炼油行业节能降碳典型案例汇编

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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 1 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 1 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。 图 1 青岛炼化全厂俯瞰图 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 2 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 3 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。 图 2 青岛炼化厂区图 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》 （GB 30251）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 4 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。 图 3 青岛炼化能效变化情况 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 5 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 6 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（驱动气体压缩机）效率平均提高 2 个单位，节约用汽约 35t/h。 2.3.4 持续推进“能效提升”行动 “十四五”期间，青岛炼化系统实施了包含一制氢、苯乙烯等装置绿色加热 炉外壁节能改造、重整进料/产物换热器适应性改造项目、A 列溶剂再生增加凝 结水回收罐项目、柴油加氢装置余热回收系统改造、全厂低温热回收及综合利用、 智能节电改造项目等 33 项能效提升改造项目，可实现节约电力 2065 万千瓦时/ 年、节约燃料气 10033 吨/年、回收热量 96825.14GJ/年、节约 1.0MPa 蒸汽 7307 吨/年、0.7MPa 蒸汽 14432 吨/年、0.35MPa 蒸汽 57365 吨/年、循环水 2693880 吨/年、新鲜水 35000 吨/年，2 台 6 万千瓦发电机组供电煤耗下降 16.01 克标准煤 /千瓦时，总投资约 1.7 亿元，每年节能量合计约 3.84 万吨标准煤。 一是应用高效换热器技术。2023 年，青岛炼化采用缠绕管式换热器技术， 将连续重整装置进料/反应换热器由板式换热器更换为缠绕管换热器，改造后， 热端温差由 55℃降低至 20℃左右，压降由 115 kPa 降至 45 kPa 左右，每年节约 瓦斯约 7288 吨，节能 9891 吨标煤。 二是推广烟气余热回收利用技术。2023 年，青岛炼化进一步对柴油加氢、 连续重整、二制氢、乙苯等装置加热炉余热回收系统进行了改造，采用铸铁板式、 旋流式等高效空气预热器形式，进一步回收烟气余热，降低排烟温度，通过改造， 全厂加热炉热效率提升了 0.5 个百分点，超过 94%。 三是加大保温节能改造力度。近 3 年，青岛炼化采用“内层纳米气凝胶+中 层硅酸铝+外层纳米气凝胶”的新材料与传统材料有机结合的形式，对 4 千米蒸汽 系统管线保温进行了节能改造，年节能量约 0.24 万吨标煤；对重整装置四合一 反应器出入口 412 米高温管线保温进行节能改造，年节能量约 0.08 万吨标煤。 四是扎实开展能量系统优化。青岛炼化优化建立催化换热水系统，将催化介 质热通过换热水，提供给气分装置做塔底热源；建立催化装置顶循油和气分装置 热联合；建立全厂二级热除盐水系统，将 1000t/h 左右的二级冷除盐水引入焦化、 7 重整、柴油加氢、加氢处理、S-Zorb、一制氢、二制氢、系统凝结水回收低温热， 将除盐水换热至 105-125℃左右，再进入除氧器，大幅减少蒸汽消耗；合理梯级 利用柴油加氢分馏塔底的精制柴油热量，依次给煤油加氢装置汽提塔做热源、发 生 1.0MPa 饱和蒸汽、发生 0.5MPa 饱和蒸汽、与柴油加氢原料换热、与系统二 级冷除盐水换热，实现热量合理匹配、高效回用；实施全厂低温余热回收及利用 项目，回收凝结水系统余热，通过增加板式换热器，将低压凝结水高温位热量传 递给除氧器进水，有效降低除氧器耗汽约 5～7t/h，换热后进入新增低温热制冷 机组制冷，替代原有蒸汽制冷机组，通过增加 ORC 发电机组回收中压凝结水的 高温位余热等。通过直接换热、制冷、发电等技术耦合，按照“温度对口、梯级 利用”的原则，实现吃干榨净全厂凝结水的余热，年节能量约 0.82 万吨标煤。 2.3.5 积极布局新能源，构建绿色发展格局 充分利用闲置屋顶、土地和水面等超过 8 万平方米的面积，最大化实现厂区 内光伏发电，总装机规模达到 7.58MW，每年可发电 900 多万千瓦时，实现青岛 炼化办公绿电全覆盖，减排二氧化碳约 5000 多吨。积极开展绿色电力交易，成 为山东省首批参加绿色电力市场交易和获得绿色电力消费凭证的企业之一，青岛 炼化绿电使用比例逐年提升至 11.14%。在氢能利用方面，首创利用低温甲烷化 装置生产燃料电池氢，中期利用 S-PSA 装置提纯苯乙烯脱氢尾气生产燃料电池 氢，目前进一步建成青岛市氢能加供中心，年销售车用燃料电池氢气达 300 多吨， 为青岛市及周边地区清洁能源供应和氢能产业链高质量发展做出积极贡献。 2.3.6 持续完善双碳管理链条 青岛炼化全面贯彻落实国家碳达峰碳中和有关工作要求，持续完善碳达峰行 动方案和任务清单，从能源结构优化调整、节能降碳减污、资源循环高效利用等 8 个方面制定了近 40 项碳达峰行动措施，分解落实责任单位和完成时间，按月 跟踪推动每项措施，确保碳达峰工作有序开展。针对催化烟气中低浓度二氧化碳 的回收利用，与相关科研单位研究并实施制备拟薄水铝石技术的工业应用。开展 产品全生命周期碳足迹核算和评价分析研究，开发与应用碳足迹核算软件，以国 际化大宗石化产品航空煤油作为试点，从原料获取、运输、生产、销售和使用等 5 个阶段对其全生命周期碳足迹进行核算，应用优化模型测算制定生产操作调整 方案并组织实施，实现减少航煤产品碳足迹约 25 千克二氧化碳/吨产品。 8 图 4 青岛炼化新能源产业发展情况图 3. 效益分析 3.1 经济效益 “十四五”期间，青岛炼化通过持续不断的对标分析和技术攻关深挖节能潜 能，累计实施 33 项能效提升改造项目，总投资约 1.7 亿元，年节能量约 3.84 万 吨标准煤，约合炼油综合能耗降低 2.2 千克标准油/吨，按照 800 元/吨标煤估算， 可产生经济效益约 3072 万元/年。 其中，2023 年结合大检修集中完成“动力中心、区变三变压器能效提升”、 “A 列溶剂再生增加凝结水回收罐”、“重整进料/产物换热器 E201 更换为缠绕管 换热器”、“连续重整装置圆筒炉余热回收系统改造”、“二制氢空预器改造”、“一 制氢、苯乙烯等装置绿色加热炉外壁节能改造”、“柴油加氢装置余热回收系统改 造”等 7 个能效提升重点项目，配合各装置开工后开展节能优化调整，炼油综合 能耗下降约 1.6 千克标油/吨。 3.2 环境效益 通过实施“渐进追赶”管理，青岛炼化能源消耗量逐渐下降，减少了二氧化 碳排放量，取得了较好的环境效益。水重复利用率 99.3%，在中国炼化行业处于 领先水平，雨水、污水、凝结水等回用量每年约 350 万吨，其中，含盐污水深度 提标改造和回用项目实现节水 54.6 万吨/年，产生效益 500 万元/年。连续 4 年获 得全国水效领跑者标杆企业称号。 3.3 社会效益 青岛炼化实现炼油综合能耗较投产初期下降 11.5%，炼油单位能量因数能耗 9 较投产初期下降 11.2%，主要经济技术指标在中国石化集团公司大型炼