石化余热综合利用项目初版优化报告.docx

山东XXXX石油化工集团有限公司余热综合利用与节能优化项目优化报告（初版）二。二三年四月目录第1章项目概述11.1 编制依据11.2 编制原则11.3 项目背景21.4 项目目标21.5 项目研究结论2第2章优化基础32.1 优化范围32.2 总加工流程42.3 能源价格52.4 能耗计算基准6第3章低温热系统现状73.1 FCC低温热系统73.2 DCC低温热系统73.3 焦化-热电低温热系统103.4 汽柴油加氢-制氢低温热系统12第4章全厂热源、热阱统计154.1 全厂热源统计154.2 全厂热阱统计164.3 存在问题16第5章总体规划思路185.1 现有低温热系统热量利用分析185.2 全厂热进出料分析185.3 全厂热联合分析195.4 低温热总体规划思路19第6章优化方案216.1 运行一部216.1.1 重交沥青装置(600xl04ta)216.1.2 非临氢改质装置(20xl04ta)346.2 运行二部466.2.1 DCC装置(140×104ta)466.3 运行三部506.3.1 汽柴油加氢装置(140×104ta)506.3.2 催化汽油加氢装置(100×104ta)616.4 运行四部726.4.1 2#硫磺装置(8xlOWa)726.5 运行五部776.5.1 连续重整装置(100×104ta)776.5.2 柴油加氢改质(180×104ta)1046.6 余热综合利用项目1106.6.1 项目一：汽柴油加氢制氢低温热系统改造1106.6.2 项目二：焦化热电低温热系统改造1226.6.3 项目三：澳化锂制冷改造1376.6.4 项目四：全厂装置伴热改造1406.7 全厂除氧器整合及锅炉给水余热深度利用1506.8 优化项目汇总表156第7章蒸汽和燃料气平衡分析157第8章项目总结与实施建议158第1章项目概述1.1编制依据山东XXXX石油化工集团有限公司（以下简称“XXXX石化"）低温热系统优化技术咨询方案编制依据如下：（I）XXXX石化与上海优华系统集成技术股份有限公司（以下简称“上海优华”）签订的技术协议和商务合同；（2） XXXX石化提供的2022年相关的基础数据1）全厂能耗报表、总加工流程、加工量、年加工时间、能源价格等；2）各生产装置和公用工程及辅助系统工艺和设备实际运行数据；3）各生产装置和公用工程及辅助系统设计相关资料；（3）现场检测数据；（4）项目技术讨论会议纪要等相关文件。1.2编制原则（1）安全性原则在确保装置安全、稳定生产的前提下，对各装置内部换热网络、低温热进行用能分析评估，提出具体的改造方案，提高系统的运行效率和经济性。本项目中所提改造方案不仅能适应正常的生产波动，而且在非正常工况下能切换成原流程。（2）系统性原则以过程系统能量优化“三环节”理论为指导，将xxxx石化全厂低温热系统作为一个整体进行用能分析，找出存在的问题，充分挖掘低温热系统方面的优化潜力，提高低温热的利用效率，降低蒸汽和燃料气用量，降低生产运行成本，提高企业经济效益。各装置内的热量优先在本装置内利用，如果本装置内利用后仍有富余，再进行装置外利用。需要结合各装置的用能特点，规划各装置间的热量输送，将富余热量输送至热量不足的装置或系统，替代热量不足装置或系统的蒸汽，并充分考虑装置检修的同步性和装置间的距离。热量利用时考虑季节性、连续性和稳定性。（3）能量利用遵循“温位对口、梯级利用”原则方案编制过程中充分考虑热量的温位品质，按照“高温高用、低温低用、温度对口、梯级使用''的原则对热量进行匹配、优化利用。通过降低过程炳损的方式，提高能量的利用效率。（4）经济性原则本项目中提出的改造方案具有技术经济可行性，投资回收期原则上不超过3年，同时具有工程可实施性，作为可研、初步设计的依据。1.3项目背景2021年，发改产业(2021)1609号高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平(2021年版)规定，炼油企业单位能量因数综合能耗的基准值为8.5千克标准油/吨能量因数，标杆值为7.5千克标准油/吨能量因数。