蒸汽动力系统现状分析与优化

蒸汽动力系统现状分析与优化

陈德山

福建联合石油化工有限公司，福建 泉州 362800

     摘要：本文分析了某公司蒸汽动力系统现状及存在的主要问题，针对性地提出了系统下一步的优化措施和建议。明确了通过提升蒸汽品质，推进低温热回收项目的实施，减少蒸汽损失及能耗和优化外购蒸汽是该公司蒸汽动力系统持续优化与提升的方向。

关键词：蒸汽动力系统；蒸汽品质；热损；余热回收

Analysis and Optimization of Steam Power System status quo

Chen De-shan

  Abstract: This paper analyzes a company's steam power system status quo and its main problems, and puts forward pertinent optimization measures and suggestions for the next step of the system. Confirmed that reducing steam loss and energy consumption, optimizing purchased steam and through improving steam quality and promoting implementation of low-temperature heat recovery project were the directions of continuous optimization and improvement of steam power system of the Company.

Key words: Steam power system; steam quality; heat loss; waste heat recovery

在炼化企业中，蒸汽动力系统在向工艺过程提供动力、电力、热、工艺蒸汽等的同时本身也消耗大量的能源，且在整个炼化企业能源费用中占有相当大的比例，蒸汽动力系统的优化运行对炼化企业的安全生产和运营成本具有重要的影响[1]。本文对该公司蒸汽动力系统现状进行了介绍，分析了系统存在的主要问题，提出了蒸汽动力系统优化措施和建议。

1蒸汽动力系统现状

某公司为炼化一体化企业，原油一次加工能力为14Mt/a，乙烯产能为1.1Mt/a。该公司的蒸汽动力系统按照压力等级划分，分为超高压、高压、中压、低压四个等级，相邻两个等级蒸汽系统间设有减温减压阀门用于调节蒸汽系统压力；蒸汽系统来水即锅炉给水系统设有超高压除氧器、高压除氧器、150t/h锅炉，为蒸汽系统提供三个不同等级的锅炉给水。该公司蒸汽动力系统主要由动力锅炉、余热锅炉、外购蒸汽及相应的管网组成。

1.1 动力锅炉

该公司现有动力锅炉3台，都为油气混合炉，具体工艺参数见表1。

表1 ：动力锅炉工艺参数

2014年7月1日起，燃油燃气锅炉开始执行国标GB13223-2011《火电厂大气污染排放标准》，要求现有燃油燃气锅炉的NOX排放为200mg/Nm3以下。

该公司从2018年起对3台动力锅炉进行脱硝改造，于2019年12月和2020年5月，先后完成了2号辅锅和1号辅锅脱硝改造，确保了辅锅在设计负荷下烟气中NOX含量满足环保要求。150t/h锅炉脱硝改造预计于2020年8月份底完成中交。辅锅脱硝效果详见表2。

表2 ：辅锅脱硝前后烟气中NOX含量对比

1.2余热锅炉

为了节约能源，合理回收炼油化工工艺生产过程中所产生的热能，该公司设有超高压（11.3MPa）余热锅炉12台（乙烯10台+IGCC 2台），设计总产汽量约910t/h，实际输出总产汽量约800 t/h；高压（3.6MPa）余热锅炉5台，设计总产汽量360t/h，实际输出总产汽量290t/h，炼油装置还有9台中压及低压蒸汽发生器。超高压余热锅炉及高压锅炉工艺参数见表3和表4。

表3 超高压余热锅炉工艺参数

表4 高压余热锅炉工艺参数

1.3外购蒸汽

近年来由于国际原油价格动荡不断，为优化蒸汽系统结构，降低能源成本，该公司持续引入某火电厂外购蒸汽。目前该公司外购蒸汽共有3条线，详见表5。

表5 外购蒸汽操作参数及引入时间

2 系统存在的主要问题

2.1蒸汽品质控制与长周期运行匹配问题

随着该公司运行周期的延长，蒸汽动力系统存在的问题不断呈现出来，给装置长周期稳定运行带来的压力也越来越大，特别是蒸汽品质问题对设备长周期运行的影响逐渐显现，蒸汽品质问题主要体现在以下几方面：

