近两年国家炼油行业节能降碳政策盘点
1.《炼油行业节能降碳专项行动计划》，发改环资〔2024〕731号，国家发改委、工信部、生态环境部、市场监管总局、国家能源局，2024年05月27日印发
主要内容：锚定2025、2030年行业发展目标，严控炼油新增产能，落实产能减量置换；到2025年炼油能效标杆以上产能占比超30%，能效基准以下产能完成改造或退出，2024—2025年形成节能量约200万吨标煤，CO2减排约500万吨。明确换热网络集成、蒸汽动力系统、氢气系统、低温余热利用等重点改造方向；推广烟气轮机、加热炉成套节能装备、分壁塔等先进国产化技术；强化能效监察，推动能效不达标装置限期改造；鼓励数字化能源管理平台建设，推动炼油与外部产业耦合，开展废塑料等固废协同加工，指导全行业系统开展节能降碳工作。
2.《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》，发改环资〔2026〕698号，国家发改委、工信部、生态环境部、国务院国资委、国家能源局，2026年05月18日印发
主要内容：作为三年攻坚行动纲领文件，将炼油列为九大重点攻坚行业之一，分类推动常减压、催化裂化、连续重整、延迟焦化、加氢等核心装置升级改造；提出推广烟气轮机、渣油深加工、低温热回收等成熟技术，升级蒸汽、氢气、电机等公用工程系统；明确中小型落后炼油装置加快改造提升；强调换热网络优化、低品位余热梯级利用，推进原料、燃料低碳替代，鼓励电气化改造、绿电绿氢应用。文件坚持存量挖潜，把设备更新、系统优化、数字化赋能作为主要抓手，压实地方、央企主体责任，建立项目台账，为未来三年炼油企业节能降碳改造划定工作方向与实施路径。
3.《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，发改能源〔2023〕1364号，国家发改委、国家能源局、工信部、生态环境部，2023年10月10日印发
主要内容：统筹能源保供与低碳转型，优化炼油产能布局，严格控制新增产能；推动存量装置提质增效，实施节能降碳、降污改造；鼓励渣油深加工、原油直接制化学品、废塑料化学循环等新技术示范应用；推进全厂余热余压深度利用，探索低碳原料替代；完善绿色标准体系，强化能耗、碳排放刚性约束；支持炼化一体化发展，延伸化工产业链，推动行业由燃料型向化工型转型；鼓励企业开展全生命周期碳排放核算，引导企业加快绿色技术装备迭代，构建安全、高效、低碳的现代炼油产业体系。
4.《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023年版）》，发改产业〔2023〕723号，国家发改委，2023年03月17日印发
主要内容：明确炼油行业单位能量因数综合能耗标杆7.5kg标油/t·能量因数、基准8.5kg标油/t·能量因数，划分标杆、基准两档能效水平。要求各地组织炼油企业对标基准开展节能改造，鼓励向标杆看齐；将能效指标作为项目审批、节能监察、差异化政策的重要评判依据，倒逼低效落后装置升级；引导企业同步开展工艺装置、公用工程、关键耗能设备综合能效提升，推动存量装置系统优化，为炼油企业能效对标、改造项目立项提供量化指标依据。
我国炼油厂综合能耗特征与构成分析
我国大型炼油厂工艺装置能耗占全厂综合能耗85%~90%，公用工程系统能耗占10%~15%。全厂能耗占比从大到小排序：①加热炉燃料消耗；②催化装置再生烧焦；③蒸汽消耗；④电力消耗（压缩机、机泵、风机）；⑤循环水、除盐水等耗能工质消耗。
炼油行业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。炼厂高温、中温余热资源储量大，但大量低温热品位低难以回收，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6.3kg标油/t·能量因数，但大量存量企业距离行业标杆仍存在明显差距，系统节能降碳空间广阔。
全厂节能降碳案例与启示
1.炼化全厂系统性节能优化技术
（1）应用方案：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；新能源维度建设厂区分布式光伏，开展绿电交易；水资源方面实施中水回用、凝结水与雨水回收，提高水资源重复利用率。
（2）应用效果：某企业应用后，炼油单位能量因数能耗由2019年6.44降至2023年6.31 kg标油/t·能量因数，连续保持国内炼油能效领跑水平。“十四五”期间实施33项节能改造项目，总投资1.7亿元，年节能量3.84万吨标煤；水重复利用率99.3%，中水替代新鲜水比例55%以上；全厂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%，证明全厂系统优化对大型炼厂能效提升的核心价值。
