新一轮炼油节能从装置走向全局能量系统优化

新一轮炼油节能从装置走向全局能量系统优化

1石油公司的节能：从设备的节能到整个能源系统的优化1.1地区发展平衡要求不断提高,石油、化工行业能耗持续快速增长中国石油公司的蒸汽压机能力从1978年的100kg/t降至2006年的78.4kg/t。与国际先进水平的差距逐渐缩小。一些设备的能耗水平在国际先进水平中。进入21世纪以来,随着经济的持续快速增长,中国炼油企业也进入了新一轮大发展时期。目前,产品的需求总量(3.4×108～4.0×108t/a)不断扩大;对产品的质量要求也在不断提高,从2008年的“国Ⅲ”到以后的“国Ⅳ”、“国Ⅴ”;地区发展平衡要求布局重新调整。除了年产千万吨级新炼油厂在建之外,几乎所有原有的炼油企业也均面临扩建和质量升级的改造,这给全局能量综合优化提供了极好的机遇。2006年我国石油、化工全行业能耗占全国总能耗的16%,高居工业能耗首位。炼油企业自用石油加工产品约20Mt/a。在当前我国能源、环境形势十分严峻,石油对外依存度直逼50%的局面下,炼油企业承担着深入节能降耗的历史性任务。1.2主要装置能耗高、节能潜力大分析中国炼油企业能耗数据可以发现,一些企业装置能耗不高,而总能耗却较高。反映出储运和其他辅助系统能耗较高,主要装置如蒸馏、催化等的装置能耗不是很高,但是加氢、重整气分等装置的能耗偏高;普遍存在大量低温余热没有得到很好地利用;蒸汽动力系统能效普遍较低,功热联产不够。这些问题,也就是进一步节能的潜力。这与多年来中国的炼油节能工作重点一直放在抓装置节能,较少重视研究、促进和解决全局用能优化问题有很大关系。1.3能源与设备的议价情况目前中国的炼油技术已经有了很大的进步。主要体现在:装置开工周期从1年延长到3～5年,而且装置群同步检修;装置大型化,平均规模几乎增加了3～4倍;装置的平面布置更加紧凑;设备技术水平提高,可靠性增加;过程控制技术大大提升。以上这些进展,使得能量系统优化,即在全厂大系统内各装置、单元间更紧密的能量集成,在工程上有了实现的可能,在安全上有了可靠的保障。能源与设备的比价逐步升高是资源有限性与科技进步所决定的历史趋势。近年来国际原油价格加速走高,2008年均价已近100$/bbl,比20世纪70年代上涨了几十倍。然而设备,例如换热器的价格不过增加了3～5倍。这就使得节能改造项目的经济效益和投资回报率大大增加。表1列出了加热炉排烟温度(Tf)和换热器传热温差(ΔTopt)随经济条件的变化。这些变化既对现有的换热网络匹配提出了挑战,又对实现“温度对口,梯级利用”的科学用能提供了新机会,也促使热能匹配跳出装置的圈子,在企业全局更大的系统内开展。2设备间热量优化预备孔新系统能量优化2.1fcc的进料“出料冷却-中间罐-进料”模式是保持装置的独立操作所要求的安排。衔接上、下游装置的中间物流必须先降温再升温,经历2次换热、两级火用损耗、2组换热器。以蒸馏装置渣油作为FCC装置进料为例,经过3次换热的220℃渣油,还要经过2次换热,降温到120℃(或进一步冷到80℃)再出装置;进入FCC后,还要用柴油、一中、油浆加热到220℃,再进入提升管反应器(见图1和图2)。这相当于把200～130℃催化柴油和330～287℃油浆的热量,传递给120～160℃的脱前、脱后原油,造成火用(有效能)的巨大损失(图2中的阴影部分面积)。热出料则可以避免上述问题。2.2提高焦化热出料温度从节能原理来看,热出料温度越高效益越大。但在工程上,受到安全、工艺、操作、控制等的限制。