炼厂生产管理制度论文范文

炼厂生产管理制度论文范文第1篇

渣油加氢工艺通常是指在高温度、高压力的条件下, 在催化剂的作用下, 使得氢气与渣油二者之间产生化学反应, 将渣油中存在的重金属、硫、氮等有害的物质脱除, 将渣油部分转化为汽油和柴油, 其余部分通过采用催化的方式进行加工处理, 全部转化为汽油和柴油。

2 渣油加氢装置技术方案

以UOP公司RCD Unionfining技术为例, 简要介绍目前渣油加氢一种主流技术。

(1) 装置反应部分采用双系列, 每系列可单开单停。

渣油加氢处理装置为重油催化裂化装置提供原料, 在渣油装置停工换剂期间, 可以减小对重油催化裂化装置进料量的影响, 降低了全厂渣油存储的难度, 增加了原油调配的灵活性。

(2) 采用原料油自动反冲洗过滤器系统

渣油原料油设置自动反冲洗过滤器系统, 滤除大于25μm的杂质。

(3) 原料油换热系统采用注阻垢剂设施

原料油结垢引起换热器传热系数迅速下降, 导致反应产物冷却负荷及反应加热炉负荷增加, 严重的会缩短操作周期。

设置注阻垢剂设施, 可以延长操作周期, 降低能耗, 而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。

(4) 分馏部分采用先汽提后分馏的工艺流程。

两个系列各设置一台脱硫化氢汽提塔, 来自反应部分的热低分油、冷低分油在脱硫化氢汽提塔通过蒸汽汽提除去轻烃和硫化氢改善后部的操作环境, 降低分馏塔材质要求。

3 渣油加氢操作主要影响因素

3.1 原料油性质

(1) 渣油中的固体颗粒及盐分

固体颗粒及盐分的存在主要造成反应器压降增加, 液体分配不均, 床层产生热点。固体颗粒包括泥沙、硫化铁等, 原料进反应器之前要有较好的过滤;盐分包括钠、钙及钾的氯化物, 原油必须经过两级电脱盐。

(2) 渣油的粘度

内扩散是渣油加氢反应过程的控制步骤。为有效地降低加工减压渣油的难度, 可以将一定比例的低粘度的馏分油混入到减压渣油之中。通常利用减压蜡油、催化循环油等。

(3) 原料的硫、氮、残炭含量

通常硫、氮、残炭含量越高, 加氢反应越困难。如果进料中这些指标高于设计, 这时需要提高反应器的操作温度。但是, 这样很容易造成催化剂上出现的结焦数量增多, 从而使得催化剂活性降低。

3.2 反应温度

反应温度是反应部分最重要的工艺参数, 直接影响产品质量、转化率和氢耗。装置不同运转时期, 反应温度取值大致如下:

初期360-380℃, 运转周期2周至一个月

中期380-410℃,

末期405-425℃, 运转周期一个月

3.3 反应压力

氢分压对提高对渣油加氢催化剂的使用性能有两个方面的好处:

(1) 提高硫、氮、金属等杂质的脱除率, 促进稠环芳烃加氢饱和反应, 降低产品残炭值, 改善产品质量;

(2) 对焦炭前身物的加氢, 抑制焦炭生成, 减少催化剂上焦炭沉积量, 降低催化剂失活速度, 延长催化剂寿命。

经验表明, 氢分压短时间内下降1.0mpa, 将使催化剂脱硫活性损失3℃, 其中1℃属于永久损失, 在氢分压回到正常时无法恢复。

4 渣油加氢装置运行瓶颈

4.1 床层径向温差大

一般而言, 由于渣油加氢原料粘度大, 造成催化剂床层中不易均匀分布, 从而出现偏流。这种情况下, 十分容易造成发床层径向温差偏大、过早出现床层热点, 不仅会对装置的稳定、安全运行造成不良影响, 更在一定程度上降低了催化剂利用率。

4.2 床层压降上升快

渣油加氢原料金属杂质含量大, 残炭多, 反应空速低, 金属的沉积以及催化剂的结焦速度快, 床层压降上升速度快, 对循环机、新氢机、反应器内构件等设备造成影响, 当床层压降达到反应器设计最大压降时必须停工处理。

4.3 催化剂失活速度

渣油加氢催化剂失活速度快, 装置停工换剂频繁, 直接影响全厂物料平衡。另外渣油加氢催化剂品种繁多、催化剂失活因素多, 因金属沉积和催化剂晶型结构改变造成的失活, 没有有效手段再生, 渣油加氢装置每次停工换剂需全部换新剂, 催化剂的消耗费用极高。

5 结语

目前, 渣油加氢技术已经成为渣油实现清洁高效转化一种重要技术。同时, 渣油加氢技术在炼油厂也得到了推广和应用, 日渐成为主要的渣油加工技术手段。通过采用渣油加氢技术的处理渣油的质量得到了很大程度的改善。然后, 采用催化裂化工艺, 可以最大程度的将渣油转化成柴油和汽油, 最大程度地提高了资源利用率和经济效益。在未来的发展中, 应当逐步实现催化裂化与渣油加氢处理技术二者的组合, 以此为重点促进炼油厂超低硫汽油质量升级的实现。而目前, 炼厂首当其冲应解决的一个关键问题是如何突破加工劣质渣油和实现长周期运转。

摘要：近年来, 世界范围内油品结构整体发生了一定的变化, 优质车用燃料油和化工用轻质油等等需求量呈现逐步增加的发展趋势, 而传统占据主要比例的船用重燃料油和锅炉的需求量则呈现下降趋势。重油轻质化已成为世界炼油技术发展的主要方向。在国内, 重油加氢技术日趋成熟, 重油加氢处理装置得到快速的发展。

关键词：重油,轻质化,加氢

参考文献

[1] 韩崇仁, 陶宗乾等, 当代石油石化, 2003, 11 (7) ;14~19.

[2] 张德义, 含硫原油加工技术, 北京:中国石化出版社, 2003.

