中国石化炼油能耗分析定稿

PAGE52中国石化炼油能耗分析定稿中国石化炼油能耗现状分析“十五”期间，中石化股份公司炼油能耗从2001年的78.25kgfoe/t降低到2005年的68.64kgfoe/t，降低12.3%。扣除评价体系影响的3kgfoe/t左右，降低8.4%，平均每年降低1.32kgfoe/t。单因耗能由2001年的13.10kgfoe/t.因数，降低到2005年的10.92kgfoe/t.因数。五年来累计节约65万吨标油，平均每年节约13万吨标油左右。随着原油价格的快速攀升，以标油为单位的炼油能耗在加工过程中的经济权重也大幅度上升，节能降耗更加重要。党的十六届五中全会要求，到“十一五”末，全国平均万元GDP耗能比2005年下降20%。中国石化股份公司的“十一五”规划目标为到2010年炼油能耗降低到65kgfoe/t。未来几年我们还将面临着在一些老企业加工量增长幅度小、原油劣质化、重质化趋势加大；汽柴油产品质量全面升级到欧Ⅲ标准等情况下，实现炼油能耗大幅度降低的诸多实际困难。如何用好宝贵的石油资源，大幅度降低炼油能耗，完成党组确定的目标，需要大家未来几年全力以赴、一刻不停，一分不让地做工作。1中国石化炼油能耗现状分析1中国石化炼油能耗的总体水平1.1.1中国石化炼油能耗总体进步较大从图中可以看出，中国石化的炼油能耗从2001年的78.25kgfoe/t到2005年的68.64kgfoe/t，单因耗能由2001年的13.10kgfoe/t.因数下降到2005年的10.92kgfoe/t.因数。1.1.2与中石油相比，炼油能耗略低。2005年中石油炼油能耗为79.73kgfoe/t，单因耗能为11.58kgfoe/t.因数。中石化炼油能耗比中石油平均低10个单位，扣除评价体系的差别，实际能耗相差约8个单位。与中石油相比，单因耗低0.66kgfoe/t.因数。2004年中石化开工率93%，中石油开工率95%，单因耗能中石油低于中石化。1.1.3与国际水平相比，仍有较大的差距。综合考虑装置复杂系数，用国际通用的所罗门公司的能源密度指数EII来对比分析炼油能耗的总体水平。2002～2004年世界先进水平EII为53.5，2004年中石化18家主要企业平均EII为85.3，日本为77，日本先进水平为71。1.2企业间用能水平差距大1.2.1综合能耗与单因耗能1.2.1.1加工量在500万吨以上规模炼油企业能耗对比2005年镇海和高桥等九家炼厂的加工量都在500万吨以上，炼油综合能耗平均60.14kgfoe/t，最高的是高桥（78.74），其次分别是齐鲁（77.86）和燕山（75.52），这几家企业的能耗与单因耗能比较一致，单因耗能高的能耗也比较高。茂名、高桥和燕山都有润滑油，相比之下，茂名的单套装置规模较小，常减压有四套、催化裂化三套，原油硫含量高于高桥，加氢装置也比高桥多，但无论是综合能耗还是单因耗能茂名都低于高桥。2005年高桥的综合能耗比茂名高12kgfoe/t，单因耗能高1.79kgfoe/t.因数（高桥11.84、茂名10.05）。相比之下，高桥在节能降耗方面的潜力比茂名要大。齐鲁加工高硫原油，与金陵相差不多，齐鲁的能耗比金陵高14.94kgfoe/t，单因耗能高1.29kgfoe/t.因数（齐鲁12.61、金陵11.32）。齐鲁的节能潜力相比要比金陵大。从上图可以看出，镇海综合能耗和单因耗能都比较低，高桥、燕山、齐鲁综合能耗和单因耗能比较高，上海、扬子因其重整、加氢裂化等装置在化工部分，导致综合能耗低，但是单因耗能并不低，仍有较大的优化空间。1.2.1.2加工量在250～500万吨规模炼油企业能耗对比在加工原油250～500万吨规模炼厂中综合能耗最高的是荆门为97.17kgfoe/t，最低的是天津62.28kgfoe/t，平均69.35kgfoe/t。单因耗能平均10.75kgfoe/t.因数，单因耗能最高的是天津为11.53kgfoe/t.因数。荆门由于有润滑油系统，装置复杂系数高，单因耗能只有10.35kgfoe/t.因数（需要进一步落实），天津的炼油能耗不包括重整装置，虽然综合能耗数值比荆门低，但是单因耗能比荆门高1.18。石家庄的综合能耗排名第二，扣除荆门的润滑油系统，石家庄的能耗最高。从单因耗能看，天津倒数第一，石家庄倒数第二。在250～500万吨规模炼厂能耗综合起来最高的是石家庄和天津。沿江五家企业加工规模和装置结构基本相似，能耗具有一定的可比性。荆门的能耗虽然最高，但是，单因耗能居中游，低于安庆和九江。由于武汉的能耗不包括公用工程部分的能耗，也不包括武凤凰，所以综合能耗在沿江最低，如果包括武凤凰则能耗超过80kgfoe/t。从装置复杂程度看，长岭比安庆复杂，复杂系数长岭12.9、九江8.4、安庆8.3，能耗与安庆接近。沿江五家企业总体上都有较大的节能潜力，九江、安庆节能的潜力更大一些。1.2.1.312家250万吨以下规模炼厂能耗对比分析年加工量在250万吨以下规模的炼厂炼油综合能耗平均为70.47kgfoe/t，最大的是北海为89.9kgfoe/t，其次是胜利和河南，分别是89.89kgfoe/t和87.86kgfoe/t，最低的是泰州为32.19kgfoe/t。