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中石化炼油十一五节能措施
茂名石化炼油“十一·五”节能措施
茂名石化公司 二00六年十月
茂名石化炼油“十一·五”节能措施
一、节能工作概况
茂名石化既是生产能源的企业，又是耗能大户，目前炼油每年共消耗能源120万吨标煤。“十·五”期间，公司节能工作在股份公司的领导下，公司领导把节能作为提高企业管理水平和效益水平的一项基础工作来抓，主要抓两方面的工作，一是加强管理，二是抓技术进步。五年来，公司炼油综合能耗和单位能量因数耗能不断下降，分别由2001年的77.64kg标油/t、13.18 kg标油/（t·因数）下降到2005年的66.31 kg标油/t、10.04 kg标油/（t·因数），节能折油18万吨，效益4亿元。万元产值能耗由2001年的1.19吨标油/万元降到2005年的0.24吨标油/万元。炼油专业均实现达标和保标。炼油化工主要装置均按计划达标，并保标。炼油系统的3#催化装置、渣油加氢装置、4#蒸馏装置居中石化同行业装置能耗前茅。
二、“十一·五”节能目标 根据股份公司下达给我公司的节能目标，到2008年，由2005年的66.31 kg标油/t下降到61 kg标油/t。到2010年，下降到58 kg标油/t，力争降到57 kg标油/t。
三、“十一·五”节能措施
为了实现“十一·五”节能目标，我们主要依靠技术进步和科学管理。主要抓好以下四方面工作：
（一）健全组织制度，提高节能意识，夯实节能基础
一是加强对节能工作领导，公司、二级单位、车间分别成立主管领导任组长的节能领导小组，加强对节能工作领导。二是贯彻落实国家《节能法》及配套法规体系，进一步强化节能管理，完善节能管理标准，使节能管理更规范化和科学化。三是进一步完善管理制度，根据管理中出现的新情况、新问题，不断完善《加热炉管理规定》、《能源管理规定》、《能源计量管理规定》、《瓦斯系统管理办法》等管理制度和日常检查考核办法，使节能有更科学严密的制度依据。四是继续抓好节能培训和宣传工作。抓好每年一次的全国节能宣传周活动，通过张贴标语、宣传画、电台、报纸等大力宣传节能的意义，同时开展多种形式的节能知识培训，每年主办1-2期节能技术培训班。利用业余时间组织节能专题交流，不断提高车间节能管理水平。
（二）强化节能专业管理
1、根据股份公司下达的动力消耗指标，分解到各个车间，并且制定出相应的考核办法，与奖金挂钩，把节能工作与职工的经济利益紧紧地捆在一起，利用经济杠杆，调动广大职工的节能积极性。
2、狠抓能源计量管理。严格执行国家强制性标准GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》，实现能源计量的数字化、网络化。继续发挥公司计量清理整治工作小组作用，对计量进行清理整顿，狠抓查出问题的落实整改，特别是对外围用能单位加强计量，严查堵漏，降低能源消耗和损耗。同时加强装置用能跟踪，发现用能异常及时查找原因，纠正不合理用能。
3、加强加热炉运行管理。①细化指标，严格考核。继续发挥加热炉运行管理工作组作用，每月定期召开加热炉运行工况分析会，分析、评价加热炉运行状况，对每台加热炉的运行及车间考核情况进行讲评、考核和通报，并组织对加热炉存在问题攻关，制定整改措施。②加强操作维护管理。重点抓好加热炉的操作管理。实施机动处专业周检、生产车间日检、设备监测中心和技术质量处抽查等多层次的检查、考核，重点抓好三门一板的调节操作，通过对加热炉优化操作，强化加热炉的现场监管力度，使加热炉状况得到较好的改善，通过对有关各车间优化加热炉操作，降低氧含量和排烟温度，提高加热炉热效率。③查漏堵漏，降低氧含量。针对部分加热炉老化，漏风严重的问题，充分发动群众，集思广益，想方设法狠抓看火孔、防爆门、弯头箱门、吹灰器、预热器等漏风源的在线堵漏，不断创造和完善在线堵漏的方法，以小的投入取得较好的经济效益。
4、抓好节电管理工作。①加强对变频器调维护管理和考核，提高变频器投用率。继续做好闲置变频器的利用工作，把闲置变频器安装到节能效果显著的机泵上。通过对变频器的整治，加强对变频器投用率考核，提高变频器投用率。②抓好错峰用电工作。③通过优化操作，根据工艺要求及时调整机泵运行，使其达到最合理配置，节约电耗。
5、加强对蒸汽系统管理，减少蒸汽消耗和损耗。①加强蒸汽系统的检查和漏点的处理工作，保证各疏水器好用，减少蒸汽损耗。②停用部分管线，对蒸汽管网进行清理，停下长期不用的管线。③适时停伴热蒸汽。
（三）抓好全厂能量优化工作