炼厂生产管理制度论文范文第2篇

在石油化工企业中因装置工艺需求, 对水质有严格的要求。对于含盐量高的水, 仅采用离子交换工艺, 需要进行频繁再生, 这样大大增加了运行操作人员的劳动强度, 因此预脱盐装置如反渗透的使用十分必要。他不仅可大大的降低运行人员的劳动强度, 而且有利于提高整个水处理工艺的运行水平和自动化程度。

随着反渗透技术应用的增多, 反渗透国产化率越来越高, 但在反渗透膜组件方面, 国内产品无论是在除盐率, 还是透水量上与世界先进的膜组件均有一定的差距。

2 反渗透在二级除盐水处理工艺的应用

2.1基本的工艺流程

国内二级除盐水处理多以膜处理工艺为主, 而膜处理工艺最具代表的为反渗透除盐。反渗透除盐工艺是先将原水 (根据水质, 有些原水需要进行预处理) 先经过保安过滤器, 过滤掉水中的杂质, 这样既降低液体的浊度, 也保护反渗透装置, 然后再通过活性炭过滤器降低COD和有机物的含量。之后再经过双级过虑器后, 达到进入反渗透系统之前的指标SDI4、浊度<0.2NTU。为了保护环境降低污染, 被反渗透膜阻截下来的污染物将被直接清理掉, 排出的浓水则被送上一级处理系统参加后续离子除盐处理中, 有时也可作为多介质过滤器的反洗用水。达到标准的水经高压泵提压后进入反渗透系统, 反渗透出水经除碳器后进中间水箱, 此部分为反渗透系统;反渗透技术工艺简单、操作方便、易控制、运行成本较低, 还可以几种膜一起使用, 也能和其他的处理工艺搭配使用。一级除盐水经中间水泵提压后进入混合离子交换器, 混床出水经计量泵添加氨水调节p H至8.8~9.3 后进入二级除盐水水箱, 经二级除盐水泵升压后送往各用水点。

反渗透处理工艺是二级除盐水处理工艺中重要的中间环节, 正常情况下除盐率为98%。根据不同的原水, 回收率也有不同, 原水含盐量越高, 回收率就越低, 例如, 处理江河水时回收率一般为70%~85%, 处理海水时回收率一般为30%~40%。

2.2反渗透系统清洗再生

要保持较高的回收率, 膜组件的再生有着至关重要的作用。前期的预处理提高了进水质量, 同时也是对膜的一种保护。即使反渗透预处理系统的设计和运行符合规范, 膜仍然避免不了污染, 一般半年或一年需要清洗一次反渗透装置。

除此之外当设备停运时还需进行停机冲洗, 这样既能防止浓水侧亚稳态过饱和溶液的结晶沉积;又可以防止淡水回流。一般反渗透装置都可设置程序启停装置, 停用后能延时自动冲洗10min左右。停机冲洗的压力一般在0.3MPa左右, 反渗透装置停运时间较短 (如运行少于10~30d) , 应每1~3d低压冲洗一次, 为防止生物滋生。若反渗透装置长期 (如运行大于10~30d) 停运时, 应将保护液充满反渗透装置, 抑制微生物生长。

2.3反渗透技术在石化炼厂公用工程系统中的应用

2.3.1在厂区动力系统中反渗透的应用

在石油化工炼厂中, 很多工艺装置都会用到蒸汽, 常见用途大致可分为: (1) 作为动力源 (带动汽轮发电机组、压缩机等大型设备) ; (2) 换热器热源; (3) 吹扫、伴热。当蒸汽作为动力源时一般要求蒸汽为中压蒸汽 (压力≥3.8MPa (G) ) , 锅炉给水要求须执行标准GB/T12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》, 达到此标准的一般为二级除盐水, 水处理的主要工艺流程为反渗透+混床/EDI。反渗透装置一般情况下可去除水中70~90%的盐, 合理的工艺配置有时可使除盐率达到98%, 这样不仅为后续的处理奠定了良好的基础, 同时也间接的提高了出水水质。当蒸汽作为换热器热源时, 其水处理工艺则仅需经过反渗透装置即可。

2.3.2中水回用反渗透的应用

为了提高工厂用水的利用率, 达到节能环保的要求, 工厂中常将回收回来的工业废水根据不同的水质进行分类预处理后, 送至反渗透装置进行处理, 使出水达到工业用水水质, 可作为锅炉补给水、工艺与产品用水、冷却用水、洗涤用水等水源。

2.3.3净水系统反渗透的应用

在我公司设计的一些项目中, 厂区靠近江河, 则直接取江河水作为工业水源, 抽取的江河水根据水质先经过过滤、絮凝、沉淀、杀菌等预处理工艺后, 再送到离子交换或反渗透装置处理, 处理后的水方可作为厂区的新鲜水使用。

3 结语

反渗透技术在水处理技术中被广泛的应用, 是当今比较稳定、先进、有效的水处理技术, 它具有操作方便、运行稳定、自动控制简单、运行成本较低等诸多优点。若根据不同的原水水质制定合理的工艺水处理流程, 则能大大提高水的利用率, 但与此同时可能也会增加初期投资。随着全球资源的消耗, 水资源的日益短缺也成为当今一大重点问题, 很多国家都开始应用反渗透海水淡化技术、城市污水废水反渗透处理技术等, 随着这些技术的广泛应用, 今后的反渗透技术可能会朝着高抗污染能力, 只需简单的预处理, 产水率提高, 降低运行成本及工程造价的趋势发展, 开创反渗透技术的新时代。

摘要：除盐水含很少或不含矿物质, 通过蒸馏、反渗透、离子交换等方法的结合可以达到。除盐水在石化炼油厂中有着不可或缺的地位, 常用于化学药品配置、高温机泵的冷却等。在现代工业水处理系统设计中, 反渗透技术是水处理技术中的重要环节。

关键词：反渗透,膜水处理

参考文献

[1] 冯逸仙.反渗透水处理系统工程, 中国电力出版社, 2004

炼厂生产管理制度论文范文第3篇

近年来, 我国在运用催化裂化衍生技术方面取得了重大进步, 副产大量的干气、液化石油气。随着我国含硫原油加工量的不断增加和加工深度的深化以及环保要求的日趋严格, 脱除催化干气 (DG) 、液化石油气 (LPG) 中的硫化物, 以实现炼油厂轻烃的化工利用已显得十分重要。

