炼油行业节能降碳典型案例汇编

炼油行业节能降碳典型案例汇编目 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） 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驰放气氧化碳捕集项目（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 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 941一、中国石化青岛炼化全厂节能优化案例基本情况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，5:10:500861251696%959（1000万吨/年化裂化（290万吨/年、连续重整（150万吨/年、加氢裂化（200万吨/年迟焦化（290万吨/年、加氢处理（320万吨/年、柴油加氢（410万吨/年（100万吨/年万吨/年24800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12调整指导目录（2024年》等政策要求。技术装备等情况2310吨/CFB锅炉、26万千瓦发电机组、污水处37951453.8%2757.2%17718169.0%100%、液力透平同步运99.5%99.3%94%。近年来青岛炼化持续推进技术装备能效水平提升。2021-20222616.01克标准煤/1.352022-202373CFB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3C42512台、更1055776138台，总计147台。企业节能降碳管理情况2008“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“渐进追赶”能源管理模式。2015年，青岛炼化的《“渐进追赶”系（IPEEC）的国际“双十佳”最佳节能实践。（.5千克标油/吨•能量因数2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”4评选的“水效领跑者标杆企业”3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 青岛炼化厂区图案例能效水平及运行情况能效水平2008“管理节能”与“技术节能20196.44千克标油/吨•能量因数，到20226.41千克标油/吨•能量因数、20236.31千克标油/吨•能量因数，不断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。运行情况

图3 青岛炼化能效变化情况14090%90%10%。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（023年版02323号“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200812化节能降碳重点举措如下：运用体系思维管理节能雨水回用、废气回收等能源、资源的循环利用。实践“渐进追赶”能源管理模式全方位、多角度开展节能优化Petro-SIM、AspenPlusAspenHysys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“会使用优化软件”成为装置工艺50多个优化方案。C103C201C2014.1t/hE10115℃。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3～5t/h10℃55℃提高至80℃左右，实现整体节能，每年增效约700万元。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-加氢处理--料水平均处于中国石化领先水平。3.5MPa3.72MPa，在此基础上又1.0MPa0.68MPa，其后组织将低低压蒸汽管网压0.45MPa0.30MPa7台蒸汽轮机（驱动气体压缩机）235t/h。持续推进“能效提升”行动/产物换热器适应性改造项目、A列溶剂再生增加凝332065万千瓦时/10033吨/96825.14GJ/1.0MPa7307吨/年、0.7MPa14432吨/年、0.35MPa57365吨/2693880吨/35000吨/616.01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，55℃20℃kPa45kPa左右，每年节约72889891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、0.594%。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”4千米蒸汽0.24万吨标煤；对重整装置四合一4120.08万吨标煤。1000t/hS-Zorb105-125℃左右，再进入除氧器，大幅减少蒸汽消耗；合理梯级1.0MPa0.5MPa饱和蒸汽、与柴油加氢原料换热、与系统二5～7t/h，换热后进入新增低温热制冷ORC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”0.82万吨标煤。积极布局新能源，构建绿色发展格局89005000多吨。积极开展绿色电力交易，成11.14%。在氢能利用方面，首创利用低温甲烷化S-PSA装置提纯苯乙烯脱氢尾气生产燃料电池300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。持续完善双碳管理链条840项碳达峰行动措施，分解落实责任单位和完成时间，按月5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。图4青岛炼化新能源产业发展情况图效益分析经济效益331.73.84万吨标准煤，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列溶剂再生增加凝结水回收罐”“重整进料/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”“柴油加氢装置余热回收系统改造”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1.6千克标油/吨。环境效益35054.6万吨/500万元/4得全国水效领跑者标杆企业称号。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12加工行业排名第一，发挥了很好的引领示范作用。55%以上，节约等量新鲜水，为缓解新区严峻的供水问题做出了应有的贡献。BP突出亮点创新能源管理模式超过对标目标，实现世界一流能效。能效水平持续领跑自2012年原油加工行业纳入中国石油和化工行业“能效领跑者”评选范围，12终不忘“21世纪国内首个千万吨级炼厂”“在经济领域为党工作”“员节能意识、创新的能源管理模式以及扎实开展“节能技术改造”和“工艺运行优化”，在追求“能效极致”的道路上稳中求进，一次次刷新着全国原油加工行业能效领跑的标杆值。水资源高效利用55%60%350石油和化工行业中遥遥领先。五、推广应用前景202412社会价值。90℃89%95%以上；蒸汽系统1编制人：齐本审核人：陈 中国石化青岛炼油化工有限责任公司2025年2月二、中国石油云南石化全厂节能降碳案例基本情况企业概况年81准，面向市场推出更高品质的清洁燃料。