煉油節(jié)能材料(2)

1、第一章節(jié)電案例2案例1 南循3#涼水塔出水安裝勢能利用裝置節(jié)能改造2案例2 航煤加氫P302和T301接跨線3案例3 航煤加氫增設(shè)乙烯氫氣與凈化水換熱器改造4案例4 東循、南循涼水塔節(jié)能改造4案例5南循15#塔節(jié)能改造5案例6 1500kW汽輪發(fā)電機(jī)組出口蒸汽管線改造6案例7 中間泵房渣油去渣油加氫線8案例8航煤罐調(diào)和噴嘴改造9案例9 南循5#泵節(jié)能改造10案例10 輕酮濾液與三次溶劑流程優(yōu)化11案例11白土裝置循環(huán)流程優(yōu)化節(jié)電13第二章節(jié)汽案例15案例12 輸油用汽提水作蠟油罐維溫15案例13 瀝青車間節(jié)汽改造16案例14 北爐連續(xù)排污水做潤滑油西罐區(qū)伴熱17案例15 加氫裂化裝置伴熱管線改

2、造18案例16瀝青車間加氫0.35MPa蒸汽改造19案例17 MTBE裝置優(yōu)化催化蒸餾塔操作，節(jié)約蒸汽20案例18 瀝青車間加氫0.35MPa蒸汽接十二號(hào)路系統(tǒng)管線伴熱改造21案例19 連續(xù)重整裝置瓦斯伴熱改用0.9MPa凝結(jié)水流程改造22第三章節(jié)水案例23案例20 供水車間旁濾池（罐）節(jié)水改造23案例21 一焦化循環(huán)水二次用水改造24案例22 焦化裝置淋焦水改造27案例23 三糠裝置優(yōu)化水冷器換3/3及換1流程節(jié)水29案例24三糠裝置優(yōu)化水冷器換8及換12流程節(jié)水30案例25 優(yōu)化清凈廢水回用裝置流程節(jié)水31第四章 其它案例32案例26 焦化柴油管線加保溫32第一章 節(jié)電案例案例1 南循3#

3、涼水塔出水安裝勢能利用裝置節(jié)能改造1項(xiàng)目背景南循進(jìn)旁濾池的均是循環(huán)熱水，過濾后的出水水溫較高，需較低溫度的水與之混合才能保證總的出水溫度符合要求。2改進(jìn)內(nèi)容依據(jù)能量守恒原理Q進(jìn)×H進(jìn)=q出×h出，將涼水塔出水與吸水池之間的水位差（勢能）轉(zhuǎn)化為機(jī)械能，將涼水塔冷卻后的冷水不耗能（利用廢能）地提升一部分進(jìn)旁濾池過濾，保障旁濾池以最大過濾能力過濾，提高水質(zhì)，從而實(shí)現(xiàn)旁濾池的運(yùn)行既不耗能又保證供水溫度，并達(dá)到提高過濾效果的目的。其中： Q進(jìn)為涼水塔冷卻后的循環(huán)水，并進(jìn)入勢能轉(zhuǎn)換機(jī)構(gòu)的水量， H進(jìn)為涼水塔底池水面與吸水池水面的高差； q出進(jìn)為需要提升并利用的水量（旁濾量）， h出為需

4、要提升的高度（旁濾池的進(jìn)水高度）。2008年1月7日在3#涼水塔出水安裝勢能利用裝置，取得了較好得節(jié)能效果。3效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算南循回水溫為39.5，出水溫要求33時(shí)，風(fēng)機(jī)冷卻的溫差是6.5，如果是用較低溫的3#、4#塔冷（單塔處理量2100噸/小時(shí)，風(fēng)機(jī)功率110kW）卻后的冷水（同水道）與39.5的旁濾池出水混合，使其達(dá)到33，3#、4#涼水塔出水溫需多降溫：340噸/小時(shí)×6.5÷（2100噸/小時(shí)×2）=0.53，多消耗功率：0.53÷6.5×（110×2）=17.9kW，年增加電量：17.9×8000=14.32萬

5、kW.h，即：安裝勢能利用裝置后年可節(jié)電14.32萬kW.h。案例2 航煤加氫P302和T301接跨線1、項(xiàng)目背景航煤加氫裝置汽提塔T301未設(shè)有塔跨線，每次裝置開工，不合格航煤都必須經(jīng)過T301，因此對T301造成一定污染，延長了精制航煤產(chǎn)品合格時(shí)間。車間提出利用裝置停工檢修期間增加汽提塔T301跨線，在裝置開工初期投用，等反應(yīng)器出口的精制油達(dá)到產(chǎn)品合格后再改進(jìn)汽提塔T301，可以避免T301被不合格航煤污染，大大縮短了航煤產(chǎn)品合格時(shí)間。2、改造前情況航煤加氫裝置汽提塔T301未設(shè)有塔跨線，每次裝置開工，不合格航煤都必須經(jīng)過T301，因此對T301造成一定污染，延長了精制航煤產(chǎn)品合格時(shí)間。3

6、、改造后情況2#航煤加氫1月份停工檢修期時(shí)，增加汽提塔T301跨線，即在塔T301進(jìn)料與塔底泵P302出口之間接一條塔跨線。在裝置開工預(yù)硫化期間投用，在預(yù)硫化結(jié)束后停止投用，精制油改入汽提塔T301。經(jīng)生產(chǎn)處批準(zhǔn)后該項(xiàng)措施于2008年1月裝置開工期間得到實(shí)施，效果十分明顯，使航煤產(chǎn)品合格時(shí)間比以往提前了48小時(shí)，節(jié)省瓦斯28噸、蒸汽96噸和5萬度電，總共可節(jié)省動(dòng)力費(fèi)用約10.56萬元。由于航煤加氫裝置是煉油分部目前僅有的一套煤油加氫裝置，因此航煤加氫裝置的航煤產(chǎn)品提前合格，對煉油分部能按時(shí)完成當(dāng)月計(jì)劃處理量起著重要作用。4、效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算效果十分明顯，使航煤產(chǎn)品合格時(shí)間比以往提前了48小時(shí)