研究表明,最优的热出料温度,基本上是受下游装置工艺参数限制的门槛问题。例如FCC/RCC类装置,温度高限是原料进提升管温度。各类加氢装置的进料温度,受充分利用反应器出口反应产物热量和进料加热炉在反应初、末期调节裕量的限制。延迟焦化热进料温度受余热利用方案和长距离输送高温油品的热损失的约束等。对于要求操作柔性较大的情况,还须预留少部分供随时调节的冷进料。以下为几个“十一五”节能改造规划中提出的典型热出料改进目标:(1)减压渣油、脱沥青油热出料供焦化温度由150～180℃提高到200～230℃;(2)减压、焦化蜡油热出料供催化温度由150～165℃提高到180～195℃;(3)直馏、催化、焦化的汽、柴油热出料供加氢温度由40～50℃升高到100～120℃;(4)加氢裂化、加氢改质热进料温度,由60～120℃提高到130～170℃。3全局优化的切入点热出料不仅避免了中间产品的重复冷却-加热,更重要的是改变了上、下游装置物流的热匹配关系,给上、下游装置优化用能,以及各装置与系统全局之间的能量集成,带来了新的改进机遇,是新一轮全局优化的切入点。3.1回收环节进一步优化以提高热联合性上游装置以蒸馏装置为例,蜡油、常压渣油、减压渣油等出料温度提高后,使原来换热网络(Heatexchangernetwork,HEN)中产品热源低温端的热量减少,给HEN优化匹配提供了新的机遇:(1)按照新的能源/设备比价下的最优传热温差ΔTopt重新匹配HEN,使HEN接近温差缩小,原来没有利用的,需要冷公用工程(Coolingwater,CW)的低温热源(如初、常顶油气潜热)加以利用。(2)减少或停止发生低压蒸汽(1MPa或0.3MPa),改为换热。发生低压蒸汽,相当省1台低压锅炉;增加换热、优化HEN,最后导致节省加热炉燃料。(3)热源实在不够,可引入下游装置因热进料而多余出来的适当温位的热量,这就是装置间的热联合。如FCC的油浆预热蒸馏装置的初底油、节省常压炉燃料,焦化、加氢等装置的产品也可向蒸馏HEN补充热源。(4)按照“三环节”方法指出的能量工艺利用环节制约回收环节的规律,既然回收环节的HEN必须重新匹配,就提供了一个重要的机会,促使反应、分馏等核心工艺用能环节的设备和流程在新的能源/设备比价下进行优化;进一步降低工艺总用能和提高热源中各塔中段回流取热的温位,即能级系数ε。例如分馏塔降低过气化率、中段回流取热比率优化调整和回流量与出、返塔温差优化等。这将使HEN中各段热阱需求减小、热源品位提高,从而增加能量回收率(ηR)。(5)能量回收率(ηR)提高和热联合使初底油换热终温(tZ)提高,加热炉负荷降低;回流量调整也涉及回流泵的适应;因而又给了能量转换环节在适应性调整中进一步提高效率(ηU)的机会。这样,包括分馏塔、HEN、炉子和机泵等3个环节都将在新的经济条件下进一步优化。显然,没有热出料这个机遇,蒸馏、催化等装置是不会单纯因能源/设备比价改变而进行“进一步优化”的。3.2能源/设备造价优化提高进料温度,原来预热进料的一些高温热量多余出来,不仅促使进料换热网络重新匹配,也给装置的利用环节和转换环节进一步优化提供了机遇。以最典型的加氢装置为例:(1)原料-反应产物换热网络优化改进如果沿用原有的进料-反应产物换热器不做任何改变,提高进料温度将使换热器的传热温差减小,从而回收反应产物热量减少。这样,热进料携入的例如60～120℃的显热,将只有很小一部分传递到高温端,使加热炉进口温度略有提高;其余大部分转为高分前的空冷负荷。