国家能源局收录！“三桶油”这些项目获认可

近日，国家能源局综合司发布了《炼油行业节能降碳先进技术汇编》。《炼油行业节能降碳典型案例汇编》经专家评审、公示等共遴选出14项先进技术和12个典型案例。其中，中国石油1项技术、4个案例入选；中国石化11项技术、4个案例入选；中国海油3个案例入选。

炼油行业节能降碳先进技术：

中国石油

中国石油规划总院蒸汽动力系统在线模拟优化软件

利用软件进行蒸汽动力系统在线模拟优化后，可降低燃动能耗成本1-3个百分点，对1000万吨/年原油加工规模的炼化企业，可节约燃动能耗成本500万元/年-1500 万元/年。

中国石化

1、中国石化工程建设有限公司烟气轮机节能技术

现有烟气轮机的系列能够满足80-480万吨/年催化裂化/催化裂解类装置的烟气能量回收要求,最大回收功率35000kW。新设计的单级烟气轮机效率从78%提升至82%，双级烟气轮机效率从81%提升至85%，烟气轮机可以实现连续4年的长周期稳定运行。

烟气轮机技术及装备无特殊新增投资。

烟气轮机技术广泛应用于FCC、CPP、DCC、RTC等各类炼油装置，并已经拓展应用于煤化工、合成气、硝酸等各类装置，后续也可以拓宽应用于更多类似余热余压能量回收利用的场景。

2、中国石化工程建设有限公司芳烃低温热发生蒸汽及高效利用技术

截至2023年底，市场上利用该技术成果形成的年节能量13.44万吨标油，年二氧化碳减排量23.26万吨。按燃料价格0.35万元/吨计，年节省操作费用47040万元。

该技术在芳烃联合装置中已实现成功应用。节能减碳是芳烃行业提高竞争力的重要途径。截至2023年底，国内采用传统引进技术建设的PX装置产能约1600万吨，存在大量的低温热没有回收利用，该技术存在巨大的应用市场。该技术对于高效回收利用炼油化工装置普遍存在的低温热、装置能效提升具有示范作用，为石化行业绿色低碳转型发展提供有利的技术支撑。

3、中国石化工程建设有限公司炼油加热炉绿色节能降碳成套技术

该技术成熟可靠，适用于石化领域新建和改扩建的炼油加热炉及余热回收系统等，已在中国石化海南炼油化工有限公司70万吨/年航煤加氢装置和中化泉州石化有限公司160万吨/年延迟焦化装置上进行了成功有效的应用和验证，可以大幅度提升加热炉运行热效率，降低排烟温度，减少CO、CO2、NOx等大气污染物的排放。

4、中国石化胺液脱硫系统节能与长周期稳定运行技术

该技术目前已在循环氢脱硫、干气脱硫、天然气脱硫、加氢还原气脱硫、胺液再生领域等20余套装置取得应用，可进一步推广至炼厂气、液化气、天然气等脱硫场合。可实现降低二氧化碳共吸率10%以上，胺液使用浓度提高至32%以上，实现“油+悬浮物”脱除率98%以上，热稳盐降低至1%以下，实现胺液中4大类30余项性质的分析,成套技术全部应用后,胺液运行能耗成本下降5%左右。前期，在茂名分公司、九江分公司、中科炼化、青岛石化应用后，因节省蒸汽、减少脱硫剂消耗年创效2789.64万元。

5、中国石化低氮强化燃烧技术

石化行业低温炉大约占加热炉总数的20%,低温炉膛低CO燃烧技术在相应的低温加热炉应用后，可在降低烟气NOx排放的同时，提高加热炉燃烧稳定性和热效率，确保加热炉安全稳定高效运行，并且有效减少燃料消耗和二氧化碳排放，具有显著的经济效益和社会效益。

来源：中国石化

6、中国石化新型催化裂化高效汽提器

国内目前催化裂化装置在180套左右，应用该技术的装置有49 套，占有率约27%;2023年底国内MTO装置共31套，应用该技术的装置有15套，占有率接近50%。实施本技术装备不需要增加特殊投资。

该技术适用于各种规模和类型的催化裂化装置和MTO装置，也可以用于如异丁烷脱氢装置反应器气提器(脱除反应器内待生催化剂夹带的反应产品)、再生器还原气提器(对再生催化剂进行还原，恢复催化剂活性)等。

7、中国石化催化裂化副产10兆帕等级高压蒸汽成套技术

该成套技术推广应用于已投产的中国石化扬子分公司280万吨/年催化裂化装置和中韩(武汉)石油化工有限公司280万吨/年催化裂化装置，对炼厂重质劣质原料高效转化、装置安全平稳环保运行、降低装置能耗和全厂碳排放、增强企业的竞争力发挥了重要作用。

