公司催化装置能量系统优化项目可行性研究报告-优秀甲级资质页新建项目可行性研究报告94页.doc

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1 总论
1.1 项目及建设单位基本情况
1.1.1 项目基本情况
1.1.1.1 项目名称
******集团有限公司催化装置能量系统优化项目。
1.1.1.2 项目建设性质
本项目属于技术改造工程。项目资金45%为自有资金，55%为银行贷款。
1.1.1.3 项目改造地点
本项目改造地点在******集团有限公司现有200×104t/aDCC装置与100×104t/a重油催化裂化装置内。
1.1.2 建设单位基本情况
1.1.2.1 建设单位名称、性质及负责人
建设单位名称：******集团有限公司
企业性质：股份制
行政负责人：
建设单位概况
******集团有限公司（以下简称**集团）的前身为****县****石油化工厂，具有独立的法人地位，是集石油化工、产品深加工及国际贸易于一体的全国大型化工企业，是国家经贸委清理整顿后保留的全省21家地方炼厂之一。
**集团组建于1994年，位于**省****县****镇经济开发区。到目前，公司共拥有资产58亿元，占地面积160多万平方米，职工1500余名，下属企业有：石油化工有限公司、青州九州工贸有限公司、**进出口有限公司、汽车运输有限公司和福利特种油品厂。主要产品有成品油系列、沥青系列、液化气、硫磺等50多个品种。公司现有100×104t/a常减压装置一套，100×104t/a重油催化裂化装置和200×104t/aDCC装置各一套，25×104t/a和30×104t/a气分装置各一套，5万吨/年MTBE装置一套，2.4万千瓦热电厂一座，1.5×104t/a硫磺装置一套，2008年完成产值95.66亿元，实现销售收入93.47亿元。多年来，公司生产的各种产品经国家技术监督部门检测，均达到国家技术标准要求，产品远销美国、南非、印度、马来西亚、日本、韩国、澳大利亚等二十多个国家和地区。
公司通过了ISO9001：2000标准体系认证和**省清洁工厂的验收，1999年被外经贸部批准拥有自营进出口权，并先后荣获“全国大型一档企业”、“中国化工500强”、“中国石化百强企业”、“省AAA级信用企业”、“**省高新技术企业”、“省级重合同、守信用企业”、“省级示范管理企业”、“AAA级文明信用企业”、“省计量确认合格单位”、“全市重大贡献企业”等30多项荣誉称号。
1.2 编制依据和原则
1.2
1.2.1 编制依据
1.2.1.1 **集团规划处提出的《******集团有限公司催化装置能量系统优化项目可行性研究报告设计委托书》。
1.2.1.2 **集团提供的《建厂地区气象水文资料》。
1.2.1.3 中国石油化工集团公司暨股份公司《石油化工项目可行性研究报告编制规定》（2005年版）。
1.2.1.4 **集团提供的设计基础数据。
1.2.1.5 **省人民政府《**省国民经济与社会发展第十一个五年规划纲要》；
1.2.1.6 **省人民政府节约能源办公室“关于上报国家2007年节能备选项目有关材料的预备通知”及附件“2007年节能备选项目汇总表”；
1.2.1.7 国家发改委《节能技术改造项目节能量确定原则和方法》；
1.2.1.8 《**省节能减排综合性工作实施方案》
1.2.2 编制原则
1.2.2.1 贯彻执行国家基本建设的方针政策，采用国产化先进水平、并经生产实践证明成熟、可靠的工艺技术，保证装置长周期安全稳定运行。
1.2.2.2 在满足生产安全的前提下采用经济、适用的设计方案，节约能源节约，节约工程投资，节省占地。装置改造设计充分体现“五化”（一体化、露天化、轻型化、社会化、国产化）的要求。
1.2.2.3 充分依托**集团现有的公用工程和辅助设施，优化方案，节省工程投资。
1.2.2.4 严格执行国家和地方的消防、环境保护、劳动安全卫生法律和法规。
1.3 研究范围及编制分工
1
1.1
1.2
1.3
1.3.1 研究范围
本项目研究范围为**集团100×104t/a重油催化裂化装置和200×104t/aDCC装置内的以下改造工程：
1.3.1.1 节能改造二套催化装置各自的余热锅炉系统；
1.3.1.2 增设二套催化装置各自的电机变频器。
1.3.2 编制分工
本可行性研究报告全部由海工英派尔工程有限公司编制。
1.4项目背景及改造理由
1.4.1项目背景
我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平。由于我国正处在工业化和城镇化加快发展阶段，能源消耗强度较高，消费规模不断扩大，特别是高投入、高消耗、高污染的粗放型经济增长方式，能源供求矛盾和环境污染状况加剧，能源问题已经成为制约经济和社会发展的重要因素。
