炼油节能材料(2)

1、第一章节电案例2案例1 南循3#凉水塔出水安装势能利用装置节能改造2案例2 航煤加氢P302和T301接跨线3案例3 航煤加氢增设乙烯氢气与净化水换热器改造4案例4 东循、南循凉水塔节能改造4案例5南循15#塔节能改造5案例6 1500kW汽轮发电机组出口蒸汽管线改造6案例7 中间泵房渣油去渣油加氢线8案例8航煤罐调和喷嘴改造9案例9 南循5#泵节能改造10案例10 轻酮滤液与三次溶剂流程优化11案例11白土装置循环流程优化节电13第二章节汽案例15案例12 输油用汽提水作蜡油罐维温15案例13 沥青车间节汽改造16案例14 北炉连续排污水做润滑油西罐区伴热17案例15 加氢裂化装置伴热管线改

2、造18案例16沥青车间加氢0.35MPa蒸汽改造19案例17 MTBE装置优化催化蒸馏塔操作，节约蒸汽20案例18 沥青车间加氢0.35MPa蒸汽接十二号路系统管线伴热改造21案例19 连续重整装置瓦斯伴热改用0.9MPa凝结水流程改造22第三章节水案例23案例20 供水车间旁滤池（罐）节水改造23案例21 一焦化循环水二次用水改造24案例22 焦化装置淋焦水改造27案例23 三糠装置优化水冷器换3/3及换1流程节水29案例24三糠装置优化水冷器换8及换12流程节水30案例25 优化清净废水回用装置流程节水31第四章 其它案例32案例26 焦化柴油管线加保温32第一章 节电案例案例1 南循3#

3、凉水塔出水安装势能利用装置节能改造1项目背景南循进旁滤池的均是循环热水，过滤后的出水水温较高，需较低温度的水与之混合才能保证总的出水温度符合要求。2改进内容依据能量守恒原理Q进×H进=q出×h出，将凉水塔出水与吸水池之间的水位差（势能）转化为机械能，将凉水塔冷却后的冷水不耗能（利用废能）地提升一部分进旁滤池过滤，保障旁滤池以最大过滤能力过滤，提高水质，从而实现旁滤池的运行既不耗能又保证供水温度，并达到提高过滤效果的目的。其中： Q进为凉水塔冷却后的循环水，并进入势能转换机构的水量， H进为凉水塔底池水面与吸水池水面的高差； q出进为需要提升并利用的水量（旁滤量）， h出为需

4、要提升的高度（旁滤池的进水高度）。2008年1月7日在3#凉水塔出水安装势能利用装置，取得了较好得节能效果。3效果及经济效益计算南循回水温为39.5，出水温要求33时，风机冷却的温差是6.5，如果是用较低温的3#、4#塔冷（单塔处理量2100吨/小时，风机功率110kW）却后的冷水（同水道）与39.5的旁滤池出水混合，使其达到33，3#、4#凉水塔出水温需多降温：340吨/小时×6.5÷（2100吨/小时×2）=0.53，多消耗功率：0.53÷6.5×（110×2）=17.9kW，年增加电量：17.9×8000=14.32万

5、kW.h，即：安装势能利用装置后年可节电14.32万kW.h。案例2 航煤加氢P302和T301接跨线1、项目背景航煤加氢装置汽提塔T301未设有塔跨线，每次装置开工，不合格航煤都必须经过T301，因此对T301造成一定污染，延长了精制航煤产品合格时间。车间提出利用装置停工检修期间增加汽提塔T301跨线，在装置开工初期投用，等反应器出口的精制油达到产品合格后再改进汽提塔T301，可以避免T301被不合格航煤污染，大大缩短了航煤产品合格时间。2、改造前情况航煤加氢装置汽提塔T301未设有塔跨线，每次装置开工，不合格航煤都必须经过T301，因此对T301造成一定污染，延长了精制航煤产品合格时间。3

6、、改造后情况2#航煤加氢1月份停工检修期时，增加汽提塔T301跨线，即在塔T301进料与塔底泵P302出口之间接一条塔跨线。在装置开工预硫化期间投用，在预硫化结束后停止投用，精制油改入汽提塔T301。经生产处批准后该项措施于2008年1月装置开工期间得到实施，效果十分明显，使航煤产品合格时间比以往提前了48小时，节省瓦斯28吨、蒸汽96吨和5万度电，总共可节省动力费用约10.56万元。由于航煤加氢装置是炼油分部目前仅有的一套煤油加氢装置，因此航煤加氢装置的航煤产品提前合格，对炼油分部能按时完成当月计划处理量起着重要作用。4、效果及经济效益计算效果十分明显，使航煤产品合格时间比以往提前了48小时

