交一份炼油厂节水节电节能实施方案

交一份炼油厂节水节电节能实施方案本方案针对1000万吨/年炼油一体化装置能耗水耗现状，落实国家“双碳”目标及《石油和化学工业节能降碳行动方案》要求，结合实际运行数据制定，实施周期为2024年6月-2026年6月，总体目标为：单位原油加工新鲜水耗降至0.44吨/吨以下，工业水重复利用率提升至98.3%以上，供水管网漏损率降至1.5%以下；单位原油加工耗电量降至101.5千瓦时/吨以下，主要用能设备能效全部达到国家一级能效标准；单位原油加工综合能耗降至57.8千克标准煤/吨以下，年综合节能量达到30万吨标准煤以上，二氧化碳排放强度较基准年下降8%以上。一、节水专项实施措施我厂总新鲜水取用总量为570万吨/年，其中循环冷却水补水占比62%，工艺用水占比21%，其他用水占比17%，节水工作围绕核心用水单元开展系统性改造：1.循环冷却水系统深度节水改造我厂现有4套循环冷却水系统，总容积12.8万m³，设计循环量16.5万m³/h，实际运行平均循环量14.2万m³/h，目前浓缩倍数稳定在2.7-2.9之间，平均跑冒滴漏率1.2%，排污水量约180m³/h，是最大的新鲜水消耗单元。具体改造措施：（1）优化水质稳定处理方案，更换原有的普通阻垢缓蚀剂，投用全有机高效阻垢缓蚀剂配套生物黏泥抑制剂，将浓缩倍数由目前的平均2.8提升至4.0以上。根据循环水系统水量平衡计算，浓缩倍数提升后，新鲜水补水量可由原来的4125m³/d降至2475m³/d，每日节约新鲜水1650m³，年节约新鲜水60.23万m³。（2）新增换热器泄漏在线监测系统，在全厂326台循环水换热器进出口分别安装在线电导、pH值、油含量监测探头共32套，实现泄漏实时预警、精准定位，避免因大面积泄漏置换整个循环水场排水。改造前每年因换热器泄漏置换排水约12万m³，改造后可将年置换排水量控制在2万m³以内，年节水10万m³。（3）新建循环水排污水深度回用装置，设计处理能力150m³/h，采用“超滤+反渗透”双膜处理工艺，将原直接排入污水处理场的循环排污水处理后出水水质达到循环水补水标准，回用率不低于90%，即每日可回用1296吨排污水，年减少新鲜水取用116.64万m³，同时减少外排废水116.64万m³。本项改造合计年节约新鲜水186.87万m³。2.工艺排水与污水深度回用改造（1）工艺凝液全回用改造：我厂每年产出各类工艺蒸汽凝液约120万m³，其中约60%（72万m³）因水质达标回用于除盐水站生产，剩余48万m³因含微量油（油含量2-10mg/L）不符合回用标准直接排入污水处理场，造成水资源与热量的双重浪费。本次改造新增2套处理能力100m³/h的“活性炭纤维吸附+精密过滤”除油装置，对不合格凝液进行除油处理，处理后出水油含量稳定低于0.1mg/L，完全满足除盐水站进水要求，实现工艺凝液100%回用，年减少新鲜水取用48万m³，同时年回收热量折合标准煤约1800吨。（2）污水处理场出水深度回用改造：我厂污水处理场设计处理能力1000m³/h，二级处理后出水约700m³/h，改造前仅300m³/h回用于循环水补水，剩余400m³/h外排。本次改造新增300m³/h的“臭氧催化氧化+反渗透”深度处理装置，处理后出水TDS低于500mg/L、COD低于30mg/L，满足循环水补水与锅炉补给水要求。改造后污水处理场出水回用率提升至85.7%，年新增回用水量210万m³，年减少新鲜水取用210万m³，减少外排废水210万m³。本项改造合计年节约新鲜水258万m³。3.供水管网漏损精细化治理我厂现有供水管网总长约186km，其中运行年限超过10年的管段共62km，受土壤腐蚀、介质冲刷影响，部分管段存在不同程度的漏损，目前全厂平均漏损率约4.2%，年漏损水量约28万m³。漏损治理措施：（1）建立三级分区计量体系，将全厂划分为12个一级计量分区、36个二级计量分区、112个三级计量分区，新增一级计量表12台、二级计量表86台、三级计量表328台，实现用水单元装表覆盖率100%，漏损定位精度控制在100m范围内。（2）分阶段完成老旧管网改造，对运行超过15年的31km腐蚀严重管段全部更换为防腐耐油环氧树脂复合管材，对运行年限10-15年的31km管段采用CIPP原位固化法进行非开挖修复，避免大面积开挖影响生产，同时解决管网内部腐蚀结垢问题。（3）建立DMA漏损在线监测系统，对各分区流量、压力进行24小时实时监测，自动分析夜间最小流量，异常情况自动报警，实现漏点早发现早处理。