石化行业是高耗能、高碳排放的重点领域。国务院7月5日印发的《“十五五” 碳达峰行动方案》提出，加强全国碳排放权交易市场建设，逐步覆盖石化、化工等行业。9月15日在2026年中国碳市场大会上发布的《全国碳市场发展报告（2026）》指出，石化、化工、造纸、民航等行业纳入全国碳排放权交易市场的前期准备工作已经启动。国家近年来密集出台一系列政策支持石化行业节能降碳，其中，今年印发的《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》提出，到2028年底炼油等九大重点行业达到能效标杆水平的产能占比平均提高20个百分点、能效基准水平以下产能基本清零。

    本刊5版重点剖析炼厂综合能耗特点与能耗结构，从全厂、重点工艺装置、公用工程、关键耗能设备四个维度选取已工业化落地的国产化技术与示范案例，结合定性、定量数据分析技术应用成效与实践启示，提出对策建议；8版重点分析石化行业与新能源的耦合技术与路径，展示石化行业节能低碳相关技术，敬请关注。

    □王诗雄  边思颖  张福琴

    我国炼厂能耗构成

    我国大型炼厂综合能耗中，工艺装置能耗占85%~90%、公用工程系统能耗占10%~15%。全厂能耗占比从大到小依次为：加热炉燃料消耗，催化装置再生烧焦，蒸汽消耗，电力消耗（压缩机、机泵、风机），循环水、除盐水等耗能工质消耗。

    炼厂用能具有装置种类多、用能形式复杂的特点，既存在催化烧焦这类工艺固有能耗，又存在大量消耗燃料、蒸汽、电力实现加热、分离、压缩等工艺过程。炼厂大量低温资源因热品位低难以回收，普遍存在高能低用、蒸汽减温减压、热量直接放空的现象。老旧炼厂换热网络设计裕量大、传热温差偏大、能量损失突出；原料重质化趋势下，催化、焦化、加氢装置负荷抬升，进一步推高装置能耗。

    炼油综合能耗不是单套装置能耗简单叠加，装置之间物料流、能量流深度耦合，全厂系统优化的节能潜力往往大于单台设备改造。国内先进标杆炼厂单位能量因数能耗可达6.3千克标准油/吨·能量因数，大量存量企业距行业标杆仍存在明显差距，系统节能降碳空间广阔。

    全厂维度

    ————案例————

    炼化全厂系统性节能优化技术

    方案：创新实践“渐进追赶”能源管理模式，管理节能与技术改造双路径并行。管理层面建立动态能效对标体系，常态化运用流程模拟软件实施单装置、多装置联合优化；工艺层面推进装置间热供料、直供料，优化全厂三级蒸汽管网压力，统筹低温热梯级综合利用；设备层面实施加热炉余热回收、高效换热器、机泵永磁/变频调速、汽轮机通流改造、管线新型保温；新能源层面建设厂区分布式光伏，开展绿电交易；水资源层面实施中水回用、凝结水与雨水回收，提高水资源重复利用率。

    效果：某企业应用后，炼油单位能量因数能耗由2019年的6.44千克标准油/吨·能量因数降至2023年的6.31千克标准油/吨·能量因数，连续保持国内炼油能效领跑水平。“十四五”期间全厂实施节能改造项目33个，总投资1.7亿元，年节能3.84万吨标准煤；水重复利用率99.3%，中水替代新鲜水比例超55%；90%以上用电来自自备热电联产，外购电占比低于10%。

    对全厂节能贡献：通过全厂统筹打破单装置改造天花板，实现跨装置能量匹配，综合能耗较投产初期累计下降11.5%，证明全厂系统性节能优化对大型炼厂能效提升的核心价值。

    启示：炼油企业节能降碳不能仅依靠单点设备改造，要做到管理与技术并重，工艺装置‑公用工程一体化统筹，操作优化、流程重构、设备更新、余热资源利用、新能源布局协同推进；建立常态化能效对标追赶机制，持续挖掘系统层面节能潜力。