发改产业(2022)200号高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)进一步明确，各行业实施指南确定的时限均为2025年。例如，针对炼油行业，提出到2025年，炼油领域能效标杆水平以上产能比例达到30%,能效基准水平以下产能加快退出。近几年XXXX石化也陆续实施了一些节能改造项目，企业用能水平有了较大的提升，全厂炼油综合能耗和单因能耗也有一定程度降低，但炼油综合能耗与先进值仍有较大差距，单因能耗与行业标杆值、先进值相差也较大。2021年全厂综合能耗累计值74.18kgoet,单因能耗8.5307kgoet因数。基于以上背景，XXXX石化决定开展全厂余热综合利用和节能优化项目。由于低温热系统关联了全厂燃料、蒸汽、电、循环水等能源消耗，余热利用效率的高低一定程度上决定了全厂能耗水平。因此，开展以低温余热综合利用为主的能量集成优化，可以起到提纲挈领的作用，有利于提高企业能效，是企业落实“双碳双控”政策要求重要举措，同时也是XXXX石化执行上级公司节能降碳措施的组成部分。通过实施余热利用节能改造项目，可以显著降低企业的能耗，降低碳排放，同时增加企业的经济效益，有利于增强企业竞争力。1.4项目目标通过对炼油生产装置余热资源的系统梳理和分析，在进行装置余热内部优化利用的基础上，集成全厂的低温余热资源，实现低温热在区域乃至全厂范围内的优化利用，提高能源利用效率，降低炼油综合能耗和单因能耗。以全厂加工负荷600万吨/年、年开工时间按8000小时为基准，项目实施后，可降低全厂炼油能耗3kgoet01.5项目研究结论待现场初版方案对接后再补充。第2章优化基础2.1 优化范围包括XXXX石化涉及低温热的所有装置，具体包括但不限于下表所列装置、车间。主要生产装置列表如下：表2.L1项目工作范围序号运行部装置名称设计负荷，万吨/年备注1运行一部重交沥青6002非临氢改质203运行二部DCC1404FCC100停车51#气分2562#气分307MTBE装置58运行三部延迟焦化装置1409汽柴油加氢14010制氢装置20000Nm3h停工11催化汽油加氢及配套酸化、抽提装置10012运行四部1#硫磺装置5132#硫磺装置8141#污水汽提80th152#污水汽提120th16硫磺溶剂再生140th17加氢型溶剂再生200th18非加氢型溶剂再生200th19乙苯苯乙烯8停车20运行五部连续重整10021芳煌抽提4022柴油加氢改质18023PSA60000Nm3h24公用工程动力、除盐水站、锅炉等25储运罐区、火车站、发货区等2.2 总加工流程XXXX石化常减压装置设计加工能力为600xl04ta,总加工流程和2023年排产计划如下图所示：图2.2-1XXXX石化全厂总加工流程图图2.2-2xxxx石化2023年排产计划2.3 能源价格表2.3-1能源价格表序号介质名称单位含税单价13.5MPa蒸汽元/吨2802LOMPa蒸汽元/吨1803<0.5MPa蒸汽元/吨1504瓦斯元/吨28005新鲜水元/吨4.506除盐水元/吨9.007除氧水元/吨19.008凝结水元/吨7.009循环水元/吨0.2510硫磺净化水元/吨2.0011污水处理费用元/吨10.0012中水元/吨3.5013电元/度0.7114净化风元/m30.1515非净化风元/n?0.1316中压氮气元?0.7017低压氮气元/n?0.602.4 能耗计算基准表2.4,能源折标系数表名称单位折标系数3.5MPa蒸汽kgoe/t88LOMPa蒸汽kgoe/t760.5MPa蒸汽kgoe/t66新鲜水kgoe/t0.15循环水kgoe/t0.06104C除氯水kgoe/t6.5机组凝结水kgoe/t1脱盐水kgoe/t1需除油除铁120C凝结水kgoe/t5.5燃料气kgoe/t950电kgoe/kWh0.22第3章低温热系统现状XXXX石化共有四套低温热水系统，分别为FCC装置低温热系统、DeC装置低温热系统、焦化-热电低温热系统、汽柴油加氢制氢装置低温热系统。