1 引言
中国石油天然气股份有限公司辽河石化分公司是一家以加工辽河油田低凝油及超稠油为主的炼油化工企业，正逐步向国内最大的稠油加工基地和沥青生产基地方向发展。2005年加工原油361万t，能源消耗总量为32万吨标准煤，属于高能耗石化企业，因此搞好节能工作是保障辽河石化公司可持续发展的关键措施之一。“十一•五”期间，辽河石化公司的目标是创建节能、节水型企业。具体目标包括：炼油综合能耗达到73kgeo／t以下，单位能量因数耗能达到11．5kgeo／t因数以下，加工吨原油耗水0．9t以下。为达到上述目标，针对性地选择并实施了技术上成熟、投资回收期短的机泵变频节能、蒸汽凝结水回收再利用、装置间热联合节能等技术，技术经济分析表明节能效果显著。
2 辽河石化公司总体能耗分析
辽河石化公司拥有常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化等主要生产装置18套。2002年起，公司实施了蒸汽伴热改热水伴热、加氢车间蒸汽泵改电泵、大功率用电设备上变频等几个节能改造项目，尽管2001年到2003年原油加工量增加，但炼油综合能耗、单位能量因数耗能均下降。但自2004年9月延迟焦化、制氢、焦化汽油加氢及配套设施开工以后，2005年公司的炼油综合能耗和能源消耗总量均有提高，节能降耗工作亟待开展。“十•五”期间能耗情况见表1。
表1 “十•五”期间炼油能耗情况
3 辽河石化公司机泵变频节能措施
炼油企业电能消耗的80％用于机泵驱动，机泵的节能降耗对降低原油加工成本具有现实意义。炼油装置机泵耗能主要是由于部分泵的允许流量过大和扬程偏高，能量损耗严重，因此对机泵加装变频器是在炼油厂广泛采用的节能方法。
以辽河石化公司供热车间低压除氧水泵为例，安装变频器前后参数变化如表2所示。按每年的运行时间为8000h、电费0．6元／kWh计算，则该台机泵节电16．12万元／年。
表2 低压除氧水泵使用变频器前后参数一览
辽河石化公司对其它装置的机泵也实施了变频节电措施，由表3可见节能效果是非常明显的。采用变频调速器还具有以下优点：实现高质量自动控制；有利于设备维护保养，延长设备使用寿命，有利于装置“安稳长满优”运行；消除噪音、有利于环境保护。从实施情况看，将变频器安装在应用于空冷风机、倒油泵、卸油泵等不稳定工况部位效果最好，回收期一般在3～7个月，应用于原料泵、装车泵等稳定工况部位的效果相对差，一般回收期在12～17个月。
表3 节能效益统计
4 辽河石化蒸汽凝结水回收技术措施
蒸汽是炼化企业的主要耗水环节，一般会占到总耗水量的30％。蒸汽冷凝水是一种使用价值很高的水，因为有时被油、金属离子等物质污染而直接排放，既造成很大的资源浪费，又造成经济损失。回收蒸汽系统排出的高温冷凝水，可最大限度地利用冷凝水的热量，节约用水，节约燃料。
4．1 闭式凝结水回收过程中关键问题及对策
4．1．1 除氧水高位水箱液位波动
由于回收的凝结水压力达0．4MPa，进入除氧水高位水箱后压力突然降至0．02MPa，闪蒸出大量水蒸气，造成压力波动，进而波及到高位水箱的除氧水的液位。针对该问题，具体对策为：(1)调整进水口的位置，尽量远离液位的测量点；并将入水口深入至液面以下，避免由于入水量大引起的波动；将冷蒸汽凝结水的间断式回收改为连续回收，从而保证高位水箱内压力的相对稳定，减小液位的波动。
4．1．2 管线水击
针对管线水击问题，具体对策为：(1)调整工艺管线的坡度，当坡向与蒸汽流向一致时，坡度要不小于2‰，当坡向与蒸汽流速相反时，坡度不应小于5‰；(2)在背压回水系统中，若高压蒸汽凝结水向低压凝结水回水时，一定要注意高压蒸汽凝结水产生的二次蒸汽量，考虑管径时不应限制背压管道中的流速。
4．1．3 不同凝结水回收压力的并网
由于凝结水管道的简单连接，导致高压力凝结水阻碍了低压力凝结水的正常排出。针对不同凝结水回收压力的并网问题，调整凝结水管线的高低压力次序，把“逆向流”的管路改为“顺向流”，把“非同程”改为“同程”，从而解决凝结水回收量偏小的问题。
4．2 凝结水回收节能效益分析