1、优化装置运行、优化油化一体化。100万吨乙烯改扩建工程、260万吨/年柴油加氢装置和100万吨/年连续重整装置投产后，充分利用乙烯氢资源，优化装置运行。
2、优化蒸汽系统，降低蒸汽消耗。充分利用茂名电厂蒸汽资源和装置余热蒸汽资源，优化燃油动力锅炉运行。
3、优化氢气资源及氢气系统运行。①优化氢气系统运行。120万吨/年连续重整装置今年8月份投产后，满负荷生产时氢气产量可以达到60000Nm3/h，乙烯扩能后满负荷可向炼厂供氢35000Nm3/h，2007年3月25日高压聚乙烯投产后可达到满负荷，据此进一步优化供氢方案，把南北制氢装置停运。同时平衡三制氢的负荷以满足渣油加氢用氢量即可，避免氢气降压使用。②优化制氢原料。充分使用好乙烯甲烷氢、加氢干气和焦化干气；使用富氢干气使用膜分离等工艺回收氢气后再作制氢原料，减少富氢干气中的氢气进制氢转化炉跑龙套，减少能量消耗。制氢装置原料要达到全部实现气体化。
4、优化装置操作。根据工艺要求及时调整机泵运行，使其达到最合理配置，节约电耗；各车间根据天气变化情况及时调整空冷台数和循环水用量；通过调整工艺参数提高热联合上游装置出装置物料温度。
5、合理排产，优化装置运行，避免大装置、大机组低负荷运行。优化瓦斯系统，抓好瓦斯平衡，避免瓦斯放火炬。
四、抓好科技进步，提高节能水平
在科术进步方面，加大节能科技和技措资金投入，开展优化系统用能研究，推广利用节能新技术、新产品、新材料，淘汰落后设备，以降低装置及炼油能耗。节能方案见附表。着重要抓好以下几方面技术进步工作。
1、开展能量平衡及能量监测工作，对新开工装置和部分老装置进行能量平衡测试，进一步找出节能薄弱环节，为节能改造提供依据。
2、开展低温余热和氢气资源优化利用研究。氢气资源优化利用上，引进国外氢资源优化软件，对现有氢平衡数据进行收集和分析；利用夹点技术制定氢平衡系统优化方案，确定节能目标与实施方案。低温余热优化利用上，主要考察和分析炼油系统低温热的现状，并运用“过程能量集成技术”、“‘三环节’分解协调能量综合理论”、“换热网络合成和调优技术”以及“过程模拟优化”技术对全厂的低温热进行逐级利用，优化匹配，做到全局、长远考虑，技术经济综合权衡。
主要做好以下方面工作：在进行低温热系统改造前，初步优化全厂用能，尽量减少低温余热的产出，并以此为基础进行低温热系统的评价和改造。全厂低温热系统的评价和分析，根据炼油系统的技术经济条件规定低温热利用的方向（或发电、或节省燃料、或节省水资源等）。全厂低温热系统的改造和重组的重点是制定全厂低温热方案：①低温热产生热水用于罐区加热方案；②低温热产生热水用于气分装置重沸器加热方案；③低温热加热CFB锅炉给水方案；④低温热制冷利用方案；⑤低温热发电方案。
3、调整装置结构降低能耗。新建1000万吨/年蒸馏装置，停3套小蒸馏装置，单套装置能耗比三套装置降低29%，降低全厂能耗1个单位。抓好炼油CFB锅炉立项建设，力争2009年CFB锅炉建成投用，实现全停动力锅炉。新建9万吨/年硫磺回收、溶剂再生联合装置，降低瓦斯硫含量，为进一步降低加热炉排烟温度创造条件，加热炉排烟温度由目前的170℃降到150℃以下，全厂加热炉效率可提高1个百分点。项目实施后降低综合能耗0.3千克标油/吨。
4、加热炉节能技术改造。对1#蒸馏、2#蒸馏、3#蒸馏、2#柴油加氢装置加热炉，3#制氢转化炉对流段进行节能技术改造，降低排烟温度。①1#蒸馏加热炉节能技术改造：增设激波吹灰器，增设对流段初、常底油加热管，取消炉对流段软化水炉管、冷进料管，加上工艺流程改造等配套设施。改造后常压炉排烟温度从300℃降到180℃以下，减压炉排烟温度从250℃降到180℃以下，两炉热效率由82%和85%提高到88%。②2#、3#蒸馏加热炉节能技术改造：采用成熟、可靠、有效的水热媒技术或热管技术对加热炉进行改造，充分回收常减压加热炉尾部烟气余热。改造后2#蒸馏装置炉
1、炉
2、炉3的排烟温度分别从240℃、240℃和250℃降至160℃以下，3#蒸馏装置炉
1、炉2的排烟温度分别从260℃、200℃降至160℃以下。③2#柴油加氢装置加热炉改造：采用热管空气预热器对空气预热器进行改造，充分回收加热炉尾部烟气余热，改造后排烟温度降到160℃以下。④3#制氢转化炉对流段节能技术改造：采用成熟、可靠、有效的水热媒技术对加热炉进行改造，增设激波吹灰器，充分回收加热炉尾部烟气余热，改造后排烟温度从230℃降到160℃以下。项目实施后降低综合能耗0.3千克标油/吨。