通过对全厂低温热系统进行详细调研和分析，发现还存在很多中温位热量没有得到回收利用，如焦化、汽柴油加氢、重整等装置的分储塔顶油气热量，未经取热就直接进入空冷予以冷却；同时.，也有许多低温位热阱在用蒸汽提供热源，如蜡油罐区伴热维温、厂区采暖、多个除氧器热力除氧等均使用LOMPa蒸汽，存在能量高质低用现象。3.1 FCC低温热系统目前，FCC装置处于停工状态，FCC装置低温热系统停运，本次优化不考虑。3.2 DCC低温热系统(1)现状热源流程：热媒水经热媒水循环泵升压后，依次经过换热器E-1201A-D.E-1205AB>E-1315A/B,分别与分储塔顶油气、顶循油及稳定汽油换热后,再去柴油加氢改质装置经E-2112与精制柴油换热，然后依次通过凝结水闪蒸汽换热器E1604、自机械汽动泵来0.2MPa蒸汽加热器E1603、1.0MPa蒸汽加热器E1602A/B加热后，控制温度在105出装置。热阱流程：DeC装置来的高温热水分成三路，第一路输送至气分装置分别作为脱丙烷塔进料换热器E2101、脱乙烷塔底再沸器E2105、丙烯塔底再沸器E2107A/B热源；第二路送至液化气脱硫醵换热器E-3301作为碱液加热热源；第三路作为DCC装置伴热与办公楼采暖热源(仅冬季使用)。换热后的三路热媒水混合后，再经水冷器E1601A/B冷却后返回DCC装置，冷后温度控制55C左右。本套低温热系统的流程如下：E2105 脱乙电函沸器E21O7ABF=14thF=207thP160IABC 热收水泵E160IAB 循标标器液化气脱酸静破液加热装置伴热、采暧图3.2-1DCC低温热系统流程图（2）DCC低温热系统的热源、热阱负荷平衡统计，如下表所示:表3.2/DeC低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（冬季）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注t/hCCkW热源1分馆塔顶油气12910779102122顶循3841339095933稳定汽油5085850未投用4改质精柴19115912437185凝结水闪蒸汽0-06自机械汽动泵来0.2MPa蒸汽0-071.0MPa蒸汽0-0合计23523热阱1丙烯塔再沸器150932脱乙烷塔再沸器11683脱丙烷塔进料9624碱液6005装置伴热及采暖3600估算值6水冷及散热2100合计23523表3.22DCC低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（其它季节）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注t/hCCkW热源1分储塔顶油气12910779102122顶循3841339095933稳定汽油5085850未投用4改质精柴19115912437185凝结水闪蒸汽0-06自机械汽动泵来0.2MPa蒸汽0-07I-OMPa蒸汽0-0合计23523热阱1丙烯塔再沸器150932乙烷塔再沸器11683丙烷塔进料96245005装置伴热及采暖06水冷及散热5800合计23523（3）存在问题DeC热媒水系统的热量，夏季主要供2#气分、双脱装置，冬季增加了DeC装置伴热和办公楼采暖，从热负荷平衡表上可以看出以下问题：1）热量存在一定富余。在冬季，热源、热阱基本平衡，略有富余，循环水冷却器热水侧阀门开度5%左右，回水温度从62°C降至55；在夏季，因装置伴热和办公采暖都停用，热量富余较多，通过循环水冷却。2）热水换热后温度偏高。热媒水最后一级通过加氢改质精制柴油换热后，温度达105,作为气分热源存在高质低用。（4）优化思路1）扩展热阱，包括：a）作为常减压装置加热炉前置空气预热器的热源。b）作为本装置CO补燃气预热器的热源。2）减少精制柴油与热媒水换热，多用于精制柴油与除盐水换热。3.3 焦化热电低温热系统（1）现状热源流程：低温热媒水在热电装置经热媒水循环泵升压后，输送至焦化装置分成三路，分别经过换热器E1120AB.E1119AB及E1205AB与分储塔顶循、柴油及稳定汽油换热后，高温热媒水再返回热电装置。