镇海炼化-构建内部循环经济模式,实现炼化企业节能减排

构建内部循环经济模式实现炼化企业节能减排镇海炼化概况2000万吨/年原油综合加工能力、60万吨/年以上尿素生产能力及100万吨/年芳烃、20万吨/年聚丙烯生产能力；4500万吨/年吞吐能力的深水海运码头，以及超过280万立方米的储存能力。截止2007年6月，公司总资产187.84亿元，其中净资产164.71亿元，资产负债率为12.31%。2005年以来

连续三年位居“浙江省百强企业”第一位。环境成就1993年获“全国工业污染防治十佳企业”称号2003年获“浙江省绿色企业”称号2004年被命名为“中国石化首批清洁生产示范企业”2004年成为首批“国家环境友好企业”之一2006年获“浙江省环境教育示范基地”称号2007年7月获“中华宝钢环境优秀奖”称号厂区一角50万吨/年PX装置60万吨/年化肥装置20万吨/年聚丙烯装置公司深水海运码头全国节能减排的形势非常严峻。2006年，全国没有实现年初确定的节能降耗和污染减排目标。2007年一季度，工业特别是高耗能高污染行业增长过快，占全国工业能耗和二氧化硫排放近70%的电力、钢铁、有色、建材、石油加工、化工等6大行业增长20.6%。这六大行业的快速发展，客观上加大了“十一五”后四年节能减排工作的难度。一、节能减排是炼化企业科学发展的必然选择炼化企业既为社会提供能源产品，同时也是能源资源消耗大户和环境污染源。坚决贯彻落实科学发展观，承担起节能减排的主体责任，依靠企业内涵发展，集约发展，清洁发展，实现自我提升，为实现国家“十一五”节能减排目标做出贡献，是炼化企业的必然选择。二、以“资源能源高利用”为目标，构建“原油资源内部综合利用型产业链”产业链1:常减压—加氢精制、加氢裂化（催化裂化）—硫磺回收

通过加氢技术、裂化技术和硫磺回收技术构建产业链，适应含硫、劣质原油加工需要。目前，镇海炼化加氢总能力为1550万吨/年，硫磺回收能力24万吨/年，其中10万吨/年硫磺装置的硫回收率达99.9%以上。这一产业链的构建，不仅提升了公司产品质量和市场竞争力，还大幅削减了废弃物产生量。生产硫磺酸性气体原油常减压装置加氢精制加氢裂化硫磺回收装置产业链1:催化裂化常减压—加氢精制、加氢裂化（催化裂化）—硫磺回收产业链示意图产业链2:焦化—CFB锅炉随着原料劣质化进程的加剧，劣质渣油的加工已成为制约炼油加工量提高的主要难题。为综合利用劣质渣油，建设了2套总能力为250万吨/年的延迟焦化装置，将劣质渣油转化为液化石油气、汽油、柴油、蜡油等液体产品和石油焦。对于焦化装置生产的石油焦，开发应用了焦化—

CFB锅炉组合工艺，投用了4台以石油焦为燃料的CFB锅炉，既综合利用了高硫石油焦，满足自身用电，还可以向社会供电，支持地方经济建设。产业链2:石油焦渣油延迟焦化循环流化床锅炉（CFB）蒸汽、电汽油、柴油炉渣、飞灰综合利用焦化—循环流化床（CFB）锅炉产业链示意图产业链3:溶剂脱沥青—脱油沥青气化—脱沥青油加氢镇海炼化与石科院、抚顺石化研究院联合开发了国内首创的“溶剂脱沥青—脱油沥青气化—脱沥青油加氢进催化组合工艺”，解决了渣油处理能力不足、蜡油资源不足、化肥原料劣质化“三大”技术难题。应用组合工艺后，每年累计创效上亿元。该技术被列入中国石化“十条龙”攻关项目，并于2004年通过鉴定。该产业链的构建，为炼化企业在选择重油加工路线时，提供了一条除“脱碳路线