    重点工艺装置维度

    ————案例1————

    催化裂化装置

    烟气轮机节能技术

    方案：采用新一代高效马刀叶型动/静叶片、静叶吹扫、抗冲蚀内构件，优化转子振动特性，采用三机组/四机组同轴配置，回收催化再生高温带压烟气压力能与热能。

    效果：290万吨/年催化裂化烟机改造后，回收功率提升2766千瓦，按年运行8400小时计算，节电超2300万千瓦时，折合减排二氧化碳超1.4万吨，直接经济效益超1100万元。项目总投资850万元，投资回收期不到1年。

    对全厂节能贡献：催化裂化装置是炼厂耗能大户，烟气轮机回收再生烟气余压余热，直接减少厂用电消耗，降低自备锅炉燃料消耗，同步削减全厂碳排放。该技术适配国内210余套在役烟机，存量改造推广价值高。

    ————案例2————

    连续重整装置

    重整生成油分壁塔技术

    方案：采用分壁塔替代传统双塔分离流程，依靠塔内隔板分割预分离段、主分离段，消除精馏中间组分返混，实现碳六、碳七、碳八馏分单塔清晰切割。

    效果：100万吨/年连续重整装置应用后，对比传统双塔工艺，再沸器总负荷降低30.4%，综合能耗下降15%；年节约标准煤2300多吨、减排二氧化碳6200多吨；设备购置费降低20%，占地减少50%，年节能收益超1100万元。

    对全厂节能贡献：重整装置精馏工序是装置主要耗能环节，分壁塔显著降低再沸器中压蒸汽消耗，削减全厂蒸汽管网负荷，减少锅炉燃料消耗。该技术既可用于新建重整装置，也可用于存量装置扩能节能改造。

    ————案例3————

    延迟焦化装置

    炼油加热炉绿色节能降碳成套技术

    方案：成套集成高效空气预热器、新型耐火隔热衬里、低氮氧化物‑一氧化碳燃烧器、BMS智能控制系统、炉体漏点封堵。

    效果：160万吨/年延迟焦化装置应用后，精准控制炉膛氧含量在1%~1.5%，加热炉热效率提升至95%以上，排烟温度控制不高于80摄氏度。装置年节能1.55兆瓦、减排二氧化碳超3100吨，年节能收益超400万元。项目投资800万元，投资回收期不到两年。

    对全厂节能贡献：加热炉燃料占炼厂总燃料消耗的50%~80%，延迟焦化加热炉热效率提升直接削减全厂燃料消耗，同步降低氮氧化物、一氧化碳及二氧化碳排放，属于炼油装置通用性核心节能技术，推广覆盖面广。

    ————案例4————

    硫黄回收装置

    LQSR节能型硫黄回收尾气处理技术

    方案：采用低温加氢催化剂，将加氢反应器入口操作温度降为200~240摄氏度，取消传统在线炉、气-气换热器、电加热器和管式加热炉等加热方式，利用装置自产中压过热蒸汽完成尾气加热。

    效果：2套7万吨/年硫黄回收装置应用后，比传统在线炉加热工艺年节约标准煤700多吨、对比管式炉加热工艺年节约标准煤2100多吨，装置投资降低约20%、能耗下降30%以上。

    对全厂节能贡献：取消尾气处理单元高耗能加热设施，减少全厂燃料气消耗，实现减污降碳协同。

    ————案例5————

    胺液脱硫装置

    胺液脱硫系统节能与长周期稳定运行技术

    方案：集成胺液杂质全组分分析平台、抗堵抑发泡塔盘、高选择性脱硫剂、胺液净化设备，上线智能化管理优化平台。

    效果：千万吨级炼厂胺液脱硫装置应用后，二氧化碳共吸率降低20个百分点以上，剂耗下降40%，系统整体能耗下降10%，年操作费用降低1200多万元。

    对全厂节能贡献：千万吨级炼厂胺液系统能耗约占全厂能耗的8%，该技术可降低溶剂再生蒸汽消耗，减少全厂蒸汽消耗，同时保障酸性气、液化气净化系统长周期平稳运行，规避非计划停工带来的额外能耗损失。

