2024 年.第 4 期 张晨．多孔生物炭的制备、 改性及碳捕获机理和应用前景研究 - 47 -

DAC能否降低大气中CO2浓度进行了测试。目前，

DAC被视为一种可行的CO2减排技术。

DAC技术的主要优势在于可减少大量小型化石

燃料燃烧装置和车辆CO2的排放。此外，与用于固

定源捕获的CCS或CCUS技术相比，DAC装置的布

局非常灵活。合理使用DAC技术在降低大气CO2浓

度和实现负排放方面具有巨大潜力。DAC应用的关

键在于装置的开发以及吸附剂的选择，高效、低成

本的装置有助于推广 DAC 技术的全方位应用，同

时，高性能、寿命长的吸附剂也可以助推DAC应用

的发展。一般来说，物理吸附剂具有很强的再生能

力，但在室温和大气CO2浓度下，其吸附性和选择

性较差。相反，化学吸附依靠化学键的强吸附作用

吸附效果较好，但其能耗高、脱附困难等不利条件

仍需要解决。由于DAC技术的实际开发需要多次吸

附和解吸循环，因此，兼具吸附性、选择性和稳定

性的材料对未来DAC技术的商业化至关重要。

尽管许多研究都报道了生物炭吸附 CO2 的可

行性，但生物炭作为 DAC 吸附剂的研究领域仍是

空白。目前，有关生物炭进行 DAC 应用的可行性

与稳定性研究较少，但仍有数据表明较高的湿度会

降低生物炭在 DAC 吸附过程中的吸附效果与吸附

活性。研究表明，使用竹炭作为生物炭的前体并用

KOH 对生物炭进行活化后应用到直接空气捕集中

是可行的，同时该实验也探索了相对湿度对稳定性

的影响[72]。结果表明，竹制生物炭是一种很有前途

的固体吸附剂，可直接用于空气捕集CO2。KOH活

化竹制生物炭大大优化了生物炭的形态和质地，增

加了比表面积，从而提高了CO2的吸附能力。BBCKOH-1:1对CO2的吸附量最高，达到51.74 μmol/g

（400 mg/kg）和3.49 mmol/g（298 K，1 bar）。此外，

突破曲线的动力学模型表明，BBC-KOH-1:1对CO2

的吸附遵循拟一级吸附，而前驱体（BBC-Origin）

遵循拟二级吸附。同时，BBC-KOH-1:1在干燥条件

下显示出稳定的吸附能力，而高相对湿度则会损害

DAC 的性能，吸附能力在50 个循环后会显著降低

至63.88%。

碳材料具有捕集碳的潜力，除了直接捕集空气

中的CO2外，生物炭还具有降低成本和保护环境等

优点 [69]。然而，生物炭在DAC 中的应用有限。用

PEI修饰的碳纳米管在CO2压力为0.003 5 bar时的吸

收率达到了1.068 mmol/g[70]。在少数报道的将碳材

料用作DAC吸附剂的案例中，都是用PEI对其进行

改性，以提高生物炭的CO2捕获能力。尽管许多活

性炭和生物炭没有经过胺改性[71-72]，但其良好的孔

隙结构、高度的协调性和广泛的来源为其在 DAC

中的应用提供了巨大的潜力[73]。

3 结语

总体而言，随着环境气候的逐渐恶化，减少碳

排放、降低大气中CO2浓度势在必行。生物质作为

一种新能源，具有产量高、环保、易改造、经济性

好等优点，并在CCUS领域前景广阔。

作为多孔吸附剂，生物炭材料主要依靠物理吸

附来捕获CO2。物理吸附能力取决于生物炭材料的结

构特性，研究表明，生物炭可以通过物理或化学活

化扩大孔径，复杂的孔隙结构更有利于表面改性，

目前仅限于使用含氮物质进行表面覆盖从而提高

CO2的化学吸附能力。对于固体吸附剂的表征测试，

生物炭的复杂结构和复杂成分导致了表征方法的局

限性。不过，通过元素分析和结构表征仍然可以横

向比较生物炭材料的特性及其CO2捕获能力。

目前，生物炭作为一种固体吸附材料已被大量

用于CO2捕集和直接空气捕集。生物炭并非均质吸

附材料，生物炭吸附CO2的过程机理尚未得到明确

解释，过于复杂的生物炭结构延缓了对吸附机理的

研究。此外，实际因素对生物炭CO2吸附能力的影

响有待考量。利用生物炭捕获CO2的工业化实验与

应用可能是未来研究 CO2捕集适用性的途径之一。

生命周期性研究和经济性研究也会是丰富对生物炭

吸附CO2这一领域的全面分析。

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并计划于2026年全面正式实施。我国每年有大量的

石化产品出口至欧美等发达国家和地区，这些地区

在碳标签应用上起步较早，因此，中国的石化行业

如何积极应对、有效融入碳标签制度国际趋势，并

以此为契机推动行业绿色转型和可持续发展，显得

尤为重要。基于欧美单方面标准制定的碳标签一旦

形成技术贸易壁垒，将对我国石化产品参与国际竞

争造成掣肘[10]。

综上，我国石化企业宜未雨绸缪，积极自主探

索碳标签认证方法。一方面，通过提前熟悉碳排放

核算流程，更好地掌握产品碳排放现状，为制定针

对性减排策略提供数据支持；另一方面，积极积累

应对欧美对产品开展碳标签认证的技术经验，将有

助于我国石化行业在一定程度上规避国际贸易碳壁

垒，稳定出口贸易，并进一步提升我国石化产品国

际市场竞争力。该项研究的阶段性成果，对于我国

石油化工产业加速实现碳达峰、碳中和目标具有重

要探索意义。

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（上接第 31 页）

摘  要：梳理了在电动汽车产业进入红海竞争阶段，插电混合动力和固态电池等不同技术对电动汽车续航能

力的影响技术进度，对PHEV车型需求趋势进行研判。综合对充电站发展现状的分析，通过演绎法

从充电客户端和充电站端分析电动汽车续航能力提高对汽车行业和充电站发展带来的影响，分别针

对私家车客户、公务车客户、小型运营车客户、公共及特种车辆客户、重卡等大型车辆客户等5类

客户群体，从居住地充电、第三方充电运营平台、道路充电站和定点充换电站的需求角度进行了深

入剖析，提出了充电站发展的四大趋势，具有一定的指导意义。

关键字：发展趋势 电动汽车 充电站 固态电池 插电混合动力

电动汽车续航突破 2000 公里背景下

充电站发展趋势分析

张振

（中国石化广东石油分公司，广东广州 510620）

收稿日期：2024-06-10

作者简介：张振，工程师。2007 年毕业于青岛科技大学机械工程及自动化专业。主要从事加油站工程项目管理工作。

通讯联系人：张振，zhangzh.gdsy@sinopec.com。

Analysis of the Development Trend of Charging Stations in the Context

of Electric Vehicle Range Exceeding 2000 Kilometers

Zhang Zhen

（SINOPEC Marketing Guangdong Company，Guangzhou，Guangdong 510620，China）

Abstract: This article sort out the technological progress of the impact of different technologies such as plug-in

hybrid and solid-state batteries on the endurance of electric vehicles in the competitive stage of the electric vehicle

industry. It also conducts a thorough analysis of the increasing sales proportion of PHEV models in the electric

vehicle industry. Based on a comprehensive analysis of the current development status of charging stations, the

impact of improving the range of electric vehicles on the automotive industry and the development of charging

stations is analyzed through deductive methods from both the charging client and charging station. Five customer

groups, including private car customers, government car customers, small operating car customers, public and

special vehicle customers, and large vehicle customers such as heavy-duty trucks, are analyzed in depth from the

perspectives of residential charging, third-party charging operation platforms, road charging stations, and fixed-point

charging and swapping stations. Four major trends for the development of charging stations are proposed, which

have certain guiding significance.

Keywords: development trend；electric vehicle；charging station；solid state battery；PHEV

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 清洁能源 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张振 . 电动汽车续航突破 2000 公里背景下充电站发展趋势分析 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：52-57.

