国家能源局收录！“三桶油”这些项目获认可

中国石化

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。

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。

按照每吉焦68元结算，低压蒸汽255元/吨，碳配额105元/吨计算，2023年～2024 年采暖季期间获得经济效益，外供热收入686.8万元，节约低压蒸汽成本918万元，减少碳配额费用94.2万元。

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。

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。

中国石油

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。

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。

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。

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。

中国海油

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。

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。

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。