石油化工过程的能量利用及节能措施

石油化工过程的能量利用及
节能措施新进展的研究
学生姓名：谢海宾郑仲汪槐斌
学号：09031922 0903182x 09031919 专业班级：卓越二班化工八班卓越二班
指导老师：宋春敏
2012年3月25日
摘要：ABSTRACT:
1.研究背景
近年来，在《京都议定书》的推动下，世界许多大型石油石化公司为提高综合竞争力，提出了降低能耗9% ～20 % 的计划目标，已把节能作为公司发展战略的重要内容。

通过加强节能工作，我国基本实现了“十一五”单位国内生产总值能耗比“十五”末降低20 % 的目标。

目前我国工业能耗约占全国能耗的70 % 以上，远高于发达国家约占1/ 3 的水平；同时，我国单位国内生产总值能耗约为世界平均水平的2.8 倍；重化工行业单位产品能耗也远高于世界先进水平。

其中，我国原油加工、乙烯、合成氨等产品的平均能耗与国际先进水平存在5% ～15 % 的差距。

为此，国家工信部提出到2015 年我国单位工业增加值能耗要比2010 年降低18 %[ 1]，节能工作依然任重道远。

炼油化工是高耗能高污染排放产业，在降低能耗、实现国家节能减排目标过程中担当着重要角色。

炼油化工节能涉及生产、工艺、技术、设备、管理等各个方面，是一项全局性的系统工程，其关键是优先采用先进生产工艺、先进节能技术和节能设备，加强节能管理，降低能耗物耗，提高能源及原料利用率。

2.炼油化工过程中的能量利用
2.1高温水源热泵技术
是以消耗一部分高质能（机械能、电能等）或高温位能为代价，通过热力循环，把热能由低温物体转移到高温物体的能量利用系统。

是高温热泵的一类，它利用各种工业废水中的余热来制取70℃~90℃热水，可以直接用于供暖和普通工业加热。

在石化行业中，原油集输系统是油田的基本产能系统，该系统的能耗较高。

典型
的原油技术系统在将原油从地层取出到处理成合格原油的生产过程中，既需要消耗热能，又要消耗动力，其中热能主要来源于油田自产的天然气。

以往降低热损失和提高加热炉效率一直是节约油田热能消耗的主要方法，而余热回收技术的应用则是一个薄弱环节。

目前我国很多油田已属于中后期开采，采出原油中的含水量巨大。

产出液中70%的水与30%的原油一样，要通过泵加压、加热炉加热从井口输送到联合站进行油水分离，分离出的污水温度在40℃~60℃之间。

以胜利油田为例，目前其采油污水站52个，外排污水量72万立方米/天，污水水温在50℃~70℃。

其中水温在60℃以上的水站有14个，外排水量约26万立方米/天，是一笔很可观的可利用的热能财富。

如果利用高温热泵从中提取5℃的热量进行回收，则可回收的能量为73000千瓦。

考虑到热泵输出端的热量，可达10万千瓦左右，相当于10t/h原油全部燃烧的热值，
即每年87600吨原油的产能。

如果利用热泵将含油污水温度下降20℃，达到30℃排放，则每年可以节约原油35万吨，相当于胜利油田1%的原油产量。

可见，高温水源热泵的应用将使油田和石化行业的余热资源得到最大限度的利用，创造出几十亿元甚至上百亿元的经济价值，开创出一条节能降耗的新途径。

2.2 炼油过程低温余热利用
炼油过程低温余热的特征是热源、热阱点多面广分布散；热源多为工艺余热，负荷相对稳定；但热阱负荷明显随季节变化，且有生产、生活和辅助三类不同热阱；同时源阱负荷高度不平衡，夏季热阱负荷小，余热过剩，冬季热阱负荷大，余热相对不足。

因此必须从全厂大系统入手，充分平衡和综合各种因素，以期实现整体平衡回收和利用。

2.2.1 充分挖掘低温热阱潜力
全面调研低温热用户，进行全厂低温热阱资源普查和分析，确定它们的温位、负荷、类别以及负荷随季节变化的规律。

2.2.2 优化热水网络结构
依据总图布置、热水流程现状和热源热阱的相对平衡关系，确定全厂热水网络结构。

该网络结构可能包含几个相对独立的子系统，各子系统内部热源和热阱的总图位置比较接近、负荷能总体平衡、温位大体相配、源阱单元同步运行率较高、热阱特征基本相同并具备一定的辅助补热和后冷条件。

2.2.3 建立各热水子系统
利用线性规划确定热水进出装置温度、热水流量，利用“夹点”技术设计网络结构，利用换热器优化选型技术选择热水换热器，利用换热网络弹性分析技术优化网络的冬夏两季运行策略，实现热水热量梯级利用，最大限度降低后冷负荷，合理安置补热、后冷监控等。