5、抓好装置节能改造。①加氢裂化装置节能改造：余热锅炉进行改造，加热炉增设空气预热系统，余热优化利用，加氢裂化装置低效率电机增上变频并改造。②3#催化裂化装置节能改造：3#催化余热锅炉省煤段进行改造，降低排烟温度，由原来的220℃左右降低至170℃左右，锅炉给水由二级供水改为一级供水。三催化装置外取热器改大，改造进出阀门、操作平台。三催化V1501顶至V1507的0.1MPa蒸汽管线改大；饱和蒸汽至锅炉过热蒸汽管线改造。三催化装置分馏塔下部18-30层塔盘由固舌塔盘改ADV浮阀微分塔盘。三催化装置2＃风机透平转子改造，将透平功率提至6535Kw，2#风机转速能达到5600rpm，透平转子及静叶抗结盐能力提高，机组能长周期连续运转。③2#催化装置余热锅炉改造：对余热锅炉过热段进行改造，改造后排烟温度降到170℃以下，过热蒸汽温度从390℃提高到420℃。回收热量241万大卡/小时。④硫磺回收装置节能改造：增设烟气换热回收热量手段，降低排烟温度至170℃以下。在过热器后增设一热管省煤器，拆除原有过热器上部的转弯烟道，在原有钢架上布置新设计的热管省煤器,加热原中压锅炉除氧水，给水加热后再进入中压锅炉汽包。项目实施后降低综合能耗1.2千克标油/吨。
6、抓好装置低温余热利用和装置热联合，提高能量回收率。低温余热利用方面：①低温热产生热水用于罐区加热；②低温热产生热水用于气分装置重沸器加热；③低温热加热CFB锅炉给水；④低温热制冷，利用装置低温热产生热水，上1台溴化锂制冷装置，用于焦化装置吸收塔，提高液化气收率；上1台溴化锂制冷装置，冷水用于新重整T701塔顶和一段再接触、二段再接触冷却，提高液化气收率；⑤低温热发电：利用装置低温热产生热水，上一台1500KW热水发电机组。装置热联合：实现蒸馏装置馏分油直供2#催化裂化，蜡油直供加氢裂化，焦化蜡油、蒸馏装置蜡油直供渣油加氢，二蒸馏减渣直供2#催化，蒸馏直馏柴油直供3#柴油加氢精制装置。完善已有装置间热联合设施，增加一个安保控制体系，提高运行安全性。项目实施后降低综合能耗0.65千克标油/吨。
7、抓好炼油系统蒸汽优化利用，优化蒸汽系统。重点抓好低品位蒸汽优化利用。利用闲置的2台低压蒸汽透平泵代替电泵；利用闲置的1500kW低压蒸汽背压发电机来产出0.3MPa蒸汽；新增螺杆膨胀动力机1台，用于3#催化装置，用螺杆膨胀动力机泵代替锅炉给水泵, 功率为450KW；铺设0.35MPa蒸汽管道1500m；1.0MPa蒸汽管道部分保温更换。
完善蒸汽系统数据采集。项目实施后降低综合能耗0.3千克标油/吨。
8、抓好节电技术改造。①渣油加氢装置新氢机上往复式压缩机气量调节技术。②炼油厂区道路照明控制器改造，炼油办公室、操作室照明更换高效节能日光灯。③炼油厂区低效率电动机（国家明令淘汰设备）更新。④炼油电气车间SJ、SLJ、S7系列变压器更新。⑤炼油系统交流电机应用变频器技术。项目实施后降低综合能耗0.7千克标油/吨。
9、抓好节水减排技术改造。取消新鲜水直流冷却水、查漏堵漏、汽提净化水回用、蒸汽冷凝水及乏汽回收、达标污水回用、边沟水回用、无阀滤池（罐）反冲洗过程节水改造、除盐水系统节水改造等8项节水减排技术改造，重点抓好污水回用项目。
“十一·五”期间，节能技措项目16大项，投资20160万元，降低全厂综合能耗4.45千克标油/吨。节水项目8大项，投资6500万元，降低吨油耗新水0.69吨/吨，从2004年的1.16吨/吨降到2010年的0.47吨/吨
北京燕山分公司十一五节能规划方案炼油板块
珍惜资源、节约能源、提高资源利用水平既是全面落实科学发展观的客观要求，也是企业生存和发展的需要。石油是重要的战略资源，华北地区水资源又十分紧张，燕山石化面临的资源制约问题十分突出，如何将资源的压力转化为企业发展进步的动力，尽最大努力把有限资源利用好，是燕山石化生存发展的关键。“十一五”期间燕山石化将积极转变经济增长方式，推动技术进步，大力节能降耗，努力实现单位资源创造价值最大化，保持持续健康发展，创造良好的经济效益和社会效益。党的十六届五中全会明确地将“建设资源节约型和环境友好型社会”作为“十一五”期间实现可持续发展战略的一个具体目标，提出我国到“十一五”末期（2010年），单位GDP能耗要比“十五”末期降低20％。根据国家和行业规划，燕山石化作为特大型石化一体化企业，能源成本所占比重很高，在“十一五”期间根据装置现状，以减少能耗、物耗、减少排污和提高资源能源利用效能为目标。主要采取加强节能管理和积极实施技术改造等措施来完成节能20%的目标。
（一）、节能管理
1、深入加强节能管理工作，完善能源管理制度，使节能工作向制度化、标准化、定量化、科学化继续推进。
