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创新管理手段提高技经指标
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4~12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神和先进管理理念、典型经验和教训,同时也要总结自己好的经验、好的做法;“赶”就是要赶先进抓重点并制订、落实措施;“帮”就是不仅要发挥企业内部整体合力,也要与兄弟单位进行技术交流,共同提高管理水平;“超”就是不仅要超越他人,更要超越自己。
在2010年开展“学习先进。
强化管理年”活动的推动下,芳烃部炼油、化工专业技术经济指标进步明显。
总结上半年管理工作,我们认为管理工作还需进一步深化,低温热回收利用不充分,“人人算细账、处处挖潜力”群众性活动的氛围不浓等。
这些问题需要改进。
同时,还需进一步加强炼化一体化经营、优化氢气网络、提高氢气利用率、节约氢气消耗、优化公用工程等方面工作。
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