2.2.4 热水网络的系统分析
重点是热水子系统之间的关联和调剂以及事故条件或重大生产改变工况条件下的相
互协调及长周期安全运行策略等。

3. 石油化工节能技术
3.1改进工艺条件，降低工艺总用能
工艺总用能是衡量装置用能水平的重要指标，它是把原料变化到过程要求的条件下（温度、压力）所需要能量的数量。

一般地，工艺总用能可分为热、蒸汽和流动功三种形式，即用热工艺总用能、用汽工艺总用能和动力工艺总用能。

3.1.1降低用热工艺总用能
①改进流程采用新的节能型工艺流程是降低用热工艺总用能的一个重要方面。

如炼油
行业的常减压蒸馏装置，把初馏塔、常压塔的过气化油直接抽出，绕过加热提温设备。

避免了过气化油的反复加热汽化和冷凝，减少加热炉的热负荷和初馏塔底油的换热负荷，从而减少带入用能设备(分馏塔)的能量，使用热工艺总用能减少。

②改进催化剂，使反应温度和压力降低。

③减小回炼比、回流比。

3.1.2减少用汽工艺总用能
改进操作加强管理汽提蒸汽，在保证产品质量前提下，结合工艺操作条件和设备的流体力学状况，减少吹汽量。

吹扫、事故、消防用汽，其用量没有固定标准，实际中往往是吹汽时间和用汽量都
大于实际需要，只有靠加强管理来减少。

伴热和采暖用汽也属管理内容，排汽的相态和温度、室内取暖温度以及可否停用伴热都可通过加强管理得到改进。

许多汽提用汽可用重沸器代替，如把常减压蒸馏装置常压塔一线汽提为重沸器汽提可利用267kw热能代替0.5t/h蒸汽，减少了塔顶的冷却负荷，还使侧线物流温度提高15℃；加热、伴热用汽，可用适宜的低温热代替；用惰性气体代替塔底吹汽、用松动风代替催化裂化U型管松动汽等。

轻质油管线输送过程中不需伴热，完全可以停用伴热，以减少用汽工艺总用能。

3.1.3减少动力工艺总用能
①选择机泵时注意不要留过大裕量，否则泵出口大于需要部分的扬程多在出口调节阀节流损失。

流量变化频繁的机泵，可采用调速装置节约扬程，避免大量节流损失；
②系统管线各处的节流阀，在保证调节质量下尽量减少调节阀压降；
③对管线系统进行优化设计，选取经济管径，降低流动阻力；
④改进工艺流程，避免物流反复加压、节流，缩短工艺路线均可降低动力工艺总用能；
⑤减少反应系统未转化原料的循环量，可减少动力工艺总用能。

3.2提高能量回收率，减少排弃能量及火用损
3.2.1 减少散热量
目前管线设备的保温多是以散热量为基础制定的，考虑流体温度的因素不够。

减少散热的途径是改进保温，按照确定经济保温层厚度方法对设备管线、阀门进行优化保温。

并注意区分不同物流温度的散热热能价格，最好采用火用经济保温层厚度的方法。

装置散热能耗约占总能耗的10～20%，减少散热量是重要的节能措施之一，其投资不多，收效却很显著。

3.2.2优化换热系统减少传热火用损
换热系统的优化，一是设备结构的优化，使设备处于最佳工况下传热；二是合理安排换热流程，使冷热物流匹配合理，避免过度的不可逆传热，即大于经济传热温差部分。

3.2.3降低冷却排弃能
降低冷却排弃能可以从两方面考虑：
①对于存在的70℃以上的物流显热及潜热，应寻找合适的热阱加以利用，作锅炉预热水的热源，也可作其它用途；
②与系统结合，提高产品输出装置温度，不仅降低本装置冷却负荷，减少冷却介质的使用，而且增加了装置输出热能，对于储运系统，相应节省了罐区加热、伴热能耗。

3.3提高能量转换环节效率，减少装置供入能耗
3.3.1 提高加热炉效率
①采用空气预热器，其次，应注意降低过剩空气系数，尤应避免冷风渗漏，加强看火孔及对流管箱的堵漏及管理。

②利用燃气轮机——加热炉联合供电供热，提高加热炉火用效率。

利用燃气轮机将燃气首先在高温下膨胀做功，排热用作工艺热源，可提高火用效率10％左右，既满足了供热又发电。

3.3.2 采用自动调速设施
目前，机泵总效率在50％左右，选用新型高效节能泵是节能的重要措施。

在流量变化大且频率、系统流动阻力（调节阀、出口阀等）在总扬程中占的比例较大的情况下，使用自动调速机泵，克服负荷率变化的不利因素，在低负荷运行时，使泵的扬程与管路系统要求相适应，保持效率基本不变，单位能耗保持不变且略有降低。