单因耗能平均13.45kgfoe/t.因数，最高的是北海为18.14kgfoe/t.因数，其次分别是杭州和西安，分别为17.95kgfoe/t.因数和17.4kgfoe/t.因数。西安的能耗虽低，但是单因耗能高达17.4kgfoe/t.因数，在用能结构上存在不合理现象。相比之下，西安、北海、中原和胜利的节能潜力更大。1.3主要装置能耗分析1.3.1常减压蒸馏1.31.1能耗分析从装置规模看，2005年单套加工量在500万吨以上的只有镇海3#、高桥3#和金陵3#等三套装置，三套蒸馏的能耗平均为10.62kgfoe/t。镇海3#不包括轻烃回收，能耗9.47kgfoe/t，高桥10.86kgfoe/t、金陵11.52kgfoe/t。2005年金陵3#由于减压填料故障、加热炉炉墙损坏等原因造成装置带病运行和一次停工检修，所以能耗较高。由此可见，对大型生产装置来说，长周期运行对节能降耗非常重要。加工量在250～500万吨的常减压装置能耗平均为10.87kgfoe/t，比较高的是扬子1#为12.15kgfoe/t、齐鲁1#为12.11kgfoe/t和齐鲁3#12kgfoe/t。蒸馏装置能耗结构对比扬子1＃齐鲁1＃齐鲁2＃茂名3＃镇海1＃镇海3＃股份平均水0.080.870.870.510.240.240.37电1.941.772.061.081.561.611.8蒸汽0.95-0.021.48-0.771.831.020.99燃料9.659.948.359.257.246.758.83热输出（入）-0.47-0.45-0.05-1.06-0.15-0.43综合能耗12.1512.111210.029.819.4711.56注：数据取自2005年企业能耗统计报表从上表的能耗结构数据看，扬子1#的燃料单耗比平均值高0.8kg/t，比镇海3#高2.9kg/t，尽管其加热炉效率在89～90％之间，但是初馏塔设置一台小的加热炉，增加了燃料消耗；燃料输入多，低温热的输出并没有增加，扬子1#的低温热输出基本在平均水平；电的单耗比平均值高0.14kwh/t，比镇海3#高0.34kwh/t。1.3.1.2常减压基准能耗分析注：基准能耗为企业计算，作部分修正500万吨以上规模常减压的实际能耗与基准能耗相比，金陵3#还有1个单位的潜力，镇海3#与基准能耗基本接近。下面是300～500万吨规模的装置实际能耗与基准能耗对比情况。（注：基准能耗的数据是各企业2005年的计算值）从图中可以看出，九套300～500万吨常减压的实际能耗与基准能耗相比，平均有0.8kgfoe/t的差距，只有镇海的1#、镇海2#和福建蒸馏与基准能耗差距较小。差距比较大的是齐鲁的1#、3#和洛阳，约有2kgfoe/t的节能潜力。1.3.1.3蒸馏装置生产运行中存在的问题（1）、分离精度不够，柴、蜡油和蜡、渣油组份重叠相对较多，增加了工艺能耗。高桥1#蒸馏常渣中350℃组份含量为10～15%；金陵2#蒸馏减一线组份中的50%点为323℃；天津1#蜡油中的柴油组份含量达到20%，减渣中的500℃含量为12.6%。由于分离精度的不够使得本应该在常减压完成的分离任务延伸到下游装置加工，增加了炼油能耗。（2）、换热网络不优化，换热终温低，增加了加热炉负荷。装置的换热网络没有利用夹点理论进行计算；有些虽然计算了，由于选择的原油品种的变化，常压塔各侧线比例发生变化，打破了设计的换热网络，换热终温下降；另一方面，由于原油中含有杂质、回炼重污油等，易造成换热器的结垢，随着运行周期的延长换热终温下降。2005年三季度原油换热终温平均282℃，最高的长岭为310℃，茂名3#为245℃，茂名1#为255℃，齐鲁2#为248℃。（炼油季报数据）（3）、部分机泵的扬程选择偏高，调节阀节流严重。高桥3#蒸馏原油泵出口压力2.5MPa，调节阀开度只有30%，类似的问题在石家庄和天津也同样存在。（4）、出装置的VGO、VR出装置温度偏低，过度冷却增加了消耗。例如石家庄VGO出装置温度为65℃,减渣出装置温度为95℃。一方面在装置需要循环水冷却，另一方面到罐区还要维温热源，再输转到装置又要加热，增加了输转能耗；过低的出装置温度，增加了循环水消耗。（5）、蒸汽使用不优化。对于需要进加氢精制的柴油，可以停用柴油汽提塔的汽提蒸汽。（6）、加热炉效率偏低。按照指标应该控制加热炉排烟温度不高于190℃，氧含量不大于3％，不少装置还达不到。加热炉效率最高的石家庄为91%。齐鲁1#只有73～84%；高桥1#平均85.2%，洛阳平均86%。（2005年加热炉检查数据）（7）、用净化水替代除盐水的深度还不够。电脱盐注水、三顶注水、配置溶剂的水都可以用净化水替代软化水。1.3.2催化裂化1.3.2.1催化裂化能耗对比根据2005年各企业的能耗统计报表，本次统计的40套催化裂化装置，平均能耗66.11kgfoe/t。