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1、关于2006年炼油节能工作的汇报建华高级副总裁、天普总裁:2005年10月11月，炼油事业部与各炼油企业完成了2006年炼油专业达标指标对接及财务费用指标对接工作。对接中发现受各种因素的影响，动力费用对炼油完全成本的影响较以往更大。这使我们对各企业的能源消耗情况有了更深入的了解，对节能工作的重要性也有了进一步的认识。为实现同海董事长提出的炼油完全费用降低2元的目标，炼油事业部提出了“向生产优化要效益、向节能管理要效益”的思路，并对2006节能工作进行了深入的讨论，提出节能工作计划。现将有关情况汇报如下：一、目前炼油企业的能源使用现况“十五”期间，各炼油企业通过技术改造，优化生产，使炼油能耗有了
2、很大的进步，炼油能耗逐年降低。2001年的炼油能耗78.25千克标油/吨，2004年降低到73.68千克标油/吨，2005年采用新的计算体系，炼油能耗降低到69千克标油/吨（排除计算影响后，同比降低了约1.5千克标油/吨）；平均每年降低能耗约1千克标油/吨原油。预计2005年中石油的炼油能耗80千克标油/吨，单因耗能为11.9千克标油/吨（中石油的能量折算系数与中石化略有区别，因而能耗数值略高23千克标油/吨）。中国石化的炼油能耗与国际水平相比，仍存在一定的差距。根据2004年数据，采用能源密度指数（EII，该指数可以排除装置结构等因素影响）进行对比，中石化18家主要企业平均EII为85.3；
3、而西欧平均为84，日本为77；世界先进水平EII为53.5，日本先进水平为71。上述差异反映出中石化炼油能耗距离国外先进水平仍有一定的差距。二、目前节能工作中存在的若干问题“十一五”后期，受成品油质量升级，原油供应等各种因素的影响，炼油企业的节能工作出现了一些新的情况，给节能工作带来了一定的影响。由于未能迅速对节能工作进行调整、完善，因而在节能工作中陆续显现出一些问题。这些问题主要表现在以下几个方面：1、生产运行方面（1）氢气综合管理方面氢气资源利用不优化。一些企业单纯依靠制氢装置，没有充分发掘重整、膜分离等装置的供氢潜力，造成制氢负荷高，影响炼油能耗。炼油化工一体化的企业，乙烯氢、化肥氢还有
4、进一步优化的潜力。制氢原料不优化。一些企业在具备天然气、焦化干气等原料的情况下，仍采用部分采用石脑油制氢。氢气管网不优化。部分企业没有循环氢脱硫设施，生产中大量排放循环氢，造成浪费。另有部分企业对不同品质要求的氢气没有统筹优化，过剩的低氯高品质氢气没有合理使用。（2）蒸汽综合管理方面部分老企业的蒸汽管网存在保温不佳、管网结构不合理、末端蒸汽放空等问题。个别企业中压蒸汽管线保温不佳（很多处的外壁温度在110198之间，严重的有裸管的现象），中压蒸汽系统存在瓶颈，甚至有100t/h的中压蒸汽无功减温减压。天津、茂名等企业蒸汽管网保温差，雨天蒸汽消耗量大幅增加100t/h左右。2、管理方面对节能的重
5、视程度不够。部分企业对节能工作缺乏统筹规划；节能管理存在“头痛医头、脚痛医脚”的现象；一些节能项目也带有临时性、阶段性的特点；导致近年来企业完成的节能项目最终节能效果不突出。例如荆门的低温热利用改造、齐鲁的节能优化改造等项目都没有取得预期的效果。缺乏自我加压、自我节能的意识。部分企业降低能耗的主要手段仍依靠增加加工量来摊薄能耗；没有一种靠严细管理降能耗、靠技术进步降能耗的思想；更缺少与国内先进水平、与亚太先进水平、向世界先进水平看齐的意识。少数企业能耗指标分解不到位、没有作到层层传递节能压力，使能耗指标失去了严肃性。05年10月的技经指标对接会上，26家企业中只有镇海、石家庄、沧州、中原、高桥
6、五家企业自己报的指标比05年有所进步；扬子、金山、北海三家企业的指标与05年持平；其余18家企业自己报的指标均比05年退步，且退步幅度较大。在26家企业中没有一家企业自提指标比总部预计的指标低。技术措施上，近年来对节能的投资力度稍弱，缺乏通过技术进步实现节能的硬性措施；并且企业对节能措施的落实力度不够，造成节能设施的效果没有充分发挥。企业之间缺乏节能交流，好的节能经验、技术，没能得到推广应用；而教训也未能在其他企业避免再次重现。3、装置结构方面2005年累计有23套新增或扩建装置投用，2006年有31套装置投用，2007年有16套装置投用、2008年有29套装置投用。这些新增或扩建装置基本为二
