创新管理手段提高技经指标.doc

创新管理手段提高技经指标一、以技经指标为切入点，开展“比学赶帮超”活动1.正视现状及差距2009年，集团公司对芳烃部考核的主要技术经济指标有4项，分别是1号重整及下游加工损失率、PX 收率、三苯收率以及综合能耗。当年，芳烃部各项考核指标达标率100。2009年。公司对芳烃部考核的主要技术经济指标有11项，除上述4项考核内容外，其他还有高压加氢裂化装置加工损失率、PX 耗HN 及其他原料、炼油装置综合能耗等指标。当年，芳烃部达标率为100，其中有8项达到了奋斗目标值。虽然2009年完成了集团公司、公司的主要技经指标的考核任务，但与中石化系统先进企业相比，仍有差距。主要体现在以下几个方面：差距一，高压加氢裂化装置在2009年集团公司16套同类装置评比中得分为56.6，名列第7，与排名第1的海南炼化总分相差21.5个单位。氢气利用率和总液体收率偏低，其中氢气利用率为0.5896，与第1名的天津石化1.0764相差0.4868个单位；总液体收率为94.49。与排名第1的茂名石化相差4.27个百分点。差距二，1号制氢装置在2009年集团公司21套同类装置评比中名列第15，主要是产氢率偏低、装置能耗较高：产氢率为27.03，排名第17，与中石化平均水平相差17.44个百分点；装置能耗为1494.35公斤标油吨氢气，排名第12，与中石化平均水平相差574.96个单位。差距三，1号连续重整装置在2009年集团公司17套同类装置评比中名列12，主要是“四合一”加热炉热效率偏低、重整生成油、纯氢产率低。“四合一”加热炉热效率为89.16，与排名第1的扬子石化相差2.64个百分点：重整生成油收率为80.82，与排名第1的镇海炼化相差10.23个百分点；纯氢产率为3.00，与中石化平均水平相差O.49个百分点。差距四。2009年，1号连续重整及下游装置首次实现了集团公司芳烃装置达标。在与2009年集团公司8套芳烃装置的对比中，对二甲苯收率44.11，排在首位；三苯收率56.37， 排名第4；芳烃装置损失率0.62，排名第2。但由于该装置建设、投产时间早，装置的技术含量较低，如因为没有热集成技术、大部分分馏塔底采用加热炉加热等，装置能耗水平较高，为854.72公斤标油吨，排名较差。2.明确赶超目标与方向为改变芳烃部炼油专业、化工专业达标排名落后的局面，通过对以上差距情况的对比与分析，我们制定了2010年各装置达标目标。目标一，2号芳烃装置力争第1名，1号芳烃装置力争第5名。目标二。2号连续重整装置确保第3名（2009年未计人同类装置排名），力争第1名。目标三。高压加氢裂化装置确保第7名（2009年同类装置排名第7），力争第5名。目标四，l号连续重整装置按2010下半年实际台账争取第8名。目标五。1号制氢装置确保第12名（2009年同类装置排名15名），力争第8名；按2010年412月原料改为天然气的实际台账争取第4名。为营造“比学赶帮超”氛围，我们多次召开例会，研究和审核指标的管理、考核、控制和填报，从集团公司、公司以及本单位内部对现状综合定位，深入开展了“赶先进、找差距、订措施”专题活动，找准奋斗目标与赶超方向。二、制订、落实措施，提高装置运行水平我们查找自身存在的差距，在保证装置平稳运行的基础上，从“对标”、三大平衡、降本增效及科技进步等几个方面人手，认真制订了具体措施，通过落实这些措施，改善并提高芳烃部装置的运行水平。1.分解并完善目标，构建“双指标”管理模式“对标”离不开细化指标。在分解指标时，我们做到“既有科学依据，又要切实可行，且具有挑战性”，分解指标的测算都依据理论数据，并结合各套装置实际统计情况，再综合考虑人员素质、设备运行、管理手段、负荷、公用工程等因素后，把6套主要生产装置的考核目标细化成27个小指标，明确实施部门和责任人。经部领导班子讨论研究后，下达实施，创建了独具特色的“双指标”管理模式。“双指标”是指创建了“芳烃事业部学习先进、精细管理、再站排头国内先进挑战指标表”和“芳烃部达标目标分解指标表”。在建立达标目标分解表的基础上，我们根据公司下达的主要技术经济指标要求，制订并下发了全面预算考核指标值，侧重对影响各装置效益的关键指标，定出确保指标、力争指标和奋斗指标3个台阶，逐月进行考核，形成2010年芳烃部“学习先进、精细管理、再站排头”技术经济指标劳动竞赛跟踪表。