宮首超

（中國石化揚(yáng)子石油化工有限公司，江蘇南京 210000）

某石化公司作為重要的高硫原油加工基地，自2014年原油劣質(zhì)化和油品質(zhì)量改造升級后，煉油加工能力達(dá)到1 250萬t/a。近年來，企業(yè)加強(qiáng)節(jié)能管理、采取節(jié)能技術(shù)措施，煉油能耗有一定程度下降，2020年煉油綜合能耗55.78 kg（以生產(chǎn)1 t汽油所消耗的標(biāo)油計(jì)，下同），與2015年相比下降4.08 kg；但與先進(jìn)企業(yè)相比還有一定差距。為對標(biāo)一流，挖潛增效，進(jìn)一步降低煉油能耗，該文通過介紹該企業(yè)目前煉油能耗結(jié)構(gòu)及水平、近年來所采取的節(jié)能降耗措施，分析煉油節(jié)能工作中存在的問題，提出進(jìn)一步降低煉油能耗的建議。

1 目前煉油能耗結(jié)構(gòu)及水平

1.1 煉油能耗結(jié)構(gòu)

該企業(yè)煉油能耗主要包括水耗、電耗、燃料氣單耗、蒸汽單耗、催化燒焦、外輸熱量共6項(xiàng)，從2020年能耗情況看，目前占比最大的是燃料氣單耗，為18.58%；其次是電耗，為13.95%；催化燒焦和蒸汽單耗分別占12.59%及11.19%。

1.2 煉油能耗水平

2020年該企業(yè)煉油綜合能耗55.78 kg，較集團(tuán)企業(yè)平均值高0.76 kg，排名第6位。其它煉油綜合能耗較低企業(yè)的具體數(shù)值分別為49.86 kg（不含重整裝置）、50.90 kg和52.27 kg。該企業(yè)綜合能耗處于中等水平。

從單因耗能來看，2020年12家千萬噸級煉油企業(yè)，該企業(yè)單因耗能累計(jì)完成7.97 kg/因數(shù)，排名第8位，比集團(tuán)公司平均值高0.16 kg/因數(shù)，處于中下水平，與能效領(lǐng)跑者存在較大差距，高1.48 kg/因數(shù)。

2 煉油節(jié)能降耗實(shí)踐

2.1 夯實(shí)能源管理基礎(chǔ)

該企業(yè)能源管理中心和能源管理體系一直保持有效運(yùn)行并發(fā)揮積極作用。能源管理中心是以覆蓋能源產(chǎn)、存、轉(zhuǎn)、輸、耗全過程為主線的企業(yè)級能源管理業(yè)務(wù)平臺，為該企業(yè)節(jié)能降耗提供了有效的技術(shù)手段和管理手段。能源管理體系是依照系統(tǒng)管理原則，根據(jù)策劃、實(shí)施、檢查、處理（PDCA）循環(huán)方法，對裝置用能進(jìn)行全方面管理，確定主要能源使用、管控關(guān)鍵能源績效參數(shù)、開展主要設(shè)備能量平衡、識別節(jié)能改進(jìn)機(jī)會[1-2]。是對節(jié)能規(guī)劃、節(jié)能計(jì)劃、能源統(tǒng)計(jì)、能源審計(jì)等一系列傳統(tǒng)能源管理方法的綜合，也是一體化管理體系的重要組成部分。

2.2 推動管理與結(jié)構(gòu)調(diào)整雙節(jié)能

該企業(yè)定期編制節(jié)能計(jì)劃和節(jié)能審計(jì)報告，并全面組織和推進(jìn)節(jié)能規(guī)劃的實(shí)施。每年年初下發(fā)年度“節(jié)能計(jì)劃”，明確節(jié)能目標(biāo)、措施和各單位相應(yīng)考核指標(biāo)等內(nèi)容，并逐月對“節(jié)能計(jì)劃”中各項(xiàng)指標(biāo)完成情況進(jìn)行分析和總結(jié)。

結(jié)構(gòu)調(diào)整方面，該企業(yè)按照分子煉油的原理，進(jìn)行流程優(yōu)化調(diào)整，提高資源利用效率，加快技術(shù)升級步伐，進(jìn)行適應(yīng)性和削瓶頸改造，以提高能源利用效率。1）結(jié)合油品質(zhì)量升級，在原有的“常減壓＋焦化＋催化”加工路線基礎(chǔ)上，增加了“常減壓＋渣油加氫＋催化”路線，使公司的生產(chǎn)操作優(yōu)化空間更大、資源能源利用效率更高；2）從煉油新區(qū)干氣提濃裝置提取富C2/C3組分送化工片乙烯裝置做原料，提高資源利用效率；3）利用變壓吸附技術(shù)將大煉油部分貧氫氣、干氣進(jìn)行提純利用。

2.3 推廣應(yīng)用節(jié)能技術(shù)