7、，节省瓦斯28吨、蒸汽96吨和5万度电。每次可节约费用：28×2800+96×138+50000×0.6312.31万元案例3 航煤加氢增设乙烯氢气与净化水换热器改造1 项目背景2#航煤加氢在2007年4月实施了乙烯氢气直接并入装置技措改造后，停下了循环机C301。乙烯氢气进航煤加氢装置温度为常温，而原来循环机C301出口温度在70以上，因此造成航煤加氢装置加热炉瓦斯用量有所增加。另一方面联合三车间经污水汽提后的净化水总量有200吨，水温为80左右，除少部分净化水供装置使用外，大部分排含油污水地沟，大量热能没有得到回收，而且还造成3#加氢装置注水温度偏高。若能在航

8、煤加氢装置增设一个乙烯氢气/净化水的换热器。那么可以有效回收净化水热能，节省加热炉瓦斯用量，降低装置能耗。2 改进内容炼油厂区内管线流程改造设计：在9#路将净化水接至装置与新上换热器接上再返回原管线，在乙烯氢气进装置流控阀前接出一路氢气与净化水换热。1月初航煤加氢装置大修时对氢气管线进行了甩头，1月底换热器加工完成，将管线接至换热器，2月17日施工改造完成，2月18日投用。3、改进后投用后，乙烯氢气进装置的温度由28.6升至66.2 ，净化水的温度由71.4降至67.6度，航煤加氢装置每小时可节约瓦斯量约为25kg，年节约瓦斯210t。4 效果及经济效益按瓦斯价格2400元/吨小时计算，每年可

9、节约费用：2400×210 = 504000 (元)案例4 东循、南循凉水塔节能改造1 项目背景炼油分部供水车间东循南5间1#、24间1#和南循9#、10#冷却塔将原有喷头更换为“雾化喷头”节能改造项目于2008年4月10日完工投用，经过近1个月的运行，由于冷却塔的自然冷却能力提高，为冷却塔优化组合创造了条件，节能效果明显。2 改进前东循、南循凉水塔主要依靠运行风机进行冷却，喷头向下布水，没有充分利用回水压力，自然冷却能力差，能耗高。3 改进内容将东循24间1#凉水塔、南5间1#凉水塔，南循9#、10#凉水塔共约1800个向下喷水的喷头改为向上喷水的“雾化喷头”，在秋冬季节装上此种喷

10、头，靠自然冷却循环热水，减少风机运行，在春夏季节南5间1#凉水塔换回原喷头，在运行风机时能使凉水塔满负荷运行。4 改进后靠自然冷却（不开风机），单塔处理能力增加近1倍。5 效果及经济效益计算南循：南循环水场2008年4月循环水供水量为7238080m3，电单耗为0.210kW.h/t，与去年同期持平（主要是一催化大修，机泵的调整有困难，供水总压虽然与去年一样控制在0.43MPa，但泵的出口压力却由于控制了出口阀被控到了0.5MPa，而去年同期是0.46MPa，机泵耗电增加了98475kW.h，说明风机耗电减少了98475kW.h）。东循：东循环水场2008年4月循环水供水量为9636000 m

11、3，循环水电单耗为0.192kW.h/t，较去年同期的0.204kW.h/t降低了0.012kW.h/t，节电：9636000×0.012=115632kW.h。案例5南循15#塔节能改造1 项目背景回到南循环水场冷却塔底部的循环回水系统（热水）余压为0.12MPa0.15 MPa。该循环水场共有11间冷却塔，塔高810米不等。南循15#冷却塔，该塔为塔顶布水，布水点到地面高度为8.3米，是该水场布水高度最低的冷却塔，可利用的热水余压为3.76.7米。目前没有充分利用循环回水上的余压，来节约能源，降低成本，增加效益。2 改进内容将南循环水场15号1500m3/h冷却塔风机由电力驱动改

12、为利用余压实现水力驱动，使原塔成为新型的节能型水动风机冷却塔。图1 改造前图2 改造后3 效果及经济效益估算改造后，可停开55kW电机一台。按年运行时间8000小时，电价0.52元/kWh计算，每年可节电约44万kWh，节约费用22.88万元。案例6 1500kW汽轮发电机组出口蒸汽管线改造1 项目背景1500kW汽轮发电机组产生的0.3MPa蒸汽经系统0.3MPa蒸汽总管进I、II套溶剂再生装置使用，当溶剂再生装置蒸汽使用点前蒸汽压力控制在0.27MPa时（一般要求控制在0.280.29MPa之间），汽轮机的出口蒸汽压力为0.34MPa，影响上游装置0.35MPa蒸汽的送出和汽轮发电机组蒸汽

13、背压的控制，使溶剂再生装置无法完全使用系统0.35MPa蒸汽，也使得汽轮发电机组无法提高负荷影响发电。2 改造内容1500kW汽轮发电机组出口蒸汽管增设一条0.35MPa蒸汽管线至I、II套溶剂再生装置，在重沸器前接入可降低汽轮机背压，提高汽轮发电机的运行功率。3 投用情况该项目于2008年6月30日正式投用。投用方案有两种：一是关闭汽轮机出口去系统0.3MPa蒸汽总管的蒸汽阀门，打开直接去I、II套溶剂再生装置的蒸汽阀门，新、旧蒸汽线单独使用；二是不关闭汽轮机出口去系统0.3MPa蒸汽总管的蒸汽阀门，同时打开直接去I、II套溶剂再生装置的蒸汽阀门，新、旧蒸汽线同时使用。投用情况如下：汽轮发电

