5.3.2 几种低压低温余热方式的节能效果
几种低温余热利用方式的折能系数（定义为低温热利用所代替的一次能源量占低温热量的百分比）见表13。
表13 低温热利用的 低温热利用方式 同级利用 溴化锂吸收制冷 热水扩容发电（带采暖） 正丁烷有机工质发电 热水扩容发电（无采暖） 折能系数 1.0 0.45 0.33 0.21 0.12 制取冷水温度7~15C 用水用热媒，热水最高温度130C 蒸发温度90.76C 用水用热媒，热水最高温度130C 备 注 目前国内低温热扩容发电投用的企业有长岭和锦西炼厂。
由节能技术中心组织的某厂350万吨/年处理量的节能规划中，低温余热在回收利用后，所剩无几。共回收4100万kcal/h,长年同级利用的有气体分馏装置重沸器热源2000万kcal/h,除盐水800万kcal/h,储罐加热320~400万kcal/h,全年中部分时间用的为冬季采暖900万kcal/h。 5.3.3 高压低温余热的回收利用
当然，上述的低温余热利用还仅是在低压范围内。随着油品质量的进一步提高，加氢过程越来越多，产生的较高压力的低温余热也越来越多，其高压低温余热的回收和利用将是提高用能水平一个新的课题。
高压低温余热一直没有回收的原因主要有二个：一是压力高，换热回收投资大；并由于压力高，一般认为运行安全性差。二是炼油厂普遍存在低压低温余热过剩并难以回收利用的问题。
最近对加氢裂化反应流出物采用水扩容发电的情况做了探讨。仔细分析反应流出物余热的特点，可以看出：尽管反应流出物压力高，换热回收投资大，但由于此股物流流量较大热量集中，为回收热量所需的管道投资相对较小，回收利用的总投资不一定大。如某0.8Mt/a加氢裂化装置为全循环、冷高压分离器流程，80℃以上反应流出物余热量达15.8MW。而某新建4.0Mt/a大型加氢裂化装置为全循环、热高压分离器流程，80℃以上的反应流出物余热量达67.4MW。在回收反应流出物热量的过程中，已经投用了许多高压换热器、高低压换热器（如利用高压分离器气体热量直接产生低压蒸汽）和高压空冷器，因此也不能认为用高低压换热器（在回收大量低温余热时，一般用水作介质，压力在0.5MPa以下，故使用高低压换热器）代替高压空冷器就存在安全性的问题。
选择的基准价格数据为：电0.45元/kWh,除盐水14元/t,冷却水0.25元/t，1.0MPa蒸汽100元/t。 投资
以2002年投资概算价格为基准，新建加氢裂化装置回收41MW低温位余热（下称新建装置动力
26
回收）和已有装置改造回收（下称改造装置动力回收）两种方案的动力回收系统工程投资见表14。 表14 动力回收系统工程投资 万元 项 目 低温余热发电站 反应流出物换热器 热水管道 合计 新建装置动力回收 1700 0 175 1875 改造装置动力回收 1700 400 175 2275 注：（1）由于单独建低温余热电站，故按与装置的距离计为500m；
（2）新建装置时，高低压换热器代替了高压空冷器，故投资不计。
效益分析
发电3500kW,年效益1260万元；换热器代替高压空冷器后，减少风机用电160kW,年效益57.6万元。因此低温余热发电的年总效益为1317.6万元。
低温余热电站的有关消耗及费用如下： 冷却水3340t/h,年费用660万元；
电站自耗电（包括热水泵）200kW,年费用72万元； 热水补充用除盐水2.5t/h,年费用28万元； 消耗1.0MPa蒸汽0.5t/h,年费用40万元。 上述4项相加，年总费用800万元。 投资回收期与节能效果
综合上述两项，低温发电的年净效益为517.6万元，新建和改造装置动力回收方案的简单投资回收期分别为3.6，4.4年。这两种情况下的回收期均在一般可接受的5年以内，说明采用动力回收方式是经济可行的。另一方面也说明，新建装置动力回收方案更合理，投资回收期比改造装置动力回收短0.78年。
