摘 要：随着我国城市化、工业化进程加快及环保要求的日益严格,天然气行业快速发展,液化天然气(LNG)冷能利用逐渐成为重要研究方向。然而,当前LNG冷能利用普遍面临规模较小、利用率较低等多重因素制约。为改变这一现状,文章以中国石化某LNG接收站与某乙烯项目共建的冷热互换站为例,探讨了大规模、长距离冷能耦合利用的创新模式。该项目将LNG冷能用于炼化装置的降温和产品分离,完成了能量的梯级耦合。在技术路径上,采用甲醇作为长距离运冷的中间介质,并以乙烯作为高精度换热介质,可使冷能应用于5级用户,从而促成了LNG冷能与炼化装置废热的充分整合。运行结果表明:该项目的实施不仅为LNG接收站节约了生产成本,同时有效降低了乙烯项目综合能耗和二氧化碳排放量,实现了全球最大规模LNG冷能利用与超长距离冷能输送,大幅延展了冷能辐射半径,为下一步大规模冷能耦合发展提供了重要参考价值。
关键词：冷能利用 冷热互换站 能量耦合
近年来,随着我国城市化、工业化进程加快及环境保护相关要求的提高,天然气行业发展迅猛,已成为重要能源支柱产业。为了方便天然气的跨国运输及储存,通常是将天然气液化为-162 ℃的液体进行存储,并通过液化天然气(LNG)运输船运到接货港,再经气化后外输。其中LNG在由液态转换为气态的过程中,大约850 kJ/kg的冷能被浪费,如果LNG连续均匀气化,释放的冷能大约为 80 MW【1-3】。目前LNG气化所产生的冷能已在轻烃分离、冷能发电、冷能空分、海水淡化等项目中得到广泛利用,其中以冷能空气分离和冷能发电为主要应用对象。但是,冷能利用受制于能量输送距离、下游产业链的完善程度、能量耦合技术等因素,导致LNG冷能利用规模较小、利用率较低。冷能空气分离规模一般小于80 t/h,冷能利用率在10%～15%之间;冷能发电规模一般小于200 t/h,冷能利用率在40%～70%之间【4-6】。
为扩大冷能利用规模、提高冷能利用效率,中国石化针对新型LNG冷能利用方式开展了持续性探索。借助中国石化布局世界级炼化基地的契机,某LNG接收站与某乙烯项目共同建立冷热互换站,利用LNG接收站的冷能对乙烯装置进行降温和产品分离,实现了LNG接收站与大型石化产品生产装置之间的能量耦合,对进一步促进能源绿色低碳转型、加快发展新质生产力具有重要示范意义。
1 冷热互换站工艺
1.1 综述
为利用某乙烯项目在生产过程中产生的废热,以甲醇作为中间介质,通过20 km带有保温的管道将其输送至LNG接收站的甲醇缓冲罐中,被加热的甲醇经甲醇增压泵增压至2.5 MPa后,依次通过高温段换热器和低温段换热器,温度降至-79 ℃,再通过20 km带有保温的管道返回至乙烯项目中;LNG经罐内泵增压至0.8 MPa,再由高压外输泵增压至11 MPa后进入冷热互换站,依次通过低温段换热器和高温段换热器,气化成天然气后汇入高压外输总管。在此过程中,热量被LNG吸收,为其气化提供了能量,而LNG气化产生的冷量则被甲醇吸收,返回至乙烯项目中用于产品的降温及分离。这一交换过程使,LNG气化产生的冷能与炼化装置的废热均得到了充分的利用,其中所涉及介质的物性参数如表1 所示。
表1 介质物性参数
1.2 甲醇工艺流程简述
甲醇系统流程如图1所示。
图1 甲醇系统流程