DG、LPG等炼厂气脱硫工艺一般分两大类[1]:干法脱硫, 主要用于需较高脱硫率的场合, 常用氧化锌法、活性炭吸附法;湿法脱硫等, 其中最为普遍使用的是醇胺法脱硫。

国内某炼厂DG、LPG脱硫装置是催化裂化装置的配套工程, 该装置规模与上游100 万吨/ 年催化裂解装置配套, 实际处理DG6.5104t/a, LPG26.6104t/a, 操作弹性70% ~110%, 年开工时数8000 小时。

1 脱硫工艺方案

1.1 醇胺法脱硫的基本原理

醇胺等醇胺类有机碱低温时具有一定的碱性[2], 其碱性随温度的升高而减弱。在25 ~40℃时, 醇胺能吸收气体中的H2S和CO2;当温度升高到105℃或更高时, 则分解逸出H2S和CO2, 胺液得到再生。醇胺法脱硫是一种典型的吸收再生反应过程, 其典型的反应过程如下。

脱出硫化氢:

脱出二氧化碳:

上述反应均为可逆反应。在较低温度 (25 ~40℃) 下, 反应由左向右进行 ( 吸收) , 吸收气体中的H2S和CO2。在较高温度下 ( >105℃) 下, 反应由右向左进行 ( 解吸) , 析出原来吸收的H2S和CO2, 醇胺得以循环使用。

1.2 脱硫溶剂选择

国内常用的脱硫溶剂有单乙醇胺 (MEA) 、二乙醇胺 (DEA) 、二乙丙醇胺 (DIPA) 、N -甲基二乙醇胺 (MDEA) 和复合型MDEA。

复合型甲基二乙醇胺 (MDEA) 溶剂是近年来国内外研究、发展最快的溶剂, 该溶剂是以MDEA为基础组分, 加入适量添加剂改善胺溶液的脱硫选择性、抗降解和抗腐蚀能力, 此外还加入微量辅助添加剂, 以增加溶剂的抗氧化和抗发泡能力。

复合型甲基二乙醇胺 (MDEA) 溶剂与传统的其它醇胺脱硫剂 (MEA、DEA、DIPA) 相比主要有以下特点。

(1) 对H2S有较高的选择吸收性能, 溶剂再生后酸性气中H2S浓度可以达到70% (v) 以上。

(2) 溶剂损失量小, 其蒸汽压在几种醇胺中最低, 而且化学性质稳定, 溶剂降解物少。

(3) 碱性在几种醇胺中最低, 故腐蚀性最轻。

(4) 装置能耗低。与H2S、CO2的反应热最小, 同时使用浓度可达35% ~45%, 溶剂循环量低, 故再生需要的蒸汽量减少。

节省投资。因其对H2S选择性吸收率高, 溶剂循环量降低且使用浓度高, 故减小了设备尺寸, 节省投资。 综合以上分析, 复合型甲基二乙醇胺溶剂作为脱硫剂, 工艺先进可靠, 技术经济可行。因此推荐采用复合型MDEA。

1.3 工艺技术路线及特点

DG及LPG脱硫采用醇胺法脱硫工艺。采用复合型甲基二乙醇胺 (MDEA) 溶剂, 其主要成分为MDEA并加有少量抗氧剂、阻泡剂、缓蚀剂等添加剂。该溶剂具有对H2S选择性好、使用浓度高、溶剂循环量小、腐蚀轻等特点。本装置选用溶剂浓度30% (wt) 。

1.4 脱硫工艺流程

该脱硫装置工艺流程图见图1。

从图1 可以看出, 自催化裂化装置来的含有H2S的40℃干气, 经干气分液罐分离凝缩油后进入操作压力1.3MPa G的干气脱硫塔, 与塔顶送入的30% 的复合甲基二乙醇胺 (MDEA) 溶液在塔内逆向接触, 干气中的硫化氢和部分二氧化碳被溶剂吸收, 塔顶净化干气送至制氢装置或燃料气管网。

自催化裂化装置来的含有H2S的40℃液化石油气, 经液化石油气缓冲罐缓冲后, 由液化石油气进料泵加压送入操作压力为1.4MPa G的液化石油气脱硫抽提塔, 用塔顶送入的MDEA溶液进行抽提, 塔顶脱硫后的液化石油气送至下游装置。

干气脱硫塔和液化石油气脱硫抽提塔的塔底富液合并后进入富胺液闪蒸罐, 以除去胺液中携带的烃组分, 然后送入溶剂再生部分集中再生。

由溶剂再生部分集中再生后的贫胺液送至贫胺液缓冲罐, 经贫胺液泵送至干气脱硫塔和液化石油气脱硫塔上部。

干气进脱硫塔前, 设置干气分液罐, 尽量减少凝液带入溶剂系统, 减轻干气脱硫塔溶剂发泡。

2 影响醇胺法脱硫效果的因素

Simsci公司提供的PRO/II7.0 软件中有大量的石油化工装置计算模型, 可以正确计算反应、精馏、吸收、解吸、萃取等单元操作。采用PRO/II可以根据干气、液化石油气的进料组成和产品质量要求, 准确地模拟确定最佳的溶剂比和操作条件, 为装置设计核算和改造提供了理论依据。在实际生产中, 影响炼厂气脱硫效果的因素主要有:操作温度、压力、贫胺液用量、贫胺液浓度等。

2.1 操作温度

甲基二乙醇胺脱除H2S是一个可逆的放热反应, 降低温度使反应向正方向进行, 有利于吸收过程的发生[3]。也就是说吸收塔的操作温度越低, 其脱硫效果越好, 而能耗也会随之降低。所以从富液再生装置来的循环贫胺液的温度尽可能低, 贫胺液的进料温度最高不宜超过45℃[4], 以取得较好的脱硫效果。本装置循环贫胺液温度按40℃设计。