2.1.1蒸汽合格率偏低

辅锅蒸汽合格率偏低。2020年上半年以来，2号辅锅过热蒸汽SiO2和Na+的合格率分别只有77%和52%，最大值分别为113ug/L和105ug/L，严重超过了SiO2小于20ug/L，Na+小于5ug/L的标准（GB/T 12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》）。而1号辅锅从2020年5月16日开始投运，至6月11日停炉消缺退出运行，期间过热蒸汽SiO2和Na+的合格率也分别只有86%和43%。蒸汽中SiO2、Na+等盐类超标易在透平机、过热器上沉积，以钠盐为代表在透平机和过热器内沉积界限[2]，见表6。

表6 形成沉积物的界限

IGCC过热炉投用以来只有饱和蒸汽监测点，但未采样分析，因此无法掌握其蒸汽品质。2020年发现乙烯K20201透平发生结垢后，从6月7日起，增加了IGCC过热炉饱和蒸汽的取样分析（1次/天），从分析结果看，6月7日至7月31日，6421号超高压过热蒸汽SiO2、Na+合格率分别为68%和65%，6422号超高压过热蒸汽SiO2和Na+合格率分别为90%和70%。

2020年乙烯K20201透平发生结垢后，该公司加强对炼油自产蒸汽管理，从5月份开始每周三次进行采样分析。但从炼一的各装置自产蒸汽3个月的分析结果来看，自产蒸汽合格率偏低现象依然存在，与该公司KPI指标尚有明显的差距。从表7可以看出炼油自产蒸汽Na+合格率普遍偏低，而大常减压中、低压蒸汽，加氢裂化低压蒸汽SiO2合格率不到60%，尤其是大常减压的中压蒸汽合格率仅为13%（该股蒸汽装置自用，不进入系统管网）

表7 炼油一各装置自产蒸汽合格率情况

2.1.2锅炉给水品质不稳定

蒸汽的合格率与锅炉给水的品质息息相关。锅炉给水由两部分组成，一部分是公用工程单元二级除盐水，另一部是来自各路装置的低压蒸汽（0.45MPa）进行除氧。除氧蒸汽包括燃机余热炉的高压蒸汽和POX过热炉的超高压蒸汽通过减温减压器变成3.5MPa蒸汽，通过锅炉给水透平泵做功后变成0.45MPa蒸汽；另外炼油一各装置的蒸汽发生器产的0.45MPa蒸汽，也会部分进入除氧器参加热力除氧，变成锅炉给水的一部分。因除氧蒸汽来源复杂，且炼油低压蒸汽合格率偏低，容易将污染源带进锅炉给水系统。2023年1-6月份，超高压锅炉给水SiO2合格率仅在90%左右，同期二级除盐水合格率在98%左右，因此可以判断含SiO2超标的低压蒸汽进入给水系统，造成给水系统SiO2超标。

如果锅炉给水含盐量高, 由于汽包持续蒸发, 若排污效果不好, 会使溶液的表面张力不断减小, 蒸发中形成的气泡直径也随之减小。随着锅炉给水含盐浓度的继续增高, 相邻气泡间的液体黏度逐渐增大,此时气泡再也难以完成由小变大的合并过程，其结果使汽包下部水溶液中的含汽量不断增多,而使蒸汽空间高度不断减小，从而导致蒸汽带水不断增多。蒸汽含盐量与锅炉给水含盐的对应关系见图1。从图1可以看出，最初由于蒸汽的带水量维持不变, 蒸汽含盐量与锅炉给水含盐量两者成直线关系,但当锅炉给水含盐量增大到某值后,由于蒸汽带水明显增加，蒸汽含盐量会急剧增多，二者不再成直线关系。特别是当蒸发量增大时（蒸发量D1>D2），随着锅炉给水中含盐量的增加，蒸汽中的含盐量增加更为显著