来自LNG接收站的-79 ℃的甲醇经20 km长的管道到达乙烯项目,经过5级用户的利用后升温至35 ℃并进入甲醇缓冲罐,再经乙烯侧甲醇增压泵增压至2.5 MPa后送至LNG接收站侧甲醇缓冲罐,通过两台甲醇增压泵增压至2.5 MPa后分别进入高、低温段换热器,与LNG换热后返送回乙烯项目。
1.3 高温段换热器结构简述
高温段换热器的内部结构如图2所示。该换热器采用独特的缠绕管形式,具有结构紧凑、换热效率高、泄漏点少等优点。来自低温段换热器的天然气(NG)由T1口(管程LNG入口)进入高温段换热器管程,与35 ℃的甲醇进行换热,待温度超过1 ℃后由T2口(管程NG出口)汇入高压外输总管进行外输。热甲醇经甲醇增压泵增压后由S1口(壳程热甲醇入口)进入高温段换热器壳程,与-94.7 ℃的NG进行充分换热,降温至-45 ℃后经S2口(壳程热甲醇出口)进入低温段换热器,换热器顶部设有安全阀,用于异常泄漏时保护设备本体安全。
图2 高温段换热器结构
1.4 低温段换热器结构简述
低温段换热器示意见图3所示。
图3 低温段换热器示意
低温段换热器为U形管式换热器,管束分为上、下两部分,上部管束共有633根换热管,均为不锈钢无缝钢管,管内介质为-162 ℃的LNG,气态乙烯附着在上管束换热管外侧,与LNG完成一次换热后凝聚成液态乙烯,在重力作用下落到壳体下部,LNG则在完成换热后由-162 ℃上升至-94.7 ℃;下部管束共有736根换热管,同样均为不锈钢无缝钢管,管内介质为-45 ℃的甲醇,其在连续流动过程中对液态乙烯进行持续加热,使液态乙烯气化并与上部管束中的LNG进行换热。同时,其自身与液态乙烯完成一次换热并降温至-79 ℃后被输送至乙烯项目,乙烯作为换热的中间介质,在壳体内不停地发生相变,利用潜热与甲醇和LNG进行换热,从而实现能量的有效利用。
2 冷能利用设计
该乙烯项目的冷能共利用于5级用户。第1级用户包含甲烷汽提塔进料冷却器、乙烯塔顶尾气冷凝器和乙烯制冷压缩机出口过冷器,主要用于裂解气的降温、乙烯塔尾气分离和乙烯冷剂二次冷却等。1级用户用热负荷见表2。
表2 1级用户用热负荷
注:乙烯塔顶尾气冷凝器热负荷设计裕量为50%,其他用户设计裕量为10%。
第2级用户为2台并联运行的脱乙烷塔冷凝器,其热负荷为8.906 7 MW(包含10%的设计裕量),甲醇用量为780 t/h,出口温度为-25.2 ℃这一级冷能用于脱乙烷塔的气体再冷凝,以便尽可能地将裂解气中的
组分分离出来,保证C2组分的纯度。
第3级用户为丙烯冷剂二次冷却器、乙烯冷剂一次冷却器和丙烯塔尾气冷却塔,主要用于乙烯、丙烯冷剂的冷却和乙烯塔尾气分离。3级用户用热负荷见表3。
表3 3级用户用热负荷
注:丙烯塔尾气冷却器热负荷设计裕量为50%,其他用户设计裕量为10%。
第4级用户为丙烯制冷压缩机,用于丙烯制冷压缩机一段的一次冷却及二段的二次冷却,其热负荷合计8.968 3 MW(包含10%的设计裕量),甲醇用量为780 t/h,出口温度为7.7 ℃。
第5级用户为丙烯制冷压缩机二段抽出预冷器、甲醇加热器和脱丁烷塔顶冷凝器。5级用户用热负荷见表4。
表4 5级用户用热负荷
注:脱丁烷塔顶冷凝器热负荷设计裕量为35%,其他用户设计裕量为10%。
经过与5级用户的换热,-79 ℃的甲醇升温至35 ℃,返回LNG接收站进行再次换冷,此过程共计提供冷量62.3 MW。冷热互换站同时设置有200 t/h的备用甲醇加热器,满足紧急情况下冷热互换站的最低运转需求。