采用当前能源/设备比价下的最优传热温差(ΔTopt)重新进行HEN的优化匹配,将导致换热面积适当增加,换热加深,热进料携入的低温显热大部分传递到高温端,较大幅度降低加热炉负荷。换热后的反应器出口产物热量也在新的(ΔTopt)下传给去产品分馏系统的低分油更多的热量。节能程度取决于增加换热器的投资与燃料节省之间的经济权衡。通过换热器的优化设计、选型和采用强化传热技术,努力提高总传热系数K,是比单纯增加面积更好的节能措施。(2)反应、分馏塔子系统与换热网络协同优化同样,HEN的优化也给利用环节改进提供了机会。借助模拟软件,可以通过在当前大幅度提高的能源/设备比价下,进行分馏塔NT-R的优化权衡,适当增加塔板数或提高板效率,降低回流比,减少进料加热炉或再沸炉的负荷。在此基础上再优化HEN,则可进一步提高分馏塔的进料温度,降低加热炉负荷。反应加热炉热负荷大幅度降低,也要求采取相应的进一步提高炉效率的措施;在开工初期,甚至可能停开加热炉。(3)塔顶冷凝热、塔底产品余热可在大系统范围内获得利用。或者向上游装置提供较高温热,或者纳入低温热媒水循环系统,均为热输出。结果表明,加氢装置进料温度从40～60℃提高到100～160℃带来的是低品位的热量,而通过内部优化以后,顶替出来的是2个加热炉的燃料、接近200℃的产品输出热和借助热媒水外输的低温热,并且总量更大。这其实是借热出料的契机,挖掘出加氢装置原有的和新的经济条件下深入节能的潜力。几个工程实例表明装置能耗可降低20%～40%或更多,并对重整、轻烃分离加工等装置具有普遍意义。3.3当前工程因素的考虑和反应热出料、加深换热、装置间热联合对现有的操作、控制、安全保障等都会带来一定的冲击。必须配置充分的软、硬件措施加以应对。(1)设备和管线均使用当发生上、下游装置非同步停工时。须有相应的辅助设备和管线,能将未停工的一方热流冷却下来进罐、冷流适当升温保持正常运行。在特殊事故状态下,要求有最快切断联合,处理事故部分的辅助流程和应急预案。(2)热联合距离的制约现有的炼油企业并不都是如新设计的千万吨级炼油厂那样紧凑布置的。热出料、热联合都会付出较远的管线输送所相应的投资、热损、压力降等代价。须仔细权衡,预估效果。通常认为合理热联合距离大致在300～500m。但随着能源/设备比价的升高,实际可行的优化距离要远得多。另一个约束是,随着ΔTopt减小将增加换热器的台数,造成现场空间布置问题。这些问题可以通过采用强化换热技术和适当改造框架来解决。(3)保障绝对可靠性所有这些辅助措施,都需要适当增加投资以保障操作、控制、安全等方面的绝对可靠性。已完成的几个项目的核算表明,在当前能源/设备的比价下,投资回报率依然很高。4物流系统的方向和潜力4.1热罐和热罐储存技术多年来炼油节能努力中,对储运用能没有深入分析,重视不够。储运系统与装置之间只有物流关系,没有能流集成。储运系统设施多年来已经习惯老的技术经济条件设置和操作,储存时间过长,冷罐、盘管蒸汽维温伴热等,节能潜力甚大。迄今,炼油厂油品储运技术和经济条件发生了很大的变化:绝大部分原油实现了管线运输,能够按计划到厂,含水量合格;以热出料为切入点的节能改造将停用大部分中间罐,只留少数作为运营储备,正常缓冲;在线调和技术的推广应用将节省成品油调和倒罐操作,罐数减少;随着石油价格走高,减少罐存,节约调度储存所积压的流动资金利息的运营压力增大;>100℃热罐储存技术成熟;厂区地块面积越来越珍贵,节省大量储罐占地,可给新、扩建装置紧凑、优化布置创造条件。