2.3.1 低溫?zé)崂?/p>

煉油新區(qū)裝置1 000～1 500 m3/h，95℃的循環(huán)熱水以及200 m3/h，130℃的凝結(jié)水熱量一直沒有明確用途，需消耗大量循環(huán)水冷卻才能重復(fù)使用，熱量浪費(fèi)巨大。該企業(yè)統(tǒng)籌考慮合理利用煉油新區(qū)富余的低溫?zé)豳Y源，在催化裂化聯(lián)合裝置余熱回收預(yù)留地，新建廠區(qū)采暖換熱站及發(fā)電站，采暖季為企業(yè)生活區(qū)供暖，非采暖季發(fā)電，提高了能源利用率，創(chuàng)造了節(jié)能效益。

自2019年年底低溫?zé)岵膳瘬Q熱站投運(yùn)以來，一直保持穩(wěn)定運(yùn)行，為該企業(yè)生活區(qū)冬季采暖提供高溫水熱源，其中循環(huán)熱水可提供熱量約43.5 MW，凝水可提供熱量約21.2 MW，合計(jì)約64.7 MW，基本滿足生活區(qū)供暖的負(fù)荷需求。低溫?zé)岵膳c以往利用熱電廠蒸汽供暖相比，不但節(jié)約大量新鮮蒸汽，用能更加合理，而且使煉油綜合能耗下降0.85 kg。

低溫?zé)岚l(fā)電項(xiàng)目分為熱水發(fā)電機(jī)組和凝水發(fā)電機(jī)組，低溫?zé)嵩磁c采暖項(xiàng)目保持一致，接采暖季結(jié)束開始運(yùn)行，經(jīng)過不斷優(yōu)化調(diào)整，2020年全年發(fā)電量779.68萬kW·h，全年節(jié)約能耗1 793 t。

2.3.2 減溫減壓的能量回收

該企業(yè)煉油新區(qū)2#抽提裝置原設(shè)計(jì)使用1套減溫減壓器，將3.91 MPa，370℃的過熱蒸汽減溫減壓至2.00 MPa，212℃（飽和溫度），產(chǎn)出的低品位蒸汽作為脫庚烷塔、抽提蒸餾塔等塔底再沸器熱源，以避免環(huán)丁砜溶劑在高溫下發(fā)生降解。雖然高壓蒸汽在減溫減壓前后總熱量不變（絕熱過程），但減溫減壓后蒸汽品質(zhì)變差。裝置增加1套蒸汽透平發(fā)電機(jī)組，利用蒸汽減壓前后壓差能量進(jìn)行發(fā)電，以降低生產(chǎn)工藝能耗。項(xiàng)目投運(yùn)后，裝置能耗下降約1.70 kg，使煉油綜合能耗下降約0.15 kg。

2.3.3 新型保溫材料應(yīng)用

2A#中壓蒸汽管線主要為煉油片區(qū)裝置供汽，由熱電廠至煉油老區(qū)，因距離較長、保溫效果較差、蒸汽焓降較大，影響了煉油裝置能耗。該企業(yè)采用50 mm熱盾氈替代原有170～200 mm硅酸鋁針刺氈，進(jìn)行蒸汽管線保溫節(jié)能改造，節(jié)能效果顯著，經(jīng)第三方監(jiān)測項(xiàng)目節(jié)能率達(dá)63.05%。2A#蒸汽管線改造前后參數(shù)對比見表1。

表1 改造前后參數(shù)對比

2.3.4 其他節(jié)能措施

2#常減壓裝置二級減壓塔增壓器蒸汽耗量一直較大，后續(xù)冷卻與酸水處理負(fù)擔(dān)重，特別是夏天高溫時段，冷卻能力不足影響減壓深拔效果。因此對2#常減壓抽空器更新改造，更換為新型節(jié)能增壓器，既滿足抽真空要求，又大幅節(jié)約蒸汽耗量，改造投運(yùn)后節(jié)約蒸汽約10%，緩解了夏季冷卻能力不足的狀況，節(jié)能降耗效果顯著。

渣油加氫裝置一直存在原有進(jìn)出料換熱器面積不足的問題，使加熱爐在裝置運(yùn)行后期超負(fù)荷運(yùn)行，裝置燃料單耗偏高。針對此情況，2017年停工檢修期間，裝置增加高壓換熱器（E-102A）與原有高壓換熱器（E-102）串聯(lián)。項(xiàng)目投運(yùn)節(jié)約燃料0.5 t/h，降低裝置能耗2.0 kg，全年節(jié)約能耗5 380 t。

3 煉油節(jié)能存在問題及建議

3.1 提高熱聯(lián)合水平

目前，常減壓與渣油加氫、加氫裂化、延遲焦化以及渣油加氫與催化裂化裝置間實(shí)現(xiàn)了相對充分的熱聯(lián)合，但在延遲焦化與汽柴油加氫、常減壓與柴油加氫、柴油加氫與催化柴油改質(zhì)（LTAG）等裝置間熱聯(lián)合水平仍不夠，裝置混合進(jìn)料溫度低，增加了上游裝置冷卻用能及下游裝置加熱能耗。熱聯(lián)合直供是最有效的用能優(yōu)化措施之一，投資省、見效快、效果好，后續(xù)可完善技術(shù)及管線等相關(guān)問題，加強(qiáng)熱直供管理，有效降低煉油綜合能耗。