3 项目难点及解决措施
3.1 长距离运冷介质分析
冷媒的选择是决定冷热互换站长期稳定运行的核心因素。根据循环冷媒的相态,一般分为冷媒有相变流程和冷媒无相变流程。无相变流程是指运行过程中冷媒一直以液态存在,靠显热来传递冷量的传热过程,该流程冷媒循环量较大,但由于全程均为液态运行,因此可采用泵输送,换热器和管道尺寸合理,系统可靠性高;有相变流程是指冷媒在换热器内蒸发,靠气化潜热来传递冷量的传热过程,相对于无相变流程,其冷媒循环量小,但气体返回需要压缩机输送,换热器和管道尺寸较大,系统较复杂。本方案例中的LNG接收站与乙烯项目距离较远,且乙烯项目用冷负荷不恒定,冷媒的运行工况会随之变化,因此选择冷媒无相变流程【7】。采用液体泵输送冷媒,并合理控制换热器和设备尺寸,以满足冷热互换站的用冷需求。在安全、环保的前提下,冷媒若要满足系统的热力学特性以及经济性要求,需符合以下条件:
1) 常压沸点温度应与冷热互换站供冷温区(-162 ℃)匹配;
2) 应具有较低凝固点,防止在与LNG换热过程中凝固;
3) 应具备安全环保特性,保证输送过程的安全性和可靠性。
常用的冷媒特性如表5所示。结合乙烯项目用冷需求,初选甲醇、二氢十氟戊烷、液氨、R22(二氟一氯甲烷)丙烯4种冷媒进行比较分析【8】。
表5 常见换热介质物性
乙烯项目的最低需求温度为-75 ℃,最高需求温度为38 ℃,常用的液氨、R22等换冷介质不满足冷媒无相变的要求,而二氢十氟戊烷相对甲醇而言经济性较差,因此选用甲醇作为长距离运冷介质。除经济性优势外,甲醇还具有比热容大、导热系数高、凝固点低、沸点高等优点,且其化学稳定性较好,不易与常见的金属材料发生反应,可以保证装置的长周期运行,同时安全性能较好,尤其适合在长距离输送中使用。
3.2 换冷介质的选择及填充
为了优化设备容积设计、降低制造成本,经综合考虑,将低温段换热器腔体设计压力设定为1 MPa。乙烯具有较高的热导率与热容量,为保证换热效率,选用分子量较低的乙烯作为中间介质。乙烯的分子量仅为传统LNG接收站所采用的中间介质丙烷的1/2。查阅乙烯的饱和蒸气压对照表可知,其常压下的沸点为-103.9 ℃。而在设计压力为1 MPa的低温段换热器腔体中,乙烯的饱和蒸气压对应的温度则为-50 ℃,即当低温段换热器腔体内部温度冷却至-50 ℃或更低时,液态乙烯才能在腔体内稳定存在。因此,出于安全性的考虑,需将低温段换热器腔体内部的压力控制在0.8 MPa以下,此时,乙烯饱和蒸气压所对应的温度为-60 ℃【9】。
在换热器中,热甲醇处于持续流动状态,若在其壳程腔体中充装液态乙烯,使之与管内介质为热甲醇的管束直接接触,则大量乙烯会立即迅速蒸发,这将导致大量乙烯气体被放空,从而造成严重的资源浪费与环境污染。而且,充装过程中,低温段换热器的腔体压力难以把控,极易出现超压状况,甚至可能引发火灾爆炸危险。同时,液态乙烯与热甲醇之间过大的温差还会对内部管束造成损害。此外,液态乙烯的充注需要持续进行,这使得操作流程的复杂性大幅增加,风险点也显著增多。