14、机组出口新增蒸汽管线投用情况表项目汽轮机两套溶剂及汽轮机蒸汽用量t/h蒸汽用量t/h输出功率kW进口蒸汽压力MPa出口蒸汽压力MPa出口蒸汽温度投用前18.54500.90.33423023.5方案一23.38000.90.28919023.7方案二23.37660.90.30120323.8 从投用数据可看出，在汽轮发电机组出口新增蒸汽管线效果十分明显，汽轮机的出口背压明显降低，由0.334Mpa下降到0.289Mpa；发电负荷可明显提高，发电量由450 kW.h/h提高到800kW.h/h，提高了350 kW.h/h。而两套溶剂再生装置及汽轮机蒸汽1.0Mpa蒸汽用量在投用前后基本持平。在

15、相同的发电负荷下，方案一（新、旧蒸汽线单独使用），汽轮机的出口背压更低，下降到0.289MPa，发电量更大，可达800 kW.h/h；方案二（新、旧蒸汽线同时使用），汽轮机出口蒸汽仍受系统0.35MPa蒸汽影响，汽轮机的出口背压比方案一稍高0.012 Mpa，发电量比方案一稍低34 kW.h/h。因此可知，在汽轮发电机组出口新增蒸汽管线后，使用相同1.0Mpa蒸汽量的情况下，每小时增加发电量350 kW.h，效益显著。汽轮机的出口背压明显降低，发电负荷可明显提高，而使用方案一比使用方案二发电效果又更好。4 投用效果及效益情况汽轮发电机组蒸汽出口压力由投用前的0.35Mpa下降至约0.29Mpa

16、，在满足溶济再生装置用汽需求的前提下，汽轮发电机组蒸汽出口压力的降低有利于提高汽轮发电机组效率多发电和增加3#制氢等装置0.35MPa蒸汽的供应量；发电量由投用前的约500kWh/小时上升至大于750kWh/小时；1.0MPa蒸汽耗量由投用前的约16吨/小时上升至大于23吨/小时，1.0MPa蒸汽耗量增大相当于0.35MPa蒸汽供量增大，相应地溶济再生装置1.0MPa蒸汽减温减压量由投用前约6吨/小时降至为0，解决了溶济再生装置用1.0MPa蒸汽减温减压满足生产这个困扰多年的高品质低用的难题。投用后预计经济效益：新增蒸汽管线后可多发电250 kW.h/h，按电0.52元/ kWh计算，年可创效

17、约100万元。案例7 中间泵房渣油去渣油加氢线1 项目背景为优化渣油加氢原料渣油，在原油结构不平衡情况下，渣油加氢优质原料渣油需进输油中间罐区渣油罐，在渣油加氢需要用中间罐区渣油时，需从中间罐区开泵送至沥青渣油罐，再由沥青罐区开泵送至渣油加氢，造成多级输送，浪费电耗。另外，中间罐区渣油罐目前储存高粘度渣油，由于渣油罐维温性能差，消耗大量加热蒸汽。2 改进内容中间泵房渣油去渣油加氢线改造设计：(粗虚线为新增管线，细实线为原有管线，粗实线为利旧管线)(1)管线走向：从十号路东输油车间中间泵房三催原料泵房泵-6、7出口处接新增管线(DN150)，沿十号路、五号路，至五、六号路交界东南角接通一二三蒸馏

18、渣油直供渣油加氢线原有甩头DN200。五号路渣油加氢装置六号路输油中间泵房十号路沙轻冷渣线DN200四蒸馏装置一、二、三蒸馏渣油四蒸馏渣油去渣油加氢线二催化装置(2)从十号路至六号路段可利旧一根DN150旧管线，作为中间泵房渣油去渣油加氢线。3 效果及经济效益估算改造后，可将输油车间中间泵房渣油直送渣油加氢，无需转至沥青罐区开泵送至渣油加氢，可少开一台电泵(32.67kW)，加热蒸汽可减少1t/h。年累计需要经沥青泵房转输渣油的时间为720小时，按电价0.52元/kWh，蒸汽价格138元/吨，则每年可节省电223472KWh，节省蒸汽820吨。每年可节省费用约11.16万元。案例8航煤罐调和喷

