国外炼油厂节能技术与先进经验

国外炼油厂节能技术与先进经验,主要内容,一、前言二、炼油厂节能技术的发展三、高能效炼油厂采取的一些通用做法四、今后炼油厂节能工作的发展动向,一、前言,“节能”与“能效”能量消耗是炼油厂最大的单项操作费用。炼油厂作为一个整体能效并不高，炼油厂平均能耗约为“最佳技术”水平的两倍。炼油厂能量系统确实具有很大的改进潜力。在炼油行业里，竞争者之间的主要差别就在于能效。但整个炼油行业的能效项目投资仅约占总建设投资费用的5%。出现改进潜力很大而实际投入却很少这种反差有其历史原因，主要与推动力的大小，燃料、电力和能量回收设备的成本以及当时是否拥有高能效技术等因素有关。炼油厂的能效主要与以下三个领域装置的效率有关：原油预热系统的热联合与效率；发电与电力供应；加热炉效率。,二、炼油厂节能技术的发展,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。窄点技术等系统方法诞生于20世纪80年代初期，适逢燃料价格高峰期，为节能投入提供了历史性的机遇。目前能效高的炼油厂要么是20世纪80年代设计的(不多)，要么是当时对能量系统进行过大规模改造的炼油厂。此后，再也没有出现过这种纷纷上节能项目的黄金时期了。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。装置规模以及与其它装置的一体化程度也对换热流程有影响。以前独立的原油蒸馏装置原油预热温度通常仅略高于200C，采用窄点技术可达到250C，能效更高，加热炉负荷可降低18%，只是换热器总面积需增加50%。,二、炼油厂节能技术的发展,2.热电联产炼油厂能效的高低与其电能的供应方式关系很大。炼油厂特别适合热电联产。循环发电需要一种受热体来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受热体(即蒸汽)，蒸汽吸热后可用于炼油厂工艺。这使得整个系统潜在效率很高。在一种组合燃气轮机、高压锅炉和背压蒸汽轮机的发电方案中，发出满足全厂所需电能的效率可达约80%。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额相对较低。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)。20世纪60年代，燃气轮机首次进入发电市场，但其成本很高。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，电力成本相对降低。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，而投资高成本热电联产流程的炼油厂并不多。,二、炼油厂节能技术的发展,2.热电联产在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，使其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。同时，技术的进步已经使热电联产的效率比传统方法高1倍，达到60%85%，且温室气体排放大幅度减少。目前跨国石油公司更是将联合循环和热电联产作为提高其炼油厂能效的主要手段。,二、炼油厂节能技术的发展,三种发电模式的能量利用效率,二、炼油厂节能技术的发展,2.热电联产自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90%以上。该公司热电联产能力1980年约为600MW，1990年达到1500MW，而2002年则达到了2900MW。据称，与传统的发电厂相比，每年可减少温室气体排放700万吨。,二、炼油厂节能技术的发展,2.热电联产到2003年底，道达尔公司运营的发电能力为5000MW。2003年5月，该公司拥有20%股份位于阿联酋的Taweelah热电联产装置投产，其发电能力为1430MW，是世界上最大的发电厂之一，可满足阿联酋1/4的电力需求。由于采用最新一代设备，单位发电量的CO2和NOx排放量分别降低了50%和90%。该装置产生的废热用于海水淡化。其技术要点包括：燃料气在燃气轮机中燃烧，驱动发电机发电；由燃气轮机出来的废气在热回收蒸汽发生器中用于产生高压蒸汽；高压蒸汽在抽汽式涡轮机中膨胀发电；由涡轮机中出来的低压蒸汽进入海水淡化装置，为海水淡化提供能量；由海水淡化装置出来的冷凝低压蒸汽返回热回收蒸汽发生器，形成闭合的蒸汽回路。,二、炼油厂节能技术的发展,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，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34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67年。,二、炼油厂节能技术的发展,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(“全厂”)，这使得考察所有工艺/公用工程设施之间的联系和能量一体化成为可能。工艺和公用工程设施之间的协同效应，尤其是蒸汽/电力和工艺热源之间的协同效应值得注意。通过优化这些系统通常可获得高回报率的机遇。全厂一体化技术可通过组合工艺热源和受热体确保可行的跨装置热联合。该方法通过划分热源和受热体，只允许装置之间通过中间公用工程进行一体化。重要的是所有的公用工程需要和潜在需要都应包含其中。,二、炼油厂节能技术的发展,5.能量合作公用工程公司和工业消费者均有意合作。二者之间工艺和业务一体化的程度很关键。,三、高能效炼油厂采取的一些通用做法,设计实践随着建设高能效设施的推动力和可获得的技术而变化。就目前最佳设计而言，要求设计的炼油厂内部发电完全满足自身所需，发电效率应达到80%，明火加热炉的效率在92%左右，预热流程采用窄点技术进行优化设计，工艺和公用工程设施按照全厂优化方案进行一体化。同时应采用其它节能工艺措施，如FCC电力回收、加氢处理和加氢裂化装置高温分离器、优化急冷、高效塔器内构件、优化回流量、最佳绝缘、冷凝液回收等。,三、高能效炼油厂采取的一些通用做法,此外，同等重要的还有最佳操作实践。尽管改进原有低效设计成本昂贵，且通常不经济，但引入最佳实践经验仅需要很少的投入(如仪表和监测工具)及程序和组织的变化。尽管先进炼油厂的组织结构有所不同，但就能效实践而言，通常具有如下共同点：(1)组织结构与所有权：(2)蒸汽和电力系统：(3)燃料系统策略：(4)明火加热炉：(5)预热流程：,四、今后炼油厂节能工作的发展动向,为了满足预期的产品规格要求，不远的将来炼厂流程将发生变化，并将导致炼厂的能耗(燃料和动力)明显增加。据估计，目前一座以流化催化裂化为基础的炼油厂，其自用能耗约为原油加工量的6%，而2010年将达到约10%12%。因此，在不远的将来，优化炼厂自用能对于降低炼