谢小华-炼油用能评价体系及节能措施课件

0炼油用能评价体系及常用节能措施介绍

2013.100炼油用能评价体系及常用节能措施介绍

2013.101说明：课件中的数据取自中石化装置现场数据、能耗报表或数据汇编等文献，代表的是取数点时间的数据，与装置当前操作数据可能不同，不代表当前操作水平。

课件中的例子借鉴了企业的节能总结、经验交流材料，部分还是技术服务提出，经实际检验，具体实施效果与企业管理、操作水平相关，供参考。部分言论为一家之言，适当扬弃，选择性吸收。1说明：21、炼油能耗评价指标介绍2、常用节能技术介绍21、炼油能耗评价指标介绍3国内炼油能耗评价指标炼油综合能耗炼油全厂实际综合能耗炼油实际综合能耗

炼油实际综合能耗----达标考核（默认）

单因能耗----绩效评价、红旗红星

可比能耗----达标考核

非炼油实际综合能耗

炼油全厂

对比综合能耗

炼油对比综合能耗-对比单因能耗非炼油对比综合能耗万元产值能耗----与工资总额相关EII能耗----绩效评价、红旗红星1、炼油能耗评价指标介绍3国内炼油能耗评价指标1、炼油能耗评价指标介绍41、炼油能耗评价指标介绍非炼油综合能耗非炼油装置如聚丙烯等化工类装置耗能折全厂能耗值，包括装置消耗及公用工程、辅助系统分摊。炼油（全厂）综合能耗

在统计期内，炼油综合能源消耗量与原油和外购原料油加工量的比值炼油综合能耗、非炼油综合能耗。炼油综合能耗炼油装置及配套辅助系统、公用工程装置所耗综合能源消耗量与原油和外购原料油加工量的比值。辅助系统（主要指储运）及公用工程（主要指蒸汽损失）用能扣除非炼油装置分摊。炼油实际能耗、单因能耗炼油对比能耗、单因能耗41、炼油能耗评价指标介绍非炼油综合能耗炼油（全厂）综合能耗51、炼油能耗评价指标介绍全厂实际综合能量消耗统计表炼油实际能量消耗统计表非炼油实际能量消耗统计表

实际能量换算系数千克标油/吨能量千克标油/吨

实际能量换算系数千克标油/吨

实际能量换算系数千克标油/吨能量千克标油/吨

能耗合计

79.28能耗合计

77.10能耗合计

2.18一水

2.67水

2.51水

0.16

新鲜水0.17000.01新鲜水0.17000.01新鲜水0.17000.00

循环水0.05832.69循环水0.05832.53循环水0.05830.16

除氧水9.200.00除氧水9.200.00除氧水9.200.00

除盐水2.30-0.02除盐水2.30-0.02除盐水2.300.00二电0.243916.26电0.243914.59电0.24391.67三蒸汽

0.33蒸汽

-0.02蒸汽

0.36

其中：39Kg88.0000-6.42

39Kg88.0000-6.42

39Kg88.00000.00

10Kg65.98436.76

10Kg65.98436.40

10Kg65.98430.36

3.5Kg66.00000.00

3.5Kg66.00000.00

3.5Kg66.00000.00四工艺炉燃料

23.64工艺炉燃料

23.64工艺炉燃料

0.00

燃料油10000.00

燃料油10000.00

燃料油10000.00

燃料气95023.64

燃料气95023.64

燃料气9500.00五催化烧焦95036.61催化烧焦95036.61催化烧焦9500.00六外输热量1-0.23外输热量1.00-0.23外输热量10.0051、炼油能耗评价指标介绍全厂实际综合能量消耗统计表炼油实际6炼油对比综合能耗以实物消耗为基础，按照统一的能量换算系数计算能耗量。适用于装置和系统的能耗计算，有时用来进行各炼油厂能耗对比分析。1、炼油能耗评价指标介绍实际能耗&对比能耗：实际能耗更能反映企业用能水平，避免工质平衡对能耗影响。炼油实际综合能耗实际能耗是以实物消耗量为基础，蒸汽、电等耗能工质按炼油厂实际能量换算系数计算而得的能耗量。反映炼油厂的实际能耗状况，适用于全厂性的能耗计算。不同企业的实际能量换算系数有所不同，差别主要集中在蒸汽、电、水三个方面，催化烧焦、燃料气、燃料油的能量换算系数固定。炼油综合能耗炼油实际能耗→单因能耗；炼油对比能耗→单因能耗6炼油对比综合能耗1、炼油能耗评价指标介绍实际能耗&对比能耗71、炼油能耗评价指标介绍项目炼油实际综合能耗炼油对比综合能耗计算

单位本期实际能量换算系数千克标油/吨能耗千克标油/吨本期对比能量换算系数千克标油/吨能耗千克标油/吨能耗合计

68.83

68.34水吨

3.03

3.03新鲜水吨2889560.170.112889560.170.11循环水吨0.13.330.13.33除氧水吨09.2009.20除盐水吨-824442.3-0.41-824442.3-0.41电kwh0.2313.480.2313.48蒸汽吨29328

6.1629328

5.6739Kg吨2980591.89115.9129805885.6610Kg吨3743105.2060.853743760.61

吨-422066-0.6-422066-0.6燃料吨12021

24.6412021

24.64燃料油吨010000010000燃料气吨1202195024.641202195024.64煤吨0480004800石油焦吨0800008000催化烧焦吨1307295026.791307295026.79外输热量千克标油-24447751-5.27-24447751-5.2771、炼油能耗评价指标介绍项目炼油实际综合能耗炼油对比综合8单因耗能炼油综合能耗与全厂能量因数的比值。全厂能量因数指炼油装置因数和公用工程能量因数之和经温度系数修正后得到的数据。炼油装置能量因数：炼油厂各装置能量系数与加工量系数乘积的和。

装置能量系数：炼油生产装置能耗定额与常减压蒸馏装置能耗定额的比值。

装置加工量系数：装置加工量占全厂加工量（原油及原料油）比值。公用工程能量因数包括储运系统（定额2）、热力管网和污水处理等（定额0.3）系统能量因数。部分为给定值，部分经计算得出。1、炼油能耗评价指标介绍8单因耗能1、炼油能耗评价指标介绍9装置名称原定额讨论确定说明装置名称原定额讨论确定说明常减压蒸馏1110燃料油型，含电脱盐、不含轻烃回收减粘裂化129