2024 年.第 4 期 张振．电动汽车续航突破 2000 公里背景下充电站发展趋势分析 - 53 -

1 电动汽车续航能力技术进展

1.1 电动汽车产业已进入红海竞争阶段

传统燃油汽车主要依赖石油产品作为动力源，

石油资源受禀赋限制对外依存度较高。发展电动汽

车可减少对石油产品等传统化石能源的依赖，保障

国家能源安全，减少大气污染，同时推动产业升级

与经济发展。

电动汽车逐步渗透市场。近年来，随着国民

经济水平提升和居民消费能力增强，更多家庭拥有

购车需求及能力。在国家层面的鼎力扶持与战略推

动下，相较传统燃油车，电动汽车具有更低的用车

成本、更好的驾驶体验和较高的智能化技术，正以

较高性价比逐渐改变人们购车方向，2024 年市场

渗透率有望达到40%[1]。目前，国内崛起了数十家

电动汽车品牌，包括传统品牌如比亚迪、长城、吉

利等，造车新势力企业如蔚来、小鹏、理想、小米

等，市场竞争愈发激烈。

续航突破、治愈“补能焦虑”，冲击市场。电动

车充电效率远不及燃油车加油效率是业内外共识。

为此，各企业大力推动技术进步，发展出超充技

术，有的研究固态电池，近期电动汽车领军企业比

亚迪两款新车型——秦L和海豹06（均属于插电混

合动力技术路线的电动汽车），其百公里亏电油耗

2.9 L，综合续航里程更是达到2 100公里，引发汽

车和充电行业热议，给传统燃油车及纯电车市场带

来冲击。

1.2 插电混合动力技术进展

1.2.1 市场表现

插电混合动力汽车（PHEV）自 2021 年起进

入市场化发展阶段，规模呈爆发式增长。特别是

2022年，增速超过纯电汽车，市场渗透率达6.2%[2]。

2020—2023年，国内插混车型销量增长了10倍，渗

透率由1.1%增至11.1%。由乘联会数据，2024年1—

4月插电式混动车型销量增速达84.5%，远高于同期

纯电动车12.8%的增长率，在新能源车领域的市场

份额已达到41.4%。6月中国汽车工业协会等发布的

《2024新能源汽车消费洞察报告》显示，2024年新

能源车意向购买用户已与燃油车旗鼓相当，插电混

动车型的拥趸排名第一，如图1所示。

1.2.2 技术分析

PHEV 技术优劣主要从“混动架构、变速箱、

发动机、动力电池、电驱动”5个方面分析。从混

动架构发展来看，双电机串并联的配置已被广泛采

用，且该系统正逐步向多档化转变，以规避如比

亚迪DM技术（单档位）的专利限制；同时，根据

GB19578《乘用车燃料消耗量限值》要求，为实现

2025年普通家用车4 L/百公里的平均油耗水平，混

动发动机技术也在不断进步，目前已有量产发动机

的热效率超过43%（比亚迪为46.04%）。展望未来，

通过超稀薄燃烧、余热回收、主动预燃室及全附件

电动化等先进技术的应用，预计到2030年，发动机

热效率有望达到50%，油耗会进一步降低；在动力

电池领域，磷酸铁锂电池因其成本优势和性能的持

续提升，电池容量的快速增长也推动车辆纯电续航

里程显著提升；而电驱动技术方面，未来的发展趋

势将集中在集成化、轻量化和高效化三方面，以实

现更优异的性能表现和更低能耗。

车辆续航达到2,000公里并非初露端倪。2017

年，本田MMD混动技术的雅阁最高续航纪录达到

2 110.2公里；2023年，雅阁eHEV达到2 132.7公

里[3]。但比亚迪凭借全产业链布局、技术研发与创新、

成本控制优势将顶级续航能力的电动汽车售价拉低至

10万元以内，成为电动汽车行业的里程碑事件。

1.3 固态电池技术进展

1.3.1 行业现状

固态电池技术的突破将推动电动汽车行业飞速

发展。目前纯电汽车的续航能力受限于传统的三元

锂电池和磷酸铁锂电池，成为纯电车型发展短板。

固态电池体积能量密度较液态锂电池可提升超过

70%，从而显著提升电动车的续航里程；固态电池

图1 不同动力类型新能源车消费偏好

氢能源

及其他

插电混合

动力汽车

纯电动

汽车

增程式混合

动力汽车

41.42%

31.15%

17.82%

9.61%

- 54 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

在大电流工作环境下自燃风险更低，且简化了传统

电池封装过程。美国QuantumScape公司的固态电池

研发成果预示着未来量产的固态电池续航里程有望

达到2 000公里，且仅15分钟即可充电至80%，使

用寿命更是超过100万公里[4]。固态电池的出现正

在扭转纯电汽车的不利局面。

全球范围内，固态电池的应用尚起步，行业发

展亟待政府指引和扶持。自2010年以来，全球锂电

池研发与制造强国如中国、日本、美国、韩国、德

国等已陆续出台系列政策，旨在通过提高能量密

度、增强安全性能、优化成本控制等具体目标，推

动锂电池产业在现有技术工艺基础上持续创新，并

加强对新一代高性能锂电池体系的研发力度。2020

年，中国首次在政策层面明确提出发展固态电池的

重要性，国家发改委在《新能源汽车产业发展规划

（2021—2035 年）》中强调“要加快固态动力电池

技术的研发与产业化进程”。2023年1月，工信部、

教育部、科技部、人民银行、银保监会、能源局联

合发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》，

要求加速固态电池的研发进程，强化固态电池标准

体系的研究。这些政策为固态电池行业的未来发展

提供了明确方向和坚实支撑。

1.3.2 固态电池技术分析

短期内固态电池领域固—固界面高阻抗与低离

子电导率等固有难题亟待解决，以确保技术的稳步

推进。为此，半固态电池技术作为满足市场需求的

过渡方案，已在国内市场得到广泛认可，2024 年

将大规模装载应用。从长远来看，全固态电池是学

术界和产业界共同追求的终极目标。要实现这一目

标，必须深入研究和解决全固态电池失控/ 失效机

制、锂金属枝晶生长机制与抑制方法，以及固态电

解质体相与表界面锂离子输运机制等关键科学问

题[5]。这些问题的解决是固态电池商业化应用的必

要前提。鉴于近年来锂电池产业链的新增产能集中

且投资巨大，固态电池的生产工艺应尽量兼容现有

工艺设备，以减少技术改造和应用推广成本。此

外，高镍三元正极和硅基负极等先进材料显示出广

阔的应用前景，固态电池在发展过程中也应努力与

之兼容，从而在性能上形成更大的竞争优势。预计

全固态电池将在2030年实现大规模量产装车[6]。

整车质量低及补能效率高利好 PHEV 车型。

目前，市面上主流的锂离子电池能量密度大约在

150～250 W·h/kg，固态电池能量密度最高可达到

720 W·h/kg；从技术发展来看，未来也难以达到汽

油的能量密度级别（10 000 W·h/kg）。以固态电池

为动力的纯电车型与 PHEV 车型相比在整车质量

（对续航里程有影响）及补能效率方面相差甚远。

1.4 PHEV 车型在电动汽车行业的销售占比将越来

越高

第一，纯电续航能力分析。目前市场主流PHEV

车型纯电续航一般在100～200 km，可满足绝大多

数私家车客户日常通勤需求；如仅充电使用，与纯

电车用车成本一致。

第二，综合续航能力分析。当PHEV车型续航

逐步提高至2 000 km左右时，即使仅纯油使用成本

也大幅下降，实现特定条件下的“油比电低”。假

设92#

汽油价格8元/升（6月13日国内油价调整窗

口开启后基本不超过7.87元/升），按比亚迪秦L车

型亏电油耗 2.9L/ 百公里（据行业标准测试，并经

车主实测验证），则每公里花费：2.9×8÷100 ＝

0.232 元。纯电汽车测算以广州 7 月工商业用户两

部制电价表为电价基准，以工信部、财政部、税务

总局三部门发布的《关于调整减免车辆购置税新能

源汽车产品技术要求的公告》中可享受减免政策的

18.2 kW·h/百公里（整车整备质量2 000 kg时，举例

比亚迪秦L为2 035 kg、蔚来ET5为2 165 kg）作为

电耗标准，测算结果如表1所示。

表 1 纯电汽车单位里程充电费用比较

项目

分时分量电价 / 元

尖峰 高峰 平 谷

广州两部制工商业用电 1.416 9 1.138 9 0.681 4 0.276 2

私桩 0.257 9 0.207 3 0.124 0 0.050 3

广州充电站服务费 0.13 0.13 0.24 0.3

充电站 0.281 5 0.230 9 0.167 7 0.104 9

对比可以看到，单公里花费方面，纯油PHEV

车已低于纯电尖峰段，接近充电高峰段。跑长途

时，纯油PHEV车油耗将进一步降低；纯电车电耗

将增加，且高速服务区充电站价格一般为城市充电

站的2～3倍，如在高速充电，花费将超过PHEV车

型。同时，考虑到使用燃油的便捷性，对时间效率

2024 年.第 4 期 张振．电动汽车续航突破 2000 公里背景下充电站发展趋势分析 - 55 -

也较为在意的小型营运车客户会转移电动汽车的车

型选择意向，尤其是所在城市充电站服务费价格高

或夜间充电不便利的客户。对于私家车主，虽长途

出游频次较少，但近年节假日高速堵车成常态，进

一步影响私家车主选择。

综上所述，在固态电池技术未取得较大突破及

大规模量产前，PHEV车在电动车的销售占比将越

来越大。PHEV车可以完全不依赖充电，这将对充

电站发展产生一系列影响。

2 充电站发展现状

据公安部统计，截至 2024 年 6 月底，全国电

动汽车保有量已达到 2 472 万辆，占汽车总量的

7.18%，较2023年底显著增加。2019年至今，我国

电动汽车保有量年均增长1.94倍。全行业对充电基

础设施网络服务能力给予极高关注。

2.1 充换电基础设施发展情况

据乘联会最新数据，截至 2024 年 6 月底，我

国充电基础设施保有量 1 024.3 万台。其中，公共

充电设施为312.2万台，私人设施712.1万台，分占

三、七成。公共充电桩中，交流桩173万台，直流

桩 139.2 万台，分别占比 55.4% 和 44.6%。2024 年

上半年充电基础设施增量为 164.8万台，同比上升

14.2%。其中，公共充电基础设施39.6万台，同比

上升12.7%；私人充电基础设施125.2万台，同比上

升14.7%。不过部分地区的公共充电桩增速已明显

放缓。例如，至4月底广东拥有57.56万个公共充电

桩，占全省近1/5份额，2024年1—4月其公共充电

桩数量增长仅 1.2 万个，同比增速暴跌 80%；目前

北京有13.4万个公共充电桩，其中今年新增0.5万

个，规模较大且仍在平稳增长。通过以上数据得出

以下结论：

（1）我国充电基础设施建设与电动车高速增长

密切相关，且处于快速增长阶段，总体仍存进一步

发展空间；但一些经济发达地区初步趋近饱和。

（2）充电基础设施建设兼顾了快充和普充需求。

（3）私家电动车需求不断增加，进而推动私家

充电设施快速发展。其充电桩数量呈持续增长趋势，

说明私家车主越来越重视便捷的充电解决方案[7]。

2.2 充电站运营模式

充电站运营模式主要分三类，即充电运营商主

导、车企主导 合作、第三方充电服务平台主导。此

外，充电站运营存在马太效应，行业集中度高。

充电运营商主导模式。由特来电、星星充电

等专业运营商以及能源、电网系公司主导，负责充

电站的投资建设及运营维护，并直接面向用户提供

便捷的充电服务。这种模式的运作在前期需要对场

地、充电桩等基础设施进行大量投资，属于重资产

运营，对企业的资金实力、综合运营能力有较高要

求，其盈利能力主要依赖于充电桩的利用率以及向

用户收取的充电服务费用。

车企主导/合作模式。以特斯拉、蔚来为代表，

为自有车主提供充电服务，可分为自主建桩和合作

建桩两种形式。自主建桩核心客户群体是固定车

主。合作建桩模式下，车企与充电运营商携手合

作，车企提供客户群体，充电运营商则负责提供能

源供给和技术支持，充分发挥双方优势，实现资源

共享和互利共赢。

充电桩互联互通。目前是行业共识，第三方充

电服务平台应运而生。第三方充电服务平台主导模

式以云快充、快电为代表，通过第三方充电网络链

接用户及资产型充电运营商。盈利收益模式主要来

源于充电运营商分成服务费以及一些增值服务费。

但该模式下，第三方充电服务平台与运营商之间存

在部分利益冲突，一旦运营商退出合作，第三方充

电服务平台将丧失价值，因此需建立完善的相互依

存、互惠互利的运营模式。

3 电动汽车续航能力提高背景下充电站发展趋势

分析

3.1 从充电客户端分析

充电客户群体主要可分为以下 5 类：私家车、

公务车、小型营运车（含网约车、出租车、小型货

车）、公共及特种车辆（含公交、邮政、环卫、工程

车）、重卡等大型车辆。分析其消费特征，梳理充电

终端需求，如表2所示。

私家乘用车逐步占据主要市场份额，改变充电

站发展方向。我国电动汽车市场最早以商用车电动

化应用为主，2017年以来，私人电动车开始占据主

要市场份额。国家发改委信息显示，与“十三五”

初期相比，2021 年私人电动车占比从 47% 提升到

78%，非限购城市私家车比例从 40% 提升到 70%；

- 56 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

表 2 各类充电客户消费特征及终端需求分析

客户类型 私家车 公务车 网约车 出租车 小型货车户 公共及特种

车辆

重卡等大型

车辆

消费特征

上班族为主，

多下班后充电，

时间充裕

各类政府、企事业

单位，多在单位驻

地停车场建设私桩，

多选择非工作时段

进行充电

多错峰、低谷时

段，充电站 / 居住

地充电

交接班前

道路充电

站充满电

夜间停工时充电，没

有条件的会低谷时在

道路充电站。白天业

务较多时，会选择道

路充电站临时充电

一般建有或

合作的大型

充电站，定

点充电

换电为主，固

定线路，两端

和中途有定点

换电站

终端需求

居住地或工作

地慢充私桩

工作地慢充和快

充私桩

道路充电站快充；

居住地充电站快

充和慢充；居住

地慢充私桩

道路充电

站快充

居住地充电站慢充；

道路充电站快充

以定点的大

型充电站慢

充和快充为

需求

定点换电站

表 3 6 月某运营商分时段快充充电量

时段类型 时段 快充充电量占比，%

低谷时段 00:00 ～ 08:00 48.96

平段

08:00 ～ 10:00

12:00 ～ 14:00

19:00 ～ 24:00

36.34

高峰时段

10:00 ～ 11:00

14:00 ～ 15:00

17:00 ～ 19:00

9.11

尖峰时段 11:00 ～ 12:00

15:00 ～ 17:00 5.59

2022年电动汽车消费中私家车占比超过80%，私人

乘用车规模化出行服务市场基本形成。将市场份额

与相应消费特征对应，私家车、网约车、小型货车

客户是主要的充电群体，这也是充电站发展的主要

方向。需关注居住地充电站慢充、道路充电站快充，

以及如何在数量庞大的慢充私桩中找到商业模式。

3.2 充电站角度分析

3.2.1 PHEV 车型增长对充电站的影响

PHEV车的发展对充电站影响不容小觑。在国内

充电基础设施发展不全面不均衡、电动汽车续航能

力十分有限的情况下，PHEV作为过渡车型推出。随

着混动技术的迅猛发展，尤其是国内汽车产业链的

成本优势，10万元售价以内顶级续航能力电动车的

出现，极大提高了PHEV车市场地位。目前国内充电

站的发展基本未预料到PHEV车的迅捷扩张，而随着

PHEV车替代越来越多纯电车，将导致原基于纯电车

型增速发展的充电站收益低于预期，影响充电站发

展动力。

3.2.2 居住地充电站

居住地充电保持旺盛需求。不论是PHEV车型

还是纯电车型，居住地充电是私人客户的第一选

择。一是方便出行，符合用车停车逻辑；二是利

用夜间低谷时段降低充电成本。如表3所示，低谷

时段是客户的第一选择，平段中19:00～24:00比例

19.53%。如果居住地充电可以满足客户需求，夜

间的快充充电量比例就不会如此高。“家附近停车

充电——回家”与“充电站快充一小时——家附近

停车——回家”，客户的选择一目了然。因此，居

住地充电站仍有较大的发展空间，以慢充为主，快

充为辅，充电运营商应加强与居住地停车资源方的

合作。

3.2.3 慢充私桩的商业潜力

平台运营激发私桩商业潜力。居住地慢充私桩

数量远大于居住地公共充电桩数量，由于其一般与

私人车位绑定，使用效率低。当纯电车型续航提高

后，因充电频次降低，其使用效率会进一步降低。

第三方运营平台应充分发掘私桩的商业潜力，一是

居住地充电有旺盛的充电需求；二是私桩客户不会

对平台产生太大制衡，将是平台低成本的稳定终

端。平台通过提高运营能力，开拓私桩共享服务，

将满足客户在居住地的充电需求，同时会降低道路

充电站的流量。

3.2.4 道路充电站

道路充电站选址决定效益及充电站发展。在不

依赖充电的PHEV车快速增长、居住地充电站大力

发展、第三方充电运营平台开拓私桩共享情况下，

目前部分发达地区已趋饱和的道路充电站将面临收

益下滑乃至萎缩的形势，选址将成为道路充电站的

发展关键。

各类选址中，加油站位置将成为重要方向。对

于加油站连锁运营商而言，可以通过油电互促营销

活动，深度绑定PHEV车型客户，同时满足其充电

和加油需求。加油站发展充电业务，较其它专业充

2024 年.第 4 期 张振．电动汽车续航突破 2000 公里背景下充电站发展趋势分析 - 57 -

电运营商而言，具备四大优势。一是好的加油站品

牌可以给充电设备提供附加价值，让客户对安全性

和先进性更信赖；二是加油站位置多临路，有站

牌、罩棚檐口等明显形象标识，易于寻找；三是加

油站一般都有便利店，洗车、餐饮、客休等服务也

在逐步完善，客户充电同时可满足其它刚性需求。

某省加油站企业其充电终端数量基本未增情况下，

充电量由年初的1 000万度增至6月的2 000万度，

平均单枪充电量达到行业第一梯队水平。

3.2.5 定点充换电站

目前，大型车辆混动化进程较为缓慢，随着政

策的持续引导，以及固态电池技术在增加大型车辆

续航里程方面展现出巨大潜力和不断进步，大型车

辆电动化的速度有望同步加快。2024年1月，南京

投放了首批264辆电动公交，宁波计划全年更新电

动公交300辆；2024年上半年，国内电动重卡累计

销售26 216辆，同比增长141%。

此外，根据公共及特种车辆、重卡等大型车辆

的消费特征，其充电需求一般是定点充换电。充电

运营商要积极参与布局，通过绑定客户确保固定收

益。在此基础上，可利用合作点去低成本开拓社会

充电业务，提高收益水平。

4 结语

综合客户端到充电端从不同角度对居住地充电

站、慢充私桩的商业潜力、道路充电站及定点充换

电站的深入分析，可得出在电动汽车续航突破2 000

公里背景下，充电站发展呈现四大趋势：

（1）居住地充电仍有较大需求，要以慢充为主、

快充为辅发展居住地充电站；

（2）第三方充电运营平台要开拓私桩共享服务，

提高平台运营能力；

（3）道路充电站将以加油站位置为最佳选择；

（4）公共及特种车辆、重卡等大型车辆的定点

充换电站要重点关注。

参考文献

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续发展报告2024[R]．北京：中国电动汽车百人会低碳

融合发展研究院，2024.

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建议[J]．时代汽车，2024（3）：95-97.

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花齐放”新技术商业化突破在即 [N]．科创板日报，

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基础设施发展报告[R]．北京：中国电动汽车充电基础

设施促进联盟，2023.