基于对 LNG、乙烯以及甲醇物性的深入分析以及上述多方面因素的考量,创新性地提出了气态乙烯充注方案。具体实施时,先将甲醇循环量稳定维持在第一阶段水平,并用气态乙烯对原本处于氮气保压环境之下的换热器腔体进行置换。首先将低温段换热器腔体泄压至0.1 MPa, 随后充注气态乙烯至0.6 MPa, 再泄压至0.1 MPa, 重复上述操作,直至低温段换热器腔体内乙烯组分含量大于99.99%。然后将乙烯腔体压力充注至0.6 MPa, 并且对换热器入口LNG管道以(3～5) ℃/h的速度进行预冷,同时密切监控乙烯腔体的压力和甲醇的温度。在冷量不断注入过程中,可明显观察到腔体压力不断下降,同时液位逐渐上涨,说明气态乙烯正逐渐被冷凝为液态乙烯。当低温段换热器底部液态乙烯接触到甲醇管束时,甲醇温度开始缓慢下降,同时乙烯腔体压力明显上升。
此后继续按照预定的甲醇温降速率调节LNG及甲醇流量对乙烯进行降温,同时不断注入乙烯。随着乙烯液位的上涨及温度的下降,甲醇也在不断地降温,直至达到目标温度及液位,表6所示为不同甲醇流量对应的乙烯液位及温度。
表6 乙烯液位、温度对照表
4 经济性分析
4.1 产业集群效益分析
在目前炼化装置追求绿色发展与能源转型的时代浪潮下,中国石化产业集群正彰显出独特优势。通过巧妙布局,将传统炼化装置与LNG接收站紧密结合,实现能量的高效耦合,开启了全新的能源利用篇章。一方面,二者的协同运作显著减少了对传统煤炭、石油等能源的依赖,在工业实践的检验中,LNG接收站气化过程释放的冷能被成规模输送至传统炼化装置,用于冷却、分离等关键工艺环节,大大削减了冷却设备投入与能量使用,不仅优化了能源结构,还降低了炼化装置运营成本。另一方面,这种创新模式在工业层面有力验证了LNG冷能利用的巨大潜力,使得能源利用率大幅跃升。通过将两套化工装置生产要素重新组合,在世界范围内首次实现了LNG接收站与大型石油石化装置能量的耦合利用,为冷能利用发展方向提供了新的思路。
4.2 生产成本效益分析
冷热互换站的投用为降低生产成本提供了关键驱动力,为LNG接收站和乙烯项目带来了显著效益。冷能直接利用使乙烯制冷压缩机功率降低约30%、丙烯制冷压缩机功率降低约25%,单位产品综合能耗(按标准油计算)由520 kg/t下降至490 kg/t,年均减少二氧化碳排放约10万t;LNG 接收站通过冷能梯级利用,年均可节约天然气约1 300万m3、电力约300万kW·h,实现直接经济效益约3 000万元,折合节约标准煤超1万t。成功实现了LNG接收站与乙烯装置的资源互补、双向共赢。
4.3 环境效益分析
在绿色发展成为全球主旋律的当下,冷热互换站所带来的环境效益也不容小觑,从温室气体减排层面来看成效卓著。冷热互换站投用后,乙烯装置二氧化碳排放量减少约10万t/a,乙烯项目和LNG接收站合计节约能量(以标煤计)5.8万t/a,对于缓解全球气候变暖压力作出了切实的贡献。
4.4 社会效益分析
冷热互换站项目创造了卓越的社会效益。在技术攻坚层面,克服了能量输送距离短、产业资源整合程度低、能量耦合技术不完善以及利用效率和收益率低等关键难题,成为了行业典范。在技术示范层面,通过设计、施工及投产阶段与同行业从业人员开展大范围技术交流,有力推动了整个能源产业在技术创新、资源优化配置及高效利用等方面的进步,为后续LNG冷能利用项目打造了样板。
5 结论
为有效满足乙烯项目的用冷需求,提出了一种创新的冷能传输与换热方案。该方案选用甲醇担当长距离运冷的中间介质,借助其良好的流动性、稳定性以及在一定温度范围内适宜的热力学性质,确保冷能在长距离传输过程中的高效与安全;同时,选用乙烯作为高精度换冷介质,充分利用其出色的低温性能、较大的汽化潜热以及精准的温度控制特性,在换热环节实现对温度的精细调节与高效换热。主要结论如下:
