郭海东

(中国石化天津分公司 天津300270)

0 引 言

低温热一般是指不容易直接利用的热量，炼化企业低温余热通常可细分为较高温位 150～200℃热源，中等温位80～150℃热源，较低温位50～80℃热源。炼化企业 80～150℃低温热相对集中。天津石化炼油部现运行 26套生产装置，低温热主要集中在常减压、加氢裂化、重整抽提、延迟焦化、柴油加氢、蜡油加氢等主要装置，资源丰富。低温热资源的利用首先应通过装置设计优化实现热量的梯级利用，即高热高用，低热低用；其次要优先选择直接利用，如重沸器加热、低温介质加热、采暖及伴热等；再次考虑低温转换，如制冷、热泵、余热发电等。此外在低温热利用过程，更要充分考虑大小结合的原则，在大系统全厂范围内优化的同时，对于相邻的且匹配度较高的热源热阱应就近小范围优化利用。

1 低温热利用现状及运行中存在的问题

炼油部老区装置坐落位置比较分散，集中进行低温热回收利用很难找到合适的热阱，且投资较大，因此根据装置坐落位置，按照低温热优先替代蒸汽伴热的原则进行优化利用，主要涉及以下几个系统。

1.1 常减压-柴油加氢低温热利用系统

炼油部老区2#常减压装置设计规模 250万 t/a，3#柴油加氢装置设计200万t/a，坐落位置接近，相距仅100m，因此考虑利用2#常减压装置的蜡油侧线对热媒水进行加热，将 2#常减压和 3#柴油加氢的蒸汽伴热改为水伴热，进行低温热回收利用。工艺流程见图1，实际运行工艺参数见表1。

图1 2#常减压装置和3#柴油加氢装置低温热工艺流程Fig 1 Low temperature heat process flow of 2# atmospheric and vacuum distillation unit and 3# diesel oil hydrogenation unit

表1 2#常减压装置和 3#柴油加氢装置低温热系统工艺参数Tab.1 Process parameters of low temperature heat system for 2# atmospheric and vacuum distillation unit and 3# diesel hydrogenation unit

运行中存在的问题为：2#常减压蜡油产品，一般情况下至冷油罐区，当蜡油进热油罐区时，若水伴热热量全由蜡油提供，造成蜡油出装置温度低于工艺指标(热罐指标 105～125℃)，在实际运行中采取减少蜡油-热媒水换热器取热量，不足部分补入蒸汽的方法，满足伴热水温的要求。

1.2 焦化-原油罐区低温热利用系统

炼油部老区 1#焦化装置设计规模 100万 t/a，与原油罐区相近，相距仅 200m，考虑利用焦化装置的柴油、稳定汽油、分馏塔顶循环油、蜡油等介质对热媒水进行加热，将 1#焦化装置蒸汽伴热和原油罐的维温蒸汽改为热水，进行低温热回收利用。实际运行参数见表2，工艺流程见图2。

表2 焦化装置和原油罐区低温热系统工艺参数Tab.2 Process parameters of low temperature heat system for coking unit and crude oil tank farm

图2 焦化装置和原油罐区低温热工艺流程Fig.2 Low temperature heat process flow of coking unit and crude oil tank farm

运行中存在的问题为：炼油部采购原油基本都是中东地区的低凝点原油，罐区不需要特别的维温，故罐区的维温热水夏季基本停用，只有冬季使用。

1.3 污水汽提装置凝结水热量回收利用系统

炼油部老区 1#污水汽提设计处理量为 80t/h，采用侧线抽氨的汽提工艺，外送 150℃凝结水在 18t/h左右。1#污水汽提与制氢、1#柴油加氢、1#加氢裂化比较相近，集中考虑利用污水汽提的凝结水热量，将制氢、1#柴油加氢、1#加氢裂化 3套装置的汽伴热改为水伴热，工艺流程见图3，实际运行参数见表3。此系统运行正常。