通过对供热车间原有的开式凝结水回收系统进行改造，可回收蒸汽凝结水12t／h，回收量占总除盐水量的1／10，从表4可看出，凝结水回用到中压除氧器后，中压除氧水的水质基本上没有变化。若按中压除氧水20元／t估算(中压除盐水13元/t，除盐水从24℃加热到除氧时的104℃需耗蒸汽费用7元／t)，全年按8000h计算，全年创造价值为192万元；此外，将凝结水回用至中压除氧器，减少了污水排放，污水排放费按5．5元/t计算，年节约排污费52．8万元；除去设备与基建投资70万元，年创效174万元。另外，将凝结水改为闭式回收，热力除氧器向大气中少排放闪蒸蒸汽0．96t／h，对环境改善有较大促进作用。
表4 凝结水回收前后水质对比表
5 辽河石化装置间热联合节能措施
装置热联合的实质是统筹地在几个装置而不是孤立的在一个装置内考虑能量的优化利用，由于可选择的范围广，总可能找到相对合理的匹配，实现能量的逐级利用。
5．1 东蒸馏与催化裂化装置直接供料的热联合
辽河石化公司东蒸馏装置的常压渣油作为催化装置的原料，和初底油换热到160℃后又由E102冷却到80℃后进入催化裂化装置原料罐，而催化裂化装置加工时又从原料罐内抽取80℃左右的原料加热到210℃，再进入提升管进行反应，这样重复冷却和加热，既增加了设备投资，又增加了有效能的损失，实际上相当于将其中的80～160℃之间的这部分能量转交给循环冷却水排掉，既浪费了高温位能量，又多消耗了冷却水。生产流程见图1。
图1 原东蒸馏装置与催化裂化装置生产时流程示意图
参考辽河石化公司的总体加工流程和生产方案，由于东蒸馏装置直接为催化装置提供原料，与催化装置的开停工保持同步生产，为此，对现有的流程进行调整，即将东蒸馏装置的常压渣油直接改进催化原料缓冲罐D207，节约出催化装置用于原料换热的油浆的部分热量用于气分装置的热水的加热，以减少气分热水所需的低压蒸汽的补充量。
具体改进方案流程见图2：
(1)将催化装置原料罐的容积加大到150m3，以保证催化装置现有处理量下处于事故状态时有足够的缓冲时间；
(2)保留原有的催化原料流程，保证东蒸馏装置事故状态时不会造成催化装置的临时停工；
(3)在东蒸馏装置的操作室的DCS内增加催化原料缓冲罐的液位指示及高低液位报警；
(4)将催化裂化装置原料缓冲罐的温度显示及气分的热水温度显示引入催化装置的DCS中；
(5)催化裂化装置增加一台换热器，用于气分热水与油浆多余部分热量的换热。
图2 东蒸馏装置与催化裂化装置热联合示意图
5．2 除盐水与净化水热联合
辽河石化污水深度处理装置生产除盐水40t／h，进入供热车间除氧器后，入全厂中压锅炉用水管网，这部分除盐水转化为除氧水的过程中，需消耗1．0MPa蒸汽4．26t／h。酸性水汽提处理后的净化水经E502从132℃冷却到70℃后送到各用水点。
考虑到两者的实际情况，热联合的改造方案如下：
(1)保留原净化水与循环水换热的流程作为除盐水中断后的应急方案；
(2)保留除盐水直接去供热车间的原有流程作为污水汽提装置临时停工时的应急方案；
(3)从除盐水装置到污水汽提装置引二条DN80的管线作为热联合的管线；
(4)将除盐水的流量信号引入污水汽提装置的DCS用以监测除盐水流量；
(5)由于净化水出装置的温度要求不高于90℃，因此可考虑利用原净化水与循环水换热器作为热联合的换热器。
5．3 热联合节能效益
(1)对东蒸馏-催化热联合节能效益
通过对东蒸馏与催化裂化装置直接进料热联合，可停开一台催化裂化装置原料泵，节电55kWh／h，节约储罐的加热及进料管线伴热蒸汽1．2t／h，蒸馏装置节约循环水约133t，若蒸汽按89．5元/t，循环水按每吨0．28元，电度费按0．6元／kWh，全年按8000h运行计算，年创效142万元。
(2)除盐水与净化水热联合节能效益
通过对污水汽提装置的净化水与除盐水装置的出水的热联合，使除盐水由23℃上升到87℃，节约除氧用1．0MPa蒸汽3．42t／h，污水汽提装置节约循环水103t／h，循环水按每吨0．28元，蒸汽按89．5元/t，全年按8000h运行，去除设备与基建投资3．2万元，年创效264．7万元。
6 结论
(1)辽河石化公司能耗调研与分析表明，自2005年以来，公司的炼油综合能耗和能源消耗总量均上升。因此必须继续引进和应用节能项目，进一步降低炼油综合能耗。
(2)辽河石化实践表明机泵变频节能技术、蒸汽凝结水回收再利用技术、装置间热联合节能等技术，应用相对成熟、投资回收期短、节能效果显著。
参考文献
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