面对我国能源及环境问题的压力，政府提出了节约型、环境友好型、可持续发展的经济发展战略，努力推动经济、社会、环境的“共赢”。“十一五”规划纲要提出，到“十一五”期末，万元国内生产总值（按2005 年价格计算）能耗下降到0.98吨标准煤，比“十五”期末降低20％左右，平均年节能率为4.4% ，另外主要污染物排放总量在“十一五”期间要减少10 ％。2006 年以来，全国上下加强了节能减排工作，国务院发布了加强节能工作的决定，制定了促进节能减排的一系列政策措施，节能减排工作取得了积极进展。但是，2006 年全国没有实现年初确定的节能降耗和污染减排的目标，加大了“十一五”后四年节能减排工作的难度。更为严峻的是，今年一季度，工业特别是高耗能、高污染行业增长过快，占全国工业能耗和二氧化硫排放近70％的电力、钢铁、有色、建材、石油加工、化工等六大行业增长20.6 % ，同比加快6.6个百分点。实现节能减排目标面临的形势十分严峻。
**集团的100×104t/a重油催化裂化装置和200×104t/aDCC装置经过几年运行，在节能及综合利用方面存在不足：一是余热没有有效回收利用；二是装置运行负荷调控弹性较大，2007、2008年装置运行负荷在设计值的65%，用电设备在低产量时也处于用电设计值状况，引起大马拉小车现象，电能损失大。采用变频器直接控制机泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80%运行时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80%）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等影响，节能效率接近35%，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低25~35%。
**集团有一套100×104t/a重油催化裂化装置和一套200×104t/aDCC装置，该二套装置均各自配有一台补燃型余热锅炉，主要利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外取热器、油浆蒸发器产生的同参数饱和蒸汽，省煤器利用再生烟气的余热预热给水，给水压力为5.5MPa，104℃。
由于原设计方面原因，该余热锅炉同其它炼厂如中石化九江分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化装置余热锅炉类似，运行中存在以下几方面问题：
（1）省煤器腐蚀严重。
余热锅炉省煤器没有有效的防腐措施，该锅炉的省煤器存在严重的酸露点腐蚀现象。该锅炉自2004年投运后不到二年，低温段省煤器即出现了腐蚀穿孔，不得不将低温段省煤器切除运行，大量烟气余热资源没能得到充分回收。
（2）炉膛压力偏高，烟气泄漏严重，烟机做功下降；
由于受热面缺乏有效吹灰手段，加之传热管错列布置，催化剂粉末容易静电吸附在换热管束上，烟气流通面积减小，流动阻力增大，炉膛压力偏高，实际运行炉膛压力高达6.0kPa(设计值为4.0kPa)，烟气泄漏严重，影响生产安全进行,另外炉膛压力偏高，导致烟机背压升高，影响烟机做功。
（3）余热锅炉受热面积灰严重，排烟温度偏高，余热锅炉效率偏低；
每次余热锅炉检修清灰后运行不到半年，排烟温度从开工时170～180℃上升至300℃以上，锅炉效率下降9～10％，有时不得不停炉清灰。
鉴于以上存在的问题，为消除省煤器腐蚀现象，降低排烟温度，降低炉膛压力，使装置长周期高效安全运行，提高装置经济效益，针对性地提出本次余热锅炉综合防腐节能技术改造方案。
另外，从几年来装置运行的情况看，由于市场竞争激烈，公司的装置在2006年、2007年、2008年的运行负荷率平均在65%左右，存在着大马来小车的情况，电能损失大，因而要进行电机节能改造，优化能量系统。
1.4.2项目建设的有利条件
1.4.2.1只需对现有二套催化装置的余热回收锅炉、电机进行改造，不用新征地。
1.4.2.2依托条件好，现有催化装置配套设施完善，不需增加公用工程、消防安全环保等方面的投入。
1.4.2.3本项目属无污染项目，对所在地区的环境影响不产生影响。
1.4.2.4本项目采用的技术立足于国内，实现了少投入，多产出的目标。
1.4.3投资必要性
**集团进行催化装置能量系统优化项目建设，实施石油化工改造工程，既可节省建设投资，同时也可降低经营成本，提高企业经济效益。
本项目的建设符合国家节能减排发展战略，符合**省人民政府《关于印发节能减排综合性工作实施方案的通知》的精神，在降低企业能源消耗，提高经济效益的同时，将为**省完成“十一五”期间万元生产总值能耗降低22％的艰巨任务做出自己的贡献。
综上所述，建设本项目是十分必要的。
1.5主要研究结论
**集团催化装置能量系统优化项目采用的工艺技术成熟、可靠，公用工程来源充足、可靠。装置建成后具有良好的经济效益。因此，催化装置能量系统优化项目的建设是可行的。主要技术经济指标详见表1.5-1、主要经济评价指标详见表1.5-2。