2.2 操作压力

醇胺法吸收是化学吸收, 因而脱硫塔压力主要取决于原料气体的压力和净化后气体输送的压力。所以不能通过调节操作压力来获取较好的脱硫效果[5]。

2.3 贫胺液流量

从理论上分析, 加大贫胺液用量, 脱硫效果越好, 但随着贫胺液流量的增加, 富液再生装置的处理量也加大, 操作费用增加。工艺设计和实际生产中如何选择一个合适的贫胺液流量很重要, 我们可以通过分析脱硫后气体中的H2S的含量来判断。按照工艺流程采用PRO/II进行模拟, 通过分析判断, 若使干气及液化石油气满足产品要求则需要贫胺液的循环量为49023kg/h。

2.4 贫胺液浓度

MDEA浓度的增加, 使反应向正反应方向移动, 有利于吸收过程的进行。但是, MDEA溶液浓度提高会使其粘度随之提高, 过高的粘度会影响脱硫塔的脱硫效果, 甚至出现“发泡”现象。由于“发泡”溶剂被带走, 不仅使溶剂损耗增大, 而且溶剂对净化气体产品的储运、加工使用等造成不利影响。因此采用合适的溶液浓度能减轻溶液的“发泡”现象。胺液的质量分数以20% ~30% 为宜。本装置选用溶剂浓度30% (wt) 。

3 结语

根据DG、LPG组成及性质特点, 确定某炼厂的工艺方案;借助软件通过工艺流程模拟计算, 分析影响脱硫效果的因素, 确定该装置工艺设计的操作条件。

摘要：本文介绍了某炼厂催化裂化干气、液化石油气脱硫装置概况, 并根据干气及液化石油气的性质确定脱硫工艺方案。

关键词：干气,液化石油气,脱硫,甲基二乙醇胺

参考文献

[1] 夏少青, 王松贤.催化干气液化气脱硫技术改造.齐鲁石油化工 (工业技术) , 2007, 35 (4) :286-289

[2] 程丽华.石油炼制工艺学[M].北京;中国石化出版社, 2013.

[3] 陈丁鹤, 杨桂荣.气脱硫的参数控制[J].当代化工, 2009, (38) 6:603-605.

[4] 钱建兵, 朴香兰, 朱慎林.炼厂气液化石油气胺法脱硫工艺设计优化[M].2007 (37) 1:17-20.

炼厂生产管理制度论文范文第4篇

组织实施公司下达的生产经营计划，保质保量地完成生产任务，确保安全文明生产。

工作内容:

督导工厂各部门的日常生产活动，定期召开有关会议，发现问题、分析原因，采取有效措施，确保生产线正常运转;

协助总经理编制公司中长期发展规划，审定年度生产、销售综合计划，提出季度工厂奋斗目标和中心工作及重大措施方案;

根据公司发展需要，协助公司领导开发项目工程、研制产品，督促工厂各部门制定近期、中期、远期研制和开发计划并确保实施和实现;

加强管理，确保工厂各部门和各类人员职责、权限规范化，建立质量管理体系;贯彻、执行公司的成本控制目标，积极减少厂区的各种成本，确保在提高产量、保证质量的前提下不断降低生产成本;

组织下属的职业发展和培训工作，提出培训需求，确保他们不断适应岗位的需要;贯彻执行公司的安全管理规章制度，确保厂区无安全事故发生;

切实做好环境保护和劳动保护工作，不断改善劳动条件。

任职资格:

企业管理、理工类或相关专业本科以上学历。

受过企业管理、生产管理、管理能力开发、市场营销、财务管理等方面的培训。 8年以上制造企业管理工作经验。

具有通权达变的业务判断能力、出色的分析能力和极强的业务管理能力;

熟悉国家的法律法规和地方的政策规章;

掌握行业和市场的发展动态，了解主要竞争对手的状况;

熟练操作办公软件。

正直、坦诚、成熟、豁达、自信，高度敬业，良好的团队合作精神;

炼厂生产管理制度论文范文第5篇

我厂认真贯彻落实公司安全工作会精神，以“坚持安全发展，强化安全生产管理和监督”为指导，始终把安全生产工作重点放在“预防为主”上。全年安全生产工作在各级领导的重视和支持下，在上级部门的指导和帮助下，在全厂干部职工的共同努力下，圆满实现年初制定的“六杜绝、两确保、一控制”的安全生产目标，千人负伤率为2.42‰，低于公司考核指标，安全生产工作继续好转。现将2009年安全生产工作总结如下：

一、安全职责上落实到位。强化安全职责的落实，关键是领导。年初，厂展开架构改革，各单位领导发生了很大变化，厂安委会及时组织各单位安全第一责任人和分管安全领导参加安全管理知识强化培训，有力提高了领导干部的责任意识。厂党委中心组(扩大)学习，大力宣传党和国家安全生产方针、政策、法律法规，不但提高了我厂广大领导干部的安全管理知识水平，更进一步强化了领导干部的安全责任意识。为把安全职责落实到底、全面到边，年初工作会上，层层签订《安全风险抵押承包责任状》。为体现“安全第一”的指导原则，各级始终坚持“五同时”原则，安排布置各项安全生产工作。调度会上坚持先汇报安全生产情况;计划、设备会上坚持对生产中发现的事故隐患优先安排处理;经济考评会上坚持对各类事故和违规违纪现象进行通报考核;安全例会上认真沟通安全信息、总结安全生产形势，布置下周安全生产工作。

二、安全监督检查上严格细致。现代安全管理最有效的手段就是把安全隐患和危险、有害因素消灭在初始阶段，突出“预防为主”，而安全检查则是发现危险、危害因素最为有效的手段。我厂主要抓三个方面检查：

1、狠抓安全综合性检查。一年来，厂安委会狠抓了三个定期综合性安全检查。一是厂季度安全综合大检查，由厂领导带队、职能部门和安全管理人员参加，采取互检和交叉检查等多种灵活方式;二是车间月度安全检查，由车间第一责任人牵头，各分管领导和工程技术参加;三是工段周检和岗位“一班三检”。根据季节变化，积极开展了春节和国庆节前安全检查。三季度，安全形势陡然紧张，厂安委会采取断然措施，强化安全“执法”检查，敦促车间进行“自律检查”，控制中夜班违章行为合，压降了事故多发势头。

