炼油节能降耗实践与探讨

宫首超

（中国石化扬子石油化工有限公司，江苏南京 210000）

某石化公司作为重要的高硫原油加工基地，自2014年原油劣质化和油品质量改造升级后，炼油加工能力达到1 250万t/a。近年来，企业加强节能管理、采取节能技术措施，炼油能耗有一定程度下降，2020年炼油综合能耗55.78 kg（以生产1 t汽油所消耗的标油计，下同），与2015年相比下降4.08 kg；但与先进企业相比还有一定差距。为对标一流，挖潜增效，进一步降低炼油能耗，该文通过介绍该企业目前炼油能耗结构及水平、近年来所采取的节能降耗措施，分析炼油节能工作中存在的问题，提出进一步降低炼油能耗的建议。

1 目前炼油能耗结构及水平

1.1 炼油能耗结构

该企业炼油能耗主要包括水耗、电耗、燃料气单耗、蒸汽单耗、催化烧焦、外输热量共6项，从2020年能耗情况看，目前占比最大的是燃料气单耗，为18.58%；其次是电耗，为13.95%；催化烧焦和蒸汽单耗分别占12.59%及11.19%。

1.2 炼油能耗水平

2020年该企业炼油综合能耗55.78 kg，较集团企业平均值高0.76 kg，排名第6位。其它炼油综合能耗较低企业的具体数值分别为49.86 kg（不含重整装置）、50.90 kg和52.27 kg。该企业综合能耗处于中等水平。

从单因耗能来看，2020年12家千万吨级炼油企业，该企业单因耗能累计完成7.97 kg/因数，排名第8位，比集团公司平均值高0.16 kg/因数，处于中下水平，与能效领跑者存在较大差距，高1.48 kg/因数。

2 炼油节能降耗实践

2.1 夯实能源管理基础

该企业能源管理中心和能源管理体系一直保持有效运行并发挥积极作用。能源管理中心是以覆盖能源产、存、转、输、耗全过程为主线的企业级能源管理业务平台，为该企业节能降耗提供了有效的技术手段和管理手段。能源管理体系是依照系统管理原则，根据策划、实施、检查、处理（PDCA）循环方法，对装置用能进行全方面管理，确定主要能源使用、管控关键能源绩效参数、开展主要设备能量平衡、识别节能改进机会[1-2]。是对节能规划、节能计划、能源统计、能源审计等一系列传统能源管理方法的综合，也是一体化管理体系的重要组成部分。

2.2 推动管理与结构调整双节能

该企业定期编制节能计划和节能审计报告，并全面组织和推进节能规划的实施。每年年初下发年度“节能计划”，明确节能目标、措施和各单位相应考核指标等内容，并逐月对“节能计划”中各项指标完成情况进行分析和总结。

结构调整方面，该企业按照分子炼油的原理，进行流程优化调整，提高资源利用效率，加快技术升级步伐，进行适应性和削瓶颈改造，以提高能源利用效率。1）结合油品质量升级，在原有的“常减压＋焦化＋催化”加工路线基础上，增加了“常减压＋渣油加氢＋催化”路线，使公司的生产操作优化空间更大、资源能源利用效率更高；2）从炼油新区干气提浓装置提取富C2/C3组分送化工片乙烯装置做原料，提高资源利用效率；3）利用变压吸附技术将大炼油部分贫氢气、干气进行提纯利用。

2.3 推广应用节能技术

2.3.1 低温热利用

炼油新区装置1 000～1 500 m3/h，95℃的循环热水以及200 m3/h，130℃的凝结水热量一直没有明确用途，需消耗大量循环水冷却才能重复使用，热量浪费巨大。该企业统筹考虑合理利用炼油新区富余的低温热资源，在催化裂化联合装置余热回收预留地，新建厂区采暖换热站及发电站，采暖季为企业生活区供暖，非采暖季发电，提高了能源利用率，创造了节能效益。

自2019年年底低温热采暖换热站投运以来，一直保持稳定运行，为该企业生活区冬季采暖提供高温水热源，其中循环热水可提供热量约43.5 MW，凝水可提供热量约21.2 MW，合计约64.7 MW，基本满足生活区供暖的负荷需求。低温热采暖与以往利用热电厂蒸汽供暖相比，不但节约大量新鲜蒸汽，用能更加合理，而且使炼油综合能耗下降0.85 kg。

低温热发电项目分为热水发电机组和凝水发电机组，低温热源与采暖项目保持一致，接采暖季结束开始运行，经过不断优化调整，2020年全年发电量779.68万kW·h，全年节约能耗1 793 t。

2.3.2 减温减压的能量回收

该企业炼油新区2#抽提装置原设计使用1套减温减压器，将3.91 MPa，370℃的过热蒸汽减温减压至2.00 MPa，212℃（饱和温度），产出的低品位蒸汽作为脱庚烷塔、抽提蒸馏塔等塔底再沸器热源，以避免环丁砜溶剂在高温下发生降解。虽然高压蒸汽在减温减压前后总热量不变（绝热过程），但减温减压后蒸汽品质变差。装置增加1套蒸汽透平发电机组，利用蒸汽减压前后压差能量进行发电，以降低生产工艺能耗。项目投运后，装置能耗下降约1.70 kg，使炼油综合能耗下降约0.15 kg。