3.3.3 利用背压式蒸汽轮机
背压式蒸汽轮机利用蒸汽先作功，排出蒸汽仍可作工艺用汽。

引进的大型合成氨装置用能水平高，很大程度上是蒸汽产用比较合理，做到逐级用能。

因此，在选择蒸汽动力驱动方式时，要重视背压式蒸汽轮机的选用，进行蒸汽动力系统的优化。

3.3.4 催化裂化再生器排烟能量的回收利用
回收烟气显热充分利用烟气显热及CO燃烧热发生较高参数的蒸汽，然后由设置的余热锅炉回收显热能，或作其它物流的加热热源。

3.4 低温热回收利用
生产使用的能量是由转换设备供入和能量回收循环两部分构成的。

一般地循环回收能量在生产中不断循环：进入利用环节→进入待回收系统→回收循环→进入利用环节。

对于稳定的连续生产过程，循环回收能量几乎不变。

当然，这是由于转换设备不断地供入能量，使待回收能量参数保持恒定。

从出和入两方面来说，供入系统的有效能量部分进入产品和回收输出用于其它系统或装置以外，
其它全部排弃于环境。

通常能量排弃方式为冷却、散热、物流带出和其它排弃四种方式。

而冷却排弃能所占的比例最大（约70%），而且随着不同装置不同用能水平而异。

仔细分析就会发现，这些需要冷却的工艺物流温位在70～150℃，甚至更高。

特别是在节能工作不断深入的今天，欲降低装置及全厂的能耗，低温热回收利用是必不可少的一个方面。

但由于低温热温度低、客观上存在着回收技术难度大、经济效益不高的问题。

因此，在制定低温热回收方案时，应全面分析论证确定。

低温热回收利用，需要在全厂建立配套的回收系统，通过一种载能工质把热从装置取出。

为保证装置操作的安全可靠，可恒定取热量，通过回收系统设置、冷却器等手段调节用热负荷波动。

低温热回收利用可分为两类：
3.4.1低温热同级利用（直接利用）
根据低温热回收的温位，选择适宜的用户，不仅改变了用户原使用高、中温热源所造成的过大能量传递损失，而且把高、中温热源顶替下来，是低温热利用中最具吸引力的方案，节能效益尤为显著。

