石油化工和石油工程的区别
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石油化工和石油工程的区别范文第1篇
关键词：石油化工；工程质量；监督体系；监督策略
中图分类号：TB
文献标识码：A
文章编号：16723198（2015）18021101
石油化工在工程质量监督体系中体现出的主要的特征有：第一，石油化工对工程质量准则的要求极为苛刻，因为这项工程涵盖的专业领域相当广泛，对于施工后的工程都放置在高温高压、易燃易爆、有毒有害等条件很严格的环境下工作，这项工程的危险系数相当高，因而对工程质量的要求也就非常高。第二，在对石油化工工程质量的管理上，对管理人员的业务水平有着极为严格的要求，因为这项工程中存在的安全隐患比较多，在施工过程中对工程质量的要求相当高；石油化工的施工周期通常情况很短，但是对施工的进度有着苛刻的管理体系；由于施工的团队比较多，签订的条约也多，工作人员在施工现场很难进行管理。三是，随着时代的快速发展，石油化工在工程技术方面也在快速的更新，出现的新设施和技术不断被投入实际的工程生产当中。例如大型的吊装设施、不同的焊接材料，调试仪器的高精密性等。四是，石油化工在施工过程中所涉及的专业领域广，比如土木工程、钢架结构、锅炉的加热、输油管道的焊接以及处理热和腐蚀造成的危害等专业方面。以上几项特征决定了石油化工在工程质量等方面，还具备了其他的特征：坚定不移的对石油化工项目的工程质量与参与建设的责任单位质量行动相联系的监督管制体系。
2 现阶段国外石油化工工程质量监督管理现状
现阶段国外的石油化工工程质量监督管理模式主要分为直接监督和间接监督两种模式，直接监督中又可分为主动参与模式和授权监督模式。主动参与是指石油化工工程主管部门根据相关法律法规的规定，积极主动地参与到对石油化工工程项目的监督管理中去，石油化工工程项目承建单位在开工之前必须办理相关的许可手续，主动地接受工程主管单位的相关官员及专业技术人员监督检查，采用主动参与模式的主要代表就是美国；授权监管模式就是政府授权或者聘请外部专业监督检查人员，包括专家、工程师、专业技术人员、质量控制专员等对工程建设的各个环节进行监督检查，全面负责工程质量。
间接监督模式是以德国为代表的国家主要采用的石油化工工程质量监督模式，其主要指的是通过对相关工程设备、材料质量的严格的检查标准的制定，通过制造单位或者是有相关资质的检验单位对工程产品的质量进行检测之后才能进入市场销售，制造单位对其工程产品的质量负有全面地责任，对其工程产品质量实施连续的质量控制及检测，从产品的制造、销售、施工等各个流程进行取样检测，并且在项目实施过程中，项目工程质量控制单位还要对工程产品质量的控制及检测过程本身进行抽查检验和评价。同时，在工程产品和设备通过检测后，工程产品和设备必须使用合格的“CE”标志以示区别，政府工程建设质量主管单位对市场上以次充好的假冒伪劣产品的打击力度极强，一旦被政府主管单位发现必将施以严惩，并且取消其相关的制造、建设资质。
3 我国石油化工工程质量在新形势下遇到的挑战以及在工程质量的监督上存在的现实状况
3.1 石油化工工程质量在新形势下遇到的挑战
一是，目前石油化工行业内部的竞争势头日益增高，而且石油化工工程的建设范围每年都在增大，发展的速率也在不断提高，对石油化工施工建设的质量管理和监督方面的工作提出了越来越高的挑战。
二是，对石油化工建设的投资主体较多，让工程质量的监督管理在正常进行工作时有一定的难度。
三是，在法律的范围内，石油化工在质量的监督上有众多的主体，主要有工程的建设、石油管道的勘探设计、施工过程、监理以及工程的检测这五部分主体，除了这些责任主体以外还有材料的供应商、石油设施的制造以及对石油化工咨询的管理部门等。
