CN105371512B - 凝结水再回收系统 - Google Patents
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Abstract
凝结水再回收系统，其结构为石脑油管道连接至换热器一个入口，换热器与这个入口对应的出口通过第一管道连接至脱氧塔塔顶，脱氧塔塔底通过第二管道连接至换热器另一个入口，换热器与另一个入口对应的出口通过第三管道连接至脱氧塔底物料空冷器；二闪罐通过第四管道连接至凝结水罐，再通过第五管道连接至凝结水泵，凝结水由电厂通过管程入口管道连接至预热换热器管程入口，预热换热器管程出口通过管程出口管道连接至凝结水返回线，通过凝结水返回线回收低温凝结水。本发明回收0.46Mpa蒸汽余热，增设预热换热器从而增加了原有换热器管程出口温度及壳程出口温度、管程出口温度的增加，使得脱氧塔顶温度增加，壳程出口温度的升高。
Description
技术领域
本发明属于化工设备领域，具体涉及到凝结水再回收系统。
背景技术
目前很多化工行业中利用低压、中压蒸汽进行热源，产生的凝结水通过闪蒸产生1.0mpa和0.46Mpa蒸汽，剩余的凝结水温度在大约在100℃，一般这部分凝结水没有有效被利用，同时0.46Mpa蒸汽所带有的余热也没有被利用，从而造成巨大的能源浪费。
发明内容
鉴于现有技术存在的问题，本发明提供一种凝结水再回收系统，可回收低温凝结水，并且回收0.46Mpa蒸汽。
为达到上述目的，本发明所采用的技术方案是凝结水再回收系统，其特征在于：包括石脑油管道、换热器、第一管道、脱氧塔、第二管道、第三管道、脱氧塔底物料空冷器、二闪罐、第四管道、凝结水罐、第五管道、凝结水泵、电厂凝结水管道、管程入口管道、预热换热器、管程出口管道、壳程入口管道、壳程出口管道、凝结水返回线；所述石脑油管道连接至换热器一个入口，换热器与这个入口对应的出口通过第一管道连接至脱氧塔塔顶，脱氧塔塔底通过第二管道连接至换热器另一个入口，换热器与另一个入口对应的出口通过第三管道连接至脱氧塔底物料空冷器；所述二闪罐通过第四管道连接至凝结水罐，凝结水罐通过第五管道连接至凝结水泵，凝结水泵连接电厂凝结水管道，电厂凝结水管道通过管程入口管道连接至预热换热器管程入口，预热换热器管程出口通过管程出口管道连接至凝结水返回线，凝结水返回线连接至第四管道，石脑油管道通过壳程入口管道连接至预热换热器壳程入口，预热换热器壳程出口通过壳程出口管道连接至石脑油管道靠近换热器的一端。所述凝结水返回线包括第六管道、气液混合器、第七管道、0.46Mpa蒸汽管道；管程出口管道通过第六管道连接至气液混合器，气液混合器通过第七管道连接至第四管道，0.46Mpa蒸汽管道连接至气液混合器。所述气液混合器入口温度为70℃，气液混合器出口温度为110℃。所述管程出口管道通过第八管道连接至电厂凝结水管道。所述凝结水返回线通过第九管道连接至电厂凝结水管道。所述预热换热器壳程入口温度为0℃，预热换热器壳程出口温度为40℃；预热换热器管程入口温度为110℃，预热换热器管程出口温度为70℃。所述石脑油管道管道压力为0.8Mpa，流量为300t/h。所述凝结水泵出口压力为0.8Mpa。所述预热换热器换热面积为200m2。所述壳程入口管道为DN350钢管，管程入口管道为DN200钢管。
工艺流程简述：本芳烃联合装置的通过技术改造设计凝结水泵送出的凝结水对来自罐区的石脑油进行加热(新增预热换热器)，加热后的石脑油再通过原有换热器使之温度达到110℃后进入原有脱氧塔。凝结水从1区管廊凝结水总管处引至新增石脑油预热换热器，换热后的凝结水部分进入气液混合器中，吸收多余的0.46Mpa蒸汽(气液混合器就是一侧通入凝结水、在顶部通入0.46Mpa蒸汽，两者混合将温度低的循环水加热，将0.46Mpa蒸汽降低温度，转变成凝结水)，凝结水吸收蒸汽升温后一并进入原有凝结水罐，其余的凝结水外送电厂。