2.3.3 新型保温材料应用

2A#中压蒸汽管线主要为炼油片区装置供汽，由热电厂至炼油老区，因距离较长、保温效果较差、蒸汽焓降较大，影响了炼油装置能耗。该企业采用50 mm热盾毡替代原有170～200 mm硅酸铝针刺毡，进行蒸汽管线保温节能改造，节能效果显著，经第三方监测项目节能率达63.05%。2A#蒸汽管线改造前后参数对比见表1。

表1 改造前后参数对比

2.3.4 其他节能措施

2#常减压装置二级减压塔增压器蒸汽耗量一直较大，后续冷却与酸水处理负担重，特别是夏天高温时段，冷却能力不足影响减压深拔效果。因此对2#常减压抽空器更新改造，更换为新型节能增压器，既满足抽真空要求，又大幅节约蒸汽耗量，改造投运后节约蒸汽约10%，缓解了夏季冷却能力不足的状况，节能降耗效果显著。

渣油加氢装置一直存在原有进出料换热器面积不足的问题，使加热炉在装置运行后期超负荷运行，装置燃料单耗偏高。针对此情况，2017年停工检修期间，装置增加高压换热器（E-102A）与原有高压换热器（E-102）串联。项目投运节约燃料0.5 t/h，降低装置能耗2.0 kg，全年节约能耗5 380 t。

3 炼油节能存在问题及建议

3.1 提高热联合水平

目前，常减压与渣油加氢、加氢裂化、延迟焦化以及渣油加氢与催化裂化装置间实现了相对充分的热联合，但在延迟焦化与汽柴油加氢、常减压与柴油加氢、柴油加氢与催化柴油改质（LTAG）等装置间热联合水平仍不够，装置混合进料温度低，增加了上游装置冷却用能及下游装置加热能耗。热联合直供是最有效的用能优化措施之一，投资省、见效快、效果好，后续可完善技术及管线等相关问题，加强热直供管理，有效降低炼油综合能耗。

3.2 优化关键能源绩效控制参数

目前，部分装置与节能相关操作参数不合理，优化节能操作待加强。一方面，主要生产装置存在较大优化空间，如常减压换热终温与设计值偏差大，2020年2#常减压换热终温平均277.5℃，3#常减压换热终温平均300.7℃，分别比设计值低17.5℃和15.3℃。后续可加强换热网络优化，降低换热流程各分支温差及分馏塔取热比例，提高各中段循环量及返塔温度，提高原油换热终温（2#常减压装置提高至290℃以上，3#常减压装置提高至310℃以上）。

另一方面，溶剂再生、气体脱硫、污水汽提等辅助装置能耗高，尤其是蒸汽单耗超高。要通过对脱硫、再生及污水汽提部分开展一体化的模拟优化，用模拟结果指导装置优化操作，尤其是降低蒸汽消耗。近5年再生等辅助装置能耗合计占全厂能耗比例情况见表2。

表2 辅助装置能耗及占比情况

3.3 提升加热炉热效率

目前，该企业炼油片区正常运行加热共计31台，总设计热负荷589.48 MW，10.00 MW以下的有8台，10.00 MW以上的有23台。2020年炼油加热炉平均热效率91.62%，平均排烟温度138.07℃，平均氧体积分数3.59%，整体水平与先进企业比存在一定差距。近3年炼油加热炉运行情况对比见表3。

表3 炼油加热炉运行情况

从炼油综合能耗的组成看，燃料消耗占比最重；因此抓好加热炉的管理对炼油节能至关重要。首先要加强加热炉的日常运行管理，结合公司加热炉竞赛活动，加强加热炉燃烧状况调整，及时检查并消除烟道漏风等情况，对烟气换热器、空气预热器的换热管束进行定期化学清洗，有效降低燃料消耗；其次要采取节能措施，完成2#重整余热回收系统建设、制氢B系列加热炉节能改造、2#常减压加热炉炉效提升项目，将加热炉排烟温度降到95℃以下，降低炼油能耗。

3.4 实施循环水系统优化

炼油片区现有一循、七循、十一循3套循环水系统，主要承担大部分炼油装置的循环水供应，不足部分外购化工片循环水补充。普遍存在的问题是系统供水压力高（0.5 MPa以上）、供回水温差低（6℃以下），使循环水系统电耗居高不下，炼油综合能耗中循环水折能系数偏高。因此，优化循环水系统运行，对炼油能耗影响较大。可采取的具体优化措施如下：1）回收利用循环水系统余压进行发电，回收压力能；2）将部分装置换热器并联改串联，包括温差小于2℃的水冷器、备用设备的水冷器和油冷器等；3）实施调速改造，选取部分冷水泵和风机，增加永磁等调速设施；4）组织各装置对水冷器测流速并调整，将供回水温差提高到8℃以上。近3年炼油循环水系统运行情况见表4。

表4 近3年炼油循环水系统运行情况

4 结语

通过一系列的节能降耗实践，目前该企业炼油能耗下降明显；但在集团千万吨级炼油企业中，排名仍居中下游，说明整体炼油能耗水平还有很大的进步空间，节能潜力巨大。后续可通过提高装置间热联合水平、优化装置关键能源绩效控制参数、提升加热炉热效率、降低循环水系统电耗等节能措施，有效提高炼油能耗水平，提升企业竞争力。