7、次加工装置，每年都将造成炼油能耗比上年增加23个单位，这给炼油节能工作带来了相当大的压力。同时，新建和改造装置在设计上不够优化，没有充分考虑节能措施，致使装置还没有投用就已经留下了不合理的地方。三、2006年节能管理措施炼油事业部把节能作为2006年工作的重点，从组织管理、技术优化、人员培训等方面开展多种形式的节能工作；不仅努力消化新建二次加工装置的增能影响，还争取实现炼油能耗的继续降低，实现节能工作的“可持续发展”。2006年炼油事业部在有31套新建扩建装置投产，增加能耗23个单位的情况下，力争实现炼油能耗68.5千克标油/吨目标，比2005年降低0.5千克标油/吨。为此，我们考虑采取如下措
8、施：1、充分依靠系统内的专家资源，开展节能技术服务2004年以来由经济技术研究院、中国石化节能中心先后组织实施了济南、齐鲁、安庆和茂名的节能专题服务，取得了较好的效果。2006年将继续组织经济技术研究院、中石化节能中心、洛阳设计院、SEI等单位，对广州、九江、石家庄等企业开展调研及技术服务工作，制定节能方案。此外，还将组织资深技术专家、节能专家，积极参与新建项目的审查，督促优化工艺流程，跟踪落实节能效果查，努力将可以改进的耗能因素消灭在设计的萌芽阶段。2、借助国外技术力量，利用国际节能政策，实施炼油节能优化首先借助KBC与镇海、燕山优化合作项目，开展燕山、镇海的节能优化，要求KBC在项目的初期
9、就为两家企业制定出节能优化方案。其次是借助Aspen对氢气管理软件开展节能优化，从制氢原料、氢气质量到工艺运行，降低氢气成本、降低损失和能耗。再次是利用CDM机制，开展节能优化。根据京都议定书，由国外公司投资对某些企业实施节能优化投资，换取CO2排放指标。可以考虑选定系统内的荆门、金陵等，采用CDM机制开展节能优化。3、开展氢气综合优化工作组织生产、设计方面的专家针对企业氢管理现状进行调研和服务，针对问题提出优化措施，制定节能方案。如充分利用乙烯、化肥氢气资源和乙烯的甲烷气作为制氢原料；充分利用重整氢气，减少制氢氢气比例；增上膜分离设施，回收瓦斯管网中的氢气；对于没有循环氢脱硫的加氢装置进行配
10、套完善改造，减少用排放方式降低硫含量所造成的氢气损失的现象；对一些企业的重整、制氢装置进行优化改造，降低制氢装置的负荷，避免产生过剩氢。4、开展蒸汽综合优化工作2组织开展蒸汽系统的专题调研和技术服务，提出一整套的技术方案，改善炼厂公用工程的状况。消除蒸汽管网瓶颈；合理设置不同压力等级的蒸汽管网，减少无功减温减压；调查蒸汽管线保温状况，保证管线外壁温度；利用蒸汽监测管理软件模型，提升蒸汽运行水平。5、推广炼油装置热联合、低温热利用等技术措施推广低温热利用技术，充分利用催化裂化、延迟焦化和电站的低温余热，作为气体分馏装置的热源，替代蒸汽加热；替代蒸汽，作为罐区维温热源；加热除盐水，提高预热温度。在
11、装置之间推广热联合技术，例如常减压与催化裂化、延迟焦化；催化裂化、延迟焦化与加氢精制等装置，避免一边冷却输转后又加热的不合理用能现象。6、其他措施发挥基准能耗作为炼油能耗的标尺的作用，推动炼油能耗的降低。编制基础能耗计算软件，在生产运行的操作人员总普及基准能耗的计算，推广采用基准能耗为标尺衡量装置的实际运行能耗水平。争取在“十一五”期间采用理论计算的基准能耗作为装置达标考核指标深入落实节水减排的技术措施。2006年争取将加工吨油的新鲜水耗量由2005年的1.0Kg/t，降低到0.8 Kg/t，使全股份公司炼油消耗新鲜水比05年减少3000万吨。编制“节能五年规划”。考虑在系统内开展节能规划工作，三年滚动发展。开展多层次的节能培训和技术交流。组织技术处长、节能核算人员的技术培训。组织推广一批节能“新技术、实用技术”，如余热锅炉的热媒水技术、加热炉的强化传热技术、膜分离回收氢气技术等。以上妥否，请指示 炼油事业部二五年十二月十二日
