炼油行业节能降碳典型案例汇编

国家能源局能源节约和科技装备司中国石油和化学工业联合会2025.2 目录 一、中国石化青岛炼化全厂节能优化............................................1二、中国石油云南石化全厂节能降碳..........................................12三、中国海油惠州石化蒸汽压缩提级利用..................................28四、中国石化燕山石化工业余热利用..........................................34五、中国石油云南石化重整装置节能优化..................................38六、中国石化镇海炼化芳烃低温热综合利用..............................47七、中 国 石 油 辽 阳 石 化 芳 烃 低 温 余 热 综 合 利 用 （ 冷 、 热 、电 联 产 联 运 ）........................................................................53八、中国海油大榭石化30万吨乙苯装置工艺热水余热回收....60九、中国石油克拉玛依石化制氢装置变压吸附（PSA）驰放气二氧化碳捕集项目（多胺基胺液首次工业化应用）..............67十、兵 器 工 业 集 团 北 方 华 锦 延 迟 焦 化 装 置 压 缩 机 节 能 优 化研 究 应 用.................................................................................73十一、中国海油惠州石化95+高效超净工业炉技术升级改造..87十二、中国石化茂名分公司炼油1号、3号汽轮机通流改造...94 一、中国石化青岛炼化全厂节能优化 1.案例基本情况 1.1企业概况 中国石化青岛炼油化工有限责任公司（以下简称青岛炼化）成立于2004年，由中国石化、山东省、青岛市共同出资设立（出资比例为85:10:5），于2008年6月建成投产，总投资125亿元，是我国批准建设的与国际接轨的第一个单系列千万吨级炼油项目，目前已运行16年。项目由中国石化自主设计和建设，主要采用中国石化自有知识产权的国内领先技术，设备国产化率达到96%。所有工艺装置采用集散控制系统，全厂只设一个中心控制室，采用国际先进管理模式，组织结构扁平，现有在岗正式员工959人。青岛炼化拥有常减压（1000万吨/年）、催化裂化（290万吨/年）、连续重整（150万吨/年）、加氢裂化（200万吨/年）、延迟焦化（290万吨/年）、加氢处理（320万吨/年）、柴油加氢（410万吨/年）、煤油加氢（100万吨/年）、S-Zorb（150万吨/年）等24套生产装置及相应储运和公用工程配套设施。加工原油全部进口，以中东地区高硫中、重质原油为主。年产汽、煤、柴成品油超过800万吨，液化气、石油焦、聚丙烯、苯乙烯、硫黄等各类石化产品200余万吨，产品主要通过海运和管道出厂，部分由公路、铁路出厂。 青岛炼化全厂节能优化，主要是通过运用体系思维管理节能、创造并实践“渐进追赶”能源管理模式、持续输出节能改造项目、积极布局新能源领域、多装置联合推进全局优化、全过程管控提升水资源利用效能等先进举措，实现炼油能效 水平连续12年排名全国原油加工行业第一名，获得较好的经济效益、环保效益和社会效益。所采用的各项节能降碳措施和节能技术改造均符合国家《产业结构调整指导目录（2024年）》等政策要求。 1.2技术装备等情况 青岛炼化配套2台310吨/小时CFB锅炉、2台6万千瓦发电机组、污水处理场等公用工程和储运配套设施，90%以上的用电由自备电厂供应。全厂电动机共3795台，其中一级能效电动机145台、占比3.8%，二级能效电动机275台、占比7.2%。