该课程主要研究石油的组成、性质及其加工成为发动机燃料、润滑剂和石油化学品过程中的化学问题的学科,其范围大体包括石油及其产品的化学组成与性质、石油热转化及催化转化的化学原理、润滑油及添加剂化学、石油化学品合成化学原理等。
课程的主要任务是使学生掌握关于石油及其产品的物理性质和化学组成的基本知识以及主要石油热转化与催化转化的基本化学原理,并培养其将化学基础理论与石油加工的实践相结合的能力。
课程内容 石油化学课程的主要内容包括了石油的化学组成、石油及其馏分的物理化学性质、石油产品的使用性能与其化学组成之间的关系,并对石油化学组分的分离分析方法及石油成因等作一般介绍,此外也重点介绍了石油加工过程的化学原理,包括热转化及各种催化转化过程,并简要介绍了从石油及天然气制取石油化学品的过程。课程中同样涉及到了部分石油生产环境保护方面的内容:如环境保护基础;石油生产大气、水污染及防治;石油生产固体废物处理等。
但如果只是泛泛而谈,不加深入,就难以突出石化行业环境污染问题的严重性,导致学生在学习中亦是一带而过,不予重视。因此,建议在石油化学的课程教学过程中,更多地结合石化企业带来的环境问题,使环境保护的理念深入人心。
石油化学与环境问题石油加工带来的环境问题石油是一种多组分的复杂混合物,包括烃类及非烃类。
主要元素包括C、H、S、N、O,此外还有微量的金属元素和非金属元素。S、N、O为石油中的非烃组成元素,也称之为杂原子,它们组成了石油中的非烃化合物,虽然这三种元素在原油中的含量并不高,但是含这些杂原子的非烃化合物在原油中的含量却相当可观,对石油加工过程和环境的影响也相当大,例如:硫在石油中以单质硫、H2S、硫醇、硫醚、二硫化物、噻吩等形态出现,进入环境后,不仅是有毒及臭气污染源,还能加剧酸雨效应。
如催化裂化工艺,若以减压馏分油为原料,原料中的硫大约会有10%~15%会进入到焦炭中,焦炭在再生器中燃烧,其中的硫转化为SO2和SO3,这些硫化物随再生烟气排入大气,产生大气污染。此外,硫还易产生硫化氢、硫化铁、硫醇铁等物质,对生产装置产生腐蚀作用。
氮在石油中的含量为一般为万分之几至千分之几,存在形态如吡啶、喹啉、异喹啉、吡咯、吲哚等,当油品沈瑞华,1994年毕业于中国石油大学(华东)应用化学专业,2010年获得澳大利亚新南威尔士大学材料科学与工程专业博士学位,讲师,现在中国石油大学(华东)化工学院工作,主要从事重油加工和材料科学方面的科研和教学。
石油化学是高等院校石油、化工相关专业的基础课程之一,文章从课程的教学角度出发,结合石油加工过程中产生的环境问题,阐述了石油化学课程中应有的环保理念,并讨论了如何将这种环保理念在课程教学中加以灌输的方法。
作为化学学科之一,是无机与分析化学、有机化学、物理化学以及仪器分析等课程的理论知识在石油加工领域中的应用。可作为化学工程与工艺、应用化学、石油炼制、石油工程、钻井技术、油气开采技术、油气储运技术等专业的教材,也可作为石油天然气行业中技术人员和管理人员的参考用书。
该课程主要研究石油的组成、性质及其加工成为发动机燃料、润滑剂和石油化学品过程中的化学问题的学科,其范围大体包括石油及其产品的化学组成与性质、石油热转化及催化转化的化学原理、润滑油及添加剂化学、石油化学品合成化学原理等。课程的主要任务是使学生掌握关于石油及其产品的物理性质和化学组成的基本知识以及主要石油热转化与催化转化的基本化学原理,并培养其将化学基础理论与石油加工的实践相结合的能力。
课程内容 石油化学课程的主要内容包括了石油的化学组成、石油及其馏分的物理化学性质、石油产品的使用性能与其化学组成之间的关系,并对石油化学组分的分离分析方法及石油成因等作一般介绍,此外也重点介绍了石油加工过程的化学原理,包括热转化及各种催化转化过程,并简要介绍了从石油及天然气制取石油化学品的过程。
在12月19日召开的央企负责人会议上，国资委主任王勇透露，由于成品油、天然气价格倒挂，导致企业炼油和天然气进口业务继续大幅度亏损。
如果按照这一口径和过去的惯例，中石油集团和中石化集团（以下并称“两桶油”）继续获得补贴，应不属意外。
“两桶油”亏损多少？要想有一笔各方都能接受、分歧不大的明细账，且不至于引起较大的争议，可能并不容易。
国家发改委网站数据显示：2011年1~9月，国内炼油行业净亏损11.7亿元；中石油（601857.SH）、中石化（600028.SH）三季报披露显示，前三季度炼油业务亏损合计661.49亿元。
两项数据简单合并后，就得出一个惊人的数字：“两桶油”之外的石油炼制企业，在2011年前9个月中赚了649.79亿元。
统计数据显示，目前“两桶油”占据了国内总炼油能力的七成左右。
“巨亏”多少？
10月28日，中石油、中石化联袂亮出了前三季度的报表：前三季度，中石油盈利1034.37亿元，中石化净赚599.60亿元，合计1633.97亿元，占到了2304家上市公司总利润的一成多。
数据显示，“两桶油”炼油板块再度出现亏损：前三季度中石油炼油业务亏损415.39亿元；中石化炼油业务亏损246.10亿元，两家合计亏损661.49亿元。
“炼油亏损是政策性的，非市场决定。”国务院发展研究中心市场经济研究所副主任邓郁松告诉《财经国家周刊》记者，中国成品油定价机制滞后，国内与国际油价不完全接轨造成价格倒挂是亏损的主因。
而11月25日，国家发改委产业协调司的《9月份石化产业经济效益增速平稳》报告说，9月当月，炼油行业扭亏为盈，实现利润约4亿元；1~9月份，炼油行业受全年原油价格整体高位运行影响，净亏损11.7亿元。
在中国炼化市场，“两桶油”占据着较大份额。统计数据显示，目前中石化炼油能力为2.3亿吨，中石油约为1.8亿吨，全部地方炼化企业产能之和为1.7亿吨。“两桶油”占据了全国总炼能的七成左右。
如果依据“两桶油”的报表和国家发改委产业协调司的数据进行简单合并计算，意味着，“两桶油”之外的石油炼制企业前9个月赚了649.79亿元。
“地炼规模小，产能分散。中石油、中石化炼厂规模一般在千万吨以上，地炼只有几百万吨，处在淘汰边缘，不可能有600多亿元的盈利。”地炼企业较多的山东省油区工作办公室一名干部说。
“对比往年，2011年的炼油市场形势还算可以。各个企业实际成本、炼油设备不一样，利润率有多高不好讲；但中石油、中石化不至于盈利水平还不如民营企业吧。”山东利津森化化工有限公司经理王化芹表示。
来自国家发改委官网的消息说，2011年5月份炼油行业由盈利转为亏损，6月份亏损额为年内新高，7、8月份亏损有所缓解，9月份炼油业再度实现盈利。
“统计口径”
面对外界对三季报数字的质疑，中石化立即做出回应。中石化新闻发言人黄文生称其“经过国际审计毕马威公司进行审计，我们国内会计组织跟国际会计组织都已接轨”。
黄文生认为，炼油板块业绩不佳，很重要的原因来自成本问题。中石化82%的原油来自公司外部，原油按照国际价格购入，而成品油销售对象大部分在国内。成品油销售收入减去炼油成本后，每吨亏3.81元。
这个说法，没有完全打消外界的疑虑。质疑者用简单的类比方式提出问题：地方炼厂的原料成本更高，而他们为什么没亏损？
在现有石油流通管理体制下，民企被限制进入油气勘探开发领域，且没有原油进口权。地方炼厂获取油源的途径主要有三种：一是两大石油公司配产的原油，目前是每年179万吨；二是收购的油田散油，主要是一些边角料和油贩子通过非正常手段获取的原油；第三种是从国外进口燃料油――这是地炼最主要的原料来源。
“燃料油，就是原油渣子。原油蒸馏加工后，留下的还含油的残余物，主要做发电、锅炉燃料用。因已拔过一道，燃料油跟原油比，出油率差远了。”王化芹介绍说。
不仅如此，其实燃料油进口价格还高于原油。王化芹举例，山东地炼大量进口的俄罗斯M100燃料油，目前运到价为每吨6400元；而胜利油田11月份原油报价是每吨5800元，两者相差600元。
油源品质差、成本价格高，地炼企业的盈利从何而来？
卓创资讯原油及燃料油组主管吕斌告诉《财经国家周刊》记者：“国内、国际油价倒挂下，单纯炼油是会亏损；但下游深加工的化工产品是可以赚钱的。一般的主流炼厂，成品油和下游化工产品比例大概是3:2，也就是说，一吨原油的产品60%是汽柴油、40%是化工产品。炼油的亏损，可以由化工产品的盈利来弥补。”
在这个行业，吕斌有着6年的工作经验。他说，2010年地炼大部分时间在亏损，但2011年形势很好，山东地炼企业的开工率增加了5%~40%，“地炼通过延长产品链、对炼油产品深加工，整体算账可以保障盈利，2011年的盈利比上年高”。
反过来细究“两桶油”的财报，可以发现：其财报中的炼油，未包括化工、销售部分。
这样，“炼油巨亏”，是统计口径的选取角度，计算的只是炼油环节的业务。
以中石化三季报为例。按照《中国企业会计准则》编制的报表中显示，三季度中石化炼油亏损246.10亿元，但是化工盈利227.51亿元，营销及分销盈利319.58亿元。