1) 采用甲醇作为长距离运冷的中间介质,为某乙烯项目提供冷负荷62.3 MW,其中甲醇循环量824 t/h、冷热互换站LNG气化量346 t/h,为目前全球最大冷能利用规模,实现了厂际间17 km、装置间22 km(均为单程)的超长距离冷能输送,大幅度延展了冷能辐射半径2～3 km的传统概念;
2) 采用高精度换热介质乙烯作为甲醇和LNG换热的中间介质,并采用充注气态乙烯的方案,利用LNG将气态乙烯逐渐冷凝为液态乙烯进而建立液位,使甲醇按预定速率完成降温,避免了超压放空等现象发生,极大地减少了资源的浪费;
3) 该冷热互换站项目为接收站节约LNG气化成本(2 000～3 000)万元/a,同时,为乙烯项目优化了工艺流程,节约了设备功率,共节省电费 2.23 亿元,减少二氧化碳排放量10万t/a。
刘景俊
【作者机构】中石化天津液化天然气有限责任公司
为了提升石化行业本质安全，保障石化企业“安稳长满优”运行，解决设备运行与检维修“卡脖子”技术热点、痛点、难点问题，提高石化企业设备管理完整可靠性，设备智能化运维、预知性维修和检维修水平，引领我国石化智慧运维与检维修行业发展新质生产力，中国化工学会于2026年6月10-12日在陕西西安举办“2026年（第七届）石油化工设备智慧运维与检维修技术大会暨展览会”（IOMT CHEM 2026）。
一、大会主题
加快构建现代化石化产业智慧运维体系·AI驱动预测性维护实现新跨越
二、大会主办单位
中国化工学会
三、大会联合主办
西安陕鼓动力股份有限公司
浙江鹏飞绝热安装有限公司
四、大会协办单位
中石研石化设备安全运维专家服务（中心）专委会
西安交通大学机械工程学院
北京化工大学机电工程学院-国家危险化学品生产系统故障预防与监控基础研究实验室
中机维协石油石化建安检维修分会
中国石化集团石油化工设备防腐蚀研究中心
中石化炼化工程集团洛阳技术研发中心
中国石油集团安全环保技术研究院有限公司炼化设备技术研究与服务中心
青海民族大学化学与材料科学学院
中石研石化设备安全运维服务（西安）有限公司
大连东方亿鹏设备制造有限公司
五、大会承办单位
碳索视界（北京）企业管理咨询有限公司
盛融华创（北京）能源科技发展有限公司
六、会议时间及地点
会议时间：2026年6月10-12日（6月10日全天报到）
会议地点：陕西西安（详见报到通知）
七、会议日程及报告
（一）会议日程
6月10日：大会报到
6月11日：全体大会
6月12日：全天分论坛
分论坛一：石化企业转动设备智慧运维与检维修技术论坛
分论坛二：石化设备密封、润滑与装置节能降碳改造论坛
分论坛三：石化企业腐蚀防护与管道罐区安全技术论坛
（二）报告安排
报告题目：高端装备智能运维——“抽血化验”实现故障溯源 报告人：雷亚国 西安交通大学机械工程学院教授/常务副院长 |
报告题目：先进润滑技术与实践前沿 报告人：何承厚 中国石油化工集团有限公司高级专家 |
报告题目：强化“监、检、查”作用，科学做好“维、管、修” 报告人：陈 轩 中国石油炼油化工和新材料分公司副处长 |
报告题目：石化载荷离心泵节能技术 报告人：熊建新 中国石油化工集团有限公司高级专家 |
报告题目：化工装备智能预测维护与健康监控关键技术及应用 报告人：屈定荣 中国化安全工程研究院有限公司首席专家、设备安全研究室主任 |