常减压蒸馏

10.5燃料油型，含电脱盐、含轻烃回收汽油加氢1310不含轻重汽油切割（焦化汽油、催化汽油）常减压蒸馏

11燃料油型，含电脱盐、含轻烃回收，轻烃回收含轻重石脑油切割汽油吸附脱硫

8.5SZORB常减压蒸馏11.510.5润滑油型，含电脱盐、含轻烃回收柴油加氢

12

常压蒸馏9.59含电脱盐及轻烃回收汽柴油混合加氢

11

常减压蒸馏-120.8Mt/a及以下，含电脱盐及轻烃回收航煤加氢138

常压蒸馏-110.8Mt/a及以下，含电脱盐中压加氢改质30

含循环氢、气体及液化汽脱硫蜡油催化4848不含溶剂再生中压加氢裂化352815MPa以下含循环氢脱硫、气体脱硫及液化汽脱硫，不含溶剂再生重油催化6055不含溶剂再生高压加氢裂化403315MPa以上含循环氢脱硫、气体脱硫及液化汽脱硫，不含溶剂再生ARGG7075

渣油加氢2820含循环氢脱硫、气体脱硫及液化汽脱硫，不含溶剂再生DCC8080深度催化裂解蜡油加氢2216含循环氢、气体及液化汽脱硫1、炼油能耗评价指标介绍9装置名称原定额讨论确定说明装置名称原定额讨论确定说明常减压10装置名称原定额讨论确定说明装置名称原定额讨论确定说明润滑油加氢精制2222

油浆抽提

15

润滑油加氢异构化9054

油浆拔头

5

连续重整10090含预分馏及氢气提纯，对重整进料，不含三苯抽提干气提浓制乙烯

58

半再生重整8075含预分馏及氢气提纯，对重整进料，不含三苯抽提氧化沥青2515

苯抽提4031芳烃抽提MTBE9095

三苯分离

54以产品计（三苯）环烷酸

27查糠醛精制2520

尾气处理-120指非炼厂尾气，对处理量（吨）酚精制5031

轻烃回收320对进料，单位吨润滑油酮苯脱蜡6550

脱硫醇0.50

润滑油酮苯脱油脱蜡9080

电脱盐0.20对进料冷榨脱蜡1010

硫磺回收2010含尾气处理，产量1.5万吨/年以下润滑油酸碱洗精制

2

硫磺回收

-30含尾气处理，产量1.5万吨/年以上润滑油白土精制99

溶剂再生157溶剂再生循环量，定义范围地蜡脱油12095

常压污水汽提

11对进料蜡白土精制155

单塔污水汽提1515加压污水汽提，带侧线抽氨，含氨精制对进料石蜡发汗1513

双塔污水汽提1818对进料，含氨精制1、炼油能耗评价指标介绍10装置名称原定额讨论说明装置名称原定额讨论确定说明润滑油加11装置名称原定额讨论确定说明装置名称原定额讨论确定说明干气制氢13001100含氢气提纯，对产品氢气体分馏（五塔）5751

轻油制氢15001100含氢气提纯，对产品氢烷基化105105硫酸法重油及焦炭制氢

1500含氢气提纯，对产品氢烷基化118129氢氟酸法MIPCGP5855增产丙烯催化催化重汽油加氢

23OCTMFDFCC6059双提升管催化汽油芳构化、石脑油异构化

50石脑油异构化延迟焦化2525含吸收稳定部分及轻烃回收石蜡、地蜡加氢2722

石蜡成型2015

氢气提纯80120干气提纯氢，对产品量临氢降凝2520

气体分馏（三塔）3539

溶剂脱沥青3026

气体分馏（四塔）5048

1、炼油能耗评价指标介绍11装置名称原定额讨论确定说明装置名称原定额讨论确定说明干气12炼油综合能耗计算过程

炼油综合能耗计算的两种方法：供入“一次”能源法、能源转换法。1.能源工质平衡及分类

供入量=全厂生产消耗+能源转换装置消耗（锅炉、循环水场、新鲜水场等）。

全厂生产消耗=炼油生产消耗+非炼油生产消耗

炼油生产消耗=生产装置消耗+贮运+污水处理+损失（扣除分摊）+其它辅助部分。

炼油非生产消耗=非炼油消耗+损失分摊2.炼油实际能耗的计算

“一次”

能源分类扣除能源转换装置及非炼油装置消耗及损失分摊后分类计入炼油能耗。

能源转换装置转换出二次能源计入炼油能耗。（蒸汽、循环水等）1、炼油能耗评价指标介绍12炼油综合能耗计算过程1、炼油能耗评价指标介绍131、炼油能耗评价指标介绍能源名称计算

单位供入全厂

能源总量本厂转换

能源量减温减压蒸汽并网量发电汽机用汽及降级量合计外销量电站消耗总量其中锅炉

车间消耗新鲜水场消耗循环

水场消耗全厂生产消耗电站供电消耗电站供热消耗12345678910111213燃料油吨648

648

648284364

0燃料气吨13371

133716950416534

12415催化烧焦吨15293

15293

15293新鲜水吨443449

443449102105231419101292130127

123290-13365循环水吨

22297788

2229778812413722450869826731262413

19928565除氧水吨

22833

22833

743242

0除盐水吨

286491

2864911267535442343630108

-1267电kwh348018784133587

389354655476282982680430118552562

260768526320426952531蒸汽吨02958674-121141754641214265186723980009160锅炉产吨

电站产吨

29586

39Kg级吨

29586-351-58451-29216

-29216

10Kg级吨

42546337467624121426518672398

383763.5Kg级吨

0

0

0131、炼油能耗评价指标介绍能源名称计算单位供入141、炼油能耗评价指标介绍能源名称计算

单位全厂炼油生产、非炼油生产消耗炼油

生产消耗非炼油

生产消耗炼油装置消耗非炼油

装置消耗贮运

系统消耗污水处理系统消耗热力管网损失输变

电损失其他辅助部门及生活福利部门消耗12345678910燃料油吨00

0

燃料气吨124151171170411711704

烧焦吨1529315293

15293

新鲜水吨-13365-1376640112634011790

-15208循环水吨19928565180720781856487175068781856487144000

550800除氧水吨00

22759

除盐水吨-1267-5194392722741639277

330电kwh269525312409571228568191925445228568191124798824993

832891386蒸汽吨916052463914-3651139149173432468011239Kg级吨-29216-29858642-59830642

29972

D10Kg级吨38376351043272233193272917342496

1123.5Kg级吨0

0

141、炼油能耗评价指标介绍能源名称计算单位全厂153.非炼油能耗计算：

非炼油装置消耗及分摊部分按实际折能系数计算能耗4.装置能耗计算

按装置消耗及标准折能系数计算能耗。5.损失及储运部分分摊原则

以装置消耗为基础，按比例进行分摊。6.折能系数计算

循环水、新鲜水按装置能耗计算方法计算折能系数，蒸汽、电折能系数按标准公式进行。

有外购和自产的企业，折能系数取加权平均值。

1、炼油能耗评价指标介绍153.非炼油能耗计算：1、炼油能耗评价指标介绍16综合能耗计算实例。

1、炼油能耗评价指标介绍单因能耗计算实例。16综合能耗计算实例。1、炼油能耗评价指标介绍单因能171、炼油能耗评价指标介绍

炼油能耗统计计算存在的主要问题1、按供入的一次能源计算得到的能耗与转换后的能耗不一致。原因：公用工程平衡数据较大，计量误差等。2、装置间能耗差异大。如气分、制氢等装置