八面来风

预计到 2050 年天然气将有更大的发展空间

据报道，近期BP发布了2024年能源展望，预计2050年天然气消费量将高于此前预期。BP假设了

两种可能的情景，一种是“当前情景”（基于政府目前的能源转型政策，到2050年无法实现下降2 ℃的

气候目标）；一种是与《巴黎协定》一致的净零排放情景，将需要收紧气候政策。当前情景下，预计天

然气需求将从2022年的3.99万亿立方米/年增加到2050年的4.73万亿立方米/年，此前预测为4.62万亿

立方米/年。净零情景下，预计2030年天然气需求将略微增加至4.02万亿立方米/年，但到2050年将降

至1.8万亿立方米/年，而此前预测为1.66万亿立方米/年。到2050年约80%的天然气需求将配套碳捕

集、储存与利用（CCUS）技术。

摘  要：高速、高负荷径流透平是一种高效率、大调节比、小尺寸的能量转换机械，填补了兆瓦量级目前没

有高效率原动机的空白，可以作为余热、余压、乏汽回收等节能减排系统的原动机或从动机，在煤

化工行业有广泛的应用前景。该文阐述了高速、高负荷径流透平的理论原理，并通过余热、余压、

乏汽回收三个应用实例，说明了高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用场景。

关键词：高速径流透平 余热发电 余压发电 乏汽回收 蒸汽压缩 节能减排

高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用

王晓宇

（天津快透平科技发展有限公司，天津 300300）

收稿日期：2024-01-05

作者简介：王晓宇，博士研究生，1994 年毕业于清华大学流体力学专业。目前从事高速径流透平的研发和制造工作。

通讯联系人：王晓宇，wangxyu64@sina.com。

Application of High-speed & High-load Radial Flow Turbine in Coal Chemical Industry

Wang Xiaoyu

（Tianjin Kuai Turbo Technology Co., Ltd.，Tianjin 300300，China）

Abstract: High-speed, high-load radial flow turbine is a kind of energy conversion machinery with high efficiency,

large adjustable ratio and small size, which fills the gap that there is no high-efficiency prime mover in the megawatt

range. It and can be used as the prime mover or slave motive of energy saving and emission reduction systems such

as waste heat, residual pressure and exhaust steam recovery, and has a wide range of application prospects in the

coal chemical industry. In this paper, the theoretical principles of high-speed and high-load radial flow turbines

are expounded, and the application scenarios of high-speed and high-load radial flow turbines in the coal chemical

industry are illustrated through three application examples: waste heat, residual pressure and exhaust steam recovery.

Keywords: high-speed radial flow turbine；waste heat power generation；residual pressure power generation；

waste steam recovery；vapor compression；energy saving and emission reduction

1 高速、高负荷径流透平

工业领域内使用的气体流体机械按原理不同有

容积式和速度式两种，在形式上有往复式活塞机、

螺杆机、径流透平机、轴流透平机、部分流通的轴

流透平机等多种形式[1]。每种流体机械都有适用的

高效率区域[2]，如图1所示。

图1中，横坐标为流体机械比转速，纵坐标为

流体机械效率。比转速是由流体机械的旋转角速

度、介质的体积流量和介质在通过流体机械过程中

的等熵焓差三个参数组合而成的无量纲数。

图1显示了不同流体机械的适用区间，可以看

出，各类流体机械都仅在比转速处于某一特定范围

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 清洁生产 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：王晓宇 . 高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：58-63.