根据《节能法》及其配套法规，中国石化集团公司及北京市有关规定，制定、修改完善各项能源管理、考核制度。通过制定完善能源管理制度，实行节能标准化管理，实施节能动态管理，建立有力的节能激励机制，有效地提高企业节能管理和节能技术水平，大大促进生产装置的全面达标，为企业创造更高的经济效益。
2、强化管理，优化操作，狠抓装置安、稳、长、满、优生产，促进装置节能降耗。
从基础管理入手，紧紧围绕“节约、挖潜、增效”这一中心，强化能源管理，优化操作，大力开展“节水、节电、节汽、节燃料及原料”的“四节”活动，开展产品单耗、能耗定额、节能指标等多种形式小指标竞赛，挖掘管理的能耗潜力，确保装置安、稳、长、满、优生产，进一步促进节能降耗。
3、继续完善能源统计、分析管理制度，应用现代化统计手段，提高能源统计速度，确保统计质量，提高节能数据化管理水平。
4、应用过程能量系统优化技术，抓好总体优化和系统优化用能。按照中国石化集团公司规定标准，分专业、分系统进行过程能量综合分析和能量平衡测试工作，了解各单位、各专业、各系统能源利用状况，明确节能潜力所在，为优化生产过程总体用能，提高能量转换、输送、使用效率，开拓节能新途径。
加强应用能量系统优化的方法来进行分析、统筹和改造规划，在进行节能改造时尽量利用过程能量系统优化技术对方案进行优化。
5、保证新建、改扩建项目能耗水平接近或达到国际先进水平。选择技术含量高、能耗低的工艺技术和装备，所选工艺的能耗水平达到国内先进水平，新建项目的能耗达到国际先进水平。
6、加强优化资源配置、提高根据市场需求与原料品质组织优化生产的能力。综合考虑产品质量、能耗、环保等各方面因素，研究制订以效益为中心、不同原料不同产品的最佳加工、生产方案，提高根据市场需求灵活组织生产的能力。
（二）、依靠科学进步，实施节能技术改造
1、做好扩能改造工作，增加高附加值产品，降低万元产值能耗。到“十一五”末原油加工能力达到1300万吨/年以上，全部生产符合欧Ⅳ排放标准的汽柴油，航煤生产能力达到100万吨/年，润滑油生产能力达到40万吨/年。
建设燕山石化到北京石油公司和首都机场的汽、柴油、航煤管线，实现资源供应和产品批发零售管网集中配送，减少安全隐患和环保污染。
与“十五”相比，改造后炼油加工能力提高63%，燃动能耗下降13.4%；万元产值能耗下降20%左右。
2、推广应用“新技术、新工艺、新设备、新材料”，实施节能技术改造和攻关。
对燕山石化冷、热网系统进行技术改造，选定高效、价格合理的保温材料定点厂，大力推广应用优质、高效复合保温材料，改善公司冷、热网系统的保温，提高冷、热网及冷、热设备的效率，减少冷量和热能损失，节约能源。
2007年炼油厂低温热回收利用节能改造项目，余热回收系统节省能耗费用6176.8万元/年，折合节省标油20589吨/年，一、二热力车间乏汽回收的经济效益为680.38万元/年，折合节省标油2267.9吨/年。
开好催化装置烟气发电设施，充分回收催化装置烟气余热、余能，降低装置能耗。二催化主风机、气压机机组及控制系统改造，降低装置能耗2千克标油/吨。
继续完善油气密闭储运系统，减少烃类损失。“十一五”末完成全公司轻质油品储罐的浮顶化改造，对已有的浮顶罐进行检测和完善；完成炼油厂装油站台密闭化改造及油气回收系统。
3、在保证炼油安全、稳定生产的前提下，合理调整公用工程设施，实行优化运行。
1）继续加强节水减排工作
做好新的水平衡测试，抓好炼油厂的地下水管线更换工作，开好东、西区及炼油厂污水回用装置，组织好公司内外的节水经验交流。以一电站为中心，收集合成橡胶事业部和炼油厂的冷凝水，新建能力为250m3/h冷凝水处理装置，通过换热设备回收热量后，再分别进行除油除铁处理，可达到高压锅炉的给水水质标准，作为一电站CFB锅炉给水的补充。
针对燕山石化管网进行消漏节水改造。
实施污水“零”排放方案。对凝结水、循环水排污水、锅炉树脂再生水、碱渣等高浓度废水分别回收处理，清清分流、污污分流，浓盐水集中分别在东、西区各建设一套增浓结晶装置除盐，回收的凝液作为循环水的补充水或处理后作为锅炉的补给水，进一步提高污水的综合利用水平，满足北京市环保局提出的燕山石化公司只有一个排放口的要求。
2）做好节电工作，降低能源消耗
“十一五”要在“十五”基础上，继续建立和健全节电制度，制定合理的用电单耗定额，建立健全用电单耗的考核分析制度与节电的奖惩办法。
改造现有供配电系统，降低线损。将部分迂回供电线路改为直配线路，将绝缘破损、漏电较大的电缆进行更新等。