[3]。

 图1 蒸汽含盐量与锅炉给水含盐的关系

2.1.3缺乏有效在线监测手段

《锅炉安全技术监察规程》（TSD D001-2012）规定：A级高压及以上锅炉应当按锅炉类型、参数和化学监管的要求配备在线化学仪表，连续监控水汽质量（A级锅炉是指压力》3.8MPa的锅炉）。该公司锅炉给水系统超高压除氧器、高压除氧器、150t/h锅炉出水均无在线仪表监控系统，无法实时、准确对锅炉给水质量进行实时跟踪管理，不满足法规要求。锅炉给水来水是二级除盐水和0.45MPa蒸汽，虽然二级除盐水出口有在线电导率分析仪表，但无SiO2、Na+在线分析仪表，二级除盐水依靠化验中心每天一次分析SiO2和Na+，无法持续有效的监控二级除盐水指标。

过热蒸汽出口无在线仪表监控系统，特别是对SiO2、Na+、油含量等指标的在线分析，且部分过热蒸汽无取样器，无法及时、准确对过热蒸汽品质进行实时跟踪管理。只能每周定期对蒸汽进行采样分析，不合格时装置安排调整或切出系统，容易造成不合格蒸汽污染系统蒸汽。其中乙烯裂解炉出口饱和蒸汽、过热蒸汽无取样系统和在线仪表监测系统，只能间接通过监测分析汽包排污水和三机复水来验证、反推蒸汽品质是否合格。

2.2 热损耗大、回收效率低

随着该公司产能不断提升，蒸汽动力系统的热损耗大，余热回收效率低等导致运营成本高等问题不断显现出来。主要表现在：

一是低温热回收率低。该公司于2017年聘请第三方对公司开展能源优化的工作，优化过程中发现该公司存在大量的低温余热没有进行回收，而部分设备又需要消耗大量蒸汽进行加热，造成巨大能量浪费，且蒸汽系统应急余量又凸显不足。

二是减温减压损失大。该公司蒸汽系统存在严重的蒸汽减温减压现象，经测算在单燃机工况、150t/h锅炉停运时，蒸汽系统中约有100t/h左右的超高压蒸汽减温减压到高压蒸汽系统，100t/h左右的高压蒸汽减温减压到中压蒸汽系统，少量的中压蒸汽减温减压到低压蒸汽系统，蒸汽的减温减压会造成蒸汽品质的下降和浪费，应该减少蒸汽的减温减压现象。

三是暴雨天气下，蒸汽损耗仍然较大，最大达到80t/h左右。主要原因是管线及塔蒸汽再沸器保温层厚度不够、保温损伤缺失等现象在各装置仍有存在，暴雨天气情况下，用汽设备如塔的汽提蒸汽、塔的蒸汽再沸器蒸汽用量明显增大。长期停用和损坏的疏水器现场尚未完全清除。这些都会导致大量的热损耗。

3 系统优化措施及建议

3.1提升蒸汽品质，确保设备长周期安稳运行

为提升蒸汽的品质，避免蒸汽品质影响设备的长周期安稳运行，必要加强对蒸汽和锅炉给水的化验分析，有效提升蒸汽的品质，主要的控制措施包括操作调整及项目改造两方面。

3.1.1关键指标的到位跟踪与管理

关键质量指标的跟踪管理。定期对过热蒸汽、锅炉给水、工艺凝结水进行采样分析（包括SiO2、Na+和油含量分析等），不合格及时进行调整或切出系统，避免对系统造成冲击。

提高锅炉给水合格率。尽可能投用3台超高压给水透平泵、2台高压给水透平泵，减少外部系统的0.45MPa蒸汽进入除氧器，避免可能存在的0.45MPa蒸汽品质问题影响锅炉给水质量。

3.1.2实施项目改造

增设在线分析。过热蒸汽出口、锅炉给水及工艺凝结水总管等位置需配置必要的在线分析仪表，提高分析数据的时效性，减少人工分析的数量和成本，实时监控蒸汽、锅炉给水的质量，异常情况时及时进行调整。

3.2提升管理水平，降低运营成本

3.2.1减少蒸汽损耗

定期对该公司蒸汽管线保温绝热效果进行测试，对于绝热效果差的管线和设备进行保温提升，确保保温绝热效果。对于暴雨天气下，塔再沸器蒸汽用量大量增加的装置，要加强装置内部的管线和设备保温提升。