7、，節(jié)省瓦斯28噸、蒸汽96噸和5萬度電。每次可節(jié)約費(fèi)用：28×2800+96×138+50000×0.6312.31萬元案例3 航煤加氫增設(shè)乙烯氫氣與凈化水換熱器改造1 項(xiàng)目背景2#航煤加氫在2007年4月實(shí)施了乙烯氫氣直接并入裝置技措改造后，停下了循環(huán)機(jī)C301。乙烯氫氣進(jìn)航煤加氫裝置溫度為常溫，而原來循環(huán)機(jī)C301出口溫度在70以上，因此造成航煤加氫裝置加熱爐瓦斯用量有所增加。另一方面聯(lián)合三車間經(jīng)污水汽提后的凈化水總量有200噸，水溫為80左右，除少部分凈化水供裝置使用外，大部分排含油污水地溝，大量熱能沒有得到回收，而且還造成3#加氫裝置注水溫度偏高。若能在航

8、煤加氫裝置增設(shè)一個(gè)乙烯氫氣/凈化水的換熱器。那么可以有效回收凈化水熱能，節(jié)省加熱爐瓦斯用量，降低裝置能耗。2 改進(jìn)內(nèi)容煉油廠區(qū)內(nèi)管線流程改造設(shè)計(jì)：在9#路將凈化水接至裝置與新上換熱器接上再返回原管線，在乙烯氫氣進(jìn)裝置流控閥前接出一路氫氣與凈化水換熱。1月初航煤加氫裝置大修時(shí)對氫氣管線進(jìn)行了甩頭，1月底換熱器加工完成，將管線接至換熱器，2月17日施工改造完成，2月18日投用。3、改進(jìn)后投用后，乙烯氫氣進(jìn)裝置的溫度由28.6升至66.2 ，凈化水的溫度由71.4降至67.6度，航煤加氫裝置每小時(shí)可節(jié)約瓦斯量約為25kg，年節(jié)約瓦斯210t。4 效果及經(jīng)濟(jì)效益按瓦斯價(jià)格2400元/噸小時(shí)計(jì)算，每年可

9、節(jié)約費(fèi)用：2400×210 = 504000 (元)案例4 東循、南循涼水塔節(jié)能改造1 項(xiàng)目背景煉油分部供水車間東循南5間1#、24間1#和南循9#、10#冷卻塔將原有噴頭更換為“霧化噴頭”節(jié)能改造項(xiàng)目于2008年4月10日完工投用，經(jīng)過近1個(gè)月的運(yùn)行，由于冷卻塔的自然冷卻能力提高，為冷卻塔優(yōu)化組合創(chuàng)造了條件，節(jié)能效果明顯。2 改進(jìn)前東循、南循涼水塔主要依靠運(yùn)行風(fēng)機(jī)進(jìn)行冷卻，噴頭向下布水，沒有充分利用回水壓力，自然冷卻能力差，能耗高。3 改進(jìn)內(nèi)容將東循24間1#涼水塔、南5間1#涼水塔，南循9#、10#涼水塔共約1800個(gè)向下噴水的噴頭改為向上噴水的“霧化噴頭”，在秋冬季節(jié)裝上此種噴

10、頭，靠自然冷卻循環(huán)熱水，減少風(fēng)機(jī)運(yùn)行，在春夏季節(jié)南5間1#涼水塔換回原噴頭，在運(yùn)行風(fēng)機(jī)時(shí)能使涼水塔滿負(fù)荷運(yùn)行。4 改進(jìn)后靠自然冷卻（不開風(fēng)機(jī)），單塔處理能力增加近1倍。5 效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算南循：南循環(huán)水場2008年4月循環(huán)水供水量為7238080m3，電單耗為0.210kW.h/t，與去年同期持平（主要是一催化大修，機(jī)泵的調(diào)整有困難，供水總壓雖然與去年一樣控制在0.43MPa，但泵的出口壓力卻由于控制了出口閥被控到了0.5MPa，而去年同期是0.46MPa，機(jī)泵耗電增加了98475kW.h，說明風(fēng)機(jī)耗電減少了98475kW.h）。東循：東循環(huán)水場2008年4月循環(huán)水供水量為9636000 m

11、3，循環(huán)水電單耗為0.192kW.h/t，較去年同期的0.204kW.h/t降低了0.012kW.h/t，節(jié)電：9636000×0.012=115632kW.h。案例5南循15#塔節(jié)能改造1 項(xiàng)目背景回到南循環(huán)水場冷卻塔底部的循環(huán)回水系統(tǒng)（熱水）余壓為0.12MPa0.15 MPa。該循環(huán)水場共有11間冷卻塔，塔高810米不等。南循15#冷卻塔，該塔為塔頂布水，布水點(diǎn)到地面高度為8.3米，是該水場布水高度最低的冷卻塔，可利用的熱水余壓為3.76.7米。目前沒有充分利用循環(huán)回水上的余壓，來節(jié)約能源，降低成本，增加效益。2 改進(jìn)內(nèi)容將南循環(huán)水場15號(hào)1500m3/h冷卻塔風(fēng)機(jī)由電力驅(qū)動(dòng)改

12、為利用余壓實(shí)現(xiàn)水力驅(qū)動(dòng)，使原塔成為新型的節(jié)能型水動(dòng)風(fēng)機(jī)冷卻塔。圖1 改造前圖2 改造后3 效果及經(jīng)濟(jì)效益估算改造后，可停開55kW電機(jī)一臺(tái)。按年運(yùn)行時(shí)間8000小時(shí)，電價(jià)0.52元/kWh計(jì)算，每年可節(jié)電約44萬kWh，節(jié)約費(fèi)用22.88萬元。案例6 1500kW汽輪發(fā)電機(jī)組出口蒸汽管線改造1 項(xiàng)目背景1500kW汽輪發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生的0.3MPa蒸汽經(jīng)系統(tǒng)0.3MPa蒸汽總管進(jìn)I、II套溶劑再生裝置使用，當(dāng)溶劑再生裝置蒸汽使用點(diǎn)前蒸汽壓力控制在0.27MPa時(shí)（一般要求控制在0.280.29MPa之間），汽輪機(jī)的出口蒸汽壓力為0.34MPa，影響上游裝置0.35MPa蒸汽的送出和汽輪發(fā)電機(jī)組蒸汽