”和“加氢路线”之外的全新加工路线。油浆DAODOA油浆减压渣油溶剂脱沥青装置化肥气化炉蜡油加氢精制蜡油催化裂化重油催化产业链3:溶剂脱沥青—脱油沥青气化—脱沥青油加氢产业链示意图产业链4:炼油━化肥联合改变了炼油向化肥单向供原料的运行模式，通过炼油、化肥的深度联合，使化肥向炼油返供原料，实现了资源的综合利用。通过炼油━化肥联合产业链的构建，使化肥的产品结构

从单一生产尿素，转变为以生产尿素为主，同时向炼油供氢、供氮、供风、液氮、液氨的多样化生产格局，生产组织更加灵活，生产成本更为节约，从而增强了抗风险能力。产业链4:炼油系统化肥系统劣质渣油脱油沥青催化油浆氢气氮气蒸气

电力

工业风液氨工艺污水处理酸性气体回收炼油━化肥联合产业链示意图180万吨/年蜡油加氢脱硫装置300万吨/年柴油加氢精制装置三、以“废弃物零排放”为目标，实现水、气体、固体资源的综合利用1、废水资源化含硫污水串级使用将催化裂化装置分馏塔含硫污水串级使用于富气洗涤水的注水，减少20t/h以上的软化水的使用和含硫污水的产生；将常减压等非加氢型装置的含硫污水串级使用于焦化装置富气洗涤水的注水，可节约软化水并减少含硫污水产生量10t/h以上。将碱渣处理装置的尾气吸收饱和废碱液送含硫污水汽提装置作为加碱汽提的原料，不但节约新鲜碱液，而且减少废碱液处理成本。三顶污水含硫污水催化裂化分馏塔常减压装置饱和废碱渣作汽提加碱料碱渣回收装置催化富气洗涤塔延迟焦化富气洗涤塔含硫污水汽提装置含硫污水串级使用示意图220

t/h含硫污水汽提和氨精制装置脱硫净化水回用通过实施加碱汽提等技术手段提高拔氨深度，改善净化水水质，并实现加氢型含硫污水与非加氢型含硫污水分开处理和回用。经含硫污水汽提装置处理后的脱硫净化水替代软化水回用于常减压和加氢精制装置。2006年污水汽提装置处理含硫污水149万吨，脱硫净化水的回用量103.3万吨，回用率近70％。1、废水资源化110t/h脱硫净化水回用含硫污水常减压催化裂化加氢精制加氢裂化延迟焦化含硫污水汽提装置常减压装置电脱盐注水加氢精制装置空冷注水碱渣湿式氧化装置原料配比用水连续重整脱硫净化水回用示意图1、废水资源化外排污水适度处理后回用于循环水场作为原油综合加工能力达2000万吨/年的炼油企业，

循环水场的年补水量高达450万吨以上（包括2×220吨/时热电站循环水场）。采用污水回用技术，将处理后的合格外排污水回用于循环水系统，是节水减排的有效途径之一，且采用适度处理技术而非深度处理技术可以达到最佳的技术经济性。2004年投用了600t/h规模的达标外排污水适度处理回用装置，将90％左右的外排污水回用作为循环水补充水。2006年回用外排污水458万吨，在同行业中高标准实现了外排污水的回收再利用。加氯杀菌絮凝剂合格外排污水外排水监护池高位水箱流砂过滤器回用水池循环水场合格外排污水适度处理回用工艺流程示意图采用适度处理工艺，如图所示流程工程投资不到600万