19、嘴改造1、项目背景装油车间航煤罐加剂后需用泵进行循环调和，由于调和喷嘴的角度固定，造成油品调和时经常出现调和不均匀和分层的现象，影响产品经常分析不合格，需多次重复调和；调和时间受到泵流量的影响，时间较长，现泵循环时间为每罐10个小时左右，造成航煤罐调和电耗量较高。在目前系统大加工量情况下，航煤产量增多，罐容明显不足，产品分析周转不及时，严重制约了航煤的产量。2、改造主要内容1、对现东罐区航煤罐共4个油罐(45#、47#、136#、137#)的调和喷嘴逐一进行改造，在清罐时更换为新型搅拌器。2、搅拌器型号：SL型射流式搅拌器。2008年4月份完成136#罐调和喷嘴改造,6月份完成45#罐调和喷嘴

20、改造,7月份准备对47#罐调和喷嘴进行改造。3、效果及经济效益（1）节电效果136#罐、45#罐调和喷嘴改造后投用，调和时间从10个小时左右缩减为2小时，大大缩短了调和时间降低电耗。按航煤调和泵18#泵功率75kW计算，每罐次节电：75×（10-2）= 600 (kWh)节约成本：0.52×600 = 312（元）按航煤产量150万吨/年，航煤调和泵18#泵功率75kW，改造前调和500罐次、改造后提高调成率按300罐次计算，每年可节电33万kWh、节约成本0.52×33 = 17.16万元。(2)提高一次调成率减少调和罐次及油罐的调和时间，加快航煤产品交库周转速

21、度，满足增产航煤产品的生产要求，解决制约航煤增产的罐容不足的瓶颈问题。航煤分析交库速度由原来的10小时左右缩短为7小时，按每小时进油100吨计，最少每天可提高交库能力300吨左右，则年（300天）交库能力可提高9万吨，按每吨产品增创利润20元计算，年增创效益180万元。案例9 南循5#泵节能改造1 项目背景随着节水减排工作的开展，厂区新鲜水消耗量不断减少，新鲜水装置目前只运行1台泵，由于机泵配置不合理，开大泵造成能量浪费，运行小泵无法满足生产要求，2008年7月完成新鲜水5#泵节能改造后新鲜水装置能耗大幅下降。2 改进前新鲜水装置运行1#泵，通过出口阀截流控制系统压力，造成能量浪费，每天耗电5

22、500kW.h。3 改进内容将流量1900m3/h（配功率400kW、电压6000V电机）的新鲜水原5#泵更换为流量1200m3/h（配功率180Kw、电压380V电机）水泵,并安装变频。4 改进后新5#泵满负荷运行，运行电流260A。5 效果及经济效益计算 改造后运行5#泵基本满足生产用水需求。改造前运行1#泵的每天耗电5500kW.h，改造后运行的5#泵由于没有安装电能表，虽然看不到实际耗电量情况，但通过理论计算可估算开5#泵的每天耗电是：1.732×380×260÷1000×0.85（功率因素）×24=3491kW.h，与开1#泵相比较，

23、每天节电：5500-3491=2009kW.h。案例10 轻酮滤液与三次溶剂流程优化1、项目背景1.1、装置概况轻质酮苯脱蜡装置是通过降温结晶将油蜡分离从而改善润滑油低温流动性的装置，其中结晶过程是一复杂的降温过程，它需要制冷系统为其输入冷量。制冷系统的耗电约占装置用电量的60%，因而回收昂贵的冷量具有极其重要的节能意义。换冷网络换冷面积、传热温差及网络结构是否合理直接影响了冷量的回收。1.2、改造的必要性目前，从换冷网络看存在明显的不足，一是换冷传热温差大，原料与滤液换冷温差近45；二是网络结构存在低温物流先与高温热物流换热再与低温热物流换热；三是冷量回收不完全，去油回收的滤液温度为1820

24、，还有较多的冷量可回收。基于以上分析，决定通过夹点技术对酮苯脱蜡装置的换冷网络进行优化，在不增加新的换热面积、尽可能少地改动流程和尽量减少操作难度的前提下对换冷网络进行调整，并做到最大限度地回收冷量。2、改进内容 增加两台换热器换211/1.2，改造流程有：1、自换204/2和换209出来的滤液经换211/1.2与三次溶剂换热，再进换冷套管结晶器换201/1-6与原料换热，然后分别与换206、换213换热去油回收系统；2、自换214/1.2出来的三次溶剂经换211/1.2与滤液换热，再进换204/2与换209，然后分别作为三次溶剂、冷洗溶剂进脱蜡结晶系统。工艺流程图如下图1所示。（虚线方框为新

25、增加换热器，双斜线为旧流程）。图1 改造后滤液与三次溶剂工艺流程图改造后与滤液换冷的物料遵循了先低温后高温的原则，换冷网络更为合理。酮苯脱蜡装置换冷优化前后打操作工况对比如表1所示。表1 优化前后操作工况对比项 目改造前改造后滤液去油回收温度 18202426三次溶剂进氨冷前温度 -4.1-7.6-12.5-14.7冷洗溶剂进氨冷前温度 8.48.6-11.6-13.63、效果及经济效益计算 投用后，三次和冷洗溶剂进氨冷前的温度大幅降低，滤液去油回收系统的温度提高。装置冷冻符合大大降低，经测算，优化改造回收冷量680kW/h，相当于一台螺杆氨压机48%的制冷能力，节电约200kW。年经济效益：