2024 年.第 4 期 王晓宇．高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用 - 59 -

了实际应用，取得了良好的应用效果[6]。

根据图 1，高速径流透平在比转速为 0.1～1.0

的范围内都可以获得应用，而在比转速为0.3～0.9

的范围内有较好的效率。

2 高速、高负荷径流透平的特点

高速、高负荷径流透平具有较高的转速和负荷，

其工作转速可达20 000～35 000 rpm，单级落压比超

过10。在如此高转速下径流透平具有较高效率，通

常可以超过90%。因此，高速、高负荷径流透平填

补了兆瓦量级功率范围内缺乏高效率原动机的空白。

由于负荷高，高速、高负荷径流透平在大多数

应用场合只需要一级叶轮，调节叶轮的进口导叶就

相当于调整了整台机器。因此，高速、高负荷径流

透平具有大范围变工况能力，原动机在10%～100%、

从动机在 50%～100% 负荷范围都具有高效率，这

是目前所有其它流体机械都无法做到的。

高速、高负荷径流透平的叶轮与蜗壳之间无接

触，高速轴采用油膜承压轴承，高速轴的密封采用

浮动密封。叶轮、密封、轴承等运动部件均为非接

触式，可靠性高，在正常运行工况下有超长寿命。

由于负荷高，高速、高负荷径流透平机械的尺

寸较小，方便做成全自动撬装整体设备，设备自动

化程度高，无人值守运行，且占地面积小。

3 高速、高负荷径流透平的应用场景

任何能量转换系统的核心动力机械都是原动机

和从动机，高速、高负荷径流透平作为高效率、大

调节比的原动机或从动机，可作为任何能量转换系

统的核心动力机械。在节能领域，高速、高负荷径

流透平可以用于以下的能量回收系统。

余热回收利用：建设热功转换的热力循环系

统，利用余热作为热源，以高速、高负荷径流透平

作为原动机，产生机械功，驱动发电机发电，或是

直接驱动工厂设备运转。目前，高温余热大部分都

获得了合理的应用，对于200～300 ℃以下的中低温

余热，高速、高负荷径流透平有广阔应用空间。

余压回收利用：利用气体（汽体）的压差（余

压）能，以高速、高负荷径流透平作为原动机，产

生机械功，驱动发电机发电，或是直接驱动工厂设

备运转。

才具有较高效率，需根据项目的比转速Ns来选择合

适的流体机械。当Ns值大于1时，轴流涡轮有较高

效率；Ns小于1时，径流透平有较高效率；在Ns更

小时，螺杆机和部分流通透平有较高效率。

比转速Ns的计算如式（1）所示：

Ns＝ ωQ0.5

Δh0.75 （1）

式中：Ns为比转速；ω为流体机械的旋转角速

度，1/s；Q为通过流体机械的介质的体积流量，m3

/s；

Δh为流体在通过流体机械时的等熵焓降，kJ/kg。

对一个特定项目，通过流体机械的介质体积流

量Q和等熵焓降Δh确定，因此，要使流体机械有

较高效率，需调节机器角速度 ω，使 Ns有合适值。

可看出，在体积流量较小、焓降较大时，流体机器

转速必须很高才可以使Ns有合适值。

对于径流式透平机械，如果流过的介质体积流

量较小，而等熵焓差较大，要获得较高效率，往往

需有很高转速。例如，在径流透平设计计算中，落

压比1.7、轴功率3 MW、效率90.5%的单级CO2径

流透平转速高达30 000 rpm[3]；落压比1.8、轴功率

1.3 MW、效率75%的单级水蒸汽径流透平，转速

为30 000 rpm[4]；总落压比11.0、总轴功率2.2 MW、

总效率92.2%的水蒸汽径流透平，即使是拆分成串

联的四级，每一级叶轮的转速仍高达16 500 rpm[5]。

目前，市场上现有径流透平产品还达不到上述

文献中的计算转速，因此效率均较低。各类流体机

械的高效率区域不能覆盖所有的应用范围，还存在

一个空白区域，见图1中标示的彩色区域。为填补

该空白，已研发成功高速径流透平并在工业中获得

图1 各类流体机械的高效率区域

100

80

60

40

20

0

效率，

%

10-1 100 101

雷诺数 2×106

部分流通

轴流透平

径流透平 轴流透平

螺杆机

比转速 Ns

- 60 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

乏汽回收利用：对因压力过低而无法获得使用

的低压蒸汽，或对利用余热作为热源产生的低压蒸

汽进行回收利用。以高速径流透平作为从动机，对

低压蒸汽进行压缩加压，提高蒸汽的压力和温度，

使其变成可使用蒸汽，将原先无法利用的低压蒸汽

中的汽化潜热变成可利用的热能。

3.1 余热资源

在工业领域，尤其是重化工业领域，存在大量

的余热资源。例如，工业炉窑排放的高温烟气，工

艺中产生的热水、热液、蒸汽凝液，化工反应塔、

反应釜出口需降温的反应产物，产品或介质的显

热，装置副产、凝液闪蒸的低压蒸汽，以及富裕放

散蒸汽等。

3.2 余压资源

工业领域还存在大量余压资源。例如，大量使

用的蒸汽减温减压器，工艺过程中需要节流减压的

各类气体（汽体），带压排放的尾气，如低温甲醇

洗CO2或N2尾气等。

3.3 乏汽资源（蒸汽压缩）

工厂在使用蒸汽时，绝大部分是使用蒸汽的汽

化潜热。生产工艺对蒸汽的温度具有一定要求，低

于所要求温度的蒸汽无法生产。

压力较低的蒸汽（如装置副产蒸汽或凝液闪蒸

蒸汽），对应的饱和温度无法满足工艺要求。然而，

蒸汽的汽化潜热与蒸汽压力关系不大。即使是压力

过低的蒸汽，也具有同样量级的汽化潜热。用压缩

机提升低压蒸汽压力，使之成为可用蒸汽，就回收

了低压蒸汽中的全部汽化潜热。压缩机消耗的机械

功也没有浪费，转变成蒸汽热能。

除了装置副产或凝液闪蒸的低压蒸汽，利用余

热，通过换热器，也可以制造低压蒸汽。在利用余

热制造出低压蒸汽后，可以用蒸汽压缩机提升蒸汽

的品质，使之变成可用蒸汽。

在工厂低压蒸汽富裕、高压蒸汽缺乏的情况

下，还可以利用蒸汽压缩机将一部分低压蒸汽升

压，平衡工厂蒸汽管网。

目前，工业园区通常由电厂供给单一参数的蒸

汽。但园区内工厂众多，每个工厂对蒸汽的压力要

求也不一样，如果某个工厂需要品质更高的蒸汽，

可以采用蒸汽压缩机提升品质，不需要再自建小锅

炉供汽。

4 煤化工行业的应用实例

4.1 黑水真闪蒸汽余热发电（余热回收利用）

在煤化工行业，大部分煤汽化炉的黑水处理采

用三级闪蒸工艺，分别为高压闪蒸、低压闪蒸和真

空闪蒸。高压闪蒸蒸汽和低压闪蒸蒸汽一般被工厂

的工艺装置所使用，而真空闪蒸蒸汽则因为压力和

温度过低，不能被工艺装置所使用，需通过水冷式

冷凝器将其冷凝为凝结液。

在该应用实例中，建立一套真闪蒸汽凝汽发电

机组，直接利用真闪蒸汽驱动高速、高负荷径流透

平发电机组发电，发电机组系统见图2。图2中，红色

部分为新增余热发电项目的工艺路线和设备（下同）。

具体建设方案如下：在真闪器和其后的水冷式

冷凝换热器之间增加一台速开阀，在新增的速开阀

上并联建设一套凝汽式发电机组，利用真闪蒸汽作

为工作介质，推动高速、高负荷径流透平做功，驱

动发电机发电。新建的余热发电设备作为原工艺路

线的并联旁路，不改变原工艺，不影响生产。

将现有水冷式冷凝器作为凝汽式发电机组的凝

汽器，利用分离器上的不凝气体抽气泵作凝汽器抽

气泵。建设余热发电机组之后，为增大发电量，将

真闪器的闪蒸温度从65 ℃调节为90 ℃。这样，原

真闪器出水口冷却器的冷却率不够，需在原冷却器

后增加一台冷却器。建设发电机组后，对外输出了

能量，减少了真闪系统内能，系统总冷凝功率减

小，总冷却量减少，无需增加冷却水量。新建的余

热发电机组为整体撬装的单一设备，机组尺寸小，

直接安装在真闪器平台上，不额外占用工厂空地。

4.2. 低温甲醇洗 CO2尾气余压发电（余压回收利用）

低温甲醇洗工艺以冷甲醇为吸收溶剂，利用甲

醇在低温下对酸性气体溶解度极大的优良特性脱除

原料气中的酸性气体。

低温甲醇洗工艺被广泛应用于合成氨、合成甲

醇和其他羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气

脱硫等气体净化装置中，以煤、渣油为原料建成的

大型合成氨装置中也大都采用这一技术。

以低温甲醇洗工艺脱除的CO2和H2S等酸性气

体中，有一部分会被作为尾气对空排放。工艺不

同，尾气压力不同。黑水真闪蒸汽余压发电参数见

表1。

在以下的应用案例中，被排放的CO2尾气先经

2024 年.第 4 期 王晓宇．高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用 - 61 -

过一道节流减压阀进行减压，以略高于大气的压力

送入甲醇洗涤塔回收甲醇，后在甲醇洗涤塔顶部通

过排放管道对空排放。

节流减压阀浪费了带压CO2尾气中的可用压力

能。建设一套尾气余压发电系统，可将节流损失的

尾气压力能回收转化为电能，获得显著经济效益，

同时还可获得节能减排的社会效益。

CO2尾气在经过余压发电机组发电后，对外输

出了能量，根据能量守恒，尾气中内能减少，温

度将降至零下十多度。这会使甲醇洗涤塔内的水结

冰，也会使机组后的尾气管道和甲醇洗涤塔外壁结

露甚至结冰，影响甲醇洗涤塔的正常运行。为解决

这一问题，在余压发电机组后设置一台冷能回收换

热器，利用工厂循环冷却水将机组出口尾气温度提

高到当地露点温度以上，保证甲醇洗涤塔和尾气排

放管道的正常运行。与此同时，工厂还可获得额外

冷能，用于降低一部分循环冷却水温度。

图3是低温甲醇洗CO2尾气余压发电项目系统。

项目的具体建设方案为：在原先的尾气节流减压阀

上并联建设尾气余压发电机组。新建余压发电机

组作为旁路并联在原节流减压阀上，与节流减压

表 1 黑水真闪蒸汽余压发电参数

项目 参数

数据

单位 备注或

原工艺 现工艺 说明

真闪器进口

黑水

黑水流量 178 t/h

黑水温度 143.6 ℃

真闪蒸汽

蒸汽流量 25.2 17.8 t/h

蒸汽温度 65 90 ℃

发电机组

轴功率 – 1 000 kW

净发电 – 900 kW

冷凝系统

冷凝温度 45 ℃

冷凝功率 20 580 19 576 kW

经济指标

年净发电量 – 756 ×104

kW·h

年工作

350 天

年净发电收益 – 507 万元

电价

0.67 元

/kW·h

节能减排

年节约标煤 – 3 329 t

年减排 CO2 – 8 216 t

图2 黑水真闪蒸汽凝汽发电

H

H

E

E

E

H

速关

速关阀 调节阀 发电机组

速开阀

节流阀

低压闪蒸黑水 真

闪

器

冷却水

冷却水

冷却水

凝液泵

澄清槽

冷凝器 不凝气体抽气泵

分离器

原冷却器

新增冷却器

图3 低温甲醇洗CO2尾气余压发电系统

CO2 尾气

原管道自带

尾气洗涤塔

截止阀 截止阀

发电机组

速关阀 速关调节阀

冷能回收换热器

循环

冷却水

尾气减压阀 E

P

E

H H

E

- 62 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

4.3 化工装置副产低压蒸汽压缩回收（乏汽回收利

用）

不同压力下，饱和蒸汽比焓和汽化潜热值见

表3。

从表3可以看出，和大气压力相同的低压饱和

蒸汽与压力较高的中压（3.0 MPaA）饱和蒸汽的

比焓相差很小，仅为4.79%。另还可看出低压饱和

蒸汽具有更大的汽化潜热。利用饱和蒸汽这一特性

（过热蒸汽与之完全相似），可采用相对较小的机械

功将低压饱和蒸汽压缩至较高压力（压缩机功耗就

是其进、出口蒸汽焓差），从而将压力过低、无法

利用的低压饱和蒸汽变成可被工厂利用、有一定合

适压力的蒸汽。

某化工厂工艺装置副产压力为0.5 MPaG的饱

和蒸汽，但因为工厂最低压力等级的蒸汽管网压力

是1.6 MPaG，这股副产蒸汽不能进入工厂的蒸汽管

网，只能对空排放。建设一套蒸汽压缩机，可提升

低压饱和蒸汽压力，使之可被并入工厂最低压力等

级的蒸汽管网中。建设蒸汽压缩机项目系统见图4，

工艺参数见表4。

表 2 CO2 尾气余热发电参数

项目 参数 数据 单位 备注或说明

CO2 尾气

进口流量 40 232 t/h

进口压力 0.137 MPaG

进口温度 18.2 ℃

出口压力 0.014 MPaG 进洗涤塔压力

发电机组

涡轮效率 0.912

净发电功率 670 kW

经济指标

年净发电量 563 ×104

kW·h 工作 350 天

年净发电收益 422 万元 电价 0.75 元 /

kW·h

节能减排

年节约标煤 2 274 t

年减排 CO2 5 668 t

冷能回收

回收功率 706 kW 122 t/h 冷却水

降温 5 ℃

年回收冷能 593 ×104

kW·h

表 3 不同压力下饱和蒸汽的比焓和汽化潜热

饱和蒸汽 单位 数值

蒸汽压力 MPaA 0.10 0.25 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00

蒸汽温度 ℃ 99.6 127.4 151.8 179.9 198.3 212.4 224.0 233.9

蒸汽比焓 kJ/kg 2 674.9 2 716.5 2 748.1 2 777.1 2 791.0 2 798.3 2 801.9 2 803.2

蒸汽比焓比 1.000 0 1.015 5 1.027 4 1.038 2 1.043 4 1.0461 1.047 5 1.047 9

汽化潜热 kJ/kg 2 257.4 2 181.1 2 108.0 2 014.6 1 946.4 1 889.8 1 840.0 1 794.8

蒸汽潜热比 1.000 0 0.966 2 0.933 8 0.892 4 0.862 2 0.837 1 0.815 1 0.795 1

阀联动运行。建设方案不改变原工艺，不影响生

产。在余压发电机组后设置冷能回收换热器回收冷

能。CO2尾气余热发电参数见表2。

图4 化工装置副产低压蒸汽压缩回收

工厂低压蒸汽管网

副产蒸汽放散口

蒸汽压缩机

装置副产蒸汽

表 4 装置副产低压蒸汽压缩回收参数

项目 参数 数据 单位 备注或说明

副产蒸汽

蒸汽流量 10 t/h 因压力低而放散

蒸汽压力 0.5 MPaG 饱和蒸汽

低压

蒸汽管网 蒸汽压力 1.6 MPaG 饱和蒸汽

蒸汽

压缩机

出口压力 1.7 MPaG 过热蒸汽

出口流量 11.0 t/h 减温至饱和蒸汽后

总耗电功率 980 kW

具体建设方案为：

（1）不改变原工艺，在原蒸汽放散阀前建设一

2024 年.第 4 期 王晓宇．高速、高负荷径流透平在煤化工行业的应用 - 63 -

套高速、高负荷径流透平蒸汽压缩机，压缩机出口

接入工厂最低压力等级蒸汽管网，将原先无法利用

的放散蒸汽变为可利用蒸汽。

（2）如压缩机出现故障或进行常规维修，则副

产蒸汽走原工艺路线，不影响生产。

低压饱和蒸汽在压缩机中被压缩增压时，压缩

机的机械压缩功并没有被浪费，全部变成热能进入

被压缩蒸汽中，提高了蒸汽内能，使压缩后的蒸汽

变成压力更高的过热蒸汽。表4中，装置副产的低

压饱和蒸汽流量10 t/h、压力0.5 MPaG，经压缩机压

缩增压后成为流量10 t/h、压力1.7 MPaG的过热蒸

汽。工厂最低压力等级的蒸汽管网是压力1.6 MPaG

的饱和蒸汽管网，压缩机出口的过热蒸汽需喷水减

温成为饱和蒸汽，再并入蒸汽管网。减温后的饱和

蒸汽流量为11 t/h，多出的1.0 t/h饱和蒸汽热量由压

缩机的压缩功转换而来。

5 结语

高速、高负荷径流透平填补了兆瓦量级没有高

效率原动机的空白。作为能量转换的核心机械，它

可以广泛地应用于余热、余压、乏汽回收等各类节

能项目，在煤化工行业有广阔的应用场景。从三个

应用实例可看出，以高速、高负荷径流透平作为原

动机或从动机的各类节能项目，均具有良好的经济

效益和节能减排的社会效益。

参考文献

[1] 陈次昌．流体机械基础[M]．北京：机械工业出版社，

2002：12．

[2] Balje O E，Japikse D．Turbomachines—a guide to

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[3] 潘春雨，王丽华，王健，等．3MW生物质发电超临界CO2

向心透平设计[J]．汽轮机技术，2021，63（5）：336-338．

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平气动设计[J]．汽轮机技术，2023，65（4）：251-255．

[6] 郭秀红，冯圣君，戎维维，等．低温甲醇洗二氧化碳

尾气余压发电实践[J]大氮肥，2023，46（2）：86-87．

项目 参数 数据 单位 备注或说明

经济指标

年回收蒸汽 9.24 ×104 t 工作 350 天

年回收收益 2 319 万元 蒸汽价格 251 元 /t

年耗电量 823 ×104

kW·h

年耗电费用 551 万元 电价 0.67 元 /kW·h

年净效益 1 768 万元

节能减排

年节约标煤 5 196 t

年减排 CO2 12 822 t

续表

八面来风

2023 年全球化工行业衰退

据报道，2023年全球化工行业出现衰退。2023年全球化工50强的合计化工销售收入为10 360亿美

元，下降10.7%；而2022年增长17%。全球化工50强中公开利润数据的38家公司合计利润544亿美元，

较2022年下降44.1%；其中29家公司利润下降，7家亏损。欧洲的化工公司因能源成本高企和资产老化

而一直缺乏竞争力。俄乌冲突后，欧洲切断与俄罗斯丰富天然气的供应关系，加剧了行业衰弱。巴斯

夫、英力士、Covestro、Arkema和赢创工业等欧洲公司化工销售收入大幅下滑。欧洲许多公司正在削减

成本或关闭低效产能。

（廖健）

摘  要：氢能优化利用是石化企业实现双碳目标的重要途径之一。以现有的千万吨级炼厂为例，结合炼厂供

氢品质及压力，按照氢气分级分质利用原则，给出氢气管网优化方案。优化后每年可为企业节省成

本2 560.53万元，碳排放减少9.41×104

t/a。

关键词：氢气网络 分级利用 优化利用 碳排放量 成效分析

炼厂氢气系统优化改造及成效分析

王晓玲

（洛阳瑞泽石化工程有限公司，河南洛阳 471003）

收稿日期：2024-04-14

作者简介：王晓玲，硕士研究生，工程师。2010 年毕业于天津大学化工学院核燃料循环与材料专业。现从事石油化工工艺设

计工作。

通讯联系人：王晓玲，13526910259@163.com。

Optimization and Improvement of Hydrogen

System in Refinery and Effect Analysis

Wang Xiaoling

（Luoyang Ruize Petrochemical Engineering Co., Ltd.，Luoyang，Henan 471003，China）

Abstract: Optimal utilization of hydrogen energy is one of the important ways for petrochemical enterprises to

achieve the goal of carbon peaking and carbon neutrality goals\". Taking the existing ten-million-ton refinery as

an example, combining the quality and pressure of hydrogen supply in the refinery, according to the principle of

hydrogen grading and mass utilization, the optimization scheme of hydrogen pipeline network is given. According to

the CO2 emission calculation model of the hydrogen production unit, the carbon emission of the hydrogen production

unit before and after the optimization of the hydrogen pipeline network is estimated. After optimization, the cost of

the enterprise can be saved by 25.6053 million yuan per year, and the carbon emission can be reduced by 94 100 t/a.

Keywords: hydrogen network；grading utilization；optimal utilization；carbon emission；effectiveness analysis

随着人们对燃料清洁性要求的日益提高，含硫

原油和重质原油加工比例的增大，对氢气的需求也

越来越大，氢气已成为油品加工过程中不可或缺的

一种重要原料。在各类加氢装置的加工成本中，氢

气成本约占50%，其中加氢裂化装置的氢气成本更

是达到了55%[1]。因此，优化氢源氢阱的匹配，提

高氢资源利用效率，已成为发展加氢技术、提高炼

厂效益的关键，同时也是石化企业实现双碳目标的

重要途径之一[2]。

国内某千万吨级炼厂拥有常减压、催化裂化、

延迟焦化、连续重整、加氢裂化、航煤加氢精制、

汽油加氢精制、芳构化等装置。氢气需求量大，为

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 过程优化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：王晓玲 . 炼厂氢气系统优化改造及成效分析 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：64-67.

2024 年.第 4 期 王晓玲．炼厂氢气系统优化改造及成效分析 - 65 -

此全厂配套了大规模的制氢装置。制氢装置采用的

原料为炼厂干气，导致全厂燃料供应不足，需要外

购天然气作为补充，增加了炼厂的加工成本。该文

对炼厂现有氢气系统进行了优化改造，减少了外购

天然气的用量，达到了提高炼厂经济效益的目的。

1 氢气系统现状

该炼厂主要的耗氢装置包括蜡油加氢裂化装

置、柴油加氢裂化装置、汽油加氢装置、煤油加氢

装置、烷基化装置、重整预加氢单元、对二甲苯装

置。各装置氢气消耗量见表1。

表 1 各装置氢气消耗量

装置名称 纯氢数量 /（万吨 / 年）

蜡油加氢裂化装置 6.64

柴油加氢裂化装置 10.31

预加氢单元 0.34

航煤加氢装置 0.04

汽油加氢装置 0.23

烷基化装置 0.01

对二甲苯装置 1.79

合计 19.36

该炼厂的氢源可分为纯氢、重整富氢、低分气

富氢、芳构化富氢。纯氢由制氢装置提供；重整富

氢由连续重整装置提供；低分气富氢由加氢裂化装

置提供；芳构化富氢由芳构化装置提供。各氢源组

成如表2所示。

表 2 各氢源组成 %（v）

序号 组分 纯氢 重整氢 低分气富氢 芳构化富氢

1 H2 99.9 93.55 78.8 61.63

2 C1 0.1 2.15 8.48 22.78

3 C2 0 2.35 1.76 12.73

4 C3 0 1.38 3.21 1.55

5 NC4+ 0 0.57 7.75 1.31

炼厂在重整装置和加氢裂化装置设置了PSA单

元，用于回收重整氢和低分气中的氢气，供全厂的

加氢装置使用。炼厂的氢气管网现状如图1所示。

图1 氢气管网现状

重整预加氢

PSA 装置 航煤加氢装置

制氢装置

汽油加氢装置

对二甲苯装置

蜡油加氢裂化

柴油加氢裂化

烷基化

0.34 万吨/年

0.04 万吨/年

0.23 万吨/年

1.79 万吨/年

6.64万吨/年

10.31万吨/年

14.41万吨/年

4.95万吨/年

0.01 万吨/年

重整氢 28.08 万吨 / 年

炼厂干气

15.52 万吨 / 年

低分气

4.40 万吨 / 年

氢气管网

2 氢气系统优化

2.1 优化原则

根据各氢源组成（氢气纯度、杂质含量等）、压

力等品质差别，对各氢源进行优化匹配、梯级利用，

实现不同品质氢气的“高质高用、低质优用”[3]

