2.5 蒸汽动力系统设计集约化
2.5.1 蒸汽动力系统设计集约化目标和方法
基于整体化集约方法思路，动力系统设置的集约化是在全面识别石化工程项目用热等级等资源要素，以及详细分析燃料分配、安全环保等资源特征和影响因素的基础上，通过对蒸汽等级层级规划和梯级利用研究等，实施全过程管理和统一的优化配置，从而实现资源的高效利用和节能减排。蒸汽动力系统设计集约化过程如图2-28所示。
图2-28 蒸汽动力系统设计集约化过程
制约蒸汽动力系统集约化设计的要素主要有供热等级、用户负荷、公用工程依托条件、燃料来源、开停工＆事故工况、平面布置规划、国家行业及地方能源政策、环保安全要求、企业长远规划等。
在进行石化工程项目蒸汽动力系统集约化设计时，围绕“供热可靠、节能降耗、绿色低碳、效益最大化”目标，制定全厂蒸汽动力加工及利用方案，实现资源利用最大化、服务全厂生产加工要求、清洁环保等多目标的协调统一，适应国家未来能源战略的发展需求。
2.5.2 蒸汽动力系统设计集约化的过程实施
设计传统的蒸汽动力系统时，工艺生产装置完成自身优化设计后，对于需求仅进行简单加和，得到整体公用工程平衡，各装置系统之间没有形成集成优化。按照整体化集约方法，全厂蒸汽动力系统的设计不仅仅是全厂蒸汽负荷的简单统计和平衡，同时还承担了全厂节能降耗、资源利用最大化、效益最大化等多项设计目标任务，应从全局角度出发，全过程参与装置内蒸汽利用方案。
按照整体化集约方法思路，蒸汽动力系统的集约化设计，需先进行数据资料统计，接着进行蒸汽动力方案设计，通过对比进行系统优化，最终输出最优方案。以全局统一规划为出发点，优化平衡，制定全厂用汽梯级利用方案，确定各供热单元，如动力站、除氧站、除盐水和凝结水站、全厂热力管网的配置方案及规模，确定余热利用方案，如制冷站、热水站、余热发电站等。在系统优化设计过程中，一要对比历史数据库及专家经验库资料，确保制定的蒸汽动力系统方案可靠、工程可行；二要研究透平优化模型、燃料配比模型等关键路径，实现优化目标；三要识别环保、安全及其他相关政策要求，考核效益、能耗指标要求等。蒸汽动力系统集约化设计流程如图2-29所示。
图2-29 蒸汽动力系统集约化设计流程
在进行蒸汽动力系统集约化设计时，重点考虑蒸汽动力系统与过程生产、全厂燃料、公用工程、功能区、安全环保间的协同集约，以实现系统整体化集约。
2.5.2.1 蒸汽动力系统与过程生产间的集约化
由于能量系统与生产过程密不可分，从全局的角度对蒸汽动力系统和过程生产进行集约化设计势在必行。蒸汽动力系统不仅要满足生产用能的需要，同时还应自上而下对生产进行用能指导，提出优化方案，进行全过程监控和管理。
（1）应用热力学方法体系，分析装置用能情况
根据专家经验库和一定的热力学方法，如全局夹点技术等，评估用户在能级利用上是否合理，匹配相适应的蒸汽管网等级；不仅仅局限于装置内孤立的换热网络，而是结合装置间热联合，模拟全厂装置间最优的换热方案，为过程生产提供用能指导。
典型的如酸性水汽提装置，根据汽提塔温位要求，可以设置1.0MPa和0.4MPa两种蒸汽等级供给不同的汽提塔，而非全部采用单一等级。全厂设计时，在雾化用蒸汽及抽空用蒸汽使用范围内，适当降低低压管网参数，提高透平用蒸汽参数等有利于全厂节能。
（2）全厂汽轮机和透平优化在能量梯级利用中的作用和影响
全厂汽轮机和透平设计在整个蒸汽系统能量梯级利用规划中起着关键性作用，对全厂能耗水平及全厂效益影响重大。通过汽轮机和透平优化模型，优化各管网负荷，获得最大化收益。
如对于大型乙烯装置，透平功率往往很大，全部背压式设计会导致下游管网无法承受，全部冷凝设计会导致能耗过大，设计时常采用抽汽凝汽式汽轮机保证系统平衡。在最近几年的催化装置高压化探讨中，采用前置式发电机组-富气压缩机组合设计，不仅可以接收高压余热锅炉产生的高压蒸汽，还能保证装置开工、锅炉故障时压缩机透平的正常运行，是一种灵活、高效的设计模式。