26、（按装置年运行8000h计算）节约电费：062×200×80001000099.2（万元）每年节约费用99.2万元。案例11白土装置循环流程优化节电1、项目背景优化生产作为公司2008年工作方针之一，引起了车间的高度重视。通过对白土装置能耗状况进行分析发现白土装置原来能耗高的主要原因是装置因无原料或成品堵库等原因造成的装置循环，而装置循环的动力消耗对装置能耗所造成的影响是相当显著的。因此为了克服装置循环过程所引起的装置能耗升高的问题，车间通过广泛调研、科学论证、准确核算从而制定出装置循环流程优化方案。2、改造前情况如下图所示：塔302、塔602成品油直接循环回混合罐容302

27、/1、容602/1。3、改造后情况将装置大循环后停汽改为装置中循环再停汽。流程如下：混合罐容302/1、容602/1进炉泵塔301、塔601塔底泵换302、换602（内管）换303、换603（内管） 机301、机601容306、容606人工板机泵人工板机前循环回容302/1、容602/1。4、效果及经济效益1）、通过优化循环流程，使装置循环流程缩短，从而减少了装置的开、停汽时间。按每年开、停30次，每次开、停汽所需时间减少2.5小时计算，则减少电机运行费用：2×30×2.5×（22+30+18.5+37）×0.626556.5(元)2）、因中循环以后流程

28、的油品直接送出装置而没有参与停汽时的循环，油品没有氧化，因此装置开工时所需加入的白土相应减少。按每年开、停30次计算，每次白土加入量减少1吨，则减少白土费用：30×1×103230960(元)第二章 节汽案例案例12 输油用汽提水作蜡油罐维温1、项目背景汽提污水约有175t/h，界区压力约为0.8MPa左右，净化水出装置冷却前温度可以达到100110,是可以直接利用的热水。目前除去1#蒸馏、4#蒸馏等装置用水后，仍有100120t/h高温净化水，小部分供加氢装置注水外，其余全部排放含油污水道，造成热量损失。而输油车间催化蜡油罐要求的罐温约为60，可用汽提净化水进行维温。回收

29、利用汽提净化水热量，对中间罐区蜡油罐进行加热和维温，可以节省低压蒸汽，而维温后的汽提净化水同时降低了温度，有利于加氢精制装置的注水要求。2、改造内容在原汽提净化总管增加截断阀，阀前接净化水入蜡油罐区。将5#、6#、7#、8#、543#、544#、545#、546#罐改用热水维温。3、效益及投资估算改造后，5000m3及以下的罐温度有提升，11000m3罐也可达到维温要求。节约蒸汽约0.9t/h，年节约蒸汽0.9×8000/10000=0.72万吨，年节约动力费用约:138×0.72= 99.36万元。案例13 沥青车间节汽改造1 项目背景原有一些管线伴热给汽点比较分散，没有

30、计量表，改为集中供汽，方便操作和计量。部分蒸汽管线埋地，容易泡水，散热损失大，需抬高改造减少损耗。可节省1.0MPa蒸汽约1.2t/h。2 改进内容(1)将渣油加氢南至三催化南段，三催化冷渣线、三催化紧急放空线、四蒸馏渣油线等分散和没有计量的伴热给汽点共14个进行改造，分别改在渣油加氢南、三催化南伴热蒸汽流量计总管后接出，原给汽点割除并改直管接通；(2)在二、五号路交界东南，新区0.35MPa蒸汽带压开孔接DN100新管线，接通渣油加氢南系统管线伴热蒸汽总管(DN25给汽点共19个)；(3) 在四、五号路交界南，新区0.35MPa蒸汽带压开孔接DN150新管线，接通三催化南系统管线伴热蒸汽总管

31、(DN25给汽点共38个)；(4)将氨碱泵房氨罐区至碱罐区的DN80蒸汽管线埋地段约5米抬高。五号路三制氢装置新区0.35MPa蒸汽线三催化装置四号路渣油加氢装置图1 改进前流程伴热蒸汽总管DN200三制氢装置新区0.35MPa蒸汽线三催化装置四号路渣油加氢装置五号路伴热蒸汽总管DN200图2 改进后流程3 效果及经济效益估算改造后节汽约0.5t/h，年节汽0.4万吨，按低压汽和0.35MPa蒸汽价差20元计算，年节省费用8万元。案例14 北炉连续排污水做润滑油西罐区伴热1、项目背景热电联合车间北锅炉装置共有2台燃料油加热器，正常运行是1台，油加热器的冷凝水和油罐区的冷凝水都直接回收到冷凝水箱