四是，及时调整政府部门对石油化工工程质量监督权利的观念。要积极借鉴国内外相关行业的工程质量监督经验，不断地完善和创新监督方法，对工程质量监督的理念和方法进行及时更新、推广。
3.2 石油化工在工程质量的监督上存在的现实状况
在石油化工施工的过程中，在工程质量监督的工作上仍有很多问题，以下几点在质量监督方面主要存在的问题：首先，根据石油化工工程建设的主体单位来看，管理体系不明确和不顺畅，降低了对工程质量的监督力度。管理阶层对工程质量的关注意识不够高，造成了质量监督管理部门的设置上不科学，质量监督管理体系不充分，各部门以及政府进行管理的现象随时发生。其次，石油化工在工程质量监督的内部管理结构上有岗位设置的问题。再次，石油化工工程建设质量在监督的力度上由于市场的主体不明确显得很匮乏，相应的制度办法无法有效地进行实施，石油化工的监督管理人员有限，造成了不能够在市场上进行公平合理的竞争，根本体现不出质量监督的作用。最后，监理的工作由于受到建设单位的限制，在很大程度上发挥不出重要的监督管理作用，在具体的工作配置上与建设单位没有达成一致，造成在对石油化工质量进行检查是相互推卸责任，降低了工作效率，对施工的各环节不能有效的进行监督。
4 防范管道输油中存在的安全隐患所采取具体的实施策略
第一，加强权力的集中化，对管理部门的结构进行重新组合，将分散在各部门的管理权力全部统一起来，只有将分散的管理部门集中一起，才能有序地进行工程建设。石油化工工程质量的监督职权属于政府职权，因此在执行监督权力的过程中就必须表现出执法的威望性。因此在行使这种监督职权的时候，必须让这种管理机构相对独立。
第二，在工程建设过程中，对勘测设计、施工建设、监理等单位的工作人员的思想教育工作要提高，让工作人员懂得国家的政策法规和具体文件以及准则，加强各部门工作人员在工程质量监督过程中遵守法规的意识。
第三，对石油化工工程质量监督与管理人员的专业能力进行常规培训，以提高工作人员在工程质量监督的专业素养。石油化工工程质量监督的管理部门应对静态的质量管理行为和动态的质量管理行为进行合理地监控，以此来保证石油工程建设的质量保持在一个比较高且平稳的水平上。
第四，对工程建设、勘测设计、施工、监理以及施工建设等单位进行最基础的管理工作，增强工程在管理方面的准则化、规范化。各个工作单位都要行动起来，让各项文件落实到工作上去，才能提高石油化工工程质量监督的工作效率。
第五，拓宽石油化工质量监督的工作领域，保障石油化工工程的各方面都能得到监督，这些工作领域涵盖了：向石油炼化的检查修理延展、向设计和制造石油设施过程中延展以及向石油化工工程的安全建设以及质量监督的管理体制方面的延展。为了不使每个环节出现任何差错，管理人员在对石油化工工程建筑的质量进行监督时，不能放过工程的每个环节，保证石化工程不出现任何差错。
参考文献
[1]中国石油天然气集团公司.石油天然气建设工程质量监督工作程序[Z].2005.
[2]关颂.石油化工专业工程质量监督工作[J].油气田地面工程，2006，（11）.
石油化工和石油工程的区别范文第2篇
关键词：油气 集输管线 温降 计算方法
从油井开采到地面的原油由于包含带有溶解盐的油层水、泥砂以及天然气等杂质。在油气的开采管理过程当中，油气集输管线沿程的温降计算是其中重要的内容之一，与油气管线运行的安全性以及经济性有着密切的联系。然而由于相流动问题具有复杂性，成熟的油气混合物温降的方法依旧处于研究当中，由此在实际的工程项目中，往往通过单相油流的苏霍夫温降公式进行估算，然而往往将造成很大的误差。随着石油工业的迅速发展，油田的实际生产中需要提出一种油气集输管线沿线温降的精确计算方式，通过从能量微分方式为基础，同时与压降等经验关联式结合起来，从而得出了油气集输管线沿程温降的计算公式，同时也编制除了大型计算机程序。通过将计算的结果与AGA数据相比较，相应的精度符合要求。