“亏钱还是赚钱，看你的账怎么算。否则地炼怎么活？”前述山东省油区工作办公室干部说，对“两桶油”这样的全产业链巨头，其中一环的亏损数据，还不足以反映全貌。
全产业链视角下的盈利
2011年三季报显示，中石油前三季度共生产油气当量产量9.593亿桶，同比增长5.1%；其中海外油气当量产量0.929亿桶，同比增长22.6%。前三季度勘探与生产板块共实现经营利润1607.91亿元，同比增40.4%。
如果从全产业链的角度看，上游业务的巨额利润，不仅可以抵消炼油业务400多亿元的亏损，还能确保中石油超过千亿的盈利。
按照石油产业链条，“两桶油”大致区分为上游的勘探、开发板块，中游的炼油、化工板块，下游的销售、服务板块等。炼油环节的利润，可以简单计算为“炼油产品的销售收入，减去对上游原料的购买成本，再扣除加工成本、税费等”。
其中的原料成本价格，对炼油利润大小至关重要。
“两桶油”上游板块生产的油气，大多供应给了中游的炼化企业做原料。原料供应价格高低，调配着上下游板块的盈利水平：上游企业供应给炼化企业的原油价格高，则上游企业暴利、炼化企业亏损；上游企业供应给炼化企业的原油价格降低，则上游企业利润减少、炼化企业盈利增多。
“两大石油公司的做法，是有一个原油供应的内部结算价。各个油田的油品不一样，价也不一样。中石油供应给中石化的原油，也是按照这个价格走。”中石油经济技术研究院信息资源开发中心某专家告诉记者。
以大庆油田为例，其挂靠油种为印尼的辛塔油价。基准价的计算方式是，以辛塔原油上个月26日到当月25日为时段的现货均价，作为下个月大庆油结算价的基准价。在基准价基础上，换算桶吨比、汇率并加上贴水，就得到了国内原油不含税的结算价。
结算价挂靠国际油价，并不能真实反映国内油气开采的成本。事实上，“两桶油”在国内的油气开采成本要低于这个价格。
“国家对国有石油企业的石油资源与土地投入，基本上仍延续着过去计划经济时期的办法，低价甚至免费供给。三大石油公司原来占有的油气资源是国家无偿划拨的；近年来新增的油气资源虽然要付相当的费用，但费用低于国内市场合理定价、更低于国际石油公司的支付价格。”中国国际经济技术交流中心副秘书长陈永杰告诉《财经国家周刊》记者。
这部分国内资源，在几大国有石油公司所加工的原料来源中，所占比例不至于可以忽略不计。
工信部统计数据显示，中国原油对外依存度为55.2%。这说明，中国自产原油占到约44%。根据国家能源局2011年初公布的数据，2010年中国自产原油总量为2.03亿吨。
这约2亿吨国产原油，通过内部结算价的方法卖出的是国际价格，其利润体现在上游勘探、开发板块；对炼油企业而言，其购进的原油虽是国产，却是国际油价，生产出来的成品油价格又因价格管制，不完全与国际接轨，存在“高价进、低价出”现象，炼油环节的亏损在所难免。
而原国家计委1998年出台的《原油成品油价格改革方案》中规定，“两桶油”内部油田和炼厂之间购销的原油价格，由集团公司自主制定，“购销双方协商的基本原则是，国内陆上油田运达炼厂的成本与进口原油到厂成本基本相当”。
寻求“完整的改革”
国资委的央企2010年“成绩单”上，中石油以1241.8亿元净利润，在120家央企中居第一，中石化以721.2亿元盈利位居第四。
“两桶油”也一再获得政策补贴：中石油2010年获财政补贴15.99亿元，中石化获3.21亿元。
查阅“两桶油”昔日年报，此前也有过补贴：2006年、2007年，中石化分别获得50亿元和123亿元补贴；2008年，补贴中石化503亿元、中石油157亿元。
有社会人士认为，这是“两桶油”以炼油板块亏损来谋求财政补贴。作为两家上中下游一体化企业，从全行业、全产业链看，“两桶油”的盈利明显且不低于社会平均利润率。
陈永杰说，“如果一个公司只从事石油加工生产，出现亏损属于政策性亏损，有理由呼吁国家要么进行亏损补贴，要么提高成品油价格；如果一个公司从事上中下游全行业业务，各个环节总体盈利，且盈利率还不低，就没有理由要求国家对亏损环节进行补贴”。
对此，邓郁松告诉《财经国家周刊》记者，政府之所以对“两桶油”给予财政补贴，是因为亏损原因在于国内的成品油定价政策，“中国现行的成品油定价机制存在一些不合理不完善的地方，当国际油价高涨时国内油价常常调整不到位，即使是调整也常常滞后于国际油价，两大石油公司的炼油业务由此而出现了亏损”。
中国石化工业协会产业发展部主任王孝峰认为，“两桶油”炼油出现亏损，主要是由于进口原油价格比较高，按理说国内的成品油价格也需要相应上涨。“但是，由于国内通胀压力，国企有着承担社会责任的义务，因此管控国内的成品油价格不上涨，以避免油价上涨传导到国民经济的其他产业，影响宏观调控的效果”。
“非市场造成的政策性亏损，就用政策性补贴来弥补。”邓郁松说，给予两大石油公司适当的财政补贴，有利于发挥其积极性，在国际、国内油价倒挂时保持较高开工率以满足国内成品油市场需求。
“国企也是企业，有着盈利的要求。长期让其承担政策性亏损也不现实。财政补贴只是临时性的措施，不是制度化的。”王孝峰说，“但这种做法有一定的改进空间”。
邓郁松也认为现有的制度有进一步完善的空间，应培育出公平合理的竞争环境。在他看来，目前的油价管理体制，实际是一种“双轨制”，这是一种不正常的非可持续状况――原油价格实现了国际化，成品油定价机制没有得到严格执行，还是管控价格。
采访中，不少专家亦认为，给予“两桶油”炼油业务一定的财政补贴，的确也有一定合理性。
一、当前两大石化企业的基本情况及在南京经济发展中的战略地位
（一）两大石化企业的基本情况
中国石化股份金陵分公司：直属于中国石油化工股份有限公司，为国家特大型石油化工联合企业，主要从事石油炼制及石化产品的生产和销售，生产高标号汽油、航空煤油、柴油、特种油品及化肥等40多个产品,原油年综合加工能力达到1350万吨/年。生产的油品主要满足华东六省一市的需要。
扬子石油化工股份有限公司：是国家特大型石油化工企业，主营原油加工、石油制品、化学原料、化学制品，注册资本23.3亿元人民币。主要产品有汽油、柴油、聚丙烯、聚乙烯、PTA、乙二醇等化工产品。原油年综合加工能力达到800万吨/年，有65万乙烯、105万吨PTA等装置，年产聚酯原料、聚烯烃塑料、基础化工原料和成品油等四大类产品700多万吨。
（二）当前两大企业的营销渠道
目前，中石化对系统内各企业进行统一管理，分工合作，购、产、销各负其责，形成上中下游的链条运作模式，南京金陵分公司和扬子股份负责生产，在石化链条中处于中游。两家公司的原油都是由中石化股份公司根据企业上报的计划进行采购，价格由中石化根据国际原油市场期货价格、企业采购合约期的长短制定；两家公司加工、生产出的汽、柴油必须统一销售给华东石油销售公司，销售价格由中石化制定，企业无权调整；华东石油销售公司再将成品油以批发价批给各省分公司，省分公司再转各市公司加油站进行零售，零售价由发改委制定。作为成品油生产企业困难很大。
（三）目前中石化对两大企业的考核指标体系
目前，中石化对扬子公司按化工企业进行考核，对金陵公司按炼油企业进行考核，并认可因为原油涨价、产品售价与成本倒挂而产生的亏损。考虑到国家对汽煤柴等油品价格的控制体系，中石化采取按年初要求制定的预算指标，按照实际生产结构算出实际生产成本，再按照实际生产销售结构，采取按内部品种、结构等系数还原相应成本增长数据，算出油品预算价格，进行指标考核。
考虑到以上因素，中石化**年给扬子发放了5.17亿的补贴，给金陵发放了7.1亿的补贴。
（四）两大石化企业在南京经济和税收中所处的战略地位
金陵分公司和扬子股份是南京地区石化行业的领头羊，不仅对南京的GDP增长贡献了很大的指数，也对南京的税收起着举足轻重的作用。2003—**年，入库税收分别占全市税收的12.47%、14.75%、14.64%；今年上半年税收大幅度下滑，仅占全市入库税收的5.25%，比原份额下降了10%，减少税额达14亿元。
二、当前两大企业面临的严峻形势和影响程度
（一）成品油价格倒挂导致两大企业亏损严重
目前，炼油企业的成品油价格倒挂形势严峻，原油采购价格与国际市场价格接轨，但是成品油价格（主要是指汽油、柴油、煤油）大大低于成本价。不仅违反价值与价格规律，也不符合公司上市承诺，更不符合税法规定。
金陵分公司**年柴油收入与成本倒挂3.16亿元；今年上半年，汽油收入与成本倒挂2.03亿元，柴油收入与成本倒挂7亿元。扬子股份**年汽油收入与成本倒挂1.26亿元，柴油收入与成本倒挂1.64亿元；今年上半年，汽油收入与成本倒挂0.98亿元，柴油收入与成本倒挂4.76亿元。
（二）销售收入稳步增长与利润、税负下降产生强烈反差