表1.5-1 主要技术经济指标汇总表
序号
指标名称
单位
数量
备注
1
改造内容

1.1
100×104t/a重油催化裂化装置改造

1.1.1
改造余热锅炉

一套

1.1.2
增设变频器

25套

1.2
200×104t/aDCC装置改造

1.2.1
改造余热锅炉

一套

1.2.2
增设变频器

25套

2
主要公用工程消耗

不增加消耗

3
节约能耗
t标煤/a
33716.65

4
占地面积
m2
不增加占地

5
装置定员
人
不增加

表1.5-2 主要经济评价指标汇总表
序 号
项 目
单 位
指 标
备 注
1
项目投入总资金
104元
5155

1.1
建设资金
104元
5051

1.2
建设期利息
104元
83

1.3
流动资金
104元
20

2 改造内容及产品方案
2.1改造内容
1
2
2.1
2.1.1 余热锅炉节能技术改造目的
**集团有一套100×104t/a重油催化裂化装置和一套200×104t/aDCC装置，各自配有一台余热锅炉，利用再生烟气的余热，再加上部分助燃瓦斯，产生中压蒸汽，提供催化装置气压机透平及生产工艺所需蒸汽。该余热锅炉与催化装置内外取热器共同组成中压蒸汽发生系统，除自产蒸汽外，同时还过热装置外取热器、油浆蒸发器产生同参数饱和蒸汽，省煤器预热给水。由于原余热锅炉设计和结构的原因，该锅炉省煤器露点腐蚀严重，省煤器吸热能力不足，排烟温度达到300℃以上，造成余热浪费，降低了装置运行经济效益。为此，需要进行综合节能技术改造。
本次余热锅炉节能技术改造主要达到以下三个目的：
2.1.1.1 降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；
2.1.1.2 降低余热锅炉尾部受热段的烟气流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机出力；
2.1.1.3 提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。
2.1.2 余热锅炉节能技术改造内容
2.1.2.1 对原省煤器进行改造，将排烟温度降至185℃左右。拆除原省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温段省煤器和低温段省煤器。新设计的省煤器受热全部改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构。
2.1.2.2 增设给水预热器，将省煤器进水温度由104℃提高到150℃（可设定），避免省煤器露点腐蚀。
2.1.2.3 增设蒸汽吹灰器。在新设计的省煤器箱体上布置固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保排烟温度达到设计值，使余热锅炉长周期高效运行。蒸汽吹灰器采用PLC自动控制。
2.1.2.4 对原有的余热锅炉的给水系统管路进行设计改造；增加蒸汽吹灰器低压蒸汽管路。
2.1.2.5 对电气仪表进行相应改造，新增控制、显示参数全部进原装置DCS系统。
2.1.3 改造后余热锅炉的技术性能指标
余热锅炉技术改造后，在设计操作条件下达到如下技术性能指标：
2.1.3.1 锅炉排烟温度范围为185±10℃；
二套余热锅炉排烟温度由改造前325℃降低至改造后185℃,可多回收热量31740kw，以产汽量计算，相当于汽包多产中压蒸汽38.2t/h。（详细计算过程见章节“3.2工艺概述、节能量的计算”）
2.1.3.2 省煤器给水入口温度大于150℃,避免露点腐蚀；
2.1.3.3 省煤器所有承受高压元件全部焊缝100%探伤，并分别经过压力1.5倍水压试验。
2.1.3.4 本余热锅炉可以在70%~110%设计负荷之间安全运行。