这些变化对储运系统优化用能提供了重要的基础。4.2循环节能的基本原则4.2.1度储量维持最小在上述新的技术经济条件和不考虑战略及商业储备的前提下,努力将为保证正常生产所必需的调度储量维持在最小,以减少维温、伴热、泵送能耗、设备折旧和流动资金利息支出。以某中等规模炼油厂原油罐区为例,在原油价格3000Yuan/t时,储存量减少6×104t,减少流动资金占用1.8×108Yuan/a,节约利息1.26×107Yuan/a。4.2.2油罐内热压t合理提高进罐油品温度(ti),降低允许储存温度(tS),同时优化储罐的保温设施(材料和厚度δ),使得在最小储量对应的最短必要储存时间(τ)内,油品由进罐ti降温到tS所释放出的显热QS=CP(ti-tS),能够平衡油罐在此期间散热损失QE中的大部分,使必须由外部补充的维温热负荷QH减到最少。在罐内油品温度维持为tS的情况下,三者之间的关系是:QS+QH=QE不同油品、不同地域、不同气候条件,ti、tS、δ、τ等参数的优化取值是不同的。研究表明,它们之中,影响最大的是tS。在我国北方的蜡油储罐,tS合理降低到约65℃,进罐温度ti稍提高到95℃,现有常规保温不动,只需在冬季90d内,采用90℃热媒水利用现有盘管替代原来的蒸汽维温即可。能耗可降到原来的1/5。修订和监控储运工艺操作卡片的执行,调动操作人员的节能积极性,完全能够将储运能耗降到最小4.2.3实现能量梯级利用罐底盘管蒸汽维温的自然对流传热系数只有40～60W/(m2·K),依靠蒸汽与油品之间的大传热温差(ΔT≈115℃)来维持热强度,是高能低用。90℃热媒水用于油品维温是“温度对口”的;但传热温差只有ΔT≈25℃,减小数倍。显然,只有在上述tS、ti参数优化、维温热负荷减少数倍的基础上,才有可能利用原有盘管以热媒水替代蒸汽维温。也可以采用提高传热系数的其它加热方式来实现能量梯级利用。例如在进(出)罐油品管线上,采用传热系数K=300W/(m2·K)以上的管壳式换热器,便可以用80～90℃的热媒水,在ΔTopt≈20℃下,加热油品。还可以在出罐的泵入口设置抽吸式加热器,只加热抽出部分的油品,保证泵送油黏度要求。5新的网格策略和新热的系统优化策略5.1与现有热对匹配的热床中国炼油企业较普遍存在大量工艺低温余热未获得合理利用的现象。主要原因是在扩大规模或改善产品质量而陆续增建的新装置均为孤立设计,没有考虑与原有装置和系统的能量集成优化。这就使每上1个新装置,就增加一批公用工程和一批低温热。在试图利用这些已经产生的低温热的努力中,比较普遍地局限于现状考虑,只把现有冷却负荷看做是“低温热资源”,与现有的热阱去匹配。例如某企业2股最大的“低温热源”为140～63℃减压蜡油流量122t/h(能量4327kW)和158～109℃减压渣油流量124t/h(能量3376kW),拟用60～95℃的循环热媒水,用于采暖、预热除盐水等40～70℃的热阱。其问题一是:这些“热源”都将随着蜡油、渣油的热出料而不再存在。二是:热阱随机、分散选配,传热温差很大,“高热低用”。5.2冷冲系统的供热在全局优化中,热出料、装置深入节能和热联合将极大地改变“低温热资源”的分布和参数的基础上,充分利用大系统范围内的(1)轻烃分离、溶剂再生、污水汽提等低温装置的再沸器供热;(2)蒸汽动力系统的给水预热;(3)参数优化后的储运系统的油品维温伴热;(4)季节性采暖空调。以上4类热阱,有可能实现低温热在大系统中的“温度对口、梯级利用”。