3.2 優(yōu)化關(guān)鍵能源績效控制參數(shù)

目前，部分裝置與節(jié)能相關(guān)操作參數(shù)不合理，優(yōu)化節(jié)能操作待加強(qiáng)。一方面，主要生產(chǎn)裝置存在較大優(yōu)化空間，如常減壓換熱終溫與設(shè)計(jì)值偏差大，2020年2#常減壓換熱終溫平均277.5℃，3#常減壓換熱終溫平均300.7℃，分別比設(shè)計(jì)值低17.5℃和15.3℃。后續(xù)可加強(qiáng)換熱網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化，降低換熱流程各分支溫差及分餾塔取熱比例，提高各中段循環(huán)量及返塔溫度，提高原油換熱終溫（2#常減壓裝置提高至290℃以上，3#常減壓裝置提高至310℃以上）。

另一方面，溶劑再生、氣體脫硫、污水汽提等輔助裝置能耗高，尤其是蒸汽單耗超高。要通過對脫硫、再生及污水汽提部分開展一體化的模擬優(yōu)化，用模擬結(jié)果指導(dǎo)裝置優(yōu)化操作，尤其是降低蒸汽消耗。近5年再生等輔助裝置能耗合計(jì)占全廠能耗比例情況見表2。

表2 輔助裝置能耗及占比情況

3.3 提升加熱爐熱效率

目前，該企業(yè)煉油片區(qū)正常運(yùn)行加熱共計(jì)31臺，總設(shè)計(jì)熱負(fù)荷589.48 MW，10.00 MW以下的有8臺，10.00 MW以上的有23臺。2020年煉油加熱爐平均熱效率91.62%，平均排煙溫度138.07℃，平均氧體積分?jǐn)?shù)3.59%，整體水平與先進(jìn)企業(yè)比存在一定差距。近3年煉油加熱爐運(yùn)行情況對比見表3。

表3 煉油加熱爐運(yùn)行情況

從煉油綜合能耗的組成看，燃料消耗占比最重；因此抓好加熱爐的管理對煉油節(jié)能至關(guān)重要。首先要加強(qiáng)加熱爐的日常運(yùn)行管理，結(jié)合公司加熱爐競賽活動，加強(qiáng)加熱爐燃燒狀況調(diào)整，及時檢查并消除煙道漏風(fēng)等情況，對煙氣換熱器、空氣預(yù)熱器的換熱管束進(jìn)行定期化學(xué)清洗，有效降低燃料消耗；其次要采取節(jié)能措施，完成2#重整余熱回收系統(tǒng)建設(shè)、制氫B系列加熱爐節(jié)能改造、2#常減壓加熱爐爐效提升項(xiàng)目，將加熱爐排煙溫度降到95℃以下，降低煉油能耗。

3.4 實(shí)施循環(huán)水系統(tǒng)優(yōu)化

煉油片區(qū)現(xiàn)有一循、七循、十一循3套循環(huán)水系統(tǒng)，主要承擔(dān)大部分煉油裝置的循環(huán)水供應(yīng)，不足部分外購化工片循環(huán)水補(bǔ)充。普遍存在的問題是系統(tǒng)供水壓力高（0.5 MPa以上）、供回水溫差低（6℃以下），使循環(huán)水系統(tǒng)電耗居高不下，煉油綜合能耗中循環(huán)水折能系數(shù)偏高。因此，優(yōu)化循環(huán)水系統(tǒng)運(yùn)行，對煉油能耗影響較大?？刹扇〉木唧w優(yōu)化措施如下：1）回收利用循環(huán)水系統(tǒng)余壓進(jìn)行發(fā)電，回收壓力能；2）將部分裝置換熱器并聯(lián)改串聯(lián)，包括溫差小于2℃的水冷器、備用設(shè)備的水冷器和油冷器等；3）實(shí)施調(diào)速改造，選取部分冷水泵和風(fēng)機(jī)，增加永磁等調(diào)速設(shè)施；4）組織各裝置對水冷器測流速并調(diào)整，將供回水溫差提高到8℃以上。近3年煉油循環(huán)水系統(tǒng)運(yùn)行情況見表4。

表4 近3年煉油循環(huán)水系統(tǒng)運(yùn)行情況

4 結(jié)語

通過一系列的節(jié)能降耗實(shí)踐，目前該企業(yè)煉油能耗下降明顯；但在集團(tuán)千萬噸級煉油企業(yè)中，排名仍居中下游，說明整體煉油能耗水平還有很大的進(jìn)步空間，節(jié)能潛力巨大。后續(xù)可通過提高裝置間熱聯(lián)合水平、優(yōu)化裝置關(guān)鍵能源績效控制參數(shù)、提升加熱爐熱效率、降低循環(huán)水系統(tǒng)電耗等節(jié)能措施，有效提高煉油能耗水平，提升企業(yè)競爭力。