管網(wǎng)，其余10 t/h 經(jīng)由減壓器，進入中壓管網(wǎng)，存在過多的中壓蒸汽沒有做功，通過減溫減壓器降低壓力降級使用的問題。

為滿足余熱產(chǎn)汽裝置（主要是300×104t 重催裝置）的安全運行，3.5 MPa 蒸汽系統(tǒng)處于低壓運行狀態(tài)，一方面動力鍋爐裝置長期處于低壓力參數(shù)運行工況，造成操作人員操作調(diào)整頻繁，工序控制難度大，工藝指標(biāo)經(jīng)常性出現(xiàn)低于工藝卡片指標(biāo)下限運行的情況；另一方面，6 MW 發(fā)電裝置進汽壓力較低，帶來該裝置的發(fā)電蒸汽單耗較高，動力廠冬季2 臺鍋爐產(chǎn)生的高品質(zhì)3.5 MPa 蒸汽約有45 t/h供用戶使用，7 t/h 經(jīng)由減溫減壓器供入1.0 MPa 蒸汽管網(wǎng)。僅有38 t/h 左右供6 MW 發(fā)電裝置發(fā)電，發(fā)電裝置發(fā)電量最大僅能維持2 MW，不利于裝置的高負(fù)荷長周期運行。

2 系統(tǒng)蒸汽優(yōu)化調(diào)整方案

通過蒸汽優(yōu)化軟件模擬計算得出如下優(yōu)化調(diào)整方案（圖1）。

2.1 300×104 t/a 重催裝置蒸汽調(diào)整方案

由煉油廠300×104t/a 重催裝置增加外供的3.5 MPa 級蒸汽30～40 t/h，同時減少供入系統(tǒng)的1.0 MPa 級蒸汽量；動力廠鍋爐裝置將原供入系統(tǒng)的3.5 MPa 級蒸汽30～40 t/h 供至6 MW 發(fā)電機組能級發(fā)電，冬季運行2臺鍋爐時，可將發(fā)電量由2 MW 提至4 MW，夏季可實現(xiàn)2 MW 的發(fā)電量。

優(yōu)化方案執(zhí)行過程中，如果2 套重催裝置余熱鍋爐出現(xiàn)故障，立即停止操作，并根據(jù)實際情況進行3.5 MPa 級蒸汽系統(tǒng)調(diào)整，必要時恢復(fù)原運行方案，確保全廠中壓系統(tǒng)安全運行。

1）當(dāng)300×104t/a 重催裝置出現(xiàn)異常時，外輸3.5 MPa 級蒸汽量的調(diào)節(jié)如下：當(dāng)兩機汽輪機故障甩負(fù)荷時，原則上外輸3.5 MPa 級蒸汽量不做調(diào)整；當(dāng)裝置自保聯(lián)鎖時，裝置不產(chǎn)蒸汽，同時需要3.5 MPa 級蒸汽，屆時需動力廠及時供應(yīng)。當(dāng)1 臺余熱鍋爐搶修時，裝置產(chǎn)汽量下降，且蒸汽溫度較低，不能供應(yīng)3.5 MPa 級蒸汽，3.5 MPa 級蒸汽需動力廠來供應(yīng)（期間若裝置出現(xiàn)緊急停工時，動力廠應(yīng)立即撤出發(fā)電蒸汽用于保證中壓管網(wǎng)用氣）。

2）該方案實施后，300×104t/a 催化裝置承擔(dān)3.5 MPa 級蒸汽供應(yīng)的任務(wù)，外輸3.5 MPa 級蒸汽溫度成為關(guān)鍵的影響因素，主要取決于余熱鍋爐的運行階段，運行到后期，由于鍋爐積灰，過熱器過熱度下降，一定會造成3.5 MPa 級蒸汽溫度降低，屆時可適當(dāng)增加動力廠鍋爐蒸汽進入管網(wǎng)蒸汽量，保證管網(wǎng)蒸汽品質(zhì)。

2.2 140×104 t/a 重催裝置蒸汽調(diào)整方案

裝置鍋爐由于催化劑粉末積聚省煤段引起省煤段煙氣不暢，爐膛壓力高，煙氣不能全部通過爐膛而加熱飽和蒸汽，自產(chǎn)3.5 MPa 級蒸汽溫度基本在340 ℃左右，所以3.5 MPa 級蒸汽不能滿足氣壓機的品質(zhì)需求。為此車間的自產(chǎn)大部分中壓蒸汽通過減溫減壓器，減壓成低壓蒸汽送出裝置，而汽壓機的使用蒸汽主要靠外部蒸汽供給。裝置自產(chǎn)3.5 MPa級蒸汽80 t/h ，溫度340 ℃左右，減溫減壓器的開度控制在40%，大約60 t/h 的3.5 MPa 級蒸汽進行減壓，20 t/h 的3.5 MPa 級蒸汽和外部蒸汽混合進入氣壓機使用。

