中国石油的节能实践

黄飞（中国石油天然气集团有限公司质量安全环保部）

1 面临形势

1.1 世界能源形势与展望

1）BP世界能源统计年鉴2017。2016年，全球能源一次消费增长依旧缓慢，仅增长1%，几乎只是过去十年平均增长1.8%的一半。这是连续第3年小于或等于1%。能源消费导致的CO2排放增速放缓，仅增加0.1%。2014—2016年是自1981—1983年以来平均碳排放增速最低的3年。可再生能源强劲增长填补了煤炭使用急剧滑坡的空缺，能源消费结构正在向着更清洁和更低碳的方向转型。且能源增长主要来自于快速增长的发展中经济体，约有一半来自中国和印度。中国能源需求仅增长1.3%，只是10年来平均增长率的四分之一。2015年、2016年是中国自1997年以来能源消费增速最缓慢的2年。尽管如此，中国已连续16年成为全球范围内增速最快的能源市场。

石油：仍是全球最重要的燃料，占全球能源消费的三分之一，经历了1999—2014十五年下滑之后，在2016年，石油所占市场份额连续第二年保持上升。但与消费情况相反，全球石油产量为2013年来最缓增速。天然气：全球天然气消费上升1.5%，低于2.3%的十年平均水平。全球天然气产量增加0.3%，为34年来增长最低的一年。煤炭：全球消费减少5300×104t油当量，较2015年下降1.7%，这是煤炭消费第二年连续下滑。煤炭占全球一次能源比降至28.1%，达2004年以来最低水平。全球煤炭产量下降6.2%，创有记录以来最大跌幅。可再生能源发电增长了14.1%，低于十年平均水平，但为有记录以来最大增幅（5300×104t油当量），其中超过一半源于风能增长，太阳能虽然占比仅为18%，却贡献了三分之一的增长。核能、水电：2016年全球核能源增长1.3%，中国增长24.5%，全球核能净增长全部源于中国。比2004年以来任何国家年增量都高。2016年水电产量上升2.8%，中国和美国增长最为显著，委内瑞拉降幅最大。

2）BP世界能源展望。在基本情景中，全球GDP在展望期间几乎增加一倍，这主要由于高速增长的新兴经济体驱动，伴随着20多亿人口脱离低收入。这种繁荣推动了全球能源需求的增长，尽管该增长的幅度被快速提升的能效大量抵消：能源需求仅增加大约30%。能源结构继续调整，尽管石油、天然气与煤依旧为主导能源。可再生能源、核能与水电提供了到2035年新增能源需求的一半，可再生能源是增长最快的能源。石油需求在展望期间持续增长，但需求速度放缓，非燃烧使用的需求取代交通需求成为石油需求增长的主要来源。尽管中国仍是最大能源增量的市场，由于中国经济的持续改革导致其煤炭需求增长急剧放缓，全球煤炭消费量可能即将达到峰值（图1）。

3）国际能源署(IEA)：全球能源持续电气化，2016年，全球消费者的电力开支与石油产品开支基本持平。到2040年期间全球能源需求会增加30%，相当于中国加印度的能源消费量。到2040年，天然气会占全球能源需求的四分之一，成为全球能源结构中仅次于石油的第二大燃料。天然气新秩序正在浮现，美国液化天然气有助于加速转型，形成一个灵活性更大、流动性更强、全球化程度更高的市场。天然气有助于实现清洁能源转型，但还需不断努力。

图1 1965—2035年一次能源消费和一次能源占比

世界满足其日益增长的能源需求的方式发生了巨变，现在领军的是天然气、迅速崛起的可再生能源和节能增效。低碳能源在能源结构中的份额将翻一番，2040年时达到40%。普及清洁能源、控制空气污染和温室气体排放，世界尚未达到目标。

