石家庄炼化炼油新区低温热利用合同能源管理项目

炼油新区低温热综合利用项目石家庄炼化分公司二〇一五年九月2汇报提纲1项目背景3项目实施模式2项目改造内容简介4项目可行性分析4项目技术方案4经济效益分析3一、项目背景

石家庄炼化分公司800万吨油品质量升级项目于2014年8月17日投入运行，项目新增500万吨常减压、220万吨催化裂化、150万吨渣油加氢等14套装置。新区配套建设热媒水回收系统一套，回收120万吨/年重整、150万吨/年渣油加氢、150万吨/年S-ZORB和硫磺等装置的低温余热，所回收的热量一部分用于预热除盐水，其余没有被有效利用。此外蜡油加氢、酸性水汽提和溶剂再生装置仍有大量低温热未被回收利用。

石炼生活区及周边社区冬季采暖热源为从厂区供给的1.0MPa蒸汽，采暖成本较高、最冷时供暖热源不足，能量利用不合理。

4二、项目改造内容简介

项目改造内容包括装置内换热改造、热水发电系统、热水制冷系统以及催化、常减压、双脱装置内制冷水利用改造、热水站改造和炼油新区热水管网等。

在采暖季利用炼油新区装置内过剩的低温余热满足石炼化生活区及周边部分社区的供暖负荷，在非采暖季，利用余热制冷机组产生7℃冷水送至催化装置、常减压装置和脱硫、脱硫醇装置替代循环水加以利用；同时，通过设置ORC热水发电机组利用温位较高的重整装置低温余热进行发电；5三、项目实施模式

本项目采用合同能源管理模式。合同能源管理是一种新型的市场化节能机制，其实质就是以减少的能源费用来支付节能项目全部成本的节能业务方式。

项目合作方是中石化绿源地热能开发有限公司，该公司于2006年12月由中石化新星石油公司与冰岛奥卡公司合资成立。目前公司注册资本5.05亿元，主要从事地热资源综合开发利用，碳资产咨询管理，节能技术服务及地热资源产业化开发与研究，以地热供暖为主，目前在陕西咸阳、河北保定、山东乐陵、商河等地区已实施多个供暖项目。6四、项目可行性分析

受工程、技术经济及热力学规律的制约，新区各装置在各单元优化换热系统的前提下，仍有一部分低温热在装置内无法利用。各装置低温余热分布如下：序号介质名称流量,t/h热水温度,℃热量进口出口MW1150万吨/年渣油加氢处理装置18651000.732150万吨/年S-ZORB装置2106510910.753硫磺和溶剂再生装置20065956.984重整装置59665102.525.995总可用热量1024

44.457四、项目可行性分析

在炼油新区集中设置了一座热水站，换热水的温度为65℃，热水站对外供应90-100℃热水，设计工况下共提供约1024t/h热水，回收热量约44.45MW；热水站供应的热水用于厂区建筑采暖、除盐水余热、新区装置伴热及储运罐区和管网加热使用。序号介质名称流量,t/h热水温度,℃备注进口出口1新区部分建筑物采暖139065

2液化气罐区309065

3装置伴热509065

4中水2909065本次设计改造采用循环水替换5预热除盐水4409065调整为利用渣油加氢余热加热

总热量/总热水量合计5339065

8四、项目可行性分析

通过优化调整后热水负荷只有93t/h，其余931t/h热水未被利用。除了上述已经通过热媒水换热送出的低温热量，炼油新区的溶剂再生装置、酸性水汽提装置以及渣油加氢和蜡油加氢装置仍有大量低温余热可以加以利用。序号介质名称流量,t/h热水温度,℃热量备注进口出口MW1渣油加氢分馏塔顶汽90

3.4预热除盐水2溶剂再生系列一酸性气14754.690.46.1

3溶剂再生系列二酸性气14254.690.45.9

4蜡油加氢分馏塔顶汽13654.690.45.7

5酸性水汽提塔顶16254.690.46.7

总水量和总热量587

24.4

9四、项目可行性分析项目实施的其他有利条件：1、炼油新区全年均有大量低温余热未加以有效利用，需要循环水换热器和空冷器冷却，低温热量没有得到充分利用，还要消耗电能和循环水，具有极大的利用潜力。2、石炼化家属区现有约55万m2的供暖面积，目前采用30-35t/h1.0MPa蒸汽供暖采暖成本高、供暖量不足，能量利用不合理。近期生活区还有50-60万m2的临近社区有待依托炼厂供暖。3、炼油新区低温热系统在重整、S－Zorb和加氢等装置内取热系统的换热器和管线已经同步实施，受投资限制，原规划的余热发电和余热制冷项目没有同步实施，但热水站南侧有较大预留位置，可作为余热发电和余热制冷机组的建设场地。10五、技术方案1、低温余热发电

