锅炉装置

装置概况

Unit Profile

Key
Takeaway

锅炉装置是四川石化自备电站的核心动力源。它把天然气、燃料气、轻/重 C4、燃料油等燃料燃烧产生的热能，转化为 9.8 MPa 高压过热蒸汽，供给汽轮机发电、并向全厂供应动力蒸汽。本装置共 4 台 420 t/h 锅炉，是炼化一体化项目的'动力心脏'。

Table 1-1 · 装置基础参数
参数项	数值 / 说明
设计规模	1680（4 台×420 t/h×8400 h）
负荷调节范围	40%~110%（40%ECR / ECR / MCR 三档）
年运行时数	8400
倒班制度	四班二倒
原料	天然气（主）+ 燃料气 / 轻 C4 / 重 C4（辅助，3#、4# 炉可掺烧燃料油）
投产时间	1# 炉 2013-08-10 投产；2# 炉 2014-02-13 投产；3# 炉 2013-08-18 投产；4# 炉 2013-08-15 投产
设计单位	哈尔滨锅炉制造厂
型号	1#、2# 炉 HG-420/9.8-Q23；3#、4# 炉 HG-420/9.8-YQ24
装置类型	单汽包、自然循环、集中下降管、Π形布置燃气 / 油气混烧高压锅炉
主要组成	• 炉膛 + 膜式水冷壁 • 屏式过热器 + 一级对流过热器 + 低温过热器 • 汽包（旋风分离 + 波形板 + 平孔板蒸汽清洗） • 省煤器（上、下两段）+ 卧式管式空气预热器（两级） • 低氮燃烧器（1#、2# 炉 ZEECO 制造；3#、4# 炉英国汉姆沃斯旋流燃烧器） • SCR 烟气脱硝系统（仅 3#、4# 炉） • 液氨卸车/储存/蒸发/缓冲/稀释系统 • 暖风器（4# 炉已加装，0.4MPa 蒸汽加热冷风以减少低温腐蚀） • 排污降温池 + 板式换热器（废水及余热回收，15 t/h）
设计燃料	1#、2# 炉：100% 燃气；3#、4# 炉：60% 油 + 40% 气
烟囱	烟气经烟囱排大气，烟气脱硝处理后 NOx < 50 mg/Nm3（干基 3% O2），氨逃逸 ≤3ppm

资料来源：《锅炉装置操作规程》CH/WJ 208.001-2023 v5.0。

工艺原理

Process Principle

Key
Takeaway

燃料在炉膛内燃烧产生高温火焰，加热水冷壁内的水变成汽水混合物进入汽包；汽水分离后蒸汽经各级过热器加热到 9.8 MPa、540℃左右的过热蒸汽，送往汽轮机膨胀做功。SCR 脱硝用 NH3 在催化剂作用下将烟气中 NOx 还原为 N2 和 H2O。

详细说明

燃料燃烧产生的高温烟气依次通过屏式过热器→一级对流过热器（高温过热器）→低温过热器→省煤器→空气预热器（3#、4# 炉在低温省煤器前增设 SCR 脱硝），把热量传递给水和空气后由引风机经烟囱排大气。
给水在省煤器换热后进入汽包，沿下降管分配给水冷壁，吸收炉膛辐射热变成汽水混合物；切向进入汽包旋风分离器，汽水分离后蒸汽经波形板分离器 + 平孔板式清洗装置进一步纯化，最终进入过热器。
1#、2# 炉前墙布置两层 8 只低氮燃烧器（美国 ZEECO 设计），燃料 100% 燃气；3#、4# 炉前墙布置两层 8 只旋流燃烧器（英国汉姆沃斯设计），燃料 60% 油+40% 气。
SCR 脱硝反应：4NH3+4NO+O2 → 4N2+6H2O；NO+NO2+2NH3 → 2N2+3H2O，催化剂作用下 NH3 选择性还原 NOx。设计出口 NOx < 50 mg/Nm3，氨逃逸 ≤3ppm。