2018年1月15日，延迟焦化装置投产，//////////8/年260////年万万0图1 云南石化项目全景技术装备等情况云南石化现役设备无淘汰类，主要用能设备包括：2。2简称以上；将企业节能降碳管理情况29图2 云南石化能源管理体系认证证书完成图3 云南石化测量管理体系认证证书””图4 云南石化二氧化碳排放情况7排“”1）2）年实施催。7个。如优化加氢//“”7“”12/年常减压装置1。25.9//“芝“”“案例能效水平及运行情况能效水平表1 云南石化近五年综合能耗和单因耗能统计表时间综合能耗，千克标准油/吨单因耗能，千克标准油/吨·因数2019年78.837.162020年82.947.472021年79.137.222022年75.807.142023年78.717.13准运行情况表2 企业能源消耗量和消耗结构情况表能源名称计算单位2021年2022年2023年实物消耗量折标煤量（吨）实物消耗量折标煤量（吨）实物消耗量折标煤量（吨）原油吨284494064228668409563168545265天然气万立方米130901740961526320300515611207630电万千瓦时101777125084101218124397110902136299炼化干气吨251268394842436003389830490933427112催化烧焦吨205552278975200648272319245495333186热力吨标煤137786137786152081152081129763129763能源消耗总量万吨(标煤)115118128原油加工总量万吨975.721003.251155.17云南石化吨原油能源消耗量由2021年的0.1179吨标煤/吨原油降至2023年的0.1108吨标煤/吨原油，节能降耗管理举措显成效。节能降碳重点举措及节能效果序号主要节能措施、节能技术改造项目情况序号主要节能措施、节能技术改造项目情况节能效果（吨标准煤/年）1增设加氢型净化水去非加氢型净化水和催化烟脱补水跨线2019年催化烟脱35t/h新鲜水全部替换为净化水，硫磺回收外排污水量降低35t/h。2异构化硫磺回收等装置蒸汽系统梯级利用和替代2020年节约低低压蒸汽30t/h3焦化液化气罐区供料至催化流程改为从焦化装置供出2020年每月节约电量1.7万度4常减压装置D-0202等压力控制氮气改燃料气2019年节约氮气200标立/h5硫磺装置区域伴热线改造2019年节约中压蒸汽0.5t/h6延迟焦化以水代汽项目2019年节约低压蒸汽0.5t/h7除盐水站外排凝液回用优化改造2019年回收凝液25.9万吨/年8空分低压蒸汽凝液排放管线优化改造2019年节约除盐水1.8万吨/年9再生水处理单元反渗透产水至再生水管线改造2019年增加污水回用量10.8万吨/年10污泥干化焚烧系统分汽缸增加蒸汽压力自动控制2019年节约低压蒸汽0.61t/h11催化装置主风机增加一级转子2020年提高主风机运行安全裕度12PSA2改造2020年.04%()低10%13航煤加氢装置反应炉火盆及火咀改造2020年烟气中CO由3000ppm降至1000以下14酸性水汽提装置净化水回用改造2020年加氢净化水回用率由40%提高到75%。回用净化水增加约45t/h15余热回收除氧器的除氧头改造2020年2吨/h16外供除盐水系统管线阀门升级改造2020年除盐水稳定供水，降低装置非计划停工17除盐水超微过滤器、纤维吸附器运行优化改造2020年减少凝液外排25.9万吨/年，减少污水处理成本51.8万元/年。18储运罐区氮气系统优化2020年氮气稳定运行，节约氮气7450Nm³/d19燃料气管网优化运行改造2020年常减压装置燃料气组成中甲烷含量由原来的30%左右提高到70%以上20催化产品油浆泵增加回炼油预热线及旁路项目2019年产品油浆泵停运,每月节约电量3.96万度21常减压全流程智能控制IPC2020年能耗较投用前降低近2kgoe/t22渣油加氢全流程智能控制系统2022年能耗较投用前降低近0.3kgeo/t23数字化转型智能化发展能源管控场景建设2024年全厂能源消耗总量降低1%效益分析”绿突出亮点推广应用前景16质机制改革，构建节能减排降碳一体化管理体系。交流中共同进步，共同助力“双碳”目标的实现。编制人：张 审核人：金永中石油云南石化有限公司2025年2月三、中国海油惠州石化蒸汽压缩提级利用案例基本情况企业概况中海油惠州石化有限公司（）100%设获得了国际项目管理协会（IPMA项目）管理金奖。自投产以来，公司以“打造精品炼厂、树立行业标杆”为发展目标，积极探索节能减排、提高资源能源利著提升，单位炼油能量因数能耗达到国家标杆水平。1200万吨200941000万吨炼油以2017928项国际先进专利技术。技术装备等情况蒸汽压缩机(141-K-601A/B/C)0.62MPa2.0MPa，给装置中部分中压蒸汽再沸和抽提各再沸器提供热源。无外泄漏，确保机组安全可靠地运行。本机的公用工程消耗如下：~1蒸汽压缩机运行公用工程消耗表项目条件用途正常值备注电10kV主电机6800kW380V辅油泵15kW间断380V油雾分离电机1kW380V空间加热器1.5kW蒸汽1.2MPa抽汽器蒸汽0.23t/h循环水≤35℃润滑油冷却器4t/h≤35℃主电机冷却器60t/h除氧水2.3MPa、150℃喷淋式降温器11423/2085kg/h2.3MPa、150℃喷淋式降温器27217/8890kg/h氮气0.8MPa隔离氮46Nm3/h本机的运行工况如下：表2蒸汽压缩机运行工况表运行工况单位设计工况正常工况SOR60%负荷工况正常工况EOR质量流量kg/h69700+73053100+56031860+1014047350+500进口压力MPa(a)0.660.660.660.66进口温度℃164164164164分子量18.0218.0218.0218.02进口容积流量（湿/干）Nm3/h20547156551225313960出口压力MPa(a)2222出口温度℃288.26297304.5300.6气体所需功率kW1797.7155213281447转速RPM2960296029602960等熵效率%81.87873.275.7企业节能降碳管理情况率，另一方面降低蒸汽长距离运输的损耗率，实现蒸汽的高效利用。本项目自2023年7290万吨0.62MPa蒸汽加压至1.8MPa供抽提装置使用。“汽包+压缩机”1.17亿元。案例能效水平及运行情况能效水平近五年来，惠州石化综合能耗与单因能耗总体呈下降趋势，具体情况详见图1：图1 惠州石化综合能耗与单因能耗变化情况0.62MPa2.0MPa150万吨/年芳烃联合装置规模计算蒸汽压缩升压部分带来32133.69万元，再加上汽包产汽替代空冷冷却，经综合计算，“汽包+压缩机”方案替代传统的“空冷冷却”7845.05万元/年。表3蒸汽增压利用方案增效表项目数量单价年总价电耗12316KW0.58元/kW.h6000.35万元级间除氧水消耗8.4t/h14.36元/t101.32万元0.62MPa蒸汽106.2t/h103元/t9188.42万元2.0MPa蒸汽114.6t/h181元/t17423.78万元年增效：17423.78-9188.42-6000.35-101.32＝2133.692133.69万元注释：该处效益计算仅考虑了0.62MPa蒸汽通过压缩机升压部分产生的经济效益，没有考虑抽余液塔顶180MW冷凝负荷节省的费用。表4蒸汽发电方案效益计算表项目数量单价年总价0.62MPa蒸汽106.2t/h103元/t9188.42万元发电量19947.13kw.h0.58元/kW.h9718.24万元年增效：9718.24-9188.42＝529.82万元529.82万元60%0.62MPa180MW冷凝负荷节省的费用。