重油催化裂化CO鍋爐節能改造效果分析

馮曉濱（中國石油寧夏石化分公司）

中國石油寧夏石化分公司煉油廠260×104t/a重油催化裂化裝置中，設有2 臺國產燃燒式CO 余熱鍋爐。鍋爐正常運行的熱量主要來自催化裝置再生煙氣余熱和助燃瓦斯氣體的燃燒放熱，產品為過熱中壓蒸汽。除生產蒸汽外，該鍋爐還預熱外取熱器和油漿蒸發器汽包給水，以及過熱所產飽和蒸汽[1]。

該CO 余熱鍋爐設計上采用了新型爐體密封結構，消除鍋爐煙氣泄漏；為防止省煤器露點腐蝕，選用壓力式除氧器，提高省煤器進水溫度等。但通過在裝置實際運行中認真分析運行數據，總結相關經驗，發現該爐在發汽能力、蒸汽品質、運行效率、熱損耗、安全性等諸多方面都存在不同程度的問題，運行狀況偏離設計指標較大，這些問題的存在，也會對后續進行脫硫、脫硝等工藝技術改造產生不利影響。因此針對上述問題，對該爐子進行技術改造就顯得十分迫切。

1 CO余熱鍋爐改造前存在的主要問題

對于煉油廠存在的一些能耗偏高的問題，公司積極聯系中石油規劃總院等單位，借助外部先進的技術和優秀的專家平臺，采用國際先進的過程模擬軟件和煉化能量系統優化技術，對催化裂化等主要裝置以及燃動系統進行了全面的現場調研和數據收集與處理。通過模型搭建、分析評價等手段，充分挖掘識別節能機會，最終找出不投資或少投資的能量系統優化方案，其中對CO 余熱鍋爐存在的主要問題總結如下：

◇再生煙氣處理能力偏低，約5%～20%的含CO 再生煙氣直接對空排放，同時排煙溫度也較設計值170 ℃偏高近80 ℃，導致鍋爐效率受到嚴重影響；

◇爐膛燒嘴安裝位置以及燒嘴數量匹配不合理，導致爐子燃燒不好，產生了燃燒不均勻和爐膛超溫等問題；

◇發汽量偏低，只有20～40 t/h，且存在蒸汽過熱不足的問題，過熱蒸汽溫度約400 ℃，達不到設計值450 ℃，造成蒸汽品質下降，嚴重影響生產裝置中汽輪機穩定運行；

◇吹灰效果不好，存在受熱面積灰問題；

◇省煤器易發生腐蝕泄漏，制約裝置和設備的安全長周期運行。

2 確定目標，提出對策并加以論證

對于上述CO 余熱鍋爐的具體問題，形成了《260×104t/a重油催化裝置CO余熱鍋爐節能改造方案與設計說明》，該方案作為煉油裝置6 項節能技術改造方案之一，被列入了公司能量系統優化項目中；同時，該項目也是中國石油“煉化能量系統優化研究”重大科技專項的重要研究內容，由規劃總院和寧夏石化分公司共同承擔，寧夏石化分公司作為主體單位。

通過認真剖析問題，對該CO 余熱鍋爐節能改造確定如下目標：

◇提高CO余熱鍋爐再生煙氣處理能力，使其再生煙氣的能量得到全部回收；

◇改善燃燒狀況，避免爐膛超溫；

◇提高蒸汽過熱能力，確保CO 鍋爐在1 個運行周期內（3年）的蒸汽品質；

◇完善省煤器結構，消除省煤器泄漏隱患；◇完善吹灰措施，提高余熱鍋爐換熱效率；◇降低排煙溫度，提高余熱鍋爐效率，減小煙氣脫硫系統的操作難度。

2.1 改造計算基礎數據采集

數據來源為260×104t/a 催化裝置原設計參數和實際運行參數。余熱鍋爐改造設計依據[2]見表1。

表1 CO余熱鍋爐改造設計依據

依據表1設計數據，并充分借鑒其他企業催化余熱鍋爐改造的成功經驗，提出技術改造路線如下：

1） 將 原 單 臺 鍋 爐2 個1 700 m3/h（0 ℃，101.325 kPa）燃氣量的燒嘴，改造成6個150～650 m3/h燃氣量的小燒嘴，使入爐CO 煙氣引燃均勻，既縮短了CO 煙氣的著火時間，又讓爐膛燃燒更加均勻，促成CO 煙氣在爐膛內的完全燃燒。另外，考慮后續脫硫、脫硝改造后爐膛背壓會有所提高，該燃燒器的結構形式和布置則十分注重背壓影響，利于燃燒穩定。

2）增設水熱媒空氣換熱器，利用省煤器出口高溫水加熱助燃空氣，助燃空氣溫度的提高可優化鍋爐再生CO 煙氣的燃燒條件，使煙氣在爐膛中燃燒更加迅速、穩定，并可消除尾燃現象，避免爐膛超溫。