13、背壓的控制，使溶劑再生裝置無法完全使用系統(tǒng)0.35MPa蒸汽，也使得汽輪發(fā)電機(jī)組無法提高負(fù)荷影響發(fā)電。2 改造內(nèi)容1500kW汽輪發(fā)電機(jī)組出口蒸汽管增設(shè)一條0.35MPa蒸汽管線至I、II套溶劑再生裝置，在重沸器前接入可降低汽輪機(jī)背壓，提高汽輪發(fā)電機(jī)的運(yùn)行功率。3 投用情況該項(xiàng)目于2008年6月30日正式投用。投用方案有兩種：一是關(guān)閉汽輪機(jī)出口去系統(tǒng)0.3MPa蒸汽總管的蒸汽閥門，打開直接去I、II套溶劑再生裝置的蒸汽閥門，新、舊蒸汽線單獨(dú)使用；二是不關(guān)閉汽輪機(jī)出口去系統(tǒng)0.3MPa蒸汽總管的蒸汽閥門，同時(shí)打開直接去I、II套溶劑再生裝置的蒸汽閥門，新、舊蒸汽線同時(shí)使用。投用情況如下：汽輪發(fā)電

14、機(jī)組出口新增蒸汽管線投用情況表項(xiàng)目汽輪機(jī)兩套溶劑及汽輪機(jī)蒸汽用量t/h蒸汽用量t/h輸出功率kW進(jìn)口蒸汽壓力MPa出口蒸汽壓力MPa出口蒸汽溫度投用前18.54500.90.33423023.5方案一23.38000.90.28919023.7方案二23.37660.90.30120323.8 從投用數(shù)據(jù)可看出，在汽輪發(fā)電機(jī)組出口新增蒸汽管線效果十分明顯，汽輪機(jī)的出口背壓明顯降低，由0.334Mpa下降到0.289Mpa；發(fā)電負(fù)荷可明顯提高，發(fā)電量由450 kW.h/h提高到800kW.h/h，提高了350 kW.h/h。而兩套溶劑再生裝置及汽輪機(jī)蒸汽1.0Mpa蒸汽用量在投用前后基本持平。在

15、相同的發(fā)電負(fù)荷下，方案一（新、舊蒸汽線單獨(dú)使用），汽輪機(jī)的出口背壓更低，下降到0.289MPa，發(fā)電量更大，可達(dá)800 kW.h/h；方案二（新、舊蒸汽線同時(shí)使用），汽輪機(jī)出口蒸汽仍受系統(tǒng)0.35MPa蒸汽影響，汽輪機(jī)的出口背壓比方案一稍高0.012 Mpa，發(fā)電量比方案一稍低34 kW.h/h。因此可知，在汽輪發(fā)電機(jī)組出口新增蒸汽管線后，使用相同1.0Mpa蒸汽量的情況下，每小時(shí)增加發(fā)電量350 kW.h，效益顯著。汽輪機(jī)的出口背壓明顯降低，發(fā)電負(fù)荷可明顯提高，而使用方案一比使用方案二發(fā)電效果又更好。4 投用效果及效益情況汽輪發(fā)電機(jī)組蒸汽出口壓力由投用前的0.35Mpa下降至約0.29Mpa

16、，在滿足溶濟(jì)再生裝置用汽需求的前提下，汽輪發(fā)電機(jī)組蒸汽出口壓力的降低有利于提高汽輪發(fā)電機(jī)組效率多發(fā)電和增加3#制氫等裝置0.35MPa蒸汽的供應(yīng)量；發(fā)電量由投用前的約500kWh/小時(shí)上升至大于750kWh/小時(shí)；1.0MPa蒸汽耗量由投用前的約16噸/小時(shí)上升至大于23噸/小時(shí)，1.0MPa蒸汽耗量增大相當(dāng)于0.35MPa蒸汽供量增大，相應(yīng)地溶濟(jì)再生裝置1.0MPa蒸汽減溫減壓量由投用前約6噸/小時(shí)降至為0，解決了溶濟(jì)再生裝置用1.0MPa蒸汽減溫減壓滿足生產(chǎn)這個(gè)困擾多年的高品質(zhì)低用的難題。投用后預(yù)計(jì)經(jīng)濟(jì)效益：新增蒸汽管線后可多發(fā)電250 kW.h/h，按電0.52元/ kWh計(jì)算，年可創(chuàng)效

17、約100萬元。案例7 中間泵房渣油去渣油加氫線1 項(xiàng)目背景為優(yōu)化渣油加氫原料渣油，在原油結(jié)構(gòu)不平衡情況下，渣油加氫優(yōu)質(zhì)原料渣油需進(jìn)輸油中間罐區(qū)渣油罐，在渣油加氫需要用中間罐區(qū)渣油時(shí)，需從中間罐區(qū)開泵送至瀝青渣油罐，再由瀝青罐區(qū)開泵送至渣油加氫，造成多級(jí)輸送，浪費(fèi)電耗。另外，中間罐區(qū)渣油罐目前儲(chǔ)存高粘度渣油，由于渣油罐維溫性能差，消耗大量加熱蒸汽。2 改進(jìn)內(nèi)容中間泵房渣油去渣油加氫線改造設(shè)計(jì)：(粗虛線為新增管線，細(xì)實(shí)線為原有管線，粗實(shí)線為利舊管線)(1)管線走向：從十號(hào)路東輸油車間中間泵房三催原料泵房泵-6、7出口處接新增管線(DN150)，沿十號(hào)路、五號(hào)路，至五、六號(hào)路交界東南角接通一二三蒸餾

18、渣油直供渣油加氫線原有甩頭DN200。五號(hào)路渣油加氫裝置六號(hào)路輸油中間泵房十號(hào)路沙輕冷渣線DN200四蒸餾裝置一、二、三蒸餾渣油四蒸餾渣油去渣油加氫線二催化裝置(2)從十號(hào)路至六號(hào)路段可利舊一根DN150舊管線，作為中間泵房渣油去渣油加氫線。3 效果及經(jīng)濟(jì)效益估算改造后，可將輸油車間中間泵房渣油直送渣油加氫，無需轉(zhuǎn)至瀝青罐區(qū)開泵送至渣油加氫，可少開一臺(tái)電泵(32.67kW)，加熱蒸汽可減少1t/h。年累計(jì)需要經(jīng)瀝青泵房轉(zhuǎn)輸渣油的時(shí)間為720小時(shí)，按電價(jià)0.52元/kWh，蒸汽價(jià)格138元/噸，則每年可節(jié)省電223472KWh，節(jié)省蒸汽820噸。每年可節(jié)省費(fèi)用約11.16萬元。案例8航煤罐調(diào)和噴