2005年加工量在100万吨以上的催化装置能耗平均57kgfoe/t，金陵1#47.56kgfoe/t为最低，燕山3#71.63kgfoe/t为最高。金陵的1#催化低温余热利用比较好，顶循环回流和塔顶油气的低温热得到了较好的利用；燕山3#主要是生焦率高达9.67%，烟气量大，2005年烟机运行不理想，烟气能量回收不充分。加工量在50～100万吨催化裂化平均能耗为63kgfoe/t。安庆的DCC最高140kgfoe/t，其次是石家庄2#83.63kgfoe/t、高桥2#82.07kgfoe/t和荆门DCC（Ⅱ）81.95kgfoe/t。石家庄的2#因为管网蒸汽压力不能满足气压机透平需要，装置自产的50t/h中压蒸汽减温减压作气压机的透平蒸汽；高桥的2#由于中压蒸汽系统设备原因，中压汽包发生低压蒸汽供气压机。安庆的DCC包括气分，没有顶循环回流，注汽量很大，低温余热没有回收，能耗值最大。50万吨/年加工量以下规模的催化装置能耗平均80kgfoe/t。这些装置中只有西安有烟机，河南、北海没有烟机；河南烟气管线设置较长，烟气温降达到110℃，烟气能量回收设施不完备，装置能耗较高。1.3.2.2催化裂化能耗结构分析从装置的能耗结构看，没有烟机的河南、北海等催化的电耗比平均值高20kwh/t，蒸汽的单耗高5～6kg/t。燕山3＃福建安庆2＃河南北海茂名2＃金陵1＃镇海1＃镇海2＃股份平均水2.85.198.827.018.095.222.024.63.126.36电4.798.027.7229.7626.6-0.235.245.46.28.69蒸汽-26.948.02-19.54-3.28-4.78-10.55-23.235.3-6.85-9.91燃料1.560.05焦碳96.7464.8466.0169.8375.7961.9668.0761.1246.3169.88热输出（入）-7.33-19.67-5.15-0.4-8.45-4.54-25.41.09-1.56综合能耗71.6266.457.86102.9297.356.447.5651.0249.8764.86注：表中数据为2005年能耗结构数据从表中可以看出，金陵1#催化生焦率低于平均值，低温热输出是平均值的三倍，输出蒸汽的比例也很大，所以能耗较低。相比之下，燕山3#虽然蒸汽输出和低温热的输出也较大，但是生焦率达到9.67%，比平均值高出2.6个百分点，比金陵1#高2.8，比镇海2#（蜡油催化）高5个百分点。较高的生焦率，电耗却没有下降，2005年烟机有三个月故障，发电很少。对中石化14套装置的生焦率和能耗的关系分析表明，生焦率每上升1个百分点，能耗上升3.728kgNO/t。按生焦率影响关系计算，燕山3#的应比金陵1#高11个单位，同比还有13kgfoe/t的节能潜力。1.3.2.3部分催化装置基准能耗为了更好地对比实际能耗与基准能耗的差距，根据催化裂化高研班第三期学员在有关企业现场采集的数据，经过计算，对部分企业2003年的催化装置的实际能耗数据进行了修正计算。下面的图是修正后的实际能耗与基准能耗的对比。从图中可以看出，与基准能耗相比，我们大部分催化裂化装置的节能潜力还比较大，如胜利石化、洛阳1#、石家庄1#、济南2#等装置的节能潜力甚至有20kgfoe/t。济南2#的实际能耗统计值并不高，但是在修正计算时发现，由于提升管注入的蒸汽和终止水量偏大，对装置的能耗影响很大，修正后实际能耗比较大。1.3.2.3催化装置运行存在的问题（1）、烟机运行的同步率比较好，但是负荷率整体偏低，烟机发电的潜力还较大。主风机烟机的同步率在95%左右，但是负荷率只有80～84%，烟机发电的潜力还比较大。例如燕山3#RFCC烟机设计负荷18000kw，平均发电12500kw，调研时只发电6000～11000kw。烟机发电的另一个影响因素是烟机入口温度，由于担心烟气超温，采用了降温措施，降低了烟气焓值。例如高桥1#采用烟道喷水，烟机入口温度只有610℃，镇海的重催也有相同的问题。烟道喷水、喷汽增加了烟气湿度，易引起轮盘结垢，影响烟机的长周期运行。（2）、分馏塔采用冷回流操作、气压机反飞动过大造成气压机耗能增加。高桥1#RFCC反应回路压降为107kPa，远高于基准能耗规定的80kPa。在操作中，没有充分利用顶循环回流，而是采用冷回流操作和气压机的反飞动是造成回路压降上升的原因之一，例如石家庄分馏塔顶冷回流20t/h，高桥50t/h。气压机的反飞动量金陵1#3000Nm3/h，石家庄2#RFCC为1000Nm3/h。（3）、烟气余热锅炉运行不理想。天津余热锅炉设计偏小，烟气的能量得不到充分回收，烟气排烟温度在270℃以上；茂名的1#由于蒸发段腐蚀问题，排烟温度曾达到430℃，后来采用水热媒技术提高了蒸发段的上水温度，减缓了烟气的露点腐蚀，提高了烟气余热回收比例。（4）、低温余热没有充分利用。还有一些装置的柴油、顶循和分馏塔顶油气的低温余热没有有效回收利用。（5）、柴油汽提蒸汽尚有优化潜力。大部分催化裂化柴油都需要加氢精制后才能作为产品，如果柴油直接进加氢精制装置，柴油的汽提蒸汽就可以停用，实际上不少的企业还在注入0.5～2.5t/h的蒸汽。