大力推广绿色照明技术。采用新型节能灯替代高压汞灯及白炽灯，照明负荷可下降50-60%达到8320-10400KW，年可节电4000万度左右。采用新技术和新材料，提高用电设备效率。如使用远红外加热干燥技术、半导体和电子技术应用与生产工艺控制、使用新的绝缘材料等。对用电设备进行技术改造，如提高泵、风机、整流和电热设备的效率、减少电能的传输损耗、使用效率较高的电能转换形式、使用电焊机空载自停装置和交流接触器无声运行技术等；提高用电设备的经济运行水平。
加强用电设备的维修，提高检修质量等措施。
4、深化资源综合利用。
完善熄灭火炬工作，加强火炬管理。按中国石化集团公司规定标准，继续完善火炬气回收利用系统。
对污油、硫磺进行回收改造；搞好低温余热综合利用工作。扩大污水回用规模，按照装置对水质要求的不同，合理开好污水回用装置，提高污水回用量，减少新鲜水使用量。
5、加强管理，稳定运行，减少非计划停车，增产减污。
炼油系统主要是提高开工负荷和装置换热效率，优化操作，降低加工损失。
（三）、节能宣传和节能培训
1、积极组织，认真学习、宣传、贯彻《节能法》及其配套法规，提高全员节能意识，带动和促进节能工作。
2、充分利用各种宣传媒介，结合企业具体特点，开展经常性的节能宣传，组织开展好一年一度的《节能宣传周》活动，举办节能知识讲座和竞赛，不断提高职工的节能意识和节能技能。
3、进行多方面、多层次的节能技术培训、交流、研讨，提高能源管理干部理论水平、技术人员的管理水平和工作能力。从而全面提高燕化公司能源管理水平，促进节能管理创水平上台阶。
“十一五”期间燕山石化公司将按照循环经济理念，全面落实科学发展观，走新型工业化道路，大力开展节能降耗、资源综合利用工作，在经济效益实现飞跃的同时，实现万元产值综合能耗下降20%
中国石化镇海炼化分公司（二○○六年十月十八日）
尊敬的各位领导，各位代表：
炼化企业既为社会提供能源产品，同时也是能源资源消耗大户。多年来，我们遵循“和谐发展，共享未来”的宗旨，围绕节能降耗的目标，从强化管理、流程优化、热联合、低温热利用、运行优化入手，积极推进技术进步，有效地促进了能源的节约。2005年公司共加工原油1710万吨，比2000年增加了62.86%，炼油实际能耗由71.13千克标油/吨下降到62.3千克标油/吨，相当于节标油约15万吨/年；加工损失率由1.03%下降到0.63%，相当于节油6.84万吨/年；吨原油新鲜水耗量由1.5吨左右下降到0.42吨，相当于少消耗新鲜水1847万吨/年；吨油废水排放量由0.55吨下降到0.07吨，相当于少排放污水821万吨/年，基本实现炼油工业废水“零排放”的目标，达到了世界先进水平。
“十五”期间，我们在节能降耗方面主要做了以下工作：
一、完善组织体系，强化节能管理
建立有效的节能管理体系，是抓好节能降耗工作的基础。我们在完善节能降耗管理制度的前提下，结合公司管理体制改革情况，重建节能管理组织网络，不断充实节能网络人员，加强检查与考核，强化日常节能降耗管理。
1、进一步完善节能管理体系。我们建有由公司党政一把手担任组长的节能领导小组及由生产处牵头的日常办事机构，工作网络遍及公司各个角落。2002年，公司实施了机构扁平化改革，我们按照新单位成立一个、节能机构到位一个的原则，重新调整、完善了公司节能管理网，并组织增订了“节能管理制度”，确保公司节能管理工作“有法可依”、“依法节能”。公司节能领导小组每年都要制订节能计划和工作目标，层层分解，落实到各运行部和装置，在小技措项目安排上，优先考虑节能措施。同时，公司生产技术例会将节能工作列为会议的重要内容，每月对节能工作进行总结和部署，分析节能工作存在的问题，研究制订对策措施。为加强对能耗消耗的动态管理，节能办还缩短统计周期，建立了旬能源消耗统计分析制度，并运用PI-EXCEL系统对重点装置消耗进行跟踪检查。公司总调度室在布置日常生产安排时，把控制消耗作为优化生产的重点内容，生产日报每天反映蒸汽、风氮、氢气、瓦斯、水、电等产耗量及平衡情况，加大对节能降耗工作的监控力度。
2、完善节能管理考核体系。我们结合达标活动，瞄准国内、国际先进水平，建立节约能源的指标体系并逐年调整提高目标值，并将能耗控制指标列为公司重要的年度管理目标，与各单位的经济责任制考核直接挂钩。同时，为加强对能耗指标的考核力度，2002年我们改变以往能耗完成情况季度考核的做法，每月随生产计划对各装置下达能耗指标，实施月考核检查。为进一步细化能耗指标管理，2004年我们制订下达每月各装置及系统的水、电、汽、油等实物量的定额消耗指标、精馏塔回流比控制指标、循环水温差控制指标等。以往装置开停工消耗管理相对较松，设备吹扫置换用汽、用水存在大手大脚现象，从2003年起我们根据开停工装置的实际情况，制订下达具体消耗控制指标，在装置开停工方案中制订减少消耗的对策措施，并严格抓好落实。通过加强对开停工装置消耗管理，单开停工蒸汽用量比原来节约了三分之一左右。此外，我们还将能耗列为装置达标、“安稳长”运行竞赛等活动的重要考核指标，从而有力地增强了职工的节能积极性，促进了节能管理水平的提高。