我们每月跟踪和分析各指标的完成情况，并通过OA、张榜等形式对各专业工作进行讲解、通报，进一步完善了“双指标”管理工作。2.优化系统运行。做好三大平衡工作（1）优化氢气系统运行目前芳烃部的产氢装置主要有1号制氢装置、2号PSA装置、2套连续重整装置，而除了事业部内部的耗氢外，还需外供炼油部、塑料部、涤纶部等单位，因此优化氢气系统运行、提高氢气利用率、节约氢气消耗，对降低芳烃部炼油、化工装置乃至公司多套装置的综合能耗意义重大。事业部在氢气系统的优化方面做了大量探索性工作，如制氢装置原料改用天然气项目的投运、对氢气资源进行分级利用、在保证2套重整装置尽量满负荷的情况下进行原料分配、对PSA装置运行工况实施监控等。2010年3月15日起，1号制氢装置改用天然气做原料，制氢比、氢收率、能耗等各项指标都有了明显改善。而在2009年年底更换PSA吸附剂后，装置氢收率由原来的28.19提高到31，95，PSA收率从83.04提高到90.72。同时，随着1号制氢装置PSA流程整改及1500NM h高纯氢提纯装置、芳烃部歧化装置氢气流程优化等技改项目的逐步实施，还将进一步提高氢气收率，并进一步优化氢气系统的运行。（2）优化燃料系统运行一是积极推进炼厂轻烃资源的综合利用，将原作为燃料气使用的2号芳烃歧化、异构化装置、液化气回收装置的干气作为烯烃部2号乙烯装置的裂解原料，实现油化整体效益的最大化：二是停用LPG蒸发器；三是下游装置停用燃料油，改用天然气；四是加强芳烃部火炬系统的运行管理，对火炬气的排放实施监控，量化排放指标，并加强考核和奖惩制度的执行力度。（3）优化蒸汽系统运行一是利用4号芳烃富余的低低压蒸汽替代低压蒸汽作为1号芳烃MTBE装置一些换热器的热源，降低装置的能耗（将低价值的蒸汽替代价值较高的低压蒸汽并且保证塔的馏出口合格），全年可减少约715吨标油的能耗；二是停用燃料油管线伴热，节约蒸汽；三是2号芳烃1号重整装置加热炉增设余热回收系统。提高加热炉的热效率；四是针对凝水罐的蒸汽排放现状，采取措施，消除“白龙”，减少蒸汽浪费；五是通过控制塔的回流比、加强疏水器运行检查等措施。降低装置的蒸汽消耗。3.开展四大节能专题活动，做好降本增效工作（1）加强项目投入，降低燃料气消耗提高加热炉效率是降低燃料气消耗的有效突破口。针对2号芳烃1号连续重整装置在集团公司同类装置评比中成绩不理想的状况，事业部提出建设“2号芳烃重整装置加热炉增加空气预热系统”项目，对排烟温度较高、炉子热效率较低的3台加热炉实施余热回收改造。该项目在今年6月初实施后，加热炉的热效率从85提高到91，对于降低装置能耗，减少烟气排放，改善大气环境起到了重要作用。加强加热炉运行工况管理也是降低燃料气消耗的有效措施。我们要求各生产装置在保证加热炉充分燃烧的前提下，使加热炉在低而稳定的过剩空气系数下运行，从而降低燃料消耗。处室节能人员每周定期对投用的加热炉运行情况进行巡检和记录，发现问题及时和装置联系。统计报表显示，1至5月投运的加热炉运行状况稳定，各台炉子效率均达到或超过设计值。（2）加强机泵改造，降低装置电耗资料显示。炼化企业电能消耗的80用于机泵驱动， 因此机泵的节电对于降低炼油综合能耗意义重大。机泵耗能高主要是由于部分机泵的允许流量过大和扬程偏高。变频、耦合调速技术是重要的节电技术之一。实践证明，对负荷变化幅度较大的机泵，增上变频器（耦合调速器）后，节电效果明显。2号芳烃加氢裂化装置GB一108风机增加耦合调速器后，电机和风机的运行情况良好，对炉子的负压控制非常方便有效。GB一108电机原来运行的电流为100A，使用了偶合调速器后运行电流降为80A，按每年运行8400小时计算。则可节电8.45万千瓦时年。在2号、3号芳烃节能改造方案中，计划实施“2号、3号芳烃空气预热器系统风机增加磁力耦合调速驱动器”项目，预计可节电209万千瓦时年。对运行 荷明显低于设计负荷，且长期低负荷运行的机泵，切削叶轮可降低耗电量。2010年1至5月，我们对9台流量、扬程设计余量过大的离心泵实施叶轮切削作业。叶轮切削后，在离心泵运行正常情况下，电流明显下降。按每年运行8400小时计算，预计这9台离心泵每年可节约电能178.9万度。（3）加强节水减排管理，制订用水定额为推进节水减排工作的顺利开展，芳烃部成立了以事业部领导为组长、各联合装置领导等为组员的节水工作小组。