32、, 而油加热器的冷凝水的温度约145左右，可以加以利用。而油罐油温要控制在7090，如果把燃料油加热器的冷凝水，用来加热1#2#3#油罐油温和部分油伴热管线，就可降低蒸汽消耗。2、改造前流程及计算（1）、改造前对加热油罐油温进行计算:用红外线测温仪测得冷凝水进油罐温度t1=145, 冷凝水出油罐温度t2=90(按油罐油温计算), 油罐油位按m=50t计算(主要是把油罐底部油温度加起来, 而油罐测温点在50t的范围，油罐运行后, 油罐继续加温,另外热回油也对油罐加温)，冷凝水带汽按30%计算，1.0Mpa蒸汽的汽化潜热r1=2000KJ/Kg，汽化显热r2=600KJ/Kg；汽水混合物的流量按0

33、.7t/h算，则升温速度为：V=0.7×30%×(r1+ r2)+（t1 -t2）×0.7÷m =0.21×2600+（145 -90）×0.7) ÷50 =11.69(/h)按备用油罐现有温度60算，加温两个小时可达到83.38，满足备用油罐投入运行的要求（操作规程规定油罐油温7090）。（2）、改造前油加热器的冷凝水和油罐区的冷凝水都直接回收到冷凝水箱，改造前的冷凝水回收流程图1。3、改造内容车间采取改造油罐区的冷凝水管线措施如下：（1）在2台油加热器冷凝水总管安装总阀，在总阀前安装DN25管线去1#2#油罐油温蒸汽加热

34、阀后，另接1条DN25管线接入去1#油罐污油管线伴热，使用DN25管线约30m。（2）在1#2#油罐与3#油罐之间安装冷凝水联通阀，管线接入3#油罐自用蒸汽总阀后。（3）在2#油罐南面2条蒸汽伴热管线的冷凝水接入3#油罐自用蒸汽管线总阀后 (安装此管线的目的是当锅炉全烧瓦斯时，油加热器用蒸汽量少时，而开通油管线蒸汽伴热管线的冷凝水，经过1#2#油罐与3#油罐冷凝水联通阀，进入1#2#油罐冷凝水管线，就可以加热1#油罐或2#油罐油温)。 改造后的冷凝水回收流程图2。4、改造后效果及经济效益计算（1）、经过以上改造及运行调整，用冷凝水加热1#2#3#油罐油温可达到90，满足工艺要求（操作规程规定油

35、罐油温7090），达到了冷凝水热量回收的目的，全部顶替了原来使用的低压蒸汽。（2）、据计算，回收冷凝水热量项目投用后，每小时可节约1.0MPa蒸汽用量约0.7吨， 1.0MPa蒸汽价格为138元/吨，月可节约自用蒸汽成本为0.7吨/小时×24小时×30天×138元/吨=6.95万元/月，则年综合效益约为：6.95×1283.4万元/年。（3）项目投入后，没有发生任何升温加热不够和油罐内加热盘管泄漏事件，运行安全可靠。案例15 加氢裂化装置伴热管线改造一、 项目背景加氢裂化装置原使用1.0MPa蒸汽作管线、仪表伴热，而0.35MPa蒸汽能力过剩，柴油热量没

36、有充分利用。二、 改进内容将1.0 Mpa蒸汽伴热改造成0.35 MPa蒸汽伴热改造，可节约1.0 MPa蒸汽1.0t/h；三、效果及经济效益估算不但解决了柴油0.35Mpa蒸汽发生器E123不能充分回收柴油热能的瓶颈，而且降低柴油去空冷温度，节约空冷电能。每月节约1.0MPa蒸汽：1×24×30=720（吨/月） 按1.0MPa蒸汽138元/吨核算，每月可节省费用： 720×138÷10000=9.94（万元/月）案例16沥青车间加氢0.35MPa蒸汽改造1 项目背景从加氢裂化装置、一加氢装置接出的0.35MPa蒸汽，引至北制氢西北角、二催西面系统管线

37、伴热蒸汽给汽点，可利用0.35MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽；并预留甩头给新蜡油加氢。可节省1.0MPa蒸汽约1.2t/h。2 改进内容利旧调和泵房60#线在北制氢西接通加氢0.35MPa蒸汽线，原60#线在二催西面接一分支连通系统1.0 MPa蒸汽伴热给汽总管(DN25给汽点共8个)；在北制氢北面接一分支连通系统1.0 MPa蒸汽伴热给汽总管(DN25给汽点共6个)。3 改进前系统1.0MPa蒸汽总管DN200消防路二催化装置九号路系统1.0MPa蒸汽总管DN200北制氢装置加氢0.35MPa蒸汽总管DN200系统1.0MPa蒸汽总管DN2004 改进后消防路二催化装置九号路系统1.0MPa