3、热输出计算随意性大。4、加工量未按规定计算。171、炼油能耗评价指标介绍181、炼油能耗评价指标介绍措施规范完善了装置能耗统计计算。讨论通过了《装置能耗统计计算的补充规定》，与企业对接了装置能耗计算方法。《装置能耗统计计算的补充规定》主要内容包括：装置能耗统计范围的划分第三条装置范围划分以完成装置正常生产（工艺）过程，产出合格（中间）产品的工艺流程为基础进行划分。两套装置如共用部分工艺设备时，该工艺设备消耗按比例分摊至装置。第四条五大类装置能耗统计范围规定如下。常减压装置：含电脱盐，常压、减压部分及电精制，不含轻烃回收。常压装置：含电脱盐，常压部分及电精制，不含轻烃回收。催化裂化：含反应-再生部分、分馏、吸收稳定、双脱及烟气脱硫部分，不含溶剂再生。延迟焦化：含反应、分馏、吸收稳定及脱硫部分，不含溶剂再生。催化重整：含预分馏、重整反应、催化剂再生、C4/C5分离及氢气再接触，不含苯抽提及芳烃精馏，重整和苯抽提以脱已烷塔为界（含）。装置加工量的统计第十一条：装置（制氢、硫磺、MTBE除外）加工量原则上指进装置新鲜原料，进入装置分馏、稳定系统的物料不计入加工量。181、炼油能耗评价指标介绍措施191、炼油能耗评价指标介绍第十二条：制氢装置以纯氢产量、硫磺装置以硫磺产量、MTBE装置以MTBE产量为加工量计算能耗。其它装置以进料为加工量计算装置能耗。

第十三条：重整装置加工量以重整进料量计。第十四条：加氢装置加工量不计装置所耗氢气量。第十五条：催化裂化装置加工量不计回炼油（包括汽油、柴油等）及气体量。第十六条：焦化装置加工量不计直接进装置焦炭塔、分馏及以后部分的回炼污油和气体量。装置能耗计算第十八条：各能源工质不得重计与漏计。装置自产燃料料（常减压三顶瓦斯、制氢尾气、重整低热值气体等），热输入、0.3MPa（级）蒸汽必须计入装置能耗。第十九条：各能源工质取标准折能系数。制氢尾气、重整低热值气体等低热值气体按热值折算产量后计入全厂燃料平衡，在此基础上再计入装置能耗。装置燃料消耗须与全厂燃料平衡一致，禁止在全厂燃料平衡的基础上打折计入。第二十条：装置物料热直供输入(出)，轻质油（汽、煤柴等）计60℃以上热量；重质油品（蜡、重油等）计120℃以上热量。直供输入(出)热量均按70%计，以接收方温度为准。第二十一条：热媒水热量取进出装置温差和流量计算热量，热量均按60%计，以供方温度为准。第二十二条：热联合物料热量取进出装置温差和流量计算热量，热量均按60%计，以供方温度为准。191、炼油能耗评价指标介绍第十二条：制氢装置以纯氢产量、硫201、炼油能耗评价指标介绍2012年8月，各企业对装置加工量、装置统计范围进行了规范，集团单因能耗上升约0.2千克标油/吨.因数。企业单因能耗及主要装置能耗变化情况如下。企业单因能耗变化企业单因能耗变化燕山0.03荆门0.11天津0.15长岭0.15石家庄-0.07扬子0.15沧州0.15清江0.11洛阳-0.09泰州0.05河南0.13扬州0.04中原0.04金陵0.05齐鲁0.08高桥0.07济南0.04上海0.24胜利0.14镇海0.22青炼-0.05杭州0.22青石-0.12广州-0.02西安-0.32茂名0.21塔河-0.01湛江-0.21安庆0.20海南-0.03九江0.16北海-0.19武汉0.10巴陵0.12装置更改前更改后备注平均最低平均最低

常减压9.316.759.26.9更改后轻烃回收能耗扣除重油催化51.7639.665340.8改前4套装置能耗低于40，改后无，热输规范后，装置能耗将升高约1个单位焦化22.7817.5223.1117.64改前6套装置能耗低于20，改后仅一套，热输规范后，无低于20装置汽油加氢10.335.810.245.56

柴油加氢9.324.129.374.16

航煤6.844.0874

加氢裂化25.4114.152614.19

蜡油加氢8.554.998.564.51

连续重整62.3150.2562.949.92

能耗统计计算规范后企业单因变化能耗统计计算规范后装置能耗变化2013年增加了0.3MPa蒸汽计算。拟正式下文规范能耗计算，为能耗评比提供一个公正平台。201、炼油能耗评价指标介绍2012年8月，各企业对装置加工

单位综合能耗燃料油燃料气烧焦蒸汽电千克标油/吨集团58.11.120.917.06.811.4股份58.01.121.016.76.811.4千万吨54.61.321.412.97.011.2500万吨65.90.520.526.16.011.9其他75.11.513.937.97.212.4炼油综合能耗统计计算方法问题分析目前炼油综合能耗统计体系主要问题是未能真实反映企业的用能需求。能耗统计的目的？单位综合能耗燃料油燃料气烧焦蒸汽电千克标油/吨集团58.11:55:3522

能耗项目单位实物量实际折算系数能耗值加工量比例一

水吨262041472

1.942.5%

新鲜水吨7196640.170.01

循环水吨2613218080.06541.93

二

电kwh5074627660.2614.8819.5%三

蒸汽吨

9.1111.9%

39Kg吨347278883.45

10Kg吨660945765.67

四

工艺燃料吨217886

23.3930.6%

燃料油吨746010000.84

燃料气吨21042695022.55

五

催化烧焦吨25679495027.5236.0%六

外输热量千克标油-44064961-0.5-0.7%合计

76.34

100.0%某厂2007年能耗统计表22:50:4422能耗单位实物量实际折能耗值加工量比11:55:3523某厂能耗组成比例图22:50:5123某厂能耗组成比例图11:55:3524一、蒸汽与能耗组成表中情况是否真实反映出企业能源消耗情况呢？

