公用工程的核心价值在于安全、稳定、经济地为生产装置提供必需的能源介质（蒸汽、电力、各类气体）和水资源。作为炼化产品成本的重要构成，公用工程降本成效直接关乎主业竞争力。今年以来，中科炼化动力站组织力量开展试验研究和攻关，优化降本取得阶段性成果，经济效益显著。本版专题展示中科炼化的精彩实践及带来的启示。
今年1~7月，在未投入改造资金的情况下，机组供电标煤耗率同比降低7.8克/千瓦时，小时均值发电量从110兆瓦时跃升至160兆瓦时，年创效可达6727万元
在中科炼化公用工程部动力站，热电实时数据平台上跳动的数字正在讲述着一个关于创新与突破的故事：该公司今年1~7月机组供电标煤耗率同比降低7.8克/千瓦时，小时均值发电量也从110兆瓦时跃升至160兆瓦时，年创效可达6727万元。这一系列亮眼数据的背后，是尹建明劳模创新工作室团队历时半年的技术创新与现场实践。
中科炼化动力站配备了4台450吨/时高温超高压循环流化床锅炉和3台100兆瓦双抽凝汽式汽轮机，肩负着为全厂装置提供稳定动力的重任。然而2019年机组投产后，实际运作情况却给团队出了难题。
“当时，我们面临着能耗指标和经济的效果与利益‘两头堵’的困境。”该公司公用工程部负责人蔡维中说，“供热负荷远低于设计值，导致机组能耗指标居高不下，供电标煤耗超过了标准限值。为了保能耗指标，我们不得已将发电量限制在110兆瓦时，这直接影响了经济效益。”
“动力站的能源消费量占炼化企业能耗的1/4，我们要抓住当前煤炭市场行情报价下行的机遇，在确保安全平稳的前提下，想方设法在保障蒸汽供应的同时，全力做大发电负荷增创效益。”今年初，中科炼化认真落实化工事业部热电专业现场服务意见，开展动力站优化攻关工作。
2月，以集团公司授牌命名的尹建明劳模创新工作室主动请缨、迅速行动，动员动力站各专业方面技术骨干通过技术创新破解难题。
通过切除1号除氧器，4台除氧器并列运行变为3台除氧器并列运行，并将除氧器运行压力从0.46兆帕提高至0.52兆帕，成功将蒸汽调节阀平均开度由25%增至47%，蒸汽流量下降了8.1吨/时。“这一优化调整，不仅节约了能耗，而且现场调节阀节流的噪声也降低了不少。”动力站操作人员袁东华说。这次优化降低供电标煤耗约0.8克/千瓦时，每月创造效益7.6万元。
“动力站节能降耗的关键是提高蒸汽热力系统循环效率。”尹建明与工作室成员深入分析，梳理优化措施，将重点锁定在如何向优化要效益上。
5月的广东湛江东海岛已进入初夏，工作室的攻关热度也随之升高。12日至18日，攻关小组与专家团队形成合力，一场为期7天的汽轮机性能测试评价攻坚战打响了。
“那几天我们几乎住在了现场。”工作室成员马鹏博说，“我们对1号和3号汽轮机的高调门单阀、顺序阀、调门偏置工况等19种不同组合进行了全面测试，试图找到机组的最佳工况点。”
试验期间，为在同一天内完整记录两个工况变化的参数，工作室成员每天加班到深夜，试验结束后还意犹未尽地计算机组效率变动情况，光记录的数据就写满了两本笔记本，多达211组。
“测试结果令人振奋。各工况下热耗率最低值可达7141千焦/千瓦时，单机供电标煤耗为287克/千瓦时。”尹建明抑制不住兴奋：“这就像开车一样，我们摸索出了两台汽轮机最节能的工况点，也就是找到了车最省油的驾驶状态。只要在这个工况下运行，能耗一定会降下来，机组发电量也会提上去。”
基于这些宝贵数据，他们立即调整运行方案，全力维持汽轮机在最佳工况点运行。效果立竿见影，两台汽轮机平均发电量从110兆瓦时提升至160兆瓦时以上，每月增加效益约360万元。
初尝甜头的尹建明与工作室成员没有停下脚步，他们将目光投向庞大热力系统的优化。5月14日，高压加热器运行模式优化项目启动。
“当时A高压加热器的加热蒸汽调节阀开度只有60%，存在很明显的节流损失。”负责该项目的工作室成员戴寿坤介绍，“我们将开度调整至100%，同时改变B高压加热器的汽源供应方式和调整高加出水温度，这些措施每小时能额外增加发电量约1500千瓦时。”