蒸汽提级利用技术相比传统低低压饱和蒸汽过热后外送管网或发电等利用2.0MPa3.5MPa2.0MPa3.453.5MPa蒸汽，节能量会更加显著。表5蒸汽增压方案节能量计算序号项目消耗量折标系数年节能量（标煤备注单位数量单位数值12.0MPa蒸汽t/h114.6kg标煤/t121.4311.69节约，压缩机增压2耗电kWh12316kg标煤/kwh0.3-3.10消耗3除氧水t/h8.4kg标煤/t9.29-0.10消耗合计（万吨标煤）8.48表6蒸汽发电方案节能量计算序号项目消耗量折标系数年节能量（万吨标煤）备注单位数量单位数值1发电kWh19947.13kg标煤/kwh0.35.027节约合计（万吨标煤）5.027运行情况2.0MPa0.62MPa蒸汽为106t/h，蒸汽压缩量大，机组选型困难且没有成熟的运用业绩。出于后续装置平稳运行，考虑将原设计方案中一开一备机组改为两开一备。两台机组并联运行，分考虑了一台压缩机故障的应急工况，分别设置公司管网3.5MPa蒸汽管网和2.5MPa蒸汽管网两路汽源作为应急手段。一旦单台压缩故障可通过公司高等级管网减温减压后补入2.0MPa蒸汽管网避免装置因此造成停工，极大地增加了运行稳定性。目前从实践看，该压缩机组运行情况良好，未发生过蒸汽中断情况。2.3节能降碳重点举措及节能效果户。工行业内为首次应用，且应用后节能降碳效果显著。效益分析62023972h的性能标定，结果表明：25.06kgoe/t8.5万吨标煤。120t/h0.62MPa2.0MPa2133.69万元/年。突出亮点3.45万吨标煤，为余热多而用户少的企业提供了新的余热利用思路，具有良好的示范效应。广在节能降碳方面取得了巨大经济效益和社会效益。推广应用前景持续的循环利用，为低温余热利用和蒸汽的高效利用提供了新的路径。水蒸汽压缩机的热效率通常可达到400%左右，即消耗1度电可搬运4度电阔的应用前景。编制人：刘政权审核人：王天宇中海油惠州石化有限公司2025年2月四、中国石化燕山石化工业余热利用案例基本情况企业概况中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司（以下简称燕山石化）始建于19671970炼化一体化企业。燕山石化工业余热利用项目通过回收燕山石化公司生产厂区的制苯等装置产生的余热和部分循环水余热，采用“换热器+热泵”系统等高效清洁供暖技术，70/50℃23972952小时（1535日，供回水0/50℃5.170023〔2019130%（2024年本要求，助力碳达峰碳中和。技术装备等情况项目新增换热器5台、热泵机组3台、定压罐2台、水泵12台，敷设DN20-DN60015300110kV70℃50℃回水经东区循环水泵加压分别送至制苯等装置和热泵机组取热，取70℃汇集到供热总管送至北庄换热站，形成东区供暖循环系统。0℃50℃源之一，其低温热源来自四供水一循的循环水回水余热。整体余热供热能力6543510MW3台。CYKCOP4.5ACOP6.28，满足国家25年。企业节能降碳管理情况12%，2024年3%2023“2022年度水效领跑者标杆企业（乙烯）”称号、北京市节水型企业通过复验、“无废企业”2024年，燕山石化获得中石化系统第一套碳中和装“领跑者”案例能效水平及运行情况能效水平同时选用高效率泵型，使机泵尽量在最佳效率点运行，降低轴功率，节约电能。加强管理，实现用水计量。新鲜水管道进单元入口处设置切断阀门及计量设施。（压力0.007个单位。运行情况2023-2024202315日首次实现对外供暖。2023-20243.6万吨。折合节约标煤34518974吨。2024-20254个月，预计18.75.6638016589吨。节能降碳重点举措及节能效果一期建设完成供热能力65.17兆瓦，覆盖供热面积约59.24万平方米，约占燕山地区供热面积的三分之一，每个采暖节约综合能源消费量约9697吨标准煤。二期全部完成后，将覆盖供热面积117万平方米，年供应余热量约53万吉焦，综合能源消费折合年节约能源1.7万吨标准煤，减排二氧化碳4.5万吨/年。50～150℃效益分析经济效益68255元/105元/吨计算，2023年-202468*10.1＝686.8255*3.6＝918105*8974＝94.2万元。另外获31514850万元。社会效益居民来说，有望因能源利用效率提升而享受更合理的供暖费用。突出亮点本项目设计年可供余热量约53万吉焦，能源消费节约量1.7万吨标准煤/年，4.5万吨/略的坚定实践，在炼化行业与地方融合发展方面具有较好的推广示范意义。推广应用前景+热泵油化工装置低品位余热用于清洁供暖生活区展现出极为广阔的推广应用前景。革，实现经济效益、环境效益与社会效益的多赢局面。编制人：卜磊 杨审核人：王祁中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司2025年2月五、中国石油云南石化重整装置节能优化案例基本情况企业概况240/240//8技术装备等情况重整生成油辛烷值按,石脑油加氢单元使用,生单元采用第三代催化剂公司提供的和企业节能降碳管理情况案例能效水平及运行情况能效水平。表1 近五年装置燃料气、蒸汽和综合能耗变化趋势名称2020年2021年2022年2023年2024年9月石脑油加氢燃料气单耗，kgEO/t9.297.616.066.595.73石脑油加氢综合能耗，kgEO/t11.589.998.668.918.44连续重整燃料气单耗，kgEO/t39.7938.3336.5235.2734.4连续重整中压蒸汽单耗，kgEO/t29.8926.1427.3328.0326.17连续重整综合能耗，kg标油/t54.2451.4451.9352.2150.76运行情况/23。表2 连续重整装置能耗及构成能耗预加氢重整反应及分馏再接触再生合计千克标准油/吨重整进料113119263各单元能耗比例/%1750303100表3 连续重整装置能耗组成燃料气，%蒸汽，%电，%其他，%合计，%523954100节能降碳重点举措及节能效果连续重整装置能耗比例最高的是重整反应部分，燃料气消耗高，是重整能耗影响较大的设备。94g。40.66%，节省燃料气约。加热炉名称位号氧含量，%过剩空气系数加热炉名称位号氧含量，%过剩空气系数热效率，%2017年2020年2023年2017年2020年2023年2017年2020年2023年反应进料加热炉F01013.692.671.761.231.161.1092.5693.1093.34汽提塔底重沸炉F01023.752.721.721.221.171.1092.5993.5893.84分馏塔底重沸炉F01033.662.511.861.211.151.1192.6493.0293.14重整进料加热炉F02013.592.582.041.201.161.1292.1492.2492.543.422.381.891.211.141.11重整第一中间加热F02023.662.631.851.221.161.1192.1292.2492.543.492.422.151.201.151.13重整第二中间加热F02033.572.522.051.211.151.1292.3592.8492.943.452.341.791.231.141.10重整第三中间加热F02043.602.521.721.221.151.1092.3792.8492.94脱戊烷塔底重沸炉F02053.772.741.731.201.171.1092.2992.8493.09表5 石脑油加氢反应进料主要操作参数调整变化项目调整前调整后轻烃回收直馏石脑油，t/h155175罐区石脑油，t/h5535混合石脑油进料温度，℃6671F-0101炉进料温度，℃235.5238.5F-0101炉燃料气流量，Nm3/h8457255150t/h175t/h,罐区石脑55t/h12%例增加，混合石脑油进料温度由65℃71℃，F-0101炉燃料气耗量由850Nm3/h720Nm3/h5℃130Nm3/h。