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）

统筹石化行业节能降碳与新能源技术迭代升级

□张 英

“十五五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期、攻坚期，也是能源化工行业加快结构调整、动能转换和竞争力重塑的重要窗口期。一系列政策释放出清晰信号：石化行业绿色转型不能只依靠单一技术或单一路径，必须统筹能源安全、产业安全与降碳目标，既要通过系统节能和工艺革新降低存量装置的能源消耗与碳排放，又要加快绿氢、储能、碳材料等新技术的工程化和产业化，形成传统产业升级与新兴产业培育相互支撑的发展格局。

把握时代方位 以协同创新回答绿色转型必答题

《“十五五”碳达峰行动方案》提出，更高水平、更高质量做好节能降碳工作，推动煤炭和石油消费达峰，到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%、非化石能源消费占比达到25%。《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步明确，要坚持炼油产能“减量置换”，加快炼油行业节能降碳改造，稳步提升石化行业绿电绿氢使用比例，推动CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）区域产业集群、长时储能和绿色燃料发展。《能源领域节能降碳行动计划（2026-2028年）》则对新建炼厂能效达到标杆水平、炼油与新能源深度融合、绿电绿氢替代、CCUS规模化应用和数智化节能降碳作出具体部署。

政策指明方向，技术提供路径。从顶层设计到落地实践，各项政策目标的实现最终要依赖技术创新和产业主体的主动作为。科研机构是连接战略规划与工程实施的关键纽带，既承担以技术进步提升传统炼化竞争力的现实任务，也肩负面向未来能源体系培育新质生产力的战略使命。立足炼化产业基础，以科技创新推动“存量提效、增量塑势、系统协同”，是科研单位支撑中国石化二次创业、助力行业绿色低碳发展的主攻方向。

坚持双轮驱动 正确认识节能降碳与新能源发展的内在逻辑

节能降碳与新能源发展不是非此即彼的选择题，而是相互衔接、彼此赋能的系统工程。我国石化行业规模大、产业链长、连续运行特征突出，在油气消费结构短期内仍具有较强刚性的背景下，换热网络优化、余热梯级利用、氢气网络优化、蒸汽动力系统提效、关键设备升级等成熟技术，仍是当前减排效果最直接、投资确定性较高、可复制推广性较强的路径。把存量装置的每一份能源价值“吃干榨净”，既能降低生产成本，也能为绿电、绿氢和低碳原料的后续导入创造条件。

同时，新能源正在重塑能源化工行业的成本结构、产品结构和竞争规则。中国石化已建成新疆库车2万吨/年光伏绿氢示范项目，国内首个百万吨级CCUS示范项目持续运行，并加快推进风光制氢、绿色燃料和综合能源服务布局。这表明，新能源并非脱离炼化主业“另起炉灶”，而是依托既有原料、装置、管网、市场和工程能力，向清洁能源供给、高端材料和低碳解决方案延伸。

近年来，国际绿色贸易规则也在加快演进。欧盟碳边境调节机制已于2026年进入正式实施阶段，当前直接覆盖水泥、钢铁、铝、化肥、电力和氢等领域，尚未全面覆盖炼油化工领域，但其背后的产品碳足迹、供应链减排和碳成本传导逻辑，正在影响全球产业竞争。未来，石化企业的竞争优势将不再仅由规模和成本决定，更取决于能源效率、碳排放强度、绿色原料比例、产品性能，以及全生命周期解决方案。

因此，石化行业绿色转型需要实现四个转变：由单台设备节能向全厂系统优化转变，由单纯能耗管理向能碳协同管理转变，由单项技术供给向成套解决方案转变，由实验室成果评价向工程化、市场化综合评价转变。对中国石化而言，既要把传统节能技术做深、做精、做成体系，也要在氢能、长时储能、高端碳材料等方面形成差异化技术优势。