不能！（一）催化余热回收部分在表中没有体现！2007年该企业催化产汽:200.9万吨吨，发电11085万度问题：能耗统计计算转换的目的？为什么不拿供入一次能源直接计算？22:50:5124一、蒸汽与能耗组成表中情况是否真实反映11:55:3525

能耗项目单位实物量实际换算系数能耗值加工量比例

能耗合计

76.34

一

水吨262041472

1.942.5%

新鲜水吨7196640.170.01

循环水吨2613218080.06541.93

二

电kwh6183143280.2618.1323.8%三

蒸汽吨

29.0638.1%

其中：39Kg吨8823.39

10Kg吨660945765.67

四

工艺炉燃料吨217886

23.3930.6%

燃料油吨746010000.84

燃料气吨21042695022.55

五

催化烧焦吨2567949504.325.7%六

外输热量千克标油-44064961-0.5-0.7%某厂2007年能源工质实际消耗表一、蒸汽与能耗组成22:50:5125能耗项目单位实物量实际换算系数能耗值11:55:3526能源工质统计与实际消耗对比表序号项目单位实物还原前实物还原后能耗还原前能耗还原后能耗比例还原前能耗比例还原后一

水吨2620414722620414721.941.942.5%2.5%

新鲜水吨7196647196640.010.01

循环水吨2613218082613218081.931.93

二

电kwh50746276661831432814.8818.1319.5%23.8%三

蒸汽吨9.1129.0611.9%38.1%

39Kg吨3472783.4523.39

10Kg吨6609456609455.675.67

四燃料吨21788621788623.3923.3930.6%30.6%

燃料油吨746074600.840.84

燃料气吨21042621042622.5522.55

五烧焦吨2567945114527.524.3236.0%5.7%六外输热千克标油-4406496-4406496-0.5-0.50-0.7%-0.7%

合计

76.3476.34100%100%某厂实际能耗组成图22:50:5726能源工质统计与实际消耗对比表序号项目单位11:55:3527炼油实际能耗组成对比(千克标油/吨）

某厂实际能耗组成图22:51:0327炼油实际能耗组成对比(千克标油/吨）某11:55:35炼油实际能耗组成对比（%）某厂实际能耗组成图22:51:03炼油实际能耗组成对比（%）某厂实际能耗组成图11:55:3529

由此是否还可引出一个催化烧焦能量回收效率概念呢？催化能耗先进与否应主要由其决定。

这也说明催化生焦量大不会明显影响装置能耗。能耗统计计算方法的改进。题外话：22:51:0329题外话：11:55:3530炼油综合能耗统计计算方法问题分析上述情况是否真实反映出企业能源消耗情况呢？

不能！

（二）还有部分蒸汽消耗隐藏于燃料之中

制氢、重整装置产生大量中压蒸汽，这部分蒸汽由加热炉高温烟气产生。适当改造，这部分蒸汽可不产或少产，正常统计过程中，这部分蒸汽未进蒸汽能耗，隐藏于燃料能耗中。22:51:0330炼油综合能耗统计计算方法问题分析上述情况11:55:3531制氢、重整装置燃料能耗未扣除其转换的二次能源。制氢配汽当能耗工质处理。未合理处理氢气能耗。未计算除盐水、除氧水等能源工质折能系数。能耗统计计算方法还存在的不便管理之处22:51:0431能耗统计计算方法还存在的不便管理之处11:55:3532项目单位能耗还原前能耗还原后(kgOe/t)水kgOe/t1.941.94电kgOe/t14.8818.18蒸汽kgOe/t9.1230.6739KgkgOe/t3.452510KgkgOe/t5.675.67燃料kgOe/t23.3915.53燃料油kgOe/t0.840.84燃料气kgOe/t22.5514.69烧焦kgOe/t27.524.32氢气kgOe/t03.68外输热kgOe/t-0.5-0.5合计

76.3573.8222:51:0432项目单位能耗还原前能耗还原后(kgOe/33万元产值能耗在统计报告期内每产生一万元的产值所消耗能源数量。是计算企业节能量的基础。计算公式：万元工业总产值综合能耗=工业综合能源消费量/不变价工业总产值计量单位：吨标煤／万元不变价工业总产值：指以2005/2010年不变价格计算的工业企业在报告期内生产的最终产品或提供工业性劳务活动的价值总量。1、炼油能耗评价指标介绍33万元产值能耗1、炼油能耗评价指标介绍34工业综合能源消费量：

报告期内工业企业在工业生产活动中实际消费的各种能源的总和。

注：综合能源消费量在不同的企业有不同的计算方法。非能源加工转换企业综合能源消费量，就是企业工业生产消费的各种一次能源和二次能源的总和；能源加工转换企业综合能源消费量，是企业工业生产消费的各种一次能源和二次能源在扣除加工转换产出的二次能源后的实际能源消费量。工业生产消费=非加工转换投入+加工转换投入

非加工转换投入量：是指能源产品直接投入到各种加热、动力等设备，或作为生产非能源产品的原材料，所消费的能源数量，并包括储运损耗量。主要包括：①作为燃料动力。如管道运输加热炉自用燃料；汽车运输用油；企业消耗的蒸汽、电（应扣除余热发电、供热量）。1、炼油能耗评价指标介绍34工业综合能源消费量：1、炼油能耗评价指标介绍35②作为原料。是指把能源作为原料使用，生产出非能源产品。如化工企业用燃料油、天然气、原煤为原料生产出合成氨；用焦炭生产合成橡胶③作为材料。是指一些能源的使用，不构成产品的实体，只起辅助作用的消费。如洗涤用的汽油、柴油、煤油；各种设备所使用的润滑油等。④作为工艺用能。如发电装置的电动机用电、汽轮机消耗的蒸汽、通风设备用电、催化装置烧焦量等。⑤储运损耗量。指油田炼化企业原油及外购原料油储运损失量。（2）加工转换的投入加工转换投入量，也称中间消费，是指报告期内为生产二次能源作为原料投入到能源加工转换装置的能源。比如生产焦炭、煤气所用的原料煤，炼厂所用的原油和其他原料油，火力发电厂的发电锅炉所消耗的燃料都是能源加工转换的投入。1、炼油能耗评价指标介绍35②作为原料。是指把能源作为原料使用，生产出非能源产品。如361、炼油能耗评价指标介绍能源加工转换的产出量：指各种能源加工转换装置产出的各种二次能源产品的数量（包括不作能源使用的其它副产品和联产品），比如热电联产同时产出的电力、蒸汽、热水；炼油装置产出汽、煤、柴、燃料油、液化石油气、炼厂干气和其他石油制品（石脑油、各种原料油、溶剂油、石蜡、润滑油、沥青等）。