与此同时，工作室还开展蒸汽管网压力优化工作。通过与全厂各装置对接，将蒸汽母管压力从1.2兆帕成功降至1.08兆帕。这一调整每月可节省标准煤234吨，创效19万元。
6月20日，锅炉给水泵运行方式的优化工作随即铺开。“以前我们都是采用1台电动给水泵加2台透平给水泵的运行模式。”动力站区域班长邓乃天回忆道，“刚提出要改成2台电动加1台透平给水泵时，我们是有疑虑的，这样真的能节能降本？”实际运行后的数据让邓乃天心服口服，每小时增加净收益1866千瓦时，按电价0.5元/千瓦时计算，每月增效达67万元。
随着优化攻关工作展开，工作室在优化装置内部资源的同时，将注意力投向全厂低温余热。“现在全厂有上千吨低温热水需要靠循环水降温才可以回用，这部分热量不但被白白浪费，而且额外增加了循环水的电耗和补水。”工作室成员陈祥特提出，要想办法回收低温热水能量。
工作室制定了周密的方案，利用脱盐水回收低温热水热量，将脱盐水加热至100摄氏度之后，送至动力站回收利用。历经半年的改造，中科炼化完成了“低温热媒水”项目的实施。该项目使约100吨/小时的冷脱盐水参与余热回收利用，月节约能量折算标准煤685.63吨，创效67.19万元。
“优化无止境，只有坚持问题导向、创新驱动、持续优化才能不断的提高装置运行水平，助力企业提升成本竞争力。”如今，尹建明依然每月定期组织工作室成员探讨优化攻关措施，深挖节能潜力、探索智慧化运行。
问：企业在保障热电安稳运行、深挖降本增效潜力方面做了哪些工作？收到了怎样的效果？
李海涛：今年以来，齐鲁石化热电板块持续强化“三基”管理，针对区域供需矛盾开展“头脑风暴”，完成冷渣器扩径改造、锅炉液位计更换、储罐更新等56项攻关项目。严抓报警管理和施工作业全过程管控，严格推行“监盘提标”行动，统筹优化煤炭管理，持续提升装置全周期运行水平。与地方电网、兄弟单位、建设监理等单位开展党建共建，凝聚工作合力，促进党建工作与中心工作同步提升，筑牢热电板块安全经济稳定运行根基。
同时，深入开展降本减费增效工作，以“两提一降”为主线，合理压减天然气用量，优化发用电“峰谷平”策略，扎实推进蒸汽优化平衡、瓦斯气体掺烧、大矿煤掺烧、压减生产“三剂”消耗、零碳智联无纸化办公等72条措施落实落地。今年1~7月，齐鲁石化累计发电1.91亿千瓦时、供汽480万吨，其中光伏发电1215万千瓦时，降本增效效果显著。
张爱萍：今年以来，金陵石化持续提升热电精益化管理上的水准，通过加强生产组织部署、优化工艺过程管控等措施，在保障装置安稳运行的同时推动节能降本。
金陵石化加大定期工作执行督查力度和视频抽查频次，针对高温情况下负荷波动，及时优化干气掺烧方案，采用“动态负荷分配+干气调整”策略，依据公司用汽量实时调整给粉机转速与干气量配比，保证调压锅炉负荷余量，在稳定供汽的同时较好消纳干气，降低煤炭使用量，1~8月累计掺烧干气7.36万吨，折合煤炭消耗量约11.5万吨。
此外，我们还充分用好“峰谷平”电价差异，实施“顶峰压谷”发电策略，通过高峰时段多发电、低谷时段少发电降低用电成本，今年以来已累计降低用电成本约600万元。持续开展装置运行优化，在锅炉负荷稳定的条件下，尽量维持煤粉炉单制粉系统运行、减少3号机凝结水泵双泵运行的频次，努力降低备用辅机厂用电消耗。今年1~8月，实现锅炉辅机系统和汽机系统分别节电130万千瓦时、66万千瓦时，共节约用电成本127万元。
侯 强：在保障热电安稳运行方面，天津石化做实装置长周期满负荷运行攻关，推动专业管理从“点上突破”转向“面上提升”。高效完成6号炉低氮燃烧改造等重难点工作，深化落实手指口述、双确认及甲乙双方联合监督“双班长制”，人员操作准确率、规范执行率100%。从严应急演练和异常管理，深化工艺平稳性体系建设，工艺平稳率、报警处置及时率100%。