图3 污水汽提装置凝结水热量回收工艺流程Fig 3 Process flow of heat recovery from condensate in sewage stripping unit

表3 污水汽提装置凝结水热量回收系统工艺参数Tab.3 Process parameters of condensate heat recovery system in sewage stripping unit

1.4 催化装置-气体分馏装置低温热利用

炼油部老区催化裂化装置设计处理量为130万t/a，与气体分馏装置为联合装置，利用催化装置的分馏塔顶油气、塔顶循环油、柴油等介质对热媒水进行加热，热媒水作为气体分馏装置丙烯塔底的热源，进行低温热回收利用，工艺流程见图4，实际运行参数见表4。该低温热系统蒸汽加热器和循环水冷却器均作为备用设备，系统运行正常。

图4 催化装置-气体分馏装置低温热工艺流程Fig.4 Low temperature heat process flow of catalytic unit-gas fractionation unit

表4 催化装置-气体分馏装置低温热系统工艺参数Tab.4 Process parameters of low temperature heat system of catalytic unit-gas fractionation unit

1.5 新区炼油高温热媒水系统

炼油部新区有 10套生产装置，布置比较集中，低温余热潜力较大，因此采取与热电部联合优化的方式，利用 2#加氢裂化(180万 t/a)、蜡油加氢(130万 t/a)、2#柴油加氢(320万 t/a)的低温余热，一部分给热电部的除盐水进行换热，一部分作为炼油部焦化气分装置的丙烯塔热源。实际运行参数见表5，工艺流程见图5。

表5 高温热媒水系统工艺参数Tab.5 Technical parameters of high temperature heat medium water system

图5 高温热媒水系统工艺流程Fig.5 Process flow of high temperature heat medium water system

运行中存在的问题为：炼油部新区热媒水设计流量 585t/h，电部回水温度为 55℃，运行中热电部由于除盐水量下降、换热器换热效率降低等原因，导致热媒水回水温度远高于设计(夏季高达 90℃)，系统取热能力下降，热量未能得到充分利用。

2 下一步拟采取的优化节能措施

对天津公司低温位热阱进行排查，100℃以下热阱资源主要分布在热电部、烷基化装置及行管区，这3个区域是余热资源利用的主要优化方向。

2.1 新区炼油高温热媒水系统

热电部将现有热媒水-除盐水换热器更换为高效换热器，有效提高换热效率；热电部新增高温热媒水换热器，增加除盐水流量。实施后，热媒水回水温度降至 50℃，满足炼油部被取热装置(2#加氢裂化、蜡油加氢、2#柴油加氢)工艺物料冷却需要，同时增加热媒水热量输出。

2.2 小范围、局部装置的优化方向

利用现有的低温热媒水系统，增加加热炉烟气与热媒水换热器、空气与热媒水换热器，通过降低烟气排烟温度和提高空气余热温度，实现低温热的利用。如 1#焦化和 2#常减压热媒水系统，可以采取上述措施。

2.3 新建热媒水管网

结合新建的 10万 m3/h天然气制氢装置和280万 t/a催化裂化装置的低温余热，新建化工区域热媒水管网，并与现有炼油热媒水管网衔接，形成公司高温热媒水管网，实现热电部、烷基化装置及行管区3个热阱的综合优化利用。

2.4 炼油部焦化-原油罐区低温热系统

建议增加热媒水与原油换热器，提高原油付常减压装置温度，回收焦化低温热。

2.5 炼油部老区

2#常减压装置结合 500万 t/a的扩能改造，增加航煤-热媒水换热器和柴油-热媒水换热器，目的是增加热源，减少外补蒸汽。

3 结 语

炼油企业低温热资源丰富，优化利用的关键在于合适的热阱。短期内，可在小范围内进行局部的低温热阱(如加热炉烟气、除盐水)改造回收；长远看，还应在更大更广的范围内做好热阱的利用，但相应投资较大。此外，炼油老区装置低温热利用可考虑采用溴化锂热泵产生 0.4MPa蒸汽用作溶剂再生装置热源。