凝结水自二闪罐来，送往凝结水罐，凝结水温度约为110℃，通过凝结水泵，凝结水泵出口压力为0.8Mpa，使得凝结水先经过预热换热器将罐区来石脑油进行加热，换热后温度为70℃的低温冷凝水通过电厂凝结水管道送往电厂，为维持凝结水罐液位增设凝结水返回线，通过返回线换热后的凝结水经过气液混合器，气液混合器将0.46Mpa蒸汽通入凝结水，将冷凝水加热至110℃后进入至凝结水罐，循环使用。
本发明的有益效果：回收低温凝结水，并且回收0.46Mpa蒸汽余热，更加节约能源，大大减少了生产成本。具体来说减少脱氧塔再沸器的蒸汽使用量，增设预热换热器从而增加了原有换热器管程出口温度，及壳程出口温度，管程出口温度的增加，使得脱氧塔顶温度增加，壳程出口温度的升高，更加利于反应。
其他说明：
1、预热换热器油路及水路的压力，必须确保水路压力大于油路压力，若换热器管束出现泄露后可保证水向油里窜，通过脱氧塔将水蒸发出来。
2、由于夏季送往电厂的凝结水量较少，预热换热器使用凝结水较少，故凝结水返回线不投用，到冬季时投用凝结水返回线，回收0.46Mpa蒸汽，避免0.46Mpa蒸汽放空。
3、冷凝水用量一部分通过电厂凝结水管道送去电厂，一部分经过凝结水返回线返回冷凝水罐。
附图说明
图1为本发明的工艺流程图；
图2为蒸汽使用量趋势变化图；
图3为石脑油进料量的变化趋势图；
图4为脱氧塔塔顶温度变化趋势图；
图5为脱氧塔塔底温度的变化趋势图；
图6为脱氧塔底物料空冷器出入口温度对比趋势图；
图中：1、石脑油管道，2、换热器，3、第一管道，4、脱氧塔，5、第二管道，6、第三管道，7、脱氧塔底物料空冷器，8、二闪罐，9、第四管道，10、凝结水罐，11、第五管道，12、凝结水泵，13、电厂凝结水管道，14、管程入口管道，15、预热换热器，16、管程出口管道，17、壳程入口管道，18、壳程出口管道，19、第六管道，20、气液混合器，21、第七管道，22、0.46Mpa蒸汽管道，23、第八管道，24、第九管道。
具体实施方式
凝结水再回收系统，其包括石脑油管道1、换热器2、第一管道3、脱氧塔4、第二管道5、第三管道6、脱氧塔底物料空冷器7、二闪罐8、第四管道9、凝结水罐10、第五管道11、凝结水泵12、电厂凝结水管道13、管程入口管道14、预热换热器15、管程出口管道16、壳程入口管道17、壳程出口管道18、凝结水返回线；所述石脑油管道1连接至换热器2一个入口，换热器2与这个入口对应的出口通过第一管道3连接至脱氧塔4塔顶，脱氧塔4塔底通过第二管道5连接至换热器2另一个入口，换热器2与另一个入口对应的出口通过第三管道6连接至脱氧塔底物料空冷器7；所述二闪罐8通过第四管道9连接至凝结水罐10，凝结水罐10通过第五管道11连接至凝结水泵12，凝结水泵12连接电厂凝结水管道13，电厂凝结水管道13通过管程入口管道14连接至预热换热器15管程入口，预热换热器15管程出口通过管程出口管道16连接至凝结水返回线，凝结水返回线连接至第四管道9，石脑油管道1通过壳程入口管道17连接至预热换热器15壳程入口，预热换热器15壳程出口通过壳程出口管道16连接至石脑油管道1靠近换热器2的一端。所述凝结水返回线包括第六管道19、气液混合器20、第七管道21、0.46Mpa蒸汽管道22；管程出口管道16通过第六管道连接至气液混合器20，气液混合器20通过第七管道21连接至第四管道9，0.46Mpa蒸汽管道22连接至气液混合器20。所述气液混合器20入口温度为70℃，气液混合器20出口温度为110℃。所述管程出口管道16通过第八管道23连接至电厂凝结水管道13。所述凝结水返回线通过第九管道24连接至电厂凝结水管道13。所述预热换热器15壳程入口温度为0℃，预热换热器15壳程出口温度为40℃；预热换热器15管程入口温度为110℃，预热换热器15管程出口温度为70℃。所述石脑油管道1管道压力为0.8Mpa，流量为300t/h。所述凝结水泵12出口压力为0.8Mpa。所述预热换热器15换热面积为200m2。所述壳程入口管道17为DN350钢管，管程入口管道14为DN200钢管。