全厂变压器共177台，其中一级能效变压器18台、占比10%，二级能效变压器16台、占比9.0%。另外，烟机同步运转率100%、液力透平同步运转率大于99.5%、无级调量机组同步运转率大于99.3%，均处于较高水平。全厂30台工业加热炉，在运加热炉平均效率超过94%。 近年来青岛炼化持续推进技术装备能效水平提升。2021-2022年，青岛炼化相继对2台6万千瓦发电机组进行了通流面积改造，发电效率大幅提升，供电标煤耗下降16.01克标准煤/千瓦时，年节能约1.35万吨标准煤。2022-2023年，结合实际运行工况合理采用变频调速、液力耦合调速、永磁调速等技术，对常减压常顶油泵、重整混合二甲苯泵、催化分馏塔顶循环回流泵等7台机泵实施了永磁耦合调速改造，对双脱液化气原料泵、汽油首站转输泵等3台机泵实施了叶轮改造，对制氢装置原料气压缩机实施了无级调量改造，对动力中心CFB锅炉一次风机实施了液力耦合调速改造。截至目前，青岛炼化节能设备已累计实施完成3C控制系统改造机组4台、变频改造动设备25台、小叶轮改造机泵12台、更换小转子改造10台、切削叶轮改造55台、无级调量改造压缩机组7台、叶轮拆级改造机泵7台、液力耦合改造6台、永磁调速改造13台、永磁耦合改造8台，总计147台。 1.3企业节能降碳管理情况 自2008年投产以来，青岛炼化始终以绿色发展理念为导向、以“全方位管理、多角度优化”为理念，以创新“渐进追赶”能源管理模式为突破，以先进节能技术应用为抓手，统筹谋划、精心部署，通过能效提升计划实施、资源梯级利用优化、区域资源整合优化、单装置操作优化、多装置联合优化、公用工程系统优化全面发力，实现节能降碳与提效降耗，各项节能指标稳步下降。经过多年的探索与实践，青岛炼化创建并成功实践“渐进追赶”能源管理模式。2015年，青岛炼化的《“渐进追赶”能源管理模式》被国家发改委推荐参加并获选国际能效合作伙伴关 系（IPEEC）的国际“双十佳”最佳节能实践。 青岛炼化炼油单位能量因数能耗指标持续提升突破，始终优于国家标杆水平（7.5千克标油/吨•能量因数），已连续12年获评中国石油和化学工业联合会发布的“能效领跑者标杆企业”荣誉称号，连续4年荣获中国石油和化学工业联合会评选的“水效领跑者标杆企业”荣誉称号。近3年连续获得国家工信部等部委联合评选“重点用能行业能效领跑者”荣誉称号。2023年荣获中国工业经济联合会评选的“碳达峰领跑者企业”称号。 2.案例能效水平及运行情况 2.1能效水平 自2008年投产以来，青岛炼化认真贯彻落实国家及行业的各项节能法律、法规及要求，始终把节能提效工作放在公司绿色低碳发展的首要位置，持续围绕“管理节能”与“技术节能”，深入地开展各项节能降碳工作，实现各项节能指标稳步下降。近年青岛炼化单因能耗指标从2019年6.44千克标油/吨•能量因数，到2022年6.41千克标油/吨•能量因数、2023年6.31千克标油/吨•能量因数，不断突破历史最好水平，较国家标杆水平低15.9%。 青岛炼化主要炼油装置的综合能耗均低于《炼油单位产品能源消耗限额》（GB30251）炼油生产装置能耗定额值，汽油吸附脱硫、柴油加氢、航煤加氢、加氢处理、二制氢、1号硫黄回收、2号硫黄回收、污水汽提等8套装置综合能 耗均低于定额值50%以上，达到国内行业内同类装置领先水平。 2.2运行情况 青岛炼化属于能源加工转换型企业，年综合能源消耗量约140万吨标准煤，主要能源消耗有炼厂干气、石油焦、热力、电力、催化烧焦等，占比90%。电力主要为加工转化时自产自用，部分外购补充。动力中心热电联产装置按照“以汽定电”的运行模式，自产热力在保证各装置生产需要的前提下，剩余热力用于发电或部分外销，全厂用电总量90%以上来自于热电联产装置，外购电力占总用量的比例不足10%。 