（3）装置产汽与蒸汽动力系统间的协调配合
从装置层面看，副产低压、低低压蒸汽对降低装置能耗非常有益。但是从全厂层面看，有时低等级蒸汽产生过多会导致全厂能量梯级利用变差，部分透平不得不采用冷凝设计，甚至可能由于蒸汽过多导致管网放空。因此进行蒸汽动力系统规划时，可以根据优化结果对装置提出合理的产汽方案。
典型的渣油加氢热高分流程中，热高分蒸汽发生器的工艺及设备设计较复杂，同时产生的低压蒸汽在全厂蒸汽平衡的处理上较为困难。因此在某些情况下，通过修改工艺流程可实现装置不再产汽。
（4）全厂用汽和低温热间的协同配合
在新型石化企业内往往设置有热媒水系统，如除盐水加热系统、除氧水加热系统等，回收低温热的同时，减少加热用蒸汽。动力站内的回热系统也与全厂蒸汽规划紧密结合，在新型石化企业中，动力站类似一个产能装置，蒸汽、低温热利用与生产装置一起规划，实现双向互供。
2.5.2.2 蒸汽动力系统与全厂燃料间的集约化
蒸汽动力系统锅炉燃料方案是石化工程项目方案整体化集约中的重点和难点，应与全厂燃料系统同步规划。
（1）回收利用厂区内富裕燃料
动力锅炉的燃料适应性比较广，可以是常规的煤、天然气、燃料气等，也可以是副产燃料、尾渣、废气。焦化装置产生的石油焦在一段时间内还会作为石化企业的主要动力燃料之一，尾油、尾渣、PSA尾气、化工液态燃料等还会长期作为燃料使用，煤化工中的洗中煤、煤矸石等，环保允许范围内的污泥、沥青、焦油等都是石化企业的副产品或废料，却能回收至动力站，变废为宝。
（2）燃料转换与工艺生产装置的协同设计
部分工艺装置，既是化工原料或产品的生产装置，同时还是燃料的生产与制备、转化和加工装置，如煤制氢（含焦制氢）、溶剂脱沥青、甲烷化处理、低热值合成气装置等。在规划全厂燃料平衡时，这些工艺装置与动力站间高度交叉、融合，需要协同设计。在动力站燃料必须由或部分由部分氧化造气（POX）装置提供的项目中，典型的POX装置与动力站协同设计步骤如图2-30所示。
图2-30 典型的POX装置与动力站协同设计步骤
（3）适应国家、地方能源战略的发展要求
根据国家、地方现阶段和中长期能源规划，煤、焦炭的替代是今后动力站设计时必须考虑的方案之一。若焦化工艺替代为加工深度更高的浆态床加氢工艺，动力站石油焦的缺口要由天然气或其他可用燃料替代。燃用固体燃料的动力站与燃用气体或液体燃料的动力站，自身消耗有很大的差别，同时考虑到成本因素，全厂供热原则亦会出现天翻地覆的改变，因此在制定全厂总加工方案时亦要考虑可能会出现的燃料变化的影响。
2.5.2.3 蒸汽动力系统与公用工程间集约化
蒸汽动力系统与公用工程间的集约化，体现在与发电机组间，与储运、空分、火炬间，与海水淡化、污水零排放、焚烧净化炉等的协同配合上。
全厂各蒸汽管网压力的稳定是由动力站汽轮发电机组抽汽或排汽来维持和调节的。按“以汽定电”设计原则，汽轮发电机组的装机规模和台数除了由供热负荷决定外，还与电气接入系统平衡设计等相关。在孤岛设计中，电力的可靠供应成为决定性因素，常规需要按N+1模式设计。
蒸汽动力系统在设计时亦要考虑储运、给排水、环保等公用工程单元方案的影响，从而提出优化建议。具体包括：罐区的维温采用蒸汽还是热水，凝结水如何回收，火炬熄火蒸汽的安全性考虑，管网紧急放空、维压系统及空分驱动方式的选择，根据全厂低压蒸汽等低温余热情况，是否要考虑多效蒸发海水淡化系统及污水零排放方案，焚烧炉是否采用余热锅炉方案等等。
2.5.2.4 蒸汽动力系统区域间集约化
（1）区域间蒸汽互供
炼化一体化项目中，要考虑各功能区之间的蒸汽互供和热量互供。如包括炼油、乙烯、芳烃、聚酯等区块的全厂性项目，既要维持各区块间相对独立性，减少区际多蒸汽管线的交叉，同时也要保证各区块间必要、适当的蒸汽互供，以实现全厂能效利用最大化，保障全厂系统可靠性。全厂宜设置一个动力中心，在管网等级设置时需考虑不同区域用能特点，达到全厂统一规划，能源管理一致。某炼化一体化全厂蒸汽系统互供如图2-31所示。