3、加强日常节能管理。公司每年组织开展“节能宣传周”活动，印发各类节能知识手册，加强节能宣传教育，大力倡导节能意识、忧患意识。还经常举办各类节能技术培训，开展装置能量平衡测试，不定期组织开展节能专项检查，强化日常节能管理。例如，我们每年组织装置主要技术人员参加节能技术培训班，邀请国内著名节能专家授课，及时了解国内外节能技术新动态。2002年以来，我们分批组织技术人员学习Hyses软件和蒸汽系统优化软件，逐步建立主要生产装置的数学模型，提高技术人员业务水平。我们每月开展以“三长一乱”为重点的节能检查工作，杜绝各种能源浪费现象。我们加强对加热炉管理，对10MW以上加热炉每月定期进行检查、总结、考核，定期监测烟气中的氧含量；根据燃料硫含量变化，加强露点分析监控，合理控制排烟温度等措施，2004年实际节油1240吨，加热炉平均热效率也从2000年的88.65%提高到2005年的90.6%，目前10MW及以上加热炉的平均热效率已达到90.8%以上。我们还将地下水管线查漏列为一项日常性工作，查漏区域覆盖生产区和生活区，2005年运用先进手段共查出泄漏点45个，减少漏水量220吨/小时。
4、开展经常化的挖潜增效活动。我们依靠全员参与，广泛发动职工，每年围绕增效、降耗、提高技术经济指标等方面持续开展挖潜活动。2005年，各单位围绕完成节电考核指标，动员职工寻找节电机会，通过清理每台泵的运行曲线、管路特性，找出液力透平最佳运行点，切割机泵叶轮，搞好烟机平稳运行，抓好变频机泵长周期运行，优化大小机泵运行方式等一系列措施，使公司吨油电耗由2004年的52.82度/吨油下降到了50.86度/吨油，节电3415万度。2005年，我们共开展了4轮挖潜增效活动，实施了186大项333小项措施，产生的直接经济效益达到3.15亿元左右，有力地促进了主要炼油技术经济指标的提升。2005年加工损失率0.63%，比上年下降0.05个百分点，相当于节油0.86万吨；炼油综合能耗62.34千克标油/吨，比上年下降了0.81个单位，相当于节约标油1.37万吨，均创造历史最好水平。
二、不断优化加工流程，提高资源综合利用水平
我公司是中石化含硫原油加工基地，近几年来随着国际市场原油价格的持续高企，企业生产成本控制压力日益增大。为提高经济效益，我们充分挖掘装置生产潜力，不断优化加工流程，狠抓节能降耗，努力扩大高硫劣质油的加工能力，并做好资源综合利用，实现炼最差原油、获取最佳效益的目标。
1、不断优化加工流程。针对高硫原油和劣质原油增逐年增加的情况，我们通过对炼油及化工工艺总流程的优化，构建了“常减压—加氢精制、加氢裂化（催化裂化）—硫磺回收”、“焦化—CFB锅炉”、“溶剂脱沥青—脱油沥青气化—脱沥青油加氢”等具有镇海炼化特色的高硫原油优化加工路线，最大限度做到物尽其用。如2002年，我们针对当时的生产难点，与石科院、抚顺院联合开发了国内首创、列入总部“十条龙”攻关项目的“溶脱组合工艺”，构建了“溶剂脱沥青━脱油沥青气化━脱沥青油加氢”组合加工工艺，一举解决了我公司渣油处理能力不足、蜡油资源不足、化肥原料劣质化“三大”技术难题，从当年8月份投运开始，月均产生直接经济效益1113万元，每年累计创效上亿元。又如通过“焦化—CFB锅炉”加工路线，使劣质渣油不仅转化为液化气、汽油、柴油、蜡油等液体产品，提高了轻油收率，而且其副产品高硫石油焦也成为CFB锅炉的燃料，提高了综合商品率，在满足我公司自身用电的基础上，向社会供电，支持支援地方经济建设。再如通过构建“常减压━加氢精制、加氢裂化（催化裂化）━硫磺回收”工艺路线，既减少了SO2排放量目标，又变废为宝，生产了14.9万吨商品硫磺。此外，我们还根据装置格局和生产方案变化，及时停开部分装置和单元，以减少消耗。