一、建立数学模型
1.热力计算能量平衡方程
石油工业开采过程中的油、汽、水混合物流动而言，液相包括不相溶的油以及水两种液体，由此其属于气液多相流动。然而其流动的力学关系与气液两相流动类似，由此一般也可将其规划为气液两相流动的研究范围。若是两相之间不存在温度滑移，同时也不计算油品的径向温度梯度，由此，气液两相混合物沿着管线的能量微分方程可表达为：
上述公式中，q是与管壁方向垂直的热流量；H为混合物焓；V为混合物的平均速度；θ为管轴线与水平面的夹角；g为重力加速度。
由于H混合物焓在很大程度上依赖于其自身压力P以及温度，由此可用下列公式表示：
公式中的μJ是焦耳一汤普森系数，是由于流体没单位压力变化而引起的温度变化，CPm是混合物的定压比热。由此整合公式（1）和公式（2）可得出：
公式中的负号表达散热，T1是环境土壤温度，k是传热系数。将公式（4）代入式（3），整理可得出：
公式（5）实际上是一阶线性微分方程，其边界条件为在油管的出油口，当x的值为零时，Tf=Tf0。通过解方程（5）可得出温度分布公式为：
公式（6）当中除了传热系数k以及压降dP/dx之外，其他的参数均为常数，由此只需要计算出传热系数k以及压降，则可得出温降曲线。
二、计算传热系数
地下管道示意图如上图所示，若是忽略管壁导热热阻，那么总传热系数可表示为：
上述公式中h为管线埋藏深度，r0 =d0/2为保温半径，r1 =d1/2为管道的外径。
而油气管道周围土壤的导热热阻，其倒数可表示为：
其中λ1是土壤导热系数，与土壤基质导热系数、土壤颗粒的大小分布、干土的计算密度以及土壤湿度相关。一般而言，干土质是由两种颗粒尺寸构成，砂以及粘土。砂的颗粒尺寸一般为0.002！2rnm，而粘土的颗粒尺寸则小于0.002mm。若是设置粘土的重量百分数为Sc，设置粘土重量的百分数为Sw。那么湿土的导热系数为
上述公式中的a为0.1424～0.000465Sc，b为0.0419 ～0.000313Sc，c的值为6.24 x10-4ρs。
当前集输管内对流换热系数的计算，当前存在多种经验关联式。而几乎所有的经验关联式都是以单相流体的对流传热计算公式为基础进行修正的。通过使用Groeneveld提出了经验关联式表达如下：
油气管道中，在气液两相的流动当中，相界面的形式十分复杂，同时由于气相容易被压缩，从而导致相交的界面容易产生变形，从而构成了不同组合的相界面。不同的相界面将构成不同的流型，而不同的流型也具有完全不相同的流动以及传热热性。由此对压降的计算不仅仅要按照不同的流型选择不同的计算机的关联式。
在通过对两相流动压降计算的问题研究，得出了各种不同的经验关联式。总结起来可分为两大类型：一类是以实验室为基础而建立起来的经验关联式，而另一类则是建立在油田的现场数据基础之上的经验关联式。通常而言，以油田现场数据基础所建立起的经验关联式具有更高的精度。相关的文献从不同的角度明确了油、气、水等联合运输过程中各种流型的流动特性、流型的划分以及其相关的压降计算关联式，同时使用美国煤气以及石油协会数据库中的数据对计算方法进行了验证和评述。
参考文献
[1] 王卫强，吴明，王勇，吴玉国，荣登科. 油气两相流温降计算方法的研究[J]. 辽宁石油化工大学学报. 2007（02） .
[2] 欧阳伟雄，刘扬，魏立新. 埋地混输管道热力计算分析[J]. 油气储运. 2007（08） .