金陵分公司**年上半年加工原油559万吨，比去年同期526.16万吨上升6.28％，创同期历史新高；销售收入217.59亿元，比去年同期162.51亿元上升33.89％；利润-13.55亿元，比去年同期1亿元下降1255％。扬子股份公司**年上半年加工原油404万吨，比去年同期上升4.88％；销售收入220.61亿元，比去年同期191.7亿元上升15％；利润6.1亿元，比去年同期26.97亿元下降77.38％。与**年比，预计两企业全年将减收税收18亿元，若按这两大企业税收所占全市收入的比例计算，将减收30多亿元，这将严重影响到市政府下达的全年收入任务的完成，形势非常严峻。
三、造成当前两大企业困境的主要成因分析
成因一：国内外原油价格持续高涨，加大了炼油、化工板块企业的采购成本，同时加大了进项税金抵扣。**年初，国际原油价格平均为30美元/桶，目前，国际原油已经从年初的平均60美元/桶飞涨至平均75美元/桶，对炼油企业影响巨大。**年5月到6月，金陵分公司国内原油采购成本每吨迅速上涨了600元左右，并继续不断向国际原油价格靠拢。因为国际原油价格飞涨，**年1月至**年6月，金陵分公司累计原油的采购成本比预算增加153.48亿元；扬子股份公司累计原油的采购成本比预算增加108.67亿元。
与此同时，国内原油价格也在同步不断上涨。从采购国内原油的情况分析，我市的两大石化企业采购的国内原油主要来自山东胜利油田（原油采购品质、数量、价格由中石化指定）。**年至**年上半年，金陵分公司国内原油占总原油采购量的22%，扬子股份国内原油占总原油采购量的28%。因原油涨价，仅**年1-6月，金陵公司采购国内原油部分就增加支出33.65亿元，增加进项税金5.72亿元；扬子公司采购国内原油部分就增加支出21.57亿元，增加进项税金3.67亿元。两大企业合计采购国内原油增加成本55.22亿元，增加进项税金9.39亿元。在成本和销价倒挂的情况下，增加的进项税金就是减收的增值税。全年将影响增值税18.5亿元。但对上道采油板块来说，原油价格的疯涨不仅给胜利油田带来了巨额利润，也给山东省增加了巨额税收，据测算，胜利油田今年原油销售所增加的税收仅增值税一项就可增加50亿元以上。
成因二：中石化的管理体制和价格体制导致生产利润向上海销售公司转移，炼油环节亏损严重。中石化实行采油、炼油、销油分开经营的战略，炼油企业只管生产，销售公司专司销售，从而可以控制和调节各环节利润空间。根据中石化规定，炼油企业的成品油全部卖给中石化销售公司的区域分公司，炼油企业无权销售和定价，炼油企业利润空间被压缩，利润主要集中在原油生产企业和成品油批发零售企业。中石化确定的炼油企业成品油的出厂低价格和指定销售渠道，加剧了炼油环节的亏损，造成了炼油环节利润减少，销油环节利润增加，引起税收转移。
对我市来说，两大企业销售给华东销售公司的成品油价格大大低于华东销售公司再销售价格（批发给各省石油公司的价格），造成生产环节的利润和税收向上海转移，并且两大企业销售越多，利税转移就越多，亏损就越大；而实际上，各省石油公司直接凭中石化调拨单到两大企业直接提货。**年至今年上半年，金陵公司因上述原因，被转移利润10.55亿元，扬子公司转移4.11亿元。而且中石化正在逐步将两家企业变成石化产业链中的成本中心，因而利润转移还有进一步扩大的趋势，对南京市的整体税收影响极大。如果原油采购价格按照实际计算，但成品油价格按照省石油的采购价格计算，即按照华东分公司销售给江苏省石油公司的价格作为合理价格来计算的话，两大企业**年将影响销售收入7.25亿元，将增加销项税金1.20亿元，**年上半年影响销售收入7.41亿元，增加销项税金1.08亿元，全年预计增加税收2.16亿元。
成因三：成品油价格未能完全市场化，原油的高价和成品油的低价形成价格倒挂，导致利税大幅度减少。
随着国内外原油价格的飞涨，国家发改委根据市场情况虽然已经多次对成品油实施调价，但考虑到国民经济的承受能力，提价幅度远远小于原油价格上涨幅度，成品油价格始终没有放开与国际市场价格接轨，造成成品油的销售价格与生产成本严重倒挂和价格扭曲，两头不配比，并继而导致我市两大石化企业产生巨额亏损，税收减少。**年上半年，金陵分公司累计销售成品油551.17万吨，平均销售净价3531.87元/吨，比原油采购成本低108.86元/吨，汽柴油收入与成本倒挂9.03亿元；扬子股份公司汽柴油收入与成本倒挂5.74亿元，合计14.77亿元。
油价倒挂导致了亏损，并且炼油企业加工原油量越大，亏损越严重。**年上半年，两大企业收入与成本累计倒挂影响到所得税4.87亿元。全年将影响所得税9.75亿元。为弥补亏损，中石化根据炼油企业成品油的实际产量计算发放补贴。**年，金陵公司获取补贴7亿元，扬子股份公司获取补贴5亿元。目前，两大企业的原油加工量由中石化统一确定，企业无法自主安排。
四、国内中石化系统内其他企业的情况
通过对齐鲁石化的调查，其规模、产能与扬子公司相当（全国炼油企业排名：金陵第3名、齐鲁第5名、扬子略低），管理体制和价格体制与金陵、扬子一样，面临的问题和困境也一样。齐鲁石化去年实现的税收达28亿元，但，今年炼油项目亏损已达9亿元。齐鲁石化与扬子、金陵唯一不同的是，在原油采购环节，采购胜利油田原油的比重不同，齐鲁石化超过30%，金陵、扬子不到30%；在成品油出厂环节，齐鲁石化将成品油卖给位于天津的中石化销售公司华北分公司，金陵、扬子将成品油卖给位于上海的中石化销售公司华东分公司。据了解，北京的燕山石化、吉林的吉林石化也面临同样的问题。
五、当前迫切应该采取的对策和应对措施建议
（一）迅速加强政府部门的协调。建议市政府、省政府向中石化、发改委、国务院及时反映情况，理顺上中下游价格体系，使两大企业保持合理的利润空间，维持合理的行业税负水平，解决南京两大石化企业目前的困境，支持地方经济健康发展。依据国家计委计电（2001）96号关于进一步完善石油价格机制的文件，稳步提高成品油出厂价格，逐步与国际接轨。财政部门应该积极争取国家财政转移支付或增加对中石化的补贴，用于弥补地方财政或企业交纳税款。
（二）依法核定其成品油销售价格。鉴于目前两大企业成品油出厂价格低于成本价格，税务部门应该依据成本价格和合理的毛利率，对企业成品油的销售价格进行调整，将企业的税负维持到合理水平。若按照“成本+利润率”的方法来核定计税价格、且确定利润率为10%的话,两大企业**年将增加增值税6.80亿元，**年将增加增值税12亿元。
（三）合理调整低税负企业的考核口径。对因为国家政策，造成两大企业税负低的情况，应该积极向总局反映情况，就这些对地区GDP已经作出了很大贡献的企业，参考中石化对金陵公司的考核口径，考核企业应缴的税收收入，争取考核上的同步变化。
（四）解决两大企业测算利税的困境。按6月底情况，金陵公司**年6月末留抵税金为1.53亿元，预计销售收入增长不足抵消留抵，因此增值税收入为0。
消费税7-12月入库预计5.3亿元，企业所得税为0。扬子公司下半年入库增值税在2-3亿左右，消费税预计入库在2.6亿元，所得税在2.5亿左右。
石油工业标准化技术委员会成立后，石油工业质量管理、标准化、计量管理与各项技术工作在期间受到了巨大的冲击，广大石油职工和石油工业技术监督工作者仍然坚持对石油工业质量要求不放松，标准化工作和计量工作等基础工作不放松，是我国石油工业标准化继续前进。
在1984年举办的油田标准化 工作成果展览上，国务委员康世恩又作了重要指示，他说：“美国有个API（美国石油学会），日本有个JPI（日本石油协会），我们能不能搞一个CPI（指中国石油工业标准组织）？”这对推动石油工业标准化工作起到了很大的促进作用。在这一时期，许多企业根据国家和主管部门的要求，建立了企业标准化技术委员会，使石油工业企业标准化工作走上了新的发展阶段。为了理顺标准化工作机制，石油工业部经国家标准局批准，于1984年11月4日正式成立了第一届石油工业标准化技术委员会。随后陆续成立了十多个石油工业的专业标准化技术提供委员会。
这一时期，是我国石油工业标准化工作在各个领域的全面快速发展时期。1985年创办了《石油工业标准化》期刊；编制了《石油工业标准体系表》(第一版)；1987年在石油 勘探开发科学研究院组建了石油工业标准化研究所；全面开展了石油企业标准化工作检查和表彰活动，进一步提高了石油工业标准的制定速度和质量水平；初步建立了石油工业标准的出版、发行渠道；强化了石油企事业单位的标准化管理工作；开展了石油工业标准化的国际交流。
1990年5月，石油工业标准化技术委员会换届，产生了第二届委员会领导机构，原中国石油天然气总公司总工程师李虞庚担任主任委员。第二届油标委开展工作的四年，标准化继续取得快速发展。石油工业标准化工作伴随着社会主义市场经济的建立和完善，伴随着石油工业深化改革和持续发展的步伐，在标准制修订速度，提高标准水平，促进标准化标准化是石油工业生产发展的技术基础，是石油工业新技术发展的助推器，是石油工业市场化发展的支持与保证，是石油工业国际化发展的桥梁与纽带。