2、狠抓重点项目安全检查。2009年，我厂老新系统的检修，项目和参检单位多，现场人员复杂，检修时间分别处于极端气候条件下。厂及时成立检修安全督察领导小组，制定下发了老、新系统检修安全工作的通知，实行“项目责任人安全负责制“。参检单位都精心制定“施工安全方案”，将安全职责落实到每一个项目负责人。为防止外包队施工项目发生事故，发包科室和安全部门严格把关，积极协调，实现了老新系统检修安全。45t锅炉厂房拆除现场一片繁忙，我厂按公司和厂安全施工方案，逐项落实，严格监管，实现了生产与冶改项目安全顺利。

3、狠抓专项安全检查。专项监管是安全管理的重要部分，主要由职能科室来完成。机动部门加强设备安全管理，坚持设备例会制度，坚持两周一次的设备管理检查，不断提高全员设备维护保养技能和应急处理能力，保证了主体设备长周期安全运行。坚持做好特种设备和安全设备设施检查检测，确保了特种设备和安全设备设施正常;工程科注重防汛、排水设施维护检查，保障建筑设施安全;武保科坚持常规检查和不定期检查相结合，重点对

一、二级重点防火要害部位的监控，做好消防器材管理和宣传教育力度，利用“11.9”消防宣传日活动，举办消防技能竞赛，大力普及消防安全知识，确保了我厂全年无重大火灾事故的发生;安环科组织定期对50t吊车、危险源(点)、炉窑管道、机动车等各项检查，加强对锅炉清焦、抢修监护力度。为做好贫化炉烟道爆破与冶改施工项目正常进行，厂与十

五、公司冶改办积极协调，错开施工时间，保证了生产与技改项目安全顺利;厂团委充分发挥“青安岗”网络优势，大力开展查隐患、纠违章活动，各直属青安岗组织坚持每周一次对现场“三违”、安全隐患进行检查，开展“模范青安岗集体”和“优秀青安岗员”活动，有力地激发了青安岗员积极性。

一年来，季度检查共查处隐患和问题有184项，安全“执法”检查隐患和问题 项;车间检查查处的隐患有 项;厂安委会下发隐患整改17项，上报公司协调的隐患有7项。除老精矿厂房外，各项隐患和问题都得到了整改和落实。全年共投入隐患整改资金 万元。

三、安全教育上严格把关。抓好安全教育培训，是提高全员安全意识和安全技能，搞好安全管理工作的根本所在。一年来，我厂主要抓了六个方面的安全教育培训。一是抓了领导干部安全生产法律法规培训。3月7日，对架构调整后的34名领导干部进行了安全培训;二是抓了安全管理人员专业知识培训。根据安全管理实际情况，对7名安全管理人员进行安全生产管理资格培训，对10名安全管理人员进行资格复审培训;三是抓了特种作业人员安全技能培训。共有261名特种作业人员进行了取证复审培训。聘请专业管理和技术人员对28名爆破从业人员进行了爆破安全培训。对111名锅炉压力容器等特种设备操作人员进行了取证复审培训;四是抓了入厂“新工人”三级安全教育培训。全年共对56名新工人、50名返聘工和临时工进行了厂级、车间级、班组级安全教育培训;五是抓了外来人员安全培训。对467名实习生和110名外来施工人员进行了安全培训;六是抓了新任班长、安全员安全知识培训。共有46名新任班长和安全员接受了安全教育培训。此外，4月23日、24日对138名天然气使用、维护人员进行了专业安全培训。

四、安全宣传上扎实有效。

1、大力开展“安全生产月”活动。我厂按照国家文件精神和公司活动要求，精心组织，以“关爱生命，安全发展”为主题，成立以厂长为组长的活动领导小组，利用黑板报、横幅、标语、讲座等形式大力营造活动氛围，广泛宣传;举办“安全在我心中”有奖征文和演讲比赛;组织全员《岗位安全操作规程》学习，抽选140名职工进行安全闭卷考试;组织2000名职工参加湖北省和黄石市安全知识答题活动;制作17块安全展板，在厂展出，并参加黄石市““6.12”安全咨询日”活动展出;选送3名选手参加公司安全演讲比赛，分获得

二、三等奖;督促各车间开展典型事故应急处置练习。活动内容充实、气氛热烈、效果明显。

2、扎实开展“百日安全无事故”活动。为了扭转8月份安全严峻形势和遏制年底事故多发，我厂开展以“遵章守纪，杜绝三违，治理隐患，保障安全”为主题的“百日安全无事故活动”。活动突出重点、把握全局。一是突出狠抓自律检查;二是组织20个关键和重点岗位(工种)进行“应知应会”考核;三是组织全厂所有班组进行岗位事故(故障)应急措施练习。在我厂生产经营承受巨大压力的情况下，活动的开展实现了轻伤以上事故为零的目标。

3、抓事故应急救援演练。事故应急救援的目的是通过积极有效的应急救援行动，尽可能地降低人员伤害、财产损失和环境破坏等事故后果。今年，我厂本着“预防为主、常备不懈”的应急思想，主要岗位事故应急程序、处理措施都以图表方式张贴在现场。7月1日，厂在制氧车间成功举行《冶炼厂危险化学品、消防事故应急救援预案演练》。在“安全生产月”和“百日安全无事故”活动期间，各单位、各班组都组织了典型事故应急救援预案演练。在“11.9”活动中，多家单位开展了火灾事故消防演练。2009年发生的多起突发事故，成功应急处理证明，通过演练不仅验证了应急预案的组织程序，增强了职工对突发事故应急处理能力和救援信心，同时显著提高了职工安全生产思想。

4、贯穿三个竞赛。党组织和群团组织在安全生产宣传上也发挥了重要作用。各级党组织围绕“六个一”内容促进了“党员身边无事故”活动的深入开展，现在党员所在班组、岗位、机台“三违”现象和事故明显减少;各级工会组织以“十二个一”活动为内容，促进“安康杯”竞赛深入开展，用“三法一卡”形式，履行工会安全监察职责。同时，工会组织将备料、熔炼、转炉、硫酸、电