    公用工程维度

    ————案例1————

    蒸汽动力系统在线模拟优化软件

    方案：B/S架构国产化软件，搭建锅炉、汽轮机、减温减压器、换热器全单元机理模型，支持离线建模、在线接入实时生产数据，自动开展系统诊断、成本核算、碳排放计算、运行工况优化。选取建模应用，识别减温减压浪费、锅炉低效、透平匹配不合理、除盐水预热不足等瓶颈，输出可落地操作优化方案指导现场调整。

    效果：500万吨/年燃料型装置应用后，软件可识别系统内大量减温减压能量损失，在不新增重大硬件投资前提下，依靠模型诊断+操作优化实现显著效益，年燃动能耗成本降低840万元，年节约标准煤超4200吨、减排二氧化碳近1.4万吨。

    对全厂节能贡献：蒸汽动力系统是炼厂最大公用工程，普遍存在高能低用、管网匹配失衡问题。该数字化工具可以挖掘存量系统固有节能潜力，适配各类炼油企业，是低成本开展公用工程系统优化的重要工具。

    ————案例2————

    汽轮机通流改造

    方案：保留汽轮机汽缸本体、土建基础，更新转子、隔板，优化通流叶片，1号机组改造采用冲动式热力设计与结构设计，3号机组改造采用全反动式、“多级数、小熔降”设计。

    效果：1号机组供电标准煤耗由294.5克/千瓦时降至147.11克/千瓦时，年节约标准煤超2.5万吨，年效益2774万元，投资回收期0.37年；3号机组供电标准煤耗由204.06克/千瓦时降至151.04克/千瓦时，年节约标准煤9360吨，年效益超1000万元，投资回收期1.57 年。

    对全厂节能贡献：汽轮机是自备电厂的核心装备，提升汽轮发电机组效率可直接降低锅炉燃煤消耗，减少全厂化石能源消费和碳排放。该技术适合国内大量老旧汽轮机组存量升级改造。

    ————案例3————

    芳烃低温热发生蒸汽及高效利用技术

    方案：回收芳烃精馏塔顶150~175摄氏度冷凝低温热，通过高效蒸汽发生器产出低压蒸汽，配套国产化大型蒸汽螺杆压缩机提升蒸汽压力等级，替代3.5兆帕高压蒸汽的减温减压过程。

    效果：100万吨/年芳烃装置应用后，一期项目产出1.2兆帕蒸汽103.6吨/小时，芳烃装置能耗下降47.2千克标准油/吨对二甲苯，对比蒸汽发电路线，同等工况能耗降低53%，投资节省44%。

    对全厂节能贡献：回收芳烃装置大量废弃低温余热，产出不同压力等级蒸汽，替代高品位蒸汽减温减压，降低全厂锅炉产汽负荷，削减燃料消耗。该技术可拓展应用到炼厂其他精馏装置低温热回收。

    ————案例4————

    氢气资源优化技术

    方案：基于氢夹点理论建立氢网机理模型，覆盖制氢、用氢、回收、输配全流程；开展加氢装置耗氢操作优化、富氢气体膜分离回收、氢气管网压力匹配；企业实施重整氢梯级利用，增设膜分离回收单元、扩能轻烃回收、改造压缩机，优化管网调度。

    效果：该技术应用后，企业外购煤制氢由20000标准立方米/小时降至4500标准立方米/小时，新增回收氢气7300标准立方米/小时，折合制氢装置年减排二氧化碳5.5万吨。千万吨级炼厂完成系统优化改造，年节氢节能效益2500万元以上，年降碳10万吨以上。