催化裂化装置副产10MPa等级高压蒸汽成套技术主要适用于炼油厂催化裂化装置，既适用于新建装置，也适用于存量装置通过技术改造实现其技术应用。

8、中国石化大连石油化工研究院氢气资源优化技术

H2-STAR技术在产氢层面可统筹氢气-轻烃-瓦斯资源的综合回收优化,提升氢气等资源的产出效率;用氢层面可做到加氢用户的精准用氢，在满足产品收率及指标要求的前提下精准把控加氢深度;回收利用层面整合企业管网、压缩机等设备，根据含氢气体潜在压力能，最小化氢气系统运行能耗。

9、中国石化广州工程公司LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术

LQSR 节能型硫磺回收尾气处理技术通过提高尾气加氢催化剂活性，降低加氢反应温度，简化了传统的克劳斯尾气加热工艺流程，降低了装置能耗，减少了装置投资，提高了装置安全可靠性和市场竞争力，具有广泛的推广应用前景。

10、中国石化工程建设有限公司重整生成油分壁塔技术

该技术开发了分壁塔工艺设计计算模型和石化过程分壁塔成套技术设计方法，涵盖分壁塔工艺计算模型构建与可靠性验证、工艺方案及适应性研究、塔体与塔内件研究、控制方案研究、仿真培训系统开发等，为分壁塔技术在石化领域的推广应用提供整体解决方案。应用于重整生成油分离，本技术可实现能耗降低15%，设备投资降低20%，占地减少50%。

11、中国石化废塑料连续热解技术

目前，废塑料无法直接进入炼厂现有装置进行加工,RPCC技术可以打通上下游衔接,形成产业链，不仅可以解决废塑料引起的环境污染问题，同时变废为宝，可以助力下游企业拓展原料，降低碳排放，具有较好的社会效益。

炼油行业节能降碳典型案例：

中国石油

1、中国石油云南石化全厂节能降碳

云南石化通过全面节能管理，每年度均超额完成集团公司下达的节能目标，2021～2023年完成节能量分别完成9254/1654/18475吨标煤，节水量分别完成15.94/1.33/29.09 万立方米。能效指标不断创新低。2019～2023年期间，云南石化实现炼油综合能耗、外购水量连续五连降，二氧化碳排放量、原油加工量碳排放强度逐年递减。

2、云南石化重整装置节能优化

中石油云南石化有限公司240万吨/年连续重整装置包括240万吨/年连续重整单元、2041Kg/h催化剂再生单元及公用工程部分，并与之配套260万吨/年石脑油加氢装置、55万吨/年苯抽提以及70万吨/年异构化装置。装置于2017年8月建设投产，2020年进行第一次大检修，目前处于第二运行周期。

重整联合装置自开工以来不断优化调整，各单元能耗持续降低，特别是连续重整单元本运行周期综合能耗已降至50.76kgEO/t，在中石油连续重整装置中排名前列。

3、中国石油辽阳石化芳烃低温余热综合利用(冷、热、电联产联运)

辽阳石化公司芳烃和炼油低温热综合利用改造项目，包括低温余热发电系统及低温余热制冷系统。低温余热发电系统是芳烃低温热综合利用改造的一个独立单元，在装置内建立热媒水发电系统单元。芳烃工艺装置低温热产出的100℃热水先采用有机朗肯循环发电技术实现发电并网，水温降至80℃，再与采暖热水直接换热，产出50℃～60℃的供暖热水用于生活区供暖，剩余热量为热电厂生产水和脱盐水加热，合理地利用低温热热能。低温余热制冷系统是炼油低温热综合利用改造的一个独立单元，设置在原有制冷站、热力站内改造制冷系统单元。

在冬季采暖运行和夏季发电、制冷运行两种工况下，芳烃低温热系统总收益约1.22亿元/年左右。

4、中国石油克拉玛依石化制氢装置变压吸附(PSA)驰放气二氧化碳捕集项目(多胺基胺液首次工业化应用)

克拉玛依石化制氢装置CO2捕集是国内首个AEA（多氨基）胺液碳捕集工业化应用示范项目。项目主体设计由中国昆仑工程公司总承包，设计规模为PSA驰放气14.5万吨/年二氧化碳吸收及7万吨/年液化，装置于2016年1月投产，主要以克石化天然气制氢装置 PSA驰放气为原料，采用化学胺液吸收法捕集二氧化碳后进行胺液再生，解吸出的二氧化碳气体通过压缩、干燥、制冷等工序生产出产品液体二氧化碳，用于油田采油使用，再生后化学胺液循环使用。液体二氧化碳产品纯度达99.96%，脱碳后的驰放气作为制氢装置燃料气回用。