热阱流程：热媒水送至热电后，原设计与FeC除盐水换热，用于提升进除氧器前的除盐水温度，现改为与超滤产水换热，冬季时将超滤产水温度从3-5°C升高至25-30°C,然后经循环水冷却后，送至焦化装置取热。本套低温热系统的流程如下：（2）焦化-热电低温热系统的热源、热阱负荷平衡统计，如下表所示:表331焦化-热电低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（冬季）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注t/hCkW热源1分储塔顶循70.8142.551.844772柴油76.7156108.225563稳定汽油66.685441903合计8936热阱1超滤水35052683112循环水冷却03散热损失625合计8936表3.32焦化热电低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（其他季节）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注t/heC4CkW热源1分馆塔顶循70.8142.551.844772柴油76.7156108.225563稳定汽油66.685441903合计8936热阱1超滤水350252502循环水冷却84903散热损失446合计8936（3）存在问题1）夏季低温热富余，热媒水仅在冬季用于超滤产水加热，夏季通过循环水冷却，热量未有效利用，还增加了循环水消耗。2）热媒水热热后温度偏低，仅75左右，热阱用户受限。（4）优化思路优化该套低温热系统流程，提高热媒水换后温度，并扩大热阱范围，优化思路包括：1）回收焦化分储塔顶油气低温热，目前该塔顶油气温度达U3C,直接进空冷冷却，能量未回收利用。2）调整各分支热媒水流量，将热媒水出口温度提高至95C以上。3）扩展热阱，包括：a）冬季用热媒水替代LOMPa蒸汽，作为装置管线维温伴热热源；b）利用热媒水对进加热炉前的燃料气预热，减少加热炉燃料气消耗；c）利用热媒水对进空气预热器前的空气进行前置预热，提高空气进加热炉温度等。d）新增溟化锂制冷，在夏季，利用热媒水产生冷量，部分用于焦化、DCC装置的吸收稳定系统冷却，降低干气中C3+含量，回收高附加值产品；部分用于各中控室、机柜间、变配电所制冷，节省空调电耗。3.4 汽柴油加氢.制氢低温热系统（1）现状热源流程：热媒水经热媒水循环泵升压后，分成两路，一路输送至制氢装置，经E-105B与中变气换热，另一路输送至柴油加氢装置，经E-2508B/C与精制柴油换热，两路热媒水混合后输送出装置。热阱流程：来自柴油加氢装置的热媒水，先输送至原油罐区，对6个五万方原油罐进行伴热维温；再经换热器ElOlAB,对送往常减压装置的原油进行预热；最后低温热媒水返回热媒水缓冲罐V2527。本套低温热系统的流程如下：EIOIA8原油三豆热浮（2）汽柴油加氢-制氢低温热系统的热源、热阱负荷平衡统计，如下表所示:表3.4“汽柴油加氢.制氢低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（冬季）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注t/hCCkW热源1精制柴油1281147632792制氢中变气0停工合计3279热阱1原油罐区维温252522922原油加热器68025277563热损失231合计3279表342汽柴油加氢-制氢低温热系统热源、热阱负荷平衡统计表（其他季节）序号物流名称流量换前温度换后温度热负荷备注tlCCkW热源1精制柴油1281147632792制氢中变气0停工合计3279热阱1原油罐区维温2718442原油加热器680273012713热损失164合计3279（3）存在问题1）原油罐区维温和加热负荷较小，原油换热器ElOlAB副线阀有60%开度，低温热富余,原设计热媒水循环量为235th,实际只有125th左右,在制氢装置停工后，热水流量仅有93th左右；2）热媒水换后温度偏低，原设计换后温度为I（X）C,当前仅为76左右。