第二届油标委将标准化工作的重点，放在与国际接轨和采用国际标准、国外先进标准方面。组织各相关专标委和专家对美国石油学会的技术规范和标准进行了分析和研究，并开展了大规模的翻译工作。1991年初，为了提高石油工业标准水平，积极采用美国石油学会（APl）标准，正式成立了“石油工业国际标准工作委员会”，下设“API标准翻译出版组”，统一组织，系统翻译，配套出版。这一工作得到了美国石油学会API的认可，授权“石油工业标准化技术委员会”在中国翻译出版API标准。
关键词：石油化工；污水处理；现状
引言
社会经济的迅速发展背景下，使得我国在石油化工企业领域的发展也比较迅速，在数量上以及规模上都不断的壮大。这位人们的生活提供了便捷服务，对工农业的整体发展也有着积极作用。但是在发展过程中，也带来了一些不利影响，主要体现在石油化工污水污染问题比较严重，对生态自然环境带来了严重威胁，尤其是在当前的可持续发展观念下，对石油化工污水处理的呼声也愈来愈强。
1.石油化工污水的特征和处理工艺分析
(1)石油化工污水的特征体现可持续发展观念的进一步深化，人们对环境保护的意识也得到了加强，在新的经济发展形势下，石油化工企业对经济发展起到了重要促进作用，但是与此同时也带来了相应污染问题。石油化工企业的污水处理效率和工艺水平还有待进一步提高。石油化工企业的实际生产当中，是把石油资源作为主要原料的，然后经过一系列的工艺操作加工，形成能够直接使用的能源。在石油化工的生产加工过程中，会对水资源加以使用，并且使用量也比较大，这样就会产生大量的生产污水，在污水当中包含诸多的化合物，如硫、杂环化合物、酚等等，这些都会对水环境造成很大的污染。(2)石油化工污水处理工艺第一，石油化工污水气浮处理工艺。石油化工污水处理工艺的实施，要采用科学的方法，在对污水处理过程中比较常用的工艺有气浮以及隔油和生化池工艺。例如在对气浮的工艺实施方面，主要能够把高度分散微笑气泡加以利用，能有效对水中悬浮物进行吸附，吸附物升到水面后加以分离。我国在当前对石油化工污水处理的气浮工艺实施中，对DAF以及CAF的工艺方法应用比较突出，CAF气浮的方法应用，主要是采用特制曝气机产生，在使用的机械设备方面相对比较简单，并且在费用成本方面也比较低。第二，石油化工污水隔油处理工艺。对石油化工污水处理的工艺应用当中的隔油工艺也是比较有效的应用方法。石油化工污水重要组成是石油类物质，这些物质可能会粘附在处理装置的表面上，或者是漂浮在水面。当浓度相对比较高的时候，活性污泥絮体就会被油膜包围，这样在降解作用就会收到相应的影响。在当前对隔油池的应用也相对比较广泛，应用的类型也比较多，主要有斜板隔油以及平板隔油两种方式。例如斜板隔油的方式在表面负荷就相对比较大，斜板区域油膜的更新速度和流动性也比较好，油珠聚结的效果也相对比较好，这一污水工艺的实施效果就比较好。第三，石油化工污水生化池处理工艺。在对石油化工污水处理的工艺应用方面，对生化池的应用是比较重要的方式，在经过了前面的工艺应用后，油的质量浓度要保证不超过50mg/L，在生化处理后实施过滤消毒处理，这样就能保障污水处理的质量效率水平提高。
2.石油化工污水处理技术现状和存在的问题
(1)石油化工污水处理技术现状石油化工主要是把石油作为主要的原料，经过了一系列的操作之后，才能进行应用。石油化工行业的发展对我国的经济发展起到了积极促进作用，石油化工的主要原材料是天然气以及油，给社会环境水资源会带来相应污染。在我国产业用水当中，石油化工的生产加工用水量是占据着领先位置的。结合我国实际发展情况以及对能源资源的应用，石油化工企业在缺水地带，要对石油化工企业规划进行扩张方面，在对污水的排放量也有了加大。排放的污水当中会含有诸多的化学元素，对土壤以及水环境就会造成很大污染，有的化学元素的毒性比较大，在污染了水资源后就必然会对人的身体健康造成很大的威胁。在面对新的发展环境下，加强对石油化工污水处理的效率水平提高就显得比较重要。当前石油化工污水处理还处在初期阶段，对排除的全部污水不能做到全面处理。人们逐渐的认识到水资源的宝贵，在石油化工处理过程中，对水资源的使用也愈来愈科学化。一些先进的技术在石油化工污水的处理当中也发挥着重要作用，对改善污水的污染现状有着积极作用。(2)石油化工污水处理问题分析石油化工污水处理当中，还面临着比较严峻的挑战，其中存在着诸多的问题有待进一步解决。在石油化工的污水当中，含硫量在逐渐的增加。原油当中含硫量的比例在提高，这就对污水处理增添了很大难度。含硫量的增加是对石油化工企业发展影响的重要因素。在受到了国际油价的持续波动影响下，油价上涨高低硫石油产量和贸易差价就比较大，低硫原油量下降。这些变化对石油化工污水处理就增加了很大难度。石油化工污水处理的问题当中，污水当中增加了复杂成分，也成为污水处理的一个重要难题。在石油化工流程所产出的污水当中，有着比较多的化学成分，这就增加了污水处理的难度。在这些复杂化的水质单重，有着多重的原因，随着采掘的进展的发展，油品就会变得比较差，其中所含有的杂质也会愈来愈多，这样就造成了更为严重的水污染现象发生，附带着更多污染。另外，石油化工的污水处理过程中，由于在处理的流程上没有科学化呈现，这就造成了污水处理效果差的现象。在石油化工生产过程中，由于没有注重节约用水，从而造成污水的排放量比较大，在排污的过程中采用的是同一设备，这样就大量浪费了洁净水，在总体上的污水处理的效率比较低。除此之外，对石油化工污水处理的问题还体现在，污水回收利用的效率比较低，这就增加了污水处理的成本。在这些层面存在的问题，就大大影响了石油化工处理的质量和效率。对此，要对实际中的问题详细分析研究，找到针对性的措施进行实施，保障石油化工污水处理的质量水平提高。
3.石油化工污水处理技术发展趋势探究
石油化工的污水处理过程中，要充分重视技术的科学应用，从而提高污水处理的效率。笔者就石油化工污水处理技术的应用发展趋势进行了探究，提出了几点措施，如下所述：第一，加强对石油化工含硫污水处理技术应用。石油化工污水处理过程中，在含硫污水的处理方面要充分重视，由于污水中的含硫量在不断的增加，这就从另一方面增加了污水处理的难度。在我国对含量污水的处理方法也比较多，常用的有气提法以及氧化法，在具体的技术应用方面就要充分重视，选择适用的处理方法，对污水当中的含硫量进行有效去除。还有新的物理除硫的方法，对其加以应用也能起到良好的效果。在这些方法当中，湿式空气氧化法和催化湿式氧气法也都是比较有效的应用方法。如对湿式空气氧化法的应用，将待处理的物料置于密闭的容器中，在高温高压条件下通入空气或纯度较高的氧作为氧化剂，按湿式燃烧原理使污水中有机物降解。从而能达到硫污水处理的目标。第二，针对复杂有机污水处理技术的应用。石油化工污水的处理过程中，对于复杂的有机污水处理过程中，就要对有机物实施分类，按照不同的类型选择污水处理的方法加以应用。对于石油化工的污水主要是浓度较高有机污水，在采用厌氧好氧组合的工艺实施，对处理石油化工复杂有机污水就有着良好效果。厌氧处理对高浓度的有机污水是比较适用的，好氧处理对于低浓度的污水处理效果良好，所以把两者进行有机的结合，就能有助于提高石油化工污水处理的质量。对石油化工的高浓度污水处理过程中，要把厌氧好氧组合方式方法进行应用，对水质的差异性也要有充分的考虑。如对高浓度石油化工污水处理中，将上流式厌氧污泥床以及膨胀颗粒污泥床加以应用，就能起到良好的作用。第三，注重对高级氧化生化组合技术的科学应用。对于石油化工污水的处理技术应用，在将高级氧化以及生化相组合的技术进行综合应用就能起到积极作用。高级氧化工艺的实施，是通过OH对石油化工高浓度有机污水中的污染物实施的氧化处理。通常高级氧化工艺对石油化工污水的处理目标是把一部分的污染物进行氧化，氧化成可生化性好的中间产物。在高级氧化生化组合的技术当中，也包含着其他的应用技术，其中比较重要的有生化高级氧化生化技术，生化高级氧化和高级氧化生化这些组合应用技术，这些都能有助于石油化工污水的处理。第四，加强石油化工污水的深度处理和利用。为保障石油化工污水处理的效率水平提高，就要能对石油化工污水深度的处理和利用。在企业的回收水源过程中，就包含着污水，而对这些污水经过深度的处理应用在人们的日常生活当中就比较重要。污水外排水水质是石油化工污水回用重要内容，在水质方面要能和相应的要求契合这样才能符合水质应用的标准。这就要对污水的水质进行科学化的调查，然后把不同类污水分流，通过专线专输以及专罐贮存的方法进行应用，从而达到分流分治的目标。
4.结语
综上所述，对于石油化工的污水处理技术的应用，一定要能和实际的发展情况紧密结合，在对处理方法技术的应用方面注重操作的要求，严格按照操作要求实施，如此才能保障污水处理的质量。期望在此次对石油化工的污水处理研究下，对实际污水的处理质量效率的提高起到促进作用。
【参考文献】
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[2]吴莉娜,陈家庆,程继坤,彭永臻,孔惠,周翠红,朱玲.石油化工污水处理技术研究[J].科学技术与工程.2013(15).