4）2050年世界与中国能源展望（2017版）。世界一次能源需求持续增长，2050年达到175×108t油当量，较2015年增加27%；能源消费强度持续下降。

世界能源加快向多元化、清洁化、低碳化转型。展望期内能源需求增量的91%为清洁能源（包括天然气和非化石能源）；2050年全球清洁能源占比达到55%，其中非化石能源占比28%。世界石油需求增速逐步放缓，2050年达到48.2×108t，需求增量全部来自非OECD国家；OPEC国家是展望后半期供应增量的主要提供者。2050年世界天然气需求约为5.1万亿m3，增幅约48%，是增速最快的化石能源；非OECD国家占增量的85%。世界一次能源需求在2050年达到175×108t油当量，增长约27%，期间年均增长0.65%； 2016—2030年为0.95%，2031—2050年为0.45%，增速逐渐放缓。展望期内可再生能源年均增长6%，天然气年均增长1.3%，石油年均增长0.3%，煤炭年均下降0.8%。

1.2 中国能源形势与展望

1.2.1 2016年我国能源形势

能源供需形势总体宽松。2016年，全国能源消费总量43.6×108t（标煤），增长1.4%，增速比2015年略有提高，非化石能源成为新增能源消费的主力。我国一次能源生产总量约34.6×108t（标煤），同比下降4.2%。这是我国能源生产出现新世纪以来首次下降。2017年，预计全国能源生产总量36×108t（标煤），其中非化石能源占比17.6%，比2016年提高4个百分点。

1.2.2 中国能源展望

一次能源需求将于2040年前后达到58×108t（标煤）（40.6×108t标油）的峰值水平，而化石能源需求则将于2030年达峰。相应地，能源相关CO2排放也在2030年达峰。一次能源消费结构呈现清洁、低碳化特征。清洁能源(天然气和非化石能源）是2030年前新增能源主体，2030年后逐步替代煤炭，2045年前后占比超过50%。2050年煤炭、油气和非化石能源将呈三分天下的局面。

石油将在2030年达到峰值需求6.9×108t。交通用油也在2030年达到3.8×108t的峰值水平，其中，柴油需求逐步下滑，汽油需求在2025年前后达到峰值，航煤需求将保持增长。天然气需求在展望期内稳步增长，且2040年前为高速增长期，需求增长主要在电力、工业和居民等部门。

中国原油产量在2030年前维持在2×108t水平，之后逐步下滑。2040年前天然气产量将较快增长，2050年产量在3800×108m3左右。电力需求将稳步上升，2050年达到11.8万亿kWh，其中煤炭发电占比将于2030年后低于50%。

1.3 我国能源发展目标与政策

1）能源发展“十三五”规划和“十三五”节能减排综合性工作方案。“十三五”期间我国能源消费总量年均将增长2.5%左右，总量控制在50×108t（标煤）以内，单位GDP能耗下降15%以上，实现总量和强度双控制。同时，力争实现非化石能源消费比重升至15%，天然气达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。未来5年，清洁低碳能源将占消费增量的68%，到2020年，可再生能源年利用量要达到5.8×108t（标煤），投资规模将达到2.5万亿元。

2）能源生产和消费革命战略（2016—2030）。到2020年，全面启动能源革命体系布局，推动化石能源清洁化，根本扭转能源消费粗放增长方式，实施政策导向与约束并重。能源开发利用效率大幅提高，主要工业产品能源效率达到或接近国际先进水平，单位国内生产总值能耗比2015年下降15%，主要能源生产领域的用水效率达到国际先进水平；电力和油气体制、能源价格形成机制、绿色财税金融政策等基础性制度体系基本形成；能源自给能力保持在80%以上，基本形成比较完善的能源安全保障体系，为如期全面建成小康社会提供能源保障。

3）2021—2030年，可再生能源、天然气和核能利用持续增长，高碳化石能源利用大幅减少。能源消费总量控制在60×108t（标煤）以内，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右，天然气占比达到15%左右，新增能源需求主要依靠清洁能源满足；单位国内生产总值CO2排放比2005年下降60%～65%，CO2排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰；单位国内生产总值能耗（现价）达到目前世界平均水平，主要工业产品能源效率达到国际领先水平。

展望2050年，能源消费总量基本稳定，非化石能源占比超过一半，建成能源文明消费型社会；能效水平、能源科技、能源装备达到世界先进水平；成为全球能源治理重要参与者；建成现代能源体系，保障实现现代化。