一、电二等6个车间57个主要生产岗位的“安全检查提示卡”制作上墙，提高职工安全生产意识，组织全厂1200名职工，采用三种方式抓好职工安全生产电视教育培训考试;各级团组织以“年有方案，季有评比，重在活动”的工作思路，扎实开展“青安杯”竞赛，严格落实“三包三保”责任制和“三查一改”制度，坚持每月一次现场隐患检查，贯穿于全年，取得了成效。

五、事故处理上严肃认真。严格督查，严格奖惩。一年来，我厂坚持四项考核。一是实行全员及高危作业人员安全风险抵押承包考核;二是实行安全生产季度挂牌考核;三是实行安全专项奖考核;四是实行经济承包责任制考核。在安全考核中，始终坚持做到三个结合:一是平时考核与年终考核相结合。按照安全风险抵押承包目标，年终结算。二是挂牌考核与单位领导绩效相结合。单位挂绿牌、黄牌或黑牌，集体获奖或处罚，安全第一责任人与安全主管领导也与之得奖或处罚，挂黄牌或黑牌的单位，领导班子的绩效在双文明考核中扣分。三是个人考核与集体考核相结合。对一切大小事故，除处罚主要、次要及连带责任者外，同时对事故单位安全领导小组、事故班组一并考核。

2009年全年，扣发安全风险抵押承包奖共计350084元(拟)，兑现金额649126元(拟);季度安全挂牌共有9个单位(已挂)挂绿牌，奖励107306元，有4个单位挂黄牌或黑牌，扣发54152元;安全滚动奖扣发29444元(已扣)元，奖励130178元(已发)元;全年因“三违”行为、班组安全学习等受到处罚，共扣款15200(已扣)元。不管是人身伤害事故、火灾事故、交通责任事故、设备事故还是各类险肇、未遂事故，都受到严格考核，全年发生的9起工伤事故，有27名事故责任者、7个单位及单位安全领导小组受到考核，共扣款12786.69元。充分实现了谁安全，谁得奖，谁出事，谁受罚的考核目的。

六、职业危害防治上初见成果。我厂是冶化生产企业，在生产、劳动过程及作业环境中存在着危害从业人员健康的因素。今年，我厂本着“以人为本”的思想，广泛开展职业卫生知识宣传培训教育工作。各部门各负其责。计划和调度部门严把原料入库安全关，杜绝高危害物料进入精矿库;供销部门严把劳保用品质量关，组织发放符合国家标准的劳保用品;安全部门加强对熔炉及冶化生产通道漏点检查和整治力度，并且在各单位主控室及有毒有害工作系统、区域内所有岗位设立禁烟标识，实行“禁烟”措施，有效的杜绝了职业病的发生。同时，还不断做好现场职业危害检测和员工个体体检工作。今年，对78个粉尘岗位进行了检测，对221名接尘职工进行体检;对毒害区域进行了3次检测，对232名接毒岗位职工进行了体检。厂工会还组织因毒害较重的职工外出疗休养，极大地保障了职工的身心健康和思想稳定。

炼厂生产管理制度论文范文第6篇

(1)凝析油介绍

凝析油是天然气生产的副产品,是石油在高温高压条件下溶解在天然气中形成的混合物。采出后受压力和温度降低,凝析油在地面呈现液相。从地下采出,颜色黑乎乎的是原油,颜色淡黄几近透明的则是凝析油。颜色是区分原油和凝析油最直观方式。

目前中国无凝析油国家标准和行业标准。由于全球凝析油产地分散、指标多样、且凝析油市场交易方式多为“private talking”,窗口成交极其有限,所以大部分炼厂存在自己评判标准。

(2)全球凝析油供需情况描述

①在供给方面:

基于油气资源开发技术革命性突破,多国深入发展天然气资源开发,凝析油作为天然气伴生产品,产量得以攀升;全球产油主权国凝析油产量排除在产量配额之内,有效激发产油国凝析油开采力度;伴随美国页岩气革命,美国凝析油产量迅速攀升,推动全球凝析油产量增速。因此自2010年以来,全球凝析油产量逐年递增。

据国际能源情报集团统计,2019年全球凝析油产量约为1800万桶/日。产地主要集中于中东、西欧、亚太,北美等地区。中东产量540万桶/日、西欧24万桶/日、亚太450万桶/日,北美190万桶/日。中东和亚太地区已成为凝析油主要产量输出地。

②在需求方面:

基于凝析油作为一种优质燃料、优秀乙烯裂解料、芳烃化原料、高附加值石油工业原料的属性拉动其消费量不断增长;全球凝析油消费新兴地区为中东和亚太地区,中东地区乙烯产能的迅猛发展,强有力推动凝析油消费;亚太地区采购凝析油用作制备芳烃以及炼油、乙烯产业同样对凝析油产生爆发式需求等因素,2010年开始全球凝析油消费量持续上升,由2010年的2.9亿吨增至2019年的4.1亿吨(中东消费量0.9亿吨、西欧0.6亿吨、亚太0.8亿吨,北美0.8亿吨),涨幅达38%。而处于亚太地区的中国,2020年凝析油需求量将达到0.2亿吨,较2018年0.05亿吨需求量,增幅高达250%,呈井喷式增长。国内凝析油供不应求局面已对国内炼厂采购工作提出诸多挑战。

2.国内炼厂凝析油采购难点分析

(1)供不应求局面严重,亟待改善

①中国凝析油主产区地理位置主要在西北部,分布于新疆、青海等地。

我国“十三五”规划建设的七大石化产业基地均位于我国东部沿江、沿海地区。供需两端长距离安全、稳定、高效运输的行业难题决定了现阶段多由大型国企中石油、中海油等主营炼厂凭借技术先进性、资金实力雄厚、政策性支持等优势在气田主产区投资开采,就近加工为主。开采加工版图中,国企占比达96%以上。

