广西石化公司炼油厂节能降耗初探
Outline:
许小云
,
胡于中
收稿日期：2011-02-21；修回日期：2011-03-15
作者简介：
许小云：男，工程师，硕士研究生学历，2006年毕业于西南石油大学化学工程专业，现在中国石油广西石化公司调度中心工作。地址：(535000)广西钦州市扬帆大道石油公寓，联系电话：0777-3699521，E-mail：
xuxiaoyun2@petrochina.com.cn.
摘要：广西石化公司炼油厂定位为“大规模、短流程、燃料型”，是中国石油在南方新建的第一个加工能力1 000×104 t/a的大型炼油企业，并于2010年9月8日一次投产试车成功。炼厂投产以后，如何降低企业能耗，增加经济效益，成为当前面临的一项重要工作。结合生产实际，对全厂生产系统、燃料系统、蒸汽系统、水系统以及能源管理等方面的节能降耗措施进行了初步的探讨。
关键词：广西石化 节能降耗 能源管理
Discussion on Energy Saving and Reducing Consumption for Guangxi Petro chemical Company Refinery
Outline:
Xu Xiaoyun
,
Hu Yuzhong
Guangxi Petrochemical Company of PetroChina Company Limited, Qinzhou 535000, Guangxi, China
Abstract: Guangxi Petrochemical Company refinery is defined as "large-scale, short process, fuel type", which is the first new large oil refining enterprise with processing capacity of 10×106 t/a established in south China by PetroChina, and achieved success in the first production test on September 8, 2010. After it was put into production, how to reduce the enterprise energy consumption and increase the economic benefit becomes an important job. The energy saving measures of all production systems, fuel systems, steam system, water system and energy management are discussed primarily combining with the production practice.
Key words:
GXPC energy saving and reducing consumption energy management
2010年9月8日，中国西部大开发标志性工程、国家炼油工业“十一五”规划重点项目、广西迄今为止单项投资最大项目——中国石油广西石化1 000×104 t/a炼油工程一次投产试车成功。项目总加工方案采用当今世界先进的全加氢型工艺流程，主要工艺技术分别从美国UOP及DOW化学等公司引进。工程建成投产后，生产的油品质量全部达到欧Ⅲ标准，其中部分达到欧Ⅳ标准，污水排放全部达到国家一级标准，清洁生产达到世界一流水平。
广西石化公司炼油厂一期原油加工量1 000×104 t/a，装置和公用工程系统规模相对较大，散热单耗相对减小，设备效率相对较高，有利于能量的回收和综合利用。但由于项目的产品质量要求高，装置构成较为复杂；同时主要加工的原油与其它密度相近的原油相比，轻质油收率低，导致重油催化裂化装置规模较大；又由于催化装置掺渣比高、焦炭产率高，因此全厂综合能耗较高，全厂炼油部分单位能量因数能耗设计值为9.69 kg标油/t·因数，与国外的先进值(9.5 kg标油/t·因数~10 kg标油/t·因数)相当。
提高炼油厂的能量利用率，降低全厂能耗，是提高全厂经济效益的重要途径，下面结合生产实际对炼油厂节能降耗的措施进行了探讨。
1 生产系统的优化
1.1 优化原料和产品结构
结合国外原油供需市场，炼油厂尽可能选择主要装置能“吃饱”的原油品种，保证其满负荷运行，降低装置单位能耗。如根据连续重整、蜡油加氢裂化装置进料量的要求，筛选出石脑油及轻蜡油收率能满足要求的原油品种，经调合后进常减压蒸馏装置加工。