资料来源：规程工艺原理章节。

工艺流程

Process Flow

Key
Takeaway

脱盐水 → 低压除氧 → 高压除氧 → 给水母管 → 锅炉侧给水操作台 → 省煤器 → 汽包 → 下降管 → 水冷壁 → 汽水分离 → 过热器 → 9.8 MPa 过热蒸汽外送（同时燃料系统、烟风系统、SCR 脱硝同步运行）

Table 3-1 · 主流程链 · 24 道工序
序	工序
01	脱盐水
02	低压除氧器
03	中继泵
04	高压除氧器（158℃）
05	高压给水泵
06	给水母管
07	锅炉给水操作台（100% / 70% / 30% 三路）
08	省煤器
09	汽包
10	下降管
11	水冷壁
12	汽水混合物
13	汽包旋风分离器 + 波形板 + 蒸汽清洗
14	过热器（一级 + 低温）
15	9.8 MPa 过热蒸汽外送汽机；烟气：燃烧
16	屏式过热器
17	高温过热器
18	低温过热器
19	（3#/4# 增设 SCR 脱硝）
20	高温段省煤器
21	低温段省煤器
22	空气预热器
23	引风机
24	烟囱

资料来源：规程工艺流程章节。

侧线产品	锅炉排污降温池回收废水 15 t/h，通过板式换热器回收余热至脱盐水（按污水处理成本 3.84 元/t 计，年节约污水处理费约 50.5 万元） 4# 炉加装暖风器：引 0.4 MPa 蒸汽加热冷风，减少空气预热器低温腐蚀

投入产出物料

Material Balance

Key
Takeaway

共 4 项，前三大（1# 炉蒸发量、2# 炉蒸发量、3# 炉蒸发量）合计占 75.0%（1,260,000 kg/h），是排产与效益测算的主要抓手。

Exhibit 4-1 · 产品构成帕累托分析（按kg/h）

Bar = 各项数值（按最大值归一）　│　Line = 累计占比 %

项目数值（按最大值归一）kg/h累计

1# 炉蒸发量送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽420,00025.00

2# 炉蒸发量送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽420,00050.00

3# 炉蒸发量送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽420,00075.00

4# 炉蒸发量送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽420,000100.00

前三大项其他项累计占比 %

年运行时数

8400

进料

名称	消耗指标	说明
天然气	≤35893 Nm3/h	单炉额定工况
燃料油	≤31304 kg/h	主要供 3#、4# 炉掺烧
燃料气（含轻 C4、重 C4、化一/化三燃料气、合成制氢氢气）		经天然气调压站与燃料气凝液收集罐汇集后并入炉前

产品

名称	收率（%）	kg/h	主要去向
1# 炉蒸发量	ECR 420 / MCR 450 / 40%ECR 168 t/h	420000	送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽
2# 炉蒸发量	ECR 420 / MCR 450 / 40%ECR 168 t/h	420000	送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽
3# 炉蒸发量	ECR 420 / MCR 450 / 40%ECR 168 t/h	420000	送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽
4# 炉蒸发量	ECR 420 / MCR 450 / 40%ECR 168 t/h	420000	送汽机膨胀做功发电，并向全厂蒸汽管网供汽

副产品

本装置无副产品

说明

规程 1.3.1《产品产量》仅列出 ECR / MCR / 40%ECR 三个工况下的小时蒸发量（t/h），未给出年产量与年生产小时，故「产量万吨/年」列留空，不予推算。
收率列实际填写的是三个工况的小时蒸发量（规程原值），非收率百分比——该列沿用物料平衡表通用模板，对锅炉这类公用工程装置语义不严格，以规程原值为准。
规程 1.3.2《副产品产量》原文：本装置无副产品。

资料来源：规程物料平衡章节。口径以规程原表为准，未做补全或估算。

公用工程与三剂

Utilities & Chemicals

燃料

天然气（Nm³/h）	≤35893（单炉额定）
燃料油（kg/h）	≤31304（单炉额定）
C4 气化器	轻/重 C4 经气化器加热气化后并入天然气系统
配套燃料气	化工一部、化工三部燃料气 + 合成制氢氢气