脱戊烷塔降压操作6。表6 脱戊烷塔燃料气消耗数据对比序号塔顶压力,MPa(g）燃料气耗量Nm3/h模拟计算实际操作11.21230121021.11115110031.01042105040.996797350.8888895.8MPa（g00mh。针对不同运行工况下开发蒸汽运行方案优化重整反应氢油比、降低压缩机入口温度降低循环氢压缩机蒸汽消耗K-020147℃40℃分子量，减少蒸汽消耗；根据重整不同进料工况和催化剂积炭量，实施不同的氢/K-0201机蒸汽消耗：.进料干点≥70，控制重整反应氢/15lb.进料干点＜170℃，控制重整反应氢/2.0±0.05；c.重整加工负荷低时，兼顾重整循环氢气流量≮11.5WNm3/h。机蒸汽消耗汽消耗；密切监控重整氢气脱氯罐压降，当床层压降≥0.1MPa，及时切除氢气脱氯罐，减少重整氢增压机蒸汽用量；D-020475%～95%之间，减少系统压降，减少重整氢增压机蒸汽用量。DIH塔侧线DIH塔运行。调整后的生产流程为，异构化反应器出口物DIH塔。DIH塔停止运行，稳定塔底物料进入DIH流罐后，使用塔顶产品外送泵送出装置。DIH115t/h75t/h，相应的稳定115t/h75t/h，DIH塔回流泵、侧线泵停运，塔底再沸器只需要4t/hDIH见下表：表7 停运DIH塔侧线蒸汽消耗对比项目低低压蒸汽低压蒸汽中压蒸汽节约电量停用前后变化量-25t/h-0t/h-2.5t/h-195kw/hDIH82.5装置能耗明显下降，实施前后对比数据见下表：表8 停运DIH塔侧线前后蒸汽消耗及关键参数对比项目设计值实施前实施后辛烷值8886.582.5综合能耗，kgEO/t65.763327蒸汽单耗，t/t0.9440.710.32电单耗，kW·h/t19.1217.5613.62循环水单耗，t/t4.124.694.78四氯乙烯，g/t227249193C0803塔压，MPa（g）0.1360.150.05C0803回流量，t/h2751300C0803侧线量，t/h45270芳烃和异构化装置联合优化异构化原料停运抽余油分馏塔77C6C+C6C+7.0m%指标的抽余油经过与轻石脑油混合、DIH侧线循环物料混合后总的C7+含量在3m%以下。即抽余油可以不经过抽余油分馏塔脱出重组分而直接进入异构化新余油分馏塔运行。77175kw/h表9 停运抽余油分馏塔前后能耗对比序号项目设计值停DIH塔侧线前停DIH塔侧线后1综合能耗，kgEO/t65.7652.4737.542蒸汽单耗，t/h0.9440.710.4853电单耗，kW·h/t19.1217.5616.054循环水单耗，t/t4.124.692.73和蒸汽加热，降低中压饱和蒸汽消耗。按照“风险可控、安全稳妥、积极推进”的原则，制定低压蒸汽替代技术E08100.9MPaE-0810E-0810前蒸汽压力变E-0810E-0810控制反应器入口温度。稳定塔底再沸器（E-0812）可以接受的加热蒸汽最低压力。内操逐渐降低稳定塔底再沸器（E-0812）E-0812凝结水稳定塔底再沸器（E-0812）0.75MPa（g）蒸汽压力加热。汽消耗量，但能有效降低中压蒸汽用量，为公司蒸汽管网平衡做出贡献。表10 低压蒸汽替代中压饱和蒸汽前后蒸汽消耗对比项目中压蒸汽低压蒸汽低低压蒸汽停用前后蒸汽变化量-9.8t/h-0t/h+10.2t/h形成节电优化方案8%，变频电机少是制约进一步大幅度降低电耗主要原因，各级人员群策群力，通过以下措施对用电挖潜增效。针对关键耗电设备，开展“一机一策”节电措施表石脑油加氢关键设备节电对比设备名称设备位号设计用电量，kW·h(kWh)小时耗电量，kW·h(kWh)日均省电量，kW/d调整前调整后石脑油加氢进料泵P-0101526.95555121032循环氢压缩机K-0101750803682.32897石脑油加氢注水泵P-010215.517.714.869累计省电，kW/d3998石脑油加氢进料泵：将D-01010.36MPa（g）0.5MPa（g0101%01013K/h1032KW/h。60%2.95,1.51.372897kW/h。0102.4.5MPa（g01022.9kW/h69kW/h。对比设计指标，优化关小机泵最小流量，降低电机负荷90kW/h,2160kW/h。序号位号名称设计用电量小时用电量，序号位号名称设计用电量小时用电量，kW·h调整前后对比轴功率，kW·h调整前调整后1P-0201A/B产物分离罐底泵404.9398.7387.6-11.12P-0202A/B脱戊烷塔重沸炉泵272.47291.6260.7-30.93P-0203A/B脱戊烷塔顶泵35.838.431.5-6.94P-0204A/B脱丁烷塔顶泵42.8657.7542.86-14.895P-0208A/B一段再接触罐底泵86.282.676.5-6.16P-0241A热水循环泵107.599.692.5-7.17P-0241B热水循环泵107.5108.597.6-10.98P-0242A/B炉水排放泵4.24.083.85-0.23实施停泵自压外送实施停泵自压外送，停芳烃重汽油泵，每小时节电约50kW·h，每日能节约电量1200kW·h。效益分析装置采取各项节能措施，连续重整装置节约燃料气效果显著，通过提。/DIH塔侧线和抽余油塔，节20t/h,32.7t/h。开展“一机一策”7356kW·h。到示范引领作用。突出亮点重整联合装置在生产操作进行优化调整，节能降耗相关工作取得显著成效。形成加热炉调整思路，提升加热炉热效率具有很好的借鉴意义；低蒸汽消耗；DIHPenex+DIH方案优化为Penex方案；开发出优化调整芳烃分离抽余油质量，停运抽余油分馏塔方案；形成“一机一策”节电措施，对未设计变频调节的电机开展节电具有较好的指导意义。71.5%,排在中石油连续重整装置中排名前列。推广应用前景对异构化装置形成了多种运行方案，对同类装置具有较好的借鉴意义。编制人：梁 审核人：李恩中石油云南石化有限公司2025年2月六、中国石化镇海炼化芳烃低温热综合利用案例基本情况企业概况1975年登记为中国石化镇海炼化分公司。中石化宁波镇海炼化有限公司由中国石化与宁波市于2018618（合称镇海炼化2700万吨/220万吨/1.2亿吨/1700万立方米。芳烃低温热综合利用项目总投资为9835万元，相关装置主要为1号对二甲200381苯。该项目对照《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版“1.3节能降碳改造—余热余压利用”。技术装备等情况IFPELUXYL年换剂适应性改造更换为石油化工科学研究院专有工艺技术；异构化原始开工时采用了石油化工科学研究院开发的SKI-400SKI-210并投料成DCSDCS在控制上的最展，不存在流动死区。企业节能降碳管理情况指导思想及目标2025年，进入世界炼厂前列，乙烯、炼油、芳烃单位产品能耗保持国内能效标杆水平。管理思路12910.39万吨标准煤。统计、能源优化、能源监控、评价分析等功能于一体的能源管理信息化系统（MS10个运行部、90套装置单元，将“三年一平衡”模式升级为“一日一平衡”，实KPI监控平台，对分公司74套装置实时能耗、重点能源绩效参数、用能绩效参数进行监控优化，降低能耗。