19、嘴改造1、項(xiàng)目背景裝油車間航煤罐加劑后需用泵進(jìn)行循環(huán)調(diào)和，由于調(diào)和噴嘴的角度固定，造成油品調(diào)和時(shí)經(jīng)常出現(xiàn)調(diào)和不均勻和分層的現(xiàn)象，影響產(chǎn)品經(jīng)常分析不合格，需多次重復(fù)調(diào)和；調(diào)和時(shí)間受到泵流量的影響，時(shí)間較長，現(xiàn)泵循環(huán)時(shí)間為每罐10個(gè)小時(shí)左右，造成航煤罐調(diào)和電耗量較高。在目前系統(tǒng)大加工量情況下，航煤產(chǎn)量增多，罐容明顯不足，產(chǎn)品分析周轉(zhuǎn)不及時(shí)，嚴(yán)重制約了航煤的產(chǎn)量。2、改造主要內(nèi)容1、對現(xiàn)東罐區(qū)航煤罐共4個(gè)油罐(45#、47#、136#、137#)的調(diào)和噴嘴逐一進(jìn)行改造，在清罐時(shí)更換為新型攪拌器。2、攪拌器型號(hào)：SL型射流式攪拌器。2008年4月份完成136#罐調(diào)和噴嘴改造,6月份完成45#罐調(diào)和噴嘴

20、改造,7月份準(zhǔn)備對47#罐調(diào)和噴嘴進(jìn)行改造。3、效果及經(jīng)濟(jì)效益（1）節(jié)電效果136#罐、45#罐調(diào)和噴嘴改造后投用，調(diào)和時(shí)間從10個(gè)小時(shí)左右縮減為2小時(shí)，大大縮短了調(diào)和時(shí)間降低電耗。按航煤調(diào)和泵18#泵功率75kW計(jì)算，每罐次節(jié)電：75×（10-2）= 600 (kWh)節(jié)約成本：0.52×600 = 312（元）按航煤產(chǎn)量150萬噸/年，航煤調(diào)和泵18#泵功率75kW，改造前調(diào)和500罐次、改造后提高調(diào)成率按300罐次計(jì)算，每年可節(jié)電33萬kWh、節(jié)約成本0.52×33 = 17.16萬元。(2)提高一次調(diào)成率減少調(diào)和罐次及油罐的調(diào)和時(shí)間，加快航煤產(chǎn)品交庫周轉(zhuǎn)速

21、度，滿足增產(chǎn)航煤產(chǎn)品的生產(chǎn)要求，解決制約航煤增產(chǎn)的罐容不足的瓶頸問題。航煤分析交庫速度由原來的10小時(shí)左右縮短為7小時(shí)，按每小時(shí)進(jìn)油100噸計(jì)，最少每天可提高交庫能力300噸左右，則年（300天）交庫能力可提高9萬噸，按每噸產(chǎn)品增創(chuàng)利潤20元計(jì)算，年增創(chuàng)效益180萬元。案例9 南循5#泵節(jié)能改造1 項(xiàng)目背景隨著節(jié)水減排工作的開展，廠區(qū)新鮮水消耗量不斷減少，新鮮水裝置目前只運(yùn)行1臺(tái)泵，由于機(jī)泵配置不合理，開大泵造成能量浪費(fèi)，運(yùn)行小泵無法滿足生產(chǎn)要求，2008年7月完成新鮮水5#泵節(jié)能改造后新鮮水裝置能耗大幅下降。2 改進(jìn)前新鮮水裝置運(yùn)行1#泵，通過出口閥截流控制系統(tǒng)壓力，造成能量浪費(fèi)，每天耗電5

22、500kW.h。3 改進(jìn)內(nèi)容將流量1900m3/h（配功率400kW、電壓6000V電機(jī)）的新鮮水原5#泵更換為流量1200m3/h（配功率180Kw、電壓380V電機(jī)）水泵,并安裝變頻。4 改進(jìn)后新5#泵滿負(fù)荷運(yùn)行，運(yùn)行電流260A。5 效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算 改造后運(yùn)行5#泵基本滿足生產(chǎn)用水需求。改造前運(yùn)行1#泵的每天耗電5500kW.h，改造后運(yùn)行的5#泵由于沒有安裝電能表，雖然看不到實(shí)際耗電量情況，但通過理論計(jì)算可估算開5#泵的每天耗電是：1.732×380×260÷1000×0.85（功率因素）×24=3491kW.h，與開1#泵相比較，

23、每天節(jié)電：5500-3491=2009kW.h。案例10 輕酮濾液與三次溶劑流程優(yōu)化1、項(xiàng)目背景1.1、裝置概況輕質(zhì)酮苯脫蠟裝置是通過降溫結(jié)晶將油蠟分離從而改善潤滑油低溫流動(dòng)性的裝置，其中結(jié)晶過程是一復(fù)雜的降溫過程，它需要制冷系統(tǒng)為其輸入冷量。制冷系統(tǒng)的耗電約占裝置用電量的60%，因而回收昂貴的冷量具有極其重要的節(jié)能意義。換冷網(wǎng)絡(luò)換冷面積、傳熱溫差及網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)是否合理直接影響了冷量的回收。1.2、改造的必要性目前，從換冷網(wǎng)絡(luò)看存在明顯的不足，一是換冷傳熱溫差大，原料與濾液換冷溫差近45；二是網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)存在低溫物流先與高溫?zé)嵛锪鲹Q熱再與低溫?zé)嵛锪鲹Q熱；三是冷量回收不完全，去油回收的濾液溫度為1820

24、，還有較多的冷量可回收?；谝陨戏治?，決定通過夾點(diǎn)技術(shù)對酮苯脫蠟裝置的換冷網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行優(yōu)化，在不增加新的換熱面積、盡可能少地改動(dòng)流程和盡量減少操作難度的前提下對換冷網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行調(diào)整，并做到最大限度地回收冷量。2、改進(jìn)內(nèi)容 增加兩臺(tái)換熱器換211/1.2，改造流程有：1、自換204/2和換209出來的濾液經(jīng)換211/1.2與三次溶劑換熱，再進(jìn)換冷套管結(jié)晶器換201/1-6與原料換熱，然后分別與換206、換213換熱去油回收系統(tǒng)；2、自換214/1.2出來的三次溶劑經(jīng)換211/1.2與濾液換熱，再進(jìn)換204/2與換209，然后分別作為三次溶劑、冷洗溶劑進(jìn)脫蠟結(jié)晶系統(tǒng)。工藝流程圖如下圖1所示。（虛線方框?yàn)樾?/p>