361、炼油能耗评价指标介绍能源加工转换的产出量：37国外常用能耗评价体系介绍：EII能耗：能量密度指数美国所罗门公司与1981年建立的评价能耗水平的指标。起初考虑平均EII＝100考虑了炼油工艺装置的工艺水平、结构、复杂度和利用率不同，对装置能耗产生的影响。能源密度指数就是炼厂实际能耗与按照其装置构成和操作情况计算的标准能耗的比值。1、炼油能耗评价指标介绍37国外常用能耗评价体系介绍：1、炼油能耗评价指标介绍38EII是实际能耗除以炼厂标准能耗的比值。公式如下：EII=炼厂实际总耗能量/（装置标准耗能量+非原油显热+界区外系统耗能）炼厂实际总耗能量指炼厂实际消耗总能量，电蒸汽、燃料、催化烧焦等按标准热值或折能系数折算。

能耗报表计算EII时，炼厂实际总能耗指炼油实际能源消耗量，绩效评价计算EII时，将能耗消耗分类统计，包括低热值气体（如制氢尾气）、天然气、煤、石油焦等。煤石油焦热值按实际热值计算。装置标准耗能量=装置加工量×装置标准能量系数装置标准能量系数根据装置操作参数等由公式计算得出或给定。显热指非原油带入能量。界区外系统耗能指生成燃料油、润滑油公用工程部分耗能。1、炼油能耗评价指标介绍38EII是实际能耗除以炼厂标准能耗的比值。公式如下：1、炼39各主要装置标准系数计算：

（1）常压装置（标准常压蒸馏为例）

如果API>45，85，

如果API<45，15+0.35*D/870*(100-常渣体积收率*0.95+0.67*(闪蒸区温度-93.634*LN闪蒸区压力+233.29)

1、炼油能耗评价指标介绍39各主要装置标准系数计算：

（1）常压装置（标准常压蒸40（1）减压装置（标准减压蒸馏为例）

如果API>45，85，

如果API<45，15+0.35*D/866*(100-减渣体积收率*0.95+0.71*(闪蒸区温度-59.82*LN闪蒸区压力-380.44)1、炼油能耗评价指标介绍40（1）减压装置（标准减压蒸馏为例）

41

（1）某常压装置D＝0.857，常渣体积收率＝65.6％，闪蒸区温度＝325，闪蒸区压力＝2242（mmHg）

折算标准＝10.6千克标油/吨

（2）某减压装置D＝0.903，减渣体积收率＝41.8％，闪蒸区温度＝375，闪蒸区压力＝33（mmHg）

折算标准＝11.8千克标油/吨

常减压标准＝18.3千克标油/吨

某常减压为：10.5千克标油/吨，EII能耗=57.31、炼油能耗评价指标介绍41

（1）某常压装置D＝0.857，常渣体积收率＝65.42蜡油催化：

65+COKE*55

焦炭收率5.5％

367.5（64.8）

国内某装置：42千克标油/吨，EII：64.8

重油催化

35+COKE*55

焦炭收率7.5%

447.5(78.5)

国内某装置:55.17千克标油/吨,EII:70.2

1、炼油能耗评价指标介绍42蜡油催化：

65+COKE*55

焦炭收43431、炼油能耗评价指标介绍原数据：燕山2011年11月能耗报表装置名称：2#、3#催化裂化，装置类型：FCCRCC，生焦率：2#催化6.68%、3#催化7.34%；进料密度：2#催化0.902t/m3,3#催化0.903t/m3.装置实际能耗：2#催化43.03千克标油/吨，3#催化44.99千克标油/吨EII标准系数计算EII标准系数计算2#FCC=55*6.68=367.4kbtu/bl3#FCC=55*7.34=403.7kbtu/bl1BTU=0.252千卡，1立方米=6.29桶标准能耗计算：2#FCC=367.4*0.252*6.29/0.902/10=64.5千克标油/吨

3#FCC=403.7*0.252*6.29/0.903/10=70.9千克标油/吨标准能耗计算：2#FCC=43.03/64.5=66.7%

3#FCC=44.99/70.9=63.5%实例计算43431、炼油能耗评价指标介绍原数据：燕山2011年11月44EII能耗统计计算主要问题1、装置工艺类型选择错误2、装置操作参数填写错误3、燃料油公用工程数据填写错误2、报表系统能耗计算曾出现过的问题44EII能耗统计计算主要问题2、报表系统能耗计算曾出现过的451、装置工艺类型选择错误常压装置：工艺类型一般选CDU，某企业选MCU，某企业选VFL，此为减压装置工艺类型。

减压装置：工艺类型燃料油一般选VAC（公式计算），润滑油型一般选VFR，某企业减压装置全选VFR，某企业2#未选VFR（80），某企业选成VFL（30）。催化裂化：重油催化一般选RCC、MRCC，蜡油催化一般选FCC，某企业重油催化选FCC、某企业2#重油催化未选工艺类型、清江1#催化选HCC。汽油加氢：一般选择CONV，某企业选择GOCT（绩效DIO），某企业选择C4C6（绩效全为CONV），某企业选择ACID（硫酸工艺类型）2、报表系统能耗计算曾出现过的问题451、装置工艺类型选择错误2、报表系统能耗计算曾出现过的问462、装置操作参数填写错误常压闪蒸段压力：单位：mmHg，标准值约1300。部分企业过高或过低闪蒸段温度：某企业2#328℃，过低。另外注意进料密度和常渣密度。减压

闪蒸段压力：单位：mmHg，部分企业过低。1#（728）、2#（736）、3#（727）、1#（1400）、（912）等数据过高。闪蒸段温度：（347）、、（344），（366）温度过低。另外注意进料密度和常渣密度，高桥进料密度高于减渣密度。

有的企业未填。2、报表系统能耗计算曾出现过的问题462、装置操作参数填写错误2、报表系统能耗计算曾出现过的问47制氢

进料中氢气体积百分比%，指混氢后数据。重整

重整反应器温差和，部分企业数据过低（154）（125）、（116）。苯抽提

进料密度：数据过低：（710）、（708），天津（831）、高桥（791）数据过高。芳烃精馏：进料密度：数据过高（848），数据过低（709）。2、报表系统能耗计算曾出现过的问题47制氢2、报表系统能耗计算曾出现过的问题483、非原油显热及燃料油/润滑油公用工程数据外购原料不包括做燃料部分。外购化工火炬气计入公用工程；外购燃料气计入公用工程。有外购天然气及干气企业，填写非原油显热及燃料油/润滑油公用工程时，要扣除做燃料气部分量。