2、抓好装置优化联合。过去我公司装置间原料直供存在差距，生产上留有较大余地，原料先降温再加温浪费能源现象较多。这几年来，我们通过完善流程，逐步解决了原料直供问题。目前，除石脑油供重整装置外，其它装置间的原料互供基本上实现了直供。2005年，我们还通过改造安排原油从码头从18公里的长输线直供装置，改变了过去先进罐后付装置的原油供输模式。我们抓好低温位热源的优化利用，针对公司重油催化装置低温位热源点多面广的特点，我们通过采用催化热水回用气分、常减压闪底油与回炼油换热、稳定汽油和油浆低温热回收等一系列优化措施，成功实现装置间的热源深度联合，目前我公司渣油、蜡油、柴油基本实现无水冷却，大大降低了装置能耗。
3、抓好“三废”回收利用。我们将通常引入加热炉作燃料烧掉的常减压初馏塔顶的高硫不凝气，引入催化裂化装置气压机，既进行了脱硫处理，减少燃烧废气中排放的SO2量，又回收了其中的液化气组分。通过采用活性炭吸附或直接冷凝法，回收油气中的烃组分，不仅每年回收成品油近千吨，而且防止了大气污染。我们还加强对油泥、浮渣、炉渣和飞灰等固体废物的管理，搞好资源的综合利用。如对装置和系统产生的各类污油、凝缩油全部进催化或焦化装置进行回炼；污水处理场油泥是污水处理过程中所产生的固体废弃物，我们将其送入焦化装置回炼，有效地回收了其中的含油组分，消除了二次污染。化肥装置产生的碳黑和CFB飞灰经拌和后进CFB掺烧。
三、依靠科技进步，努力提高装置运行水平
在抓节能降耗管理上，我们始终依靠科技进步，积极应用各类节能新技术、新材料，并通过对装置技术改造，不断提升装置运行水平，降低各类消耗。
1、积极应用节能新技术。我们从设计开始就确保将装置建成能源节约型装置。例如PX装置歧化单元，原设计能耗为54.1千克标油/吨，我们组织科技人员在吃透原工艺包的基础上，与研究单位一起对工艺包进行了大胆的优化创新，将甲苯塔、二甲苯塔顶、邻二甲苯塔顶和重芳烃塔顶由空冷冷却改为发生蒸汽，使装置塔顶热源基本得到了全回收；同时将原工艺包中装置输入1.0MPa蒸汽10t/h改进为发生1.0MPa蒸汽60t/h左右，不仅满足了PX联合装置对蒸汽的需求，还能向其它装置供应约50t/h的蒸汽。通过创新，不仅降低了装置能耗，也使蒸汽平衡得到了进一步优化。经标定，歧化单元标定能耗仅为43.72千克标油/吨，达到了国际先进水平。我们通过采用膜分离回收氢技术，实现了从加氢裂化干气、PSA尾气低压气体中提取约1万标立/时氢气；通过在重整装置采用PS-VI、R274重整催化剂，氢气产率提高9.5%，增加了廉价氢资源，使我公司缓建了一套4万标立/时制氢装置。
2、狠抓装置技术改造。“十五”期间，我们组织实施了35项重大节能技改项目，产生综合节能效益1.5亿元/年以上。其中重油催化增加外取热器、加氢裂化干气、PSA解吸气膜分离技术回收氢气、炼油凝结水回收等产生节能效益1000万元/年的项目就有7个。如通过实施加氢裂化干气、PSA解吸气膜分离技术回收氢气项目，氢含量在60%以上的加氢裂化干气和PSA解吸气进新建的膜回收氢气设施回收后，每年产生的效益在1500万元；Ⅱ催化旁路烟道增设取热器项目，仅投资350万元，可以多产蒸汽20吨/时，每年产生效益1000多万元。在日常生产管理中，我们经常根据装置的实际运行情况进行节能优化，实施技改。如，重油催化装置通过增上再生外取热器、油浆蒸汽发生器、分馏和稳定系统低温热与气分装置热联合、CO锅炉改造提高烟气利用率等一系列措施，能耗从2000年的59.65千克标油/吨降至目前的51.03千克标油/吨；Ⅰ焦化通过与CFB锅炉热联合，回收低温余热，使装置能耗降到16.49千克标油/吨的国内领先水平。又如，我们早在90年代初，就开始应用变频调速技术对电机实施节电改造，陆续增设了350多台低压变频调速装置；97年开始，又投资1000多万元在化肥、PX装置增设了高压变频调速装置，取得了良好的节电效果。同时，为充分发挥变频调速的作用，我们根据装置和机泵的实际负荷变化情况，及时调整变频调速装置的配置，使之发挥最大的效用。再如，Ⅱ催化装置通过整改消除余热锅炉振动、关闭烟气放空阀等措施，使烟机少耗功200kw。Ⅲ重整装置通过新上一台新氢机C302/C，解决了两台新氢机大马拉小车现象，在满负荷条件下新氢机按“一大一小”运行，节电效果显著。我们于2005年开始投入500多万元对部分加热炉实施了检修和技术改造，如焦化加热炉经检修改造后排烟温度由原来的170℃以上控制在了目前的130℃以下，热效率提高了2.5%以上，取到了理想效果；Ⅰ加氢F501和F502炉烟气联合回收的技术改造使原来300℃的烟气直接放空变为余热得到有效回收，排烟温度在140℃左右。与此同时，我们还积极做好新技术、新材料的推广应用工作，搪瓷管、水热媒等新技术在歧化、Ⅱ常及PX装置的大型加热炉余热回收系统中得到了应用并获得了很好效果，装置加热炉排烟温度均被有效地控制在140℃左右。