25、增加換熱器，雙斜線為舊流程）。圖1 改造后濾液與三次溶劑工藝流程圖改造后與濾液換冷的物料遵循了先低溫后高溫的原則，換冷網(wǎng)絡(luò)更為合理。酮苯脫蠟裝置換冷優(yōu)化前后打操作工況對比如表1所示。表1 優(yōu)化前后操作工況對比項(xiàng) 目改造前改造后濾液去油回收溫度 18202426三次溶劑進(jìn)氨冷前溫度 -4.1-7.6-12.5-14.7冷洗溶劑進(jìn)氨冷前溫度 8.48.6-11.6-13.63、效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算 投用后，三次和冷洗溶劑進(jìn)氨冷前的溫度大幅降低，濾液去油回收系統(tǒng)的溫度提高。裝置冷凍符合大大降低，經(jīng)測算，優(yōu)化改造回收冷量680kW/h，相當(dāng)于一臺(tái)螺桿氨壓機(jī)48%的制冷能力，節(jié)電約200kW。年經(jīng)濟(jì)效益：

26、（按裝置年運(yùn)行8000h計(jì)算）節(jié)約電費(fèi)：062×200×80001000099.2（萬元）每年節(jié)約費(fèi)用99.2萬元。案例11白土裝置循環(huán)流程優(yōu)化節(jié)電1、項(xiàng)目背景優(yōu)化生產(chǎn)作為公司2008年工作方針之一，引起了車間的高度重視。通過對白土裝置能耗狀況進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)白土裝置原來能耗高的主要原因是裝置因無原料或成品堵庫等原因造成的裝置循環(huán)，而裝置循環(huán)的動(dòng)力消耗對裝置能耗所造成的影響是相當(dāng)顯著的。因此為了克服裝置循環(huán)過程所引起的裝置能耗升高的問題，車間通過廣泛調(diào)研、科學(xué)論證、準(zhǔn)確核算從而制定出裝置循環(huán)流程優(yōu)化方案。2、改造前情況如下圖所示：塔302、塔602成品油直接循環(huán)回混合罐容302

27、/1、容602/1。3、改造后情況將裝置大循環(huán)后停汽改為裝置中循環(huán)再停汽。流程如下：混合罐容302/1、容602/1進(jìn)爐泵塔301、塔601塔底泵換302、換602（內(nèi)管）換303、換603（內(nèi)管） 機(jī)301、機(jī)601容306、容606人工板機(jī)泵人工板機(jī)前循環(huán)回容302/1、容602/1。4、效果及經(jīng)濟(jì)效益1）、通過優(yōu)化循環(huán)流程，使裝置循環(huán)流程縮短，從而減少了裝置的開、停汽時(shí)間。按每年開、停30次，每次開、停汽所需時(shí)間減少2.5小時(shí)計(jì)算，則減少電機(jī)運(yùn)行費(fèi)用：2×30×2.5×（22+30+18.5+37）×0.626556.5(元)2）、因中循環(huán)以后流程

28、的油品直接送出裝置而沒有參與停汽時(shí)的循環(huán)，油品沒有氧化，因此裝置開工時(shí)所需加入的白土相應(yīng)減少。按每年開、停30次計(jì)算，每次白土加入量減少1噸，則減少白土費(fèi)用：30×1×103230960(元)第二章 節(jié)汽案例案例12 輸油用汽提水作蠟油罐維溫1、項(xiàng)目背景汽提污水約有175t/h，界區(qū)壓力約為0.8MPa左右，凈化水出裝置冷卻前溫度可以達(dá)到100110,是可以直接利用的熱水。目前除去1#蒸餾、4#蒸餾等裝置用水后，仍有100120t/h高溫凈化水，小部分供加氫裝置注水外，其余全部排放含油污水道，造成熱量損失。而輸油車間催化蠟油罐要求的罐溫約為60，可用汽提凈化水進(jìn)行維溫?；厥?/p>

29、利用汽提凈化水熱量，對中間罐區(qū)蠟油罐進(jìn)行加熱和維溫，可以節(jié)省低壓蒸汽，而維溫后的汽提凈化水同時(shí)降低了溫度，有利于加氫精制裝置的注水要求。2、改造內(nèi)容在原汽提凈化總管增加截?cái)嚅y，閥前接凈化水入蠟油罐區(qū)。將5#、6#、7#、8#、543#、544#、545#、546#罐改用熱水維溫。3、效益及投資估算改造后，5000m3及以下的罐溫度有提升，11000m3罐也可達(dá)到維溫要求。節(jié)約蒸汽約0.9t/h，年節(jié)約蒸汽0.9×8000/10000=0.72萬噸，年節(jié)約動(dòng)力費(fèi)用約:138×0.72= 99.36萬元。案例13 瀝青車間節(jié)汽改造1 項(xiàng)目背景原有一些管線伴熱給汽點(diǎn)比較分散，沒有

30、計(jì)量表，改為集中供汽，方便操作和計(jì)量。部分蒸汽管線埋地，容易泡水，散熱損失大，需抬高改造減少損耗。可節(jié)省1.0MPa蒸汽約1.2t/h。2 改進(jìn)內(nèi)容(1)將渣油加氫南至三催化南段，三催化冷渣線、三催化緊急放空線、四蒸餾渣油線等分散和沒有計(jì)量的伴熱給汽點(diǎn)共14個(gè)進(jìn)行改造，分別改在渣油加氫南、三催化南伴熱蒸汽流量計(jì)總管后接出，原給汽點(diǎn)割除并改直管接通；(2)在二、五號(hào)路交界東南，新區(qū)0.35MPa蒸汽帶壓開孔接DN100新管線，接通渣油加氫南系統(tǒng)管線伴熱蒸汽總管(DN25給汽點(diǎn)共19個(gè))；(3) 在四、五號(hào)路交界南，新區(qū)0.35MPa蒸汽帶壓開孔接DN150新管線，接通三催化南系統(tǒng)管線伴熱蒸汽總管

31、(DN25給汽點(diǎn)共38個(gè))；(4)將氨堿泵房氨罐區(qū)至堿罐區(qū)的DN80蒸汽管線埋地段約5米抬高。五號(hào)路三制氫裝置新區(qū)0.35MPa蒸汽線三催化裝置四號(hào)路渣油加氫裝置圖1 改進(jìn)前流程伴熱蒸汽總管DN200三制氫裝置新區(qū)0.35MPa蒸汽線三催化裝置四號(hào)路渣油加氫裝置五號(hào)路伴熱蒸汽總管DN200圖2 改進(jìn)后流程3 效果及經(jīng)濟(jì)效益估算改造后節(jié)汽約0.5t/h，年節(jié)汽0.4萬噸，按低壓汽和0.35MPa蒸汽價(jià)差20元計(jì)算，年節(jié)省費(fèi)用8萬元。案例14 北爐連續(xù)排污水做潤滑油西罐區(qū)伴熱1、項(xiàng)目背景熱電聯(lián)合車間北鍋爐裝置共有2臺(tái)燃料油加熱器，正常運(yùn)行是1臺(tái)，油加熱器的冷凝水和油罐區(qū)的冷凝水都直接回收到冷凝水箱