3）增設外來飽和蒸汽前置低溫過熱器，提高余熱鍋爐的蒸汽過熱能力。在CO 鍋爐2 組對流蒸發受熱面后，增設1組前置外來飽和蒸汽低溫過熱器，使外來飽和蒸汽先經過該換熱器過熱，蒸汽焓值提高后再與余熱鍋爐自產蒸汽混合，使鍋爐蒸汽更好地過熱。

通過論證，新增的低溫過熱投用是從CO 鍋爐檢修后的清灰初期開始，此時煙氣進口溫度較低，僅有340～360 ℃，飽和蒸汽溫度為255 ℃。該時期原過熱受熱面積灰也少，過熱能力能滿足運行要求，此時前置低溫過熱器吸熱很少，不會導致過熱蒸汽超溫；隨著運行時間的增加，原過熱器受熱面逐漸積灰，過熱能力逐漸下降，新增前置低溫過熱器的入口煙氣溫度就會逐漸升高，前置低溫過熱器的過熱蒸汽作用就會凸顯，使CO 余熱鍋爐在整個運行周期的過熱能力得到優化，從而保證該周期（3年）的蒸汽品質。通過合理科學的理論計算，改造后過熱蒸汽溫度可以穩定在435 ℃±15 ℃。推薦新增前置低溫過熱器采用翅片管為傳熱元件，結構形式采用模塊箱式結構。

4）將省煤器由原光管式改進為模塊箱翅片管式，完善省煤器結構，避免省煤器泄漏。為增加換熱面積、強化換熱，降低尾部煙氣阻力，進行翅片管替代原光管式省煤器的技術改進，并將省煤器形式改為模塊箱式，采用模塊箱式結構可以消除省煤器換熱管與集箱結合處的熱應力，避免省煤器發生泄漏。建議受壓元件要實現工廠化制造，嚴格要求產品質量和安裝工期[3]。

5）完善余熱鍋爐各受熱面吹灰措施，提高余熱鍋爐受熱面換熱效果。每臺余熱鍋爐在各受熱面原設置為每組2臺，共17組的激波吹灰器，吹灰器設計結構及分布不合理，數量也偏少，吹灰效果不好，直接導致余熱鍋爐運行過程中排煙溫度過高。

對吹灰器結構改進和位置的重新布置可包括以下幾個方面：布置4臺伸縮式蒸汽吹灰器在水保護段受熱面（左右側各2 臺），高溫過熱器、低溫過熱器、高溫蒸發器、低溫蒸發器各布置8臺脈沖激波吹灰器，前置低溫過熱器布置8 臺激波吹灰器，3 組省煤器模塊各布置8 臺激波吹灰器。每臺鍋爐共計布置68臺吹灰器，從根本上確保吹灰效果。

結合改造后鍋爐現場的條件、各受熱面的結構形式，以及煙氣正壓等特點，建議吹灰器系統采用防爆型脈沖激波吹灰器（以瓦斯為動力源）。該防爆型并聯式脈沖激波吹灰器宜增設反吹風系統，以防止煙氣在吹灰器脈沖罐內冷凝成酸液，影響設備的使用壽命。脈沖激波吹灰器應采取有效的防震措施，防止運行過程中對爐墻的損壞。

6）改進和完善余熱鍋爐過熱器和蒸發器進出集箱結構、穿墻管煙氣密封結構，提高爐墻煙氣密封性和脫硫的耐壓能力。

表2 CO余熱鍋爐熱力計算匯總（單臺爐）

2.2 鍋爐改造相關性能參數測算

CO余熱鍋爐的相關性能參數測算見表2，水熱媒空氣換熱器設計性能參數見表3。

表3 水熱媒空氣換熱器設計性能參數

2.3 鍋爐改造工藝流程

2.3.1 中壓蒸汽流程

外來飽和蒸汽進入新增前置低溫過熱器預熱，溫度由255 ℃提高到310 ℃左右，然后與鍋爐自產飽和蒸汽混合，混合后溫度約為289 ℃，隨后進入鍋爐原過熱器過熱，余熱鍋爐過熱器出口蒸汽溫度達到435 ℃。

2.3.2 給水流程

130 ℃除氧水進低溫省煤器預熱，低溫省煤器出口的209 ℃高溫水分成兩路：一路經鍋爐汽包給水調節閥進入空氣預熱器加熱空氣，然后進入高溫省煤器進行預熱，最后進余熱鍋爐汽包；另一路進裝置汽包給水總管，給外取熱器、油漿蒸發器汽包上水[5]。

2.3.3 空氣流程

鼓風機出口的助燃空氣進新增空氣換熱器，加熱至180 ℃，然后分別進改造后的6 個燃燒器風箱和再生煙氣的空氣入口。

2.3.4 煙氣流程

本次改進煙氣流程未做大的變更。但考慮后續脫硫的改造，煙道阻力會有增加，建議系統耐壓密封性能應不小于10 kPa，改造時對煙道進行密封加固，引風機要重新進行核算是否滿足要求。針對國家環保要求的逐步嚴格，后續還需進行脫硝改造，應及時確定方案。