2.1.3.5 由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，可多回收热量96kw（详细计算过程见章节“3.2工艺概述、节能量的计算”）。
2.1.3.6 改造后保证在设计工况下省煤器不震动。
2.1.4 增设节能变频器技术改造
1、变频调速的基本原理
催化装置机泵类设备占全部设备的20%，电能消耗比较大，为了节约用电，本次技术改造拟对二套催化装置重要机泵的电机增设变频器。
交流电动机的同步转速表达式位：
n＝60 f(1－s)/p (1)
式中 n———异步电动机的转速；
f———异步电动机的频率；
s———电动机转差率；
p———电动机极对数。
由式(1)可知，转速n与频率f成正比，只要改变频率f即可改变电动机的转速，当频率f在0～50Hz的范围内变化时，电动机转速调节范围非常宽。变频器就是通过改变电动机电源频率实现速度调节的，是一种理想的高效率、高性能的调速手段。
2、变频调速的优点
（1）节能效果明显，采用变频调速后，提高了电机的功率因数，减少了电机功率消耗；
（2）变频调速后，可根据产能确定转速，解决大马拉小车问题；
（3）系统采用闭环控制，参数波动范围小，偏差能及时控制，变频器的加速和减速可根据工艺要求自动调节，控制精度高，保证工艺稳定，提高产品质量和产量。
2.2原料与产品及原辅材料、燃料供应
本项目的实施不改变现有催化装置原料与产品，也不增加原、辅材料的供应。

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3 工艺技术及设备方案
3.1工艺技术选择
1
2
3
3.1
3.1.1 余热锅炉改造技术方案
3.1.1.1 改造原则
**集团催化余热锅炉改造的关键在于：降低排烟温度的同时，防止省煤器积灰与腐蚀，降低尾部受热面省煤器阻力，确保省煤器安全运行、高效运行。
借助九江石化分公司、茂名石化分公司和长岭石化分公司等催化余热锅炉改造的成功经验，同时，针对**集团实际情况作相应改进与修改。

（1）余热锅炉尾部受热面采用翅片管为传热元件，增加传热面积，强化换热，同时降低锅炉尾部烟气流动阻力，降低炉膛压力，提高余热锅炉再生烟气处理能力，满足装置满负荷运行余热回收要求，换热管顺排布置，便于清灰；
（2）采用水热媒技术，在降低余热锅炉排烟温度，提高锅炉效率的同时，提高省煤器进水温度，提高省煤器管壁温度，避免省煤器露点腐蚀，满足余热锅炉防腐节能要求；
（3）在余热锅炉高温、低温省煤器，增设固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉尾部受热面，确保余热锅炉长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用PLC自动控制；
（4）改造后的余热锅炉高温、低温省煤器全部采用模块化箱体结构。全部受压元件的组焊在锅炉厂完成，分段出厂，现场组装，实现工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期；
3.1.1.2 设计计算基础数据
（1）100×104t/a重油催化裂化装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行：
序号
项 目
数值
单位
1
再生烟气量
143644
Nm3/h
2
再生烟气进余热锅炉温度
500
℃
3
补燃瓦斯量
800～900
Nm3/h
4
混合燃烧烟气量
152412
Nm3/h
5
省煤器入口温度
380
℃
6
全部中压给水流量
80
T/h
7
排烟温度
185±10
℃
8
空气流量
8000
Nm3/h
9
空气入口温度
20
℃
13
锅炉除氧器给水出口温度
104
℃
14
给水压力
6.4
MPa