；

优化耗氢装置用氢，满足工艺要求，确保产品质量

及催化剂长周期运行；对于具有相同纯度需求、相

同压力等级的氢气管线进行合并，以简化氢气管

网，并做到氢气稳定集中供应。

2.2 用氢要求

氢分压是加氢反应过程中的一个重要操作参数，

它由补充氢与循环氢组成的混合氢浓度决定，循环

氢浓度受补充氢纯度和反应生成的甲烷等轻烃量影

响。为减少氢资源损失，一般尽量不考虑排放废氢。

高压加氢裂化装置要求氢分压≥12 MPa，中压加氢

裂化装置要求氢分压≥8 MPa。据测算，新氢中CH4

含量每升高1个体积百分点，其循环氢的纯度下降

约6个百分点[3]，严重影响需要的氢分压值。因此

对蜡油加氢裂化和柴油加氢裂化装置应使用高纯

氢，确保满足工艺要求。重整氢虽然氢气纯度比不

上纯氢，但C2以上组分在耗氢装置反应产物液态烃

中溶解性较好，对循环氢纯度的影响较小，因此重

整氢也可以直接供给加氢压力不高的装置使用[4]。

2.3 优化方法

结合上述优化原则和各装置的用氢需要，可以

将全厂氢气系统分为两个管网，即纯氢管网和富氢

- 66 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

管网。根据加氢处理不同的氢分压要求，将加氢处

理分为两级。第一级用氢装置的氢浓度要求较低，

直接使用重整含氢气体，如石脑油加氢、航煤加氢

等。剩余的重整富氢和经脱硫处理的加氢低分气一

起进入PSA装置回收提浓，得到体积分数为99.9%

的氢气。提纯后的纯氢与制氢装置产生的纯氢则作

为二级利用，一起供中、高压加氢裂化装置使用。

加氢干气中氢气含量一般在65%（体积含量）左右，

但是压力等级较低，不适合作为PSA的原料，可以

考虑直接作为制氢装置的原料[5]。

2.4 优化结果

重整预加氢、航煤加氢装置、汽油加氢装置、

对二甲苯装置直接采用重整富氢，根据纯氢质量不

变确定富氢气使用量，优化后富氢气消耗量见表3。

表 3 优化前后不同等级氢气消耗对比

装置名称 纯氢数量 （万吨 / / 年） 富氢气数量 /（万吨 / 年）

预加氢 0.34 0.58

航煤加氢 0.04 0.07

汽油加氢 0.23 0.40

对二甲苯 1.79 3.09

合计 2.40 4.14

优化后的氢平衡如图2所示。由于制氢装置的

原料是炼厂副产干气，故全厂氢气平衡和燃料气平

衡密切相关，降低制氢装置的规模就意味着降低全

厂干气的消耗，因此评价方案的优劣应充分结合全

厂燃料的供需情况。此外，制氢装置的产氢量降

低，公用工程消耗量降低。由对比结果可知：氢气

管网优化后每年可节省成本2 531.64万元，故含氢

气体的分级使用能有效提高炼厂经济效益。

3 综合效益测算

制氢装置采用的是烃类蒸汽转化法制氢，水碳

比为3.2，以采用炼厂干气作为原料，采用烃类蒸汽

转化＋中温变换＋PSA的流程，变换气中一氧化碳

干基含量低于0.5%，即认为输入装置的碳最终都以

二氧化碳的形式排放。故可以采用公式（1）计算

碳排放量[6-11]。

表 4 优化对比

项目 优化前 优化后 差值 单价 /（元 / 吨） 总价 /（万元 / 年）

全厂燃料气 /（万吨 / 年） 44.58 43.76 -0.82 3 800.00 -3 116

电 /（万千瓦） 1 824.00 1 464.80 -359.2 0.50 -179.60

循环水 /（万吨 / 年） 231.20 185.60 -45.6 0.90 -41.04

外输蒸汽 /（万吨 / 年） -22.62 -18.16 4.46 200.00 892

除盐水 /（万吨 / 年） 81.60 65.60 -16.00 8.00 -128.00

PSA 改造费用 /（万元 / 年） 16.00

管网改造费用 /（万元 / 年） 25.00

总计 -2 531.64

图2 优化后氢气管网

预加氢

航煤加氢装置

PSA 装置

制氢装置

汽油加氢装置

对二甲苯装置

蜡油加氢裂化

柴油加氢裂化

烷基化

0.58万吨/年

0.07万吨/年

0.40万吨/年

3.09万吨/年

6.64万吨/年

10.31万吨/年

4.00万吨/年

12.96万吨/年

20.94万吨/年

25.08万吨/年

12.67万吨/年

燃料气系统

0.01万吨/年

低分气 4.40万吨/年

加氢干气 1.51万吨/年

炼厂干气 10.79万吨/年

芳构化富氢7.52万吨/年

富氢气

纯氢气（99.9%）

2# 管网

1# 管网

2024 年.第 4 期 王晓玲．炼厂氢气系统优化改造及成效分析 - 67 -

ECO2

＝1.964 3（VM–CH4

＋VF–CH4

）＋0.583 9×P＋

2.726 8×MH2O＋0.064 2×CH2O＋0.081 7×Vins （1）

式中：ECO2

为二氧化碳排放量，kg/h；VM–CH4

为

原料的甲烷当量消耗量（标准状况），m3

/h；VF–CH4

为燃料气的当量甲烷消耗量（标准状况），m3

/h；P

为装置耗电量，kW；MH2O为原料水的消耗量，t/h；

CH2O为循环水的消耗量，t/h；Vins为仪表风的消耗量

（标准状况），m3

/h。

根据上述公式，可计算出优化前后制氢装置的

碳排放量，优化后的碳排放量减少11 764.38 kg/h，

折合9.41×104

t/a。

表 5 碳排放计算

项目

优化前 优化后

消耗量 碳排放量 /

（kg/h） 消耗量 碳排放量 /

（kg/h）

原料 /（m3

/h） 27 160 53 350.39 21 894 43 006.38

燃料 /（m3

/h） 2 818 5 535.40 2 258 4 435.39

电耗 /kW 2 280 1 331.29 1 831 1 069.12

除盐水 /（t/h） 102 278.13 82 223.60

循环水 /（t/h） 289 18.55 232 14.89

仪表风 /（m3

/h） 400 32.68 400 32.68

合计 60 546.44 48 782.06

4 结论

对于典型炼厂，一般有多个装置提供不同纯

度的氢气，同样有多个加氢装置需要不同纯度的氢

气。在满足氢气的供需平衡、实现制氢装置供氢最

小的优化目标时，需要综合考虑氢气流量、纯度、

压力、有害杂质等因素，选择最有效的氢气供应方

式，实现全系统氢气的稳定可靠供应。该文介绍的

含氢气体的分质、分压利用，以简单的氢气网络实

现了氢气的最大程度利用；每年可以为炼厂节省

成本2 531.64万元，制氢装置的碳排放减少9.41×

104

t/a，一定程度上提高了炼厂的经济效益，同时

降低了企业的碳排放。

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节能监测技术要求：DB43/T746-2013[S]．2013.

摘  要：为提高重整轻石脑油附加值，充分回收戊烷组分，利用流程模拟软件建立戊烷发泡剂分离装置的隔

壁塔流程，对相应操作参数进行了分析优化。进料温度80 ℃，进料位置和侧线采出位置（自上而

下）为26#

、12#

，进料侧液体和气体分配比例为0.4时，发泡剂戊烷总质量分数最高。回流比大于

20时，即可得到合格的戊烷发泡剂产品。将建立的隔壁塔流程与常规两塔分离流程进行对比，结

果表明，隔壁塔流程的精馏塔、回流罐、机泵数量均减少1，减少了设备投资费用和占地面积；隔

壁塔流冷凝器负荷下降了14.9%，再沸器负荷下降了12.1%，具有一定的节能效果。

关键词：戊烷发泡剂 隔壁塔 流程模拟 节能 分离 应用研究

隔壁塔在戊烷发泡剂分离过程的应用研究

苏佳林，刘琼，王韧韧

（北洋国家精馏技术工程发展有限公司，天津 300072）

收稿日期：2023-11-10

作者简介：苏佳林，硕士研究生，工程师。2015 年毕业于河北工业大学化学工程专业，目前从事化工工艺设计工作。

通讯联系人：苏佳林，tj_sujialin@163.com。

Simulation of a Dividing Wall Column Process for Separating Pentane Foaming Agent

Su Jialin，Liu Qing，Wang Renren

（Pei-yang National Distillation Technology Co., Ltd.，Tianjin 300072，China）

Abstract: In order to improve the added value of reformed light naphtha and fully recover the pentane component,

the dividing wall column process of the pentane foaming agent separation device was established using process

simulation software. The operating parameters of the dividing wall column process of the pentane foaming agent

separation device were analyzed and optimized, the results showed that the total mass fraction of the pentane was the

highest when the feed temperature was 80℃; the feed position and the side draw position (from top to bottom) were

26#

and 12#

, and the liquid and gas distribution ratio (feed side) was 0.4. For the reflux ratio, the qualified pentane

foaming agent product was obtained when reflux ratio was greater than 20. The established dividing wall column

process was compared with the conventional two-column separation process, the results showed that the number of

column, reflux tanks, and pumps in the next-door tower process was reduced by 1, which reduced the equipment

investment cost and floor space; the condenser duty of the dividing wall column process was reduced by 14.9%, and

the reboiler duty was reduced by 12.1%. The energy-saving effect was satisfying.

Keywords: pentane foaming agent；dividing wall column；process simulation；energy saving；separation；

applied research

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 过程优化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：苏佳林，刘琼，王韧韧 . 隔壁塔在戊烷发泡剂分离过程的应用研究 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：68-72.