自用量

液氨脱硝	液氨储罐→蒸发器→缓冲罐→稀释风机混合→喷入 SCR 催化剂层（仅 3#、4# 炉）
暖风器加热蒸汽	4# 炉两台送风机出口暖风器引 0.4 MPa 母管蒸汽
脱盐水回收量	锅炉排污降温池 → 板式换热器 → 脱盐水（原水箱），废水回收量 15 t/h

排气筒

设计流量	2×37.62×10^4 Nm3/h（湿基，3#/4# 炉脱硝装置入口烟气量）
出口 NOx	< 50 mg/Nm3（干基 3% O2）
氨逃逸	≤ 3 ppm

资料来源：规程公用工程消耗 / 三剂消耗章节。

装置能耗

Energy Consumption

计算标准

规程 1.2.7（详见《自备电站装置工艺卡片》第 11 页《主要技术经济指标》）

说明

规程 1.2.7 仅给出额定工况燃料消耗（天然气 ≤35893 Nm3/h、燃油 ≤31304 kg/h），未在规程 1.2.7 列出按吨蒸汽计算的能耗明细拆分，单位能耗详见《自备电站装置工艺卡片》。

额定负荷

项目	单位消耗	说明
天然气消耗量	≤35893 Nm3/h	单炉额定工况
燃油消耗量	≤31304 kg/h	单炉额定工况

结构说明

规程 1.2.7 只给出额定工况下的燃料消耗上限两个值——天然气 ≤35893 Nm3/h、燃油 ≤31304 kg/h（均按单炉额定工况），未按吨蒸汽折算给出综合能耗（kg 标油/t 蒸汽）及其分项拆分；该指标被索引到《自备电站装置工艺卡片》第 11 页《主要技术经济指标》，规程正文未列，故单位能耗标「待补充」。燃料结构上，1#、2# 炉为 100% 燃气；3#、4# 炉为 60% 燃料油 + 40% 燃气（规程 1.1.1），因此锅炉侧燃料成本对天然气价格与燃料油价格的敏感度在 1#/2# 与 3#/4# 之间并不一致，核算燃料成本时应按炉号分开归集，不可按 4 台炉平均分摊。3#、4# 炉配套 SCR 脱硝（处理烟气量 2×37.62×10⁴ Nm3/h 湿基），设计出口 NOx <50 mg/Nm3（干基 3% O2）、氨逃逸 ≤3 ppm，脱硝还原剂液氨的消耗属环保运行成本，规程未给出其单耗，标「待补充」。

燃料结构

项目	数值	数据来源
1#、2# 炉燃料	100% 燃气	规程 1.1.1
3#、4# 炉燃料	60% 燃料油 + 40% 燃气	规程 1.1.1

脱硝设施

工艺	SCR 脱硝（蜂窝催化剂，还原剂为氨气）
烟气量	2×37.62×10⁴ Nm3/h（湿基，3#、4# 炉）
出口 NOx	<50 mg/Nm3（干基 3% O2，正常稳态）
氨逃逸	≤3 ppm
数据来源	规程 1.1.1 / 1.1.2