元，污水回用规模600t/h，每吨污水处理投资强度不超过1万元。按2005年全年处理情况统计，运行费用仅0.18元/吨。回用污水处理装置1、废水资源化外排污水回用于焦化冷切焦水焦化冷焦水系统采用自动化程度较高的全密闭旋流除油技术实现密闭循环，原采用清净下水作为置换用水。目前冷焦水和切焦水的补充水已全部用外排污水替代，回用量2万吨/月以上。化肥装置污水回用尿素装置工艺冷凝液经水解塔、解析塔处理后，解析水氨和尿素含量大大降低，将28t/h解析废水回用至合成氨碳黑洗涤系统，减少新鲜脱盐水使用量。化肥原料路线改造后，含大量碳黑的废水经沉淀、过滤，杂质去除率提高，滤后水水质改善，回用率大幅提升。将达标外排的缓冲池排放水作为场地冲洗、绿化用水和Ⅲ电站增湿水进行回用。2、气体资源再回收含硫化氢工艺废气进硫磺回收装置2006年硫磺产量创历史新高，达到13.5万吨，硫磺回收率达到99.8%以上,装置各项运行指标达到了较好水平。低压瓦斯回收利用建设了容积分别为2万立方米和3万立方米的干式气柜，将各生产装置放火炬的低压瓦斯通过系统管线送进气柜，抽取气柜中的低压瓦斯用压缩机压缩成高压瓦斯，经脱硫后作燃料。7万吨/年硫磺回收装置3万立方米和2万立方米气柜2、气体资源再回收常减压初馏塔顶与减压塔顶不凝气回收将通常引入加热炉作燃料烧掉的高含硫的常减压初馏塔顶不凝气，引入催化装置气压机，采用减压塔顶瓦斯脱硫技术，将常减压减压塔顶瓦斯引入罗茨压缩机，经升压后进入燃料气脱硫系统，经脱硫后的瓦斯再作为加热炉燃料。对这两股不凝气既实施了脱硫处理，回收初馏塔顶不凝气中的液化气组分，减少燃烧废气中SO2排放量，又减轻对设备的腐蚀，提高装置长周期运行的可靠性。3、固废综合利用污水处理场油泥浮渣送焦化装置回收油份和石油焦污水处理场油泥浮渣是污水处理过程产生的固废，将其送入焦化装置回炼，既消除二次污染，又可回收其中的含油组分。CFB锅炉飞灰再循环将CFB锅炉燃烧后废弃的飞灰通过J阀重新进入炉膛参与燃烧，利用飞灰中20％左右的CaO，增大钙硫比，从而提高固硫率，削减了烟气中二氧化硫排放量。3、固废综合利用清罐油泥全回收处理对炼厂产生的清罐油泥进行回收、回炼或作为辅助燃料，进入炼油焦化装置或CFB锅炉。建立厂内清罐油泥中

转点，对于含水、含油较多的污泥，通过中转设施输送到焦化装置回炼，机械清罐等作业方式产生的含固率较高的油泥，进入炭黑造粒装置拌和后，送CFB锅炉作辅助燃料。辅助燃料当清罐污泥含水率＜80％时当清罐污泥含水率≥80％时石油焦池面浮渣污水处理场浮选池脱水后污泥循环流化床锅炉池底油泥污水处理场均质隔油池污水处理场离心过滤机污水处理场污泥输送站延迟焦化装置焦炭塔清罐油泥炭黑造粒拌和装置炼厂油泥、浮渣处理利用流程示意图CFB锅炉四、着眼于生产装置和公用工程整体最优化，减少能源消耗1、装置设计优化科学设计是建成资源节约型装置的基础。在实施完善

2000万吨/年炼油能力过程中，对装置设计工作进行持续优化，最大限度提高能量利用水平。如PX装置歧化单元，原设计能耗54.1千克标油/吨，通过实施将甲苯塔、二甲苯塔等塔顶由空冷冷却改为发生蒸汽使装置塔顶热源基本得到回收等措施，歧化单元标定能耗仅为43.7千克标油/吨，达到国内先进水平。2

s蒸汽系统优化和热量利用合理安排锅炉负荷，优化蒸汽系统运行方案利用CFB锅炉低成本优势，增加发汽量，同时增大高压汽轮机中抽蒸汽量，提高循环热效率；利用新老区中压蒸汽联接管线，返送中压蒸汽，停用燃油锅炉，从而降低蒸汽成本，节省燃料，并减少SO2排放量。实施装置间热联合装置间热联合主要通过优化装置换热流程实现。将常减压出来的130℃～150℃蜡油和渣油，作为热输出直接送到加氢裂化s蜡油加氢s催化s焦化s溶脱等装置，作为其原料加热热源；同时，这些装置产