2.3.5 給水泵改造

原鍋爐給水泵設計打量為185 m3/h，為2開1備設置，2 臺鍋爐設計總負荷為240 m3/h。在該負荷下運行，直接導致高溫省煤器出口有超過100 t 的高溫熱水要返回除氧器，極易造成除氧器冒水，還存在負荷不足的問題。具體建議是將老裝置的2臺打量85 m3/h的給水泵進行利舊，正常運行采取1臺大泵和1臺小泵的運行模式，給水量約為270 m3/h，可以滿足工藝要求且有一定的余量，可保證裝置穩定運行。

2.4 節能與經濟效益預測

通過對CO 余熱鍋爐改進的方案實施后，預測產生下列效果：

1）提高CO余熱鍋爐再生煙氣處理能力，回收全部再生煙氣熱量。改造前大約10%的放空再生煙氣能量得以回收，估算可回收熱量8 064 kW，多發過熱飽和中壓蒸汽（3.82 MPa，435 ℃）10.6 t/h。按照中壓蒸汽100 元/t 的價格，年運行8 400 h 進行計算，可產生直接經濟效益890萬元。

表4 采集標定數據

2）通過改造CO余熱鍋爐排煙溫度可由250 ℃降低至168 ℃，粗算可回收熱量12 570 kW，多產過熱蒸汽（3.82 MPa，435 ℃）16.5 t/h。按照中壓蒸汽100 元/t 的價格，年運行8 400 h 進行計算，可產生直接經濟效益1 386萬元。

通過改造可直接產生經濟效益約為2 276 萬元，該工程總預計投資2 484 萬元，靜態投資回收期為1年；并且消除鍋爐省煤器的泄漏，減少鍋爐停爐搶修所帶來的收益還尚未考慮。

為此，預測該項目實施后可達到節能降耗、環保增效的目的，使裝置能耗明顯下降，取得經濟與環境的顯著效益。

3 實施改造及效果驗證

寧夏石化分公司充分利用2014年8月煉油廠大檢修的有利機會，組織實施了有針對性的技術改造方案，公司其他相關部門予以積極配合，中油一建公司具體負責施工作業，有力地保證了工程的質量與進度，施工期控制在30天左右。

方案中的6項措施在這次改造中得以實施，對余熱鍋爐系統的5 部分流程和設備進行了改造施工，主要包括：拆除原瓦斯燒嘴，重新布置6個小流量燒嘴；拆除原光管式省煤器，在合適位置設置前置低溫過熱器、高溫省煤器，增加空氣換熱器并改造相應汽水管路；前置低溫過熱器、省煤器和空氣加熱器均采用模塊箱式結構，受壓元件焊接、拍片、檢驗和整體試壓全部在制造廠完成，確保設備質量的可靠；對余熱鍋爐尾部受熱面進行改造；將汽水控制系統并入催化DCS操作。

為了合理評定改造后的實際效果，公司分別在改造實施前的2 個時段：2013 年11 月1 日—30 日、2013 年12 月1 日—31 日，和改造實施后的兩個時段：2014 年11 月1 日—30 日、2014 年12 月1 日—31日，進行了數據采集。并選取生產方案相同或相近且工況穩定的時段，進行連續每4 h 1 次的采樣。采集標定數據見表4。

改造后余熱鍋爐實際運行狀況：

1）CO 煙氣全部進入余熱鍋爐進行回收利用，旁通閥已完全關閉，杜絕煙氣的放空損失，排煙溫度也由原237 ℃降低到170 ℃，鍋爐熱效率顯著提高；

2）爐膛溫度得到有效控制，控制在900 ℃，消除爐膛局部超溫的安全隱患；

3）蒸汽過熱溫度由418 ℃提高到430 ℃，中壓蒸汽品質得到優化，降低燃料氣消耗約230 m3/h；

4）CO 鍋爐產汽量明顯增加，2 臺鍋爐在正常負荷下，可多產中壓蒸汽約60 t/h；

5）CO 鍋爐省煤器實際水溫提高至130 ℃，消除省煤器的露點腐蝕。

項目實施后受裝置負荷的影響，中壓蒸汽有所過剩，其中部分用于發電機組發電，部分經減溫減壓使用。根據公司生產運行部門考慮煉油廠整體運行情況進行的核定，該項目實施后，全廠綜合能耗約降低0.5 kgeo/t（千克標油/噸），可實現年節能量3 500 t 左右。同時，財務部門通過對燃料成本的核算，測算年可增效約5 040 萬元。評價項目達到了節能降耗、環保增效的目的，裝置能耗下降明顯，經濟與環境效益顯著。

5 結束語

通過對項目實施后的運行總結和效果評價，此次改造對公司節能降耗、降本增效意義重大。據不完全統計，國內煉油裝置普遍能耗較國外煉油企業偏高，其中主要差距在于技術水平和節能管理水平方面。為此，我們必須盡快適應新的形勢發展，在加強科學管理的同時積極推廣和應用國內外已有成功經驗的新工藝、新技術、新材料、新設備，對現有裝置和工藝進行節能技術改造。本次寧夏石化分公司煉油廠對CO 余熱鍋爐進行節能技術改造所取得的成功，也會對國內同等規模、采用類似技術的煉油企業進行節能技術改造提供很好的借鑒。