石油和化工企业能源管理中心建设实施方案

1石油和化工企业能源管理中心建设实施方案一、石油和化工行业建设能源管理中心的必要性石油和化工行业是国民经济的基础产业和支柱产业。据统计，2013年石油和化工行业能耗量超过5亿吨标准煤，仅次于钢铁行业，约占全国能耗总量的13%。“十一五”以来，石油和化工行业大力推进节能降耗工作，取得了显著效果。与2005年相比，主要单位产品综合能耗普遍下降，2013年原油加工、乙烯、合成氨、电石、30%离子膜烧碱和纯碱的单位产品生产综合能耗分别累计下降了32.3%、16.1%、15.2%、12.9%、30.5%和31.3%，行业万元工业增加值能耗下降46.9%。但受技术水平、工艺装备和管理水平等因素影响，目前行业平均能效水平与先进国家相比还有一定差距，特别是利用智能化、信息化等“两化融合”手段促进节能降耗方面还有很大改进空间。2009年以来，我部石油和化工行业组织开展了一批能源管理中心建设示范项目，以“两化”深度融合手段推动行业节能降耗，实践证明，通过能源管理中心建设，企业综合能耗降低可达2%以上，提升了企业能源利用效率和管理水平。为在石油和化工行业进一步推广能源管理中心，我们在总结示范基础上，制定石油和化工行业企业能源管理2中心建设实施方案。二、实施目标炼油、乙烯、化肥、甲醇、氯碱、电石、纯碱、涂料、无机盐、橡胶等子行业是石油和化学工业能源消费的重点领域。本实施方案计划在2020年前，在以上重点领域建设和改造完善200个企业能源管理中心。其中，炼油和乙烯企业约30个，化肥和甲醇企业约80个，氯碱和电石企业约50个，纯碱、涂料、无机盐和橡胶企业约30个，其他化工企业10个。三、基本要求考虑到石油和化工行业企业类型多，基础条件差异大，为保证实施效果，参与本实施方案的企业应满足以下基本要求：（1）主要生产工艺及设施应符合国家产业政策。（2）炼油、乙烯、化肥、甲醇企业年综合能源消费量不低于30万吨标准煤；氯碱、电石、纯碱、涂料、无机盐、橡胶企业年综合能源消费量不低于20万吨标准煤；其他化工企业和化学工业园区年综合能源消费量不低于50万吨标准煤。（3）企业应具备一定的自动化和信息化条件，或经适应性改造后能满足企业能源管理中心建设要求。（4）企业应具备完善的财务监管制度，并确保在能源3管理中心项目实施过程中对资金使用进行有效监管。四、建设内容（一）通用建设内容1.能源计量体系按照GB/T24851要求配备企业能源计量仪表，企业一级（集团）、二级（分厂）、三级（车间）能源计量仪表配备率基本达到100%，有条件的企业配备四级（重要耗能装置或设备）能源计量仪表，并将不具备数据采集接口的机械表更换为智能仪表。完善能源计量体系，保证其具有完整性、冗余性、可靠性和可集成性。实现主要能源介质（煤、电、蒸汽、水、燃料气、氮气等）的准确计量，对能源生产和消耗量的统计应细化到分厂和车间，实现对车间或班组考核的能源精细化管理。2.能源数据采集网络根据能源管理中心的功能需求，开展能源计量仪表（含新增、改造及已有仪表）现场数据采集系统的适应性接入改造，基于已有自动化系统（DCS、PLC及电力综保系统等），完善现场数据采集网络和工业主干网络，在满足安全性和隔离性技术要求下，实现能源计量数据、能源系统操作和质量数据、关键生产数据集中统一采集到能源管理中心。3.能源管理中心基础平台能源管控调度指挥中心应包括控制室工程、机房工程、4弱电智能化工程、大屏幕工程、视频及通信工程等基础系统。4.能源集中监控平台基于实时数据库和监控图组态系统，建设能源综合监控系统。实现对各级（集团、分厂、车间、重要耗能设备）多种能源介质（煤、电、蒸汽、水、燃料气、氮气等）产、存、耗全过程的实时监控，掌握其历史和实时趋势。实时记录能源系统事件，实时掌握能源使用消耗情况，实现对各类产能、供能和用能过程及设备的实时监控、异常报警和分析管理。对重点耗能设备（变压器、锅炉、加热炉、汽机、风机、空压机、泵等）进行能效实时计算与监控，实时监控与优化设备的能源利用率、设备运行与生产负荷之间的匹配度。