资料来源：规程能耗计算章节。计算标准见规程原文。

装置关联

Unit Interconnections

Key
Takeaway

上游 7 项，下游 3 项。上游断料即本装置降负荷或停工。

上游进料 · 7 项

彭州末站天然气

输送方式：管道输送至四川石化天然气调压站，经调压过滤后送锅炉燃烧　说明：天然气调压站分两路：一路直接送合成制氢；另一路经加热单元分炼油/化工调压、电站调压

化工一部/化工三部燃料气

输送方式：管道　说明：经燃料气凝液收集罐、过滤器后并入天然气滤网处与天然气混合

合成制氢氢气

输送方式：管道　说明：同上，与天然气混合后入炉燃烧

轻/重 C4

输送方式：气化器加热气化　说明：气化气经炉前天然气手动总阀与天然气、燃料气混合后入炉燃烧

化工一部混合燃料油

输送方式：管道至自备电站燃料油罐　说明：燃料油罐盘管加热 + 燃料油泵 + 混合燃料油加热器 + 炉前过滤器和调节阀组，专供 3#、4# 炉燃烧器

汽机高压除氧器

输送方式：给水泵　说明：汽机装置高压给水泵将高压除氧水加压送入锅炉给水母管

汽机凝结水 + 中继水

输送方式：管线　说明：通过高压除氧器除氧合格后作为锅炉给水来源

锅炉装置

公用工程部

下游去向 · 3 项

汽轮机装置

物料：9.8 MPa / 540℃ 主蒸汽　输送方式：主蒸汽母管

减温减压器

物料：高参数蒸汽节流减压　输送方式：蒸汽管网

全厂蒸汽管网

物料：4.0/1.2/0.4 MPa 三级蒸汽　输送方式：管道

装置内循环

锅炉排污降温池增加排水至原水箱管线及板式换热器：热端排污水换热至~45℃，冷端用电站除氧器补充冷脱盐水，热端排水回收至原水箱，余热回收，废水回收量 15 t/h
4# 炉两台送风机出口加装暖风器：引 0.4 MPa 母管蒸汽加热空气，降低空预器低温腐蚀
燃料油泵出口管线由单滤网改造为并列双滤网（左/右），避免单滤网堵塞导致频繁启停

资料来源：规程上下游关联章节。

行业技术特点

Industry Position

规模等级	4×420 t/h 大型自备电站高压锅炉（炼化一体化配套）
装置类型	燃气/油气混烧、单汽包、自然循环、Π形布置高压锅炉
设计单位	哈尔滨锅炉制造厂（哈锅）
燃烧器	1#、2# 炉：美国 ZEECO 公司低氮燃烧器 3#、4# 炉：英国汉姆沃斯燃烧工程公司旋流燃烧器
脱硝	3#、4# 炉配 SCR 脱硝（SCR 装置 2×37.62×10^4 Nm3/h，蜂窝脱硝催化剂，氨气作为还原剂）；设计由中国石油集团东北炼化工程有限公司设计施工
关键技术	SCR 烟气脱硝技术（蜂窝脱硝催化剂，氨气选择性还原 NOx）锅炉排污降温池废水余热回收（15 t/h 废水 + 板式换热器回收余热） 4# 炉暖风器加装（引 0.4 MPa 蒸汽加热冷风，解决空气预热器低温腐蚀）燃料油泵出口并列双滤网改造（避免单滤网堵塞导致锅炉负荷波动）
环保合规	3#、4# 炉 SCR 脱硝后 NOx < 50 mg/Nm3（干基 3% O2），氨逃逸 ≤3ppm，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）

资料来源：规程装置概况 / 技术特点章节。

财务关注点

Financial Focus

加工能力

4×420t/h（额定 ECR 工况，MCR 可达 4×450 t/h）

SRC 规程 1.1.1

年运行时数

8400小时/年

SRC 规程

负荷调节范围

40%~110%三档（40% ECR / ECR / MCR）

SRC 规程 1.3.1

额定天然气消耗

≤35893Nm3/h（单炉额定）

SRC 规程 1.2.7

额定燃油消耗

≤31304kg/h（单炉额定）

SRC 规程 1.2.7

脱硝设计烟气量

2×37.62×10^4Nm3/h 湿基（3#、4# 炉 SCR 入口）

SRC 规程 1.1.1

脱硝出口 NOx

< 50mg/Nm3（干基 3% O2）

SRC 规程 1.1.2

排污水回收量

15t/h（锅炉排污水回收至原水箱）

SRC 规程 1.1.5.1

排污水回收年节约

约 50.5万元/年（按污水处理成本 3.84 元/t）

SRC 规程 1.1.5.1

行业对标

4×420 t/h 燃气/油气混烧高压锅炉 + SCR 脱硝，国内大型炼化一体化自备电站主流配置

Note · 核算口径提示

1. 数据边界：本页所有数据均摘自规程原文，未做估算、外推或行业平均值填补。缺失字段标注为「待补充」。
2. 口径一致性：物料量为规程设计值 / 典型工况值，非实际核算数据，用于学习与量级判断。
3. 检修与折旧：涉及大修周期的装置，费用计提须按实际周期平滑，避免年度间大幅波动。

定位要点

财务要点

装置概况

工艺原理

工艺流程

投入产出物料

公用工程与三剂

装置能耗

装置关联

上游进料 · 7 项

下游去向 · 3 项

行业技术特点

财务关注点