改造完成后，全厂供水管网漏损率可降至1.5%以下，年减少漏损水量约18.2万m³。4.非常规水资源开发利用（1）厂区雨水收集利用：我厂厂区总汇水面积约120万㎡，年平均降雨量约620mm，年可收集雨水量约50万m³。本次改造建设4座总容积1.2万m³的雨水收集池，配套建设“格栅+沉淀+过滤+消毒”处理装置，设计处理能力50m³/h，处理后的雨水用于厂区绿化浇灌、道路洒水、循环水补水，年利用雨水约12万m³。（2）市政再生水引入利用：对接城市污水处理厂再生水输水管网，引入再生水作为循环水补水，再生水水质满足循环水补水要求，价格仅为新鲜水的60%，规划年引入再生水150万m³，替代等量新鲜水，年减少新鲜水取用150万m³。本项改造合计年替代新鲜水162万m³。综上，节水专项改造完成后，总计年减少新鲜水取用约625.07万m³，可将我厂单位原油加工新鲜水耗从0.57吨/吨降至0.445吨/吨，满足先进指标要求。二、节电专项实施措施我厂年总耗电量约11.17亿千瓦时，其中工艺机泵耗电占比61%，公用工程系统耗电占比27%，照明及其他耗电占比12%，节电改造围绕高耗电单元开展：1.工艺机泵系统节能改造我厂在用各类工艺机泵共862台，总装机容量约18.2万kW，由于生产负荷波动、设计裕量偏大，约70%的机泵采用出口阀门节流调节流量，平均运行效率仅为62%，比额定效率低15个百分点以上，能源浪费严重。改造措施：（1）变频节能改造：对满足工况要求的198台大功率节流调节机泵（总装机容量5.2万kW）进行变频改造，替换原有的定速电机，实现流量按需调节，消除阀门节流损失。根据行业改造数据，同类机泵变频改造平均节电率约18%，按年运行8400小时计算，年节电约为52000kW×18%×8400h=786.24万kWh。（2）低效机泵淘汰更新：对236台运行年限超过15年、平均效率低于55%的老旧机泵，全部更换为采用最新高效水力模型的节能机泵，更换后平均运行效率可提高12个百分点，总装机容量约2.8万kW，年节电约为28000kW×12%×8400h=282.24万kWh。（3）运行优化管控：开发机泵在线运行效率监测系统，实时采集机泵进出口压力、流量、电流等参数，计算实时运行效率，根据生产负荷自动调整机泵运行台数与开度，避免“大马拉小车”。例如常减压装置低负荷运行时，单台原油泵即可满足流量要求，可停运一台，年可减少无效运行约6000小时，本项优化年预计节电约120万kWh。本项改造合计年节电约1188.48万kWh。2.公用工程系统节电优化（1）压缩空气系统节能改造：我厂现有3座空压站，总装机容量1.8万kW，存在管网泄漏率高、压力不合理、设备老化等问题，平均加载率仅72%。改造措施：更换5台总功率5000kW的老旧螺杆空压机，替换为一级能效永磁变频空压机，设备效率提高8个百分点；开展全管网泄漏检测治理，采用超声波检漏仪排查漏点，目前全厂漏气率约8%，治理后降至3%以下，减少无效压缩空气排放；优化供风压力等级，对低压仪表风、工艺风用户改为0.6MPa供气，原统一供气压力为0.8MPa，压力每降低0.1MPa，空压机耗电降低约7%。本项改造合计年节电约265万kWh。（2）循环水系统节电改造：循环水泵是我厂最大的单耗电设备，4台主循环泵总装机容量1.2万kW，原采用定速运行，依靠阀门调整压力，改造为永磁同步电机+变频调速，根据环境温度调整循环水供水温度与压力，将供水压力从原来的0.45MPa降至0.4MPa，满足生产要求前提下，平均节电率约15%，年节电约1.2万kW×15%×8400h=151.2万kWh。（3）加热炉风机与制冷机组节电改造：全厂26套加热炉配套引风机、鼓风机总装机容量约8200kW，原采用挡风板调节风量，全部改造为变频调速，根据加热炉氧含量自动调整风机转速，平均节电率约20%，年节电约137.76万kWh；我厂11000kW丙烯制冷机组原采用进口导叶调节冷量，改造为变频调节，根据冷负荷自动调整转速，平均节电率约12%，年节电约110.88万kWh。本项改造合计年节电约664.84万kWh。3.供配电系统能效提升改造（1）无功补偿优化：我厂原采用静态电容补偿，平均功率因数约0.92，改造为SVG动态无功补偿装置，可实时跟踪无功负荷变化调整补偿量，将全厂平均功率因数提升至0.97以上，减少无功在线路中的传输损耗，年减少线损约82万kWh。（2）高效变压器更换：全厂现有32台10kV配电变压器，其中12台运行超过20年，为S9及以下系列变压器，空载损耗比S20系列一级能效变压器高60%以上，本次全部更换为S20型一级能效变压器，总容量16万kVA，年减少空载损耗约48万kWh。