因为热源、热阱都较分散,所以采用除氧软水为循环热媒的系统,比一对一的匹配能更好地做到梯级利用。设置辅助加热器和辅助冷却器控制水温恒定,可保证作为热源的中段回流和作为热阱的塔釜再沸器都得以良好控制。5.3系统负荷曲线匹配以水为热媒的低温热大系统设计的关键,是在一定的热源/热阱复合曲线条件下,以热源与热媒水、热媒水与热阱之间的最优ΔTopt为尺度,求解热源和热阱2条复合曲线在T-H图上的最优相对位置,以及在它们之间代表热媒水循环线的直线的斜率。给出2个HEN中各个换热器的ΔTopt和传热面积、最优的热媒水循环量和温升。图3和图4分别为某千万吨级炼油企业低温热利用系统规划方案的流程和负荷曲线匹配关系。实例比较表明,由于能够在大系统内实现热源和热阱的“温度对口”,使热媒水流量减小、温升加大;并且在新的能源/设备比价下做到换热器投资与节能经济效益之间的优化权衡。所以尽管热媒水管网投资较多,总的节能和经济效益仍很显著。6油行业面临着重新选择6.1燃机-锅炉/加热炉热电联产技术20世纪80年代以前,中国炼油企业一直以副产渣油和外部供电为主要一次能源,2.5Mt/a炼油厂的典型配置是3×120t/h中压锅炉,2×12MW抽凝机组,加热炉燃用渣油和炼厂气。20年来,随着二次加工装置快速发展,炼厂气和焦碳在能耗构成中的比例大大增加。但迄今还有不少中压锅炉烧炼厂气和部分渣油发电、产汽,总的能源转换效率提高不大。国外自20世纪80年代起逐渐改以天然气为一次能源,采用燃机-锅炉/加热炉热电联产技术,能源利用效率可达80%～90%。联产的电基本上能够自给,炼油副产的渣油等得以进一步加工,大大改善了能源构成,提高了能效和经济效益。国内因缺乏天然气而一直没有采用此项技术。21世纪以来,随着国际石油价格攀升,燃料油价已高达3000～4000Yuan/t,中压燃油机组自产电成本已高达1.2Yuan/(kW·h),远远超过电网电价,燃用自产渣油和炼厂气的习惯思维必须打破,根据当地实际情况优化炼油厂一次能源构成已势在必行。6.2经济效益显著(1)充分利用FCC再生器烧焦-烟机-余锅系统工艺和循环流化床(Circulatingfluidizebed,CFB)锅炉脱硫工艺的优势,最高效、洁净地利用氢转移加工过程中形成的焦炭,使其有与天然气和煤相同的转换效率和使用价值。(2)其它的“一、二次”加工产物(包括炼厂气中的H2和轻烃、油浆、渣油)都尽可能通过经济的途径转化为车用燃料和化学品,而不烧掉。从占原油5%(质量分数,下同)左右的炼厂气中分离出约30%～50%的H2和C2+轻烃用作加氢和化工原料,技术已成熟,经济效益显著。(3)不足部分,发挥炼油厂热/电比的优势,高效利用更廉价的外部煤和天然气等一次能源。(4)发展区域能源循环经济,以总体优化为目标,规划所在地区包括其他企业在内的一次能源集成转换利用大系统。各压力等级蒸汽、电、热与邻近企业联合(包括买入和售出),这是中国炼油企业一次能源结构优化的大趋势。6.3煤气化联合循环提高FCC烟机作功效率:(1)优化反应-再生工艺参数,减少再生烟气的压降、散热和旁路损失,尽可能增加烟机功率。(2)采用不完全再生工艺,将CO燃烧室置于烟机入口,通过采用空心内冷烟机叶片,将进烟机的温度T3提高到1000℃,可大大提高作功能力。炼油企业与邻近区域的能量集成举例:(1)由邻近燃煤(焦)/天然气发电厂购入蒸汽(出售延迟焦化焦炭给CFB炉)。(2)由邻近的IGCC(整体煤气化联合循环(Integratedgasificationcombinedcycle,IGCC)发电系统)设施购入电、蒸汽、合成气转化制氢。