通过综合监控系统，建设集团、分厂、车间、重要耗能设备四级能源监控系统。5.能源闭环管理平台基于综合集成平台和能源管理系统，建设集团、分厂、车间和班组四级能源管理体系，实现从能源计划、实绩、调度、运行到统计分析、考核的全方位闭环管理，逐级追溯到班组，实现精细化管理。能源管理系统要包括能源计划与实绩管理、能源调度运行管理（调度日志、异常监察、停服役、运行方式变更、事故、应急预案管理等）、能源统计分析（同比、环比、对标、成本、关联分析等）、能源考核管理、能源计量结算管理、能源计量器具管理、能源质量管理、能源5报表管理等功能模块。6.能源平衡与优化调度平台建立能源介质产耗预测模型，准确掌握主要能源介质（电、蒸汽、燃料气等）未来产耗平衡变化趋势，为事前调度提供预测数据；建立能源介质管网（蒸汽、燃料气管网等）模拟模型，提高对管网的监控力度，及时掌握调度指令对管网的影响程度，及时提供优化的管网调度方案，准确掌握管网内部细节信息，有效评估管网设计合理性；以能源成本最低和放散最少为目标，基于能源介质产耗预测数据和管网模拟结果，建立多能源介质协同优化调度模型，在线、实时提供准确的能源系统优化调度方案。7.高耗能装置或设备的节能优化控制系统基于多变量预测控制和先进控制技术，实现锅炉、精馏塔系等高耗能设备的优化控制，提高设备运行平稳性和工艺参数控制精度，降低能耗。根据企业能源管理需求，对重点耗能单元、设备和相关生产工艺进行必要的节能技术改造。（二）专项建设内容1.炼油和乙烯企业专项建设内容建设炼油和乙烯装置能源产耗预测与优化调度系统。针对炼化企业关键能源介质，如瓦斯、蒸汽、电和冷媒等，建立产耗预测模型、管网模拟模型和优化调度模型，并开发预测和优化调度系统，在保证生产和能源系统安全稳定运行的6前提下，实现事前优化调度。建设重点耗能单元、设备节能优化控制系统。采用多变量预测控制技术，针对加热炉、裂解炉、压缩机组、分馏系统和精馏塔系等建设节能优化控制系统，提高单元、设备和系统运行的平稳性和工艺参数控制精度，实现节能增效。2.化肥和甲醇企业专项建设内容建设电力与蒸汽系统优化调度系统。对有自备电厂的化肥和甲醇企业，建设热电联产多机组电力、蒸汽负荷动态优化调度模型，实现多台锅炉和机组发电产汽负荷与下游用电用汽设备的优化匹配，提高锅炉和机组整体能源利用效率，降低锅炉煤耗。建设多台耗能设备负荷优化分配系统。建立多台气化炉、换热器、循环水泵等的能效实时计算模型和负荷分配模型，实现多台气化炉、换热器、循环水泵等负荷的优化，提高多台耗能设备的整体效率，使其能源消耗与生产负荷相匹配，降低能源消耗。建设重点耗能工序能耗评估系统。根据企业具体生产工艺流程，重点针对气化（转化）、CO变换、脱硫、脱碳、合成、萃取、分离、干燥等耗能工序进行能耗评估和分析，实时掌握各工序能源平衡和能效变化趋势。建设重点耗能单元、设备节能优化控制系统。在能源管理中心平台的支撑下，采用多变量预测控制技术，对锅炉、7气化炉、转化炉、合成塔和精馏塔等建设节能优化控制系统，提高这些单元、设备和系统运行的平稳性和工艺参数控制精度，实现节能增效。3.氯碱和电石企业专项建设内容建设电力与蒸汽系统优化调度系统。对有自备电厂的氯碱和电石企业，建设热电联产多机组电力、蒸汽负荷动态优化调度模型，实现多台锅炉和机组发电产汽负荷与下游用电用汽设备的优化匹配，提高锅炉和机组整体能源利用效率，降低锅炉煤耗。建设多台耗能设备负荷优化分配系统。建立多台电解槽、电石炉、换热器、循环水泵等的能效实时计算模型和负荷分配模型，实现多台电解槽、电石炉、换热器、循环水泵等负荷的优化，提高多台耗能设备的整体效率，使其能源消耗与生产负荷相匹配，降低能源消耗。建设重点耗能单元、设备节能优化控制系统。采用多变量预测控制技术，对锅炉、电石炉、电解槽、精馏塔等建设节能优化控制系统，提高这些单元、设备和系统运行的平稳性和工艺参数控制精度，取得节能增效效果。