□ 本刊记者宋玉春 王 宾 黄敏清 通讯员 李 娜 李 颖 夏仕美 张 洋 陈莉茵

科技创新拓节能新路

□ 本刊记者宋玉春 王 宾 黄敏清 通讯员 李 娜 李 颖 夏仕美 张 洋 陈莉茵

中国石化大力推进科技进步和技术创新，并将此作为推进企业节能降耗再上新台阶的重要支撑。

江苏油田邵伯接转站采用太阳能和天然气联合供热。王庆辉 摄

先进的工艺和装备不仅能有效提高生产效率和产品质量，在节能减排上也发挥着核心作用。中国石化不断加大技术研发投入，将科学作为环境保护的抓手，把技术作为节能降耗的支撑，使科技创新在绿色发展中发挥重要作用。

科技创新驱动能效倍增

“十二五”期间，中国石化大力推广成熟适用节能新技术，通过召开集团公司技术交流会，交流系统内节能技术及应用案例，搭建信息共享平台，为科研院所提供节能新技术、新工艺信息发布渠道，为企业节能技术选择提供信息参考；通过编印下发《集团公司十大节能技术推广目录》，促进成熟、适用先进节能技术在更多企业开花结果。茂名石化、镇海炼化、燕山石化、齐鲁石化等25家企业积极采用“十大节能技术”，实施节能技术改造项目68个，节约标煤6.7万吨。通过开展节能技术服务，组织工程建设公司、洛阳工程公司和石化盈科等技术团队和系统节能专家，深入企业交流能量系统全局优化、低温余热综合利用、炼厂氢气资源优化利用、污水汽提-溶剂再生装置蒸汽优化等成熟适用节能技术，为企业开展技术服务，共提出节能措施160多项，促进了产学研成果的转化。

与此同时，中国石化尊重基层的首创精神，倡导和推进基层管理创新实践，积极探索节能降耗的新方法、新途径和新模式。积极开展全厂能量系统优化工作。在装置内，采用新的工艺技术、新的催化剂、新的分馏塔内件等，减少反应过程、分馏过程总的能源需求，从根本上减少装置的能源使用量。在装置和装置间，采用夹点技术，优化装置换热网络及热联合，提高换热效率和热联合直供比例，减少低温位热量的产生；树立低温热大系统优化的理念，优化热源热阱的匹配，做到高质高用、低质低用。在此基础上，进行全厂能量系统整体优化，优化总加工流程，减少工艺用能；优化匹配公用工程系统，优化配备燃料、氢气和蒸汽，最大限度降低系统能耗；优化能量回收环节，采用有机朗肯循环发电、液力透平等技术，回收系统内低温热水、乏汽、烟气等余热余压资源，确保对余热余压资源综合利用。“十二五”期间，炼油综合能耗、乙烯燃动能耗明显下降。

“十二五”期间，集团公司重点推广油田采油污水余热利用技术、油井集中控制供电技术、相变换热器等成熟适用节能技术，实施522个技术改造项目，节能41.4万吨标煤，发挥了科技支撑作用。同时，紧跟能源技术革命发展趋势，统筹用好系统内节能科研力量，研发十大关键和共性节能技术，如燃气轮机-加热炉联合发电供热技术、新型高效分壁蒸馏技术、加热炉高效燃烧技术和高性能保温保冷新材料等，不断提升节能科技创新能力。

“绿色技术”节能降耗

针对传统石油钻机以柴油作为动力，能耗高、效率低、噪声大、污染重等特点，西北油田全面推广“以电代油”项目，使用清洁能源提高能源产出效率。

利用两台1100千瓦交流变频调速电动机，替代传统柴油机，并保留两台柴油机作为备用切换装置。这是西北油田电驱改造的内容，也是油田“绿色钻井”的标准配置。

为了突破电驱改造技术屏障，技术人员利用双变比变压器，将网电输送的10千伏高压电变为两股低压电。其中，660伏电压为两台主电机提供动力，驱动带绞车、钻井泵、泥浆泵等主力设备，400伏电压作为钻井辅助用电及井队生活供电。

网电钻机供电系统采取变电站、柱上开关、箱变保护装置三级保护分级配置，确保电驱钻井设备运行安全，避免钻机运行对电网造成冲击，同时配备无功补偿及谐波抑制装置确保功率因数达标。这相当于家庭用的稳压器和保护开关，解除了‘以电代油’的后顾之忧。

“以前打一口井需要800多吨柴油，改为电力驱动后，每口井作业节省费用逾百万元。”乙方钻井队队长肖程说。西北油田利用网电替代柴油动力，通过对供电线路进行优化改造、调整运行方式、缩短供电半径等手段，注气工作全面实现电能替代。截至目前，接入电驱注气454井次，用电1.18亿千瓦时，相当于替代柴油消耗24618.96吨。

为改变大功率天然气发电机组给小负荷生产设备供电的被动局面，西北油田利用塔里木盆地丰富的光照和风力资源，在AT40井率先建设风光储离网型电站，电站由12.4千瓦光伏和2千瓦风力发电机组成，将日常太阳能和风能所产生的电能储存起来，能够稳定持续给井场生产设备供电。

河南油田下二门余热利用项目采用蓄能式热泵系统，利用油田采油污水余热，通过热泵提取污水中的热量，根据峰谷电价政策间歇运行，谷电时段热泵系统一方面通过掺水换热器和原油换热器加热掺水和原油，另一方面向蓄能罐内充水蓄能，峰电时段热泵系统停止运行，汲取蓄能罐的热量持续供热，油田污水按原流程回注地下，做到“只取热不取水”。投产以来，每年可为联合站18.3万吨原油集输加热，为100万吨采油掺水加热，给矿区3.5万平方米供暖，年可节约天然气约480万立方米，减排二氧化碳7159吨，节约标煤3675吨。目前，新星公司余热项目折合热利用能力为22.7万GJ/年。