石油化工和石油工程的区别范文第3篇
[关键词]全蜡油硫化、径向温差、不均匀分布因子、反应器压差、催化剂润湿吸附温升
中图分类号：TM173 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）12-0068-01
0 引言
随着全球石油能源开采利用的效率逐渐达到上限，在现代化的炼油企业中也不得不对炼油过程中的劣质石油进行处理，而渣油加氢无疑是一种较好的提升石油利用效率的方法。在渣油加氢处理过程中使用的催化剂，其主要的活性组分是非贵金属，刚装填进去的催化剂中，其活性组分主要以氧化态金属的形式存在。要让催化剂在工艺过程中保持良好的活性以及稳定性，提高其抗毒性和寿命，就需要将催化剂中金属由氧化态转化为硫化态，这样才能使加氢催化剂的效能最大化。在加氢催化剂的开发过程中，对催化剂进行预硫化处理是最重要的瓶颈。在常规的硫化过程中，一般是将低温下柴油的硫化处理和高温下的蜡油硫化处理组合在一起进行。本文旨在将常规的硫化处理与全蜡油硫化处理工艺进行比较，分析讨论全蜡油硫化处理加氢催化剂的优势。
一、常规的硫化处理工艺的缺点
在常规的硫化处理过程中，一般是使用柴油去进行低温的硫化处理，但是经过硫化处理的柴油不能直接排放到罐区，因为柴油里面含有硫化氢等有害物质。因此，需要对常规的硫化工艺进行脱氢处理。在新建的炼油厂，一般会选择两系列单开单停的渣油加氢设备，两列反应系统是分开的，而其两列的分馏系统是共用的。当其中一列反应系统正常工作，但是另一列反应系统需要停机换剂时，需要对蒸馏系统里面的柴油的用量进行调整，从而预防分馏系统塔底的泵被抽空，进一步导致柴油和蜡油的切换时间太长而使工艺时间延长。
二、比较常规硫化工艺与全蜡油硫化工艺
1.硫化过程的工艺、硫化时间对比
在低温硫化反应过程中，需要在硫化油中添加硫化剂并且将硫化过程产生的热量带走[1]。一般情况下，蜡油与柴油相比，其黏度更大，但是在升温过程中，蜡油的黏度会随着温度的升高而迅速降低，因此采用全蜡油硫化工艺的效果如何需要通过实验进行验证。
本文在渣油加氢装置中将采取常规硫化工艺得到的数据与采用全蜡油工艺得到的数据进行比较和分析。在二者的比较分析过程中，无论是采用哪一种工艺，其硫化过程的反应步骤都是差不多的。通过实验对比可以得出：全蜡油硫化过程的进油量大约是120t/h，低于常规硫化过程的150t/h；同时全蜡油硫化的低温硫化时间和高温硫化时间分别为4h和2h，而常规硫化工艺的时间分别为8h和2h。通过比较可得知：在排除反应过程中催化剂及硫化层穿透的因素对硫化过程的影响以后，全蜡油硫化过程大约可以节省20h的反应时间。
2.硫化过程中的各种影响因素
在硫化过程中，硫化油对硫化工艺的影响是很大的。蜡油的黏度在常温下比柴油大，可是蜡油的黏度对温度十分敏感，因此，如果硫化油中的催化剂在硫化早期没有均匀地分布的话，就会导致偏流的形成，从而影响硫化过程中催化剂的加氢能力以及催化剂的使用时长。一般而言，我们可以采用反应器压差对黏度进行表征，可以用反应器在直径方向的温度差（径向温差）以及不均匀分布因子对流体的分布进行表征。
3.径向温差对反应器硫化过程的影响
在反应器的上部及下部的同一水平面分别放置4个对称的测温点，可将径向温差定义为剔除异常的温度测量之后，在同一个水平面上的最高温度和最低温度的差值。通过实验可知，常规硫化和全蜡硫化过程中的径向温差都没有超过2℃，说明两种硫化过程中催化剂都是均匀分布在反应器内部空间的。
4.不均匀分布因子对硫化过程的影响
在硫化过程中，反应器的温度分布不是很均颍这是由于在反应器中气相和液相的不均匀分布，同时液相和气相的流速过低以及以及硫化油的黏度过高等因素导致的。不均匀分布因子的定义是指反应器中的床层顶部与底部的热电偶的温差的最大值和最小值之比[2]。在硫化过程中，可以采用不均匀分布因子去判断反应器的温度分布是否均匀。
5.反应器压差对硫化过程的影响
通过实验可知，在低温硫化过程中，采用全蜡油硫化工艺的反应器的压差要比采用常规硫化工艺的反应器压差略高，大约是0.01MPa；而在高温硫化时，结果却刚好相反，二者的压差相差也不是很大，也小于0.1MPa。因此可以知道；在两种硫化工艺中，硫化油的黏度对于反应器的压差影响不大。