2013年通过能源管理体系认证，成为定责任”推进能效提升计划项目，建立跟踪、监督、考核机制。节能降碳取得成效能源强度指数（I、能源可持续指数（I）处于国际第一群组，炼油综合能耗持续保持中石化第1名。自2021年重点领域节能降碳工作部署以来，镇海炼化节能改造累计投资4.85亿元，投用节能项目40个，年节能13.2万吨标准煤，减少二氧化碳排放36万吨。案例能效水平及运行情况能效水平2023429.67千克标油/（500千克标油/吨年版1。表1 2023年芳烃综合能耗数据表产品名称对二甲苯2023年产量680894吨能源消耗量燃料其中：天然气千标立4838回收火炬气吨5797甲烷氢吨23824燃料气吨226161电力千瓦时162514116蒸汽其中：3.5MPa蒸汽吨6970801.0MPa蒸汽吨421740.3MPa蒸汽吨-6928水吨其中：新鲜水吨16321循环水吨20851568除盐水吨1255780除氧水吨-13381凝结水吨-1582508净化风立方米14627268非净化风立方米21876964氮气立方米17257819热进出料吨-37028单位产品综合能耗千克标油/吨产品429.67运行情况202418天，1-9388.29千克标油/年版1-7月装置运行负荷较低，仅82.81%，8100%后，8月、9354.85千克标油/351.60千克标油/（380千克标油/吨的对二甲苯能效“领跑者”81万吨对二甲苯/年。节能降碳重点举措及节能效果2003将目光锁定在几公里外的宁波化工园区企业。2012250吨、150℃的热水通过管线运输到下游企业作为热源利用，替代原来费4耗下降了20千克标油/吨。一期项目投用后，芳烃装置仍有热源未得到利用，2022年结合装置检修改14号动力中心等装C52507504号动力中心和1号乙烯装置装置蒸汽伴热站改为热水伴热站，从抽余液塔顶热媒水出口引一路热水，为111.0MPa蒸汽消耗，实现装置的节能降耗。两期项目全部建成后，共回收热量254吉焦/小时，年节能6.9万吨标煤，相当于每年减少二氧化碳22万吨，每年创效10213万元。效益分析节能效益6.9高了装置生产运行经济性。具体节能量计算如下：供化工园区部分，热水外供184吉焦/小时，折标煤5.03万吨/年；供4号动170吉焦/10.3MPa10t/h40.4MPa22t/h、1.6MPa7t/h1MTBE/丁烯-10.4MPa1.90万吨/6.9年减少二氧化碳排放22万吨。经济效益10213184吉焦/49元/72134号动力中13000万元/年。合计每年增加经济效益10213万元。社会效益优势，开展厂际的热联合，满足园区企业高品位蒸汽替代需求，实现“双赢同时攻关实现大型石化化工园区生产装置内部能量集成和装置区域间的热量耦合，该项目处于国内领先水平。该项目开辟了企外低温热利用新通道，以热-热“建共享共赢”的命运共同体。突出亮点推广应用前景编制人：谢博审核人：张 中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司2025年2月七、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）案例基本情况企业概况低温余热发电系统单元包括1台透平发电机组（、2台工质泵3C34A1211142（A、B221区东南角界区内，辽阳石化分公司中线公路5号路路口西北角。技术装备等情况用循环热水回收芳烃装置低温热，冬季用以生活区采暖，夏季用以工艺制冷四是采用高效紧凑型换热设备。高效紧凑型换热设备的采用，是提高发电效率、降低发电装置占地、减少工质填充量的有效保证。液塔55表15股物流情况塔顶物流流量操作压力进空冷温度出空冷温度冷却负荷t/hMPa（G）℃℃104WC402（A）700.11177105949.38C601（A）1880.031147602698.60C661（B）4000.02145855188.04C701（A）700.6316270520.10C761（B）147.50.4013455779.12合计10135.24表25股物流热负荷情况塔顶物流流量进空冷温度出空冷温度可回收低温热冷后负荷t/h℃℃104W104WC402（A）70177105949.380C601（A）188147802505.17193.43C661（B）400145855188.040C701（A）7016280475.6744.43C761（B）147.513480585.11194.01合计9703.37431.8785。20℃表35股物流可回收的低温热负荷低温热肼夏季冬季负荷/104W比例/%负荷/104W比例/%自备电厂生水脱盐水加热3892.5665.336985.5621.50生活区采暖0023440.2772.14工艺制冷2065.4834.672065.486.36合计5958.0410032491.31100原有系统原有系统循环热水循环热水采暖水采暖水热交换站脱盐水生水己二酸装置工艺制冷芳烃装置乙二醇装置工艺制冷工艺制冷自备电厂生水脱盐水加热生活区图1芳烃装置低温热回收利用组合方案5。即302W；×104kW·h,节省低压蒸汽3t/h，即1.32×104t/a。方案效益如下表所示。4冬季、夏季节电方案对比组合方案节电年节电节汽年节汽效益kW104kW·ht/h104t万元冬季760273.6134.648.464933.55夏季3050.41342.1854.4423.952824.5合计--1615.78--72.417758.05////万5改造前热量平衡情况表性质单元名称介质流量m3/h)温差（℃）（104千卡/小时输出PX装置循环热水1900458550有效利用热电厂生水化学制水475452140热电厂软水锅炉给水650422720系统损失450热量过剩3240从上表平衡结果分析，热量过剩3240×104千卡/小时。表6改造后热量平衡情况表性质单元名称介质流量m3/h)（℃）热量（104千卡/小时）输出PX装置循环热效利用ORC发电机组循环热水1250232875乙二醇冷冻机循环热水800221760热电厂生水化学制水475452140热电厂软水锅炉给水650422720系统损失705/醇冷冻机组和企业节能降碳管理情况案例能效水平及运行情况能效水平负荷运行的同时，2020年-20244926万千瓦时。表7低温热发电系统运行情况时间运行时间年发电量平均日发电量平均发电功率天万度度kW2020196850433671807202120497247647198520222021076532672219202315388457778240720242121144539622248运行情况2表82023年低温余热发电系统综合能耗总表序号项目年消耗量能量折算值折算能耗单位数量MJ106MJ/a1发电装置发电kWh/a-884×1049.546-84.382发电装置用电kWh/a149×1049.54614.223发电装置用生产水t/a11×1047.120.784发电装置用仪表风Nm3/a9×1041.590.14合计-69.23表92023年低温余热制冷系统综合能耗表序号项目年消耗量能量折算值折算能耗单位数量MJ106MJ/a1电kWh/a12556810.891.372循环冷却水t/a28224004.1911.83合计13.20节能降碳重点举措及节能效果本项目为厂区低温余热综合利用改造项目，是在保持原流程不变的前提下，充分利用芳烃部和炼油部现有低温余热系统产出的循环热水，驱动低温热发电设备及溴化锂制冷设备，向上级变电所供电、为厂区建筑物提供空调冷源。