除工业余热利用外，新星公司作为以地热开发利用为主的新能源公司，近年来地热开发利用发展迅速，初步形成具有自身特色的地热资源评价、钻井工程技术、地热尾水回灌及梯级换热、尾水净化、采灌结合等配套技术。科学开发利用地热资源，与河北雄县合作打造了全国首座“无烟城”。2015年底业务范围已扩展至北京、陕西、河北、河南、山西等17个省市，拥有地热井288口，换热站179座，地热供暖能力达3000万平方米，占全国常规地热供暖的30%，为20余万个家庭提供供暖服务，年可替代标准煤69万吨，减排二氧化碳170万吨。

技术革新破瓶颈

“利用这次大检修的机会，我们大力推广新技术新方法的应用，解决了多个节能方面的问题，检修装置开工后，全厂能耗可降低约1.27个单位，相当于每个月省下1270吨油。”齐鲁石化炼油厂副总工程师朱胜国介绍说。

今年8月30日，该厂抓住近四年来第一次大检修的机会，大力推进技术应用改造，实现了主要生产装置的升级改造，为全厂做好节能降耗工作打下了基础。

检修前，该厂一直低负荷运行着两套制氢装置。经过调研，他们得知一改制单位新上一套制氢装置，可产生富余氢气，便登门与其洽谈，检修时新增一条氢气管线及相关压控阀、流量计等。这样，满负荷运行第二制氢装置便可满足全厂氢气需求，而第一制氢装置则可停工备用。项目完工后，运行结果与设想完全一致，且可降低能耗1个单位。

蜡油加氢装置是去年3月新开工的一套装置。在装置运行中，技术人员发现，有一台泵可以停用，只利用两个塔间的差压就可以进行介质的传输，他们与设计方对接后，双方均认为可行。最后，改造方案定为加粗装置硫化氢脱硫塔底泵出入口副线。方案在此次检修中得以实施，预计每年可节约用电150万千瓦时。

“在新装置运行过程中，我们的技术人员细心地观察分析装置各项数据，大处着眼，小处着手，芝麻西瓜一起捡，尽最大努力降低装置的能耗，从而使资源得到合理有效的利用。”蜡油加氢车间主任薛忠华说。

联合装置技术人员经过测算，改变换热器最末端的流程，可以在保证四常装置正常生产的前提下，提高蜡油加氢装置原料的温度，从而为蜡油加氢装置降低能耗。这一措施也在检修中顺利予以实施。

西北油田首套“全电驱”注气设备在TK402井实施现场。范明 摄

技术攻关显成效

广州石化重油催化裂化装置原有的烟气余热锅炉系统已经连续运行超过20年。随着关键设备老化，加上后路中压蒸汽管网压力提高，旧炉在运行上存在较大的隐患。尤其是装置新增烟气脱硫设施后，上游的锅炉炉膛压力升高，烟气容易泄漏，造成锅炉操作压力和产汽量都未达到设计值，导致烟气能量无法完全回收，能源损失较大。

2013年，广州石化投资5000多万元对该装置烟气余热回收系统进行技术改造。改造后的锅炉具有燃料耗量少，炉膛承压能力高、产汽量大等优点，投产后不仅年增效4000多万元，而且能保证再生烟气全部进入下游的烟气脱硫设施进行净化处理，年节能达49974吨标煤。

轻催装置原烟机运行两三个月就会出现因动叶片、围带、静叶片等催化剂结垢严重，导致转子动不平衡或动静摩擦，振动值上升，到达高报警值，被迫停机清理，2007年以来，催化烟机共检修14次，在线除垢（甩剂）16次，不仅无法满足装置长周期安全高效运行的要求，也造成较大的能量损失。

为此，广州石化、石油化工科学研究院、催化剂公司、洛阳工程有限公司和华东理工大学联合承担了“催化烟气轮机结垢原因研究及处理技术开发”项目。2015年12月，依据项目组的研究建议，技术人员在催化裂化装置停工大修期间，对旋风分离系统进行改造，同时应用新技术更新了烟机。更新改造后的烟机采用13项新技术，改善了烟机的流场，减少了涡流区，有效减缓了烟机的结垢，烟气温度较上一周期下降10～15摄氏度。截至今年9月底，烟机改造投用后已经平稳运行8个月，目前烟机运行工况明显改善，可提升功率1200千瓦/小时。

针对蒸馏三装置加热炉烟气与空气预热器换热效果差，导致排烟温度高、加热炉热效率偏低等问题，广州石化对加热炉进行技术改造，在原有热管换热段的基础上，在烟气侧热管段前增设了空气扰流子换热段，在热管段后增设铸铁板低温换热段，同时将常压炉原24台声波吹灰器改为激波吹灰器；41台燃烧器全部更换为气体燃烧器，并更换了空气预热器烟气侧的副线蝶阀。改造后，加热炉排烟温度下降50%、加热炉热效率大幅提高，装置燃料单耗较改造前下降34.57%，年节能23048吨标煤。

同时，该装置还对原设计为三级蒸汽抽真空形式的减压塔抽真空系统进行技术改造，采用蒸汽喷射和机械抽真空的组合方式，对各级压缩比重新优化，更换现有蒸汽抽真空器，增加一台液环真空泵组。改造后的抽真空系统，一级和二级抽真空继续采用蒸汽作为工作介质，停下三级蒸汽抽真空器，抽真空系统的蒸汽消耗量降低4.21吨/小时，对应减少装置含硫污水约4吨/小时，装置总能耗下降0.625千克标油/吨。