為保證汽壓機進氣溫度滿足要求（在340 ℃以上），制訂以下應(yīng)急措施：

◇由于裝置自產(chǎn)3.5 MPa 級蒸汽盡量多走減溫減壓器進低壓系統(tǒng)，并保持此開度，不進行大幅度的調(diào)節(jié)；

◇反應(yīng)控制好摻煉比，盡量控制少產(chǎn)蒸汽，力保自產(chǎn)蒸汽溫度能夠控制在340 ℃以上；

◇汽壓機加強入口蒸汽的脫水工作，減少蒸汽帶水對汽壓機的影響；

◇加強監(jiān)測，注意外部蒸汽溫度不要低于340 ℃，若溫度出現(xiàn)波動低于該溫度時，立即聯(lián)系動力廠協(xié)調(diào)解決，如蒸汽溫度出現(xiàn)長時間低于340 ℃現(xiàn)象，應(yīng)立即停止此方案，恢復(fù)原有操作。

圖1 蒸汽系統(tǒng)優(yōu)化軟件模擬計算結(jié)果

表1 電量調(diào)整前后參數(shù)對比

3 方案實施與效果評價

6 MW 發(fā)電裝置由于控制系統(tǒng)落后，無法實現(xiàn)發(fā)電負(fù)荷連續(xù)提升操作，僅能實現(xiàn)發(fā)電負(fù)荷的階梯型操作，也就是說，中壓蒸汽余量滿足其下一步負(fù)荷提升需要的最低蒸汽量（約15 t/h），才能進行進一步負(fù)荷提升，因此該優(yōu)化方案實施過程分兩個階段進行。第一階段自2010年2月3日實施，發(fā)電量由550 kW 提升至2 MW，運行平穩(wěn)后自2月24日進入第二階段，發(fā)電量由2 MW 提升至4 MW。第一階段，300×104t重催裝置多輸出3.5 MPa級蒸汽44 t/h，6 MW 發(fā)電裝置發(fā)電量由550 kW 提升至2MW，新增用汽20.8 t/h，減溫減壓器增量20 t/h，動力鍋爐負(fù)荷降低3 t/h，第二階段，6 MW 發(fā)電裝置發(fā)電量由2 MW 提升至4 MW，新增用汽25 t/h，減溫減壓器降量30 t/h，動力鍋爐負(fù)荷降低5 t/h，操作前后參數(shù)對比見表1。

從表1 可以看出發(fā)電負(fù)荷上升后，6 MW 發(fā)電裝置主汽溫度上升，有利于機組的安全平穩(wěn)運行，由于300×104t 重催裝置輸出3.5 MPa 級蒸汽量增加，其品質(zhì)也大幅度提高，有利于外部管網(wǎng)的安全運行。

2010年3月30日，煉油區(qū)蒸汽系統(tǒng)開始實施夏季運行方案，停用3#鍋爐，即運行1 臺鍋爐，發(fā)電裝置負(fù)荷遂由4 MW 降至2 MW，發(fā)電裝置進汽壓力3.20 MPa，主汽溫度438 ℃，排汽壓力0.79 MPa，排汽溫度306 ℃，在工藝控制范圍內(nèi)，機組運行平穩(wěn)。

該方案實施后，達到了預(yù)期的目的，即在夏季運行1 臺動力鍋爐時，6 MW 發(fā)電裝置發(fā)電量可維持2 MW，較以往多發(fā)電2 MW；在冬季，運行2 臺動力鍋爐時，6 MW 發(fā)電裝置發(fā)電負(fù)荷可維持在4 MW，較以往多發(fā)電2 MW。

4 結(jié)論

1）項目實施后，6 MW發(fā)電裝置平均多發(fā)電2 MW，年發(fā)電量增加1680×104kWh，年節(jié)能3 927.8 t 標(biāo)油，合5 611.1 t 標(biāo)煤，煉油加工能耗（標(biāo)油）降低0.393 kg/t。

2）項目實施1年來，發(fā)電量增加1680×104kWh，公司外購電量減少1680×104kWh，帶來效益924萬元。

3）項目實施后，300×104t 重催裝置輸出3.5 MPa 級蒸汽品質(zhì)提高，提高了3.5 MPa 級蒸汽管網(wǎng)運行的安全性；300×104t 重催裝置輸出3.5 MPa級蒸汽量增加，輸出1.0 MPa 級蒸汽量減少，即輸出蒸汽品質(zhì)提高，按年運行8400 h 計算，裝置能耗降低4 435.2 t 標(biāo)油，單位加工能耗（標(biāo)油）降低1.48 kg/t。