（4）优化思路优化该套低温热系统流程，提高热媒水换后温度，并扩大热阱范围，优化思路包括:1）补充汽柴油加氢分储塔顶油气热源：汽柴油加氢装置分储塔T2502塔顶油气温度达136,直接进空冷冷却，热量未有效回收利用。增加热媒水/塔顶油气换热器，减少空冷耗电量。2）扩展热阱用户，包括：a）蜡油罐区伴热：储运部蜡油罐区（4个一万方和6个五千方），仍然采用LOMPa蒸汽做维温热源，可以用热媒水替代蒸汽。b）装置工艺换热：非临氢改质装置吸收解吸塔ClOl塔底温度仅71,采用1.0MPa蒸汽作为热源，可以用热媒水作为热源。c）采暖：全厂仍有三个采暖站使用蒸汽取暖，可以用热水替代蒸汽。第4章全厂热源、热阱统计4.1 全厂热源统计全厂仍有较多低温热未回收利用，直接通过空冷或水冷进行冷却，其中温位大于70°C的热源，按照换热至80和60两种情况，统计可回收热量如下:表4.11全厂潜在热源统计表装置物料名称流量冷前温度冷后温度回收热量回收热量备注换至80C换至60Ct/hCCkWkW常减压初做塔顶气69.981.841.0901064注水2.6常压塔顶气84.379.037.9O2012注水5.8常压侧线柴油210.8116.746.145806935至罐区减压蜡油6.7131.673.1261261至罐区减渣6.8151.1131.9211211至皤区DCC烟气176130Nm171.7120.054375437至脱硝汽柴油加氢反应流出物151.797.542.018513966至空冷汽提塔顶气8.4156.441.314811770至空冷分馆塔顶气31.4136.038.537314133至空冷精制柴油127.975.149.3-1346至螺区焦化分馆塔顶气36.7112.438.313292150至空冷汽油加氢Clo2塔顶气11.3123.037.75641028至空冷制氢烟气35579Nm3h177.0120.029032903排大气中变气22824Nm3h150.4100.023762376至PSA酸性水汽提汽提塔顶气8115.356.236294056返塔非加氢再生再生塔顶气5104.239.933673567返塔加氢再生再生塔顶气5105.955.133003500返塔硫磺胺液再生再生塔顶气3.3109.222.113651515返塔柴油加氢改质汽提塔顶气9.6179.836.927602924至空冷分馆塔顶气69.3139.940.388189836至空冷精制柴油190.996.652.122094871至空冷连续重整脱戊烷塔顶气25.383.337.58112438至空冷重整分偏塔顶气117.891.673.91188011880至空冷二甲苯21.6101.026.8316617至罐区苯塔塔顶油气22.8102.245.626872912至空冷合计65956837084.2 全厂热阱统计全厂有多处热阱，未采用低温热系统的能量，而是用蒸汽进行加热，存在高质低用的现象。现将温位小于130C的热阱予以统计，具体如下表：表4.2-1全厂潜在热阱统计表（冬季）装置名称物料名称温度，9C蒸汽用量，t/h备注常减压空气进预热器5常减压燃料气进加热炉20DCCCO补燃气20汽包除盐水950.6MTBE催化蒸播塔121.42.8甲醇回收塔108.72.2未投用汽柴油加氢燃料气进加热炉20焦化燃料气进加热炉20焦化装置伴热1002（估算值）焦化澳化锂制冷7-15制氢汽包除盐水103.61.2非临氢改质分储塔ClOl重沸器711.0非临氢改质稳定塔Cl02重沸器1202.3重整C4/C5分储塔重沸器1203.5重整汽包除盐水98LO重整燃料气进加热炉20热电汽包除盐水1001.0（估算值）储运蜡油罐区65-792.4（估算值）厂区三个采暖站603.0（估算值）冬季4.3 存在问题（1）全厂仍有较多低温热未回收利用。