重整装置可送出102.5℃热媒水596t/h，鉴于此部分低温热较集中（25.99MW）且温位较高，专线送至设于热水站的ORC热水发电机组进行发电。考虑2.5℃管线输送散热损失，进入ORC热水发电机组的热媒水温度为100℃，ORC热水发电机组的出水温度为70℃。热水发电机组共2台，单台机组额定功率1000kW；热水ORC发电机组装机规模为2000kW。设计工况下，机组总发电功率为1948kW（@年平均气温），扣除工质泵、空冷系统自用电374kW，热水ORC发电机组系统净发电量为1574kW。11五、技术方案1、低温余热发电在采暖季，设计工况下机组回水温度为70℃。在实际运行中，可根据冬季供暖负荷要求，热水发电机组的出水温度可在70-85℃范围内可调。

12五、技术方案

石炼生活区采暖一期工程供暖面积为68万m2，需要炼油新区提供90.4/54.60C热媒水996t/h；采暖二期工程供暖面积为106万m2，需要炼油新区提供90.4/40.10C热媒水996t/h。2、低温余热供暖13五、技术方案2、低温余热供暖14五、技术方案3、低温余热制冷

在非采暖季，将较低温位的热水送至热水制冷机组加以利用，利用余热制冷机组产生7℃冷冻水，送至220万吨催化裂化装置、1#常减压装置和脱硫脱硫醇装置利用。为确保2#催化裂化装置和1#常减压装置对循环水工况好冷水工况的适应性，冷水参数采用与循环水相同的10℃设计温差，冷水系统的供回水温度为7/17℃。

额定工况下，648t/h90℃热水送至2台热水单效型吸收制冷机组，可产生7/17℃冷冻水1000t/h。热水制冷机组的负荷将按照冷水用户需求进行调节，满足设计工况下2#催化裂化装置、1#常减压装置和脱硫、脱硫醇装置的约1000t/h冷水负荷需求。15五、技术方案3.1冷冻水用于催化裂化装置

设计工况下，598t/h冷冻水（7/17℃）用于催化裂化装置吸收塔和再吸收塔的取热冷却，降低吸收温度，有利于提高吸收效率，降低催化干气中携带的C3和C4含量，从而在降低循环水耗量的同时达到降低干气产率，增产液化气的目的。改造后干气中C3、C4含量由现在的1.35vol%降到0.5%vol，干气质量收率降低约360kg/h，液化气质量收率提高约360kg/h，减少循环水消耗576t/h。3、低温余热制冷16五、技术方案3.2冷冻水用于常减压装置

设计工况下，约300t/h冷冻水用于常减压装置减压塔塔顶抽空系统水冷器冷却，替代新鲜水冷却，提高抽空效率，降低抽空动力蒸汽消耗，从而在降低新鲜水耗量的同时达到降低蒸汽消耗的目的。改造后减压塔塔顶真空度由20mmHG(a)提高至~12mmHG(a)，抽空动力蒸汽消耗降低约1000kg/h，减少循环水消耗约300t/h，减少燃料消耗100-200kg/h。3、低温余热制冷17五、技术方案3.3冷冻水用于脱硫、脱硫醇装置

设计工况下，脱硫、脱硫醇装置冷冻水用量为100t/h，用于催化干气冷却器、液化气低温水冷却器和胺液低温水冷却器，以降低干气脱硫塔和液化气脱硫塔的操作温度，减少脱硫用的循环胺液量，降低溶剂再生用的蒸汽耗量。改造后胺液的循环量由原来的72t/h减少为42t/h。胺液的循环量减少后，溶剂再生装置消耗的1.0MPa蒸汽量减少3t/h。3、低温余热制冷18六、经济效益分析

序号指标名称单位数量备注主要产品和副产品1液化气质量收率提高吨/年2016液化气收率提高360kg/h，非采暖季：5600h2干气质量收率降低吨/年-2016干气质量收率降低360kg/h，非采暖季：5600h燃料及公用工程1燃料气吨/年-840减压塔顶操作条件改善节省燃料气150kg/h2新鲜水或软化水t/h25非采暖季5600h3循环水t/h1260非采暖季5600h4发电和节电kW-1663（全年11个月运行7680h，最冷月发电机组停运或根据采暖负荷调整）51.0MPa蒸汽t/h-4非采暖季5600h投资1建设投资104元8431不含增值税2工程费104元7528

效益指标1利润104元547所得税后2项目财务内部收益率%12.07所得税后3项目财务净现值104元663所得税后折现率10％4投资回收期年6.81所得税后含建设期1年19六、经济效益分析项目单位数量折标系数折合标煤备注电万kwh1,277.18