为实现效益的最大化和用能的最佳化，根据市场需求及时调整产品结构。聚丙烯市场行情一直不错，催化裂化装置通过添加多产丙烯助剂增加丙烯产量，保证聚丙烯装置满负荷运行，为炼油厂创造了可观的经济效益。同时，根据市场需求，多产合格航煤、苯、甲苯、混合二甲苯以及93号以上牌号汽油等高效益产品。
1.2 实现装置之间热联合
全厂绝大部分上下游装置之间采用热进出料的供料方式，有效地降低了全厂能耗。正常生产时，下游装置80%热进料由上游装置直接供给，20%冷进料通过中间原料罐区供给，也可实现下游装置进料全部由上游装置直接供给。常减压装置的柴油、蜡油及渣油直供下游装置的温度在140 ℃~170 ℃，全厂总计有799.84×104 t/a的物料通过热供料传递，共节省冷却和加热负荷约33.2 G cal/h，相当于降低了全厂能耗2.78 kg标油/t原油。
2 燃料系统的优化
2.1 回收放空系统中的燃料气
全厂采用新的理念设置了三个相对独立的放空系统，为完全回收放空系统中的燃料气创造了条件，同时也最大限度地减少了大气污染。放空系统分为：最小排放压力0.35 MPa的高压放空系统，最小排放压力0.06 MPa的低压放空系统以及酸性气放空系统。全厂另设燃料气回收系统，回收高、低压放空系统中排放的可燃气体，回收来的燃料气经压缩至0.45 MPa后送入全厂燃料气管网。燃料气回收系统平均每小时回收燃料气12.5 t, 全年节约燃料10.5×104 t。
2.2 平衡燃料气与燃料油的消耗比例
全厂燃料气管网压力由补充来的液化气进行维持和控制，燃料油管网主要使用减压渣油。装置加热炉大部分采用燃料油、燃料气混烧式燃烧器，因市场上液化气的价格明显高于燃料油的价格，平衡好燃料气与燃料油的消耗比例直接影响公司外销液化气和燃料油的量，进而影响公司的经济效益。全厂通过优化加热炉操作，加强燃烧器油嘴维护保养，使装置加热炉油气混合燃烧器尽量少烧气多烧油，平均每小时减少液化气消耗2.1 t，实现年增效1764万元。
2.3 提高加热炉热效率
加热炉是全厂的能耗大户，加热炉燃料消耗约占全厂能耗总量的50%~70%，提高加热炉的热效率对降低全厂能耗至关重要。根据影响加热炉热效率的主要因素，全厂采取以下措施提高加热炉热效率。
通过蒸汽加热提高燃料油管网温度至140 ℃以上，以提高燃料油入炉温度，降低燃料油粘度，减少雾化蒸汽用量，同时也可与空气充分混合，燃烧完全；优化装置换热流程，提高加热炉进料温度，降低加热炉负荷，如常减压蒸馏装置通过优化换热流程操作，换热终温提到301 ℃，减少了加热炉燃料消耗；装置技术人员加强对加热炉烟气氧含量及排烟温度的监管，控制烟气氧含量4%~5%，排烟温度160 ℃左右，减少加热炉热损失；制定并严格实施燃烧器的维护保养制度，提高燃烧器的燃烧效率。通过对加热炉的精心操作和严格管理，全厂加热炉热效率达到90%以上。
3 蒸汽系统的优化
3.1 优化蒸汽管网的运行
动态监控3.5 MPa、1.0 MPa、0.4 MPa三级蒸汽系统的参数变化，及时平衡各生产装置蒸汽用量，严格控制蒸汽的消耗量。定时对蒸汽管网进行巡检，发现有蒸汽放空和泄漏点并及时处理。不断修补和完善蒸汽管网的保温材料，对裸露的阀门和管道增加保温，对泄漏的管段和阀门进行修复，从而使全厂蒸汽管网漏损率降低至5.96%。
3.2 逐级利用蒸汽资源
为确保蒸汽的有效利用，全厂对蒸汽资源进行逐级利用：装置注汽和加热用汽根据工艺条件尽量使用1.0 MPa或0.4 MPa蒸汽；装置尽可能选用背压式汽轮机驱动压缩机，背压机产汽并入下一级蒸汽管网，既充分利用了蒸汽资源也节省了电能；为平衡全厂中、低压蒸汽，动力站设3台130 t/h锅炉和2台25 MW中压抽凝式汽轮机发电机组, 正常生产时一炉一机运行，在以汽定电的原则下，充分利用装置余热所产中压蒸汽发电，发电时汽轮机组向外管网提供低压蒸汽。全厂汽轮机共消耗蒸汽408 t/h，汽轮机替代电机约43 000 kW，剩余3.5 MPa中压蒸汽65 t/h，送入动力站的抽凝式汽轮机发电机组，发电回收能量。
4 水系统的优化
4.1 优化凝结水的回收
全厂凝结水的回收突破传统方式分两个系统进行。连续重整、柴油加氢装置中的凝汽式汽轮机的冷凝水直接送至重油催化裂化装置中的除氧器，经除氧后作锅炉补充水；各装置换热或伴热所产生的0.3 MPa、144 ℃工艺冷凝水先进余热回收站进行两级闪蒸，闪蒸产生的蒸汽去汽轮机发电，回收热量19.3 MW，闪蒸后的75 ℃凝结水再送入化学水站处理系统，处理后作锅炉发汽用水。全厂共回收凝结水量为350 t/h。
4.2 降低循环水补水率
循环水场选用高效收水器，提高收水率，减少水量散失，降低循环水场补水；设置旁滤设施，根据新鲜水的水质情况合理减少排污量，减少药剂用量，提高循环水浓缩倍数在设计值5以上；污水处理场处理合格的回用水，用作轻油循环水系统的补水，减少新鲜水用量。生产系统加强冷却器的监控，防止冷却器发生内漏，污染循环水水质。全厂循环水用量57 120 t/h，循环水场补充水量(含回用水)685 t/h，循环水补水率为1.2%。