①生产用低温热
利用低温热源取代生产中使用高、中温热源的场合，不仅可直接减少生产能耗，而且生产用热大多属连续、负荷稳定的情况，节能幅度大，效益高。

在安排低温热方案时，应优先考虑。

②生活科研用热
目前，随着生活水平的提高和劳保福利设施的不断完善，生活用能也相应增加。

此外，随着企业的发展，办公楼、教育培训系统、设计研究院所用能也相应增加，这部分能耗影响到全厂综合能耗。

如果以低温热取代其能源消耗，不仅可降低全厂综合能耗，而且使直接生产能耗也得以下降。

这类用热一般分为两类：
a. 厂区办公和生活区采暖。

用低温热水代替蒸汽，虽为季节性使用，但由于用汽采暖往往超过国家采暖标准，且使用中存在许多浪费现象，因此效益还是相当可观的；
b. 生活用热水。

这类用热一方面提高了职工生活福利，另一方面节省了已经存在的液化石油气热水器洗澡、洗菜用热水，减少液化气使用。

其特点是一年四季均有，但负荷随昼夜而变化，其变化规律类似生活用水系统，在制定方案时，应考虑在用热减少时，如何保持系统平衡，取出热量。

3.4.2低温热升级利用
低温热在优先考虑连续、稳定的热负荷用户之后，就应考虑过剩低温热的升级利用。

这类用热有三种形式。

①热泵
热泵是将低温热通过施加外部高质能量把低温热提高到工艺过程能够使用的参数。

利用热泵提
高其温度，再用于生产过程，是一种有效利用低温热能的技术手段。

热泵分为压缩式热泵和吸收式热泵两类。

②制冷
制冷是低温热利用的一种重要内容。

低温余热制冷主要是吸收式制冷。

蒸汽溴化锂吸收式制冷已得到普遍应用。

用低温余热代替蒸汽热源的吸收制冷也投入了工业使用。

低温余热制冷用途有两个：一个是生产制冷，在炎热的南方夏季，气温和循环水温度较高，产品的冷却温度难以满足要求，致使产品收率下降，损失增大。

解决催化裂化吸收稳定干气不干的状况，除从工艺上改进外，利用低温余热制取8-10℃冷水进一步冷却、也可使问题得到改善。

另一个是集中空调制冷，采用回收余热吸收式制冷，作为集中空调的冷源，既回收了能量，又改善了工作和生活条件。

③发电
低温余热发电是升级利用另一类重要形式。

在大量过剩低温余热难以找到适宜的同级利用方案时，采用发电是一种途径。

3.5 搞好蒸汽逐级利用
由于企业操作条件不同，全厂各单元及系统的用汽压力等级也各不相同，而在安排产汽时，不可能产生各种压力等级的蒸汽以适应不同的单元和系统。

根据按质用能的原则，燃料产汽的动力锅炉尽可能产生较高参数的蒸汽，一般为高压蒸汽，产汽和用汽的压差是蒸汽逐级利用的重要内容。

过去的做法是供汽参数大于用户需要的参数，造成无谓的火用损失，或是采用节流减温减压，造成用汽的浪费。

开展蒸汽逐级利用的步骤为：
（1）动力锅炉根据厂区蒸汽系统情况发生中压或高压蒸汽避免发生低压蒸汽。

（2）装置（单元）的过剩热量，应在装置换热流程优化的基础上，发生相应参数的蒸汽，并受全厂蒸汽平衡的制约，避免产用不平衡造成排空浪费现象。

（3）核准全厂总的蒸汽用量及参数，从而根据用汽量及余热发汽量安排动力锅炉的产汽量。

（4）调查可以利用蒸汽背压式透平的动力机械的功率参数、耗汽量等。

（5）制定蒸汽逐级利用方案。

（6）对方案进行技术经济评价和优化。

虽然各用户等级不同，但受工程和经济因素影响不可能设置更多的系统管网，一般是设置10.0MPa，3.5MPa，1.0MPa和0.3MPa四个系统管网；对于无高压蒸汽的企业，则只有三级管网；有一些则为区域性的局部管网。

总之，管网设置不仅要考虑多级利用，更要考虑现实和工程因素。

核实各种压力等级的用汽量是很重要的内容，这往往应结合全厂节能规划一起进行。

切忌按目前用汽量安排逐级利用方案，而当装置及单元节能改进后，用汽量减少影响到方案，甚至前功尽弃。

对于可以使用背压代替燃料加热炉或减少加热炉热负荷的场合，应使用蒸汽以节省燃料的使用。

蒸汽逐级利用，主要是回收产汽与用汽之间的压差做功或发电。

直接带动设备做功，利用效率较高，转换损失小。

背压透平驱动发电机发电并入电网，也是常用的方法。

目前蒸汽逐级利用应重视1.0 MPa和0.3 MPa汽压差的利用，此用汽特点较分散，但对相对集中的0.3 MPa用户，可建立区域性的管网背压发电。

另外，企业产汽向高压力等级方向发展，有利于开展蒸汽逐级利用。

4总结
近年来，我国炼油化工企业节能工作取得了显著成绩，但与国外先进水平相比还存在一定的差距，节能工作仍然面临艰巨的任务，必须继续在加快炼化一体化步伐、推动节能技术进步以及加强节能管理等方面坚持不懈地开展工作。

为此，笔者提出以下几点建议：
4.1加快炼化一体化步伐。

炼化一体化具有优化原料配置、产品结构适应性强、经济效益好等优势，是未来石化企业的发展方向。

我国的乙烷、丙烷、丁烷及凝析油等轻烃资源比较缺乏，石油化工生产必须依靠原油加工提供炼厂气、石脑油等轻烃资源和部分低碳烯烃资源，因此要求有条件的企业应尽快由燃料型转变为燃料- 化工型；同时，我国还要多投入大型的炼化一体化项目。

4.2不断推动技术进步。

技术进步是炼油化工企业实现节能目标的根本途径。

在炼油生产方面，要注意合理选择原油，提高加热炉热效率，减少炼厂燃料消耗，实施装置间热联合，优化炼厂蒸汽系统，合理利用炼厂低温热能，采用高效节能设备和提高设备效率等。

在乙烯生产方面，优先采用世界先进乙烯生产技术，包括裂解炉强化传热技术、抑制结焦技术、催化精馏加氢技术、混合冷剂制冷技术、先进控制技术等；同时，优化裂解原料和工艺操作、改善高温裂解气热量回收、延长装置运转周期和实施新型节能技术，例如采用变频调节引风机，利用废热预热燃烧空气，采用燃气轮机与裂解炉联产技术，实施急冷油减黏系统等。

4.3加强节能工作管理。

我国部分炼油化工企业的节能管理还比较薄弱。

突出表现在管理体系建设方面，节能管理组织不健全、职能不到位、体系不顺、力量薄弱等问题，各级节能管理和技术机构的力量亟待加强。

同时，在基础管理方面，计量、定额、监测、统计等还相对薄弱，节能源头管理尚未落到实处，考核奖惩机制还不够完善，全员节能意识有待进一步提高。