深耕存量提效 以系统优化释放炼化全链条降碳潜力

在“双碳”目标指引下，石化行业正面临前所未有的转型压力，节能降碳是石化行业当下转型的最优解。通过成熟技术改造，石化企业预计可在2030年前实现20%左右的碳减排，这正是行业转型最务实的第一步。同时，此类措施投资回收期普遍在2~3年，既满足现有生产要求，又能创造真金白银的效益。

装置系统节能是基础性工作。围绕催化、加氢、乙烯、制氢等重点装置，开展换热网络优化、装置间热集成、分离过程用能诊断和低温余热回收。统筹构建串联、并联和混联换热网络，按照“高温高用、低温低用、温度对口、梯级利用”的原则优化热源与热阱匹配。如在催化裂化装置中，通过识别“高能低用”情况，实现原料热直供，从而置换顶循热量，为气分脱丙烷塔再沸器供热，实现催化-气分装置热集成优化，年效益可超千万元。全厂低温热系统实时监控与优化可实现年节能万吨级标准煤，体现了系统节能相较单点改造的综合优势。

过程低碳改造是突破点。将传统蒸汽驱动改为电驱动、利用余热发电、采用新型催化剂等创新，均可使生产过程碳排放大幅降低。例如，低能耗PSA制氢技术为提高氢气回收率、降低制氢能耗和减少源头碳排放提供了成熟方案，已在国内外多家企业推广。在数字赋能方面，中国石化构建了覆盖多类设备和关键参数的数字孪生模型，开发蒸汽动力系统优化技术，在企业应用后，系统热效率显著提升；开发氢气网络智能优化平台，实现全厂氢资源可视化、动态调度和供需优化，在典型应用中，年降低氢耗8%、减少制氢装置二氧化碳排放1.8万吨。同时，围绕低能耗碳捕集、加热炉高效低氮燃烧、电气化替代等方向，中国石化持续开展技术攻关和工程示范。

节能降碳不是将来时，而是现在进行时。立足传统主业，用好成熟技术，石化行业完全可以在转型浪潮中赢得主动，加速实现高质量发展，这既是石化行业的时代重任，更是面向未来的必由之路。

做强增量塑势 以“化工+新能源”培育第二增长曲线

面向新型能源体系建设，中国石化坚持发挥石化行业原料资源、工程放大、连续运行和应用场景优势，重点布局氢能制储运用、长时储能、高端碳材料和低碳资源转化等方面，推动技术创新由单点突破向产业链协同延伸。

聚焦低成本制氢、安全储运和工业利用，中国石化围绕氢能交通和绿氢炼化，构建制储运加用全产业链。制氢端，攻克耐氯电极、高性能极板等难题，我国首个工厂化海水制氢项目一次开车成功，为沿海绿氢制备及高含盐水资源化提供新路径；率先实现百千瓦级固体氧化物电解水制氢开车，并建成新疆库车万吨级绿氢示范项目，同时在武汉布局电解槽制造基地。储运端，同步推进纯氢管道、含氢弛放气提氢和固态储氢等技术研究，为跨区域输送、工业副产氢提质及多场景储运提供技术储备。应用端，规划“三轴四区N线”氢能走廊，贯通8条高速，累计建成供氢中心11座、加氢站150座，居全球首位。未来将坚持技术先行、产业跟进，推动氢能高质量发展。

在新型储能与先进电池材料领域，中国石化围绕多元储能技术和关键电池材料持续开展技术攻关与产业布局。在长时储能方面，自主研发铁铬液流电池技术，在高稳定电解液、高性能电极、一体化密封电堆和系统智能控制等方面形成系列核心技术，已建成30千瓦和125千瓦级示范系统，为新能源消纳、微电网及综合能源利用提供技术支撑。面向钠离子电池产业化需求，发挥石油焦资源和结构调控技术优势，创新提出“软碳硬化”思路，开发低成本高品质硬碳负极材料，已完成200吨/年中试装置建设运行，并加快推进千吨级产业化。面向固态电池等新兴技术方向，积极布局硅碳负极，以及高纯五硫化二磷、硫化锂、高纯硫化氢和高端SBR（丁苯橡胶）黏结剂等关键材料，推动中国石化资源优势向高附加值电池材料延伸。