38、蒸汽总管DN200北制氢装置加氢0.35MPa蒸汽总管DN2005效果及经济效益计算伴热节省1.0MPa蒸汽量约1.2t/h，按1.0MPa蒸汽138元/t、0.35MPa蒸汽104元/t、年运行8000小时计算，年节约动力成本1.2*(138-104)*8000/10000=32.64万元。案例17 MTBE装置优化催化蒸馏塔操作，节约蒸汽1、项目背景三蒸馏车间MTBE装置T-101为催化蒸馏塔，塔底由蒸汽再沸器E-102加热，装置能耗高。2、改进前T-101操作压力为0.7±0.1MPa,蒸汽用量约5.5t/h。3、改进后在确保塔催化蒸馏效果的前题下，经爬坡实验，将催化蒸馏塔10

39、1的操作压力由0.70MPa降至0.63MPa，再沸器E102蒸汽用量下降到了5.0t/h。4、效益计算优化塔操作压力后，产品质量合格，1.0MPa蒸汽用量下降了0.5t/h，装置能耗降低了5.5KgEo/t。每年节约成本：0.5×8000×138=55.2万元案例18 沥青车间加氢0.35MPa蒸汽接十二号路系统管线伴热改造1 项目背景从加氢裂化装置、一加氢装置接出的0.35MPa蒸汽，可引至十二号路东管架(一、二催化对面)接系统管线伴热点，可利用0.35MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽，可节省1.0MPa蒸汽约0.4t/h。2 改进内容从一、二催化西管架处加裂、一加氢来0

40、.35MPa蒸汽线给汽DN100总管上接出，利旧一根DN80管线，至十二号路东管架(一、二催化对面)接系统管线伴热点10个，相应给汽、排汽点调整。主管上设蒸汽疏水点。利旧DN80管线长约200米，测厚合格后，增加包保温。管线名称伴热管径(单、双)改后给汽点位置改后排汽点位置管辖部门华粤特种蜡厂蜡膏线(新线)DN25 双十二号路东管架(一、二催化对面)4 点中间泵房东2点装油门岗东2点华粤公司华粤特种蜡厂蜡膏线(旧线)DN25 双十二号路东管架(一、二催化对面) 4 点中间泵房东2点装油门岗东2点华粤公司加裂至中间泵房轻白油线DN20 单十二号路东管架(一、二催化对面) 2 点中间泵房东1点装油

41、门岗东2点炼油沥青车间3 改进前给汽点十二号路一催化装置二催化装置加裂、一加氢来0.35MPa蒸汽线DN200十号路九号路十二号路一催化装置给汽总管DN80十号路4 改进后给汽点给汽点九号路加裂、一加氢来0.35MPa蒸汽线DN2005效果及经济效益计算伴热节省1.0MPa蒸汽量约0.4t/h，按1.0MPa蒸汽138元/t、0.35MPa蒸汽104元/t、年运行8000小时计算，年节约动力成本0.4*(138-104)*8000/10000=10.88万元。案例19 连续重整装置瓦斯伴热改用0.9MPa凝结水流程改造1 项目背景连续重整装置的瓦斯伴热都是用1.0MPa蒸汽，大约每小时耗汽0.

42、50.8吨，而本装置外送的0.9MPa凝结水余温达100左右，完全可以满足瓦斯伴热。改用0.9MPa凝结水作为瓦斯伴热，可以减少装置的用汽量。2 改造内容在原0.9MPa凝结水出装置两道边界阀中间新增两条DN80的主管，一条为引出0.9MPa凝结水作为瓦斯伴热的供应线，并在原1.0MPa的蒸汽伴热各个支点引入0.9MPa凝结水；另一条作为回收经各个伴热点返回的低温凝结水线。如下图3 改造前连续重整装置的瓦斯伴热都是用1.0MPa蒸汽，大约每小时耗汽0.50.8吨。4 改造后连续重整装置的瓦斯伴热改用100左右的0.9MPa凝结水，节汽每小时为0.20.5吨。5 效果及经济效益计算按每小时节约1

43、.0MPa的蒸汽0.3吨计算，年节约1.0MPa的蒸汽2400吨，每年节约费用33万元。第三章 节水案例案例20 供水车间旁滤池（罐）节水改造1 项目背景供水车间东循、南循部分使用回用水（约占总补水的50%）作为补充水，浊度偏高，经常需强制排污以降低循环水浊度。在不增加旁滤设施的情况下，2008年7月通过技术改造提高了其过滤效率，有效降低了循环水浊度，减少排污。2 改进前东循浊度在25mg/l左右，南循浊度在20 mg/l左右，无法进一步下降，需要排污控制，东循浓缩倍数7.93（6月数据），南循浓缩倍数6.23（6月数据）。3 改进内容将东循东循8间、南循4间普快滤池滤板改为滤帽，利旧原有石英

