二蒸馏装置换热网络优化分析

二蒸馏装置换热网络优化分析

欧建魁

中国石油大连石化

摘  要：基于二蒸馏工艺流程和换热器数据表等设计资料，以及标定报告和集散控制系统（DCS）采集的装置运行状况，应用Aspen Plus软件进行流程模拟。绘制出冷热流股组合曲线和总组合曲线，分析诊断出装置换热过程中存在的问题，并提出初步技术改造思路。并应用夹点技术提出两套热回收改进方案。最后根据设计经验对中段回流取热操作参数进行了分析。

关键词：回收能量  Aspen Plus  换热网络  夹点技术

1 前言

能源是国民经济的基础，而节能在能源供需平衡过程中起着重要作用，因此节能减排已经成为是我国一项重要的和长期的能源政策。石油和化学工业是传统的高耗能行业。炼油石化产业面临原油资源短缺、原油劣质化以及生产过程的“三废”排放的严峻挑战。改善石油、化工过程的热能回收，对完成我国节能减排主要目标，实现经济又好又快发展，提高石化企业经济效益具有重大意义。本文通过实现冷热物流间的换热，合理地匹配冷热负荷，以回收能量和减少公用工程的消耗，对炼油厂的节能减排至关重要。针对二蒸馏装置的用能特点，实现换热网络的节能优化。

2 装置用能分析

基于二蒸馏装置工艺流程和换热器数据表等设计资料，以及标定报告和集散控制系统（DCS）采集的装置运行状况，应用Aspen Plus软件进行流程模拟，

结合现场工艺流程，根据冷热公用工程负荷，取最小传热温差为25.15℃，在温焓（T-H）图上绘制冷、热流股组合曲线如下：

图1  组合曲线（Composite Curves）

观察温焓图-冷热流股组合曲线（CC）可知，在二蒸馏的操作过程中，冷、热端夹点温度分别为260.9℃和286.0℃。由夹点温度可知，回收286.0℃以上的热流股热量，对于炉前终温的提升有明显效果，应将其尽量用于高温位流股的匹配换热，即蒸底油预热流程【2】。

为了直观反映公用工程和热回收响应，在温焓（T-H）图上绘制冷、热流股总组合曲线如下：

图2  总组合曲线（Grand Composite Curve）

继续观察总组合曲线(GCC)可知，在整个原油预热过程中，由于原油入常压塔前需加热到360℃，因此，在夹点上方需要由常压炉补充高温热量；在夹点下方，140℃-220℃及60-90℃之间存在两个热袋【3】。

3 问题诊断及技改要点

根据温焓图组合曲线及总组合曲线分析，诊断出该装置换热过程中存在如下问题，并提出初步技术改造思路如下：

①发生蒸汽热源回收利用

由原设计工艺及现场工况数据，减一中和常二线热流股，其温位分别为267℃和239℃，均用于发生1.0MPa蒸汽，而在实际生产过程中，在满足减压塔真空系统，即蒸汽喷射泵需求之外，仍有1/3剩余蒸汽外送。考虑到蒸汽加热为二次能源，在发生蒸汽的过程中，存在有效能损失，且蒸汽喷射泵能效较低，因此，在实际技改过程中，应充分利用减一中，常二线热流股热量，用于原油预热过程中，以期提高原油炉前预热终温，最终降低常压炉负荷。

②冷热流股合理梯级匹配

由原设计工艺及现场工况数据，脱后原油换热采用两路并联换热，一线换热终温为227℃，二线换热终温为207℃，二者温差为20℃，这将导致换热后流股混合时损失较大有效能，对后续换热存在不良影响。究其原因是原设计的换热流程中，每一路换热整体都没有遵循梯级匹配换热原则，如一线换热中原油-常三线（I）换热器热流股温位为294℃，应将其置于后续的换热流程中，而不应直接与149℃原油进行换热，这将导致高热低用，低温位热流股的热量无法回收，同理，原油-减二线换热器E213、原油-减四线油（I）换热器E217也应合理匹配换热。

③蒸底油换热流程优化

由原设计工艺及现场工况数据，及脱后原油的换热流程分析，其中高于280℃的高温热流股，可以置于蒸底油换热流程中，而蒸底油换热流程中低于280℃的高温流股，可以置于脱后原油换热流程中，其温位接近的高温流股串、并联结构需要相应调整，从而使得换热流程更加合理，换热温差分布均匀，换热效果得到明显改善。 

4 最小设备改动方案

由于常四线和减四线温度分别为337℃和334℃，在原换热流程中，有明显穿越夹点现象发生，因此，将上述两个高温流股重新按照夹点设计进行匹配，新增常四线/蒸底油换热器和减四线/蒸底油换热器；又考虑到，将上述两个高温流股，从脱后原油换热流程置换出来，需要在脱后原油换热流程中补充相应热量，因此，新增一台常二线/脱后原油换热器；此外，为平衡蒸底油换热过程中两个并联支路的换热终温，新增减一中/蒸底油换热器，两并联支路换热终温分别为311℃及309℃。需要说明，上述新增换热器可由原有流程，通过换热负荷与面积调整，最终根据设备核算利旧实现。

在上述技改条件下，发生1.0MPa蒸汽热负荷减少2371kw，即蒸汽发生量降低50.61%；常压炉前原油换热终温由304℃升至310.2℃，相应降低常压炉热负荷11.43%，即节能强度2800kw，按开工8400h/a计算，共节省标油2030t/a，综合能耗降低0.28kgEO/t，热回收率达到74.3%。

5 最大热回收方案

在充分利用常四线、减四线等高温热源的基础上，将用于发生1.0MPa蒸汽的热量，尽量用于原油换热流程中，并将存在能量穿越夹点的换热器，如减渣一线/蒸底油、减三线/蒸底油、减渣二线/蒸底油、常三线/脱后原油，均按照夹点设计原则，重新匹配换热，得到最大热回收方案。

在上述技改条件下，系统不再产生1.0MPa蒸汽，所需蒸汽全部由管网外采；常压炉前原油换热终温由304℃升至313℃，相应降低常压炉热负荷16.04%，即节能强度3930kw，按开工8400h/a计算，共节省标油2838t/a，综合能耗降低0.35kgEO/t，热回收率达到77.2%【4】。

参考文献

[1]中国石油大连石化公司《450万常减压蒸馏装置操作规程》2013.7.

[2]Linnhoff.B et.al,Computers Chem.Eng,1990,14:729-750.

[3]Dong H G et.al,Chem.Eng.Res.Desing,2008,86:299-309.

[4]炼油厂低温余热利用与低温湿气发电设计[R].全国热工节能减排技术交流会，2008.

[5]张德姜，赵勇.石油化工工艺管道设计与安装[M].中国石化出版社，2002.

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