②国内气田勘探、开采进程较为缓慢,进口依赖程度高。

2018年我国凝析油需求量580万吨左右,国内凝析油产量160万吨,进口规模420万吨,国内供不应求现象严重。2020年我国凝析油需求量将达到0.2亿吨左右,国内产量无明显增长,超七成需求依赖进口资源满足。

(2)行业垄断性高,国内炼厂话语权不足

①据全球能源情报集团统计,2019年原油需求量0.9-1亿桶/日左右,凝析油需求量0.16-0.17亿桶/日左右,凝析油仅占原油交易额16%-17%。凝析油市场交易主要被世界500强(埃克森、壳牌、BP、道达尔等)掌控,资源高度垄断,行业进入门槛严苛,身份审核漫长。

②在凝析油国际交易市场上,国内炼厂存在行业消息滞后、市场研判水平不足、品质维权难、合同博弈水平薄弱等亟待解决的问题。国内炼厂综合水平提升缓慢,阻碍其取得平等的市场话语权。

(3)凝析油定价影响因素较多,采购难以精准锚定

凝析油送到价通常由离岸价、航运费用、其它费用(保险费、财务费用、VEF等)组成。

①离岸价的定价。

凝析油气田按行业惯例以离岸价FOB方式交付产品,该部分定价通常以WTI、BRENT、DUBAI发布原油估价或普氏发布的石脑油估价为基准,基准选择性较多,国内炼厂难以精准定价。

②航运费用的定价。

航运行业作为发展成熟的市场,航运费用构成主要包括基本运费、海运附加费、其他特殊附加费。其中海运附加费和其他特殊附加费项目繁杂多样、定价标准复杂易变。

据据全球能源情报集团统计,全球油轮运力约6.04亿载重吨,现役油轮船队(万吨以上)6826艘。全球10大原油运力船东运力总和占全球总运力20%以上。行业向半垄断性市场不断发展。

对于大部分炼厂来说,尚未配置独立物流管理部门,多由交易员或业务员兼任物流测算岗位,加之信息获取渠道有限,远未达到国际航运市场从业水平。国际航运作为成熟市场,信息公开度有限、行业涉及环节多等因素均导致国内炼厂对船东背景审核、租借油轮运费谈判、非必要性费用筛除等环节提出专业诉求。

③其它费用的定价。

保险费、财务费用、转月费、VEF等一系列必要费用均需国内炼厂有清晰认知,且能结合条件灵活调整,这要求更高专业性素质。

(4)国内炼厂装置设计局限,市场竞争力不足

①国内炼厂装置局限,适用油种有限。

鉴于建设项目可行性局限、资金配置到位性、生产技术工艺成熟性、配套装置完善性等因素,往往导致装置自身“先天不足,挑食严重”,适用凝析油油品范围局限,市场博弈能力差。

②库存设计不合理,抗市场风险性弱。

国内部分炼厂多秉持“重生产、轻产销”观点,着重考量生产版块,采销版块不做深入考虑。原料及产成品库容设计缺乏发展眼界,维持日常生产为主。如出现自然现象(如台风、洪水等)、社会现象(公安安全事件、经济制裁)等不可抗力事件及市场行情突变导致资源系统性紧缺等情况,炼厂只能被动减产降负,更有甚者事故性停产。

③配套码头泊位条件落后,到港船型优化受限。

油轮船型根据载重量大致可分为七种:ULCC(超大型油轮),载重吨60万;VLCC(大型油轮),载重吨30万;LR2(Surtax 苏伊士型),载重吨16万;LR2(Mainframe 阿芙拉型),载重吨12万;LR1(Panamanian巴拿马型),载重吨8万;Handy size(灵便型),载重吨6万;General Purpose tankers(通用型),载重吨1-2.5万。

国内炼厂普遍配套码头泊位条件靠泊14万吨以下油轮,苏伊士型以上油轮被排除在外。据测算,载重量16-30万吨油轮对比14万吨以下油轮运费可节省17-20美元/吨,年节约金额可高达6800万美元以上(凝析油按400万吨/年)。但码头条件落后,历年运费成本优化受限。

(5)采购环节无标准化制度,主观因素易滋生风险

①国内部分炼厂的凝析油采购决策流程过于冗长、形式化、“多龙治水”现象严重,采购流程不明晰、部门推诿现象普遍、领导层面决策缓慢等因素导致错过合适采购时机。

②巨大交易金额易滋生道德风险。相关决策人员水平良莠不齐、交易对手商业操守差等因素易产生个别决策人员主观拍板产生交易风险或内外勾结损害公司利益等现象。

3.凝析油采购难点应对策略

(1)加快国内凝析油气田勘探、开采力度,弥补供应缺口

①借助西气东输东风,克服长距离运输障碍。

我国 “西气东输”项目从2000年启动,历时8年于2007年完工,总投资3000亿元。架设4200公里输气管道将西部富饶的天然气资源管输至经济发达的中部、华东、华南地区供其使用。已经实现的一、二、三线工程可满足12立方千米/年的输气规模,极大改善我国能源结构。借助国家“西气东输”项目发展东风,凝析油供需两端长距离安全、稳定的运输问题迎刃而解。现阶段新疆塔里木盆地已实现91万吨/年凝析油输气量。后期随着国内凝析油气田勘探、开发程度不断深入,国产凝析油将通过管道顺利送抵我国七大石化基地,有效弥补国内石化产业园的原料需求。

②国内开发、勘探进程突破性进展,有效填补部分需求缺口。

国家“十三五”重点建设七大石化产业基地,推动石化产业高速发展的政策刺激国内加快对凝析油气田勘探、开采力度。我国凝析油主产区新疆油田、中原油田、东海油田等,尤其新疆塔里木油田,已探明油气资源量高达160亿吨,凝析油储量占全国总储量80%。塔里木盆地与松辽盆地、渤海湾盆地并列为中国油气资源大于100亿吨的三大盆地之一。[1]通过国家整合勘探、开采能力,仅仅在塔里木盆地投入开发凝析油气田5个,累计建成凝析油产能118万吨。其他两大盆地的凝析油开采进度稳步推进中,未来三大盆地深入开发将有效填补国内凝析油自给率不足短板。