低温热发电系统只采用现有芳烃低温热系统产出的循环热水，驱动透平膨胀机发电机组发电并网，芳烃低温热得到最大限度的利用，为企业带来经济效益。置工艺物料冷却消耗的电能和循环冷却水的消耗，节约能源。效益分析PX/乙二醇冷冻机组和热电部锅炉给水、化学制水预热可替代蒸汽52吨/小时，年收益约3500万元。夏季可实现净发电量1450万千瓦时，收益700万元。综上，芳烃低温热系统总收益约1.22亿元/年左右。突出亮点90%“净”。据悉，该系统也是目前国内同类装置中余热回收规模最大、单机发电量最了有借鉴意义的全新模式。推广应用前景（2022年版编制人：梁 审核人：李恩中国石油辽阳石化公司2025年2月八、中国海油大榭石化30万吨乙苯装置工艺热水余热回收案例基本情况企业概况（简称大榭石化位于国家级经济开发区--20012004由中国海油全资子公司中海油气开发利用公司直接控股；20052月正式更名为中海石油宁波大榭石化有限公司；20071月，由中海石油炼化有限责任公00951%%201955.98亿美元。800万吨/年，公司现有生产装置包括：一期：5万吨/年沥青装置（0036月投入生产；25万吨（0093月投入生产20万吨/年催化裂138万吨/100万吨/15万吨/MTBE60万吨/40万吨/200万吨/210万吨/年原料加氢处理、6万标立/时制氢、3万吨/年硫磺回收、30万吨/28万吨/150万吨/55万吨/8万标立/PSA万吨/50万吨/30万吨/年聚丙烯20（160万吨/2022320229月投产。其中，220万吨/年催化裂解、100万吨/年气体分馏、28万吨/年苯乙烯等多套装置目前均为国内规模最大的单套装置。公司现有原油加800万吨/年，生产的主要产品有：丙烯、苯乙烯、芳烃、丙烷、液化气、MTBE、柴油、船用燃料油、重交道路沥青，副产化工轻油、碳五、己烷、溶剂油、导热油、航空煤油、硫磺等。相关配套的公用设施包括：一座5万吨级、一座3万吨级、两座三千吨级码头（8个泊位；油品3627.58万立方米；4000m/h循环水场、460t/h除盐水站、470t/h凝结水站、45000m3/h空压站、550m3/h污3100m³250m³和事故雨水检测池等。大榭石化30万吨乙苯装置工艺热水余热回收项目，属于节能技改类项目，采用二类吸收式热泵技术将乙苯装置低品位的工艺热水转化为高品位的0.35MPa1.0MPa蒸汽减压减压梯级利用不合理及20199月建成并正式投入运行，最大产汽量为11.5t/h，为当时国内二类吸收式热泵单台产汽量最大的热泵机组。项目总投资915.5（95万元术服务费等。20237（2024本产业政策要求。技术装备等情况3200t/h95℃87℃69℃4000t/h60000kw过剩较大。120℃、525t/h热水，品位较高，利用潜力大。并入低温热95℃，有一定的浪费现象。2019年，大榭石化同惠州中海0.25MPag0.35MPag蒸汽，产生的蒸汽可以就近进入苯1.0MPag0.35MPag1.0MPag蒸汽量。同时，降低低温热水的循环水消耗，降低全厂EMC动试车、投料试车以及后期的运行维护等服务工作。项目产生的效益分配按照EMC1915.5剂，在蒸发器和发生器中通入低品位余热（热媒水（蒸汽1：表1 机组设备参数、转换效率等情况名称单位设计工况校核中温热源热负荷kW1558317377转化率/0.48460.485热水（中温热源）进口温度℃120120出口温度℃9692.12流量t/h600600产汽（高温热源）蒸汽压力（表压）MPa.G0.40.3蒸汽温度℃151.9143.6补水温度℃9090蒸汽流量t/h11.7913.16冷却水（低温热源）进口温度℃3333出口温度℃3838.57流量t/h13811381电气参数电源/3Φ·380V·50Hz功率kW47外形尺寸长度mm8750宽度mm3100高度mm6550重量运行重量t118设备寿命年15转换效率%48系统性能/回收120℃乙苯装置热水制取0.35MPaG蒸汽系统可靠性/稳定可靠可满足全年运行的要求智能控制/机组自带智能化控制系统实现全自动操作无人值守，智能化显示机组运行数据企业节能降碳管理情况提高能源利用效率、努力实现节能减排目标的决心。深化重点领域节能等，将推进节能降耗工作与促进经济高质量发展有机结合。20205月，循环水电化学处理技术应用获得中国海油集团公司科技进步奖二等奖；20206月，高效超净工业炉技术获宁波市十大节能典型案例；2021年10月，大榭石化获被石油和化工联合会评为“十三五”行业节能先进单位；乙苯装置工业热水升温型热泵余热回收项目入选2021年国家重点节能技术应用典型案例；2022年11月，大榭石化被宁波市生态环境局授予“无废工厂”荣誉称号。案例能效水平及运行情况能效水平0.62.5130016.3%。1：

图1 大榭石化近五年单耗与单因能耗趋势2019项目投用前后全厂能效参数影响包括：480t/h2133t/h；1.0MPa30t/h0.02Mpa，侧面体现了本项目的产汽效益；0.35Mpa1.0Mpa0.35Mpa蒸汽用量减少，苯乙烯装置1.0Mpa蒸汽管网压力相对投用前提高0.09Mpa，该1.0Mpa蒸汽作为尾气压缩机背压蒸汽，背压蒸汽压力提高后，尾气压缩机透平3.5Mpa0.7t/h。图2 苯乙烯装置1.0MPa蒸汽下降趋势节能降碳重点举措及节能效果3水（水液泵循环使用；发生器内溴化锂被加热浓缩产生制冷剂(水）蒸汽被循环水冷却冷剂（水）后离开机组进入循环水回水管线。

图3 乙苯余热回收利用项目工作原理乙苯装置低温余热回收技术应用研究项目投用后，全年（20204月-20213月）0.35MPa92032吨，扣除投入的除盐水、循环水、电力消63372.5万吨，实现经济效益1284万元。具体计算过程见下表：表2乙苯装置工艺热水余热回收系统全年实际节能量计算表序号项目年产/耗量折标系数节能量tce)（单位数量单位数量单价一产气节能量----867810.35MPa蒸汽t92032tce/t0.094170.9486781573二消耗能量----23401除盐水t94794tce/t0.00335.64311532循环水t10728332tce/t0.0001430.1415331503电力t1522606tce/kwh0.0003260.5649685三最终节能量----6337128430万吨/年乙苯装置工艺热水余热回收项目在大榭石化的成功应用，验证了二类热泵余热技术的可靠性和稳定性，在传统余热供暖、制冷、发电的基础上，提供了低温余热高效利用的新途径，经济效益和社会效益显著，对“双碳”背景下炼化行业的节能降碳、绿色发展之路具有很好的示范效应。2020年浙江省发改委能源处在大榭石化开展“三服务”活动中，对该项目予629日邀请大榭石化在浙江省节能宣传周云发布会上进2020批《中国海油“三新三化”技术产品》推广清单。突出亮点项目的成功应用形成了炼厂低温余热梯级利用示范模式。在公司已有的90℃热水用于伴热、办公楼采暖、溴化锂制冷（用于苯乙烯保冷、办公楼制冷、轻烃回收、深冷提高换热效率基础上20℃低温热水的高效利用，多形式梯级利用技术模式，促进了企业低温余热利用技术进步。应用有效落地。推广应用前景于塔底加热，余热利用效率将进一步提升。5%10CO227.72万吨。编制人：曲 审核人：王仕中海石油宁波大榭石化有限公司2025年2月九、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）案例基本情况企业概况克拉玛依石化创建于1959年，伴随新中国第一个大油田—克拉玛依油田应656003521300万吨/年汽柴油、60万吨/年航煤、120万吨/年高档润滑油、120万吨/年沥青生产能力；可生产各20040余种。