32、, 而油加熱器的冷凝水的溫度約145左右，可以加以利用。而油罐油溫要控制在7090，如果把燃料油加熱器的冷凝水，用來加熱1#2#3#油罐油溫和部分油伴熱管線，就可降低蒸汽消耗。2、改造前流程及計(jì)算（1）、改造前對加熱油罐油溫進(jìn)行計(jì)算:用紅外線測溫儀測得冷凝水進(jìn)油罐溫度t1=145, 冷凝水出油罐溫度t2=90(按油罐油溫計(jì)算), 油罐油位按m=50t計(jì)算(主要是把油罐底部油溫度加起來, 而油罐測溫點(diǎn)在50t的范圍，油罐運(yùn)行后, 油罐繼續(xù)加溫,另外熱回油也對油罐加溫)，冷凝水帶汽按30%計(jì)算，1.0Mpa蒸汽的汽化潛熱r1=2000KJ/Kg，汽化顯熱r2=600KJ/Kg；汽水混合物的流量按0

33、.7t/h算，則升溫速度為：V=0.7×30%×(r1+ r2)+（t1 -t2）×0.7÷m =0.21×2600+（145 -90）×0.7) ÷50 =11.69(/h)按備用油罐現(xiàn)有溫度60算，加溫兩個(gè)小時(shí)可達(dá)到83.38，滿足備用油罐投入運(yùn)行的要求（操作規(guī)程規(guī)定油罐油溫7090）。（2）、改造前油加熱器的冷凝水和油罐區(qū)的冷凝水都直接回收到冷凝水箱，改造前的冷凝水回收流程圖1。3、改造內(nèi)容車間采取改造油罐區(qū)的冷凝水管線措施如下：（1）在2臺(tái)油加熱器冷凝水總管安裝總閥，在總閥前安裝DN25管線去1#2#油罐油溫蒸汽加熱

34、閥后，另接1條DN25管線接入去1#油罐污油管線伴熱，使用DN25管線約30m。（2）在1#2#油罐與3#油罐之間安裝冷凝水聯(lián)通閥，管線接入3#油罐自用蒸汽總閥后。（3）在2#油罐南面2條蒸汽伴熱管線的冷凝水接入3#油罐自用蒸汽管線總閥后 (安裝此管線的目的是當(dāng)鍋爐全燒瓦斯時(shí)，油加熱器用蒸汽量少時(shí)，而開通油管線蒸汽伴熱管線的冷凝水，經(jīng)過1#2#油罐與3#油罐冷凝水聯(lián)通閥，進(jìn)入1#2#油罐冷凝水管線，就可以加熱1#油罐或2#油罐油溫)。 改造后的冷凝水回收流程圖2。4、改造后效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算（1）、經(jīng)過以上改造及運(yùn)行調(diào)整，用冷凝水加熱1#2#3#油罐油溫可達(dá)到90，滿足工藝要求（操作規(guī)程規(guī)定油

35、罐油溫7090），達(dá)到了冷凝水熱量回收的目的，全部頂替了原來使用的低壓蒸汽。（2）、據(jù)計(jì)算，回收冷凝水熱量項(xiàng)目投用后，每小時(shí)可節(jié)約1.0MPa蒸汽用量約0.7噸， 1.0MPa蒸汽價(jià)格為138元/噸，月可節(jié)約自用蒸汽成本為0.7噸/小時(shí)×24小時(shí)×30天×138元/噸=6.95萬元/月，則年綜合效益約為：6.95×1283.4萬元/年。（3）項(xiàng)目投入后，沒有發(fā)生任何升溫加熱不夠和油罐內(nèi)加熱盤管泄漏事件，運(yùn)行安全可靠。案例15 加氫裂化裝置伴熱管線改造一、 項(xiàng)目背景加氫裂化裝置原使用1.0MPa蒸汽作管線、儀表伴熱，而0.35MPa蒸汽能力過剩，柴油熱量沒

36、有充分利用。二、 改進(jìn)內(nèi)容將1.0 Mpa蒸汽伴熱改造成0.35 MPa蒸汽伴熱改造，可節(jié)約1.0 MPa蒸汽1.0t/h；三、效果及經(jīng)濟(jì)效益估算不但解決了柴油0.35Mpa蒸汽發(fā)生器E123不能充分回收柴油熱能的瓶頸，而且降低柴油去空冷溫度，節(jié)約空冷電能。每月節(jié)約1.0MPa蒸汽：1×24×30=720（噸/月） 按1.0MPa蒸汽138元/噸核算，每月可節(jié)省費(fèi)用： 720×138÷10000=9.94（萬元/月）案例16瀝青車間加氫0.35MPa蒸汽改造1 項(xiàng)目背景從加氫裂化裝置、一加氫裝置接出的0.35MPa蒸汽，引至北制氫西北角、二催西面系統(tǒng)管線

37、伴熱蒸汽給汽點(diǎn)，可利用0.35MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽；并預(yù)留甩頭給新蠟油加氫。可節(jié)省1.0MPa蒸汽約1.2t/h。2 改進(jìn)內(nèi)容利舊調(diào)和泵房60#線在北制氫西接通加氫0.35MPa蒸汽線，原60#線在二催西面接一分支連通系統(tǒng)1.0 MPa蒸汽伴熱給汽總管(DN25給汽點(diǎn)共8個(gè))；在北制氫北面接一分支連通系統(tǒng)1.0 MPa蒸汽伴熱給汽總管(DN25給汽點(diǎn)共6個(gè))。3 改進(jìn)前系統(tǒng)1.0MPa蒸汽總管DN200消防路二催化裝置九號(hào)路系統(tǒng)1.0MPa蒸汽總管DN200北制氫裝置加氫0.35MPa蒸汽總管DN200系統(tǒng)1.0MPa蒸汽總管DN2004 改進(jìn)后消防路二催化裝置九號(hào)路系統(tǒng)1.0MPa