44、砂滤料并增加无烟煤滤层,提高过滤效果，降低循环水浊度，提高循环水浓缩倍数,减少排污水量。4 改进后东循浊度下降到20mg/l左右，南循浊度下降到15mg/l左右，东循浓缩倍数10.04，南循浓缩倍数8.07。5 效果及经济效益计算东循：东循目前循环水量约为11000吨/小时，根据公式M=(R××K)/（K1+）计算（M补充水量，R循环水量，蒸发系数取0.015，K浓缩倍数），浓缩倍数提高后年节约补充水4.82万吨。新鲜水成本按1.5元/吨计算，年节约费用：1.5×4.82=7.23万元。南循：南循目前循环水量约为12000吨/小时，根据公式M=(R×&#

45、215;K)/（K1+）计算（M补充水量，R循环水量，蒸发系数取0.015，K浓缩倍数），浓缩倍数提高后年节约补充水7.71万吨。新鲜水成本按1.5元/吨计算，年节约费用：1.5×7.71=11.57万元。两水场合计年节约费用：7.23+11.57=18.8万元。案例21 一焦化循环水二次用水改造一、项目背景原一焦化装置内所有冷却器都是直接用系统循环水冷却，即一次用水。循环水用量约为1200t/h，循环水用量大。为进一步减少循环水用量，降低装置生产能耗，需要对装置冷却器循环水流程进行优化，充分利用部分冷却器的低温热回水，作为部分冷后介质温度控制指标较高的冷却器的冷却用水，以降低装置循

46、环水用量。二、改造前改造前部分冷却器换热流程如下图所示：循环水（一次用水）32E7101汽油出汽油进E7213柴油出柴油进E7208瓦斯进瓦斯出35424032E7207汽油进E7103汽油进E7209瓦斯进353635汽油出瓦斯出汽油出343534上图中E7209热介质出口温度指标为60，E7103热介质出口温度指标为50， E7207热介质出口温度指标为40。三、改造内容1、E7208的冷却热回水用作E7209的冷却水上水，从E7208的回水阀前接一条管线到E7209的上水阀后；2、E7101的冷却热回水用作E7103/1、2的冷却水，从E7101的回水阀前接一条管线到E7103/1、2的

47、冷却水上水阀后；3、E7213的冷却热回水用作E7207的冷却水，从E7213的回水阀前接一条管线到E7207的冷却水上水阀后。四、改造后情况改造后部分冷却器换热流程如下图所示（粗线部分为改造新增管线设备）：39464635424032循环水（一次用水）E7207汽油出汽油进E7103汽油出汽油进E7209瓦斯出瓦斯进E7213柴油出柴油进E7101汽油出汽油进E7208瓦斯出瓦斯进52484032改造后，E7209、E7103及E7207冷却水进水由原来一次用水分别改用E7208、E7101及E7213冷却水出水（二次用水）。改用后E7209、E7103及E7207热介质出口温度及循环水出口

48、温度仍在指标范围内。五、效果及经济效益计算改造于2008年7月施工完毕并投用，投用后循环水用量明显减少。其中E7209减少用水量约80t/h，E7207减少用水量约50t/h，E7103减少用水量约50t/h，装置共减少用水共约180 t/h。循环水按0.27元/t，一年开工按350天计算，则年总效益约为：0.27×180×24×350=40.82万元案例22 焦化装置淋焦水改造一、项目背景由于焦化装置出焦后温度较高，焦炭装车后在运输过程会发生自燃现象。为了防止焦炭在外运的过程自燃，焦化装置制定了淋焦操作规定，即在焦炭装车后要用消防水对车内焦炭进行充分喷淋。这样操

49、作两套焦化装置每日消耗消防水量为100吨/日。为了减少消防水用量，车间决定进行节能技术改造。二、改造前改造前淋焦水流程示意图如下：消防水来焦池淋焦水淋焦水淋焦水淋焦水火 车 车 箱淋焦积水返回焦池改造前淋焦水全部用消防水，每天100吨的耗量，除部分焦炭带走其它淋焦积水全部返回装置池回收利用。但由于淋焦水量过大，装置无法全部利用淋焦积水。但由于淋焦水携带焦粉较多不能直接排入生产废水沟，只能先回收到装置冷除焦水系统后再从除焦水罐顶溢流到含油污水井。平均每天要开提升水泵（功率为39kw）溢流1小时，每天耗电约为39 kw.h三、改造内容从1#（2#）焦化装置切焦水泵P7120（P120）进口过滤器前

50、接一条57的管线，将切焦水罐D7404（D404）的水接通到焦场淋焦水管线，将切焦水罐7D404（D404）的水用作焦场淋焦水，以减少消防水用量。该项技术改造项目于12月19日施工完毕，20日投用正常。四、改造后改造后淋焦水流程示意图如下：焦池淋焦水淋焦水淋焦水淋焦水消防水来火 车 车 箱淋焦积水返回焦池切焦水罐四、效果及经济效益计算1、直接经济效益： a、改造后装置每天节约消防水100吨，按照消防水单价1.3元/吨计算，每月节约费用：100×1.3×30=3900元/月，即每年节约费用：3900元/月×12月=4.68万元/年。B、改造后装置提升水泵平均少开1小时，