CO2AEA（多氨基）14.5万吨/7万吨/20161月投产，主要以克石化天然气制氢装置PSACO2气体通过压缩、干燥、制冷等工序生产出产品99.96%，脱碳后的驰放气作为制氢装置燃料气回用，年可节约燃料天550×104Nm38400小时。装置建设分为四部分：吸收区域、解吸区域、压缩液化区域、产品储存区域。技术装备等情况，其原理是：低温下溶剂与CO2AEA溶剂分子式为NH2CH2CH2OH，胺基具有较强的碱性，与CO2反应的速度较快，吸收容量大，广泛应用于净化装置中。AEA吸收CO2的化学反应如下所示：表1AEA吸收CO2的化学反应序号项目化学反应1水的电离2H2O⇄H3O++OH-2CO2水解CO2+2H2O⇄HCO3-+H3O+3HCO-解离3HCO3-+H2O⇄CO32-+H3O+HCO3-+CAS⇄CO32-+CASH+4CO2-离子转化3CO2+CO32-+H2O⇄2HCO3-5质子胺电离CASH++H2O⇄CAS+H3O+6胺质子化CAS+H3O+⇄CASH++H2O7形成氨基甲酸盐CAS+CO2+H2O⇄CASCOO-+H3O+HCO3-+CAS⇄CASCOO-+H2O8氨基甲酸盐质子化CASCOO-+H3O+⇄CASCOOH+H2O9氨基甲酸盐转化CASCOO-+CO2+2H2O⇄2HCO3-+CASH+吸收塔采用填料塔形式，塔径为Φ2600mm，塔身高度25.8米。2段设计操作弹性：50%-120%。米，解吸塔采用11-212号、21号塔盘下方设置液封盘。设计操作弹性：50%-120%。321组解吸塔顶空热流体的换热器，管内的热流体通过管壁和翅片与管外的空气进行换热。二氧化碳螺杆式压缩机选用的是型号，处理气量为除12企业节能降碳管理情况液吸收法捕集CO2。。案例能效水平及运行情况能效水平CO2捕集装置能耗主要有蒸汽、电力、循环水和仪表风，能耗费用约167.6元/0.962t/t6.2Nm3/t208.82kWh/t，32.67m3/t。CO2CO2CO2CO2的纯度等密切相关。本装置建设时间较早，2016年建成投产，采用化学吸收+解析+压缩+干燥+液化的工艺技术路线。尚未找到同类碳源采用同类技术路20万吨/CO2本装置碳源气体相同，但是采用的是真空变压吸附+压缩、干燥+液化的技术路偏高，这主要由于本装置解析过程需要吸收较多的热量。运行情况。/品消耗为11813.422MJ/t，标定实际处理量可达到万吨/年，产品消耗为。节能降碳重点举措及节能效果。效益分析吨，2023吨,6通过二氧化碳回收装置回收解吸气中的CO2，可使入炉前解吸气中CO2含量由51%降至18%，不仅节约了能耗，还响应了国家“双碳”政策。S2＝(Q0×M0×D0-Q1×M1×D1)Q0为改进前旧物资单耗；M0为旧物D1为新物资消耗数量。＝201412月燃料气累计量-20144月累积量+20154月累积量＝30490-9523+10391＝31358KNm3，改进前氢气产量＝201412月氢气累计量-2014年4月累积量+2015年4月累积量＝19778.63-6714.81+6391.35＝19455.17t，改进后燃料天然气消耗量＝201712月燃料气累计量-20176月累积量6月累积量＝2017月氢气累计量-2017年6月累积量+2018年6月累积量＝22920.10-11330.78+11845.41＝23423.73t。计算改造前燃料天然气单耗＝31358/19455.17＝1.61，改造后燃料天然气单耗＝31358/23423.73＝1.34元/套用公式计算，S2＝（1.61*1150*31358-1.34*1150*31325）＝9971898.22（元）综上所述，将解析气中CO2提取从而降低燃料天然气消耗仅2017年7月至2018年6月一年节省费用9971898.22元。”1.61*31358-1.34*31325≈8671KNm3，通过降低燃料气消耗可每年此外，该项目促进了地方经济发展，增加20余人就业机会，提高居民收入。突出亮点通过捕集二氧化碳，降低转化炉燃料消耗。PSACO240℃1000℃CO2CO250%10%不再作为烟气被加热而吸收热量，本质上节省转化炉燃料气的用量。根据计算，在设计负荷下，天然气制氢装置及CO2捕集装置正常运行时，制氢装置转化炉能够节省天然气477.5Nm3/h。H2CCC产品的开发利用，C排放指标的控制等，是烃类化合物化工综合利用不可缺少的一环。推广应用前景CO2捕集还可用于烟气碳捕集，如锅炉燃煤锅炉烟气、催化烟气、转化炉CO210%左右，烟气量十分充足。以转化炉烟气为14.2万吨/80%万吨//编制人：马 审核人：李 中石油克拉玛依石化有限责任公司2025年2月十、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案例基本情况企业概况北方华锦化学工业集团有限公司是中国兵器工业集团有限公司最大的工业2007年12月开工建设，2009年12月建成投产。技术装备等情况MC457压缩机（78，为多级离心压缩机，机壳为水平剖分式。压缩机主要由定子()(盘、轴套、半联轴器等)及支撑轴承、推力轴承、轴端密封等组成。该压缩机为（共七级叶轮50mm过七级压缩至出口状态，压缩机功率为1670kW14246m3/h，临界转速12781r/min1.43MPa20-180℃报警信号并自动启动备用油泵，系统油压恢复至正常时，停止备用油泵。4.0MPa4.0MPa33.3t/h15t/h，氮气约100Nm3/h。4.0MPa蒸汽消耗从而实现了焦化压缩机节能优化的目的。企业节能降碳管理情况120万吨/0.3，244.0MPa4.0MPa案例能效水平及运行情况能效水平延迟焦化装置主要消耗的能源种类有电、燃料气、天然气、4.0MPa蒸汽、0230Wh239608t9.72×106m317733t4.0MPa33.3t/h5202028.49kgoe/t202326.25kgoe/t4.0Mpa蒸1.1t/h0.7kgoe/t。2007年由中石化洛阳工程公司设计，设计加工能耗为11.22kgoe/t·5修年装置能耗有所升高，大修次年装置能耗水平得到极大改善。20212024021单因能耗8.7273kgoe/t·能量因数。2022年综合能耗48.23kgoe/t202352.96kgoe/t，单因能耗8.2468kgoe/t·2024（检修前54.43kgoe/t，单因能8.4999kgoe/t·0.023kgoe/t·运行情况该项目于2021年7-8月大修期间进行软件开发及优化，2021年9-12月进行20221装置生产更稳定，压缩机有效功率得到较大提升。最大开至25%，且短时间内完全关闭，回流时间减少2小时,回流量日降低4800Nm³，4.0MPa1102.6kg/h，4.0MPa/t0.0055t/t，其中由0.7kgoe/t。