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摘要：主要阐述提高脱盐水系统运行温度，降低脱盐水外输温度，而增设2台换热器，合理利用热能与冷量四个方面内容，实现上述能量转化。
关键词：换热器；能量转化
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
大庆炼化公司动力一厂脱盐水系统化学一站（设计脱盐水产量300m3/h）于1991年由洛阳石油化工工程公司设计，于1992年开工投产，其主要为动力站锅炉及其它炼油装置提供一级脱盐水。炼化公司聚合物一厂使用的脱盐水技术指标要求严格：脱盐水中铁离子含量
＜1ppb、脱盐水温度＜28℃。为了满足聚合物一厂对脱盐水的指标要求，技术改造前（2006年10月），化学二站常年低温运行，低温运行不利于床体内离子交换树脂的吸附与再生，造成脱盐水系统床体再生酸、碱单耗较高、制水比耗较高。
一、改造原因
大庆炼化公司动力一厂共有3个脱盐水站，处理能力分别为350m3/h、600m3/h、300m3/h（改造前为150 m3/h）。三个脱盐水站根据外界装置冬、夏季对脱盐水需求量的不同，互相平衡優化运行。350m3/h脱盐水站主要为锅炉装置提供二级脱盐水；600m3/h脱盐水站为炼油装置、储运装置，润滑油装置，聚丙烯装置提供二级脱盐水，是主要的脱盐水站；300m3/h脱盐水站为聚合物装置提供二级脱盐水。二级脱盐水作为生产聚合物的原料之一，参与反应，脱盐水中铁离子含量直接影响聚合产品的质量。因此，对二级脱盐水的铁离子要求标准较高，规定值为≤1μg/L，铁离子的控制成为二级脱盐水的关键。，化学二站常年低温运行，低温运行不利于床体内离子交换树脂的吸附与再生，造成脱盐水系统床体再生酸、碱单耗较高、制水比耗较高。公司为满足整体生产需求，于2009年将化学三站原150m3/h脱盐水站扩建成300m3/h脱盐水站，在管路材质及床体内防腐上精心设计、选型，保证了运行过程中铁离子的隔离，更好的保证出水水质。
二、有效利用热能，实现生水加温，脱盐水降温技术改造
2.1选择可利用的热能
提高脱盐水系统运行温度,降低脱盐水外输温度成为改造的目标。经过车间技术人员与公司设计部门有关人员对现场热能实际情况考察,确定用于提高生水温度的主要热源为： 7#换热站进化学一站高温凝结水。另外可以提高部分生水温度的热源为100万吨ARGG及180万吨ARGG的排污水，该部分水量温度较高，运行时外排，尤其冬季外排造成大量水蒸汽烟雾。用于降低去化工区脱盐水温度的冷源为化学二站处理的生水（温度在12-19℃），通过换热一方面实现外输脱盐水的降温，另一方面可以提高生水温度。
2.2确定改造工艺路线
由于强碱型阴离子交换树脂（201×7）的基团在受热时易发生分解，使树脂的交换容量降低，因此脱盐水系统运行温度最高不会超高60℃，行业中通常运行温度控制在40±2℃之间。根据化学二站生水冬、夏季使用量变化以及现场冷、热源的流量、温度工艺参数，经过热量平衡换算，确定如下改造工艺。（见图1）
图1说明：
E1为化学二站生水加热换热器，经过核算，换热面积为133m2。生水为冷源（流量：150t/h,温度：12-19℃），热源为7#换热站进化学一站高温凝结水（流量：120t/h,温度：65-90℃）。
E2为去化学二站的常压生水加热换热器，经过核算，换热面积为83m2。常压生水为冷源（流量：60 t/h,温度：25℃），热源为180万吨ARGG的排污水（流量：15 t/h,温度：95℃）。
E3为去化学二站的部分生水加热换热器，经过核算，换热面积为83m2。生水为冷源（流量：50 t/h,温度：12-19℃），热源为100万吨ARGG的排污水（流量：10 t/h,温度：95℃）。
E4为脱盐水降温换热器，经过核算，换热面积为83m2。化学二站生水为冷源（流量：450-600 t/h,温度：12-19℃），热源为去化工区脱盐水（流量：120-200 t/h,温度：38℃）。
2.3改造后工艺流程
2.3.1生水加热流程:
（1）进化学二站生水经换热器E4后一部分生水直接回到生水罐，一部分继续与换热器E1进行换热，温度达到45℃后，进入化学二站生水罐。
（2）常压部分生水经换热器E2换热后，温度达到45℃，进入化学二站生水罐。
（3）化学二站部分生水经换热器E3换热后，温度达到45℃，进入化学二站生水罐。
2.3.2化工区脱盐水降温流程：
化工区脱盐水经换热器E3换热后，温度降至25℃左右（可调），输送至聚合物一厂。
图1 生水加热、脱盐水降温改造简图
三、结论
该项目于2006年10月投用，自项目投用后化学二站运行温度由原25℃左右，提高至40±2℃之间；化工区脱盐水温度小于28℃。由于化学二站整体运行温度提高，床体内离子交换树脂吸附能力加强、再生效果好。该项目合理利用热能，改造后投用效果良好，同时降低了脱盐水系统的能耗。化学二站床体运行周期提高显著，从床体运行周期及酸碱用量方面计算效益：
（1）改造后每台阳床运行周期比改造前延长300t左右、月可节约再生耗水640t，月节约盐酸27t。
（2）改造后每台阴床运行周期比改造前延长400t左右，月可节约再生耗水600t，月节约碱12t。
（3）月可节约费用为：（640+600）×4.4+27×623.93+12×538.46=2.88万元。
（4）年可节约费用为：2.88×12=34.56万元。
参考文献：
[1] 张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.