（6）、反－再、烟机系统工艺用汽不优化。有的装置蒸汽阀门开工以后从未调整，不论加工量和蒸汽压力是否变化，用汽量都不变，既浪费了蒸汽，又增加了高含硫污水。1.3.3延迟焦化1.3.3.1焦化能耗对比2005年加工量在100万吨以上的焦化装置能耗平均26.67kgfoe/t，最低的是镇海1#，为16.49kgfoe/t，最高的是塔河46.40kgfoe/t。镇海1#焦化与电站联合利用装置的低温余热，低温余热利用比较好，装置的能耗确实比较低。塔河的焦化装置加工塔河稠油，并且配备了吸收稳定系统，设计循环比较高，理论上能耗相对较高；但是目前塔河焦化装置的原料密度较低，操作中没有适当降低循环比，同时加热炉运行不理想导致蒸汽放空，增加了燃料消耗。加工量低于100万吨的焦化装置，平均能耗31kgfoe/t，最低的是济南24kgfoe/t，最高的是齐鲁1#为42kgfoe/t。齐鲁的1＃焦化装置在没有配备齐全的吸收稳定系统的情况下，能耗已经42kgfoe/t，因而节能潜力更大。1.3.3.2焦化装置能耗结构分析千克标油/吨塔河齐鲁1＃齐鲁2＃镇海1＃济南1＃股份平均水〞〞1.540.750.390.70.671.06电〞〞5.432.773.364.422.713.68蒸汽〞〞14.9917.285.61-0.778.353.12燃料〞〞24.4419.5221.1517.3113.7219.65热输出（入）〞〞1.821.15-5.17-0.45综合能耗〞〞46.442.1431.6616.492526.76从能耗结构表中可以看出，齐鲁1#焦化的蒸汽单耗17.28kg/t，塔河蒸汽单耗为14.99kg/t，塔河比平均值高出12kg/t，比镇海高出16kg/t，镇海外输蒸汽，齐鲁、塔河在大量使用外部蒸汽；燃料消耗比平均值高出5kg/t，比镇海高7kg/t；塔河低温余热没有回收，比镇海高5.17kgfoe/t。1.3.3.3部分焦化装置基准能耗对比注：基准能耗为企业计算结果（修正后），实际能耗为2005年能耗统计报表数据对比焦化装置的实际能耗与基准能耗，平均还有4kgfoe/t的节能潜力，潜力最大的是沧州将近7kgfoe/t，其次是济南和安庆1#约为4.5kgfoe/t。1.3.3.3延迟焦化运行存在的问题（1）、加热炉效率低，燃料单耗高。据初步计算，股份公司的焦化加热炉效率提高1个百分点，每年可以节约燃料4600吨。不少企业的焦化加热炉实际效率较低，根据2005年对企业加热炉的4次检查情况，焦化装置的加热炉的热效率大多低于90%。其中武汉炉效率只有82.5%、荆门焦化炉效率85%。加热炉效率低的情况不仅在中小装置上存在，在一些大型的焦化装置上也存在，如金陵3＃焦化加热炉效率87%、齐鲁1＃86.67%、高桥（88.3%）等。（2）、低温余热没有充分利用。据统计，2004年焦化装置能耗平均为26.67kgNO/t，最低的镇海1#只有18kgNO/t，最高的齐鲁1#达到了38kgNO/t。两套装置耗能因素最大的差别之一是低温余热的利用深度，镇海的焦化与电站热联合，低温余热回收到80℃。九江和广州新设计的焦化装置能耗都在35kgNO/t左右，这些装置的低温余热也没有进行有效的回收。（3）循环比高。2005年5月科技委、炼油事业部、科技开发部对中石化延迟焦化装置的调研，有超过10套装置的循环比在0.3以上，占整个集团公司的38%。国外焦化装置循环比基本在0.1以下，甚至零循环比。（4）蒸汽使用不优化。根据2005年对焦化装置的调研，目前集团公司有16套焦化装置的生焦时间在20小时以上，操作中大吹汽时间在2～4小时，少数装置大吹汽的蒸汽流量在8～10t/h。与国外水平相比，与国外公司相比，我们焦化装置的大吹汽时间较长，蒸汽流量也较大。例如康菲公司的焦化装置上生焦周期只有14小时，大吹汽的时间只有30分钟，蒸汽流量在4t/h左右，年大吹汽节省蒸汽约3000吨。（5）辐射进料泵扬程过剩。焦化装置的辐射泵扬程大多采用500m，实际上炉管的操作压力有1.6MPa就可以满足要求，为了防止结焦把压力提高了，但是一旦结焦这个扬程还是不能满足要求。大连新设计的焦化辐射泵出口压力为2.5MPa，青岛大炼油已经修改为2.8MPa，其它的装置应该切削叶轮降低电耗。1.3.4催化重整1.3.4.1连续重整装置能耗对比10套连续重整装置平均能耗91.71kgfoe/t，最高的是金陵129.35kgfoe/t，最低的是长岭63.48kgfoe/t。长岭是低压组合床工艺，能耗介于连续和半再生之间。高桥、燕山、镇海、湛江、扬子和上海都是UOP工艺，平均能耗为93.7kgfoe/t。扬子和上海石化为芳烃生产方案，高桥、湛江为汽油方案，其他为芳烃和汽油联合方案。能耗较高的是高桥和燕山，分别为115.54kgfoe/t和93.19kgfoe/t。金陵、齐鲁和洛阳为IFP工艺，三套均为汽油芳烃联合方案。除金陵包括C8分离单元外，齐鲁的能耗最高为102.78kgfoe/t。