表1 实施前后生产周期内各参数对比预热切塔及小吹大吹正常运行转速防喘阀位开度分馏塔顶压力（MPa）转速防喘阀位开度分馏塔顶压力（MPa）转速防喘阀位开度分馏塔顶压力（MPa）转速防喘阀位开度分馏塔顶压力（MPa）改造前日期吨/年转/分钟最小值最大值波动转/分钟最小值最大值波动转/分钟最小值最大值波动转/分钟最小值最大值波动11.1241.069900100.0850.1070.0229900100.0820.1090.0279900250.0870.1170.039900100.0970.1020.00511.1341.069900290.090.1210.0319900300.0950.1170.0229900300.090.120.039900150.0940.1070.01311.1441.059900300.0930.1240.0319900300.0940.1120.0189900300.0830.1190.0369900150.0940.1030.00911.1541.059900400.090.1170.0279900300.0940.1120.0189900400.0880.1220.0349900100.0920.10.00812.0141.059750350.0830.1040.0219750230.0870.1080.0219750430.0750.1070.032975080.0910.1030.012平均值41.054987028.80.0880.1150.026987024.60.090.1120.021987033.60.0850.1170.032987011.60.0940.1030.009改造后1.2641.049650190.0890.1080.0199650180.0920.1150.0239650190.0960.1140.018965080.0970.1020.0051.2741.059650190.0890.110.0219650200.0880.1120.0249650190.0910.1110.02965080.10.1030.0031.2841.069650190.0890.1040.0159650200.0880.1070.0199650190.0930.1120.019965080.0950.10.0051.2941.059650280.0860.1080.0229650190.0890.110.0219650220.0880.1070.019965080.0990.1040.0051.3041.059650250.0880.1070.0199650190.0910.1130.0229650180.0970.1160.019965080.0980.1040.006平均值41.059650220.0880.1070.019965019.20.090.1110.022965019.40.0930.1120.019965080.0980.1030.00576节能降碳重点举措及节能效果（）共同对压缩机操作系统进行改定速调节为压力控制调节以及回收系统外各装置尾气时分馏系统压力变化，确定最优压力设定值为0.1MPa，转速及防喘振阀根据分馏压力进行自动调节，最终达到焦炭塔至分馏4.0MPa蒸汽消耗。图1 改造后调速控制面板总貌图2 改造后调速控制面板总貌合理调节运行参数阀门在合理区间进行调节。平稳度。图3 转速最低下限图9800rpm9650rpm下限，在保证入口塔压的同时，充分保证后续干气供量。增加转速上限，避免转速波动过大，保障装置稳定。图4 一二级最高转速限制界面9650rpm10400rpm，在大吹时塔顶压力急速下降，控制器为保证塔10400rpm9650rpm，0.008MPa（在调速设置参数内设置810rpm，在塔顶压力测量值与设定0.008MPa界面可以设定，防止转速短时间内剧烈波动。全。图5 改造后冬季防喘振阀偏差图-10（0%%0%全关正常操作。合理设置不同工况压缩机转速(橘色线越快开线左侧时，防喘振控制器会产生一定增量（0%，此时系统计时器开始3制器会在原基础上继续产生一定增量（0%，以此类推。图6 实施前防喘振调速控制面板总貌图7 实施后防喘振调速控制面板总貌较大提升。预热切塔及小吹大吹预热切塔及小吹大吹日期负荷吨/小时回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³Nm³改造前5.141.0615490.693024581245816800.8134447325.241.0312080.672514800.8118411601.3150834175.341.059030.763226720.8213718721187246415.441.0613690.68219051.4126719521195240405.541.0317240.8137922990.7160918621.12048503611.1341.0622300.81784230612306230012300639011.1441.0523070.818452308123082290368701102311.1541.0532001.2384023260.6139531531.34098933312.0141.0527500.6165017310.58653481134815996平均值41.0519150.74151220530.8717252194.41.2828306067改造后1.2641.0414110.342313940.227814000.684015411.2741.0514060.342115240.230413950.569714221.2841.0614190.342514970.344914120.684717211.2941.0522130.366314550.229116990.6101919731.3041.0518950.356814150.228313800.682816795.540.048220.324612030.112012750.22556215.640.0710430.110412080.11219520.1952595.740.128650.18713200.1519810280.11033885.840.0410170.1515310570.442316250.481213885.940.09150.327512680.450716110.58051587预热切塔及小吹大吹总回流量日期负荷吨/小时回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³回流量Nm³/h（h）总回流量Nm³Nm³8平均值40.5613000.2533613340.2329713770.426301257案例实施前、后相同负荷下蒸汽量如下表所示。表3 案例实施前后4.0MPa蒸汽消耗对比日期负荷（单路）t/h4.0MPa流量kg/h汽值kg吨耗4.0MPa蒸/t改造前2021/5/141.0633625204.72021/5/241.0333179202.22021/5/341.0533399203.42021/5/441.0633625204.72021/5/541.0333930206.72021/11/1241.0633210202.52021/11/1341.0634110207.92021/11/1441.0533703205.52021/11/1541.0533368203.52021/12/141.0530656186.7平均值41.0533280.5202.78改造后2022/1/1941.0531499192.12022/1/2041.0432696199.42022/1/2741.0533317202.92022/1/2841.0632505197.92022/1/2941.0532648198.82022/1/3041.0533052201.32022/2/441.0432213196.22022/2/541.0532233196.32022/2/641.0632504197.92022/2/2241.0432175196.02022/2/2341.0632549198.22022/5/540.0431249195.12022/5/640.0730549190.62022/5/740.1230254188.52022/5/840.0430808192.42022/5/940.0830708191.5平均值40.7431934.9195.94降低量0.311345.66.84项目（路）项目（