四、抓好公用工程的优化运行，向系统节能降耗要效益
针对装置生产规模不断扩大的实际，我们把氢气、蒸汽、瓦斯和水作为公用工程优化的主攻方向，落实专人，明确目标，努力优化运行。
1、抓好氢气系统优化运行。制氢装置损失是我公司加工损失的重点，制氢装置加工损失曾占总损失30%左右。为减少制氢损失，我们在2002年实现单套制氢运行及原料100%气体化的基础上，围绕停运制氢装置实施了多项措施：一是提高Ⅲ、Ⅳ重整装置反应苛刻度，增加重整氢产量；二是增建膜分离设施，增加膜氢装置原料来源，提高膜氢产量；三是抓好PSA稳定运行，减少解吸气中氢含量。四是控制装置氢气用量，避免产品质量过剩。五是加强氢气系统压力控制，避免因氢气系统压力高而改放高低压瓦斯系统。六是优化氢气系统运行方式，安排Ⅰ非芳加氢尾氢作为Ⅰ加氢新氢使用，膜氢余量和Ⅱ非芳尾氢送至Ⅲ重整PSA装置作进一步提纯。七是利用好化肥高压氢。通过这些措施，当年，加工损失率即下降到0.63%，比2000年1.03%下降0.4个百分点，实际下降幅度达到38.8%，相当于节油6.38万吨。
2、优化蒸汽系统运行。与炼油新区配套建设的Ⅱ电站CFB投用后，我们通过Ⅱ电站向老区返输蒸汽量，停用了炼油一台燃油锅炉。2003年底，与化肥装置改造配套的Ⅲ电站CFB建成投用，系统蒸汽供应格局发生了很大变化，并为停用燃油锅炉创造了条件。在蒸汽平衡上，我们根据新装置投用情况，及时调整制订新的蒸汽运行方式，避免蒸汽放空，如苯抽提装置投用后，炼油新区用汽矛盾增大，安排Ⅰ焦化气压机用汽由Ⅱ电站供应改为以CO炉直供为主。同时，制订Ⅱ、Ⅲ电站向炼油老区蒸汽返输量指标，千方百计提高Ⅱ、Ⅲ电站CFB的发汽量，近两年来Ⅱ、Ⅲ电站的发汽量均保持满负荷运行。我们还确立以汽定电的原则，控制好发电量，调整老电站1#、2#发电机负荷，尤其是冬季用汽量增加后，及时安排调减发电量。2004年全面停用了公司现有的4台燃油锅炉，每年可顶出约13.5万吨重油资源。为保证蒸汽系统安全，我们还制订了各种事故状态下蒸汽系统应急处理预案，并强化演练，确保了生产装置的安全、稳定运行。
3、优化瓦斯系统。一是增上3万Nm3气柜和罗茨机，进一步提高低压瓦斯回收能力，并充分利用气柜的缓冲作用，解决昼夜和不同季节温差对瓦斯产耗平衡的影响。二是新建炼油老区轻烃回收装置，减少瓦斯量。三是组织清理各瓦斯排放点，利用实时监测系统对部分排放点阀位开度的监控，并对各装置瓦斯排放情况加强检查，对乱排乱放现场加强考核。四是加强装置开停车管理，把系统瓦斯平衡纳入开停工物料平衡管理，杜绝正常装置开停车瓦斯燃放火炬现象。特别是2001年Ⅱ催化装置采用倒开车法，解决了过去催化装置开工必冒火炬的现象。五是加强对装置加热炉油火嘴投用的统一指挥管理，由总调度室根据系统瓦斯平衡情况，决定各加热炉的气嘴与油嘴投用。六是确定了当系统瓦斯不能平衡时，装置负荷必须服从于瓦斯平衡要求的原则。尽管燃油锅炉全部停用，瓦斯平衡调节手段减少，但是2005年我们基本上做到了正常生产情况下瓦斯不燃放火炬，既降低了加工损失，也改善了环境，同时还维护了企业良好的形象。
4、优化水资源利用。2001～2004年间，在总部的领导和大力支持下，我们成功开发了“节水减排成套技术”，为我公司深化节水减排工作提供了有力的技术支撑。通过采用节水型工艺，有效地从源头控制了用水量；通过分质、分压、分系统回用，凝结水回收技术水平不断提高，我公司炼油凝结水回收率达到了65%，化工凝结水的回收率达到了89%；通过提高循环冷却水泄漏查漏技术、在线不停车清洗技术作为减少循环水耗水量的有效途径，循环水浓缩倍数不断提高，2005年我公司的化工、电站循环水系统平均浓缩倍数达到了7倍以上；通过含硫污水的串级使用、汽提净化污水的回用、清净废水的利用等措施，提高了水的重复利用率，2005年工业用水重复利用率达到了98.3%；开发污水回用技术，充分利用污水资源，将达标外排污水经适度处理后回用作循环水补充水，使炼油装置的四个循环水场100%使用回用污水，结束了以新鲜水为补充水的工艺历史。2005年，回用污水549.2万吨，吨原油工业废水排放量0.07吨，吨原油新鲜水耗量0.42吨，达到了国际先进水平。
在节能降耗方面我们虽然取得了一些成绩，但是离国际先进水平还有很大差距。当前，我公司在完善2000万吨/年炼油综合加工能力的同时，正面临建设100万吨/年乙烯工程的历史性机遇，我们将围绕国家提出的“十一五”期间单位GDP能耗五年内下降20%的目标，按照节能优先、效益为本的要求，继续大力抓好节能降耗工作，为建设资源节约型社会作出更大的贡献。