关键词：换热器；能量转化
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
大庆炼化公司动力一厂脱盐水系统化学一站（设计脱盐水产量300m3/h）于1991年由洛阳石油化工工程公司设计，于1992年开工投产，其主要为动力站锅炉及其它炼油装置提供一级脱盐水。炼化公司聚合物一厂使用的脱盐水技术指标要求严格：脱盐水中铁离子含量
＜1ppb、脱盐水温度＜28℃。为了满足聚合物一厂对脱盐水的指标要求，技术改造前（2006年10月），化学二站常年低温运行，低温运行不利于床体内离子交换树脂的吸附与再生，造成脱盐水系统床体再生酸、碱单耗较高、制水比耗较高。
一、改造原因
大庆炼化公司动力一厂共有3个脱盐水站，处理能力分别为350m3/h、600m3/h、300m3/h（改造前为150 m3/h）。三个脱盐水站根据外界装置冬、夏季对脱盐水需求量的不同，互相平衡優化运行。350m3/h脱盐水站主要为锅炉装置提供二级脱盐水；600m3/h脱盐水站为炼油装置、储运装置，润滑油装置，聚丙烯装置提供二级脱盐水，是主要的脱盐水站；300m3/h脱盐水站为聚合物装置提供二级脱盐水。二级脱盐水作为生产聚合物的原料之一，参与反应，脱盐水中铁离子含量直接影响聚合产品的质量。因此，对二级脱盐水的铁离子要求标准较高，规定值为≤1μg/L，铁离子的控制成为二级脱盐水的关键。，化学二站常年低温运行，低温运行不利于床体内离子交换树脂的吸附与再生，造成脱盐水系统床体再生酸、碱单耗较高、制水比耗较高。公司为满足整体生产需求，于2009年将化学三站原150m3/h脱盐水站扩建成300m3/h脱盐水站，在管路材质及床体内防腐上精心设计、选型，保证了运行过程中铁离子的隔离，更好的保证出水水质。
二、有效利用热能，实现生水加温，脱盐水降温技术改造
2.1选择可利用的热能
提高脱盐水系统运行温度,降低脱盐水外输温度成为改造的目标。经过车间技术人员与公司设计部门有关人员对现场热能实际情况考察,确定用于提高生水温度的主要热源为： 7#换热站进化学一站高温凝结水。另外可以提高部分生水温度的热源为100万吨ARGG及180万吨ARGG的排污水，该部分水量温度较高，运行时外排，尤其冬季外排造成大量水蒸汽烟雾。用于降低去化工区脱盐水温度的冷源为化学二站处理的生水（温度在12-19℃），通过换热一方面实现外输脱盐水的降温，另一方面可以提高生水温度。
2.2确定改造工艺路线
由于强碱型阴离子交换树脂（201×7）的基团在受热时易发生分解，使树脂的交换容量降低，因此脱盐水系统运行温度最高不会超高60℃，行业中通常运行温度控制在40±2℃之间。根据化学二站生水冬、夏季使用量变化以及现场冷、热源的流量、温度工艺参数，经过热量平衡换算，确定如下改造工艺。（见图1）
图1说明：
E1为化学二站生水加热换热器，经过核算，换热面积为133m2。生水为冷源（流量：150t/h,温度：12-19℃），热源为7#换热站进化学一站高温凝结水（流量：120t/h,温度：65-90℃）。
E2为去化学二站的常压生水加热换热器，经过核算，换热面积为83m2。常压生水为冷源（流量：60 t/h,温度：25℃），热源为180万吨ARGG的排污水（流量：15 t/h,温度：95℃）。
E3为去化学二站的部分生水加热换热器，经过核算，换热面积为83m2。生水为冷源（流量：50 t/h,温度：12-19℃），热源为100万吨ARGG的排污水（流量：10 t/h,温度：95℃）。
E4为脱盐水降温换热器，经过核算，换热面积为83m2。化学二站生水为冷源（流量：450-600 t/h,温度：12-19℃），热源为去化工区脱盐水（流量：120-200 t/h,温度：38℃）。
2.3改造后工艺流程
2.3.1生水加热流程:
（1）进化学二站生水经换热器E4后一部分生水直接回到生水罐，一部分继续与换热器E1进行换热，温度达到45℃后，进入化学二站生水罐。
（2）常压部分生水经换热器E2换热后，温度达到45℃，进入化学二站生水罐。
（3）化学二站部分生水经换热器E3换热后，温度达到45℃，进入化学二站生水罐。
2.3.2化工区脱盐水降温流程：
化工区脱盐水经换热器E3换热后，温度降至25℃左右（可调），输送至聚合物一厂。
图1 生水加热、脱盐水降温改造简图
三、结论
该项目于2006年10月投用，自项目投用后化学二站运行温度由原25℃左右，提高至40±2℃之间；化工区脱盐水温度小于28℃。由于化学二站整体运行温度提高，床体内离子交换树脂吸附能力加强、再生效果好。该项目合理利用热能，改造后投用效果良好，同时降低了脱盐水系统的能耗。化学二站床体运行周期提高显著，从床体运行周期及酸碱用量方面计算效益：
（1）改造后每台阳床运行周期比改造前延长300t左右、月可节约再生耗水640t，月节约盐酸27t。
（2）改造后每台阴床运行周期比改造前延长400t左右，月可节约再生耗水600t，月节约碱12t。
（3）月可节约费用为：（640+600）×4.4+27×623.93+12×538.46=2.88万元。
（4）年可节约费用为：2.88×12=34.56万元。
参考文献：
[1] 张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.