国外炼厂节能技术及能耗评价方法简介

国外炼厂节能技术及能耗评价方法简介

能耗费用在炼厂现金操作费用中占有很大比例，其控制的好坏直接影响到炼厂现金操作费用的高低，是炼厂可控费用的主要方面之一，按统一价格计算，国内炼厂能耗费用平均占现金操作费用的50%左右，国外炼厂的比例约为40%，与国外同行业相比，国内大部分炼油企业在能耗方面还存在较大差距。同时。也可以看出炼油企业是高耗能企业，节能潜力较大。为此，深入了解节能技术、原理以及国外节能评价方法，对进一步促进国内炼油企业的节能工作具有非常重要的现实意义。

一 国外炼厂节能技术及先进经验

能量消耗是炼油厂最大的单项操作费用，按照美国索罗门公司（Solomon）的能量密度指数(Energy Intensity Index, EII)和美国凯毕西先进过程技术公司(简称KBC公司)的最佳技术指数(Best Technology Index，BTI)来衡量，炼油厂作为一个整体能源利用效率并不高，炼油厂的平均能耗约为“最佳技术”炼厂水平的两倍。因此，炼油厂能量消耗系统存在很大的节能潜力，即使在能源利用效率较高的炼油厂也同样如此。

炼油是微利型企业，竞争很激烈，企业之间使用的是相似生产技术和生产相似产品，除了规模、管理、产品有所差别以外，相互之间的主要差异就在于能源利用效率（简称能效）。由此，人们可能会认为管理层的注意力和投资主要会集中在提高能效项目上。然而，事实并非如此，根据国外的资料介绍，整个炼油行业在提高能效项目方面的投资仅占总建设投资的约5%。在过去的10年中，能效较高的炼油厂的能效平均提高了约6%，能效较差的炼油厂能效提高了12%。考虑到这些能效较差的炼油厂能耗是最佳技术水平的2.5倍，显然12%不是一个很高的数字。

节能潜力很大而实际投入却相对很少的矛盾是有其历史原因的。世界主体炼油企业的形成是在70年代和80年代，当时炼油企业获利性较强，两次世界能源危机以后，炼油行业逐步转化为微利行业，而且重点从规模经济、装置大型化等方面来赢得效益，当时的节能意识并不很强烈，节能技术与设备发展比较缓慢，节能理论也并不十分完善。所以，由于世界炼油主体形成较早，当时炼油厂主要以独立装置为界区，中间罐区较大，基本物流多从低温加热到高温，加工后再从高温降到低温后进罐区，多次反复，“火用”的利用率很低，存在许多能源利用上的“窄点”，即使当时采取了一些节能措施和技术也都是局部的。近来，人们逐渐认识到节能工作对提高炼油竞争力有很大帮助，特别是炼油企业的过程节能、装置之间的热联合及热进料避免了大量的换热损失，有利于提高能源利用效率。九十

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年代新建的多数炼油企业在设计模式上有了大的改进，逐渐将单一加工装置为独立界区的设计模式改为建设大型联合装置，大力推广节能技术与设备，能源利用效率有了很大提高。目前，世界炼油厂的平均能耗约为“最佳技术”炼厂水平的两倍，这充分证明企业建设初期就重视节能是最为关键的，装置一旦建成，要解决能效不高的问题成本相当昂贵。

另外，对于已存在的炼油企业，虽然降低能量成本的动力是存在的，工艺装置采用节能措施和节能技术以后，如不进行大的改进而只单纯进行深度节能，投资的代价很大，往往造成节能不节钱的状态。

一般来说，炼油厂的能效提高主要与以下三个领域的效率有关：装置和系统热联合与效率；发电与电力输入；加热炉效率。

1、炼油厂节能技术的发展 1.1 热联合

20世纪70年代能源价格陡涨以及分析和改造预热流程方法的出现，使得许多炼油厂在20世纪80年代初期和中期大幅度改进了热联合流程。

热联合不仅是一种节能手段，也是一种降低新建装置基建投资的手段。设计人员一直在采用某种程度的热联合，如从工艺物流的冷却过程回收热量来对需要加热的物流进行预热。热联合通过热量回收代替了单独的加热或冷却传热。使用适当的参数(如窄点温度)来确立回收程度，从而最大限度地降低传热设备(包括加热炉和冷却器)的基建总投资。这同样也适用于脱“瓶颈”改造。

以前的热量回收流程较为简单，热量回收程度低，损失到空气和水冷器中的热量较高。在系统中设计最少数量的换热器可简化配管和平面布置，然而通过降低温度推动力而不改变设计来提高系统热量回收量的方法会导致换热器因子变差，因而错过了后来窄点技术所提供的提高热量回收量并同时降低基建总成本的机遇。

装置规模也对换热流程有影响。对于能力达1000万吨/年的原油蒸馏装置而言，采用三段回流的方式比单段回流+塔顶冷凝系统的能效高，因为前者可提供高温位热量。

还有一个需要考虑的因素是与其它装置的一体化程度。过去，一套装置按独立系统设计和运转，通常采用独立的控制室。这不仅增加了基建成本(增设传热设备)，而且导致能量损失。相反，直接将高温常压重油作为减压塔进料可提高总能效。现在，原油加热流程回收减压塔回流和产品的热量，而这部分热量以前用于预热减压塔进料。