【关键词】老化流花原油；处理技术；脱污；脱水；破乳剂
在当前石油资源的需求量越来越大，而地球上石油的储藏量却日益减少的情况下，石油资源的短缺直接引起了严重的世界能源危机，危及到人类的生存与发展。可以说，石油在人类社会的发展中是起到非常重要作用的，必须要最大程度的利用石油资源，以减少石油资源浪费，减轻世界能源危机的压力。而老化流花原油做为一种被污染的石油，其虽然在加工处理方面具有较大的难度，但其仍然是不可多得的宝贵资源，必须要加以充分利用，采用一定的处理工艺方法将石油炼制出来。以下笔者以某批老化流花原油的处理过程为例，来简要探讨此类原油的处理技术。
一、老化流花原油概述
在某油田集团的流化油田钻井运行中，有一段钻井油管突然发生破裂，使得在此期间所开采的一批原油遭受了泥砂与海水的污染，无法直接输送至石油炼制厂进行提取炼制加工，一直被搁置在油田仓库中。为了能够充分利用这批原油，集团决定着手处理这批流花原油。经统计，这批被污染的原油总量共有3万吨左右，其中含水量为32%，泥砂含量为6%，盐含量则高达7600ppm，远远超过了正常原油应有的杂质含量。这批原油的处理相对较为困难，经过技术人员的协商研讨下，决定对其进行采取加破乳剂脱水脱泥并加工的处理方式进行处理。以下我们就来探讨其详细的处理过程。
二、加破乳剂进行脱泥脱水处理
破乳剂是原油加工处理中最常使用的一种活性物质，其能够通过一定的化学作用使原油中的水与油分离开来，实现原油脱水的效果。由于本批老化流花原油是以罐装为主，为此我们决定选用罐区脱水的专用破乳剂，以保证脱水效果。破乳剂的注入方式是以泵送的方式进行注入，注入前需要用洁净水将储罐与泵送管等冲洗干净，以供运输来的流化原油进行处理时使用。同时需要准备两种储罐，一种V-152AB作为先期的储存分离，一种V-153C在倒灌时使用。
另外，在开始添加破乳剂之前，需要先建立一定的隔油池，这是为了防止在老化流花原油的处理中，所产生的污水会超过污水处理厂的处理能力，也为了防止初步处理后的原油在进罐时会因污泥堵塞而影响到地下管道的正常原油输送。
原油进罐后，将罐内原油温度逐渐加热到50℃后维持该温度不变，加热过程尽量不使原油形成热对流，使水份、泥杂能够自然沉降分离。加热升温期间定期对原油罐进行切水。预计沉降分离时间约2个月，在此期间可对上中下层原油进行取样分析，及时了解分离情况。
在油水沉降分离后，底部油水（泥）切入预设的隔油池进行分离，将水份、泥杂少的罐（假设V-152A）罐内中上部原油通过原油泵倒入V-153C罐（提前倒空）。根据脱水、脱泥情况，在倒罐过程中继续加破乳剂。沉降3天后，对V-153C罐底部进行取样分析，根据取样分析情况按以下原则处理：（1）如油品达到加工要求，则待供装置。（2）若取样分析效果较差，则将V-153C罐中0.5米以下的原油倒入水份、泥杂含量多的罐V-152B罐中，待V-152A罐清罐结束后将V-153C剩余油倒入V-152A罐中继续分离，在倒罐过程中继续添加破乳剂。
V-153C倒空后，对V-153C罐进行清罐处理。V-153C清罐结束后，根据V-152B罐中油水分离情况按以下原则处理：（1） 若分离效果不好则将该罐原油倒入倒入V-153C罐中继续分离，在倒入过程中继续添加破乳剂；（2）若分离效果较好，且分层明显，则底部泥沙层委托清罐公司拉至专业污泥处理厂进行处理，底部泥沙层基本抽净后，将V-152B罐中剩余油倒入V-153C罐继续分离一段时间后根据取样分析情况等待加工。
在加破乳剂的过程中需要注意，如果在加入破乳剂进行一段时间的沉降后，老化流花原油底部的水份仍然不能脱出时，就需要使用罐油车将其强行抽出。另外，若隔油池中的污泥沉淀量较大是，需要及时清理，以免影响后期的石油脱水。另外，要将老化流花原油的储存温度控制在70℃以内，不得使其超过70℃，以免影响到原油的性质。
三、加工处理
从原油性质分析得知，原油中含有32%的水分，6.3%悬浮物颗粒。已经与原油形成了稳定的乳化液。该种原油仅通过罐区脱水或常规电脱盐操作不能脱出其中的水分及盐分，且排出的少量污水含盐量大，对污水处理造成冲击。因此不能采用Ⅱ常单独加工或掺炼加工的手段来处理。可采用罐区加破乳剂沉降出部分水分及油泥，然后进入Ⅰ常，加温至160-180℃，通过常压塔蒸馏出水分、汽油组分及部分柴油组分，塔底部分经过换热至90℃以下出装置，做为焦化原料供和邦焦化装置。
3.1原油进厂后，在罐区加入破乳剂，升温进行脱水沉降，尽量减少进装置原油的水份和油泥含量。
3.2进装置原油经过原油泵加压后，在E201与常顶油气进行换热，再经过脱前第一路换热器付线，进入E217ABC与渣油进行换热，经过电脱盐付线进入脱后第一路换热器在E203AB与常一中进行换热，第二路与E204常二线换热，在闪蒸塔前合并，经过闪蒸塔付线进入闪后换热，在E215ABCD与渣油换热后，进入常压炉加热至160-180℃后，进入常压塔进行分馏。
3.3水分和少量轻组分经塔顶进入E201与进装置原油进行换热后，进入空冷AC201ABCD、水冷器WC201冷却至常温后，进入常顶回流罐进行气、油、水分离。分离出来的瓦斯气经常顶瓦斯线进入常压炉燃烧。常顶污油经P202加压后，一部分做打回流，一部分做为产品外送。常顶污水经三顶污水泵P225外送至第一污水处理场污水罐或压舱水罐。
3.4开启常一中泵取出部分热量，开启常二线抽出部分柴油组分及水分，常二线进轻污油罐进行脱水。
3.5常底渣油经常底泵P208加压后，一部分返回常压炉进料循环，以提高常压炉炉管内油品流速，剩余部分经E215ABCD、E217ABC、WC211换热后，出装置。
在此升温脱水的加工处理过程中，需要注意做好试压准备工作，以免瓦斯泄露，当温度升温到120℃以上时，要把瓦斯输送到加热炉，以免其直接排放到大气中污染空气。还要对污水的处理进行各项硫化氢防护工作，以保证工作人员的安全，避免对环境造成污染。
四、结语
经过上述几种方式的处理与加工，原本杂质含量较大的老化流花原油已经基本达到正常原油的质量，能够以正常的原油加工处理程序进行下一道加工工序。通过对这批老化流花原油的处理，为集团带来了较好的经济效益，避免了石油浪费，也降低了企业的石油污染损失。通过实践证明，这种老化流花原油处理技术是可行的，值得在同类情况下借鉴应用。
参考文献
关键词：石油；化工；废水；处理
中图分类号：X703 文献标识码：A
石油化工工业是一个"三废"排放量大、容易产生污染、危害环境的工业产业。石油化工生产的特点决定了其污染的普遍性和复杂性，因此，在加快发展石油化工工业的过程中，必须高度重视污染防治工作，这对石油化工工业可持续发展具有十分重要的意义。
1石油化工废水的特点
1. 1废水处理难度大
石油化工废水中的主要污染物，一般可概括为烃类、烃类化合物及可溶性有机和无机组分。其中可溶性无机组分主要是硫化氢、氨化合物及微量重金属；可溶解的有机组分，大多数能被生物降解，也有少部分难以被生物降解或不能被生物降解，如原油、汽油、丙烯等。
随着油田开采期的延长，尤其是油田开发的中后期，原油含水虽越来越高，但无水开采期则越来越短，目前我国大部分油田原油综合含水率己达80%，有的甚至达到90%，每年采油废水的产生量约为4 .1亿t，成为主要的含油污水源。含油污水中的石油类主要由浮油、分散油、乳化油、胶体济解物质和悬浮固体等组成。含油废水中的浮油是以一个连续相的形式浮于水而，这类污染物一般可通过机械或物理的方法去除。油品在水中的溶解度非常低，通常只有儿个毫克每升。去除水中的溶解油需要根据其化学性质决定其处理方法。
1 .2废水排放量大
石油化工生产工艺过程较为复杂，产生的废水量变化范围大.如石油炼制，随其加工深度不同，l k吨原油在生产过程中废水的排放量变化很大，在0.69-3.99 m3之间，平均值为2.86 in'；生产侮吨石油化工产品的废水排放量为35.81-168.86 m3，平均值为117 m3生产每吨石油化纤产品的废水排放量为106.87 -230.67 m3，平均值为161.8 m3生产侮吨化肥的废水排放量为2.72-12.2 m3，平均值为4.25 m3：生产每吨合成橡胶的废水排放量平均值为3.31 m3.当生产不正常或开停工、检修期间，废水排放量变化更大。
1.3废水中污染物组分复杂
石油炼制、石油化工、石油化纤、化肥及合成橡胶生产过程中产生的废水，除含有油、硫、酚、知脐），COD，氨氮、SS酸、碱、盐等外，还含有各种有机物及有机化学产品，如醉、醚、酮、醛、烃类、有机酸、油剂、高分子聚合物（聚酷、纤维、塑料、橡胶）和无机物等。当生产不正常或开停工及检修刻间，排放的废水中的污染物含量变化范围更大，往往造成冲击性负荷。
2石油化工废水的治理原则
2.1控制工艺过程尽量少产生水污染
增强生产工艺过程的环境保护意识，不断改进技术及设备，选用无污染或少污染的生产工艺、设备及原材料，极大限度地降低排污量及废水排放量。
2.1.1控制生产过程
石油加工过程采用千式减压蒸馏代替湿式减压蒸馏，用重沸器代替蒸汽汽提。产品粘制采用催化加氢工艺代替酸碱洗涤。
2.1.2选用适当的生产方法
在石油化工生产过程中，用低碱醉解法代替高碱醇解法生产聚丙烯醇，采用裂解法工艺代替脱氢法工艺生产烷4苯。在石油化纤生产过程中，采用直接酷化法代替酷变换法生产聚酷熔体和切片，采用干法纺丝代替湿法纺丝生产丙烯睛.