建设和优化电石炉、电解槽电气控制系统、电极压放控制系统。针对电石炉、电解槽电力消耗特点，结合企业运行情况，对电石炉、电解槽电气控制进行优化。采用无功补偿控制技术减少电炉和电解槽电耗。84.纯碱企业专项建设内容建设电力与蒸汽系统优化调度系统。对有自备电厂的纯碱企业，建设热电联产多机组电力、蒸汽负荷动态优化调度模型，实现多台锅炉和机组发电产汽负荷与下游用电用汽设备的优化匹配，提高锅炉和机组整体能源利用效率，降低锅炉煤耗。建设多台耗能设备负荷优化分配系统。建立多台炉窑、压缩机、换热器、循环水泵等的能效实时计算模型和负荷分配模型，实现多台炉窑、压缩机、换热器、循环水泵等负荷的优化，提高多台耗能设备的整体效率，使其能源消耗与生产负荷相匹配，降低能源消耗。建设重点耗能单元、设备节能优化控制系统。采用多变量预测控制技术，氨碱企业重点针对石灰窑、重碱煅烧炉、蒸氨塔、CO2压缩机，联碱企业重点针对重碱煅烧炉、CO2压缩机、结晶器、冰机、淡液蒸馏塔，建设节能优化控制系统，提高这些单元、设备和系统运行的平稳性和工艺参数控制精度，实现节能增效。建设重点耗能工序能耗评估系统。氨碱企业重点针对石灰、盐水、碳化、滤过、蒸吸、煅烧和压缩工序，联碱企业重点针对结晶、吸氨、碳化、滤过、煅烧、压缩和蒸馏工序，完善各工序的能源测量仪表网络，进行各工序能耗评估和分析，实时掌握各工序能源平衡和能效变化趋势。9五、建设要求石油和化工企业能源管理中心相关软硬件建设应达到如下要求。（一）能源管理中心计算机及网络建设服务器、中央网络交换机等关键设备应采用冗余配置；数据存储设备如实时数据库服务器、关系数据库服务器可配置磁盘阵列；中央交换机应采用千兆交换机。现场工业网络应独立设置，专网专用。可采用环网加上星型设计；环网交换机应配置UPS电源，UPS电源应满足1h应急供电。（二）软件平台监控平台（SCADA）、实时数据库、关系数据库、操作系统软件应采用通用产品；应用软件功能应满足二次开发要求。（三）主控大厅应合理设置各专业工位，显示系统应显示动力、电力、水、环保等信息，满足日常调度及事故处理的需要。机房的供电系统、消防系统、综合布线、通讯系统等均应满足生产运行以及安全的相关要求。（四）计量仪表的设置计量应符合GB17167要求，应对气体计量进行必要的温度、压力、密度补正。（五）重点能源动力站所10应设置操作场所的权限，用于区分现场和能源管理中心的操作；现场工控网络和能源管理中心网络进行物理隔离。（六）工艺信号采集工艺信号应包括能源发生、使用设备的运行状态参数等，可通过I/O方式、PLC/DCS系统通讯方式采集。（七）数据及信息安全应包含网络安全、服务器安全、数据安全、软件安全、制度安全等相关内容，应通过采取相应的安全措施达到安全要求。（八）现场设备运行现场自动化系统应满足远程监控或无人值守要求，主要动力设施运行稳定可靠并满足安全保护和自动化水平要求；根据远程监控或无人值守的站所有关设备的机械、电气和控制特征，选择信息采集点，确保信息完整性；现场自动化系统或电气仪表设备应具备向能源管理中心系统传输各类信息和数据的能力，并保证数据传输可靠性。（九）能源管理中心的运行管理能源管理中心的建设、运行和管理应上升到企业的决策层高度，能源管理中心应具有完善的管理、运行、人员培训制度。六、验收标准验收标准（见附件1）包括基本建设内容要求、运行情11况和运行成效三方面，验收指标有9大项。地方工业主管部门可参考验收标准组织专家对提出验收申请的企业进行审查验收。石油和化工企业能源管理中心主要技术指标（参考值）见表1。表1石油和化工企业能源管理中心主要技术指标（参考值）指标名称实施后合格目标值企业万元产值能耗下降率≥2%主要耗能产品单位产品能耗下降率≥1.5%七、实施程序（一）发布实施方案工业和信息化部负责制订和发布能源管理中心建设实施方案。省级工业主管部门可根据实施方案内容，结合本地区石油和化工行业特点、能源管理中心的建设情况，制定本地区能源管理中心建设实施方案，实施方案应明确