千克标油/吨金陵高桥长岭股份平均水〞〞3.945.53.434.38电〞〞25.9428.2314.1715.59蒸汽〞〞-15.3-6.48-5.1518.86燃料〞〞114.7788.5351.0258.54热输出（入）〞〞-0.24-1.32综合能耗〞〞129.35115.5463.4796.05连续重整的能耗结构看，金陵的燃料消耗最大，为114.77kg/t，比平均值高出56kg/t，比长岭高出64kg/t，金陵的反应炉热效率为86%，低于效率平均值89%。高桥的电耗是28.23kwh/t，比平均值高出13kwh/t。1.3.4.2半再生重整能耗对比半再生重整能耗平均最高的是塔河135.85kgfoe/t，其次是九江和石家庄，塔河重整包括抽提后，能耗比连续重整还要高。塔河和九江的重整虽然包括抽提部分，但是塔河的能耗在135kgfoe/t以上，超过了金陵的包括抽提、C8分离的连续重整的能耗，蒸汽单耗比平均值高出44kg/t，电单耗比平均值高出26kwh/t，九江的燃料单耗比平均值高出8kg/t。济南安庆胜利武汉沧州荆门石家庄九江塔河水6.515.594.523.570.71.466.422.546.17电8.4612.0915.2213.1826.9717.821111.9641.91蒸汽-11.85-23.958.29-19.591.622.6811.9935.0347.92燃料62.9473.844.7381.3556.3966.584.9874.3839.85综合能耗66.0667.5272.7678.5285.6888.47110.51121.4135.85注：单位是kgfoe/吨从上表可以看出，燃料消耗最高的是石家庄和武汉，分别是85.98kg/t和81.35kg/t，石家庄加热炉效率平均89.79%，但是重整加热炉效率只有87.19%，低于2.8个百分点。电单耗最高的是塔河为41.91kg标油/t；蒸汽单耗最高的是塔河为47.92kg标油/t，其次是九江为35.03kg标油/t。1.3.3.3部分重整基准能耗与基准能耗相比，连续重整平均有3kgfoe/t的节能潜力，差别较大的湛江、广州的实际能耗还有5kgfoe/t以上的节能潜力。与基准能耗相比，半再生重整平均约有10kgfoe/t的节能潜力。武汉和沧州的实际能耗和基础能耗相比差别最大，还有约20kgfoe/t的潜力。1.3.4.4重整运行存在的问题（1）、加热炉效率偏低，燃料消耗高。加热炉的燃料消耗占全半再生能耗的76%，占连续重整的67%。烟气余热锅炉运行的好坏直接影响加热炉的效率和装置的能耗。2005年加热炉检查发现，大部分加热炉效率在89%以上，较好的在91%以上，上海偏低再生和反应加热炉效率分别为70％、83%，荆门75%、80%，燕山86%。高桥由于炉管结焦或积垢、积灰，导致四合一炉排烟温度高，能量损失大。广州重整装置圆筒炉没有烟气余热回收装置，排烟温度高，热效率低于85％。（2）、压缩机消耗高。在重整装置循环氢压缩机占全半再生装置能耗的11.2%，占连续重整的21%。比较理想的工艺流程是烟气余热锅炉发生中压蒸汽作为循环氢压缩机透平蒸汽，背压产生1.0MPa蒸汽。如果使用凝汽透平，则增加大量的循环水消耗，如果使用电机则电耗大幅度增加。（3）、非计划停工较多。2005年有金陵、武汉、石家庄、塔河、荆门等五套催化重整装置运行不正常，甚至发生了非计划停工，增加了装置能耗。金陵在2004年7月由于原料污染造成重整催化剂中毒，第二反应器压降明显上升，到2005年5月10日差压上升到57Kpa，无法维持正常生产,停工抢修。武汉2005年4月13日催化剂再生和检修后开工。由于催化剂粉化、结块，5月12日三反压降达到0.35MPa，第一次停工。8月15日由于二反中心管破裂，被迫第二次停工。石家庄重整装置2005年6月13日检修结束开工，由于扇形板螺栓变形松动，7月14日又停工抢修。塔河2005年7月21日因再接触汽油泵机械密封泄漏出催化剂，装置被迫提前停工进行检修。装置的频繁停工必然造成能耗的上升。1.3.5加氢裂化1.3.5.1加氢裂化能耗对比2005年14套加氢裂化装置平均能耗41.08kgfoe/t，最高的是茂名为62.1kgfoe/t，其次是金陵1#为56.87kgfoe/t。燕山的加氢裂化是中压一次通过、扬子高压一次通过。1.3.5.2加氢裂化装置能耗结构千克标油/吨茂名1＃金陵1＃燕山1＃股份平均水〞〞2.882.081.041.78电〞〞23.2520.618.3615.32蒸汽〞〞2.653.254.0610.51燃料〞〞33.3230.9419.317.08热输出（入）〞〞综合能耗〞〞62.156.8832.7644.73从能耗结构看，加氢裂化的低温热输出基本没有。茂名加氢裂化装置的电耗最高为23.25kwh/t，比平均值高8kwh/t，比燕山高15kwh/t，燕山的加氢裂化装置的新氢压缩机采用氢气无级调节系统，节电效果明显。茂名的燃料消耗为33.32kg/t，比平均值高16kg/t，茂名加裂部分加热炉氧含量达到7%～12（v）%，加热炉效率不高。