生的精制蜡油s油浆s焦化蜡油sDAO和DOA等物料以130℃～150℃的高温状态直接送到下游装置进行加工，不再冷却。热联合改变了此装置冷却s另一装置加热的不合理局面，提高了能源利用效率，同时也降低了水耗。2、蒸汽系统优化和热量利用低温位热源优化利用针对炼化装置低温位热源点多面广的特点，进行分类利用。通过采用催化热水回用气分、常减压闪底油与回炼油换热、稳定汽油和油浆低温热回收等一系列优化措施，实现装置低温热源部分热量回收。利用两套催化装置分馏塔顶油气、分馏塔顶循和轻柴油的低温位热量，将约80℃除盐水加热到100℃左右作为热源送到气分装置，回收热量约26416KW。利用焦化装置分馏塔顶油气、分馏塔顶循和分馏塔一中循环的低温位热量，将35℃除盐水加热到80℃送到2×220吨/时CFB锅炉，使锅炉水从常温加热到70℃左右，回收热量约8670KW。2、蒸汽系统优化和热量利用低温油罐改为高温油罐将9只低温渣油罐改成了高温渣油罐，渣油贮存温度

由约85℃提高到135℃，降低了装置和物料储存的能耗。

2003年镇海炼化通过高温油罐周转的渣油量达197.7万吨，若将渣油从135℃降至85℃并用水冷却，需要循环水用量

570万吨。目前，镇海炼化蜡油罐和渣油罐全部按高温罐

进行建设和管理，蜡油、渣油已实现100％无水冷却出装

置，起到了较好的节能节水效果。3燃料系统优化干气脱硫后作加热炉燃料将催化、焦化、加氢裂化、加氢精制等装置的瓦斯气以及常减压不凝气等全部经脱硫后作加热炉燃料，脱后H2S含量控制在100ppm以下。自备电站实施焦代油和煤代油建设了2台220t/h和2台410t/h的CFB锅炉热电站，替代4台没有脱硫设施的燃油锅炉，使用自产高硫石油焦和外购

硫含量小于1%的煤作燃料，通过投加石灰石粉进行脱硫，

脱硫率达90%，并采用低温燃烧技术控制了NOx产生量。五、具有镇海炼化特色的内部循环经济模式，节能减排成效显著1、实现了“三废”减量化和资源高效利用，公司周边生态良好镇海炼化在原油加工量连年增加的情况下，实现了“增产减污”的目标。2006年，原油加工量是1995年的3.2倍，SO2排放量比1995年减少了577吨，污水中COD、石油类、氨氮等污染物排放量比1995年分别减少了80.5%、86.5%、93.7%，加工每吨原油污水排放量从1995年的0.74吨削减到0.07吨。公司周边生态环境良好，空气环境质量达到国家二级环境空气质量标准，排污口附近海域水质的PH值、溶解氧、石油类、化学耗氧量等指标均达到一类海水水质标准。2、实现了企业节能水平的持续提升与1995年相比，炼油实际能耗由86.13千克标油/吨逐年下降到2006年的62.3千克标油/吨，相当于节标油约40万吨/年；加工损失率由1.44%下降到0.55%，相当于节油15.2万吨/年；综合商品率由93.4提高到95.32%，相当于多生产商品32.83万吨。3、取得了良好的经济效益，成为公司效益经济的重要组成部分据统计，不包括产业链的效益，仅“三废”综合利用，内部综合收益每年即达4亿多元，其中硫磺回收、干式气柜、利用高硫石油焦发电产汽和污水回收等项目还享受国家有关资源综合利用优惠政策，减免部分企业所得税，2006年退税超过1亿元。4、减少了对社会资源的依赖度，为社会节约了资源通过4条产业链的打造，提高了资源综合利用程度，减少了资源消耗。实施高硫原油加工路线，减少了对低硫轻质原油的依赖。镇海炼化地处水质性缺水和季节性缺水地区，通过节水减排成套技术的应用，加工每吨原油新鲜水耗量从1995年的1.1吨减少到2006年的0.36吨，达到了国际先进水平，减少了对社会水资源的依赖度。内部循环经济模式构建前后主要环保技术经济指标对比序号指标内容单位1995年2000年2005年2006年2007年1-6月1原油加工量万吨5501072171017