2.2节约用水，提高水的重复利用率，降低排水量
根据炼油、化工、化纤、化肥生产过程对水温、水质的要求不同，采取一水多级串联使用、循环使用、废水处理后再回收利用等方法，减少生产过程的废水排放量。
2.2.1一水多用
将锅炉使用的一次性水，先用于工艺过程的冷凝、冷却，升温后送化学水处理进行脱盐，再送到除氧器脱氧供给锅炉使用。将丁二烯精馏塔、脱水塔冷却水串级使用之后送循环水厂做补充水用。
2.2.2循环使用
对工艺过程的冷凝、冷却应泞先选择空冷或增湿空冷代替水冷。对必须用水冷却的工艺，则采用循环水进行冷却。改进水质，加强水质稳定处理，提高循环水的浓缩倍数，从而降低循环水的补充用水量，减少循环水的排污量。
2.2.3废水回用
开源节流，利用中水系统进行废水回用。如将炼油工艺过程中产生的含硫含氨冷凝水，经汽提脱H2S氨、氰后的净化水回用作为电脱盐的注水。将冷焦水、切焦水经隔油、沉淀、过滤后闭路循环使用。将洗槽废水经隔油、浮选、过滤后"自身"循环使用。将二级废水处理后的排放水，作为废水处理滤池的反冲洗用水及瓦斯罐、火炬水封罐的补充水。
2.3加强分级控制，搞好污染源的局部预处理和综合回收利用
石油化工工艺过程产生的废水中所含的污染物.大多数为生产过程流失的物料及有用的物质。因此，治理废水要从加强污染源控制，实行废水局部预处理及综合回收利用人手，回收废水中有用的物料，降低消耗，变有害为有利。这是消除废水中污染物、减轻对环境污染的有效办法。
3石油化工废水处理的技术和方法
3.1吸附
吸附法就是利用吸附剂的多孔，比表而积大而且表而疏水亲油的特性，使油经过物理或化学作用吸附在表面或空隙内，从而达到除油的目的。一般吸附剂以煤灰、矿渣、果壳、锯末、粘土等为原料，经过炭化、活化或有机改性来扩大空隙，增加比表面积和提高表面亲油性。一般吸附剂分成粉末状和颗粒状两种类型，粉末状直接投加到水中，而颗粒状则以吸附柱的形式应用。
3.2膜技术
近几十年来，膜分离技术发展迅速。在国外，膜技术己广泛应用于含油污水中乳化油、溶解油的去除和脱盐的研究与工业化试验。微滤（MF）S f 1]超滤（Fu）技术处理含油污水的特点是：不加药剂，是一种纯物理分离，不产生污泥，对原水油份浓度的变化适应性强，需要压力循环污水，进水需严格与处理，膜需定期杀菌清洗。简单的除油机理是乳化油基于油滴尺寸大于膜孔径被膜阻止，溶解油则是基于膜和溶质的分子问的相互作用，膜的亲水性越强，阻止游离油透过的能力越强，水通量越高。含油污水中油的存在状态是选择膜的首要依据，若水体中的油是因有表面活性剂的存在，使油滴乳化成稳定的乳化油和溶解油，油珠之间难以相互粘结，则须采用亲水或亲油的超滤膜分离，为此超滤膜孔经远
3.3高级氧化技术
水处理的高级氧化技术是近20年兴起的新技术。它通过化学或物理化学的方法将污水中的有机污染物直接氧化成无机物，或转化为低毒的易生物降解的有机物，在制药、精细化工、印染等有机废水处理中有广泛应用研究，主要有化学氧化、湿式氧化、光氧化、催化氧化合生物氧化等技术。
结语
由于炼油、化工、化纤和化肥等厂的生产性质不同，产品品种差别很大，生产过程中产生的废水种类又较多，水质差异很大，因此，排水系统应主要根据废水的水质特征和处理方法来确定。只有科学合理地划分系统，才有利于清污分流、分级控制及分别进行局部预处理和集中处理，确保废水达标排放。
参考文献
[1]王继武.高浊度水净化及污水资源化应用技术论文集[C]，甘肃：甘肃科学技术出版社 ， 2008.
关键词：液化石油气；安全管理；需要注意的问题
中图分类号： X92 文献标识码：A
液化石油气是一种重要的工业基础原料和重要的民用燃料。液化石油气具有较强的易燃性，如果对液化石油气安全管理不当，造成液化石油气的泄漏，一旦遭遇明火将会造成巨大的损失。本文将就如何做好液化石油气的安全管理进行介绍。
1 液化石油气简介
液化石油气是由炼厂气或天然气加压降温液化得到的一种无色挥发性液体。易燃。由炼厂气得到的液化石油气，主要组分为丙烷、丙烯、丁烷、丁烯（可以是一种或几种烃的混合物），并含有少量戊烷、戊烯和微量硫化物杂质。其中氧硫化碳用醇胺吸收塔脱除，并用碱洗法去除硫化物。由天然气（包括油田伴生气）得到的液化气基本上不含烯烃。炼油厂汽油稳定操作塔顶产品为液化石油气。可用作发动机燃料、家用燃料、基本有机合成原料等。液化石油气的主要成分是丙烷和丁烷。丙烷的沸点是-42℃，因此是特别有用的轻便燃料。这就意味着即使温度很低，丙烷从高压容器释放后，也能立刻汽化。因此它是清洁燃料，同时其的这种特性也意味着液化石油气具有较强的易燃性。
2 液化石油气在民用燃烧领域存在的不足
2.1 夏季使用液化石油气时需要注意的问题。由于液化石油气中的丙烷和丁烷的沸点较低，因此，在液化石油气受热、水浸以及受到强烈的碰撞后都极易发生爆炸。由于在液化石油气的使用过程中都是将其压缩装入到液化气罐中进行使用的，一旦发生爆炸，其产生的爆炸范围以及爆炸所产生的威力都是相当巨大的。根据实验数据显示，一公斤液化石油气爆炸所产生的威力与十公斤TNT爆炸所产生的威力相当，而一个液化石油气罐中至少会装入十几公斤的液化石油气，其爆炸所产生的威力可想而知。所以，当液化石油气罐受热后，其罐内的液化石油气受热膨胀而导致其内部的压力不断的升高，从而导致爆炸的发生，而且爆炸后导致的罐体破坏致使罐内残余的液化石油气扩散到空气中，从而增加了二次爆炸的几率。因此，在使用液化石油气的过程中需要将其放置在阴凉的地方，且避免磕碰。
2.2 做好对于液化石油气输送管道的检查维修工作。液化石油气除了通过罐装使用外还可以通过管道来进行液化石油气的输送工作，因此，在进行液化石油气的管道输送过程中，一旦管道周围的气温过高将会在液化石油气的管道壁上形成一定的水蒸气，如果液化石油气管道的隔热层包裹不严密，水汽的渗入将会导致隔热层的失效，从而致使外部的高温直接作用在管道中的液化石油气上，液化石油气受热膨胀则很容易发生爆炸的危险。从而造成严重的损失。因此，需要加强对于液化石油气输送管线的检查力度，一旦发现问题需要及时解决，避免出现严重的安全事故。
2.3 加强对于各个连接件的密封检查。液化石油气在民用燃烧领域多是采用的钢瓶灌装的方式，此类钢瓶在使用过程中需要每年进行一次打压检测工作，而对于在打压过程中发现的问题需要及时进行维修更换，确保液化石油气的正常使用。
2.4 对于液化石油气钢瓶的超限使用问题。我国对于液化石油气的装气量有着明确的规定来确保液化石油气钢瓶的安全使用，但是在实际灌装中发现，一些单位或个人由于各种原因对于液化石油气钢瓶的装气操作中存在着超量、超限的问题，从而对液化石油气的安全使用造成了极大的安全隐患。
2.5 对于液化石油气在冬季使用的安全问题。液化石油气在冬季的储罐安全也是在使用过程中需要注意的一个问题，由于液化石油气中含有一定的水分，在冬季气温较低的情况下，罐内的液化石油气中所含有的水分将会与液化石油气中的其他一些成分形成晶水化合物，这种凝固而成的晶水化合物会缩小管道的流通面积，严重的情况下还会堵塞管道、阀门以及仪表和液位计等。这就对液化石油气的操作人员提出了更高的要求。操作人员需要在冬季加强对于液化石油气储罐的维护与保养工作，确保其能够安全使用。
3 如何做好对于液化石油气的安全使用管理
3.1 加强液化石油气使用安全管理意识。做好液化石油气安全使用工作需要从加强安全意识方面入手，做好对于液化石油气安全使用的教育实践活动，时刻将安全意识放在首位。同时在平时的工作中需要做好液化石油气安全使用的宣传教育工作，使人们在液化石油气的使用过程中对液化石油气储存设备进行定期的安全检查，同时确保液化石油气要远离火源，并在使用的过程中始终处于通风的场所，避免液化石油气泄漏而引发爆炸。
3.2 加强对于液化石油气设备的安全管理。在液化石油气的使用过程中，企业设备的安全管理是非常重要的，在使用的过程中，企业需要及时的对存在问题的设备进行维修和调整，同时对于易损或是易老化的设备进行定期的更新。并对液化石油气的设备制定详细的安全操作规程，严把设备的安全使用关，对液化石油气的各个密封部位进行严格的检漏，确保液化石油气设备的安全使用。
3.3 采用较为先进的安全管理技术方法。安全管理技术方法主要是指相应的管理制度，在企业生产的各个环节，需要加强对于液化石油气使用安全的监督管理，在加大资金投入的基础上实现对重点环节的实时电脑监控，从而确保在发现问题的第一时间进行处理，确保液化石油气的正常使用。
3.4 做好对于基层液化石油气使用的安全管理。在企业的生产过程中需要做好对于基层液化石油气的安全管理工作，由于液化石油气基层单位是液化石油气安全管理问题的重灾区同时也是问题多发区，因此，需要通过安全管理制度以及建立健全安全责任体系，切实落实好液化石油气的基层安全工作，确保液化石油气的正常使用。
结语
本文主要对液化石油气在居民用气与企业生产用气中需要注意的一些问题进行介绍。