（3）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，把操作优化、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。
重点工艺装置节能降耗案例
（一）案例1：催化裂化装置，烟气轮机节能技术
1.应用方案：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。在企业290万吨/年催化裂化YL-24000A烟机实施改造，更换动、静叶片，升级排气壳体、轴承箱体及联轴器，强化抗冲蚀、防结垢能力。
2.效果：企业改造后烟机回收功率提升2766kW，按年运行8400小时计算，年节电2323.44万度，折合年CO2减排1.417万吨，年直接经济效益1161.7万元；项目总投资850万元，投资回收期267天。300万吨/年FCC配置烟机对比无烟机工况，装置能耗下降9.57 kg标油/t原料。
对全厂节能贡献：催化裂化是炼厂耗能大户，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。
（二）案例2：连续重整装置，重整生成油分壁塔技术
1.应用方案：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C6、C7、C8馏分单塔清晰切割；工业应用于企业100万吨/年连续重整装置，进料规模86万吨/年，同步配套塔内件、控制方案成套设计。
2.效果：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%；年节约标煤2354吨，年CO2减排6262吨；设备购置费降低20%，占地减少50%，年节能经济效益1165.6万元。
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；既可用于新建重整装置，也可用于存量装置扩能节能改造。
（三）案例3：延迟焦化装置，炼油加热炉绿色节能降碳成套技术
1.应用方案：成套集成高效空气预热器、新型耐火隔热衬里、低NOx-CO燃烧器、BMS智能控制系统、炉体漏点封堵；在企业160万吨/年延迟焦化加热炉实施改造，更换空气预热器、烟风道挡板阀、新型看火门，精准控制炉膛氧含量1%~1.5%。
2.效果：应用后，加热炉热效率提升至95%以上，排烟温度控制≤80℃；装置节约能量1.55MW，年CO2减排3174吨，年节能收益403万元；项目投资800万元，投资回收期1.88年。
对全厂节能贡献：加热炉燃料占炼厂总燃料消耗50%~80%，延迟焦化加热炉热效率提升直接削减全厂燃料气消耗，同步降低NOx、CO及CO2排放，属于炼油装置通用性核心节能技术，推广覆盖面广。
（四）案例4：硫磺回收装置，LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术
1.应用方案：采用低温加氢催化剂，将加氢反应器入口操作温度降至200℃~240℃，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；在企业2×7万吨/年硫磺回收装置实施应用，优化催化剂级配，保障总硫回收率。
2.效果：应用后，以2×7万吨/年硫磺回收装置测算，对比传统在线炉加热工艺，年节约标煤785吨；对比管式炉加热路线年节约标煤2159吨；装置投资降低约20%，装置能耗下降30%以上，烟气SO2排放满足特别排放限值小于100mg/Nm3。
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；兼顾环保达标与节能，适配炼油、煤化工新建及改造硫磺回收装置，实现减污降碳协同。
（五）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
1.应用方案：集成胺液杂质全组分分析平台、SDMP抗堵抑发泡塔盘、SDKC高选择性脱硫剂、SDIM胺液净化设备，上线智能化管理优化平台；企业实施塔盘、脱硫剂、净化设备改造，依托平台开展胺液系统智能诊断优化。
2.效果：应用后，CO2共吸率降低20%以上，剂耗下降40%，系统整体能耗下降10%；企业项目年操作费用降低1290.24万元；多家企业合计年创效2789.64万元。
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8%；技术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。