按目前的炼油厂能量消耗计算方法折算指标计算，发电3500kW并减少风机用电160kW,节能量为1098kg标油/h,各种消耗折一次能源量为438kg标油/h,此方案净节能量为660kg标油/h，每年节约标准燃料油5280吨，节能效果也是非常显著的。
地区影响因素
对不同地区不同炼油厂来说，所建低温余热电站的投资变化不大，但有时效益差别比较大，这是由炼油厂不同的公用工程价格所引起的。
以南方某炼油厂的价格为例进行分析。有关价格为：电0.62元/kWh,除盐水8元/t,冷却水0.34元/t，1.0MPa蒸汽80元/t。
27
按此价格计算的年总效益为1815万元，年总费用为1056万元，年总净效益为759万元。新建和改造装置动力回收方案的简单投资回收期分别缩短到2.47，3.0年。效益好回收期短的主要原因是电价较高，说明在电价较高的地区，动力回收反应流出物余热的方法更加合理有效。
总体来说，南方地区电价较高，而水资源丰富，水价较低，动力回收反应流出物余热的方法更加经济合理。 5.4 调速
目前高压变频调速的技术国内也比较成熟，投资也大幅下降，300~1000kW的单价在1500~2000元/kW,若功率在2000kW以上,单价可降至1000元/kW。
应避免的一个问题是：调速并不意味着变频一种方式，对于长期低负荷运转的泵，可采用直接切削叶轮的办法。
另外是在论证调速方式时，特别注意在泵的总扬程中，若管路压降和阀门压降战占的成分越大，调速节电的效果越好，否则效果不好。 5.5 往复式压缩机气量调节技术
通过液压传动装置使压缩机在压缩过程中，延迟关闭进气阀，使气缸中的部分气体返回进气腔，从而实现在全程范围内排气量调节，这种调节与传统方式不一样。该技术使得部分在吸气阶段被吸入气缸的气体，在压缩阶段被重新推回吸气腔，减少压缩机每次循环过程中实际压缩气量，实现节能。
某炼油企业80万t/a加氢裂化装置有三台往复式新氢压缩机，进口压力为2.0Mpa，出口压力为19.3Mpa，每台压缩机轴功率2900kW，匹配电机为同步电机，功率3200kW，转速为300rpm。每台新氢机可满足装置70%生产负荷。当装置负荷率高于70%，需新氢机“开二备一”，造成大量的气量压缩后重新返回压缩机入口。即使生产装置满负荷运转，也有一台压缩机气量的40%需返回，浪费电1160kW。
经对一台新氢压缩机采用气量调节技术，投资375万元，节电1200~1500kW，效果显著。
6 石化工业的节能方向
（1） 节能始终需要一个有效的组织管理体系。
（2） 在项目前期阶段，一定应做好装置用能优化，特别是系统用能优化工作。从平面布置、联合装置的设置做起。
（3） 装置大型化，高的负荷率，从原油调配到原油加工，加工的原料与产品稳定。 （4） 采用先进的工艺技术与催化剂、助剂等；转化率高，减少了加工过程。
（5） 打破各个工艺装置自成体系的传统模式，进行深度热联合,全厂一体化。这不仅减少投资，
28
而且有显著的节能效果。工艺装置和公用工程设施之间的协调优化，尤其是蒸汽/电力和工艺热源之间的协调优化，多数有高的回报率。全厂优化需要考虑公用工程的优化选择、公用工程规格的优化选择、工艺一体化路线的选择以及装置是否开工等。
（6） 提高燃料的利用率，逐渐用煤代替燃料油或燃料气。 （7） 使用先进控制、高级控制，卡边操作，优化操作，减少消耗。
（8） 采用节能新技术、新设备。扩大燃气轮机与加热炉联合的应用；逐步采用产生高压蒸汽的方法；用低温余热预热炉用空气；各种新型强化换热器的使用；先进的节能型蒸馏工艺；高压变频调速的应用；高效的机泵；高效塔盘。
（9） 与周围其它企业进行能量合作，创造条件，实现大系统范围内的能量逐级利用、热电联产，达到减少能源消耗、减少环境保护压力、提高经济效益的目的。这也需要从项目前期阶段做起。
（10） 引入能源合同管理模式于石化企业节能工作中，解决节能投入资金困难的问题。
7 基准能耗
29