以前独立的原油蒸馏装置原油预热温度很少能达到250°C，通常仅略高于200°C。它一般要求整个系统的温度总推动力为60°C。窄点设计技术仅要求窄点换热器采用最低温度推动力，而不要求所有的换热器度采用最低温度推动力。

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为达到相同的能量性能目标，窄点技术的特点是最低温度推动力高于60°C。与以前的独立装置设计相比，采用窄点技术的设计能效更高，加热炉负荷可降低18%，但换热器总面积为前者的150%。

1.2 热电联产

炼油厂能效的高低强烈依赖于其电能的供应方式。与热能相比，电能由于质优价高，因而在能耗中所占的“份量”较重。炼油厂特别适合热电联产。循环发电需要一种受热体以吸收热力学上不能转化为电能的过剩热量。而炼油厂可以提供这种“有用的”受热体(即蒸汽)，蒸汽吸热后可用于炼油厂工艺，而不必扔掉。这使得整个系统潜在效率很高。图1显示出可达到的发电效率与现场电/热需求比例的关系。在一种组合燃气轮机、高压锅炉和背压蒸汽轮机的方案中，发出满足全厂所需电能的效率可达约80%。即单位能量的内部发电成本仅比燃料成本稍高，而另一方面，外购电力的成本总是远远高于燃料成本，通常是燃料成本的4～5倍。为什么仍然有许多炼油厂不在内部发电而外购电力呢？这主要与燃料和电力的相对价格PEE（输入电力的当量价格效率，是指相同单位燃料和电力的价格比）有关。欧洲和北美洲的燃料和电力价格可以分为三个不同的时期：一是在1973年以前，低燃料成本，低电力成本，低PEE；二是从1973年到20世纪80年代末期，高燃料成本，高电力成本，高PEE；三是从1990年至今，中等燃料成本，高电力成本，中等PEE。

循环效率，% 电/热(蒸汽)比 图1 发电效率与现场电/热比的关系

在1973年第一次石油危机之前，炼油厂毛利高，能量成本低，电力价格所占绝对份

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额相对较低。而且，当时可以用于热电联产的唯一技术是蒸汽轮机，而其潜力有限（背压发电数量有限，凝气轮机发电效率低）。在第一次石油危机期间，尽管燃料和电力价格都在上涨，但电力成本上涨速度慢于燃料，因而相对于燃料成本来说，电力成本降低了。许多炼油厂采取了改造预热流程和热量回收流程、升级加热炉和节省蒸汽等措施，而投资基建成本高的热电联产流程炼厂并不多。

在20世纪90年代，形势对热电联产有利（燃料价格下降，电力价格仍较高），工业燃气轮机技术已经成熟（其联合发电装置的热效率可达到50%左右），然而此时炼油厂又面临诸如炼油能力过剩、毛利微薄、清洁燃料和环保等问题，使得它们不能对热电联产和节能投入更多的资金。

然而，近年来随着各国电力行业逐步解除管制，热电联产又引起了人们的关注。一些国家（如西班牙和荷兰）甚至鼓励炼油厂输出电力。尽管安装热电联产装置会使当地的排放增加，但全球环境所获得的好处却远远超过这些缺陷。

自1973年以来，埃克森美孚公司全球的炼油厂和化工厂能效提高了35%，相当于节省了约18亿桶石油，大致相当于欧洲两年的车用燃料消费量。其中大部分来自热电联产。目前，热电联产发电量占其发电总量的30%以上。该公司热电联产能力1980年约为600 MW，1990年达到1500 MW，而2000年则达到了2900 MW。

1.3 加热炉效率与热量回收方案

与热联合和发电方案一样，建设热量回收设施和提高明火加热炉效率的推动力也随着时间而变化。甚至热量回收方案的最佳选择（空气预热炉或废热锅炉WHB）也在变化。

在20世纪60年代，二者的选择并不是一个重要问题，因为二者节能程度都差不多，但WHB方案通常成本较低，更实用，对工艺的影响较小。但随着热电联产的发展，老旧的WHB方案成为进行有效系统改造的障碍。为最大限度发电，炼油厂希望所有的蒸汽都是高压蒸汽。任何生产低压蒸汽的WHB都会降低发电量。在燃料价格较高的20世纪80年代，改造加热炉和建设空气预热炉项目的简单投资回收期为3～4年；后来随着燃料价格降低和设备成本持续增加，到20世纪90年代末，简单投资回收期已达到6～7年。

1.4 全厂一体化

最近，窄点技术已经扩展应用于整个炼油厂的工艺和公用工程设施，这使得考察所有工艺与公用工程设施之间的联系和能量一体化成为可能。应注意工艺和公用工程设施之间的协同效应，尤其是蒸汽与电力和工艺热源之间的协同效应。最近大量的能量研究结果表明，多数回报率较高的机遇通常是通过优化这些系统获得的。

对于多个工艺装置的情况而言，对单个装置进行窄点分析以确定最优方案是不必要

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