3.2.2完善低温热回收

推进低温热回收项目实施。通过低温热回收项目的实施，降低装置能耗的同时，减少蒸汽使用量，降低能源成本[4]。

通过积极推进正在实施或即将实施的蒸汽节能优化项目，并积极深入挖掘可能存在蒸汽节能优化项目，降低蒸汽能耗，减少蒸汽能源费用，同时提高蒸汽系统应急余量。

3.2.3持续进行蒸汽系统优化调整

一方面该公司应根据能源策略，最大化的利用某电厂蒸汽，在外购蒸汽经济性满足的条件下，最大量的增加外购某电厂高压蒸汽及中压蒸汽，弥补自身蒸汽系统中压蒸汽、高压蒸汽的不足，有效降低系统蒸汽减温减压阀门开度。

另一方面应持续对低压蒸汽管网进行降压操作。对于背压式压缩机而言，背压的降低有利于提高压缩机的效率，从而提高能源的利用率；该公司背压为低压蒸汽的压缩机有10余台，低压蒸汽管网压力的降低，将极大的提高蒸汽的利用率。根据低压蒸汽管网降压操作方案，该公司已识别出装置低压蒸汽降压操作存在的瓶颈并着力优化解决，已稳步将低压蒸汽管网压力由0.45MPa降至0.39MPa，有效地提高蒸汽能效[5]；但目前低压蒸汽管网进一步降压操作的瓶颈主要在丁二烯装置塔再沸器热量不足，须想办法解决，才能对低压蒸汽管网进一步降压，降低至0.35MPa，进一步提高蒸汽的利用率。

4措施及建议实施后预期效果

通过加强日常操作管理，实施项目改造，不断提升蒸汽动力系统的管理水平。可实现预期的效果。

一是蒸汽品质将不断改善。通过对蒸汽品质管控，尤其重点加强对锅炉给水、与锅炉给水相关的水质等方面的指标监控，加强对蒸汽和锅炉给水的化验分析，发现异常及时调整或将蒸汽切除系统，蒸汽品质将得到有效的提升。

二是蒸汽损耗将大幅减少。通过持续对蒸汽管线保温升级改造和加强对疏水器的分类管理，蒸汽损耗及保温绝热效果将明显提升。若在极端天气情况下，蒸汽损耗将从目前的80t/h左右降低到40t/h以内，从而提高蒸汽系统的可靠性[6]。

三是蒸汽能源费用将进一步降低。通过实施余热回收项目及优化外购某电厂蒸汽以降低该公司动力锅炉负荷及蒸汽结构优化，从而大幅减少该公司蒸汽能源费用[7]。

5 结束语

不断优化和完善蒸汽动力系统，合理用能和节约用能是该公司发展永恒的主题。为提升毛利，公司既要加快推进蒸汽节能项目的实施和优化，减少蒸汽损失及能耗，也要不断优化蒸汽结构，降低蒸汽使用成本，还要持续加强蒸汽品质的管控，特别是加强对蒸汽SiO2、Na+和油含量控制，将其按产品质量来进行管控，发现蒸汽不合格，及时调整或切出系统，避免对装置，尤其是大型机组带来冲击，提高设备的可靠性，确保装置长周期安全运行。

参考文献：

[1]陈余兴.从茂名石化炼油厂区蒸汽动力系统的优化和发展谈节能措施[J].民营科技,2009(08):89-90.

[2]钱戴禄.热力系统透平机结垢原因分析[J].金山油化纤,1994(04):52-56.

[3]朱占伟.炼油厂蒸汽品质的控制及对策探讨[J].中外能源,2007(01):81-85.

[4]郑育尾.炼油厂低温热回收技术的应用[J].化学工程与装备,2022(10):153-155.

[5]郭土,张英,邢献杰等.大型炼油厂蒸汽动力系统优化研究[J].炼油技术与工程,2017,47(09):52-55.

[6]鲁帅,彭燕斌,陈元庆.蒸汽管道保温性能影响因素及其优化[J].石化技术,2023,30(04):206-208.

[7]张伟,王汉林.设备管道保温伴热方式分析及选择[J].大氮肥,2022,45(06):410-413.

(作者简介：陈德山（1992-）男，福建泉州人，大学，工程师，主要从事炼油化工技术管理管理工作，E-mail：chendeshan@fjrep.com )

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