2 节能实践

“十三五”以来，中国石油坚持开发节约并重、节约优先的方针，把节能减排作为一项长期性的战略任务，不断加大工作力度，加快建设资源节约型企业，节能降耗取得明显成效（图2）。

2.1 持续调整优化结构

1）突出发展天然气业务。公司把天然气开发利用作为战略性、基础性业务，坚持优先、重点发展。一方面不断加大国内天然气的勘探开发力度，相继形成了塔里木、长庆、西南等年产规模超过百亿立方米的大气区，以及青海、新疆、大庆等30×108～60×108m3的中型气区。另一方面，大力进口境外天然气，努力满足社会对清洁低碳能源的巨大需求。

2）推进立体化节能减排。推进老油田二次开发，推广应用油藏精细描述、水平井和三次采油等技术，强化老油田开发注采结构调整，减少无效注水，控制液量产出。持续推进地面系统的优化简化，加大以“关停并转减”为主要内容的调整改造，形成立体化节能减排模式。

图2 “十三五”以来取得成效图

3）持续推进油品质量升级。公司高度重视油品质量升级工作。自2017年1月1日起，已全面向社会供应符合国Ⅴ标准车用汽柴油，同时在北京地区销售京Ⅵ标准油品。针对“2+26”城市2017年9月底前完成国Ⅵ标准升级要求，结合城市分布、油品需求情况及炼厂、油库、管道、运输等条件，本着就近供应、集中生产、流向合理、有序推进的原则，制订升级方案。圆满完成了“2+26”城市国Ⅵ车用汽柴油和全国两次普通柴油质量升级任务。

2.2 实施节能十大工程

“十一五”以来，中国石油建立了节能专项投入机制，安排专项资金用于实施能量系统优化、提高设备能效、伴生气回收利用、电动机及电力系统节能、能源计量与监控、降低油气损耗、供热系统优化运行、自用油替代、水资源综合利用、新能源和可再生能源利用十大节能工程。“十三五”期间，公司继续推进节能重点工程的实施，并充分发挥节能专项工程在节能技术推广应用中的示范导向作用。

2.2.1 油气田集成配套节能技术

1）采油工程优化举升-五大集成配套技术。节能型抽油机配套技术；抽油机优化设计选型配套技术；电潜泵节能配套技术；提捞采油配套技术；螺杆泵配套技术。

2）地面工程系统优化-八大集成配套技术。电网优化配套技术；机泵变频配套技术；注水系统仿真配套优化；系统优化节能配套技术；天然气发电配套技术；低温集输配套技术；高效加热配套技术；“三次加密两就近”集油配套技术。

2.2.2 油气田加热炉提效工程

全面实施油气田加热炉提效工程，按照“优化核减、设备更新、技术改造和加强运行管理”工作思路，共对1.96万台次加热炉实施了提效措施，实现年节能27×104t（标煤）、增效3亿元以上。

2.2.3 炼化过程能量系统优化

设立炼化过程能量系统优化重大科技专项，开展能量系统优化技术的引进吸收、开发集成、典型示范和推广应用等。包括：炼化能量系统优化技术集成与开发研究；炼油厂能量系统优化示范工程；乙烯装置能量系统优化示范工程；炼化一体化企业公用工程能量系统优化示范工程；重点炼化企业能量系统优化方案研究。

能量优化一期集成开发38项国际先进的模拟优化技术，建设形成6项节能示范工程。二期在所属炼化企业推广和示范应用炼油、乙烯能量优化技术，开展企业级能源管控系统示范建设。通过攻关和示范应用，全面建立了炼化能量系统优化技术体系，填补了公司在该领域技术、人才和软件工具等方面的空白，推动了炼化企业物料流、能量流、信息流的融合（图3）。

1）生产应用实效成果：建设形成6项节能增效突出的标杆工程，共节能20×104t/a（标煤）。四项示范及两项推广工程共建立模拟模型160套，提出节能增效机会651项，制定优化方案223项；完成99项离线和乙烯、公用工程在线优化方案实施，其中不投资方案86项。