将解析气中二氧化碳提取从而降低燃料天然气消耗仅2017年7月至2018年6月一年节省费用9971898.22元。

中国石化

1、中国石化青岛炼化全厂节能优化

青岛炼化全厂节能优化，主要是通过运用体系思维管理节能、创造并实践“渐进追赶”能源管理模式、持续输出节能改造项目、积极布局新能源领域、多装置联合推进全局优化、全过程管控提升水资源利用效能等先进举措，实现炼油能效水平连续12年排名全国原油加工行业第一名，获得较好的经济效益、环保效益和社会效益。

“十四五”期间，青岛炼化通过持续不断的对标分析和技术攻关深挖节能潜能，累计实施33项能效提升改造项目，总投资约1.7亿元，年节能量约3.84万吨标准煤，约合炼油综合能耗降低2.2千克标准油/吨，按照800元/吨标煤估算，可产生经济效益约3072万元/年。

2、中国石化燕山石化工业余热利用

燕山石化工业余热利用项目通过回收燕山石化公司生产厂区的制苯等装置产生的余热和部分循环水余热，采用“换热器+热泵”系统等高效清洁供暖技术，向北燃集团房山供热公司提供70/50℃的冬季采暖热源。项目批复总投资23972万元，设计年运行时长2952小时（每年 11月15日至次年3月15日），供回水温度为70/50℃，供热能力 65.17兆瓦，其中热泵总供热负荷30兆瓦。项目于2023年11月建成热泵供暖主体工程并投入试运。利用热泵技术回收装置低温余热用于供暖，符合自然资源节约集约利用和产业绿色低碳转型的要求。

来源：中国石化

3、中国石化镇海炼化芳烃低温热综合利用

芳烃低温热综合利用项目总投资为9835万元，相关装置主要为1号对二甲苯，于2003年建成投产，后经过数次改造，目前装置产能为每年81万吨对二甲苯。

项目投用后，年节能量6.9万吨标煤，芳烃装置能耗较改造前大幅下降，提高了装置生产运行经济性，每年可创效10213万元。

4、中国石化茂名分公司炼油1号、3号汽轮机通流改造

中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油1号/3 号汽轮机通流改造项目，投资额2637万元，1号机组和3号机组改造分别于2020年和2023年建成投用。

1号机组改造后发电标煤耗从294.5g/kWh 降至147.11g/kWh，改造后年节煤量 25221吨，年增效益2774万元。3号机组改造后发电标煤耗由204.06降至151.04g/kWh，改造后年节煤量9360吨，年增效益1029万元。

中国海油

1、中国海油惠州石化蒸汽压缩提级利用

蒸汽压缩提级利用的原则主要是利用电能将低品位、利用价值低的低压蒸汽通过压缩升级为高品位的中压蒸汽，实现就地高效利用，一方面提高蒸汽利用率，另一方面降低蒸汽长距离运输的损耗率，实现蒸汽的高效利用。

本项目自2023年7月投用后，已成功将290万吨0.62MPa蒸汽加压至1.8MPa供抽提装置使用。“汽包+压缩机”方案测算产生的直接经济效益达到1.17亿元。

2、中国海油大榭石化30万吨乙苯装置工艺热水余热回收

大榭石化30万吨乙苯装置工艺热水余热回收项目，属于节能技改类项目，将乙苯装置低品位的工艺热水转化为高品位的0.35MPa蒸汽，同时解决了苯乙烯装置1.0MPa蒸汽减压减压梯级利用不合理及全厂低温热水富余的问题，于2019年9月建成并正式投入运行，最大产汽量为11.5t/h，为当时国内二类吸收式热泵单台产汽量最大的热泵机组。

项目投用后，于2020年4月～2021年3月共产生0.35MPa蒸汽92032吨，扣除投入的除盐水、循环水、电力消耗，共计实现节能量6337吨标煤，减少二氧化碳排放2.5万吨，实现经济效益1284万元。

3、中国海油惠州石化95+高效超净工业炉技术升级改造

惠州石化运行三部芳烃联合装置自2009年投产至今，运行已将近15年的时间，经历过2014年、2019年、2023年三次大规模停工检修。其中二甲苯再蒸馏塔塔重沸炉111-F-401A/B、二甲苯塔重沸炉111-F-402A/B在2023年进行95+高效超净工业炉技术升级改造，改造后空气预热器出口排烟温度降低至约80℃，加热炉热效率由92.5%提高至95%, 用于回收加热炉烟气中的余热，降低装置的能耗。

项目每年总共节约燃料气费用2188.1万元，风机电耗年增加约151万元，平均每年需要消耗的复合阻蚀剂费用222万元，项目投资4900万元，按工业炉设备折旧年限14年，残值5%，计算可得每年经济效益1471.6万元。