4.3 回用酸性水、污水，减少新鲜水用量
酸性水汽提装置共接受全厂酸性水178 t/h，非加氢装置的酸性水经汽提后，部分作为常减压蒸馏装置、重油催化裂化装置注水，加氢装置的酸性水经汽提后，部分作为石脑油加氢、蜡油加氢裂化等装置的注水。全厂共回注酸性水98 t/h。
污水处理场采用法国得利满公司先进的处理工艺对全厂含油污水、含盐污水等进行集中处理，处理后的达标污水部分进行深海排放，部分提升至回用水单元进行再处理，合格后回用到循环水场和作绿化用水，回用水量为450 t/h，污水回用率75%。
4.4 优化低温热水系统
为了充分合理地回收利用各装置低温余热，降低全厂能耗，全厂设热媒水系统。从催化裂化装置、常减压装置、加氢裂化装置和芳烃抽提装置取热来的110 ℃热媒水进余热回收站除去水中可能携带的浮油后，一部分送至气体分馏装置、聚丙烯装置作工艺加热介质，以及去罐区用作加热和维温；另一部分经闪蒸后降温至95 ℃供制冷站使用；剩余用不完的热媒水进闪蒸罐，闪蒸产生的0.04 MPa、75 ℃蒸汽进余热回收站汽轮机发电机组进行发电。全厂通过热媒水回收低温热65.26 MW，另有凝结水显热19.3 MW，除去用掉的低温热47.82 MW，剩余低温热用于发电，发电量2 800 kW。
从余热回收站来的95 ℃热水进制冷站，经放热降温后为办公楼、中央控制室及中心化验室提供空调冷/热水及生活热水，其中制冷负荷规模为4 000 kW，制热负荷规模为1 800 kW，生活热水负荷的规模为600 kW。夏季，95 ℃热水进溴化锂制冷机组放热降温至75 ℃后返回余热回收站，自各建筑物空调末端来的12 ℃空调冷水在制冷机组内降温至7 ℃后返回至各建筑物的空调末端。采用溴化锂吸收式冷温水机组制冷技术，回收利用低温热能进行制冷，代替压缩式制冷机组，减少了大量高品质的制冷电能。冬季，95 ℃热水经空调热水换热机组换热后，降温至75 ℃返回余热回收站，50 ℃的空调热水在换热机组内升温至60 ℃后返回至各建筑物的空调末端。生活热水换热机组将补充的生活给水和生活热水回水混合后，与95 ℃热水换热至60 ℃，送至综合办公楼供使用。
通过对全厂低温余热最大限度的回收利用，全厂单位综合能耗下降3.59 kg标油/t原油。该项余热回收技术在炼油系统具有领先水平。
5 加强全厂能源管理
通过加强全厂能源管理，进行节能，是一条花费少、收益快的重要节能途径。为开展全厂的节能工作，公司建立了相对稳定的节能管理机构，管理和监督能源的计量、分配和使用，制定节能计划，提出具体的节能措施，并进行节能技术培训。能源计量工作十分重要，完善计量手段，建立仪表维护检修制度，以强化节能监测。同时，根据各类能源的特性，合理分配使用能源，对各种产品制定能耗定额。全厂建立了能源管理制度，规范节能行为，对节约能源和浪费能源的责任主体进行相应的奖惩。
6 结束语
经过上述的系统优化运行及节能管理，广西石化公司炼油厂节能降耗工作取得了初步成效。2011年2月，全厂炼油部分单位综合能耗为73.89 kg标油/t原油，低于世界级复杂型炼厂综合能耗指标75 kg标油/t原油，也小于现行一级清洁生产标准的综合能耗80 kg标油/t原油，炼油部分单位能量因数能耗8.08 kg标油/t·因数，达到了国内外先进水平。各项动力消耗数据见表 1，其中2月份新鲜水单耗0.46 t/t原油，在国内同类企业中处于领先地位。尽管如此，节能降耗工作仍是炼油厂一项长期而艰巨的任务，还需进一步加强节能技术改造，挖掘节能潜力。同时，在适当时候引进先进的能源优化软件，加强同国内外其它炼油企业的交流与合作，使炼油厂节能降耗工作更上一个新台阶。
表 1
表 1 取出后表面腐蚀形貌2010年11月至2011年2月加工一吨原油综合能耗和动力系统单耗
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表 1 取出后表面腐蚀形貌2010年11月至2011年2月加工一吨原油综合能耗和动力系统单耗
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全国能源基础与管理标准化技术委员会, 中国标准出版社第二编辑室. 节能基础与管理标准汇编[M]. 北京: 中国标准出版社, 2010.
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贾振航, 姚伟, 高红. 企业节能技术[M]. 北京: 化学工业出版社, 2009.
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2011, Vol. 40