报告题目：数智化引领设备运维提质增效 报告人：赵 岩 中石研石化设备安全运维专家服务（中心）专委会常务副主任委员、中海石油炼化有限责任公司原安全总监 |
报告题目：陕鼓全生命周期系统解决方案服务介绍 报告人：西安陕鼓动力股份有限公司 |
报告题目：绝热工艺解析及效能评估 报告人：浙江鹏飞绝热安装有限公司 |
报告题目：精工细造赋能石化装备安全智慧运维 报告人：大连东方亿鹏设备制造有限公司 |
报告题目：炼油化工装置腐蚀防控技术现状与发展趋势 报告人：段永锋 中石化炼化工程集团洛阳技术研发中心副总经理 |
报告题目：大修管理专业化服务的现状与发展 报告人：上海安恪技术股份有限公司 |
报告题目：基于设备服役状态预测的预防性维护策略 报告人：王晓静 青海民族大学化学化工学院（曾任天津大学化工学院过控系系主任）院长/教授/博导 |
报告题目：降低泄漏与失效风险：机械密封隔离液解决方案分享 报告人：克鲁勃润滑剂（上海）有限公司 |
报告题目：螺杆筒体国产化助力大型挤压造粒机长周期平稳运行 报告人：都江堰市江宁机械有限公司 |
报告题目：AI赋能石化装置智能防腐：从精准预测到科学检修的实践路径 报告人：刘小辉 中国石油化工集团公司首批高级专家、中国石化青岛安全工程研究院原副总工程师/首席专家 |
报告题目：设备智能监测发展展望 报告人：李迎丽 中国石油天然气集团有限公司设备专家 |
报告题目：石油化工设备的“养生之道” 报告人：西安国联质量检测技术股份有限公司 |
报告题目：Si@SiC/Si@Si3N4材料在化工、石油行业中的应用 报告人：陕西新兴热喷涂技术有限责任公司 |
报告题目：石化关键装备智能监测检测与事故防控技术 报告人：王 峰 北京化工大学机电工程学院教授，国家危险化学品生产系统故障预防与监控基础研究实验室主任 |
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报告题目：石化化工装置零泄漏密封、高效密封技术以及密封状态监测技术展望 报告人：孟 剑 中国石化青岛炼化公司正高级工程师/高级专家 |
报告题目：炼化装置工艺防腐蚀技术研究 报告人：佘 锋 中国石化工程建设公司正高级工程师/专业副总 |
报告题目：数字化转型下的转动设备智慧运维与检维修 报告人：王红超 山东东明石化集团有限公司炼化公司设备经理 |
报告题目：实时优化技术在炼油化工多单元协调优化及关键设备智能监测中的应用研究 报告人：赵 毅 中石化石油化工科学研究院有限公司正高级工程师/院专家 |
报告题目：ZERUST石油石化行业全生命周期防锈保护综合解决方案 报告人：北美防锈技术(上海)有限公司 |
报告题目：AI驱动TSI‑PHM融合技术与石化机组智慧运维实践 报告人：重庆川仪自动化股份有限公司 |
报告题目：再电气化驱动石化设备升级路 报告人：谢国学 中国石化工程部原首席专家 |
报告题目：双碳目标下化工设备的一些绿色节能技术 报告人：付大春 中国石油中国寰球工程有限公司北京分公司正高级工程师/动设备专家 |
报告题目：光弘科技声学成像技术在石化行业气体泄漏监测中的应用 报告人：惠州光弘科技股份有限公司 |
报告题目：RENK高效传动产品在石化旋转设备智慧运维和检修实践分享 报告人：韧客(上海)商贸有限公司 |