低碳经济是在可持续发展理念的指导下，通过技术创新、制度创新、产业升级转型、新能源开发等多种手段，尽可能地减少煤炭、石油等高碳能源消耗，减少温室气体排放，达到经济社会发展与生态环境保护双赢的一种经济发展形态。低碳经济是以构筑低能耗、低排放的经济模式为特征，是人类社会继工业文明之后的又一划时代的进步。发展低碳经济，其内涵就是要依靠技术创新、制度创新，转变经济发展方式，提高能源利用效率，创建新型的清洁能源结构。因此，发展低碳经济，对以烃加工为主要任务的炼油工业来说，既带来了机遇，也不可避免地带来了诸多挑战。本文简要介绍中国炼油工业的发展现状，分析低碳经济下中国炼油工业面临的挑战，并对中国炼油工业的发展提出看法和建议。
2中国炼油工业发展现状
炼油工业作为国家的基础能源和原材料产业，在经济社会发展中具有重要作用。伴随着国家经济发展，我国炼油工业发生了翻天覆地的变化，成为支撑国民经济持续健康发展的重要力量，并在世界炼油工业中占有举足轻重的地位，原油加工能力名列世界第二。
2.1依靠自主开发与建设，炼油工业规模及实力位居世界前列
新中国成立时，我国原油加工能力仅为170kt/a，随着大庆、胜利、辽河等一批大型油田的发现和开发，以及中国炼油工业“五朵金花”等自主创新技术的成功研发，我国炼油工业快速崛起。自20世纪60年代起，经过不到20年的努力，炼油能力从1964年的10Mt/a提高到1983年的100Mt/a；又经过不到15年的努力，到1996年又增加炼油能力100Mt/a。进人21世纪以来，我国炼油工业的发展不断加快。只需短短的5年时间，就可以实现炼油能力增长100Mt/a的目标。尤其是“十一五”期间，随着海南炼化、广州石化、青岛炼油、大连石化、兰州石化以及独山子石化等新建及改扩建炼油工程的相继建成投产，我国炼油能力已从2005年的353Mt/a提高到了2009年的490Mt/a，年均增长8.5%，中国炼油工业已经成为亚洲乃至整个世界炼油能力增长的主力军。2005～2009年间，我国炼油能力的增长约占亚太地区炼油能力增量的65%，占世界炼油能力增量的60%左右。2009年，我国炼油能力位居世界第二位，约占亚太地区炼油能力的35，占世界炼油能力的11%。我国国有石油公司的综合实力显著增强，中国石化、中国石油两大集团公司分别位居2009年世界最大炼油公司排名的第3位和第5位，跻身《财富）））2010年度世界500强企业的第7位和第10位。2010年是我国炼油工业“十一五”建设的收官之年，天津石化、洛阳石化、吉林石化、广西石化等一批改扩建及新建炼油工程相继建成投产，国内炼油能力将突破500Mt/a。上述这些重点项目的建成投产，为炼油工业优化产业布局、提升规模实力、提高国际竞争力发挥重要作用。
2.2依靠结构调整，炼油工业大型化、基地化、一体化发展成效显著
“十一五”期间，我国炼油工业在做大规模总量的同时，遵照“调整结构、规模发展、优化配置、提高质量”的发展方针，加大结构调整，优化产业升级，实现规模化、基地化、炼化一体化发展，成效显著。（1）依靠产业布局调整，实现集约化发展。我国炼油工业坚持贴近资源、贴近市场的布局原则，结合炼油厂原油适应性改造和油品质量升级工程，做大做强沿海企业，做精做优内陆企业。与此同时，下决心关停了一批规模小、物耗能耗高、环境污染严重、安全隐患突出的小炼油装置和企业。与“十五”末相比，国内千万吨级炼油基地已从2005年的9座增加到2009年的17座；同时中国石化、中国石油两大公司炼油厂的平均规模已从4.9Mt/a提高到近6.1Mt/a。原油加工企业的布局进一步向港口条件优越、交通运输发达、市场需求旺盛的东部沿海地区转移，已形成环渤海、长三角和珠三角的三大炼化企业群，其炼油能力已占全国一次加工总能力的70%左右。（2）依靠装置结构调整，形成特色化的原油深加工路线。“十一五”期间，为突破国内原油资源短缺的制约，我国炼油工业充分利用国际国内资源，加大原油进口力度，原油进口量以年均12%的速度增长，其中高硫原油的主要来源地——中东原油的进门量年均增长12.9%，重质原油的主要来源地——南美地区原油进口量年均增长近30%。为适应含硫、含酸、重质等劣质原油加工的需要，炼油工业在坚持走深度加工路线的基础上，加大装置结构调整的力度。突出表现在：高硫原油加工能力显著增加。2005-2009年间，中国石化、中国石油两大集团的高硫原油加工能力已从50Mt/a以上提高到130Mt/a以上，占一次加工能力的比例从17%提高到35%左右；以催化裂化、加氢裂化、重油加氢、延迟焦化为代表的深加工装置能力进一步增长，占加工能力的比例从56%提高到59%，并且装置结构发生较大变化。其中，催化裂化装置所占比例从33.2%降至28.5%，加氢裂化装置比例从7.4%提高到11%，重油加氢装置比例从1.8%提高到3.7%，延迟焦化装置比例从14%提高到16%。与此同时，随着环境保护要求的提高，国内汽油、柴油质量升级步伐的明显加快，加氢装置的比例大幅度提高。截止到2009年，两大集团的汽油、煤油、柴油加氢精制装置的比例已提高到32%，比2005年提高了11百分点。（3）依靠产品结构调整，资源利用率不断提高。2005～2009年间，在国内交通运输业快速发展的推动下，国内成品油表观消费量以年均7%的速率增长，而重质燃料油表观消费量以年均7.5%的速率下降。为适应市场需求变化，最大限度地生产交通运输燃料，炼油工业加大了产品结构调整力度。与2005年相比，2009年国内汽油、煤油、柴油三大类成品油收率从59%提高到61%，燃料油收率从8.2%下降至5%；中国石化、中国石油两大集团原油加工的综合商品率均提高1百分点，达到93.9%；轻油收率提高2.2百分点，达到75.5%，资源利用水平显著提高。在产品收率提高的同时，车用汽油、柴油质量也在不断提升。“十一五”期间，国内车用汽油质量从2005年7月1日起执行新标准到目前执行国111标准，硫含量从500μg/g降至150μg/g。车用柴油将在2011年6月执行国Ⅲ标准，硫含量由500μg/g降至350μg/g。北京、上海已分另于2008年和2009年执行了相当于欧Ⅳ排放标准的车用汽油、柴油地方标准，硫含量均降至5oμg/g，广州也已经开始执行相当于欧Ⅳ排放标准的车用汽油地方标准。
2.3依靠自主开发技术，创新能力持续增强
通过自主研发，全面掌握当代世界主要的先进炼油技术。在20世纪60年代成功培育出中国炼油技术“五朵金花”的基础上，我国炼油工业又先后开发成功重油催化裂化、超低压连续重整、中高压加氢裂化、渣油加氢等一系列具有自主知识产权的成套技术，部分技术达到国际先进水平。具有独创性的催化裂解技术（DCC），不但在国内建成数套大型工业生产装置，还出口到泰国等国家。“十一五”期间，为满足劣质原油加工和汽油、柴油质量升级的需要，炼油的催化剂及工艺技术水平不断提高。不仅研发出催化裂化汽油降烯烃、汽油选择性加氢脱硫、柴油深度加氢脱硫等系列催化剂，还自主设计和建设了不同规模的S-Zorb催化裂化汽油吸附脱硫装置，MIP-CGP，RDS/RFCC等汽油脱硫、降烯烃和超低硫柴油生产工艺等技术已在一批企业推广应用。目前，炼油工业不仅可以生产低硫和超低硫汽油、柴油产品，还可以根据原油品种、产品结构和质量标准，优化选择加工工艺技术的组合。依靠自主创新，已经拥有成套建设千万吨级炼油厂的能力。近年来，炼油厂改扩建和新建工程中生产装置的加工规模屡创新高。12Mt/a常减压蒸馏，3.5Mt/a重油催化裂化、4.0Mt/a加氢裂化、2.1Mt/a催化重整、3.1Mt/a渣油加氢、4.2Mt/a延迟焦化（两炉四塔），4.1Mt/a柴油加氢等大型生产装置，都已经成功投产，装置大型化的优势得到充分显现。
2.4依靠炼化一体化发展，综合竞争力不断增强
近年来，炼化一体化发展已成为炼化企业提高综合竞争力、抵御市场风险的重要手段，炼化一体化发展已作为指导思想之一被写入国家《石化产业调整与振兴规划》之中。“十一五”期间，依托千万吨级大型炼油厂的建设，结合大型乙烯工程的新建或改扩建，已经形成了燕山石化、齐鲁石化、上海石化、扬子石化、茂名石化、福建炼化、天津石化、镇海炼化、大庆石化、独山子石化、兰州石化、吉林石化、抚顺石化、惠州石化等大型炼化一体化基地，使原油资源配置和利用更趋优化，炼化企业在保证交通运输燃料生产的基础上，努力增产石化原料，积极提高石化原料的质量，充分发挥公用工程系统的整体优势，企业综合竞争力及抗风险能力显著增强。
2.5节能减排力度持续增强，效果日益显著