（2）200×104t/aDCC装置余热锅炉改造设计依据下列数据进行：
序号
项 目
数值
单位
1
再生烟气量
287288
Nm3/h
2
再生烟气进余热锅炉温度
500
℃
3
补燃瓦斯量
1600～1700
Nm3/h
4
混合燃烧烟气量
304824
Nm3/h
5
省煤器入口温度
380
℃
6
全部中压给水流量
160
T/h
7
排烟温度
185±10
℃
8
空气流量
16000
Nm3/h
9
空气入口温度
20
℃
13
锅炉除氧器给水出口温度
104
℃
14
给水压力
6.4
MPa

（2）公用工程参数
仪表空气：0.6 ~ 0.7 MPa 常温
吹灰蒸汽：1.0 MPa 280 ℃
3.1.1.3 改造方案
本次防腐节能改造主要达到3个目的： 1、降低排烟温度，提高余热锅炉效率，降低装置能耗；2、降低余热锅炉尾部受热段的烟气流动阻力，降低炉膛压力，降低烟气泄漏，提高烟机出力；3、提高锅炉给水温度，根除省煤器露点腐蚀，确保余热锅炉长周期安全高效运行。
通过采用模块化翅片管省煤器替代原光管错排省煤器、增设给水预热器等措施实现以上改造目的，具体说明如下：
（1）采用先进、成熟的翅片管结构省煤器更换现有省煤器，达到强化省煤器传热，降低烟气流动阻力、降低排烟温度的目的。
拆除原有高、低温省煤器和相关炉墙，在原位置依次布置新设计的高温省煤器和低温省煤器。省煤器换热元件均采用螺旋翅片管结构，基管均采用高压锅炉管(GB5310标准)，材质为20G。新设计的高、低温省煤器全部采用积木式模块化箱体结构，全部受压元件的组焊在锅炉厂完成（管子对接焊缝100％拍片），分段出厂，现场组装，实现工厂化制造，确保产品质量，缩短现场安装工期。为降低排烟温度，提高余热锅炉效率，将油浆蒸发器、外取热器汽包给水和余热锅炉給水同时一起进省煤器进行预热。省煤器改造后可以在以下几个方面改善余热锅炉运行状况：⑴ 增加换热面积，强化换热。在相同的空间内，换热面积增加3倍以上，使省煤器吸热能力增加，降低排烟温度，提高余热锅炉效率；⑵ 降低烟气流通阻力，降低炉膛压力，防止烟气泄漏；提高烟机出力，保证余热锅炉长周期安全运行。
（2）增设给水预热器，改造给水加热系统，提高低温段省煤器入口水温度，消除省煤器低温露点腐蚀。
为适应装置负荷变化和原料油变化，防止省煤器低温露点腐蚀，增设給水预热器，利用省煤器出口的高温水加热省煤器进口的104℃低温水，将省煤器实际进水温度提高到150℃（可设定），高于露点温度，确保省煤器换热管的管壁温度高于烟气露点温度，从原理上避免露点腐蚀的产生，确保省煤器长周期安全运行。
（3）采用正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，达到有效清除受热面积灰，降低排烟温度的目的。
根据翅片管结构受热面清灰特性要求，并结合催化余热锅炉正压、防爆的要求，在新设计的省煤器各箱体上布置我所开发的、成熟有效的正压防爆固定旋转式蒸汽吹灰器，有效防止催化剂粉尘静电吸附在余热锅炉受热面上，确保各段受热面的传热效果，降低烟气阻力，降低排烟温度，使余热锅炉达到长周期高效运行。固定旋转式蒸汽吹灰器采用定位布置蒸汽喷口，吹灰功率大，可有效保证吹灰效果。另外吹灰器采用PLC自动控制，操作简单。
整个改造工艺全部新增控制、显示参数进原装置DCS系统。本改造方案清灰方式
高温省煤器和低温省煤器可能存在静电积灰(含催化剂粉末)现象，不同的是由于设计中避免了露点腐蚀，灰垢粘性低，成“干”态，为清除积灰创造了有利条件。结合翅片管省煤器结构和烟气正压特点，采用并采用我所专门研制的正压防爆固定旋转蒸汽吹灰器吹灰，全部吹灰器采用PLC控制，定时自动吹灰，确保有效清除灰垢。
3.1.1.4 技术特点
本改造方案在原省煤器空间上布置了高温省煤器(二组)和低温省煤器(二组)，共四个模块，每个模块之间自身护板连接，支撑在炉体钢结构承重梁上，全部重量小于原省煤器带炉墙重量，原炉体钢结构无需加强，排烟系统不作任何改动，改造工作量小，节能效果明显，并具有以下特点：
（1）高温省煤器和低温省煤器均采用模块化设计，设计上将承压部件的所有焊缝均安排在夹层内，预置吹灰器的接口，现场安装时只需将各模块之间加焊连接钢板，然后进行外保温，节省人力并可大大缩短现场安装工期，节约安装费用；
（2）降低炉膛压力，减轻烟气泄漏，提高烟机出力；
（3）降低排烟温度，提高锅炉效率；
（4）无论装置负荷如何变化，均能自动将烟气换热器和省煤器入口水温保持在避开露点腐蚀的给定值(本次改造为140℃)，确保设备的安全运行；
（5）给水预热器可布置炉底和余热锅炉附近适当位置，不受场地条件的限制。
3.1.2 变频改造
3.1.2.1 改造内容
对泵类、风机类进行变频改造。共需改造49台电机，总装机容量3346KW，计算负荷2806KW。
3.1.2.2 变频改造方案分析
本工程变频改造为泵类设备。
对于多台泵并联的情况，拟用一台变频器来控制系统中的一台泵变频运行，其他泵工频运行，手动控制启停。如图所示，实际运行中，根据工艺要求启动几个工频运行的泵，变频泵一直运行，预置一个设定压力，根据实际压力反馈值变频器内置PI控制器自动调节输出频率，控制电机调速，确保实际压力恒定，已达到节能效果。
对于单个运行的泵类，则根据安装在泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。
PI控制器
功率回路
M
设备
压力反馈