在低碳化工与资源循环领域，中国石化围绕低值轻烃、废弃生物质、低阶煤焦油及炼化副产物的清洁高效利用，强化原料预处理、催化转化、分离提纯和产品高值化技术开发。下一步，结合国家对绿色氢氨醇、可持续航空燃料和资源循环利用的政策导向，应进一步加强绿氢与炼化过程耦合、可再生碳资源转化、二氧化碳捕集利用及低碳产品评价技术储备，推动传统碳资源利用方式由“燃料化”向“材料化、化学品化、循环化”升级。

实践表明，发展新能源技术，关键不是追逐同质化热点，而是发挥自身在复杂原料转化、过程强化、工程放大和工业运行方面的比较优势。只有把新能源技术嵌入炼化产业链、供应链和应用场景，形成难以复制的“化工+新能源”系统能力，才能真正把技术优势转化为产业优势和市场优势。

强化科产融创 打通从技术成果到现实生产力的关键环节

中国石化科技创新大会强调，打通从技术突破到产业转化的“最后一公里”，是打造科产融创领军企业的关键着力点与核心任务。这要求中国石化以服务国家战略为牵引，以市场化、产业化为导向，系统优化研发布局，强化有组织科研与有组织转化的协同联动，推动创新链与产业链深度融合，切实将科技势能转化为发展新质生产力的现实动能。

成果转化是连接创新链和产业链的关键一跃。实验室侧重关注原理可行和指标突破，工业现场侧重关注安全可靠、连续稳定和全生命周期效益。原料性质波动、设备放大效应、系统耦合关系、材料寿命和控制策略等因素，都可能使实验室最优方案在工业现场“水土不服”。特别是氢能、储能和低碳材料等新兴技术，往往还面临初始投资高、应用场景不清晰、商业模式不成熟和标准体系不完善等问题，需要多措并举迈出关键一步。例如，对首台（套）、首批次和示范项目，可探索阶段性技术许可、收益分享、风险共担等合作模式，降低成果首次应用门槛。

破除成果转化堵点需建立“用研产销”全链条机制。科研单位应进一步深化“揭榜挂帅”和跨专业协同，推动科研人员更早进入企业现场、参与问题定义；充分发挥中试平台连接实验室与工业装置的桥梁作用，把安全性、可靠性、能耗、碳效益、设备寿命和运行弹性纳入验证指标；加强与生产企业、工程公司、销售企业、装备制造商和终端用户协同，建成贯穿需求识别、技术研发、中试验证、工程示范、市场推广、迭代升级的一体化团队，通过标准、专利、软件、工艺包、关键装备和技术服务协同输出，推动科研成果从“单项技术”升级为可交付、可考核、可持续优化的成套解决方案。

科产融创的最终检验标准，是技术能否在装置上长期稳定运行、能否为企业创造真实价值。应建立更符合绿色低碳技术特点的评价机制，除技术先进性外，重点评价吨产品节能量、单位减排成本、产品碳足迹、绿电绿氢适配能力、全生命周期经济性和可复制推广性。科研成果写在论文中体现创新高度，用在装置、产品和市场上，才真正成为现实生产力。

（作者为中石化大连院新能源首席专家）

石化行业节能低碳相关技术

1传统炼化节能提效技术

聚焦存量业务减碳，包括高效催化裂化、加氢裂化工艺优化，换热网络优化，余热余压梯级回收利用，高效电机与变频调速系统推广，以及炼化一体化能量集成等，持续降低单位产品能耗。

石科院自主研发节能降碳成套技术，涵盖能效评价、换热网络优化、蒸汽系统优化、低温余热利用、氢气回收、瓦斯系统优化、全流程综合节能等七大方向。某企业应用后，氢气利用率提升3.4个百分点，年节约标准油2.1万吨、减排二氧化碳5.75万吨，新增效益3250万元。