外购天然气（氢气）密度单位应为千克/千标立4、其它

避免装置计算，某企业计算EII时，同时计算减压与沥青装置，EII结果偏低。

2、报表系统能耗计算曾出现过的问题483、非原油显热及燃料油/润滑油公用工程数据2、报表系统能炼油用能评价体系对比1、综合能耗：

实际体现企业用能总量，与燃动力费用直接相关。综合能耗受工艺流程、产品结构及外购物料影响大，不能完全体现企业用能水平。实际能耗：不仅反映了装置运行水平，也反映了公用工程运行水平对比能耗：采取标准折能系数，真实反映了装置运行水平。2、单因能耗：

部分体现企业用能水平，具一定可比性。取决于装置能耗定额的合理性及装置构成。不能反映出装置操作条件、原料性质及产品性质对用能的影响。3、EII能耗：

与装置操作参数关联，具有一定合理性及可比性。其标准值为国外同类装置统计值，装置类型与操作条件及用能计算方法、范围与国内不完全相同。炼油用能评价体系对比1、综合能耗：炼油用能评价体系对比4、万元产值能耗：与高附加值产品收率、产品结构、定价机制、加工损失及原料性质关联，同时与公用工程组成相关，不完全具备可比性。

总体来说，单一指标不能判断一个企业用能先进与否，必须结合综合能耗、单因能耗及EII能耗来判断，仅就某一个方面来下结论是不足的。镇海、茂名能耗低除与装置用能水平高有关外，很大程度还与其外购氢气有关；上海、扬子能耗低主要与装置结构有关，泰州能耗过低，主要与其加工生产沥青有关。综合能耗、单因能耗、EII能耗数据互相矛盾时，如何比较？炼油用能评价体系对比4、万元产值能耗：炼油用能评价体系对比建立新的能耗评价指标—完全能耗。加工量修正：外购氢气、外购天然气（制氢原料）不再计入全厂加工量；对互供料进行系数修正后记入加工量，如外购组份油（直接调成品油）系数为0，外购重整料系数可取1.2，外购液态烃（非燃料及调和用）系数取0.8，外购重油(非燃料油)系数取0.6等。外购氢气能耗还原：按制氢装置能耗1000kgoe/t计,外购氢按自产氢模式计入全厂能耗。重油及沥青等低能耗产品还原：按重质油品走加氢路线生产汽柴油方式计算出厂重油及沥青厂能耗，加工能耗可取45。石油焦能耗还原：按全加氢路线，修正石油焦产品能耗，按25kgoe/t计入全厂能耗。供化工重整及抽提原料还原：按加工能耗80，供化工连续重整原料按以加工模式计入全厂能耗；加工能耗20kgoe/t计，供化工苯抽提原料按自加工模式计入全厂能耗。炼油用能评价体系对比建立新的能耗评价指标—完全能耗。加工量修炼油用能评价体系对比液态烃还原：气分不在炼油企业按气分能耗50kgoe/t进行还原。油品质量修正：非国Ⅲ车用汽柴油按加工能耗5kgoe/t得耗能总量后计入全厂能耗。润滑油按加工能耗-3kgoe/t得耗能总量后计入全厂能耗原油质量修正：凝析油按0.5的系数记入全厂加工量，原油API适当修正。加工量规模修正：比较同规模装置操作参数类似情况下的能耗值，初步确定150万吨/年以下规模企业加工量规模修正系数0.8，150-300万吨/年规模企业加工量规模修正系数0.85，300-500万吨/年规模企业修正系数0.9，500-800万吨/年规模企业修正系数0.95，1000万吨/年规模企业修正系数1.0。上述系数根据各企业装置能耗与全厂能耗统计结果初步提出，非理论值。更为合理的系数需研究单位做进一步的研究后提出。炼油用能评价体系对比液态烃还原：气分不在炼油企业按气分能耗553低能耗企业能耗分析1.某企业能耗低的原因分析

2011年某企业炼油综合能耗46.2千克标油/吨，单因能耗8.04千克标油/吨.因数。综合能耗较股份平均值低11.9个单位，位于股份公司第2名；单因能耗较股份平均值低0.7，位于股份公司第四名。其综合能耗低，主要与其装置构成及产品结构有关。装置加工量能耗装置加工量能耗装置加工量能耗Ⅰ常8.85Ⅱ气体分馏26184228.1Ⅱ加氢裂化30.76Ⅱ常8.75MTBE15536759.3Ⅰ加氢裂化25.6Ⅲ常8.29轻烃回收75167217.86Ⅴ硫磺回收54100-12.99Ⅰ催化51.08二联合干气脱硫7754048.95Ⅵ硫磺回收92662-154.85Ⅱ催化46.87焦化干气脱硫14079150.43Ⅶ硫磺回收139686.86Ⅰ焦化18.57脱硫醇5403170.38全厂溶剂再生

Ⅱ焦化24.38溶剂油6359812.18Ⅱ污水汽提9.69Ⅰ非油加氢749888.59电精制5474860.88Ⅲ污水汽提18908212.1Ⅱ非油加氢1836977.12C5分离16142725.01Ⅰ污水汽提14.36Ⅱ加氢5.67Ⅳ硫磺回收5390514.23膜分离制氢5803296.85S-Zorb7.52蜡油加氢12.51轻烃及氢气回收7060966Ⅲ加氢17.25Ⅲ重整54.71PSA3691278.49Ⅳ加氢5.46Ⅳ重整65.06储运1.92Ⅵ加氢7.1溶剂脱沥青62039521.14管网2.58Ⅰ加氢37120311.92航煤加氢9295526.21其它0.72011年某企业装置加工量及能耗53低能耗企业能耗分析1.某企业能耗低的原因分析2011年54低能耗企业能耗分析2011年某企业加工外购原料油明细炼油能耗统计加工量2353万吨，其中原油2123万吨，占90%，外购凝析油、原料油及调和组份229万吨。62万吨调和组份直接摊簿能耗1.2千克标油/吨；凝析油及原料油加工能耗约为原油加工能耗的40%，降低了炼油能耗约2.0千克标油/吨。

外购氢气（含尾氢）9.7万吨，有效降低了企业制氢能耗。如氢气全部自产，按制氢装置能耗1200千克标油/吨计，将增加炼油能耗4.98千克标油/吨。原油及原料油明细单位累计说明原油量吨

凝析油吨752597

甲醇吨53440进MTBE碳五抽余油吨31566直接摊簿能耗蜡油吨142703

合成油吨342

化肥氢气吨37067直接摊簿能耗PP尾气吨6742直接摊簿能耗剩余碳四吨44461直接摊簿能耗MTBE吨104357直接摊簿能耗C7馏份吨90779直接摊簿能耗C9+馏份吨57056直接摊簿能耗C10+重芳烃吨85835直接摊簿能耗非芳烃吨648600