近年来，应对气候变化、实现可持续发展已成为世界各国、各行业面临的一项紧迫而又长期的任务。中国炼油工业始终坚持把节能减排放在突出的战略位置，不仅担负起发展经济、保障供给、实现效益最大化的经济责任，更担负着节约资源、保护环境的社会责任。近年来，从加强管理、调整结构、创新技术等方面，切实推进节能减排，取得了明显的成效。（1）以强化管理促进节能减排。多年来，炼油企业在不断做大经营规模的同时，始终坚持把节能减排摆在突出的战略位置。以精细化管理为手段，持续提升节能减排水平。在集团公司层面，各大石油公司建立健全节能减排的组织管理体系，大力推行节能减排工作问责制和目标考核制等多种管理措施，为企业贯彻落实节能减排任务提供宏观指导。在企业层面，通过设置节能减排主管部门和管理岗位等措施，形成了职责明确、协调有效的节能减排管理网络。（2）以技术进步促进节能减排。多年来，炼油工业不断加大技术投入，全面推广已列入国家发改委重点推广技术的成熟节能技术，并结合自身实际情况重点开发及推广了一系列实用的节能减排技术，促进节能减排技术水平的不断提升。尤其是“十一五”期间，以突破关键技术为主攻方向，广泛开展科技攻关，对常减压蒸馏、催化裂化、加氢裂化、催化重整等重点装置，以及加热炉、锅炉等高耗能设备实施节能技术改造；还通过实施装置热联合、换热网络优化、加热炉强化传热技术、变频调节技术、低温热利用等节能技术，以及循环水系统优化、凝结水回收等节水技术，实现装置能耗和用水单耗指标的持续下降。2005～2009年间，中国石化、中国石油两大集团的炼油平均综合能耗从3.051GJ/t下降到2.671GJ/t，下降12.5%；加工每吨原油耗新鲜水量从0.82t降至0.55t，下降32.9%。按2009年加工原油310Mt计，相当于减少能源消耗1.18×108GJ、节约新鲜水用量83.7Mt。
2.6信息化建设和应用水平不断提高，企业管理水平明显提升
炼油企业信息化建设与应用的全面推进，在提升管理水平和提高竞争力等方面成效显著。突出表现在：（1）以ERP为核心的经营管理平台对炼油企业的经营管理和辅助决策的支撑作用成效显著。企业通过ERP系统，实现物流、资金流、信息流“三流合一”，使生产经营流程得到优化；通过实现财务“一本账”、物资“一个库”等信息化手段，使企业规范化、精细化管理能力大幅提升，生产效率和经济效益显著提高。（2）以生产营运指挥系统为核心的生产营运平台为生产经营优化与决策提供有力支持。企业利用炼油生产过程实时监控功能，动态跟踪各企业生产装置运行情况，实施适时调度，支撑装置“安、稳、长、满、优”运行，确保炼油生产计划完成；供应链系统的深化应用，在支撑原油采购、炼油加工方案优化、降本增效上发挥了显著作用；炼油企业信息应用系统在优化原油资源结构、优化生产方案和产品结构、优化船期、库存和检修安排等各个方面，降本增效突出；流程模拟系统的应用，实现了生产过程的模拟仿真，为原油加工、装置运行和维护提供技术支撑；先进过程控制（APC）系统的平稳运行为装置节能降耗、提高产品收率和质量做出了重要贡献。
3低碳经济对中国炼油工业的挑战
我国发展低碳经济，一方面是要积极承担环境保护责任，完成国家节能降耗目标；另一方面是要调整经济结构，提高能源利用效率，发展新兴产业，建设生态文明。这是实现经济社会发展与资源、环境“友好”双赢的必然选择。我国政府郑重承诺，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%，并将减排目标作为约束性指标纳人国民经济和社会发展的中长期规划。在发展低碳经济的大背景下，我国炼油工业发展将面临以下严峻挑战：
（1）原油资源劣质化的挑战。我国正处在工业化、城镇化加快发展的重要阶段，在今后较长一段时期内，国民经济的又好又快发展将拉动石油产品需求保持稳步增长。预计到2015年，国内石油需求将突破500Mt，2020年将增加到600Mt左右。但从国内石油生产来看，开采难度不断加大，成本呈现逐年上升趋势。预计2015～2020年，国内原油产量将保持在200Mt左右，致使我国石油对外依存度预计将从2009年的53%上升到2015年的62%左右和2020年的68%左右，资源稳定供应的挑战日益严峻。此外，从国内和国际石油资源剩余储量看，高硫、重质等劣质原油比例逐年上升。国内石油探明储量的品位在不断下降，低渗、超低渗、超稠油储量所占比例不断加大。全球低硫、轻质原油的产量不断减少，含硫、重质原油的产量不断增加。2009年，以生产低硫原油为主的亚太、西欧（主要是英国）、非洲地区的原油探明储量仅占全球原油探明储量的13%左右；以生产含硫原油为主的中东地区原油探明储量约占全球的56.6%；以生产重质原油为主的拉美地区原油探明储量约占全球的14.9%。从原油实际加工情况看，近年来我国加工原油劣质化趋势明显。如2009年中国石化集团公司炼油企业加工含硫、含酸原油的比例已达到80%左右，其中高硫、高酸劣质原油的比例达到49%。原油资源的劣质化必然促使炼油工业完善加工手段，提高加工深度，但同时必然带来炼油加工复杂度、苛刻度的提高，对节能减排将构成严峻挑战。
（2）产品清洁化的挑战。在发展低碳经济、绿色经济、实现可持续发展的大形势下，对石油产品的环保法规要求和质量要求日益严格。全球车用汽油、柴油质量升级十分迅速，欧洲、美国、日本等发达国家或地区的汽油、柴油质量都已达到硫含量为10μg/g以下的超低硫标准。我国油品质量升级步伐也明显加快，2010年全国已经执行了汽油的国Ⅲ标准，2011年6月将执行车用柴油的国Ⅲ标准，北京市已经开始酝酿执行相当于欧V排放标准的汽油标准。生产高质量的清洁油品已成为我国炼油工业当今发展必须要解决的重点问题之一，生产清洁汽油、柴油的关键是降低硫含量，这就需要大幅增加加氢精制装置的能力。因此，如何以低碳排放获取廉价氢源将是石油产品清洁化面临的最棘手挑战。
（3）低能耗、低排放的挑战。自我国2004年颁布第一个《节能中长期专项规划》以来，有关节能减排的法律法规日趋严格。2007年6月，我国正式《中国应对气候变化国家方案》，把能源生产、转换，提高能源效率与节约能源，减少工业生产过程、农业、林业和城市废弃物等列为减缓温室气体排放的重点领域，并大力推进钢铁、有色金属、石油化工等领域的节能技术开发和推广应用。当前，国家有关部门正在按照到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%的目标，制定相应的行业约束性指标，并将对行业发展提出具体要求。为此，炼油工业需要付出巨大的努力，任务十分艰巨。
（4）替代燃料与传统石油基燃料争夺市场空间的挑战。为减少对石油资源的过度依赖，实现能源资源多元化已成为全球能源工业的必然趋势，一方面拓宽了炼油工业的原料来源，另一方面也使炼油工业面临着新的市场竞争。近年来，在高油价的推动下，煤制油以及生物燃料等替代燃料发展迅速。国内煤炭的直接和间接液化制油示范工程都已获得成功，多个以非粮为原料的燃料乙醇项目正在稳步推进，生物柴油工艺不断取得新突破，混合动力和电动汽车发展十分迅速，天然气的快速发展也带来LNG，CNG燃料替代的日益增多。根据国家《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，国内生物燃料乙醇年利用量将达到10Mt，生物柴油年利用量将达到2Mt。从炼油工业角度讲，这会给石油基燃料带来新的市场竞争压力，同时将为炼油工业产业结构调整开拓新的思路。
4低碳经济下中国炼油工业发展
发展低碳经济是中国炼油工业转变发展方式的关键。为此，提出如下建议：
（1）加快结构调整，促进发展方式转变，实现产业优化升级。坚持“大型化、基地化、一体化、集约化”的发展模式，坚持立足现有企业改扩建和适当新建的发展原则，加快发展环渤海、长三角、珠二角以及中西部的炼化企业集群，加速淘汰能耗高、物耗高、成本高、资源浪费、污染环境的落后生产能力和设施；积极打造资源利用率高、加工灵活、环境友好、具有较强国际竞争力的炼油企业。
（2）坚持炼化一体化发展，提高能源资源利用效率。充分发挥炼化一体化发展的优势，依托千万吨级炼油厂和大型乙烯工程改扩建及新建的项目，加强公用工程系统的优化整合，实施炼油化工产业链之间的资源整合和优化。提升资源利用效率，提高资源使用价值，降低成本，提高企业的抗风险能力和整体竞争力，实现炼油、化工的协同发展。
（3）加强技术创新，为炼油工业低碳发展提供技术支撑。加快开发具有自主知识产权、具有国际竞争力的炼油新技术，满足劣质原油加工以及高品质清洁燃料生产所需成套技术的需要。继续加大科技投人，积极研发节能、环境友好以及替代能源新技术，为实现低碳发展提供技术支撑。另外，要从战略高度研究炼油工艺的革命性技术创新，如分子炼油等。
（4）为消费者提供清洁的高品质燃油产品。积极采用新工艺、新技术、新设备，调整装置结构，优化汽油、柴油组分，努力降低汽油、柴油硫含量以及各种杂质含量，提高汽油辛烷值、柴油十六烷值，实现低成本汽油、柴油质量升级，增产清洁高品质油品。
（5）狠抓节能减排，实现绿色发展。坚持把提高能效、节能减排、环境保护作为促进炼油工业低碳发展的重要措施。进一步加大节能减排等先进技术的研发与应用力度，尤其是加快催化裂化再生烟气、加热炉烟气、工艺排气以及电站排气中二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳等处理技术的创新和应用。同时，加大对节能减排的监管力度，不断提升管理水平。力争通过对资源的有效循环和清洁利用，实现炼油工业发展的经济效益、环境效益、社会效益相统一。
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