38、蒸汽總管DN200北制氫裝置加氫0.35MPa蒸汽總管DN2005效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算伴熱節(jié)省1.0MPa蒸汽量約1.2t/h，按1.0MPa蒸汽138元/t、0.35MPa蒸汽104元/t、年運(yùn)行8000小時(shí)計(jì)算，年節(jié)約動(dòng)力成本1.2*(138-104)*8000/10000=32.64萬元。案例17 MTBE裝置優(yōu)化催化蒸餾塔操作，節(jié)約蒸汽1、項(xiàng)目背景三蒸餾車間MTBE裝置T-101為催化蒸餾塔，塔底由蒸汽再沸器E-102加熱，裝置能耗高。2、改進(jìn)前T-101操作壓力為0.7±0.1MPa,蒸汽用量約5.5t/h。3、改進(jìn)后在確保塔催化蒸餾效果的前題下，經(jīng)爬坡實(shí)驗(yàn)，將催化蒸餾塔10

39、1的操作壓力由0.70MPa降至0.63MPa，再沸器E102蒸汽用量下降到了5.0t/h。4、效益計(jì)算優(yōu)化塔操作壓力后，產(chǎn)品質(zhì)量合格，1.0MPa蒸汽用量下降了0.5t/h，裝置能耗降低了5.5KgEo/t。每年節(jié)約成本：0.5×8000×138=55.2萬元案例18 瀝青車間加氫0.35MPa蒸汽接十二號(hào)路系統(tǒng)管線伴熱改造1 項(xiàng)目背景從加氫裂化裝置、一加氫裝置接出的0.35MPa蒸汽，可引至十二號(hào)路東管架(一、二催化對面)接系統(tǒng)管線伴熱點(diǎn)，可利用0.35MPa蒸汽代替1.0MPa蒸汽，可節(jié)省1.0MPa蒸汽約0.4t/h。2 改進(jìn)內(nèi)容從一、二催化西管架處加裂、一加氫來0

40、.35MPa蒸汽線給汽DN100總管上接出，利舊一根DN80管線，至十二號(hào)路東管架(一、二催化對面)接系統(tǒng)管線伴熱點(diǎn)10個(gè)，相應(yīng)給汽、排汽點(diǎn)調(diào)整。主管上設(shè)蒸汽疏水點(diǎn)。利舊DN80管線長約200米，測厚合格后，增加包保溫。管線名稱伴熱管徑(單、雙)改后給汽點(diǎn)位置改后排汽點(diǎn)位置管轄部門華粵特種蠟廠蠟膏線(新線)DN25 雙十二號(hào)路東管架(一、二催化對面)4 點(diǎn)中間泵房東2點(diǎn)裝油門崗東2點(diǎn)華粵公司華粵特種蠟廠蠟膏線(舊線)DN25 雙十二號(hào)路東管架(一、二催化對面) 4 點(diǎn)中間泵房東2點(diǎn)裝油門崗東2點(diǎn)華粵公司加裂至中間泵房輕白油線DN20 單十二號(hào)路東管架(一、二催化對面) 2 點(diǎn)中間泵房東1點(diǎn)裝油

41、門崗東2點(diǎn)煉油瀝青車間3 改進(jìn)前給汽點(diǎn)十二號(hào)路一催化裝置二催化裝置加裂、一加氫來0.35MPa蒸汽線DN200十號(hào)路九號(hào)路十二號(hào)路一催化裝置給汽總管DN80十號(hào)路4 改進(jìn)后給汽點(diǎn)給汽點(diǎn)九號(hào)路加裂、一加氫來0.35MPa蒸汽線DN2005效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算伴熱節(jié)省1.0MPa蒸汽量約0.4t/h，按1.0MPa蒸汽138元/t、0.35MPa蒸汽104元/t、年運(yùn)行8000小時(shí)計(jì)算，年節(jié)約動(dòng)力成本0.4*(138-104)*8000/10000=10.88萬元。案例19 連續(xù)重整裝置瓦斯伴熱改用0.9MPa凝結(jié)水流程改造1 項(xiàng)目背景連續(xù)重整裝置的瓦斯伴熱都是用1.0MPa蒸汽，大約每小時(shí)耗汽0.

42、50.8噸，而本裝置外送的0.9MPa凝結(jié)水余溫達(dá)100左右，完全可以滿足瓦斯伴熱。改用0.9MPa凝結(jié)水作為瓦斯伴熱，可以減少裝置的用汽量。2 改造內(nèi)容在原0.9MPa凝結(jié)水出裝置兩道邊界閥中間新增兩條DN80的主管，一條為引出0.9MPa凝結(jié)水作為瓦斯伴熱的供應(yīng)線，并在原1.0MPa的蒸汽伴熱各個(gè)支點(diǎn)引入0.9MPa凝結(jié)水；另一條作為回收經(jīng)各個(gè)伴熱點(diǎn)返回的低溫凝結(jié)水線。如下圖3 改造前連續(xù)重整裝置的瓦斯伴熱都是用1.0MPa蒸汽，大約每小時(shí)耗汽0.50.8噸。4 改造后連續(xù)重整裝置的瓦斯伴熱改用100左右的0.9MPa凝結(jié)水，節(jié)汽每小時(shí)為0.20.5噸。5 效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算按每小時(shí)節(jié)約1

43、.0MPa的蒸汽0.3噸計(jì)算，年節(jié)約1.0MPa的蒸汽2400噸，每年節(jié)約費(fèi)用33萬元。第三章 節(jié)水案例案例20 供水車間旁濾池（罐）節(jié)水改造1 項(xiàng)目背景供水車間東循、南循部分使用回用水（約占總補(bǔ)水的50%）作為補(bǔ)充水，濁度偏高，經(jīng)常需強(qiáng)制排污以降低循環(huán)水濁度。在不增加旁濾設(shè)施的情況下，2008年7月通過技術(shù)改造提高了其過濾效率，有效降低了循環(huán)水濁度，減少排污。2 改進(jìn)前東循濁度在25mg/l左右，南循濁度在20 mg/l左右，無法進(jìn)一步下降，需要排污控制，東循濃縮倍數(shù)7.93（6月數(shù)據(jù)），南循濃縮倍數(shù)6.23（6月數(shù)據(jù)）。3 改進(jìn)內(nèi)容將東循東循8間、南循4間普快濾池濾板改為濾帽，利舊原有石英