轻烃吨72621

尾氢吨36174直接摊簿能耗乙烯氢气吨24376直接摊簿能耗污油吨3691

燃料气吨51688直接摊簿能耗天然气吨49499直接摊簿能耗抽余碳四吨1223直接摊簿能耗54低能耗企业能耗分析2011年某企业加工外购原料油明细55低能耗企业能耗分析2011年某企业低能耗产品情况

年产石油焦127万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加2.4千克标油/吨。年产沥青128万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加2.4千克标油/吨。

商品渣油及燃料油40万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加0.77千克标油/吨。重整及芳烃原料237万吨，按重整在炼油装置计，炼油能耗增加8.1千克标油/吨。

项目单位累计石油焦产量吨沥青产量吨商品渣油吨169833商品燃料油吨230295重整及芳烃原料吨结论：1.某企业能耗低一方面与装置操作优化、用能水平高有关，另一方面受外购原料油比例高、氢气全部外购及产品结构影响。2.如与海南加工路线一致，氢气全部自产，扣除纯调合组份影响，炼油能耗约为65千克标油/吨，高于海南。55低能耗企业能耗分析2011年某企业低能耗产品情况年产56低能耗企业能耗分析2.企业2能耗分析

2011年某企业炼油能耗44.4kgOe/t，位于股份公司首位，其能耗低主要与外购化工调合组份多，装置加工流程短且连续重整装置属化工有关。2011年企业2主要装置能耗一览表装置名称加工量能耗股份平均2#常减压蒸馏11.49.493#常减压蒸馏9.249.49催化裂化53.7150.721#延迟焦化22.4122.672#延迟焦化23.522.67汽油加氢（RSDS)5105629.1710.233#柴油加氢10.499.36航煤脱硫醇7362857.67.02中压加氢裂化29.6826.65高压加氢裂化30.6227.271#蜡油加氢45855322.69.86重整预加氢84299518.3311溶剂脱沥青41204524.525.451#制氢1728565710002#制氢142406441000气体分馏21311029.9938.77MTBE13063787.687.756低能耗企业能耗分析2.企业2能耗分析2011年某企57低能耗企业能耗分析2011年企业2外购原料油明细

外购氢气10.8万吨，降低了企业制氢能耗。如氢气全部自产，按制氢装置能耗1000千克标油/吨计，将增加炼油能耗9千克标油/吨。项目单位累计折算系数原油吨10,717,690

蜡油吨11,523

重整原料吨74,632

重整生成油吨35,075直接调合甲醇吨27,092

抽出油吨50,309直接调合C7C8吨120,524直接调合C9C10吨3,991直接调合化工轻烃吨98,923直接调合抽余油吨297,577直接调合混合碳四吨169,239直接调合甲苯吨69,208直接调合天然气吨78,412摊薄能耗干气吨30,037摊薄能耗氢气吨108,932摊薄能耗其他吨41,200直接调合炼油能耗统计加工量1193万吨，其中原油1072万吨，占90%，外购原料油及调和组份122万吨。88.6万吨调和组份直接摊簿能耗3.3千克标油/吨。外购天然气及干气用于制氢也直接摊簿能耗0.43千克标油/吨。57低能耗企业能耗分析2011年企业2外购原料油明细外购氢58低能耗企业能耗分析2011年企业2低能耗产品情况

年产石油焦75.7万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加2.85千克标油/吨。年产沥青35万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加1.32千克标油/吨。

商品重油2.1万吨，按全加氢路线初步估算，炼油能耗增加0.1千克标油/吨。重整及芳烃原料144万吨，按重整在炼油装置计，炼油能耗增加9.7千克标油/吨。

外购氢气10.8万吨，按自产计，增加能耗9千克标油/吨

合计增加能耗22.95千克标油/吨。结论：1.能耗低主要受外购原料油比例高、氢气大部分外购及重整装置属于化工影响。2.如与海南加工路线一致，氢气全部自产，扣除纯调合组份影响，炼油综合能耗约为71.2千克标油/吨，高于大部分企业。项目单位累计石油焦产量吨757,033.434沥青产量吨350,049.150商品重油吨21,470.463外购氢气吨107168重整及芳烃原料吨58低能耗企业能耗分析2011年企业2低能耗产品情况年产59炼油用能评价体系对比装置能耗怎么比？装置能耗千差万异！有的能耗低得不合理，有的企业装置能耗低，全厂能耗高原因：加工统计不规范；装置切块不规范，消耗人为调整！规范统计计算方法！比与节能相关的操作参数59炼油用能评价体系对比60炼油用能评价体系对比项目抽出温度返塔温度流量（℃）（℃）（t/h）常顶冷回流111.637.821.5常顶循还回流133.8113136常一中回流222.2148160常二中回流32721660某常减压部分操作参数

取热比例（%）37.17.933.921.1本装置换热终温305℃，高于大部分企业，原因？60炼油用能评价体系对比项目抽出温度返塔温度流量（℃）（℃）61炼油用能评价体系对比项目单位抽出温度返回温度流量比例常顶循℃（t/h)139115.941013%常一中回流℃（t/h)188.213032426%常二中回流℃（t/h)25418565461%减顶循℃（t/h)14039.416017%减一中回流℃（t/h)229.5177.644024%减二中回流℃（t/h)310.5239.880459%某常减压部分操作参数

61炼油用能评价体系对比项目单位抽出温度返回温度流量比例常顶62一、炼油能耗评价指标介绍二、常用节能技术介绍1、当前节能减排存在问题2、常用节能技术3、蒸汽平衡及公用工程优化62一、炼油能耗评价指标介绍631、当前节能减排存在问题及解决1、装置、总流程运行不优化，能耗高。2、一次加工不到位，二次加工量增加，油品调和量大，全厂能耗增加。3、装置低负荷运行，未能充分利用罐存及时停运装置，能耗高。4、节能措施无整体节能规划，头痛医头，脚痛医脚。5、热源热阱没有统一考虑，降低能源利用效率6、节能项目前后重叠甚至影响，降低了投资效率。7、装置设计能耗不先进。优化降低企业能耗力度排序总流程优化、各系统用能优化、装置用能优化、节能项目企业节能项目实施顺序