变
频
器
压力设定值
逻
辑
控
制
器
启动
停止
运行
故障

对于单个运行的泵类，则根据安装在风机或泵出口处的压力传感器传送过来的压力信号，按照工艺控制要求，进行实时调节。
考虑到原有柜体密封不好，散热效果差，不能满足变频器安装的要求，建议不使用原有柜体，推荐使用防护等级IP3X的控制柜，并且加装散热风扇以及过滤器。低压元器件品牌选用施耐德电器，该产品性价比较高。
3.1.2.3 变频节能改造设备
序号
改造项目
型号规格
数量（台）
备注
1
ABB变频器
ACS 800
49

2
信号电缆

3
低压开关柜
GCS型
47

3.1.2.4 变频改造效果
采用变频器直接控制风机、泵类负载节能非常显著，当电机在额定转速的80%运行时，理论上其消耗的功率为额定功率的（80%）平方，去除机械损耗电机铜、铁损等影响，节能效率接近35%，同时也容易实现闭环恒压控制，节能效率将进一步提高。由于变频器可实现大的电动机的软停、软起，避免了启动时的电压冲击，减少电动机故障率，延长使用寿命，同时也降低了对电网的容量要求和无功损耗。
根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低25~35%。
3.2工艺概述、节能量的计算
3.2
3.2.1 工艺概述
3.2.1.1 改造内容和年操作时数
对100×104t/a重油催化裂化装置和200×104t/aDCC装置内各自的余热锅炉进行节能改造，对装置内重要设备的电机增设变频器。
设计年开工8400小时。
3.2.2 主要操作条件
（1）100×104t/a重油催化裂化装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表一、表二：
表一、100×104t/a重油催化裂化装置高、温省煤器性能参数
名 称
单 位
高温省煤器
低温省煤器
烟气流量
Nm3/h
152412
152412
烟气入口温度
℃
380
261
烟气出口温度
℃
261
185
介质流量
t/h
80
80
介质压力
MPa
~ 5.5
~5.5
介质入口温度
℃
151
150
介质出口温度
℃
224
197
烟气平均流速
m/s
18.1
15.3
换热面积
M2

