石油化工企业节能减排新技术调研报告

石油化工企业节能减排新技术调研报告

摘要：中国石油化工企业在当前规模扩展、产品升级、节能压力加大、能源/设备比价攀升的挑战和机遇下，正开展新一轮节能改造。基于“三环节”能量系统优化理论和几个企业节能

规划的实际情况，形成了新一轮石油化工节能应从单个装置走向全局能量系统优化的指导思

想。要点是：以装置间热出料为切入点，带动上、下游装置深入开展能量综合优化和热联合；

多余的低温热在大系统范围内通过循环热媒水优化用于包括低温装置和工艺优化后的储运和水

处理等系统；结合烃类资源优化利用和一次能源的重选，开展蒸汽动力系统的优化运营和改

造；滚动制订包括新、扩建装置在内的3~5年的全面节能规划，分步实施。另外重点介绍了石

油化工污水特色治理、石化废水治理以及污水零排放和回用等技术，介绍了石油化工厂具体的

污水回用应用情况，分析了其经济效益概况，提出了建议。

关键词：节能低温热温度对口梯级利用减排污水回用零排放

1 节能新技术

1.1石油化工企业深入节能:从装置节能走向全局能量系统优化

1.1.1中国石油化工企业节能取得了很大成绩，但节能任务仍很艰巨

中国石油化工企业的加工能耗从高于100 kg EO/t降低到72.4 kg EO/t；与国际先进水平的差距逐渐缩小；一些装置的能耗水平，已在国际先进之列。

进入21世纪以来，随着经济的持续快速增长，中国石油化工企业也进入了新一轮大发展时期。目前，产品的需求总量不断扩大；对产品的质量要求也在不断提高，从2008年的“国Ⅲ”到2018年的“国Ⅳ”、“国Ⅴ”；地区发展平衡要求布局重新调整。除了年产千万吨级新石油化工厂在建之外，几乎所有原有的石油化工企业也均面临扩建和质量升级的改造，这给全局能量综合优化提供了极好的机遇。我国石油、化工全行业能耗占全国总能耗的16%，高居工业能耗首位。石油化工企业自用石油加工产品约20Mt/a。在当前我国能源形势十分严峻，石油对外依存度达到68%的局面下，石油化工企业承担着深入节能降耗的历史性任务。

1.1.2当前中国石油化工节能潜力分析

分析中国石油化工企业能耗数据可以发现，一些企业装置能耗不高，而总能耗却较高。反映出储运和其他辅助系统能耗较高，主要装置如蒸馏、催化等的装置能耗不是很高，但是加氢、重整气分等装置的能耗偏高；普遍存在大量低温余热没有得到很好的利用；蒸汽动力系统能效普遍较低，功热联产不够。这些问题，也就是进一步节能的潜力。这与多年来中国的石油化工节能工作重点一直放在抓装置节能，较少重视研究、促进和解决全局用能优化问题有很大关系。

1.1.3技术进步和目前的经济条件给全局能量优化提供了坚实的基础和重要条件

目前中国的石油化工技术已经有了很大的进步。主要体现在:装置开工周期从1年延长到3~5年，而且装置群同步检修；装置大型化，平均规模几乎增加了3~4倍；装置的平面布置更加紧凑；设备技术水平提高，可靠性增加；过程控制技术大大提升。

以上这些进展，使得能量系统优化，即在全厂大系统内各装置、单元间更紧密的能量集成，在工程上有了实现的可能，在安全上有了可靠的保障。能源与设备的比价逐步升高

是资源有限性与科技进步所决定的历史趋势。然而设备，例如换热器的价格不过增加了3~5倍。这就使得节能改造项目的经济效益和投资回报率大大增加。表1列出了加热炉排烟温度(Tf)和换热器传热温差(ΔTopt)随经济条件的变化。这些变化既对现有的换热网络匹配提出了挑战，又对实现“温度对口，梯级利用”的科学用能提供了新机会，也促使热能匹配跳出装置的圈子，在企业全局更大的系统内开展。