    对全厂节能贡献：氢气系统是炼厂第二大成本消耗单元，制氢工序能耗高，通过回收富氢尾气压减化石制氢负荷，降低制氢炉燃料消耗，减少全厂碳排放，同时保障氢气供应安全。

    ————案例5————

    废塑料连续热解RPCC技术

    方案：分为预处理‑RDC梯级减容液化脱氯‑热解‑后处理单元；针对农膜、聚烯烃混合废塑料，实现快速液化深度脱氯，油相脱氯率＞99.9%，热解产物送入炼厂现有装置加工。

    效果：示范项目规模3.51万吨/年，与传统焚烧发电相比，回收废塑料的万元产值碳减排85%。

    对全厂节能贡献：属于循环经济公用配套技术，把废塑料转化为炼油原料，替代部分原油资源；相比焚烧大幅降低碳排放；依托炼厂现有装置实现化学循环，拓展炼厂原料来源，助力低碳转型。

    关键耗能设备维度

    ————案例————

    高效汽提器（催化裂化汽提设备）

    方案：新型催化裂化高效汽提器，采用改进盘‑环挡板导流构件，提高催化剂床层填充率，延长催化剂停留时间，汽提蒸汽分段分级进料，提升油气置换效率。

    效果：140万吨/年重油催化裂化装置应用后，汽提蒸汽用量由5.16千克/吨剂降至4.3千克/吨剂，每小时节约蒸汽超1000千克，年节约蒸汽9000多吨；焦炭氢含量下降29%，年减少标准煤消耗1100多吨、减排二氧化碳3000吨以上。

    对全厂节能贡献：汽提器属于催化裂化核心反应‑再生系统设备，降低汽提蒸汽消耗可直接减少蒸汽管网消耗，降低锅炉产汽负荷，同时降低再生器烧焦负荷，减少再生烟气二氧化碳排放。

    结论和建议

    结论1：我国炼油行业节能降碳潜力巨大，不能单一依靠单点设备改造，工艺装置改造、公用工程系统优化、管理创新三者必须协同推进。

    结论2：国内已形成一批国产化成熟成套技术，烟气轮机、加热炉成套节能技术、分壁塔、氢气系统优化、汽轮机通流改造等均有大量工业案例，投资收益良好，具备大规模推广条件。

    结论3：存量炼厂主要短板集中在低温热资源浪费、蒸汽系统高能低用、氢网调度不合理，系统类优化项目往往硬件投入低，但节能降碳收益突出。

    结论4：炼油企业应当立足自身装置实际，统筹硬件改造、数字化管控、新能源与循环经济技术，分批次对标能效标杆实施技术升级。

    建议1：政策层面落实《炼油行业节能降碳专项行动计划》与节能降碳改造攻坚三年行动，强化能效监察，完善技术推广目录，加强系统优化类改造政策与投融资支持。

    建议2：技术推广优先选择回收期短的成熟国产化技术，重点推进烟机提效、加热炉升级、分壁塔精馏、低温余热提质利用；推广蒸汽、氢气系统数字化模拟优化，挖掘存量系统潜力。

    建议3：全厂统筹坚持能量“温度对口、梯级利用”，优先开展跨装置热集成，减少高能低用，优化蒸汽管网压力等级，充分回收各类余热余压资源。

    建议4：数字化建设，推广蒸汽动力、氢气系统在线监测优化平台，建立全厂能效对标评价体系，持续跟踪装置能耗与碳排放。

    建议5：管理创新，借鉴企业“渐进追赶”能源管理模式，管理节能与技术改造并重；适度布局光伏、绿电、废塑料化学循环，推动炼油企业由传统燃料型向低碳化工型转型。

    （作者单位：中化数智科技有限公司 中国寰球工程有限公司北京分公司 中国石油天然气集团公司咨询中心）