2024 年.第 4 期 苏佳林，等．隔壁塔在戊烷发泡剂分离过程的应用研究 - 69 -

近年来，随着国内炼油工业的飞速发展，炼

油企业生产规模不断扩大，燃料油产能出现过剩趋

势[1]。重整装置中预加氢单元的轻石脑油中C5组分

含量高，且经预加氢装置的加氢反应，其中烯烃含

量很低，基本为饱和烷烃，性质稳定，若只用作汽

油组分，其利用值较小。轻石脑油中 C5组分主要

是正戊烷、异戊烷和环戊烷，在工业生产中具有广

泛应用，特别是用做戊烷发泡剂。戊烷发泡剂因其

具有温室效应潜能小、毒性小、安全环保等优势，

是传统的氟氯烃类发泡剂的优良替代品 [2]。因此

研究利用重整轻石脑油生产戊烷发泡剂，可进一

步提高产品的附加值，具有一定的经济性。国内

关于戊烷发泡剂产品已颁布相关的执行标准 GB/T

22053-2020。

精馏装置是当前应用最为广泛和成熟的分离技

术之一，其能耗和设备投资巨大。据估计，化工过

程中40%～70%的能耗用于分离，而精馏能耗又占

其中95%[3]。在当前能源价格持续上涨和国家节能

减排的背景下，精馏过程的节能技术研究具有重要

的意义，其中隔壁塔作为节能研究热点，在工业装

置上得到迅速应用[4-6]。

1 建立戊烷发泡剂分离流程

戊烷发泡剂原料采用重整装置轻石脑油，其原

料见表1。

隔壁塔中部设置垂直的隔板将塔分为预分离

段和主分离段，隔板上段为共有精馏段，下部为共

有提馏段，节省了设备投资和能耗费用。当中间组

分含量较高时，隔壁塔具有较好的分离效果[7]。由

表1可以看出，中间组分戊烷质量分数较高，适于

隔壁塔的使用。为充分利用装置热量，按照热量逐

级利用原则，利用侧线发泡剂产品、塔底物料及

再沸器蒸汽凝液逐级预热进料，达到较好的热量回

收效果。

隔壁塔流程如下：轻石脑油原料依次与侧线

发泡剂产品、塔底重石脑油、再沸器蒸汽凝液换热

后，进入发泡剂分离塔中部，塔顶为不凝气及液化

气组分；侧线为发泡剂产品，依次经轻石脑油原料

换热和水冷后出装置；塔底为重石脑油，依次经轻

石脑油原料换热和水冷后出装置；隔板上方液相全

部采出，经泵加压后按照设定比例分别进入隔板两

侧，简化流程如图1所示。常规两塔分离流程如下：

轻石脑油原料依次与脱轻塔塔底、再沸器蒸汽凝液

换热后，进入脱轻塔，脱轻塔塔顶为不凝气及液化

气组分，塔底与轻石脑油原料换热后进入发泡剂分

离塔；发泡剂分离塔塔顶为发泡剂产品，塔底为重

石脑油，经水冷后出装置，简化流程如图2所示。

表 1 发泡剂分离塔原料

序号 组分 含量，%（w）

1 C3 组分 0.02

2 C4 组分 8.45

3 正戊烷 33.88

4 异戊烷 26.36

5 环戊烷 1.35

6 C5 其他组分 3.68

7 C6+ 组分（重组分） 26.26

图1 隔壁塔流程

価઼

㫨⊭

䖫⸣㝁⋩

⏢ࠍ⊨/㫨

䟽⸣㝁⋩

ࡲ⌑ਁ

≄ࠍн

⏢ॆ≄

图2 常规两塔分离流程

価઼

㫨⊭

䖫⸣㝁⋩

⏢ࠍ⊨/㫨

≄ࠍн

ࡲ⌑ਁ ≄ॆ⏢

䟽⸣㝁⋩

㝡䖫ຄ ਁ⌑࠶ࡲ⿫ຄ

- 70 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

2 建立模拟流程

由于轻石脑油组分为碳氢化合物，属于非极性

或弱极性物系，采用状态方程较为合适。该文采用

Peng-Rob方程。隔壁塔的设计自由度较常规精馏大

幅增加，数学模型复杂。目前国内外对隔壁塔的模

拟大多采用三塔模型和Petlyuk塔模型[8-9]，但以上

模型缺乏对汽、液配比的考虑，为分析塔内汽、液

的影响，该文采用了四塔模型，T1～T3采用文献中

的估算方法给定理论板数16、38、24，其简化模型

如图3所示[10]。

图3 隔壁塔四塔模型

T1

T2 T2

T3

F

V3 L3

V3 L3

V4 L4

V2 L2

V2 L2

S

D

V1 L1

W

图4 进料温度与发泡剂戊烷总质量分数关系

99.4

99.2

99.0

98.8

98.6

98.4

70 75 80 85 90 95 100

进料温度 /℃

总质量分数，

%

量分数的关系。随进料位置的下移，发泡剂中戊烷

总质量分数先增大后减小，进料位置为 26#

时发泡

剂中戊烷总质量分数最高；随侧线采出位置的下

移，发泡剂中戊烷总质量分数先增大后减小，其中

在侧线采出位置为12#

时发泡剂中戊烷总质量分数

最高。因此进料位置和侧线采出位置分别设置为

26#

和12#

。

3 分析优化隔壁塔流程操作条件

3.1 进料温度

一般来说，进料温度提高可降低塔釜再沸器负

荷，但过高的进料温度会造成塔顶冷凝器的负荷增

大，经分析了进料温度对发泡剂分离塔的影响，保

持塔回流比等参数不变。图4为进料温度与发泡剂

产品中戊烷总质量分数的关系，可以看出，随进料

温度的提高，发泡剂产品中戊烷总质量分数先增大

后减小；进料温度为80 ℃时发泡剂中戊烷总质量分

数最高，此时进料温度接近进料板处温度，也说明

对进料进行预热有利于戊烷分离。

3.2 进料位置和侧线采出位置

图5为进料位置和侧线位置与发泡剂戊烷总质

3.3 液体、气体分配比例

隔壁塔通过隔板将塔体分为互不相同的两部

分，因此两侧的液体和气体分配对于精馏的效果影

响很大，通过在隔板上方设置全抽出，由外部调节

阀进行隔板两侧的液体比例控制，气体则主要是通

过隔板两侧的塔内件压差进行比例控制。

图6为进料侧液体、气体分配比例与发泡剂戊

烷总质量分数的关系。可以看出，随液体分配比

例（进料侧）的增大，发泡剂中戊烷总质量分数先

图5 进料位置和侧线采出位置

与发泡剂戊烷总质量分数关系

99.5

99.0

98.5

98.0

97.5

97.0

96.5

99.3

99.2

99.1

99.0

98.9

0 2 4 6 8 101214161820222426283032343638

进料位置（自上而下）

总质量分数，

%

总质量分数，

%

进料位置的影响

侧线采出位置的影响

2024 年.第 4 期 苏佳林，等．隔壁塔在戊烷发泡剂分离过程的应用研究 - 71 -

增大后减小，在液体分配比例（进料侧）为 0.4 时

发泡剂中戊烷总质量分数最高；随气体分配比例增

大，发泡剂中戊烷总质量分数先增大后减小，比例

为0.4 时发泡剂中戊烷总质量分数最高；气体的分

配比例对于产品的纯度影响更大，因此在塔内件设

计时应注意水力学计算的准确。综上所述，进料侧

液体和气体分配比例均为0.4。

4 隔壁塔流程与常规两塔分离流程的对比

轻石脑油组分的分离为常规碳氢化合物分离，

常规精馏工艺流程即可实现并得到满足指标的发泡

剂产品。从表1发泡剂分离塔原料中可以看出，其

中含有轻组分，如C3、C4组分，也含有重组分，如

C6+以上组分。因此为得到戊烷发泡剂产品，常规

分离流程需先脱轻后脱重，需设置两台塔。同时为

考虑热量回收，对常规的两塔热量进行了回收，同

时考虑塔顶的温度，对两台塔的操作压力、进料温

度、进料位置、回流比也进行了优化调整，其流程

见图2。为保证两种流程对比条件相同，对常规两

塔流程总理论板设置为与隔壁塔流程隔壁塔总塔板

数相同，隔壁塔流程与常规两塔分离流程主要操作

参数见表2。

图7 回流比与发泡剂戊烷总质量分数和

再沸器负荷关系

99.8

99.6

99.4

99.2

99.0

98.8

98.6

98.4

13.0

12.5

12.0

11.5

11.0

10.5

10.0

9.5

9.0

8.5

8.0

7.5

7.0

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

回流比

总质量分数，

%

再沸器负荷 /MW

发泡剂戊烷总质量分数

再沸器负荷

表 2 隔壁塔流程与常规两塔分离流程主要操作参数

项目

隔壁塔流程 常规两塔分离流程

发泡剂

分离塔 脱轻塔 发泡剂

分离塔

理论板数 78 39 39

进料位置（自上而下） 26# 18 25

侧线采出位置 12# – –

塔顶压力 /MPaG 0.5 0.5 0.1

塔顶温度 /℃ 56.6 56.8 54.1

塔底温度 /℃ 132.1 109.0 89.7

进料温度 /℃ 80 95.0 92.3

回流比 20.0 7.0 2.0

戊烷发泡剂总质量分数，% ≥99 ≥99

塔顶冷负荷 /MW 7.78 3.00 6.14

塔底热负荷 /MW 8.45 3.79 5.82

3.4 回流比影响

图7为回流比与发泡剂戊烷总质量分数和再沸

器负荷关系。可看出随回流比增大，发泡剂中戊

烷总质量分数增大，但戊烷总质量分数增长速率

变缓，同时塔釜再沸器负荷也相应增加。按照GB/

T 22053-2020要求，戊烷总质量分数为≥99%（w），

在回流比为20时即可满足，若再增大回流比则再沸

器负荷也相应增加，会造成能量浪费。

从表2可看出，隔壁塔流程相较于常规两塔分

离流程，冷凝器负荷降低14.9%，再沸器负荷降低

12.1%，具有一定的节能效果。常规两塔流程中由于

可以分别设置操作压力，因此可降低发泡剂分离塔

的操作压力，压力降低有利于组分的分离，因此可

以降低其回流比，从而降低能耗；由于隔壁塔将两

塔合为一塔，因此塔的压力只能设置为一个值，这

也使得塔下部重组分的分离难度增大，热负荷增大，

但总体来看，隔壁塔流程的能耗更低。

图6 气体、液体分配比例（进料侧）与

发泡剂戊烷总质量分数关系

100

99

98

97

96

95

94

93

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

分配比例（进料侧）

发泡剂戊烷总质量分数，

%

液体分配

气体分配

- 72 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

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表 3 隔壁塔流程与常规两塔分离流程主要设备数量

项目 隔壁塔流程 常规两塔分离流程

精馏塔数量 1 2

换热器数量

（含冷凝器再沸器） 7 7

回流罐数量 1 2

机泵数量 2 3

从表3可看出，隔壁塔流程相较于常规两塔分

离流程，精馏塔、回流罐、机泵数量均减少 1，隔

壁塔流程设备数量更少，从而减少了设备投资费用

和占地面积。

5 结语

（1）为提高重整轻石脑油附加值，充分回收其

中戊烷组分，利用流程模拟软件，采用四塔模型，

建立了戊烷发泡剂分离装置的隔壁塔流程，并对装

置内热量进行了充分回收。

（2）对戊烷发泡剂分离装置的隔壁塔流程操作

参数进行了分析优化。测算结果表明，在进料温度

为80 ℃；进料位置和侧线采出位置（自上而下）为

26#

、12#

；进料侧液体和气体分配比例为0.4时发泡

剂戊烷总质量分数最高；回流比大于20时，即可得

到合格的戊烷发泡剂产品，再增大回流比虽然可以

提高戊烷总质量分数，但再沸器负荷也相应增大，

造成能量浪费。

（3）将建立的隔壁塔流程与常规两塔分离流程

进行对比，结果表明，隔壁塔流程的精馏塔、回流

罐、机泵数量均减少1，从而减少了设备投资费用

和占地面积；隔壁塔流冷凝器负荷减少14.9%，再

沸器负荷减少12.1%，具有一定的节能效果。

讨[J]．能源与环保，2021（012）：043．

[12] 董寒杰，孙健，王冠华，等．河南省中深层地热资源

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望[J]．当代石油石化，2020，28（06）：10-15．

（上接第 26 页）

摘  要：针对某石化公司环己酮装置脱氢加热炉运行中存在的热效率低、热媒熔盐介质危害性大、系统安全

性差等问题，分析原因并采取相应措施。炉体结构不合理、燃烧器低效、炉管积灰、排烟温度高导

致脱氢加热炉运行热效率低；熔盐为危险化学品且高温运行下热媒熔盐介质危害性大；熔盐存在堵

塞管道、泄漏风险和明火安全距离不足，系统安全性差。通过优化设计脱氢加热炉主体结构、应用

新型热媒介质、更新燃烧器及控制系统、优化工艺系统流程等多项升级改进措施，脱氢加热炉平均

热效率由88.13%提升至94.32%，燃料气消耗降低0.010 t/t环己酮，系统自动化水平大幅提升，满足

了节能降耗和设备安全可靠运行要求，对化工生产中采用熔盐作为热传递介质的工艺装置改造具有

借鉴和推广意义。

关键词：环己酮 脱氢加热炉 技术升级 改造 效果

环己酮装置脱氢加热炉系统改造探究

但加飞，周卫

（中石化湖南石油化工有限公司，湖南岳阳 414014）

收稿日期：2024-03-04

作者简介：但加飞，高级工程师。2010 年毕业于长江大学机械工程学院过程装备与控制工程专业。从事设备管理工作。

通讯联系人：但加飞，danjf2.hnsh@sinopec.com。

Study on Revamp of Cyclohexanone Dehydrogenation Heating Furnace System

Dan Jiafei，Zhou Wei

（SINOPEC Hunan Petrochemical Co., Ltd.，Yueyang，Hunan 414014，China）

Abstract: Aiming at the problems such as low thermal efficiency, great harm of molten salt medium and poor

system safety in the dehydrogenation furnace of cyclohexanone unit in a petrochemical company, the causes are

analyzed and corresponding measures are taken with good effect. The results show that the main reasons for the low

operating thermal efficiency of dehydrogenation furnace are unreasonable furnace structure, low burner efficiency,

ash accumulation in furnace tube and high smoke exhaust temperature. The main reason for the great harm of the

heat medium molten salt is that it is a dangerous chemical and operates in a high temperature environment for a long

time. The main reason for the poor safety of the system is that the molten salt has the hidden danger of blocking

the pipeline, the risk of leakage and the insufficient safety distance of the open flame. By optimizing the main

structure of the dehydrogenation furnace, applying new thermal media, updating the burner and control system,

optimizing the process system and other upgrading and improvement measures, the average thermal efficiency of

the dehydrogenation furnace is increased from 88.13% to 94.32%, the fuel gas consumption is reduced by 0.010 t/

t, and the system automation level is greatly improved. It meets the requirements of energy saving and safe and

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 过程优化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：但加飞，周卫 . 环己酮装置脱氢加热炉系统改造探究 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：73-78.

- 74 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

某石化公司环己酮脱氢装置加热炉的主要作用

是通过在炉内燃烧燃料气对热媒介质加热升温，将

高温热媒介质输送至用热设备供热。在环己酮脱氢

装置设备中，脱氢加热炉属于关键设备，同时也是

高耗能设备，运行能耗在整套装置中占比最大。多

年来该加热炉运行热效率低、热媒熔盐介质危害性

大、系统安全性较差等问题一直影响装置的安全稳

定运行。

1 脱氢加热炉概况

环己醇脱氢是环已酮装置运行过程中最关键工

序，所需能耗由脱氢加热炉供给。该脱氢加热炉为

R–QXY（Q）系列直流式燃气炉，使用可燃气体作

为燃料，借助熔盐循环泵进行强制液相循环并将熔

盐中的热量传递给脱氢装置用热设备，从而完成热

能供应，熔盐热系统运行机制如图1所示。该炉型

配套高温脱氢工艺设置，可获得400～450 ℃的高温

热源，设计热功率1.8 MW，设计运行效率88%，燃

料介质为炼厂干气或液化气，以炼厂干气为主。炉

内熔盐热媒介质自下而上在炉内流动取热；燃烧器

装设在炉顶，采用自上向下喷火方式以优化炉内温

度分布。

88.13%，与集团标准要求的工况状态下低于10 MW

热负荷的加热炉热效率必须达到规定标准的91%以

上不符。分析原因如下。

2.1.1 炉内部结构不合理

原装置脱氢加热炉使用时间较久，且炉膛内部

换热管采取沿炉膛内壁盘旋对称布设的传统设计模

式，使得炉内热量不能充分传递给熔盐介质，降低

了热效率。

2.1.2 燃烧器燃烧效率低

原脱氢加热炉燃烧器采用G9/1–D型WeishauPt1.0

版技术，经多年更新迭代，该套燃烧系统技术已相

对落后。主要表现在燃烧系统控制和燃烧喷嘴结构

形式方面。控制系统采用远传调节阀进行流量单线

控制，未与风门及紧急切断阀关联，安全性弱，且

动态控制效果差，在空气与燃料比例控制、进风速

度、进风预热温度等方面与当前行业内先进技术相比

差距较大；燃烧喷嘴的结构形式也不满足氮氧化物

（NOx）排放要求。此外，燃料气的质量及供应稳定

性直接影响了燃烧器的燃烧效率，装置运行期间因

燃料气波动造成炉膛燃烧不稳定的现象时有发生。

2.1.3 脱氢加热炉管积灰

脱氢加热炉内部积灰有多方面因素[1]。主要是

燃料气质量不好、燃烧器燃烧不充分、炉内换热管

道设计布置不合理等原因，同时有燃料气与预热空

气配比操作调整不当的影响。

2.1.4 排烟温度高

通过收集汇总过往脱氢加热炉热效率测试报

告中排烟温度数据发现，该套加热炉热负荷低于 5

MW，排烟温度一直处于 200～230 ℃，与集团标

准，即最终排烟温度一般不大于170 ℃不相符。排

烟温度高，燃料气燃烧后的烟道气直接排放进入大

气，导致大量热能随烟道气被排出，不仅热效率非

常低，还增加了能耗成本。

2.2 热媒熔盐介质危害性大

该套脱氢加热炉主要利用熔盐作为热媒传导介

质，主要组成物质包括亚硝酸钠、硝酸钠、硝酸钾

等，自身具有极大危害性；其熔点为142.3 ℃，处

reliable operation of equipment. It has the significance of reference and popularization in chemical production plant,

especially in molten salt heating process plant.

Keywords: cyclohexanone；dehydrogenation furnace；technology upgrading；revamp；effect