(3)向附近工厂供应低压蒸汽。(4)向附近区域建筑物供暖、供应生活热水。(5)向附近农村蔬菜大棚和热带鱼池塘供低温热。(6)与邻近企业共建热电冷集成联供的能源循环经济园区。用好即将到来的天然气。世界天然气比石油多,2030～2050年其产量将超过石油成为最多的一次能源。天然气的利用效率可达到80%,CO2、SO2、NOx等排放最小。在节能减排的大趋势下,国家已经实行大力发展天然气的战略,天然气在一次能源所占比率,2007年仅为3.36%,2010年将达到6%,2020年将达到12%,相当于3×108t/a油当量。届时,炼油厂将根据当地煤与天然气的价格状况,考虑用作炼油企业的制氢原料和加热炉燃料,将目前耗用的炼厂干气中质量比占30%～50%的C2+轻烃替代出来用作化工原料,有巨大的资源节约和综合利用的效益。煤炭的洁净利用已成为石油化工企业一次能源构成的主要选择之一。除已普遍采用的CFB锅炉外,最具潜力的途径是煤富氧气化制合成气(CO+H2)——进一步变换制氢——同时联产蒸汽和动力。副产的纯CO2可以回注油气田,提高采收率,并封存在地层中;是发展低碳经济的重要途径。7油压机行业蒸汽动力系统的适应性和优化7.1油压机行业蒸汽动力系统的特点、问题和挑战7.1.1蒸汽动力系统建设相对滞后历史的原因造成中国炼油企业普遍存在下列问题:(1)锅炉、汽轮机容量小、参数低且陈旧;(2)配合全厂扩产而陆续增建,缺乏全面规划;(3)缺乏柔性,在变化工况下不能保持高的功热联产效率,夏季低压蒸汽放空,冬季中压蒸汽减温减压;(4)相当大一部分仍在烧渣油或炼厂气;(5)炼油化工大工业园区内各企业蒸汽动力系统分散建设和管理,缺乏集成。节能潜力可占炼油厂节能潜力的1/3左右。7.1.2减少汽化水以热出料为切入点的系统全局能量优化对蒸汽动力系统的冲击是:(1)低温热利用将大量减少1.0MPa、0.5MPa蒸汽用量,减少凝结水的产生,并且大大缩小冬、夏季蒸汽耗量之差;(2)热出料和热联合会使装置产低压汽、FCC装置油浆产中压汽减少;(3)低温热用于给水预热,节省自用汽。这些将使各级蒸汽供需格局发生较大变化,再加上新建装置,区域能量集成优化,均给蒸汽动力系统提供了一次全面优化改造、提高能效的重大机遇,同时也出了一道复杂的难题。7.1.3减温负压汽放空目前系统都是按照给定的工况设计的,缺乏柔性。在加工量、生产方案、季节等变化,对蒸汽和动力的需求改变时能够满足量的需求,却往往不得不藉减温减压或过剩低压汽放空来实现,不能保持热电联产的高效率。柔性设计的系统,可以通过多种应变手段使得在满足汽、电量的变化需求的同时,仍最大限度地保持高的热电联产火用效率。7.2蒸汽动力系统的适应性改造7.2.1改进方案权利性质分析在炼油过程能量系统价值链中,蒸汽动力系统处于能量转换环节的前端,即一次能源必须先经过转换为热、蒸汽和动力,才能为工艺所利用。然而,过程系统能量结构的三环节客观规律决定,在全局能量综合优化中,蒸汽动力系统是处于改进方案制订过程的最末端。这是因为,只有热出料促成上、下游装置深入改进和热联合,储运用能优化,低温热大系统优化利用等工作开展之后,才能知道蒸汽动力需求的新格局,从而开始制订优化的改进方案。7.2.2企业一次能源配置方案(1)在低温热利用方案初步成型,蒸汽供、需变化格局初见端倪后,画出新、老蒸汽逐级利用平衡图;(2)以背压蒸汽透平驱动的泵、压缩机动力需求为主线,规划新的动力能源配置方案;(3)在邻近循环经济园区