在深挖降本增效潜力方面，天津石化持续强化热电辅材用量攻关，通过优化石灰石粗细粉投入量、投运飞灰再循环系统、清理CFB锅炉返料腿及分离器内挂壁等，石灰石、尿素等辅材消耗再创历史新低。持续精准优化节电措施，实施一、二站给水系统、空压系统降压运行，合理优化匹配辅机运行，用电率持续下降。持续推进错峰发电，对比购电成本，合理的安排机组运行，最大限度利用峰谷差电价，外购电实现削峰填谷；用足抽凝机组调峰能力，在安全平稳基础上将机组调峰区间、时间提升至最优，最大限度实现发电调峰。今年上半年累计减少外购电成本523.4万元。
李海涛：从中科炼化取得的成果能够准确的看出，在当前激烈的成本竞争中，企业在硬件上加大投入固然重要，但管理和运营的“软实力”同样是提质降本增效的有效路径。
精细管理是“永不竣工”的降本工程。优化掺烧、运行方式调整、辅机优化、削峰填谷等措施看似是“微调”，但其效益释放速度快、成本低。这说明，在追求正常“增量”的同时，不可以忽视对“存量”资产的精耕细作。齐鲁石化将建立健全常态化的指标跟踪、对标分析和考核机制，力争将每个运行参数都调整在最佳经济区间。
系统协同是价值创造的“倍增器”。在提质降本增效方面，要树牢公司“一盘棋”的大局意识。比如“优化天然气炉掺烧炼厂瓦斯气”，正是生产计划与燃料供应高效协同的典范，既消化了低成本副产瓦斯气，又减少了高价天然气消耗，实现公司整体效益最大化。
数据驱动成为科学决策的“导航仪”。从煤耗分析到水平衡测试，再到蒸汽优化方案的模拟推演，这些都依赖于数据支撑。齐鲁石化将通过升级SIS系统、构建智慧煤场、推进变电站无人值守及实施智能巡检等管理措施，加速数智化转型，在大幅度降低人力成本、有效捕捉精细数据的同时，挖掘更深层次的降本空间。
张爱萍：在市场之间的竞争日趋激烈的环境下，持续压低各项能耗、提升能效水平是企业打造低成本竞争优势的必由之路。跟领先水平相比，金陵石化的装置能耗指标还有大幅压降的空间，我们将大力推进“双增双节”项目实施，充分的利用检修机会进行技术改造，通过强化过程换热增强节能效果。
连续重整装置是耗能大户，细微的进步都会取得巨大的成果。我们抓住3号连续重整装置检修契机实施预加氢反应进料加强换热项目，通过新增两台同型号新型换热器加强反应产物与预加氢进料换热，提高预加氢进料换后温度，减少燃料气消耗。与上一周期开工初期相比，换热器热端温差下降15摄氏度，在相同进料条件下，进料加热炉单位时间燃料气消耗量降低38.8%，预计每年可节约燃料气2000余吨，减少相关成本400万元。此外，我们还实施了3号重整焙烧空气预热优化项目，在检修中增加氧氯化区出口高温烟气与净化风换热流程，新增高温烟气/净化风换热器，使净化风通过换热后再加热，净化风电加热器的功率降低43%，每年预计可节电87万千瓦时，降低电费成本52万元。
侯 强：中科炼化动力站的能效提升经验，是传统高能耗企业锻造低成本竞争力的有益实践。天津基地作为中国石化“4+2”战略布局助力京津冀协同发展的重要落子，将一如既往把“降本减费作为刚性约束”，做深系统优化“大文章”，干好节能降耗“精细活儿”。
坚持立足全局优化这个根本。以一体化思维，算大账、算总账，高效配置和综合利用能源，实现整体效益最大化。天津石化在低温热系统优化与综合利用方面做了有益探索，遵循“高质高用、低质优用、梯级配置、系统联合”回收利用原则，立足装置间、装置与居民区间、基地成员间协同优化，实现低温余热变“废”为宝，大幅度降低蒸汽消耗。紧紧抓住精益运行这个关键。巨大的效益潜力往往隐藏在现有的工艺流程和日常操作中，通过对现有装置潜力再挖掘，实施一系列“小、巧、灵”精细调整，也能创出显著效益。天津石化将继续在强化三级节能管理网络上用心用力，细化节能指标分解，落实落地节能优化措施，不断的提高能源梯级与循环利用水平。牢牢把握创新驱动这个源泉。能源转型是实现高水平发展的重要一环，既要深入挖掘已有产能节能潜力，又要以技术创新为驱动快速推进新能源应用。天津石化积极应用低碳能源，南港120万吨/年乙烯装置充分的利用天津LNG（液化天然气）冷能，能耗低于设计值，达到行业领先。下一步，天津石化将用好“热氢风光”资源，积极探索绿电消纳新途径，接续推动冷量耦合，加快能源转型发展。