2100
3152
换热量
Kw

8990
5744
烟气阻力
Pa
< 750
<980
烟气总阻力
Pa
<1730

表二 100×104t/a重油催化裂化装置水热媒式给水预热器性能参数
名 称
单 位
给水预热器
高温给水流量
t/h
80
高温给水入口温度
℃
197
高温给水出口温度
℃
151
介质流量
t/h
80
介质入口温度
℃
104
介质出口温度
℃
150
换热面积
M2
~150
换热量
kw
4310

（2）200×104t/aDCC装置高温省煤器、低温省煤器和给水预热器计算结果如表三、表四：
表三、200×104t/aDCC装置高、温省煤器性能参数
名 称
单 位
高温省煤器
低温省煤器
烟气流量
Nm3/h
304824
304824
烟气入口温度
℃
380
261
烟气出口温度
℃
261
185
介质流量
t/h
160
160
介质压力
MPa
~ 5.5
~5.5
介质入口温度
℃
151
150
介质出口温度
℃
224
197
烟气平均流速
m/s
18.1
15.3
换热面积
M2

4200
6300
换热量
Kw

17980
11480
烟气阻力
Pa
< 750
<980
烟气总阻力
Pa
<1730

表二 200×104t/aDCC装置水热媒式给水预热器性能参数
名 称
单 位
给水预热器
高温给水流量
t/h
160
高温给水入口温度
℃
197
高温给水出口温度
℃
151
介质流量
t/h
160
介质入口温度
℃
104
介质出口温度
℃
150
换热面积
M2
~300
换热量
kw
8620

（3）进行变频改造的泵类设备汇总表
装置名称
机泵位号
机泵名称
机泵数量
/台
变频电机功率KW
100×104t/a重油催化裂化装置
P4001A B
脱丙烷塔进料泵
2
55×2
P4002A B
脱丙烷塔回流泵
2
75×2
P4003A B
脱乙烷塔进料泵
2
75×2
P4004A B
脱乙烷塔回流泵
2
37×2
P8101A B
汽油成品泵
2
30×2
P8206A B
凝结水泵
2
15×2
P3302A B
凝缩油泵
2
30×2
P3308A B
汽油回流泵
2
132×2
P3306A B C
吸收塔二中段回流泵
3
55×2
P3305A B
吸收塔一中段回流泵
2
55×2
P3304A B
富吸收油泵
2
55×2

合计
23
1228
200×104t/a
DCC装置
P1201A B
原料油泵
2
110×2
P1202A
粗汽油泵
1
132×1
P1204A B
顶循泵
2
90×2
P1205A
轻柴油泵
1
160×1
P1206A B
一中泵
2
75×2
P1208A
二中及回炼油泵
1
75×1
P1209A B
循环油浆泵
2
132×2
P1303A B
凝缩油泵
2
75×2
P1307
脱乙烷油泵
1
45×1
P1308A
液态烃泵
1
55×1
P1309A B
稳定汽油泵
2
75×2
P3101A B
汽油成品泵
2
45×2
P3201A B
LPG进料泵
2
75×2
P2101A
脱丙烷塔进料泵
1
90×1
P2102A
脱丙烷塔回流泵
1
75×1
P2103A
脱乙烷塔进料泵
1
55×1
P2104A
脱乙烷塔回流泵
1
55×1
B1101-pc
主风机盘车器
1
22×1