重点公用工程节能降耗案例
（一）案例1：蒸汽动力系统在线模拟优化软件
1.应用方案：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500万吨/年燃料型炼厂建模应用，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。
2.效果：应用后，企业年燃动能耗成本降低840万元，年节约标煤4256吨，年CO2减排13850吨；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。
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，适配大、中、小型各类炼油企业，是低成本开展公用工程系统优化的重要工具。
（二）案例2：汽轮机通流改造
1.应用方案：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#改造采用冲动式热力设计与结构设计；3#改造采用全反动式、“多级数、小熔降”设计；企业对炼油1#、3#汽轮机实施改造，1#抽凝式改造为抽背式；3#抽汽背压式机组更新全套通流组件，利旧外壳与基础，压低改造投资。
2.效果：应用后，1#机组供电标煤耗由294.5g/kWh降至147.11g/kWh，年节约标煤25221吨，年效益2774万元，投资回收期0.37年；3#机组供电标煤耗由204.06g/kWh降至151.04g/kWh，年节约标煤9360吨，年效益1029万元，投资回收期1.57年。
对全厂节能贡献：汽轮机是自备电厂核心装备，提升汽轮发电机组效率直接降低锅炉燃煤消耗，减少全厂化石能源消费和碳排放；适合国内大量老旧汽轮机组存量升级改造。
（三）案例3：芳烃低温热发生蒸汽及高效利用技术
1.应用方案：回收芳烃精馏塔顶150~175℃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3.5MPaG高压蒸汽的减温减压过程；在企业100万吨/年芳烃装置开展改造应用。
2.效果：应用后，企业一期项目产出1.2MPaG蒸汽103.6t/h，芳烃装置能耗下降47.2kg标油/t对二甲苯；截至2023年，已投运装置合计年节能量13.44万吨标油，年CO2减排23.26万吨；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，产出不同压力等级工艺蒸汽，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。
（四）案例4：氢气资源优化技术
1.应用方案：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。
2.效果：应用后，企业外购煤制氢由20000Nm3/h降至4500Nm3/h，新增回收氢气7300Nm3/h，折合制氢装置年碳减排5.5万吨。千万吨级炼厂完成系统优化改造，预计年节氢节能效益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。
（五）案例5：废塑料连续热解RPCC技术
1.应用方案：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；企业万吨级示范项目，原料为新疆废地膜塑料，规模3.51万吨/年，装置能耗0.17kg标油/kg废塑料。
2.效果：应用后，与焚烧处置路线对比，预计年减少CO2排放78750吨；预计年利润增加29712万元；预计年降碳225万吨CO2。热解油作为原料进入炼厂，降低原油对外依存度。
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；相比焚烧大幅削减碳排放；依托现有炼厂装置实现化学循环，拓展炼厂原料来源，助力低碳转型。
重点设备节能降耗案例
（一）案例1：催化裂化烟气轮机（透平能量回收设备）
1.应用方案：针对催化裂化装置再生高温带压烟气，采用新一代马刀型动、静叶片，配置静叶吹扫、高效排气壳体、抗冲蚀涂层，优化转子振动特性；机组采用三机组/四机组同轴布置，烟气先在静叶膨胀，再推动动叶旋转，将烟气热能-压力能转化为机械能驱动主风机。企业YL-24000A烟机大修改造，完成全套叶片、壳体、轴承升级。
2.效果：应用后，改造后烟机回收功率提升2766kW，年节电2323.44万度，折合年CO2减排1.417万吨；单级烟机效率提升至82%，双级烟机效率提升至85%，可以实现连续4年长周期运行。