1.3.5.3部分加氢裂化基准能耗对比由于基准能耗计算不统一，上图中的基准能耗是经过修正的结果。与基准能耗相比，加氢裂化装置的实际能耗平均有9kgfoe/t的节能潜力，茂名和金陵1#的节能潜力相对较大。1.3.5.4加氢裂化装置运行问题（1）、催化剂撇头频繁，缩短了运行周期，增加了运行能耗。掺炼焦化蜡油后，过滤器清洗频繁；如果过滤器运行不理想，焦粉金属杂质造成床层催化剂压降增大，严重时不得不停工撇头，增加了装置能耗。2005年茂名焦化蜡油的掺炼比为6.07%，9月份开始，基本上是一个星期拆清两至三次。上海石化加氢裂化装置掺炼焦化蜡油后，精制反应器第一床层压差的上升速率加快，大修中对精制反应器污垢蓝中焦粉积聚情况检查来看，积聚量增加，颜色加深。（2）、反应产物热量回收不充分。受材质不到位、汽包上水水质等因素的影响，蒸汽发生器频繁泄漏。例如高桥的加氢裂化和润滑油加氢异构化装置，由于换热器泄漏，蒸汽发生器已经切出系统，增加了装置能耗。（3）、液力透平没有利用。采用节流阀的方式控制由高压流向低压的液体流动，浪费了压力能。如果采用液力回收透平可以回收80%的水压能。（4）、加热炉效率低，燃料消耗大，装置能耗高。由于加氢裂化的加热炉较小，不容易被重视，烟气氧含量比较高。2005年加热炉检查发现，加氢裂化加热炉效率平均为88％，较好的镇海为90.07%，整体效率偏低，燃料消耗偏高。（5）、循环氢纯度控制不完善，增加了运行能耗。由于部分装置没有循环氢脱硫设施，循环氢纯度下降，操作上采用直接排放的方式来控制循环氢纯度，增大了氢气消耗，增加了制氢能耗。例如高桥润滑油加氢异构化装置，由于没有循环氢脱硫，高分泄放氢气约3000Nm3/h。1.4公用工程能耗分析1.4.1公用工程能耗占全厂能耗的比例在炼厂的综合能耗构成中，公用工程的能耗约占10%，部分炼厂由于公用工程不在统计范围等原因，低于10%，例如武汉等。企业规模越大，公用工程占综合能耗的比例越小。国外千万吨级炼厂，公用工程系统能耗比例一般10%以下，但是我们炼油企业公用工程的能耗一般在10～15%以上。洛阳的公用工程能耗占15%，燕山为13%。1.4.2公用工程运行中存在的问题1.4.2.1蒸汽系统管理不优化多年来，由于装置改造和扩建大多依托原有的公用工程设施，大部分企业都有蒸汽、循环水管理不优化的问题。蒸汽等级设置不合理，蒸汽降级使用，增加了能耗。管网设置不合理，局部区域用低压蒸汽降级使用：例如脱硫溶剂再生系统的重沸器蒸汽半数以上采用1.0MPa降阶方式。部分企业没有设置0.3～0.5Mpa等级的蒸汽管网，生产上需采用1.0MPa减温减压的措施满足脱硫溶剂再生等工艺的需要，降低了蒸汽利用水平。例如高桥、天津和金陵，只有两个等级的蒸汽管网。燕山和上海石化有150t/h以上的蒸汽直接减温减压，损失了大量能量。注：相关企业2005年底数据（1）、低压蒸汽管网不完善，无功减温减压能量损失。有的企业虽然有0.3～0.5MPa蒸汽管网，但是存在盲区，尤其是装置位置偏远，利用起来比较难。1.0MPa蒸汽直接补取暖水，造成能级损失。个别装置不设重沸器用1.0MPa蒸汽补入污水汽提塔。（2）、蒸汽管线保温质量差，蒸汽管路损失。石家庄中压蒸汽管线保温失修严重，有些管段表面温度为80～110℃，局部达到198℃，有些管线外观很好，内部保温衬里已成空洞，甚至有裸管的现象。石家庄中压蒸汽系统的温压损失达到了60t/h。茂名的蒸汽保温也存在类似的问题，据茂名的同志讲，大雨期间需要增加100t/h的蒸汽才能保证系统压力。（3）、部分设备运行状况影响了中压蒸汽的利用。石家庄2#催化裂化气压机原设计用1.0MPa蒸汽作为透平动力，由于蒸汽压力低，需把自产的46t/h中压蒸汽减温减压成低压蒸汽使用；高桥的2#RFCC的由于中压蒸汽系统的泄漏问题把取热系统的产汽压力由3.5MPa降低到1.7MPa。（4）、乙醇胺溶剂再生蒸汽消耗过剩。由于操作习惯和原始设计的因素影响，气体脱硫单元的溶剂再生蒸汽消耗存在不同程度的过剩现象。例如高桥1#脱硫装置用蒸汽量为6.3t/h（理论计算在2t/h以下）、石家庄为5t/h（理论上只需要1.5t/h）、天津为9.5t/h（理论上只需要4.4t/h）等。（5）、维温介质利用不优化。油品罐区的保温伴热大多使用1.0MPa蒸汽，很少采用低温余热作维温介质。由于罐区距离锅炉偏远，蒸汽管线长，保温质量差，热损失大。1.4.2.2氢气系统的运行和管理不优化，增加了炼油能耗2005年制氢装置的能耗平均在830kgfoe/km3，所以制氢装置的运行负荷和制氢的方式对炼油能耗影响比较大。根据调研的情况，我们发现在氢气的管理方面存在以下问题：（1）、廉价氢气资源没有充分利用，高能耗的制氢装置负荷不优化。部分企业过分依靠制氢装置，没有充分发掘重整、膜分离等装置的供氢能力和潜力，造成制氢负荷高，增加了炼油能耗和加工损失。天津有2000NM3/h的乙烯氢气没有引进炼油部分，而是作为加热炉的燃料气；高桥在加氢裂化不开时，有8000Nm3/h重整氢气没有利用。