工艺流程简述：本芳烃联合装置的通过技术改造设计凝结水泵送出的凝结水对来自罐区的石脑油进行加热，加热后的石脑油再通过原有换热器使之温度达到110℃后进入原有脱氧塔。凝结水从凝结水总管处引至新增石脑油预热换热器，换热后的凝结水部分进入气液混合器中，吸收多余的0.46Mpa蒸汽，凝结水吸收蒸汽升温后一并进入原有凝结水罐，其余的凝结水外送电厂。
凝结水自二闪罐来，送往凝结水罐，凝结水温度约为110℃，通过凝结水泵，凝结水泵出口压力为0.8Mpa，使得凝结水先经过预热换热器将罐区来石脑油进行加热，换热后温度为70℃的低温冷凝水通过电厂凝结水管道送往电厂，为维持凝结水罐液位增设凝结水返回线，通过返回线换热后的凝结水经过气液混合器，气液混合器将0.46Mpa蒸汽通入凝结水，将冷凝水加热至110℃后进入至凝结水罐，循环使用。
投用后数据对比分析：
换热器投用后数据记录：
(1)投用记录表：
(2)数据分析：
(2.1)蒸汽使用量趋势变化图如图2所示：
由图2可看出，预热换热器投用后，脱氧塔塔再沸器蒸汽使用量减少较多，平均降低约3.5t/h蒸汽，前期蒸汽使用量低是由于进料负荷较低。
(2.2)石脑油进料量的变化趋势图如图3所示：
由图3看出，随着预加氢检修完毕，预加氢进料量逐渐增加，较上图进行对比，脱氧塔塔再沸器蒸汽耗量基本维持在7.3t/h，按常理分析，脱氧塔塔再沸器的蒸汽使用量的随着进料量的增加而增加，因此可看出预热换热器投用后的效果。
(2.3)脱氧塔塔顶温度变化趋势图如图4所示：
随着预热换热器投用后，用较低的蒸汽使用量，塔顶温度较高，使得部分轻组分可通过空冷进入回流罐中，根据以前运行情况可知，要想提高此塔顶温度，必须加大塔底再沸器的蒸汽使用量。
(2.4)脱氧塔塔底温度的变化趋势图如图5所示：
由图5看出，预热换热器投用后降低脱氧塔塔再沸器蒸汽量，塔底温度基本一致，因近期加工油品轻重比例变化加大，加工轻油时塔底温度较低，重油时与之前温度一致。
(2.5)脱氧塔底物料空冷器出入口温度对比趋势图如图6所示，A-106为脱氧塔底物料空冷器：
由图6看出预热换热器投用后，增加了换热器管程出口温度，及壳程出口温度，管程出口温度的增加，使得脱氧塔塔顶温度增加，壳程出口温度的升高，增加了脱氧塔底物料空冷器空冷负荷，增加两台空冷风机的运行，控制冷后温度≯60℃。
预热换热器投用节能分析：
1、由上表可以看出，本次计算为夏季4-10月份节省费用，每小时可节省3.5吨的1.0Mpa蒸汽，经与经营公司对接，目前1.0Mpa蒸汽价格为197元/吨，电费按0.6元/度，进行计算，总共节省费用为节省蒸汽费用-消耗电费＝3475080-133056＝3342024元
2、经与设备、仪表对接，此次预热换热器改造费用包括：①、设备材料费用，共计184282.92元；②、仪表材料费用，共计47537.73元；③、施工费用，共计100000元；④、设计费用，共计50000元，总计投资费用为：
184282.92+47537.73+100000+50000＝381820.65元
本发明回收低温凝结水，并且回收0.46Mpa蒸汽余热，更加节约能源，大大减少了生产成本。具体来说减少脱氧塔再沸器的蒸汽使用量，增设预热换热器从而增加了原有换热器管程出口温度，及壳程出口温度，管程出口温度的增加，使得脱氧塔顶温度增加，壳程出口温度的升高，更加利于反应。