2）创新能力提升成果：建成3个专业、3个层次、包括100名核心技术骨干的专业技术队伍，能够独立承担炼化能量系统优化工作。

3）建成中国石油能量系统优化技术培训中心，可开展过程模拟和系统优化现场及远程培训。

2.3 推进能源管控建设

在企业能源利用全过程中，通过能源计量和在线监测，结合生产运行，运用对标分析和系统优化的方法，强化能源利用的有效管理与控制并持续改进，实现能源利用最优化，促进经济效益最大化。

图3 理论创新成果图

1）遵循原则：效益为本，注重实效；分类指导，突出重点；完善机制，创新驱动。

2）工作目标：2020年，集团公司能源管控能力建设迈上新台阶，基本达到国内先进水平，重点业务达到国内领先水平。

炼化企业和管道运输企业基本实现主要能耗指标在线分析，油气田企业和工程技术服务企业基本实现试点能源管控单元的主要能耗指标在线监测及分析。

集团公司示范炼化企业实现公用工程系统及重点工艺装置在线模拟优化，集团公司示范采油厂（作业区）、钻井队实现基于在线监测的主要能耗指标对标分析。

销售、工程建设、装备制造等企业能源管控能力建设取得新进展，能效水平持续提升。

3）保障措施：印发指导意见；制定分级标准；开展试点示范；实施诊断评估；加强队伍建设；强化技术创新；完善管理机制。

长庆油田采油三厂盘古梁作业区、第一采气厂第一净化厂开展能源管理系统试点建设工作，设计的功能架构包括：计划统计管理、系统用能评价、指标预警管理、能耗设备管理、综合查询分析等（图4）。

锦州石化开展能源管控系统示范建设，计划开发重点装置在线优化器并与公用工程在线优化模型集成，同时定制开发多级能耗KPI的报警、追溯与优化管理系统，实现重点装置和公用工程的协同优化与持续改进（图5）。

2.4 强化节能基础工作

1）完善制度标准体系。公司先后制定了《节能节水管理办法》、《节能节水统计管理规定》、《节能节水监测管理规定》等多项管理制度，编制了《“十三五”节能节水发展规划》，制定了30多项有关节能节水统计指标、计算方法、考核审计、工程设计和测试评价等方面的集团公司企业标准。

2）完善统计监测体系。公司实施节能节水统计监测制度，建立了统一的耗能用水统计报表体系。自1989年成立首家集团公司级节能监测中心以来，公司已建立了由7家总部直属节能监测机构和9家地区公司节能监测机构组成的监测技术队伍和监测机构网络，对重点耗能用水设备（系统）、装置进行节能监测，监督重点单位合理用能。

3）完善考核奖惩体系。公司实施节能减排目标责任制和考核评价制度，先后制修订了有关考核制度和考核评价细则标准，将节能减排指标的完成情况作为对所属企业主要领导人员经营业绩考核的重要内容。于每年年初对各所属企业下达年度节能减排任务指标，对于企业完成情况进行严格考核。

图4 长庆油田能源管控系统图

图5 锦州石化能源管控系统图

3 面临的挑战和发展思路

国家转型调整期政府“双控”考核的不可控性；国际油价低迷促使企业控制成本的双向作用；环境保护和大气减排要求所形成的倒逼机制；科学技术飞速发展对节能工作提出新的要求。

1）油气田业务：主力油田含水率上升；稠油吞吐轮次、转驱和SAGD逐年增加；低产、低渗透、三次采油规模扩大等，控耗难度加大。

2） 炼化业务：随着加工原油劣质化和油品质量的不断升级，带来能耗的上升。

3）总量控制与生产发展的矛盾日益突出。

中石油下一步坚持把节能减排作为集团公司长期战略任务。通过实施结构调整、系统优化、加大节能技术改造、加强能源管控建设，促进能效持续改进，为集团公司发展提供支撑。

节能管理坚持能源节约向能源管控深化；节能途径坚持局部改进向系统优化提升；节能重点坚持存量改造与源头控制并重。

1）油气田：系统优化；提高运行效率；余热回收；新能源和可再生能源利用；放空天然气回收。

2）炼油与化工：加强结构调整；强化信息化应用；区域优化；能量系统优化；水系统优化。