(2)企业组建专业军团,扩大行业影响力

①从企业角度而言,企业可通过与国内大型央企建立代理关系,委托其代理进口凝析油,加深与央企战略合作关系,依托央企平台与行业500强(埃克森、壳牌、BP、道达尔等)搭建合作桥梁。通过政府背书与央企推荐等方式打入凝析油行业,凭借自身凝析油需求体量优势扩大行业影响力,获取一定话语权。

②从员工角度而言,一是选拔人才方式组成专业采购团队,加强与国内外凝析油行业领军企业交流学习,对标全球先进采购流程,取长补短。二是设立专项信息小组,收集主流凝析油气田产量品质、市场占有率、交付条件、定价体系构成、行业活跃供应商名单等客观详实的信息,为采购工作提供有效决策依据。三是参加全球颇具影响行业会议(进博会、行业高端会议等),提升企业曝光度。

(3)充分考量关键因素,结合自身条件制定定价标准

①离岸价的定价基准通常与国际原油及石脑油价格相挂钩。

现有国际原油主力计价标准、普氏石脑油计价、50%国际油价+50%普氏石脑油计价的复合型等定价方式。持续关注国际原油、石脑油价格、石脑油原油裂解差等行业敏感指标,结合凝析油行业周期性波动及自身企业生产调整情况,通过数据建模预测及后期实测结果论证综合得出综合经济性最高、抗跌价风险最强、地缘政治风险最小的定价锚定,并保留在各定价模式之间灵活切换的机制。

②运费客观反映全球航运市场强弱水平。

航运费主要包括基本运费、海运附加费、其他特殊附加费。燃油费用占航运成本高达35%,故企业可凭借原油行情变化,结合WS指数波动,推导大致运费水平,提供谈判依据。凝析油市场份额有限,运力较少,运费普通较原油高,采用与大型油轮公司合作方式可有效规避船东信用风险、运费波动风险。

③其他费用涉及甚广,繁杂琐碎。

包括但不限于资源地商检费、财务费用、VEF系数、船期调整费用、品质保证费用等,国内炼厂可采用商务谈判、优化资金借贷成本、调整自身开工率、投产加氢等前置优化设备等一系列做法减少非必要性费用。

(4)突破装置瓶颈,升级配置提升竞争力

①凝析油根据含硫量分为高硫、低硫油种。启用加氢装置,将高硫凝析油纳入采购范围。举华南炼厂福建福海创石油化工有限公司(简称福海创)为例。福海创未启用凝析油加氢装置前,高硫凝析油中硫化物含量会引起腐蚀管道、催化剂中毒、装置生产运行异常等严重事故。2020年启用凝析油加氢装置后,福海创通过采购高硫凝析油成功拓宽采购渠道、优化原料成本、增加保供能力。

②采用增设核心原料及产成品储罐数量、不超过安全库容提高库存使用率等方式增加库存优势,加强企业应对自然现象、社会现象等不可抗力事件及市场行情突变导致资源系统性紧缺等极端事件的抵御能力,确保企业平稳运行。

③关于配套码头泊位问题,国内炼厂可增设VLCC泊位,拓宽靠泊船型范围,有效减低运费支出。并凭借自身强大经济实力,优先抢占有利地理位置,持续扩建合理数量的码头泊位,提升人员配置素质,最大限度提升码头的单位产率,尤其装卸效率与通关效率,提高与其他港口泊位的竞争优势,抢占更多市场份额,获取更高单位经济效益,产生经济效益后反哺企业。

(5)出台标准化采购手册,有效规避人为因素风险

①国内炼厂一方面可成立决策小组,纵向培养企业关键岗位骨干,横向挖掘行业成熟人才,打造专业、高效、全面的精锐军团。决策小组出台相关议事规则,明确各成员权责。设立决策时效预警,杜绝小组内部相互推诿、不作为现象,避免决策滞后,错过订货时机等重大决策失误,提高决策时效性。

另一方面整合行业上下游信息,结合自身炼厂装置特点,对目标资源做充分可行性评估,建立数据模型测算后,采购目标资源进行生产标定,获得客观、全面的生产数据,以形成工况经济效益测算体系。在此基础上,综合考量采购各环节风险点,平衡保供和成本两者关系,制定长约结合现货的采购方案。方案运行一年后,将凝析油采购各环节复盘回顾,查缺补漏,最终制订采购标准手册。该手册会因国际地缘政治改变导致的资源渠道变更、工厂装置升级改造、市场供需局面变化等因素原则上同步调整修订。

②国内炼厂构建风控体系,提升交易风险识别与分析、交易风险审查与控制、交易风险应对与规避的能力和水平。通过建立健全不相容职务分离、回避、轮岗等制度,搭建分工协作、互相制约的管理机制,杜绝道德风险发生。

4.结束语

随着全球油气行业的飞速发展,凝析油产量将迎来历史性突破。国内沿海沿江地区炼厂对凝析油采购压力或将有所缓解。同时,我国西北部丰富的凝析油气田资源,凭借国内不断发展提升的凝析油开采,扩大有效产量,将有效填补国内巨大的凝析油需求缺口。

摘要：凝析油是天然气生产的副产品,根据凝析油组分不同需求企业将其分为烯烃裂解料、芳烃重整料两大类,凝析油可作为优质燃料。烯烃、芳烃是工业中重要基础原料,凝析油→烯烃/芳烃→化工品/油品→聚酯产品→民生是一条关系到民生经济繁荣稳定的产业链。2018年我国凝析油产量160万吨,分馏能力在580万吨/年左右,进口凝析油规模在420万吨,超七成缺口进口补充。凝析油交易对企业部门配置、交易部门业务能力、信息系统建设、风险防控均提出全面的严格要求。本文旨在梳理国内炼厂在凝析油采购过程中遇到的采购难点、痛点并提出合理性建议,以期打破国内炼厂凝析油采购瓶颈,提升其在凝析油市场话语权。

关键词：凝析油供需,采购难点,合理化建议

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