如汽柴油加氢分馈塔顶高温油气、焦化装置分馀塔顶油气等，塔顶油气的温度均在110以上，直接用空冷进行冷却，能量未有效回收利用。（2） 一些装置的加热炉烟气排烟温度较高，烟气余热未充分回收利用，如汽柴油加氢装置的反应炉和分储炉，乙苯/苯乙烯装置的导热油炉和循环苯炉等，排烟温度140°C,烟气余热未回收利用，导致燃料气消耗增大。（3） 一些装置未实现热供料，换热流程也有优化空间。如直储柴油未直接送往汽柴油加氢装置，通过罐区中转，既导致热量浪费，又增加了中间罐区的操作费用。（4）全厂的热阱未有效开发利用。如焦化装置的伴热、蜡油罐区的维温、三个采暖站的采暖等，仍使用1.0MPa蒸汽，能量存在高质低用现象。（5）夏季低温热系统的热量富余，如焦化/热电低温系统，热媒水取出热量后，又在热电装置直接用循环水冷却。（6）夏季环境温度高，一些塔顶的油气通过现有的空冷、水冷，温度降不到工艺指标值。如重整、柴油加氢改质装置的分储系统塔顶温度，一到夏季就难以控制。（7）焦化、DCC装置的吸收稳定系统，因塔顶温度偏高，导致干气中C3+含量3%,高附加值产品未有效回收。第5章总体规划思路5.1 现有低温热系统热量利用分析现有低温热系统冬夏季产用平衡如下表，由表中可知，冬季低温热利用比较充分，夏季低温热利用率较低，仅为58.3%,全年综合利用率约为75%。表5,L1全厂低温热利用汇总表系统名称热源热阱备注热源名称热负荷，kW热阱名称热负荷冬季夏季冬季夏季DCC低温热工艺取热2352323523工艺用热2142317723蒸汽加热O0冷却21005800合计2352323523合计2352323523焦化低温热工艺取热89368936工艺用热83110蒸汽加热O0冷却6258936合计89368936合计89368936柴油加氢-制氢低温热工艺取热32793279工艺用热30483115蒸汽加热O0冷却231164合计32793279合计32793279总计工艺取热3573835738工艺用热327822083X热公用工程供热O0冷公用工程冷却295614900冬季热量利用率，%91.7夏季热量利用率，%58.3综合利用率，%75.05.2 全厂热进出料分析目前全厂已经实施部分热出料，如直馈I蜡油、渣油、催化柴油、焦化柴油大部分已热出料，但直储柴油热出料比例偏低，催化汽油、焦化汽油未实施热出料，汽柴油加氢装置仍为罐区冷进料，柴油加氢改质热进料比例偏低。表5.21热进出料情况表装置物流热出料流量，Uh热出料温度，r热出料比例，%备注常减压直馈柴油45.4116.717.7大部分至罐区直储蜡油149.5131.695.7少部分至罐区减渣111.1151.094.2少部分至罐区装置物流热出料流量，t/h热出料温度，C热出料比例，%备注DCC稳定汽油79.440.00催化柴油55.238.9100产品油浆8.987.10至罐区延迟焦化焦化汽油22.441.80至罐区焦化柴油41.8108.31005.3 全厂热联合分析全厂已经实施了部分装置内和装置间热联合，主要包括DCC装置一中与稳定塔热联合、焦化装置中段与解吸塔、蜡油与稳定塔进行热联合，柴油加氢改质精制柴油与气分脱丙烷塔热联合等。通过对全厂潜在热源和热阱进行分析，仍然存在一些热联合潜力。54低温热总体规划思路结合全厂蒸汽、燃料气平衡，进行低温热系统优化。优先考虑消减低温热和热进出料，再考虑低温热利用。低温热利用时根据“温度对口、梯级利用”科学用能原理，按照“先直接利用、后升级利用”的原则进行低温热顶层规划，制定低温热综合利用技术方案，实现“一次规划、分步实施”，主要包括以下内容：（1）消减装置低温热通过优化装置内部换热流程，消减装置低温热。如采用分储塔顶油气预热重整脱戊烷塔进料，可顶替出二甲苯塔侧线汽油，作为C4/C5分储塔热源，降低蒸汽消耗；预热白土塔进料，可降低白土塔进料蒸汽加热器负荷，减少蒸汽消耗。（2）提高直像柴油热出料比例常减压装置直储柴油通过流程改造，提高热出料比例，降低冷却负荷，提高柴油加氢改质和汽柴油加氢反应炉进料温度，减少燃料消耗。（3）柴油加氢制氢低温热系统优化1）思路一：将高温的精制柴油作为硫磺装置溶剂再生塔、非临氢改质ClOl塔和非临氢改质吸收解吸塔塔热源。