表1排烟温度(Tf)和传热温差(ΔTopt)随经济条件的变化

年份原油价格/美元·桶-1加热炉排烟温度Tf/℃换热器传热温差ΔTopt/℃1970s 1~3 >400 80~100

1980s 10~30 <200 ~30

2008s 50~100 ~100 10~15

1.2装置间热出料--新一轮全局能量优化的切入点

1.2.1传统的“出料冷却-中间罐-进料”工艺的问题

“出料冷却-中间罐-进料”模式是保持装置的独立操作所要求的安排。衔接上、下游装置的中间物流必须先降温再升温，经历2次换热、两级火用损耗、2组换热器。以蒸馏装置渣油作为FCC装置进料为例，经过3次换热的220℃渣油，还要经过2次换热，降温到120℃(或进一步冷到80℃)再出装置；进入FCC后，还要用柴油、一中、油浆加热到220℃，再进入提升管反应器(见图1和图2)。这相当于把200℃~130℃催化柴油和330℃~287℃油浆的热量，传递给120℃~160℃的脱前、脱后原油，造成火用(有效能)的巨大损失（图2中的阴影部分面积）。热出料则可以避免上述问题。

图1 常减压渣油进入催化裂化装置的温-焓图

图2常减压渣油进入催化裂化装置的过程火用分析图

1.2.2热出料适宜温度的选择和优化

从节能原理来看，热出料温度越高效益越大。但在工程上，受到安全、工艺、操作、控制等的限制。研究表明，最优的热出料温度，基本上是受下游装置工艺参数限制的门槛问题。例如FCC/RCC类装置，温度高限是原料进提升管温度。各类加氢装置的进料温度，受充分利用反应器出口反应产物热量和进料加热炉在反应初、末期调节裕量的限制。

延迟焦化热进料温度受余热利用方案和长距离输送高温油品的热损失的约束等。对于要求操作柔性较大的情况，还须预留少部分供随时调节的冷进料。

以下为几个“十一五”节能改造规划中提出的典型热出料改进目标:

(1)减压渣油、脱沥青油热出料供焦化温度由150℃~180℃提高到200℃~230℃；

(2)减压、焦化蜡油热出料供催化温度由150℃~165℃提高到180℃~195℃；

(3)直馏、催化、焦化的汽、柴油热出料供加氢温度由40℃~50℃升高到100℃~120℃；

(4)加氢裂化、加氢改质热进料温度，由60℃~120℃提高到130℃~170℃。

1.3热出料推动装置深入优化用能和热联合

热出料不仅避免了中间产品的重复冷却-加热，更重要的是改变了上、下游装置物流的热匹配关系，给上、下游装置优化用能，以及各装置与系统全局之间的能量集成，带来了新的改进机遇，是新一轮全局优化的切入点。

1.3.1热出料温度提高促使上游装置换热网络重新匹配和深入节能

上游装置以蒸馏装置为例，蜡油、常压渣油、减压渣油等出料温度提高后，使原来换热网络(Heat exchanger network，HEN)中产品热源低温端的热量减少，给HEN优化匹配提供了新的机遇:

(1)按照新的能源/设备比价下的最优传热温差ΔTopt重新匹配HEN，使HEN接近温差缩小，原来没有利用的，需要冷公用工程(Cooling water，CW)的低温热源(如初、常顶油气潜热)加以利用；

(2)减少或停止发生低压蒸汽(1 Mpa或0.3 MPa)，改为换热发生低压蒸汽，相当省1台低压锅炉；增加换热、优化HEN，最后导致节省加热炉燃料；

(3)热源实在不够，可引入下游装置因热进料而多余出来的适当温位的热量，这就是装置间的热联合。如FCC的油浆预热蒸馏装置的初底油、节省常压炉燃料，焦化、加氢等装置的产品也可向蒸馏HEN补充热源；

(4)按照“三环节”方法指出的能量工艺利用环节制约回收环节的规律，既然回收环节的HEN必须重新匹配，就提供了一个重要的机会，促使反应、分馏等核心工艺用能环节的设备和流程在新的能源/设备比价下进行优化；进一步降低工艺总用能和提高热源中各塔中段