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(huán)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(fā)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(tǒng)的“開源”和“節(jié)流”，實現(xiàn)“清潔的工藝，清潔的產品，清潔的環(huán)境”發(fā)展戰(zhàn)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?guī)缀鯖]有溶解氧和二氧化碳等氣體。傳統(tǒng)的蒸汽供熱系統(tǒng)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(huán)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(huán)境排放了大量的煙氣和污染物[1]。

2 現(xiàn)狀分析

蒸汽是煉化企業(yè)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(tǒng)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(fā)展，蒸汽的消耗量將不斷增加，在煉廠現(xiàn)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(tǒng)主要存在的問題如下：

1）現(xiàn)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(wěn)運行，制約煉廠的發(fā)展。低壓蒸汽存在冬季不足，夏季過剩的現(xiàn)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(wǎng)壓力為0.6MPa左右。無法并入全廠低壓蒸汽管網(wǎng)，并且甲醇裝置低壓蒸汽存在過?，F(xiàn)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(wěn)定裝置的產汽還需要做大量工作。要持續(xù)優(yōu)化裝置產汽，降低動力鍋爐負荷，實現(xiàn)動力鍋爐只供中壓蒸汽，實現(xiàn)節(jié)能降耗目的[3]。

3 優(yōu)化改造措施

3.1 伴熱系統(tǒng)使用合理化

組織對全廠蒸汽系統(tǒng)進行認真排查、繪制平衡圖，調查全廠蒸汽的使用現(xiàn)狀，對全廠717條伴熱進行科學優(yōu)化，即對高溫、連續(xù)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(jiān)管，對于介質溫度較高、連續(xù)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(fā)現(xiàn)現(xiàn)有激波吹灰器效果不佳，余熱鍋爐產汽效果未充分發(fā)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(tài)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(tǒng)，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(wǎng)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(wǎng)進行回收利用，以前只能將其放空。通過對低壓蒸汽管網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)改造流程見圖4。

圖4 低壓蒸汽管網(wǎng)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(xiàn)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(tǒng)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(huán)水，增加了循環(huán)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(xiàn)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(yǎng)

蒸汽伴熱和疏水閥的使用過程中最容易出現(xiàn)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(jié)約新鮮蒸汽15%以上，改善現(xiàn)場二次閃蒸泄露大的情況?，F(xiàn)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(xiàn)場疏水閥檢測

表2 疏水閥更換前后完好率對比

4 優(yōu)化改造成果

1）通過對全廠蒸汽系統(tǒng)優(yōu)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(xiàn)一季度單臺鍋爐運行，2019年實現(xiàn)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(xiàn)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，F(xiàn)801排煙溫度從210℃降至160℃，F(xiàn)701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(chuàng)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(jié)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(tǒng)優(yōu)化，減少了動力鍋爐運行數(shù)量，實現(xiàn)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(shù)同比2018年硬下降52%，同時在全廠范圍內首次實現(xiàn)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(wǎng)。

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(xiàn)有的蒸汽伴熱、采暖系統(tǒng)進行合理改造，或通過熱夾點技術優(yōu)化各裝置換熱流程，來降低全廠低壓蒸汽的消耗量。

3）優(yōu)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。