2）思路二：将分镭塔顶油气低温热纳入进来，提高热水换后温度，同时扩展热阱，用于蜡油罐区维温、非临氢改质吸收解吸塔塔热源、燃料气预热、采暖伴热等。（4）延迟焦化低温热系统新增热源，将分储塔顶油气低温热纳入进来，提高热水换后温度至90左右，同时扩展热阱，用于工艺制冷（焦化吸收稳定制冷）、燃料气预热、采暖伴热，夏季可用于全厂办公楼、中控室、配电柜制冷等。（5）全厂装置伴热改造在重整新建一套热水系统，回收重整装置和柴油加氢改质富余低温热，冬季时用于全厂装置伴热，夏季采用热泵技术用于产汽，再经压缩后，并入全厂低压蒸汽系统，作为溶剂再生塔再沸器热源，减少蒸汽消耗。（6）热电新增一套锅炉给水余热高效利用系统整合包括全厂除氧器（包括重整、DCC装置、热电和动力除氧器），在热电新增一套锅炉给水余热高效利用系统撬装设备。常温除盐水进撬装设备，常温下将除盐水中的溶解氧脱除、达到工艺指标要求（15gl）°除氧后先送至溶剂再生装置，先与溶剂再生塔顶气换热，再进入原有换热流程，提高除氧水换后温度。优化后，原有重整和热电除氧器不再投除氧蒸汽，为了防止空气进入除氧器，需新增氮封改造。原除氧器作为除氧水缓冲罐使用，除氧水泵及后续流程无需调整。优化前后，全厂热源、热阱分布如下：第6章优化方案61运行一部6.L1重交沥青装置（600×104ta）项目一：加热炉增加前置空气预热器（1）现状及存在问题1）现状按照当前常减压装置580th的加工负荷，两个加热炉空气进料量约470（X）Nm3h,冬季环境温度较低，空气进预热器前的温度为5,经空气预热器与烟气换热后，温度升至251；烟气进空预器温度为307C,出空预器113,为了防止烟气露点腐蚀，空预器的空气侧副线阀开度为5%,导致空气换后温度偏低，空预器热端温差达56。2）存在问题a）空气进空预器温度低，开启了部分副线阀，导致换后空气温度偏低，导致燃料气消耗增加。b）邻近的DCC装置低温热系统，热水循环量335th,经四处热源依次升温至105,然后经五处热阱并联使用后，温度为62,需要用循环水冷却至55,热媒水的热量未充分利用。（2）优化方案1）方案在空气进空预器之前，增加一台前置预热器，从附近的DCC装置引入一股热媒水作为热源，将空气温度升高至60左右，再进空预器与烟气换热。优化后，在冬季，空气进空预器的温度得以提高，不用再担心烟气的露点腐蚀，空预器的空气侧副线阀可以全关。因空气进空预器温度提高，则空气进加热炉温度也相应地提高，从而降低了燃料气消耗。同时，DCC装置的热媒水热量得到进一步利用，减少了冷却热媒水所需的循环水耗量。改造后的流程如下:2）优化前后工艺参数对比优化前后主要工艺参数如下:表优化前后主要工艺参数项目单位预热前预热后备注空气温度5/2060/64冬季/其它季节热水温度90/9070/74冬季/其它季节3）节能量分析冬季，空气进空预器温度由5提升至60,从热水中吸收热量948kW;其它季节，空气由20C升至64C,从热水中吸收热量699kW,平均761kW,可节省燃料气60.5kgh0考虑到空预器传热效果、装置负荷变化及风道散热损失等，实际效果按50%计算，可节省燃料气30.3kgho（3）主要改造内容表6.L2项目改造内容表类别工程名称单位型号或规格数量材质类别换热器板式空气预热器台1新增管道与换热器连接的风道米406.4×9.5330新增热水自DCC装置来米88.9×5.4912020#新增热水返回DeC装置米88.9×5.4912020#新增阀门闸阀个15OLbDN25220#新增闸阀个15OLbDN80320#新增仪表双金属温度计个-2-新增现场压力表个-2构筑物换热器基础方-8-新增（4）投资估算表6.1-3投资估算表序号工程项目或费用名称项目建设投资，×104Y设备购置费主材费安装费建筑工程费其他合计占投资,%总投资18.596.768.893.879.4047.51100.00%.固定资产工程费用18.596.768.893.87-38.1080.20%1构、建筑物-3.81-3.818.02%2工艺设备17.99-17.99