合计
26
2118

3.2.3 节能量的计算
装置年操作时间按8400小时。
二套余热锅炉排烟温度由改造前325℃降低至改造后185℃。
由于新设计的省煤器受热改用螺旋翅片管，采用模块式箱体结构，改造后二套省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力。
对装置泵类进行变频改造，共需改造49台电机，总装机容量3346KW，计算负荷2806KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低25~35%，本次按30%计算。
（1） 100×104t/a重油催化裂化装置余热锅炉改造节能量的计算：
Q=mCp（T1-T2）
式中 Q———节能量，kw
m———排放烟气流量，Nm3/秒；
Cp———排放烟气比热，按1.785kj/Nm3℃（参照气体的物性数据）；
T1-T2———排放烟气温度，℃；

Q=（152412 Nm3/h）÷（3600秒/小时）×（1.785kj/Nm3℃）×（325℃-185℃）=10580kw
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T3110-2001）
（10580×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=1.3 t标煤/小时
（1.3 t标煤/小时）×（8400小时/年）=10920t标煤/年
节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715kcal/kg计算：
（10580×103J/秒）÷[（715kcal/kg）×4.1867 ×103J /kcal]= 3.534 kg /秒
= 12.7t/h
（2） 200×104t/aDCC装置余热锅炉改造节能量的计算：
Q=mCp（T1-T2）
式中式中 Q———节能量，kw
m———排放烟气流量，Nm3/秒；
Cp———排放烟气比热，1.785kj/Nm3℃（参照气体的物性数据）；
T1-T2———排放烟气温度，℃；
Q=（304824Nm3/h）÷（3600秒/小时）×（1.785kj/Nm3℃）×（325℃-185℃）=21160kw
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法SH/T3110-2001）
（21160 ×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=2.6 t标煤/小时
（2.6t标煤/小时）×（8400小时/年）=21840t标煤/年
节能量以产汽量计算，中压蒸汽与水的焓差按715kcal/kg，计算
（21160 ×103J/秒）÷[（715kcal/kg）×4.1867 ×103J /kcal]= 7.069kg /秒
= 25.5t/h
（3） 100×104t/a重油催化裂化装置省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，节能量的计算
Q=m（P1-P2）
式中 Q———节能量，kw
m———烟机入口流量，Nm3/秒；
P1、P2———排放烟气压降，KPa；
Q=（143644 Nm3/h）÷（3600秒/小时）×（2KPa-1.2KPa）=31.9kw
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）
（31.9 ×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=0.003918 t标煤/小时
（0.00392t标煤/小时）×（8400小时/年）=32.9t标煤/年
（4） 200×104t/aDCC装置省煤器总压降由现大于2KPa降低至1.2KPa，提高烟机出力，节能量的计算
Q=m（P1-P2）
式中 Q———节能量，kw
m———烟机入口流量，Nm3/秒；
P1、P2———排放烟气压降，KPa；
Q=（287288Nm3/h）÷（3600秒/小时）×（2KPa-1.2KPa）=63.8kw
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）
（63.8 ×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=0.007836 t标煤/小时
（0.00392t标煤/小时）×（8400小时/年）=65.8t标煤/年

（5） 对100×104t/a重油催化裂化装置泵类进行变频改造，共需改造23台电机，总装机容量1228KW，计算负荷1030KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低25~35%，本次按30%计算。
1030KW×30%=309 KW=309 ×103J/秒
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）
（309×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=0.038 t标煤/小时
（0.038t标煤/小时）×（8400小时/年）=318.8t标煤/年

（6） 对200×104t/aDCC装置泵类进行变频改造，共需改造26台电机，总装机容量2118KW，计算负荷1776KW，根据国内同型机改造的实例，经过变频改造后，实际运行的电功率较改造前可降低25~35%，本次按30%计算。
1776KW×30%=532.8 KW=532.8×103J/秒
节能量以标煤折算， 29308MJ/t标煤（参考石油化工设计能量消耗计算方法 SH/T3110-2001）
（532.8×103J/秒）×（3600秒/小时）÷（29308 ×106J/t标煤）=0.065 t标煤/小时
（0.065t标煤/小时）×（8400小时/年）=549.7t标煤/年
3.2.4 100×104t/a重油催化裂化装置与200×104t/aDCC装置节能量的汇总
装置节能量的汇总见表3.2-1：