高桥高压瓦斯管网的氢含量达到65%(v)，天津的高压瓦斯氢含量在45%左右，石家庄低压瓦斯中的氢气含量为61%（v），与此同时制氢装置还在高负荷运行。应根据氢源和氢阱的实际情况，设置PSA、膜分离设施回收瓦斯中的氢气组份，有效降低制氢的负荷。对于那些氢气卡边的企业，应综合考虑加氢装置的反应深度、重整苛刻度和膜分离回收氢，做好氢气的优化平衡管理，尽量减少制氢装置的负荷，可有效降低能耗和加工损失。（2）、氢气管网的设计、运行还不优化，压力能损失大。不少企业都有部分氢气由高压放到低压氢气管网，在经压缩机升压到装置所需的氢气压力，如果增设合理的氢气管线，个别装置的氢气压力可以直接匹配，不再运行新氢压缩机。（3）、制氢原料不优化，增加了制氢的能耗和物耗。在炼化一体化的企业普遍存在甲烷气、加氢精制和加氢裂化的干气和焦化的干气作燃料的同时还在不同程度地使用石脑油制氢的现象。茂名焦化由于没有完整的富气吸收流程，焦化干气不干，用作制氢原料的量很少，制氢耗用约9t/h的石脑油作原料；天津乙烯的甲烷气除供乙烯裂解炉以外，还有2.4t/h的甲烷气进电站作燃料，同时炼油部分还要耗用约2t/h的石脑油来制氢；高桥的焦化干气只有一小部分用来制氢，制氢的石脑油量为3～7t/h。制氢原料不优化对增加能耗物耗影响较大，存在着较大的节能降耗的潜力。（4）、PSA氢气收率偏低。在氢气提纯方面，PSA的氢气回收率平均为86%，最高的扬子90.04%，荆门只有70%、齐鲁的1#为70.3%、济南为75%、沧州为78%。1.4.2.3气柜系统回收瓦斯量大，瓦斯循环增加了能耗。（1）、由于工艺设置和管理等原因，排入气柜的瓦斯流量过大。茂名的2#焦化在设计时没有设置气压机，焦化干气经气柜进瓦斯管网，低压瓦斯流量为18000Nm3/h；荆门的低压瓦斯流量为8000Nm3/h；石家庄的低压瓦斯流量为5700NM3/h。低压瓦斯流量过大，无疑增加了压缩机的电耗；同时一旦压缩机故障或操作波动，造成低压瓦斯放火炬。（2）、瓦斯中重组份含量高，损失了液化气、丙烯等高附加值产品。石家庄低压瓦斯量为5000Nm3/h，其中氢含量61%（v），C3组份含量20%(V)；天津低压瓦斯3500NM3/h，丙烯含量9.85%，丙烷14.5%，C3以上组份含量45.45%(v)；天津的高压瓦斯（燃料气）中C3以上组份含量8.01%。1.4.2.4炼油用水管理粗放（1）、循环水温升普遍低于设计值，增加了循环水的用量，增加了循环水场的负荷和补水消耗。设计循环水的温升一般在10℃，我们在企业调研时温升大部分在5℃以下。循环水温升不足的主要原因是：为了降低温度，有利于操作，例如气分装置的循环水温升比较小；担心循环水结垢，降低了循环水温升；操作上精心不够，有些装置的高温侧已经停用，循环水还在运行，温升等于零。例如燕山七个循环水场，调研期间平均温升1～3℃，个别装置的的冷却器温升为0℃；高桥的循环水温升在2～4℃之间，由于温升不足，造成装置的循环水用量大幅度上升。（2）、循环水质管理不到位，影响循环水系统的运行。缓蚀阻垢剂等化学药剂属于三产企业的产品，质量差用量大，积垢依然；PH值调整不合适，造成气分等低硫装置的冷却器腐蚀泄漏。（3）、工艺设备用水不合理。有些装置还在使用新鲜水冲洗地面卫生；在华北缺水地区，水价较高，高耗水的设备应尽量减少使用，沧州、石家庄使用的膜式空冷器，每台消耗除盐水1.5～3t/h，增加了运行成本，浪费了水资源。污水汽提的净化水可以作为电脱盐的注水、配置溶剂的稀释用水和加氢装置的注水等，有效节约除盐水，部分企业由于种种原因还没有实施。（4）、水的计量管理不优化。由于计量设备没有及时校正，计量仪表不完备等原因，全厂的水平衡不少企业是平衡的结果。管网泄漏的问题不能够及时发现，造成新鲜水流失严重，据初步统计，各企业平均有30t/h以上的泄漏损失。1.5低温余热利用潜力大关于低温余热的利用情况调查的数据比较少，只能以部分企业的常减压、催化裂化和延迟焦化数据作为参考。1.5.1部分常减压注：2005年底函调数据从上如图可以看出，只有镇海1#、镇海2#、茂名3#和齐鲁1#的几套常减压的低温余热利用了一部分，大部分装置利用还很不充分。大部分装置还有2500t/a以上的标油的潜力可以挖掘。对于500万吨/年的常减压蒸馏装置来说可以降低0.5kgfoe/t。1.5.2部分催化裂化催化裂化低温余热利用最多的是镇海的1#，每年利用低温余热节约20000吨标油，石家庄的1#还有10000吨标油的潜力；燕山3#有5000吨标油/年的低温余热潜力。1.5.3延迟焦化镇海1#的低温余热利用最好，这套焦化的低温余热与电站热联合，能耗达到16kgfoe/t。我们焦化的低温余热利用的潜力还非常大，齐鲁1#最大潜力还有6000吨标油可以利用（对能耗贡献3000吨标油），塔河5000吨标油（对能耗贡献2500吨标油）。1.5.4低温余热利用存在的问题（1）、低温余热利用的深度不够。催化裂化、延迟焦化和常减压大量的低温余热尚未利用，这是我们节能降耗的方向和潜力。（2）、低温余热的利用方式不优化。