图2-31 某炼化一体化全厂蒸汽系统互供
（2）区域内动力系统
大型石化工程项目往往是工业园区甚至地方上的支柱产业，对周围区域经济的发展有很大的影响。石化工程项目同时又是耗能大户，园区内大部分热力消耗、电力消耗均集中在石化工程项目上。另一方面，石化工程项目受产业政策的限制，需要从园区、地方上争取项目所需的各类资源，其中煤、电、环保容量指标成为约束项目发展及影响项目收益的重大外部条件。
与园区、地方或其他企业合作设立热电中心，可以落实动力燃料等资源来源。
2.5.2.5 蒸汽动力系统与安全环保间的集约化
制定蒸汽动力系统方案时，不能单纯为了平衡而平衡，或为了节能降低安全系数。在设计时要充分考虑能适应多工况运行，除了要考虑开停工、关键设备故障的影响外，还要考虑全厂总流程内各装置之间运行的关联性，动态平衡时的联动反应等。蒸汽等级要有灵活可调整的措施，如减温减压器的设置等。系统单元内透平与电机的相互组合除考虑安全因素外，有时也被用于担当部分负荷调节的角色。系统容量不宜过小，以减少系统故障对生产运行的影响。
受产业政策的影响，今后动力站将会更多考虑背压机组方案而非传统的抽凝机组方案，由此牺牲了部分运行灵活性，因此对动力站机组配置及装置梯级利用方案提出了更高要求。
动力锅炉是环保监测的重点对象，锅炉设计时要确保满足环保标准，从源头上减少温室气体排放。增设环保措施后，势必对锅炉热效率、公用工程消耗造成一定影响，在设计之初就要充分考虑这一因素。
【案例2-4】 某石化企业蒸汽动力系统集约化设计
某石化企业新建一套1200万吨/年的炼油工程。配套建设有2×105m3/h（标准状况）制氢装置，400万吨/年高压加氢裂化装置，200万吨/年催化重整装置，100万吨/年芳烃联合装置和180万吨/年催化装置等多套大型化装置。
在以往的新建项目中，供热等级多围绕催化装置进行，受外取热器设备制造条件的影响，适于发生3.8MPa中压蒸汽，因此全厂蒸汽管网多采用中压蒸汽方案。本项目催化装置规模适中，但是制氢规模属于国内单系列最大，制氢加热炉烟气余热温位高、品质优，适于发生高压蒸汽。高压加氢裂化及重整装置均为用汽大户，对全厂用能水平影响较大，若装置透平蒸汽入口压力提高到高压后能增加更多梯级利用的机会，可实现全厂节能目标。在经过大量技术经济对比后，该企业最终的蒸汽动力系统方案确定增设高压等级局域网。具体蒸汽系统方案如图2-32所示。
图2-32 某石化企业蒸汽系统方案（单位：t/h）
在总平面布置上，制氢装置、重整装置、高压加氢装置靠近动力站，其中制氢装置与高压加氢装置组成联合装置，制氢产生的高压蒸汽通过装置内管线直接供应到高压加氢装置内，经透平排汽后，中压蒸汽返回制氢装置作为配气来源，高压蒸汽和中压蒸汽在联合装置内最大限度实现自给自足，减少了管网系统投资。重整氢透平采用高压蒸汽后，其3.8MPa排汽基本满足重整装置及芳烃装置生产用汽需求。
通常高压化的推广主要受初期投资过高的制约，本项目天然气制氢规模大，动力站燃料采用的又是成本高的天然气，综合比较，高压化后带来的收益可观，为高压化的落实提供了条件。
经测算，全厂采用高压化设计后，本项目能节约5500m3/h（标准状况）天然气，单位产品综合能耗降低3.3kg oe/t原料，若按天然气2.1元/m3计（标准状况），全年成本减少近1亿元。
本项目在早期制定蒸汽动力方案时，即从全厂角度出发，对各种资源进行识别，分析各种有利因素及约束条件，统一优化，反复进行技术经济对比，最终得到较为优化的蒸汽系统方案。本项目是采用整体化集约方法思路的成功案例，蒸汽动力方案确定后，作为统一的用能原则，要求相关专利商按蒸汽系统高压化设计，项目开工后，各项运行指标与设计数据基本吻合，取得了很好的节能效果，提高了企业自身竞争力。