图1 熔盐供热系统运行原理示意

熔盐释

放热能

熔盐由固态加热为

液态；并兼顾贮盐

和排气功能

熔盐不断

得到热能

强制循环

熔盐

主循环回路

热用户熔盐槽 循环泵加热炉排气

2 存在问题及原因分析

2.1 脱氢加热炉热效率低

改造前环己酮脱氢装置加热炉热效率均值为

2024 年.第 4 期 但加飞，周卫．环己酮装置脱氢加热炉系统改造探究 - 75 -

理难度较大[2]。为确保熔盐熔点稳定，装置每次大

修采用人工更换熔盐，劳动强度大且有职业危害。

在装置运行过程中温度控制不当，高温下熔盐易氧

化产生氰化物、氯化物等毒害介质。不仅如此，因

热媒熔盐持续在高温下运行存在泄漏伤人风险，故

对熔盐设备本身要求更高，如增加双端面机械密封

并设置状态监测系统等设备，投资成本较高。

2.3 系统安全性较差

脱氢加热炉存在爆炸风险，一直被该石化公

司列为十大安全风险隐患之一。环己酮装置依山而

建，自山坡由上而下阶梯布置有氧化、脱氢、加氢

工段。加热炉作为脱氢主要设备布置在山坡中部，

距离西侧中心控制室不足30 m。一旦氧化工段易燃

易爆介质泄漏容易向该炉区聚集，遇加热炉明火极

易发生着火爆炸，可能引发重大人身伤亡。

脱氢加热炉运行不稳定影响整套装置的平稳运

行。原加热炉熔盐介质为无机热载体，在温度控制

较低或波动较大的情况下，熔盐介质易堵塞管道；

同时熔盐长轴液下泵长期在高温恶劣工况下运行，

故障频发，有可能引起熔盐供应中断，从而导致用

热设备供热不足，引起产品质量不合格或非计划停

工，进而影响氧化、精馏生产进程。

3 改造方案

3.1 优化设计脱氢加热炉主体结构

针对原脱氢加热炉热效率较低的情况，对炉主

体进行整体更换。新型脱氢加热炉主机采用立式底

烧圆筒螺旋盘管结构[3]，设置内、中、外3层盘管；

盘管间并联分布[4]，如图2所示。热媒介质在盘管

内底进上顶出，与炉内烟气进行逆向换热，改善换

热效果。烟气走两回程，降低炉内烟气阻力，同时

在吹扫阶段缩短了可燃气体在炉内停留时间，提高

系统安全性[5]。炉体顶部设置锥形盘管，降低炉顶

外壁高度的同时，保证了高温工况下炉顶耐火浇筑

材料不会塌陷。炉管选用20 GB3087锅炉管，腐蚀

裕量 2 mm，炉管的设计使用寿命要求大于 20 年。

炉顶耐火材料采用陶瓷纤维模块，隔热保温效果

好，同时保证炉体在使用多年后，仍不会因为耐火

材料的脱落损坏底部燃烧器；且陶瓷纤维的维修更

换非常方便。炉底耐火材料属高温不定型浇注料，

对高温耐受性极强，热传导率非常低，能够大幅延

长高温工况下炉底使用寿命。内盘管支撑件采用

310耐热不锈钢，顶部吊挂件采用304不锈钢，确保

了内部换热盘管的稳固性。炉身外部保温材料采用

200 mm厚度优质硅酸铝纤维毡，以保证在低温环境

下，尽可能降低脱氢加热炉散热损失。炉膛内部尺

寸的设计与燃烧器火焰相匹配，既不会有火焰冲刷

炉管的状况，同时又保证不会因烟气温度过高产生

过量NOx。

图2 立式底烧结构炉

3.2 应用新型热媒介质

随着低温脱氢新技术的开发并投入运行，工艺

需用的主流体工作温度可降至240～260 ℃，对热

媒介质的温度需求大大降低。根据工艺温度条件和

最高温度下的热传导关系，选用适宜的低温热载体

导热油作为热传导介质[6]，使之取代高温热媒熔盐。

但在实际选择中必须充分考虑导热油的极限高温耐

受性，温度与比热、黏性、导热系数的相关性，禁

止超温使用。据此将导热油最高耐受温度设计为

主流体最高工况温度＋40 ℃。综合各方面因素分

析，选用L–QC320牌号导热油。此种导热油特性主

要体现在安全稳定、无臭、无污染、极低挥发性等

方面，其闪点160 ℃左右，自燃点温度大于350 ℃，

pH值为中性，无腐蚀性，对设备材料寿命无负面影

响；操作温度下运行黏度不大于3 mm2

/s，流动阻力

损耗较熔盐介质大大降低[7]。同时，该导热油在含

氧量较高的环境中具有较强的抗氧化特性，在最高

工作温度下的稳定性较高。导热油质量检测数据如

表1所示。

3.3 更新燃烧器及控制系统

应用高效节能型燃烧器能够更加精准控制导热

- 76 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

表 1 L-QC320 导热油性能

项目 指标 参数 试验方法

运动黏度（25℃）/（mm2

/s） ≤25 8.200 GB/T 265

运动黏度（250℃）/（mm2

/s） 报告 1.732 GB/T 265

闪点（闭口）/℃ ≥100 164.9 GB/T 261

水溶性酸或碱 无 无 GB/T 259

自燃点 /℃ ≥320 430 SH/T 0642

油温度，确保热设备稳定性。新型燃烧器[8]实现流

入量动态控制。其中，管路上装配有检漏泵，能够

实时监测管路泄漏情况，以免气体持续泄露引发安

全事故。由于燃烧器进入工作状态之前，燃料气体

必须达到一定浓度和压力，故需要在管路上安装一

个用于压力控制的开关装置[9]，在燃气压力达到燃

烧器工况压力需求时，进料电磁阀自动开启，燃烧

器才能正常运行。

3.4 优化工艺系统降风险

基于风险管控，对导热油循环工艺流程进行优

化[10]。供热系统导热油流程是由脱氢加热炉、导热

油循环泵、导热油膨胀罐、导热油储罐、阀门、过

滤器等设备通过特定线路和管道连接而成。导热油

首先流入循环泵，经升压并通过炉体进口集合管到

达炉管内，通过炉管壁与烟气换热转换成高温导热

油，并由出口集合管流出，最后分配至各用热源进

行换热，实现闭路循环工作。整个导热油流程中，

导热油膨胀罐设在超出整个系统设备、管线最高标

高的1.5 m以上位置，主要负责临时存储供热系统

中的导热油，系统运行至最高工作温度时会产生体

图3 导热油循环工艺流程

导热油膨胀罐

用热

设备区

导热油炉

导热油循环泵

储油罐

2024 年.第 4 期 但加飞，周卫．环己酮装置脱氢加热炉系统改造探究 - 77 -

积膨胀，兼具导热油供应量缓冲、导热油气排出、

循环泵汽蚀余量维护等功能；储油罐安装在供热系

统底部[11]，主要负责收集膨胀罐在最大工况温度溢

流的导热油、为全系统贮存和提供导热油、补偿膨

胀罐导热油量；导热油循环泵主要负责调节闭路循

环状态下的导热油流量和扬程，使工艺运行参数始

终保持适宜状态，确保导热油闭路循环动力稳定。

导热油循环泵选用无密封耐高温屏蔽泵，在系统的

配置两台，一台常用，另一台为维修备用泵。

3.5 合规设计空间布局

将加热炉设置在装置边缘区域，与中心控制室

距离由原15 m扩大到现50 m，满足明火间距安全距

离要求。炉体设置在主导风向的下风侧，且有较好

的自然通风和采光，并对空间布局采用整体压缩优

化设计。

4 改造效果

4.1 脱氢加热炉热效率提高运行成本降低

脱氢加热炉技术改造项目投用至今已超过一

年，根据使用监测数据和热效率测试结果，排烟温

度始终控制在150 ℃以下；平均热效率较改造前高

6%，最低为93%。低能耗燃烧器系统的应用，使天

然气消耗下降0.010 t/t环己酮，改造前后热效率和

炼厂干气消耗对比见表2。炉体导热油阻力降小于

0.2 MPa，低阻力降意味着泵耗能减少；不仅如此，

无密封屏蔽泵使用长周期稳定运行工况良好，较之

前立式长轴熔盐离心泵故障率大大降低，节省了设

备使用维护成本。

通过一年运行效果比对，干气消耗成本和故障

维修成本降低显著。具体计算如下（根据财务报表

数据，全年环己酮产量为86 857.4 t）。

干气消耗下降带来增效：86 857.4×0.010×

1 630.49＝141.62万元。（干气价格取2022年全年平

均不含税价1 630.49元/t）。

故障维修平均减少2次/年，按照每次维修消耗

轴承2套，机封1套计算，配件消耗下降带来增效：

（2 180×2＋7 182×1）×2＝2.31万元。

综上，改造投用后增效为：141.62 ＋ 2.31 ＝

143.93万元。

4.2 自动化水平提升

新型燃烧器系统集成了燃烧过程自动监测、燃

烧热量自动调控、进气量自动控制、安全风险自动

监测、供热温度自动调节等功能，能够在不同工况

状态下保持最佳热效率。整体而言，自控系统的自

动化调控能力较强，能够使脱氢加热炉始终处于最

佳运行状态，发挥更高性能。

4.3 脱氢加热炉运行可靠性提升

首先，脱氢加热炉热媒介质改为导热油液相循

环，320 ℃时系统运行压力不到1.0 MPa，下调整个

系统的承压等级；其次，导热油介质对高温和低温

耐受性较强，不同温度下的黏度和流动性非常稳定，

不存在堵塞管道风险；新导热油投用和废油处理难

度降低，减少人员伤害和环境污染的风险；最后，

整套脱氢加热炉系统既减少了占地面积，也保留了

足够的明火安全距离，彻底消除了安全风险隐患。

5 结语

（1）脱氢加热炉运行热效率低的主要原因是炉

体结构不合理、燃烧器低效、炉管积灰、排烟温度

高；热媒熔盐介质危害性大的主要原因是熔盐为危

险化学品且高温运行；系统安全性差的主要原因是

熔盐存在堵塞管道、泄漏风险和明火安全距离不足

的安全隐患。

（2）通过优化脱氢加热炉主体结构设计、应

用新型热媒介质、更新燃烧器及控制系统、优化工

艺系统流程等多项技术改进措施，脱氢加热炉平均

热效率由88.13%提升至94.32%，燃料气消耗降低

表 2 改造前后热效率和炼厂干气消耗对比

项目 时间 热效率，% 干气消耗 /（t/t 环己酮）

改造前

2021.5 87.61 –（使用液态）

2021.6 88.32 0.056

2021.7 88.25 0.049

2021.8 88.33 0.046

均值 88.13 0.053

改造后

2022.5 93.94 0.045

2022.6 94.19 0.039

2022.7 – 停车

2022.8 94.84 0.044

均值 94.32 0.043

备注：干气消耗均值均已剔除异常工况消耗值。

- 78 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

0.010 t/t环己酮，系统自动化水平大幅提升，满足

了设备节能降耗和安全可靠运行要求。对化工生产

中采用熔盐作为热传递介质的工艺装置改造具有借

鉴和推广意义，符合新质生产力的发展需要。

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作用及其设计[J]．研究与探讨，2019（3）：10-11．

八面来风

活性炭“海绵”直接捕集空气中二氧化碳

据报道，剑桥大学研究人员利用带电活性炭开发出一种低能耗碳捕集技术，能够比传统方法更有

效地直接从空气中吸收二氧化碳。研究人员发现，通过给活性炭“海绵”充电，使其与二氧化碳形成

可逆键，可成功从空气中直接捕集二氧化碳。与目前的碳捕集工艺相比，由于活性炭“海绵”去除捕

集的二氧化碳需要的温度更低，所以更节能。直接空气捕集通常使用海绵状材料从大气中去除二氧化

碳，但目前价格昂贵，需要高温并使用天然气，而且缺乏稳定性。研究人员表示，活性炭廉价、稳定，

而且可以大规模生产。活性炭用于许多净化应用，例如水过滤器，但通常不能用于捕集空气中的二氧

化碳。研究人员表示，如果活性炭可以像电池一样充电，将是一种合适的碳捕集材料。当电池充电

时，带电离子被插入电池的一个电极。由于氢氧化物与二氧化碳形成可逆化学键，假设给活性炭注入

氢氧化物将使其适合于碳捕集。研究人员使用了类似电池的充电过程，用氢氧化物离子给廉价的活性

炭布充电。布料与电池中的电极相似，氢氧化物离子积聚在活性炭的微小孔隙中。由于氢氧化物的结

合机制，活性炭“海绵”可以成功地直接从空气中捕集二氧化碳，二氧化碳捕集率已经与现有材料相

当。此外，该工艺的能耗更低，不需要高温来捕集二氧化碳并再生活性炭“海绵”。加热材料可以逆转

氢氧化物-二氧化碳键，从活性炭“海绵”中收集二氧化碳，使其净化和储存。目前用于空气捕集二氧

化碳的大多数材料都需要使用天然气加热至900 ℃高温。而活性炭“海绵”只需利用可再生电力加热至

90 ～100 ℃，能耗更低。但活性炭“海绵”也存在局限性，其捕集的二氧化碳数量以及潮湿环境下的性

能还需进一步提高。研究人员表示，该工艺可以扩展到碳捕集以外的领域，通过微调活性炭上的孔和

插入其中的离子以捕集一系列分子。

摘  要：某炼厂拟将来自污水处理场的浮渣/油泥和活性污泥送至煤制氢装置气化炉协同处置，以实现“三

泥”的资源化利用。其中浮渣 / 油泥设计处理量 4.2 万吨 / 年，活性污泥设计处理量 2.1 万吨 / 年。

根据掺配比例实验结果，浮渣/油泥、活性污泥按一定比例混合后，与水煤浆的掺配比例不宜大

于12%。根据测算，项目实施后，装置进出料变化不明显，改造后硫含量比改造前增加约 24吨/

年。浮渣/油泥、活性污泥掺烧后产生废渣量较之前增加约0.2万吨/年。可减少能耗折算成标油为

882.18吨/年，减少碳排放量399.41吨/年，环境效益明显。

关键词：浮渣 油泥 活性污泥 水煤浆气化 掺烧

煤制氢装置气化炉协同处置“三泥”探讨

张成

（中国石油化工股份有限公司九江分公司，江西九江 332004）

收稿日期：2024-02-27

作者简介：张成，硕士研究生，助理工程师。2020 年毕业于武汉工程大学化学工程专业。目前从事技改管理工作。

通讯联系人：张成，1426446833@qq.com。

Discussion on Co-Disposal of \"Three Muds\" in Coal-to-Hydrogen Gasification

Zhang Cheng

（SINOPEC Jiujiang Company，Jiujiang，Jiangxi 332004，China）

Abstract: A refinery intends to send the scum/sludge and activated sludge from the sewage treatment plant to the

coal-to-hydrogen gasification to achieve the resource utilization of \"three muds\".The designed annual processing

capacity is 42,000 tons/year for floating sludge/oil sludge and 21,000 tons/year for activated sludge. Based on

blending ratio experiments, the blending ratio of floating sludge/oil sludge and activated sludge should not exceed

12% when mixed with water-coal slurry. According to calculations, after project implementation, there are no

significant changes in the feed and discharge of the unit before and after modification. The sulfur content increases by

approximately 24 tons/year after modification. The amount of waste slag generated from co-burning floating sludge/

oil sludge and activated sludge increases by about 2,000 tons/year compared to before modification.The annual

energy savings are equivalent to 882.18 tons of standard coal, and carbon emissions can be reduced by 399.41 tons

per year, demonstrating significant environmental benefits.

Keywords: floating sludge；oil sludge；activated sludge；water-coal slurry gasification；co-burning

2024 年 8 月·第 9 卷·第 4 期 >> 过程优化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

引用格式：张成 . 煤制氢装置气化炉协同处置“三泥”探讨 [J]. 石油石化绿色低碳，2024，9（04）：79-84.