（3）谐波治理：对常减压、催化裂化等非线性负荷集中的配电区域，安装5套有源电力滤波器，消除三次、五次谐波，减少谐波造成的附加损耗与设备发热，年减少损耗约36万kWh。本项改造合计年节电约166万kWh。4.照明系统节能升级改造我厂现有在用照明灯具约12600套，其中80%为高压汞灯、普通荧光灯等低效灯具，平均发光效率仅为LED灯具的30%，且寿命短、维护成本高。本次全部更换为防爆型LED灯具，匹配智能控制系统：装置区采用声光控，巡检时自动点亮，正常运行时保持低亮度待机；厂区道路、罐区采用自然光感应，根据光照强度自动调整亮度。改造后总功率从原来的1280kW降至420kW，年运行时间按4380小时计算，年节电约(1280-420)×4380=376.68万kWh。综上，节电专项改造完成后，总计年节电约2395.92万kWh，加上后续余热发电项目发电量，年总节电收益可达9955.92万kWh，单位原油加工耗电量从111.7千瓦时/吨降至101.7千瓦时/吨，达到目标要求。三、系统综合节能实施措施在节水节电改造基础上，开展全流程系统节能改造，进一步降低综合能耗：1.加热炉系统能效提升改造加热炉是我厂最大的燃料消耗单元，燃料消耗占总能耗的62%，全厂现有26台加热炉，平均热效率约89.2%，距离国家先进水平92%还有提升空间。改造措施：（1）空气预热器改造：将原有普通钢管空气预热器更换为耐腐蚀搪瓷管空气预热器，解决低温露点腐蚀问题，降低排烟温度，改造前平均排烟温度为185℃，改造后降至145℃，热效率提高1.5个百分点。（2）炉膛节能涂覆：对所有加热炉炉膛内壁喷涂纳米红外节能涂料，提高炉膛黑度，增强辐射换热效率，减少炉膛散热损失，热效率可再提高0.8个百分点。（3）燃烧自动优化：安装在线氧含量、排烟温度、炉膛负压监测系统，开发自动配风模型，根据燃料性质自动调整配风量，将平均过量空气系数从原来的1.8降至1.3，减少过量空气带走的热量，热效率再提高0.7个百分点。改造完成后，全厂加热炉平均热效率达到92.2%，年节约燃料油约1.12万吨，折合标准煤约1.6万吨。2.低温余热回收利用我厂现有可回收利用的100-150℃低温余热约60MW，目前全部被循环水带走，未加以利用。本次新建一套9MW有机朗肯循环（ORC）低温余热发电装置，回收该部分余热发电，年发电量约为9MW×8400h=7560万kWh，折合标准煤约9300吨；将低于100℃的低温余热用于厂区生活区冬季供暖，替代原有蒸汽供暖，年节约蒸汽约2.5万吨，折合标准煤约3100吨；利用常减压塔顶原油余热预热进厂原油，将原油进装置温度从28℃提高到38℃，减少原油加热燃料消耗，年节约标准煤约3200吨。本项改造合计年节约标准煤约1.56万吨。3.蒸汽系统优化节能（1）蒸汽管网保温改造：我厂现有蒸汽管网总长约92km，其中41km管段保温层老化脱落，热损失率约5.2%，本次更换为纳米气凝胶新型保温材料，保温效果是传统岩棉的3倍，改造后热损失率降至1.5%以下，年减少热损失折合标准煤约2100吨。（2）优化蒸汽层级，减少减温减压损失：我厂原有8处高压蒸汽减温减压供中压用户，年损失热量折合标准煤约1200吨，本次通过抽汽改造，直接从中压汽轮机抽汽供中压用户，消除减温减压损失，年节约标准煤约1200吨。本项改造合计年节约标准煤约3300吨。综上，系统节能改造完成后，总计年节约标准煤约3.49万吨，加上节水节电折合的节能量，年总节能量达到约31.2万吨标准煤，满足目标要求。四、保障措施1.组织架构保障成立由厂长任组长、分管生产副厂长任副组长的节能节水工作领导小组，各车间主任为核心成员，设立2名专职节能管理岗，每个车间设置1名兼职节能管理员，明确各级责任分工，每月召开一次节能节水分析会，通报指标完成情况，协调解决改造与运行中的问题。2.计量监测体系保障配齐所有水、电、汽、燃料的计量器具，计量器具检定率达到100%，升级改造现有能源管理中心系统，实现所有用能用水单元数据实时采集、在线分析、异常报警，能源管理中心达到国家二级以上标准，每月出具能源消耗分析报告，精准识别节能节水空间。3.考核管理制度保障制定《节能节水管理考核办法》，将年度节能节水指标分解到每个车间、每个装置，纳入月度绩效考核，实行节奖超罚：对超额完成目标的单位，按节约价值的15%给予奖励；对未完成目标的单位，扣减相应绩效份额，对人为造成的水电气浪费现象，严肃问责追责。4.项目资金保障本方案