报告题目：设备润滑管理内容 报告人：马 彦 中石研石化设备安全运维专家服务（中心）专委会常务委员、设备润滑管理专家原中国兵器工业集团北方华锦集团设备部润滑油管理中心管理专家/原处长 |
报告题目：炼化装置停工大检修标准化实践 报告人：李家鹏 中海石油宁波大榭石化有限公司机械动力部高级工程师/副经理 |
报告题目：压缩机汽改电与行星齿轮调速技术 报告人：哈尔滨广瀚动力传动有限公司 |
报告题目：能源行业输电-电缆事故与安全防护措施应用分析及建议 报告人：广东安诺新材料科技有限公司 |
报告题目：石化电气化率提升有效途径 报告人：蔡玉田 中石化节能技术服务有限公司高级工程师/副总经理 |
报告题目：炼化企业设备完整性管理体系建设与风险防控实践 报告人：钱广华 中国石化天津分公司化工部正高级工程师/原设备专家 |
报告题目：石化关键设备润滑数智化长效管理（油液在线监测+旁路超微过滤除漆膜） 报告人：预维工坊(上海)物联技术有限公司 |
报告题目：新形势下腐蚀一体化管控与炼化装置长周期运行 报告人：刘雪梅 中国石油兰州石化分公司研究院（科技创新中心）高级工程师 |
报告题目：紫外光固化防护层适用性评价 报告人：张永强 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院正高级工程师/副所长 |
报告题目：精准定位严苛工况 筑牢设备防腐屏障 助力石化行业智慧运维高质量发展 报告人：江苏邦杰防腐保温科技有限公司 |
报告题目：无溶剂聚硅氧烷涂料介绍 报告人：深圳市易珑科技有限公司 |
报告题目：炼化企业防腐工程完整性管理与苛刻工况涂层选用 报告人：李晓炜 中石化炼化工程（集团）股份有限公司洛阳技术研发中心高级工程师/专业副总 |
报告题目：炼化及罐区管道检维修决策及可视化交互管理技术 报告人：崔凯燕 中石化（大连）石油化工研究院有限公司副研究员/主任师 |
报告题目：仪表设备大检修质量管理及技术要求 报告人：董殿臣 延长石油延安能源化工有限责任公司装备管理部副经理 |
报告题目：从传统检维修到智慧运维：WTPM体系下石化设备的全周期保障之路 报告人：岳建峰 万达控股集团有限公司技术装备部经理 |
报告题目：机电仪专业一体化管理与提升 报告人：谢施展 广东九丰能源有限公司高级工程师/工程技术总监 |
报告题目：化工行业设备全生命周期创新技术解决方案 报告人：淄博福世蓝高分子复合材料技术有限公司事业部 |
报告题目：炼厂节能降碳技术改造路径 报告人：薛小波 山东京博石油化工有限公司生产运营专家 |
报告题目：先进腐蚀电化学无损检测技术及其应用 报告人：赵 博 中国特种设备检测研究院正高级工程师/科创团队带头人 |
报告题目：化工企业可燃液体常压储罐区安全管理规范 报告人：孙新宇 中石化（河南）炼油化工有限公司副处长 |
报告题目：炼化行业大型机组检维修的难点与困境 报告人：崔钟续 中化泉州石化有限公司高级工程师/动设备专业经理 |
报告题目：试运期间突发事故与泄压罐泄压设施标准选择案例解析 报告人：任洪理 原中油工程建设公司阿布扎比公司ADCOP项目正高级工程师 |
八、参会注册
中国石化、中国石油、中国海油、国能集团、中化集团、国家管网、陕西延长、民营炼化企业及煤化工、罐区、码头、化工、氯碱、纯碱、磷肥、轮胎、精细化工生产企业设备部门管理与技术人员。（免会议注册费）