- 80 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

随着“十四五”绿色低碳发展理念的提出，环

保要求日益严格[1]，实现有机废物无害化处置、资

源化利用[2]，成为各大石油、环境院所和石化生产

企业亟需解决的重大课题[3]。目前某炼油企业污水

处理场产生的浮渣/ 油泥和活性污泥主要通过第三

方油泥减量化设施干化后外委处置，费用高且现

场异味明显，亟需采用更加成熟可靠的路线加以处

理，降低费用的同时环保达标，实现浮渣/ 油泥和

活性污泥的资源化综合利用[4]。结合该企业厂区实

际生产情况，可利用煤制氢装置的气化炉协同处置

浮渣/油泥和活性污泥。

将含水率高的固体废物作为原料配制水煤浆，

利用气化炉协同处置[5]，废物中的有机成分转变为

以H2和CO为主的合成原料气[6]，可实现固体废物

的资源化利用[7]。该技术属于《国家先进污染防治

技术目录（固体废物处理处置领域）》（环境保护部

公告 2018 年第 5 号）推广的先进技术（12. 水煤浆

气化炉协同处置固体废物技术），也属于《产业结

构调整指导目录（2024年本)》中的第一类鼓励类

第四十二条（10.工业“三废”循环利用）[8]。采用

气化炉协同处置固体废物技术符合环保政策、产业

政策要求，可实现危险废物的无害化处理和资源化

利用[9]。

1 “三泥”的组成和来源

某企业污水处理场产生的“三泥”主要指含油

污泥、浮渣和剩余活性污泥。含油污泥主要为隔油

池、浮选池排出的油泥、浮渣等，其组成大致可分

为水、乳化油或吸附油、固体异物、无机盐、少量

烃类化合物、硫化物、酚类等，并伴随恶臭[10]。浮

渣主要是浮选过程中产生的含油类和固体颗粒的混

合物。剩余活性污泥的主要由生化曝气池排出。生

化曝气采用粉末活性碳处理及湿式氧化再生技术

[11]，其排出的生化污泥为湿式氧化排出的污泥灰分

以及废活性碳，其组成主要为水、废碳、生化污泥

及其代谢产物。

油泥和剩余活性污泥含水率高且变动幅度较

大。目前污水预处理单元产出的浮渣/ 油泥（含水

率 97%）约 4.2 万吨 / 年，湿式氧化再生（WAR，

wet air regeneration）单元产出的剩余活性污泥（含

水率97%）为2.1万吨/年。

因此，浮渣/油泥的设计处理量为4.2万吨/年；

活性污泥的设计处理量为2.1万吨/年。“三泥”的

设计处理量共计6.3万吨/年。

2 “三泥”综合利用处置分析

目前，该炼厂的浮渣 /油泥和活性污泥等危废

外委处置，费用较高。基于上述情况，该企业拟将

上述“三泥”送至煤制氢装置气化炉掺烧，利用水

煤浆气化炉还原气氛、高温熔融、快速激冷的技术

特点[12]，将废物中的有机物转化为以CO和H2为主

的合成原料气[13]。

2.1 掺烧比例的确定

将浮渣 /油泥、活性污泥按一定比例通入磨煤

机中，与原料煤、添加剂水溶液共磨制浆，制得符

合生产要求的水煤浆，经高压料浆泵加压后送至气

化炉。

该企业煤制氢装置的原料煤工业分析结果如表

1所示。根据原料煤的特性，在原料煤粉中加入制

浆用水和水煤浆添加剂（2.0% 干剂 / 干煤），混合

后充分搅拌，制得水煤浆样品[6]，样品目标浓度在

60%以上。

表 1 某煤制氢装置原料煤样工业分析

原料煤 全水 Mt，

%

内水 Mad，

%

灰分 Aad，

%

挥发分 Vad，

% 可磨性指数 硫，% 固定碳，% 灰流动温度

（FT）/℃

神优 2 号煤 12.89 8.80 6.43 29.09 61 0.44 55.68 1 169

浮渣 / 油泥与活性污泥分别按 0:1、1:1、1:2、

2:1 的比例混合，后与水煤浆样品按照掺配比例

5%、10%、12%混合，分析掺混后煤浆的浓度、粘

度、流动性和稳定性等性能参数，实验结果如表 2

所示。

当掺混比例依次增加时，煤浆粘度增大，流动

性变差，24小时析水率增高。根据实验结果可知，

当活性污泥与水煤浆样品的掺混比例达到12%时，

有软沉淀产生。浮渣 / 油泥与活性污泥分别按 0:1、

1:1、1:2、2:1比例掺混后，再与水煤浆样品混合比

2024 年.第 4 期 张成．煤制氢装置气化炉协同处置“三泥”探讨 - 81 -

例至12%时，均无沉淀。

实验表明，在水煤浆样品中掺配浮渣 / 油泥、

活性污泥会对水煤浆的成浆性能造成影响，掺混后

会增大煤料与水的接触角，降低煤浆流动性[15]。因

此，建议浮渣/ 油泥、活性污泥与水煤浆的掺配比

例不宜大于12%。

2.2 掺烧实施方案

根据装置运行情况，增设污水处理场浮渣 /油

泥和活性污泥送至煤制氢掺烧的流程，包括在污水

处理场设置2台油泥输送螺杆泵、2台活性污泥输送

螺杆泵，以及污水处理场与煤制氢装置制浆单元磨

煤机之间的浮渣/油泥、活性污泥输送管线。

浮渣 /油泥与活性污泥在流量控制下与原料煤

（干煤）按5%～12%质量比制取水煤浆，送入煤制

氢气化炉进行掺烧。浮渣/ 油泥掺烧的工艺流程简

述如下：来自污水处理场浮渣罐的浮渣/ 油泥（含

水量 97% 左右），经新增浮渣泵加压至 1.0 MPa 左

右，通过管道（DN50）输送至煤制氢装置磨煤机

下料管处。来自污水处理场活性污泥罐的活性污泥

（含水率97%），经新增活性污泥泵加压至1.0 MPa

左右，通过管道（DN50）输送至煤制氢装置磨煤机

下料管处。

浮渣 / 油泥和活性污泥送入煤制氢气化炉掺

烧流程后，污水处理场的污泥干化设施停止运行。

2.3 环保治理措施

废气治理方面，项目改造过程中封闭磨煤机观

察口，并将磨煤机放空管引至磨煤厂房顶楼，因此

废气量不发生变化。在开停工及操作不正常时排放

的气体密闭送入火炬系统。

废水治理方面，项目实施后，正常工况下无清

洗废水，仅在设备检修时会产生少量的清洗废水，

排至装置污水池处理。该项目无新增员工，无生活

污水产生。

噪声治理方面，该项目优先选用低噪声电机，

以减少噪声污染。

固废治理方面，项目实施后，对该装置产生的

粗渣及滤饼进行属性鉴别，结果为一般固废方可按

现有工程处理措施处理；若鉴别结果为危险废物，

则将该项目产生的滤渣及滤饼委托给有资质的单位

处置。

3 项目预期实施效果

该企业煤制氢装置设计产氢量10×104 Nm3

/h，

投煤量1 700吨/天（干煤）。煤制氢装置的产品氢

气组成见表 3，副产品酸性气组成见表 4。该改造

后，煤制氢装置产品方案不变。

表 2 掺混后煤浆的成浆性能参数

序号 浮渣 / 油泥：

活性污泥

掺配比例

（水煤浆样品），% 浓度，% 表观粘度／（MPa·s） 流动性 24 小时析水率，% 稳定性

1

0:1

5 60.08 715 A- 2.0 无沉淀

2 10 60.16 867 B 3.5 无沉淀

3 12 60.16 950 C 4.0 软沉淀

4

1:1

5 60.10 625 A 1.5 无沉淀

5 10 60.22 712 A- 1.5 无沉淀

6 12 60.11 766 A- 2.0 无沉淀

7

1:2

5 60.13 679 A 1.5 无沉淀

8 10 60.25 796 B+ 2.5 无沉淀

9 12 60.20 854 B 3.0 无沉淀

10

2:1

5 60.15 637 A 1.5 无沉淀

11 10 60.18 750 A- 2.0 无沉淀

12 12 60.05 795 B+ 3.0 无沉淀

注：掺混后煤浆流动性采用目测方法，根据煤浆的流动状态将流动性分为四个等级：A 级，线状流动；B 级，滴状流动；C 级，借助外力流动；D 级，

不流动。并分别用“+”、“-”加以区分某一等级中的较好较差者 [14]。

- 82 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

表 3 产品氢气组分 %（v）

产量 以纯 H2 计 104

Nm3

/h

H2 mol% 98.27

CH4 mol% 0.881

Ar mol% 0.192

N2 mol% 0.385

H2O mol% 0.271

CO＋CO2 wt% ＜ 10 mg/m3

表 4 副产品酸性气组成 %（v）

CO2 H2 N2 H2S CO CH4

64.97 0.14 2 32.73 0.16 0.003

3.1 物料平衡

表5为煤制氢装置改造前后物料平衡情况，改

造前入方除盐水用量为 131.7 万吨 / 年，改造后浮

渣/油泥、活性污泥携带的水量可减少除盐水用量，

表 5 煤制氢装置改造前后物料平衡 万吨 / 年

类别 项目 改造前 改造后

入方

原料煤 43.2 43.2

氧气 32.3 32.3

氮气 11.2 11.2

新鲜水 0.8 0.8

除盐水 131.7 125.6

蒸汽 4.5 4.5

浮渣 / 油泥、

活性污泥 – 6.3

合计 223.6 223.8

出方

氢气 5.8 5.8

废气 95.8 95.8

酸性气 2.2 2.2

粗渣（湿 6.8 7.0

细渣（湿 1.3 1.3

外排污水 71.4 71.4

蒸汽 31.8 31.8

蒸汽凝结水 8.5 8.5

蒸发、损耗及

参与反应 25.2 25.2

合计 223.6 223.8

表 6 煤制氢装置改造前后年总用水量平衡

万吨 / 年

类别 项目 改造前 改造后

入方

新鲜水 0.8 0.8

除盐水 131.7 125.6

蒸汽 4.4 4.4

“三泥”携带水 – 6.1

合计 136.9 136.9

出方

蒸汽 31.8 31.8

蒸汽凝结水 8.5 8.5

外排污水 71.4 71.4

蒸发、损耗及

参与反应 25.2 25.2

合计 136.9 136.9

除盐水用量为125.6万吨/年，减少6.1万吨/年。

改造后入方新增浮渣 /油泥、活性污泥年用量

6.3万吨，该项目在改造过程中封闭磨煤机观察口，

并将磨煤机放空管引至磨煤厂房顶楼，因此废气量

不发生变化。出方新增粗渣及滤饼产生量为 0.2 万

吨/年。

表6为改造前后煤制氢装置水平衡。改造前装

置总用水量为136.9万吨/年，改造后仍为136.9万

吨/年。改造后处理的浮渣/油泥、活性污泥携带的

水量可减少除盐水用量，因此煤制氢装置改造前后

废水产生量不发生变化。

表7为改造前后煤制氢装置硫平衡。改造前总

硫量为0.193 2 万吨/年，改造后总硫量为0.195 6 万吨/

年，改造后硫含量较改造前增加了0.002 4万吨/年。

3.2 能耗

该项目中新增设备的电消耗量如表8所示。新

增设备的年用电量为109 200 kW·h/a。

根据《石油化工设计能耗计算标准》（GB/

T50441-2016），按照年操作时间8 400 h计算，项目

实施后的综合能耗计算结果如表9所示。统计中未

包括开工、停工、事故、消防和临时吹扫的能耗，

合计能耗为137.08吨标油/年。

目前，该企业污水处理场的浮渣 / 油泥、活

性污泥送至污泥干化单元处理后外委处置。污泥干

化设施能耗见表10。污水处理场的污泥干化单元处

2024 年.第 4 期 张成．煤制氢装置气化炉协同处置“三泥”探讨 - 83 -

表 8 新增设备耗电量

序号 用电设备 工作数 /（h/a） 用电量 /（kW·h /a） 备注

1 活性污泥螺杆泵 8 400 46 200 一开一备 / 连续

2 油泥螺杆泵 400 63 000 一开一备 / 连续

5 小计 109 200

表 9 项目主要能耗

序号 能耗类型 数值 单位

折合标油

吨标油 / 年

1 电 109 200 kgeo/（kW·h） 24.02

2 0.4 MPa 饱和蒸汽 2 184 kgeo/t 144.14

3 净化风 67 200 kgeo/Nm3 2.55

4 0.4 MPa 凝结水 -2 184 kgeo/t -33.63

合计 137.08

表 10 污泥干化设施主要能耗

序号 能耗类型

年耗量 折合标油

数值 单位 吨标油 / 年

1 电 140.15 kW·h/a 308.33

2 1.0 MPa 饱和蒸汽 9.43 t/a 716.68

合计 1 025.01

表 7 改造前后煤制氢装置硫平衡

入方

名称 加工量 /（万吨 / 年 ) 硫含量，% 改造前 改造后

原料煤 43.2 0.42 0.193 2 0.193 2

石油焦 0 0 0 0

浮渣 / 油泥、活性污泥 6.3 0.038 – 0.002 4

合计 – – 0.193 2 0.195 6

出方

克劳斯气 1.209 6 11.56 0.139 44 0.139 44

汽提酸性气 0.974 4 1.65 0.005 88 0.005 88

尾气 95.76 0.48（mg/kg） 0.015 96 0.015 96

损失 – – 0.031 92 0.032 3

合计 – – 0.193 2 0.195 6

理浮渣/油泥，能耗折算成标油为1 025.01吨/年。

项目实施后，污水处理场的浮渣 /油泥和活性

污泥送至煤制氢气化炉处理，新增能耗折算成标油

为 137.08 吨 / 年。污水处理场停运污泥干化设施，

减少能耗折算成标油为1 025.01吨 / 年。预计项目

实施后，可减少能耗887.93吨/年，减少碳排放量

421.06吨/年。

4 结语

目前，某炼厂的浮渣/油泥和活性污泥等危废通

过外委方式处置，效果并不理想采用气化炉协同处

置方法，将含水率约97%的浮渣/油泥、活性污泥作

为原料配置水煤浆，送至煤制氢气化炉掺烧，属于

先进污染防治技术，具有明显的环境效益。

（1）按照浮渣 / 油泥设计处理量 4.2 万吨 / 年、

活性污泥设计处理量2.1万吨/年，进行掺配后与煤

制氢原料煤混合燃烧，其中浮渣/ 油泥、活性污泥

分别按0:1、1:1、1:2、2:1的比例混合后，与水煤浆

- 84 - 石油石化绿色低碳 2024 年.第 9 卷

的掺配比例不宜大于12%。

（2）项目实施后，装置物料平衡保持基本一致，

总硫量较改造前增加约0.0 024万吨/年，浮渣/油

泥、活性污泥掺烧后产生废渣量较改造前增加约0.2

万吨/年。

（3）停用污水处理场的污泥干化设施后，核减

新增能耗，预计减少887.93吨标油/年，即421.06

吨/年的碳排放量，环境效益明显。

参考文献

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究[J]．清洗世界，2021，37（11）：57-58．

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会”在福州成功召开 [J]．石油石化节能，2015，5

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贸易，2020．012（13）：194-196．

八面来风

预计 2050 年全球电力需求将翻一番

据报道，未来25年全球电力需求将翻一番。2022年电力占全球最终能源使用量的20%，预计2050

年将达到37%。同时，绿电占比将提高。2023年风能和太阳能发电占比为 13%，预计2040年将达到

50%，2050年增至70%。预计2050年82%的电力将来自可再生能源（太阳能、风能、水力、地热和生

物质能）。预计2050年核能发电将只占总发电量的6%（目前为9%），但2050年核能发电量将增长41%。

预计2050年全球只有12%的电力来自化石能源，但与净零排放的要求仍存在较大差距。全球各地区能

源转型存在差异。2050年大部分地区的太阳能和风能在其电力结构中的比例都远高于50%，只有欧亚

大陆东北部仍严重依赖化石燃料发电。由于政策以及风能和太阳能发电成本的持续大幅下降，中国、

北美和欧洲绿电不断增长。预计从现在到2050年太阳能发电的平准化能源成本（LCOE）将减少一半，

使太阳能成为最廉价的电力来源，价格约为21美元/兆瓦时。预计2050年风电的LCOE将分别下降44%

（陆上）、36%（海上固定式）和75%（海上浮动式）。

（钟涵轩）

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