44、砂濾料并增加無煙煤濾層,提高過濾效果，降低循環(huán)水濁度，提高循環(huán)水濃縮倍數(shù),減少排污水量。4 改進(jìn)后東循濁度下降到20mg/l左右，南循濁度下降到15mg/l左右，東循濃縮倍數(shù)10.04，南循濃縮倍數(shù)8.07。5 效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算東循：東循目前循環(huán)水量約為11000噸/小時(shí)，根據(jù)公式M=(R××K)/（K1+）計(jì)算（M補(bǔ)充水量，R循環(huán)水量，蒸發(fā)系數(shù)取0.015，K濃縮倍數(shù)），濃縮倍數(shù)提高后年節(jié)約補(bǔ)充水4.82萬噸。新鮮水成本按1.5元/噸計(jì)算，年節(jié)約費(fèi)用：1.5×4.82=7.23萬元。南循：南循目前循環(huán)水量約為12000噸/小時(shí)，根據(jù)公式M=(R×&#

45、215;K)/（K1+）計(jì)算（M補(bǔ)充水量，R循環(huán)水量，蒸發(fā)系數(shù)取0.015，K濃縮倍數(shù)），濃縮倍數(shù)提高后年節(jié)約補(bǔ)充水7.71萬噸。新鮮水成本按1.5元/噸計(jì)算，年節(jié)約費(fèi)用：1.5×7.71=11.57萬元。兩水場合計(jì)年節(jié)約費(fèi)用：7.23+11.57=18.8萬元。案例21 一焦化循環(huán)水二次用水改造一、項(xiàng)目背景原一焦化裝置內(nèi)所有冷卻器都是直接用系統(tǒng)循環(huán)水冷卻，即一次用水。循環(huán)水用量約為1200t/h，循環(huán)水用量大。為進(jìn)一步減少循環(huán)水用量，降低裝置生產(chǎn)能耗，需要對裝置冷卻器循環(huán)水流程進(jìn)行優(yōu)化，充分利用部分冷卻器的低溫?zé)峄厮鳛椴糠掷浜蠼橘|(zhì)溫度控制指標(biāo)較高的冷卻器的冷卻用水，以降低裝置循

46、環(huán)水用量。二、改造前改造前部分冷卻器換熱流程如下圖所示：循環(huán)水（一次用水）32E7101汽油出汽油進(jìn)E7213柴油出柴油進(jìn)E7208瓦斯進(jìn)瓦斯出35424032E7207汽油進(jìn)E7103汽油進(jìn)E7209瓦斯進(jìn)353635汽油出瓦斯出汽油出343534上圖中E7209熱介質(zhì)出口溫度指標(biāo)為60，E7103熱介質(zhì)出口溫度指標(biāo)為50， E7207熱介質(zhì)出口溫度指標(biāo)為40。三、改造內(nèi)容1、E7208的冷卻熱回水用作E7209的冷卻水上水，從E7208的回水閥前接一條管線到E7209的上水閥后；2、E7101的冷卻熱回水用作E7103/1、2的冷卻水，從E7101的回水閥前接一條管線到E7103/1、2的

47、冷卻水上水閥后；3、E7213的冷卻熱回水用作E7207的冷卻水，從E7213的回水閥前接一條管線到E7207的冷卻水上水閥后。四、改造后情況改造后部分冷卻器換熱流程如下圖所示（粗線部分為改造新增管線設(shè)備）：39464635424032循環(huán)水（一次用水）E7207汽油出汽油進(jìn)E7103汽油出汽油進(jìn)E7209瓦斯出瓦斯進(jìn)E7213柴油出柴油進(jìn)E7101汽油出汽油進(jìn)E7208瓦斯出瓦斯進(jìn)52484032改造后，E7209、E7103及E7207冷卻水進(jìn)水由原來一次用水分別改用E7208、E7101及E7213冷卻水出水（二次用水）。改用后E7209、E7103及E7207熱介質(zhì)出口溫度及循環(huán)水出口

48、溫度仍在指標(biāo)范圍內(nèi)。五、效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算改造于2008年7月施工完畢并投用，投用后循環(huán)水用量明顯減少。其中E7209減少用水量約80t/h，E7207減少用水量約50t/h，E7103減少用水量約50t/h，裝置共減少用水共約180 t/h。循環(huán)水按0.27元/t，一年開工按350天計(jì)算，則年總效益約為：0.27×180×24×350=40.82萬元案例22 焦化裝置淋焦水改造一、項(xiàng)目背景由于焦化裝置出焦后溫度較高，焦炭裝車后在運(yùn)輸過程會(huì)發(fā)生自燃現(xiàn)象。為了防止焦炭在外運(yùn)的過程自燃，焦化裝置制定了淋焦操作規(guī)定，即在焦炭裝車后要用消防水對車內(nèi)焦炭進(jìn)行充分噴淋。這樣操

49、作兩套焦化裝置每日消耗消防水量為100噸/日。為了減少消防水用量，車間決定進(jìn)行節(jié)能技術(shù)改造。二、改造前改造前淋焦水流程示意圖如下：消防水來焦池淋焦水淋焦水淋焦水淋焦水火 車 車 箱淋焦積水返回焦池改造前淋焦水全部用消防水，每天100噸的耗量，除部分焦炭帶走其它淋焦積水全部返回裝置池回收利用。但由于淋焦水量過大，裝置無法全部利用淋焦積水。但由于淋焦水?dāng)y帶焦粉較多不能直接排入生產(chǎn)廢水溝，只能先回收到裝置冷除焦水系統(tǒng)后再從除焦水罐頂溢流到含油污水井。平均每天要開提升水泵（功率為39kw）溢流1小時(shí)，每天耗電約為39 kw.h三、改造內(nèi)容從1#（2#）焦化裝置切焦水泵P7120（P120）進(jìn)口過濾器前

50、接一條57的管線，將切焦水罐D(zhuǎn)7404（D404）的水接通到焦場淋焦水管線，將切焦水罐7D404（D404）的水用作焦場淋焦水，以減少消防水用量。該項(xiàng)技術(shù)改造項(xiàng)目于12月19日施工完畢，20日投用正常。四、改造后改造后淋焦水流程示意圖如下：焦池淋焦水淋焦水淋焦水淋焦水消防水來火 車 車 箱淋焦積水返回焦池切焦水罐四、效果及經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算1、直接經(jīng)濟(jì)效益： a、改造后裝置每天節(jié)約消防水100噸，按照消防水單價(jià)1.3元/噸計(jì)算，每月節(jié)約費(fèi)用：100×1.3×30=3900元/月，即每年節(jié)約費(fèi)用：3900元/月×12月=4.68萬元/年。B、改造后裝置提升水泵平均少開1小時(shí)，