对全厂节能贡献：烟气轮机是催化装置核心能量回收大型转动设备，直接回收高温烟气能量，减少电机用电负荷；大型催化装置烟机运行好坏直接决定装置用电水平，对全厂电力消耗影响显著，存量改造投资低，回收期短。
（二）案例2：炼油加热炉（管式加热炉）
1.应用方案：成套技术集成高效空气预热器、新型低NOx-CO燃烧器、复合耐火衬里、智能BMS控制系统、炉体漏风封堵；针对加热炉排烟露点腐蚀难题，实现烟气深度余热回收；在企业70万吨/年航煤加氢装置加热炉改造落地，更换空气预热器、完善自动控制系统，控制炉膛氧含量1%~1.5%。
2.效果：应用后，加热炉热效率由92%左右提升至95%以上，排烟温度≤80℃；该项目节约能量0.8MW，年CO2减排1638吨，年节能收益208万元。100MW热负荷加热炉改造，年节约燃料2224吨标油，CO2减排约6300吨。
对全厂节能贡献：加热炉耗能约占装置总耗能50%~80%，提升其热效率可直接降低全厂燃料消耗；提升加热炉热效率直接降低全厂燃料消耗，同步削减NOx、CO、CO2排放，是炼厂覆盖面最广的关键耗能设备。
（三）案例3：大型蒸汽汽轮机
1.应用方案：不改动汽轮机基础和汽缸壳体，更新转子、隔板叶片，采用优化的叶型，提升通流效率，优化轴封减少蒸汽泄漏；企业1#抽凝汽轮机改造为抽背式机组，优化蒸汽做功梯级利用，实现“先发电、后供工艺蒸汽”。
2.效果：应用后，1#机组改造后供电标煤耗从294.5 g/kWh下降到147.11 g/kWh，年节约标煤25221吨，年效益2774万元；3#机组供电标煤耗由204.06 g/kWh降至151.04 g/kWh，年节约标煤9360吨。
对全厂节能贡献：汽轮机是自备热电厂核心动力设备，承担发电同时为工艺装置供给不同等级蒸汽；汽轮机通流效率直接决定锅炉蒸汽能量利用水平，改造后显著降低全厂燃煤消耗，是公用工程大型关键耗能设备。
（四）案例4：高效汽提器（催化裂化汽提设备）
1.应用方案：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；在企业140万吨/年重油催化裂化装置实施改造，采用新型盘环式挡板等高效内构件，挡板喷涂耐磨合金层。
2.效果：应用后，汽提蒸汽用量由5.16 kg/t剂降至4.3 kg/t剂，每小时节约蒸汽1075 kg，年节约蒸汽9030吨；焦炭氢含量下降29%，年减少标煤消耗1161吨，年CO2减排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CO2排放。
（五）案例5：蒸汽螺杆压缩机（低温热升压设备）
1.应用方案：针对芳烃精馏塔顶150℃~175℃低温冷凝热，用高效换热器产生低压蒸汽，通过国产化大型蒸汽螺杆压缩机提升蒸汽压力，替代传统3.5MPaG蒸汽减温减压；在企业第三代芳烃装置工业应用，回收精馏塔顶低温热产出1.95MPaG蒸汽72.5 t/h供给装置重沸器热源。
2.效果：应用后，对比蒸汽发电方案，能耗降低33kg标油/tPX；九江、福建两套装置合计年节能量13.44万吨标油，年CO2减排23.26万吨；设备国产化率100%。
对全厂节能贡献：蒸汽螺杆压缩机是低温余热提质利用的关键动设备，把原本废弃的低温热转化为可用工艺蒸汽，规避高品位蒸汽减温减压造成的巨大损失，显著降低全厂锅炉燃料消耗，提升全厂能量利用水平。
研究结论和建议
(一)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。
2. 国内已经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。
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。
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。
（二）建议
1. 政策层面落实《炼油行业节能降碳专项行动计划》与三年攻坚行动，强化能效监察，完善技术推广目录，加大系统优化类改造政策与投融资支持。
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。
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。
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。
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。