2010年初，节水小组通过对各生产装置计划加工量、生产现状、设计消耗量、历年实际新鲜水消耗量、节水潜力等控制因素的分析，提出事业部内部年度主要节水指标：用水指标量设定为35万吨月，工业水重复利用率95.0，炼油块吨油耗水量0.O8吨吨，1号芳烃制苯装置耗水量0.6吨吨，1号连续重整及下游耗水量3.0吨吨，2号连续重整及下游耗水量1.6吨吨。确定事业部年度节水目标5，在这个硬指标下，将细化的指标分解到各套装置，制订了各装置的月度用水定额。循环水系统作为企业用水大户，具有很大的挖掘潜力。通过采取提高循环水运行负荷、提高浓缩倍数、污水回用等措施，降低了用水量。另外，为改善循环水水质、降低旁滤池反冲洗水量，事业部拟对2号芳烃循环水场无阀滤池进行更换改造，改造后每年可节约工业水8.7万吨。在落实上述措施的基础上，根据公司要求，开展了蒸汽排放的治理工作。2010年3月，1号芳烃抽提装置低压凝水罐FA一4523和4号芳烃D一253、D一251凝水罐罐顶增加喷淋设备，消除了罐顶“白龙”；2号芳烃FA一2501除氧器和FA一2503低压凝水罐在5月份装置消缺时增加喷淋设备，预计可回收凝水8吨J、时。通过加强节水减排管理和项目投入，2010年事业部1至5月用水1639995吨，月平均32.8万吨月，低于35万吨月的用水指标要求。（4）加强低温热利用低温热回收利用可节约大量冷却设备投资。并且可在能级合理使用上获得重大效益。节约燃料油、蒸汽等。在以往炼厂的建设或改造中，大部分是以单装置或单一联合装置为单位，物料进出一般考虑罐区周转，没有实现上下游装置间中间物料的热联合： 同时同一装置内由于热源与热阱的不匹配，矛盾比较突出，表现为某些装置的热量大量过剩，而一些装置需要热量大量输入，出现典型的结构性矛盾。目前芳烃部在装置间低温热利用方面已迈出了一大步。4.依靠科技进步，推进老芳烃技术水平提升依靠科技投入提升装置运行水平是我们开展的一项重要的工作。2009年1号连续重整及下游装置（老芳烃）的综合能耗为854公斤标7Eh吨PX，而新建的2号连续重整及下游装置的综合能耗设计值为578公斤标油吨PX，新芳烃能耗远远低于老芳烃，因此利用新芳烃的先进技术对老芳烃实施改造和优化相当必要。经过对新、老芳烃技术水平的对比分析，我们提出了采用热集成、新型换热设备（焊板式换热器、高通量管换热器）、复合孔微型阀高效塔盘等先进技术对老装置实施改造的方案，除此之外，设想对2号、3号芳烃装置的低温热进行回收利用，对3号芳烃进行塔系合并、流程优化等改造以及应用新型催化剂、吸附剂，使PX 收率提高。经过中国石化工程公司的初步估算，2号、3号芳烃装置实施节能改造后，其单位能耗可望低于新建的6O万吨年芳烃联合装置，达到世界领先水平。三、“比学赶帮超”活动取得的成效通过近半年的努力，芳烃部各套装置技经指标呈现出稳步上升的良好态势，各项主要经济指标持续好转，实现了良好的开局。到5月底为止，集团公司考核的8项计划指标，累计完成率为100。其中1号重整及下游装置加工损失率为0.44，与2009年实际损失率相比，降低0.18个百分点，与计划指标相比降低0.36个百分点：2号重整及下游装置加工损失率为0.32，与计划指标相比降低0.48个百分点；1号重整及下游装置综合能耗为774.96公斤标油吨PX，与2009年累计值相比降低79.76个单位，与计划指标相比降低85.04个单位：2号重整及下游装置综合能耗为538.7公斤标油吨PX。与计划指标相比降低71.3个单位。到5月底，18个公司考核的主要技术经济考核指标，达到指标值的有17项，达标率为94.4（5月份2号、3号芳烃除加氢裂化装置外，其他装置停用，循环水处于冷态循环，导致2号芳烃循环水场浓缩倍数不合格），达到奋斗目标值的有12项，达标率为66.7。其中高压加氢裂化装置加工损失率0.24，与2009年实际值相比，降低O.10个百分点，与2010年奋斗值相比，降低0.057个百分点：炼油综合能耗为8.11公斤标油吨，与2009年实际值相比，降低1.89个单位。与2010年奋斗值相比，降低0.84个单位与；2号重整及下游三苯收率为62.23 ，与2010年奋斗值相比，降低5.23个百分点。“学习先进、精细管理，比学赶帮超”活动是提升企业各项技术经济指标的有效载体， 同时也是一项复杂的“系统工程”。“比”就是要与国际、国内的先进水平比，与本企业历史最好水平比，找出存在的差距；“学”就是要学兄弟单位的精