Claims (9)
1.凝结水再回收系统，其特征在于：包括石脑油管道(1)、换热器(2)、第一管道(3)、脱氧塔(4)、第二管道(5)、第三管道(6)、脱氧塔底物料空冷器(7)、二闪罐(8)、第四管道(9)、凝结水罐(10)、第五管道(11)、凝结水泵(12)、电厂凝结水管道(13)、管程入口管道(14)、预热换热器(15)、管程出口管道(16)、壳程入口管道(17)、壳程出口管道(18)、凝结水返回线；所述石脑油管道(1)连接至换热器(2)一个入口，换热器(2)与这个入口对应的出口通过第一管道(3)连接至脱氧塔(4)塔顶，脱氧塔(4)塔底通过第二管道(5)连接至换热器(2)另一个入口，换热器(2)与另一个入口对应的出口通过第三管道(6)连接至脱氧塔底物料空冷器(7)；所述二闪罐(8)通过第四管道(9)连接至凝结水罐(10)，凝结水罐(10)通过第五管道(11)连接至凝结水泵(12)，凝结水泵(12)连接电厂凝结水管道(13)，电厂凝结水管道(13)通过管程入口管道(14)连接至预热换热器(15)管程入口，预热换热器(15)管程出口通过管程出口管道(16)连接至凝结水返回线，凝结水返回线连接至第四管道(9)，石脑油管道(1)通过壳程入口管道(17)连接至预热换热器(15)壳程入口，预热换热器(15)壳程出口通过壳程出口管道(16)连接至石脑油管道(1)靠近换热器(2)的一端，所述凝结水返回线包括第六管道(19)、气液混合器(20)、第七管道(21)、0.46Mpa蒸汽管道(22)；管程出口管道(16)通过第六管道连接至气液混合器(20)，气液混合器(20)通过第七管道(21)连接至第四管道(9)，0.46Mpa蒸汽管道(22)连接至气液混合器(20)。
2.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述气液混合器(20)入口温度为70℃，气液混合器(20)出口温度为110℃。
3.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述管程出口管道(16)通过第八管道(23)连接至电厂凝结水管道(13)。
4.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述凝结水返回线通过第九管道(24)连接至电厂凝结水管道(13)。
5.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述预热换热器(15)壳程入口温度为0℃，预热换热器(15)壳程出口温度为40℃；预热换热器(15)管程入口温度为110℃，预热换热器(15)管程出口温度为70℃。
6.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述石脑油管道(1)管道压力为0.8Mpa，流量为300t/h。
7.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述凝结水泵(12)出口压力为0.8Mpa。
8.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述预热换热器(15)换热面积为200m2。
9.根据权利要求1所述的凝结水再回收系统，其特征在于：所述壳程入口管道(17)为DN350钢管，管程入口管道(14)为DN200钢管。
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