2.3节能降碳重点举措及节能效果 对照国家发改委等部委发布的《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023年版）》（发改产业〔2023〕723号），炼油领域的能效指标“单位能量因数综合能耗”的标杆水平是“7.5千克标准油/吨•能量因数”，青岛炼化自2008年投产后，始终低于该标杆水平，已连续12年保持全国原油加工行业第一名。青岛炼化节能降碳重点举措如下： 2.3.1运用体系思维管理节能 青岛炼化全体员工集思广益、大胆创新、同心协作、高效执行，在思想上形成高度统一的节能意识，在行动上不折不扣地抓落实。高度重视节能节水降碳体系建设工作，每年组织节能节水降碳管理评审，按月动态跟踪目标、绩效参数和能源管理方案的执行情况，及时发现问题并改进。从源头把住设计和采购环节的节能关，从过程抓好单装置与装置间工艺优化、产品质量裕度合理控制、节能设备长周期运行、能源计量器具准确完整等专业节能管理，从末端做好污水回用、雨水回用、废气回收等能源、资源的循环利用。 2.3.2实践“渐进追赶”能源管理模式 创建并持续实施“渐进追赶”能源管理模式，动态对标行业内先进装置的能效指标，制定有针对性的达标措施并稳步实施。在能效指标提升空间逐年缩窄、质量与环境因素增加能耗等客观环境变化下，节能方针从“抓大放小”逐步过渡到“抓大不放小”，形成了以比学赶帮超、流程模拟优化、专题攻关与培训、技术服务以及调研交流为主体的节能精细管理模式。 2.3.3全方位、多角度开展节能优化 结合人员精简和年轻化的特点，青岛炼化充分利用先进的信息化技术开展单装置与装置间联合节能优化，组织、培训技术人员应用Petro-SIM、AspenPlus、AspenHysys等流程模拟软件，常态化进行生产过程的全流程优化测算。通过组建生产优化团队，开展培训讲课和交流研讨，让“会使用优化软件”成为装置工艺技术员的一项必要技能，每年形成并实施50多个优化方案。 一是单装置优化。结合软件模拟测算，对各装置精馏塔的运行情况进行诊断分析，动态优化操作条件，降低塔顶压力和回流比，通过对重整预加氢脱异戊烷塔C103、柴油加氢汽提塔C201、加氢处理汽提塔C201及加氢处理分馏塔C202进行降压操作，节约低压蒸汽4.1t/h；对装置换热器的传热效率和结垢系数进行跟踪测算分析，及时对传热效率下降比较大的换热器进行清洗，其中航煤加氢装置进料换热器E101清洗后，换后温度提高了15℃。 二是多装置联合优化。对常减压装置稳定塔、延迟焦化装置吸收稳定系统以及加氢裂化装置吸收稳定系统进行测算分析，将原本进延迟焦化装置加工的柴油加氢轻烃和重整装置轻烃，通过流程优化改进常减压装置和加氢裂化装置加工，从而打开了全厂轻烃系统的加工后路，解决了25t/h轻烃在装置间循环加工带来的能耗增量；测算实施“以柴油加氢装置为支点，借助延迟焦化装置余热反向传递给常减压装置产汽外供”的全局优化方案，在柴油加氢装置原料混合温度按上限控制的前提下，将常减压装置常三线热量重新分配，多产蒸汽3～5t/h供系统，降低常三线直供温度约10℃，将热量转移，焦化汽柴油直供温度从55℃提高至80℃左右，实现整体节能，每年增效约700万元。 三是装置间直供料和热供料的优化。充分利用全厂装置布局集中和一个中央控制室操作控制集中的优点，按照上游装置操作波动由下游装置吸收的原则，主体生产装置间逐渐实现全部或绝大部分直供料、热供料，如常减压-焦化间渣油直供料，常减压、焦化-加氢处理-催化间蜡油直供料，常减压、催化、焦化-柴油加氢间柴油原料直供料等。目前，装置间直供料率超过84%，直供料比例和热供 料水平均处于中国石化领先水平。 四是蒸汽系统全局优化。结合全厂各产、用汽设备对蒸汽管网的压力要求及三个蒸汽管网的平衡情况，开展好管网与各装置用汽点的优化工作。为降低中压蒸汽消耗，首先将中压蒸汽管网压力由3.5MPa提高至3.72MPa，在此基础上又将低压蒸汽管网压力由1.0MPa降压至0.68MPa，其后组织将低低压蒸汽管网压力由设计值的0.45MPa降压至0.30MPa。通过渐进优化三级蒸汽管网压力，全厂7台蒸汽轮机（驱动气体