常减压蒸馏装置电脱盐排水低温余热回收

关庆林，高春海

(中国化工集团山东昌邑石化有限公司，山东 昌邑 261300)

常减压蒸馏装置电脱盐排水低温余热回收

关庆林，高春海

(中国化工集团山东昌邑石化有限公司，山东 昌邑 261300)

山东昌邑石化有限公司500万t/a常减压蒸馏装置电脱盐排水系统长期存在排水温度高，冷却负荷大，冷后温度超标等“瓶颈”问题长期制约装置正常运行。通过对电脱盐排水与进料原油系统进行换热流程优化，回收电脱盐排水低温余热，达到节能、降耗、环保排放的目的。

常减压蒸馏装置；电脱盐排水；流程优化；低温余热回收

1 概述

山东昌邑石化有限公司500万t/a常减压蒸馏装置经“脱瓶颈” 扩能改造后，加工能力提高至560万t/a，电脱盐注排水量由47t/h提高至80t/h,电脱盐注排水系统采用二、三级电脱同时注水，三级回注一级，一级排水，二级单注单排形式操作，系统注入污水汽提装置净化水，为保证脱盐率达标(≤3 mg/L),电脱盐注水总量由原料处理量的8%提高至12%，注水负荷的增大导致排水冷却负荷升高，电脱盐外排污水温度升高至60℃以上，电脱盐排水外排量占公司总外排量的1/2,排水温度高一方面影响污水处理效率，另一方面可造成污水治理排放不达标，同时对污水处理单元VOCs治理增加难度，为解决这一难题，节省投资，同时避免低温热损失，与进装置分支原油进行换热，将支路原油温度加热至60℃，电脱盐排水温度降低至36℃以下。

2 电脱盐排水现状及问题

常减压装置电脱盐排水温度达60℃以上，电脱盐注水来水温度为65℃，排水流程为电脱盐一级排水与的二级注水进行换热至100℃，二级排水与三级注水进行换热至100℃，经冷却器E1027AB冷却至60℃，排放至污水处理单元。

详见图1所示。

图1 常减压装置电脱盐流程

图2 改造前电脱盐排水温度测量值

通过图2可以看出改造前期(2017年1月15日～3月15日)，常减压装置电脱盐排水温度为60.12℃，与排水温度工艺指标控制36℃以下差距较大。

电脱盐排水温度高,易造成污水处理单元微生物活菌分解污水中有机物的能力下降(微生物活菌处理能力适宜温度为33℃)，活菌失活，污水排放超标，VOCs有机物挥发造成环境污染。

3 常减压装置电脱盐排水温度高的原因分析

常减压装置电脱盐排水温度高，可归结为以下原因：

(1)注水水温影响：电脱盐注水为汽提净化水，来水温度为60℃，电脱盐排水与注水进行换热，一方面为排水进行降温，另一方面为电脱盐注水进行加热，注水温度高导致排水取热量降低，换热后排水温度达100℃，导致后续排水冷却器冷却负荷增大。

(2)冷却器循环水量影响：电脱盐排水冷却器循环水量不足，循环水量受循环水管网压力限制(压力为0.35MPa)，循环水流速为0.55 m/s，达不到冷却器1.33 m/s的标准要求，循环水出入口温差高达11.5℃，导致冷却器冷却能力不足(见表1)。

表1 电脱盐排水冷却器E1027AB循环水运行情况

注：数据为安泰信监测公司2017年1月监测数据。

4 降低电脱盐排水温度采取的措施

低温余热回收：电脱盐排水温度经换热后温度达100℃，经核算，利旧原低温水-原油换热器E1000CD，电脱排水与进料原油进行换热，提高入初馏塔温度及换热终温，降低燃料气消耗。具体实施方案见图3。

图3 改造后电脱盐流程

电脱盐排水经二级排水-三级注水换热器E1019AB，一级排水-二级注水换热器E1020AB，两路并连后进低温水-原油换热器E1000CD进行换热，电脱盐排水冷却至50℃后，进入

E1027AB排水冷却器，冷却至36℃以下排入污水处理单元。

5 电脱盐排水低温余热回收改造后效果

5.1 改造后参数对比

表2 改造前后E1027AB冷却器出入口数据对比

通过表2可以看出，经电脱盐排水低温余热回收技术改造后，电脱盐排水入口温度降低至52℃，排水温度降低至32℃，满足≤36℃的污水排放指标要求。

表3 原油支路换热温度变化

通过表3可以看出，经电脱盐排水与原油换热后，平均温升提高30.71℃，每小时可吸收余热21713MJ。

表4 电脱盐入口、初馏塔进料温度、换热终温改造前后对比

通过表4可以看出，电脱盐前温升9.29℃，进初馏塔温升5℃，换热终温温升3.14℃。

表5 E1027AB循环水循环量改造前后对比

改造后电脱盐排水冷却器冷却负荷降低，冷却器循环水出口阀开度由100%关小至30%，通过检测E1027AB循环水循环量减少297t/h 。

5.2 改造后经济效益核算

电脱盐排水温度由98.14℃降低至52.29℃，温降45.85℃，低温热按照设计规范60℃以下不做计算，按照温降38.14℃计算，电脱盐排水热值计算为80 t/h×4.2×103J/(kg℃)×38.14℃=12815 MJ/h，单位能耗为12815MJ/h÷41.868 MJ/t =306.08t/h，加工处理量按照680t/h计算，吨油单耗为306.08 t/h÷680t/h =0.45 kg标油/t。

电脱盐排水冷却负荷降低，节省循环水使用量297t/h，按照原油加工处理量680 t/h，循环水吨油系数0.1 kg标油计算，297×0.1÷680=0.04 kg标油/t。

按每加工一吨原油节省2元费用,年加工时数为8400 h计算，单位综合能耗年节省费用为0.49kg标油/t×2元×680t/h×8400h=559.78万元。

6 结论

通过对电脱盐排水低温余热回收利用，回收低温余热12815MJ，节约循环水消耗297t/h，提高原油进装置温度30.71℃，电脱盐排水温度降低至36℃以下，并有一定调节余量，完全满足污水处理排放要求，对提高污水处理效率，VOCs废气治理回收提供有利条件，同时为同类装置排水改造、低温余热回收、节能降耗提供有利依据。

(本文文献格式：关庆林，高春海 .常减压蒸馏装置电脱盐排水低温余热回收[J].山东化工,2017,46(13):176-178.)

2017-05-04

关庆林(1985—)，本科，学士，国家注册安全工程师，高级技工，从事500万吨常减压装置工艺管理工作。

TQ052

B

1008-021X(2017)13-0176-03