除了考虑目前的热媒水作为介质以外，还应考虑分等级直接利用的方式。不少企业在的气分装置在利用催化裂化分馏塔低温余热加热除盐水作为气分的热源，还要补充部分蒸汽作热源。如果把催化分馏塔的顶循或柴油直接引进气分换热就可以解决热水温位不足的矛盾。（3）、装置间的热联合不充分。例如减压渣油不冷却直接进延迟焦化，由于设计时没有综合考虑余热的利用，热减渣的引入打破了焦化的热量平衡；减压蜡油不冷却直接作催化裂化原料，把油浆的热量用来发生中压蒸汽；常减压与加氢裂化热料互供，需要在加氢裂化考虑原料换热的流程和加热炉的负荷设计问题；焦化与CFB联合设计，可以考虑用低温余热加热除盐水，回收装置低温余热。现状分析小结一、中国石化能耗水平※2005年中石化炼油能耗68.64千克标油/吨，自2001年以来每年下降1.32千克标油/吨。500万吨以上规模能耗平均60.14，最高的是高桥78.74；250~500万吨规模能耗平均69.35，最高的是荆门97.17；250万吨以下规模能耗平均70.74，最高的是北海89.9。※综合能耗比中石油低8个单位，单因耗能比中石油低0.66。※2004年中石化18家企业EII平均为85.3，比日本平均高8个单位，与国际水平有较大差距（世界先进水平为53.5）。二、生产装置运行存在问题1、常减压大于500万吨/年常减压能耗平均10.62kgfoe/t，最高的是金陵3#为11.52kgfoe/t；250～500万吨/年能耗平均10.87kgfoe/t，最高的是扬子1#12.15kgfoe/t。与基准能耗的差距：与基准能耗相比，常减压平均还有1个单位的节能潜力。运行中存在的问题：换热网络不优化，换热终温低，目前只有282℃，低于基准能耗规定的305℃；加热炉效率低，燃料消耗大，齐鲁1#74～84%；蜡渣油、柴蜡油组份重叠，减压渣油500℃以前组份含量高；机泵扬程过剩；蒸汽使用不优化，柴油汽提蒸汽可以减少或停用。2、催化裂化※大于100万吨/年的催化装置能耗平均57kgfoe/t，最高的是燕山3#为71.62kgfoe/t；50~100万吨/年能耗平均63kgfoe/t，最高的是安庆DCC为140kgfoe/t；50万吨/年能耗平均为80kgfoe/t。※能耗的差距：与基准能耗相比，都有较大的节能潜力，最高的胜利有37kgfoe/t的节能潜力，洛阳1#、石家庄1#、济南2#等装置还有20kgfoe/t以上的节能潜力。※运行中存在的问题：烟机运行的负荷率不足，烟气走旁路，烟机发电潜力大；余热锅炉积灰烟气走旁路，烟气排烟温度高；分馏塔冷回流操作，气压机反飞动过大，气压机能耗增加；低温余热利用不足；反再烟气系统用汽不优化。3、催化重整※能耗水平：连续重整能耗平均96kgfoe/t，最高的是金陵（含抽提和C8分离）高桥115kgfoe/t；半再生重整能耗平均88.63kgfoe/t，最高的是塔河135.85kgfoe/t，超过了包括苯抽提和C8分离的金陵。能耗的差距：与基准能耗指标相比，连续重整平均有3kgfoe/t的节能潜力，半再生重整平均有10kgfoe/t的节能潜力。存在问题：加热炉效率低，燃料消耗大；压缩机消耗大；非计划停工频繁。4、加氢裂化能耗水平：能耗平均44.73kgfoe/t，最高的是茂名62.1kgfoe/t（燃料消耗比平均高16kg/t）。能耗差距：加氢裂化装置平均还有9kgfoe/t的节能潜力。※运行中存在的问题：催化剂撇头频繁；反应产物热量回收不充分；液力透平技术的使用还不普及，压力能没有回收；加热炉效率较低；循环氢纯度控制设施不完善。5、延迟焦化能耗水平：能耗平均26.76kgfoe/t，最高的是塔河46.4kgfoe/t（加工塔河稠油，循环比为0.8～1.0），其次为齐鲁1#为42.14kgfoe/t。能耗差距：与基准能耗相比，教化装置平均有4kgfoe/t的节能潜力。※运行中存在的问题：加热炉效率低，燃料消耗大；低温余热利用不充分；循环比高；蒸汽使用不优化；辐射进料泵扬程过剩。三、公用工程运行存在问题1、蒸汽：管网设置不合理，能级利用不优化，无功减温减压的蒸汽量大，燕山15t/h，上海200t/h；蒸汽管线保温差，蒸汽温压损失大；工艺用汽不优化，溶剂再生等装置用汽普遍偏大。2、氢气：乙烯氢、化肥氢和重整氢没有充分利用；氢气管网压力等级设置不合理，压力能损失；氢气资源利用与装置运行匹配不优化，低价氢源排放，制氢装置又高负荷运行；制氢原料不优化，乙烯的甲烷气、加氢干气和焦化干气作燃料，采用石脑油制氢；PSA氢气回收率低（平均86%，最高91%，最低70%）3、瓦斯：低压瓦斯流量过大，增加了电耗；瓦斯中C3以上组份含量高，氢气含量高。4、水：工艺设备用水不优化；水的计量管理不到位；循环水使用管理不到位，温差偏小，平均4～6℃；水质管理不到位，冷却器易结垢或腐蚀。2、2006年炼油节能工作思路和措施2.1进一步加强节能工作的精细化管理。各企业充实节能领导小组的人员，按总部要求加强对节能降耗工作的领导。根据党组确定的“十一五”炼油能耗目标和三年滚动计划目标，制定本企业的节能工作规划，并