中科炼化采用集成超低能耗循环水技术进行能效提升，更新高效换热器、高效水泵，增设无刷双馈电机和压缩机无级气量调节、永磁调速、新型低阻力阀等先进节能设备，年节约电4291万千瓦时、蒸汽22.6万吨、循环水2424万吨，年减排二氧化碳13.42万吨。

2氢能全产业链技术

涵盖化石能源制氢提纯、电解水制氢、氢气储运、加氢站成套设备与运营技术，以及氢能交通等场景应用。

大连院攻关固体氧化物电解池（SOEC）电解水制氢技术，实现百公斤级YSZ电解质稳定制备，建成国内首套百千瓦级SOEC电解水制氢中试侧线，可耦合工业余热，能耗达到国际先进水平，适配炼厂氢-电-热多能耦合场景。

石化机械承建国内首个岩洞储氢科研中试基地，探索大规模、长周期、低成本储氢技术路线，自主研发高压大排量氢气压缩机等关键设备，推动储氢核心装备国产化替代。

3碳捕集、利用与封存技术

涵盖化学吸收法、膜分离法、变压吸附法等二氧化碳捕集技术，二氧化碳驱油提高采收率，以及二氧化碳制化学品、矿化封存等路径，实现碳资源循环。

齐鲁石化-胜利油田CCUS项目是我国首个百万吨级CCUS示范工程，将炼厂二氧化碳捕集提纯后注入地下进行驱油和封存，年增油20万吨、减排二氧化碳100万吨。

江苏油田建设CCUS-EOR联38碳中和示范区，捕集油井伴生气二氧化碳，同外部工业捕集气源协同循环注入地下油藏，大幅提升封存效率，实现驱油封存一体化。

4新能源发电与地热开发技术

包括炼厂、油库、加油站等场景的分布式光伏发电，海上及陆上风电开发，以及中深层地热供暖、地热发电等清洁能源替代技术，推动用能结构从化石能源向可再生能源转型。

青岛炼化建成全国首座全海水环境漂浮式光伏电站，装机容量7.5兆瓦，与前期投用的5.5兆瓦桩基式光伏电站联动，年发绿电达1670万千瓦时。

新星公司积极推广“地热+”多元应用模式，依托技术创新，先后建成国内单站换热规模最大地热项目、落地全国首个“热电氦”集成先导试验、打造全国首个垃圾焚烧电厂余热梯级利用供热项目，以多项示范工程助力清洁能源高效利用。

5生物能源与绿色化工技术

涵盖生物航煤、生物柴油、生物乙醇等液体燃料技术，以及以生物基原料生产可降解塑料、绿色合成材料，降低全生命周期碳排放。

镇海炼化建成国内首套10万吨/年自主知识产权生物航煤工业装置，以餐饮废弃油脂为原料生产可持续航空燃料。产品已应用于东航、南航、国航等多家公司的商业航班，覆盖从客运到货运、从国内到国际的全场景应用。

大连院开发非粮生物质糖平台与生物基材料技术，建成500吨/年非粮糖平台中试装置并实现全流程运行，贯通“秸秆预处理-混合糖平台-发酵/化学转化-目标产品”完整技术链条，可定向制备生物燃料、生物基聚酰胺、可降解材料。

6数智化节能技术

依托工业互联网、数字孪生、智能优化控制和能源管理平台，实现生产全过程能耗在线监测、智能诊断与优化调度，提升能源利用精细化水平。

九江石化搭建炼化全流程工业互联网平台，部署蒸汽、氢气网络智能优化系统，实现公用工程动态调度，助力能碳一体化协同管理。

胜利油田上线“源网荷储”一体化智慧能源管控平台，对油田光伏、用电、供热系统，实时监测、智能调度，精准匹配绿电供给与油气生产负荷，提升综合能源利用效率。

（相关内容由 李明一 孙宝翔 邓 颖 陈子佩 卞江岐 吴金梅 徐博誩闻 等整理提供）