分馏取热优化换热网络优化、热直供、热联合、低温热回收631、当前节能减排存在问题及解决1、装置、总流程运行不优化64优化节能重油系统优化1、实施减压深拔，提高焦化原料苛刻度。2、优化催化裂化原料，降低催化原料硫含量和残炭，减少后加氢和生焦率，提高烟气能量回收效率。3、提高催化裂化掺渣比，减少外销直馏渣油4、焦化装置提负荷：缩短生焦周期、降低循环比64优化节能重油系统优化65优化节能炼油轻烃系统优化1、干气组分的优化利用：甲烷制氢、乙烯回收、烯烃制油2、液化气组份：增加丙烯浓度、碳4烃的优化利用3、石脑油组份：初馏点与苯回收；馏程与芳烃；宜芳则芳、宜烯则烯65优化节能炼油轻烃系统优化66优化节能氢气系统优化1、氢气资源选择优化：废氢回收、煤制氢、重整氢、气体制氢、石脑油制氢2、制氢原料优化：气体化3、氢气管网优化：组份与浓度4、产品质量优化控制5、氢气夹点分析66优化节能氢气系统优化67蒸汽系统优化1、管网优化2、乏汽回收3、减温减压治理4、原油罐区加热蒸汽替代：太空防辐射隔热涂料4、透平效率、驱动方式优化选择5、管线保温治理7、工艺用汽优化8、工艺管线伴热与疏水器管理9、在线模拟优化优化节能67蒸汽系统优化1、管网优化优化节能68优化节能能源系统优化1、装置运行优化2、换热网络优化3、热联合供料4、低温余热回收与综合利用5、汽电联产与选择优化6、设备管理优化：加热炉、换热器在线清洗、烟机、透平、压缩机7、电气运行优化68优化节能能源系统优化69二、常用节能技术介绍2、常用节能技术1.物料热联合直供2.热联合3.低温热利用4.节电节汽5.降低燃料消耗3、蒸汽平衡及公用工程优化69二、常用节能技术介绍702、常用节能技术1.装置物料热联合直供物料直供即上流装置物料不经罐区中转，直接去下游装置做进料。下游装置仅设进料缓冲罐。热联合直供即在直供基础上，上游装置停出装置物料的空冷、水冷、提高物料出装置温度，降低下游装置加热物料消耗。

实行热供料不但可以减少原料在储罐的维温或加热负荷，有时还能节省一级泵送功耗，而且可以避免物流先冷却再加热过程中造成的热量的降质，在上游装置可回收原料被空冷、水冷器带走的热量并减少冷却费用，在下游装置可以置换出较高温位的热量从而减少如燃料油或蒸汽的消耗，在上下游装置物料供需关系相对稳定，下游装置进料仍需加热者，有条件考虑采用热供料。

702、常用节能技术1.装置物料热联合直供712、常用节能技术常减压柴油加氢常一线直供温度105直馏柴油进装置温度107.9常二线直供温度109焦化汽柴油进装置温度101常三线直供温度109催化柴油进装置温度92.2减一线直供温度110混合进料温度103减二线直供温度157蜡加氢

减三线直供温度157减压蜡油进装置温度142催化焦化蜡油进装置温度145加氢蜡油进装置温度176冷进料温度80.5罐区蜡油进装置温度

混合进料温度133催化柴油去加氢直供90加氢蜡油去催化直供192航煤加氢加氢蜡油去罐区139航煤进装置温度103.8

青岛炼化部分装置直供温度712、常用节能技术常减压柴油加氢常一线直供温度105直馏柴722、常用节能技术装置物料热联合直供存在的主要问题1.直供温度低，直供率低。2.保温效果差，散热损失大。3.该热供的未热供，不该热供的热供。4.下游装置换热流程不匹配，部分热量通过空冷水冷损失。722、常用节能技术装置物料热联合直供存在的主要问题732.热联合

热联合即两装置（工段）间物流的换热.是热量高效利用的有效方式，尤其是对于低温热的利用。近年来，股份公司在装置热联合方面做了大量工作，其中最明显的是气分取消蒸汽。

一般情况下，热源和热阱在本装置内能达成换热温差较小的匹配是最适宜的，应优先考虑。当本装置热量过剩、内部换热温差过大、邻近装置又有温位适宜的热阱时，可考虑热联合。此时，可以以热源一方（热输出一方）为主进行换热网络的优化匹配，而把外热阱一方作为一个冷物流。但须核算此匹配因距离较远而增加的管道及保温投资、散热损失和压降费用。镇海、茂名、青岛炼化等企业在装置之间与装置与系统之间热联合利用方面做了很多工作，并取得了很好的效果。如镇海：

Ⅰ焦化与MTBE脱硫塔热低温热联合

Ⅱ焦化—Ⅱ电站低温热联合催化—

气分低温热联合常减压与轻烃回收热联合

PX—催化低温热联合2、常用节能技术732.热联合热联合即两装置（工段）间物流的换热.是热量高74催化—

气分低温热联合

催化与气分装置进行热联合，基本消除了气分装置的蒸汽消耗。Ⅰ催化装置原来是热水供气分装置用，为提高催化装置顶循的热量利用效率，通过改造将催化的顶循直接引入Ⅰ、Ⅱ气分的塔底重沸器用，使气分装置基本取消了塔底蒸汽的消耗，直接节汽5吨/时以上。

74催化—气分低温热联合75催化—

气分低温热联合Ⅱ催化是与Ⅲ气分是设计高度热集成的联合装置。顶循直接与脱丙烷塔底器热联合，基本取消该塔的蒸汽消耗（1.0MPa蒸汽只是备用），脱乙烷塔、精丙烯塔的重沸器热源是约100℃的热水，包括装置Ⅱ催化内部的热水、凝结水与PX装置来的热水，目前Ⅱ催化与Ⅲ气分联合的能耗约48千克标油/吨。2、常用节能技术75催化—气分低温热联合Ⅱ催化是与Ⅲ气分是设计高度热集成的76常减压与轻烃回收热联合镇海Ⅲ套常减压与轻烃回收也是设计高度热联合的联合装置，目前加上轻烃回收装置，联合装置的能耗是9.3千克标油/吨左右，是同类型装置的先进水平。

装置设计时轻烃回收的脱丁烷塔、脱戊烷塔器分别采用常一中与常二中作为热源，脱丁烷塔进料采用工艺物流作热源。脱丁烷塔进料（初顶油和常顶二级冷凝油）与重石脑油、脱丁烷塔底油、常二线换热后进入脱丁烷塔进行分馏。与我公司的另一套轻烃回收系统装置比能耗相差11000吨标油，能耗相差约1个单位。另外，Ⅲ常在一中、二中热输出轻烃回收系统的情况下，换热终温可达到295℃左右。2、常用节能技术76常减压与轻烃回收热联合镇海Ⅲ套常减压与轻烃回收也是77加氢裂化与MTBE装置热联合镇海Ⅰ加氢裂化装置减二线油（白油）温度在250℃左右，我公司考虑与MTBE装置塔T301重沸器进行热联合，降低MTBE装置的T301塔底蒸汽消耗约3吨/时左右。77加氢裂化与MTBE装置热联合镇海Ⅰ加氢