郭文豪－低温余热的回收与利用.ppt

　石化工业有大量的低温余热（一般指热源温度在150℃以下），低温余热回收和利用的好坏也标志着一个企业的用能水平，故它始终是困扰节能工作的一个问题。 　　　在许多情况下，低温热的利用主要是节约蒸汽。 　　 80℃以上的低温余热量： 　　500万吨常减压装置 11MW 　　 140万吨催化裂化装置 　 22MW 　　 100万吨延迟焦化装置 　 8MW 3 低温余热方式的节能效果 几种低温余热利用方式的折能系数（定义为低温热利用所代替的一次能源量占低温热量的百分比）见下表： 目前国内低温热扩容发电投用的企业有长岭和锦西炼厂。 6　高压低温余热的回收利用 前述的低温余热利用还仅是在低压范围内。随着油品质量的进一步提高，加氢过程越来越多，产生的较高压力的低温余热也越来越多，其高压低温余热的回收和利用将是提高用能水平一个新的课题。 高压低温余热一直没有回收的原因主要有三个： （1）是压力高，换热回收投资大； （2）由于压力高，认为运行安全性差。 （3）炼油厂普遍存在低压低温余热过剩并难以回收利用的问题。 高压低温余热的利用分析 最近对加氢裂化反应流出物采用水扩容发电的情况做了探讨。仔细分析反应流出物余热的特点，可以看出：尽管反应流出物压力高，换热回收投资大，但由于此股物流流量较大热量集中，为回收热量所需的管道投资相对较小，回收利用的总投资不一定大。如某0.8Mt/a加氢裂化装置为全循环、冷高压分离器流程，80℃以上反应流出物余热量达15.8MW。而某新建4.0Mt/a大型加氢裂化装置为全循环、热高压分离器流程，80℃以上的反应流出物余热量达67.4MW。 从安全角度讲：在回收反应流出物热量的过程中，已经投用了许多高压换热器、高低压换热器（如利用高压分离器气体热量直接产生低压蒸汽）和高压空冷器，因此也不能认为用高低压换热器（在回收大量低温余热时，一般用水作介质，压力在0.5MPa以下，故使用高低压换热器）代替高压空冷器就存在安全性的问题。 某加氢裂化反应流出物余热发电的探讨 选择的基准价格数据为：电0.45元/kWh,除盐水14元/t,冷却水0.25元/t，1.0MPa蒸汽100元/t。 投资：以2002年投资概算价格为基准，新建加氢裂化装置回收41MW低温位余热（下称新建装置动力回收）和已有装置改造回收（下称改造装置动力回收）两种方案的动力回收系统工程投资见下表。 效益分析 效益 发电3500kW,年效益1260万元；换热器代替高压空冷器后，减少风机用电160kW,年效益57.6万元。因此低温余热发电的年总效益为1317.6万元。 低温余热电站的有关消耗及费用如下： 冷却水3340t/h,年费用660万元； 电站自耗电（包括热水泵）200kW,年费用72万元； 热水补充用除盐水2.5t/h,年费用28万元； 消耗1.0MPa蒸汽0.5t/h,年费用40万元。 上述4项相加，年总费用800万元。 投资回收期： 低温发电的年净效益为517.6万元，新建和改造装置动力回收方案的简单投资回收期分别为3.6，4.4年。这两种情况下的回收期均在一般可接受的5年以内，说明采用动力回收方式是经济可行的。另一方面也说明，新建装置动力回收方案更合理，投资回收期比改造装置动力回收短0.78年。 节能效果： 发电3500kW并减少风机用电160kW,节能量为1098kg标油/h,各种消耗折一次能源量为438kg标油/h,此方案净节能量为660kg标油/h，每年节约标准燃料油5280吨，节能效果也是非常显著的。 不同地区的影响 对不同地区不同炼油厂来说，所建低温余热电站的投资变化不大，但有时效益差别比较大，这是由炼油厂不同的公用工程价格所引起的。 以南方某炼油厂的价格为例进行分析。有关价格为：电0.62元/kWh,除盐水8元/t,冷却水0.34元/t，1.0MPa蒸汽80元/t。 按此价格计算的年总效益为1815万元，年总费用为1056万元，年总净效益为759万元。新建和改造装置动力回收方案的简单投资回收期分别缩短到2.47，3.0年。效益好回收期短的主要原因是电价较高，说明在电价较高的地区，动力回收反应流出物余热的方法更加合理有效。 总体来说，南方地区电价较高，而水资源丰富，水价较低，动力回收反应流出物余热的方法更加经济合理。 谢谢！ * * 低温余热