6.催化剂的润湿吸附产生的温差对硫化过程的影响
在硫化过程中，催化剂由于润湿吸附作用，会放出部分热量，使反应器内的温度升高。通过实验可知：在常规硫化过程中，催化剂润湿吸附导致的温升比较高，甚至最大温差达到45℃，同时存在温差的时间较长，可达50分钟；在全蜡油硫化过程中，催化剂润湿吸附产生的温升较小，最大温升仅有20℃，温差存在的时间只有15分钟左右。通过比较可知，全蜡油硫化过程中的催化剂润湿吸附温升比常规硫化过程中的温升少，因此对催化剂的使用性能和使用寿命的保护更好。
三、结论
常规硫化过程相比，全蜡油硫化可节省约20h的反应时间。两种硫化工艺工程中的径向温差、不均匀分布因子以及反应器压差的区别都不大。全蜡油硫化过程中的催化剂润湿吸附温差比常规硫化工艺中的温差要小，持续时间也更短，更有利于保护催化剂。
参考文献
石油化工和石油工程的区别范文第4篇
【关键词】抽油机井系统 效率评价 技术 研究
石油企业要保障高效、稳定的产量，各项机械设备需保持最佳的状态，其中抽油机井是其中较为重要的部分。其系统的效率直接影响到产量、能源消耗、成本及使用寿命等各个方面，受到了石油企业各个管理层的关注。因此掌握其使用效率状态是及其重要的工作。一般油田主要是对抽油机的能耗进行测量，并将测量出的结果与不同油井、不同区域及各个油田之间做对比分析。但是影响抽油机井系统效率的因素很多，如液体粘度的高低、拱液能力的大小等，导致各个抽油机井系统的效率均有所区别[2]。需要建立一套适合现代石油企业发展、提高抽油机井系统效率的有效措施。
1 抽油机系统评价的原理
系统效率值的大小无法从实际上反映油井或油田的管理水平，且当前石油行业标准没有提供各个油井或各个油田间平行对比评价的指标，需要通过对油井的实际生产时所能达到了的效率进行考察并计算出具体数值，该实际效率即为系统效率的实现率。其与油井的额定效率的比值才能真正反映出油井的效率。
2 系统效率实现率的建立
抽油机井系统效率是指抽油机的有效功率和电动机输入功率的比值，其能够准确的表现出抽油机井的运转状态。提高系统效率的主要方式是在一定实现某一项生产目标的基础上，压缩电动机的输入功率，但是电动机的输入功率的压缩空间是有限的，即抽油机井系统的效率的提高度是一定的，其存在效率的峰值。根据抽油井系统的效率值可以较为直接的看出效率的潜力，即系统本身的效率越高，效率提高的空间较小，潜力较小；反之，系统效率值较低时，提高空间较大，潜力则大。但是单纯的对系统效率值进行分析，并不能直接得出准确的定量系统潜力，而还需要得到系统效率的最佳值，综合分析，才能得到准确的潜力定量，进而推断出系统效率的实现率。
3 系统效率预测与评价系统
抽油机井系统效率预测与评价是在Delphi 7.0程序设计语言的基础上制作的，其包括文件模块、系统效率模块、测试模块、选项模块、统计报表模块、帮助模块。其能够在小喇叭预测的条件下，快速准确的对各类数据进行统计，并清晰的显示出来。另外，根据不同条件进行二次筛选，如不同厂区及其他指定条件，最后采用EXCEL的格式输出结果。具体的一口抽油机井最佳系统效率值及系统效率实现率的取得过程分为以下几个步骤：①首先应保证抽油机的数量一定，且将当前的生产目标作为测试的参考，包括实际的产液量、动液面、含水率、油套压等，再将不同的管径、泵径、泵挂、不同等级的杆柱等进行组合，并记录相应的系统效率。另外需要注意泵挂与杆柱的组合应遵循一定的规范；②根据相应的公式计算出每一种组合的输入功率；③以最低输入功率作为系统最佳效率；④分别计算出当时条件下抽油机井系统的实际输入功率；⑤根据上述公式以及已知的数据，计算出系统的效率实现率[5]。
4 基于系统效率评价的管理
在系统效率得到准确评价的条件下，可以全面、准确的了解各个油井、区域或者油田的生产效率状况，清晰的认识到油井的潜力及提高空间，可以根据具体情况合理制定效率管理目标及经济效益任务。对于效率实现率达不到要求的油井，及时分析原因，并提出改进方案。该评价系统还具有适应性强的特点，在进行过测试或者未经测试的油井均可以进行评价，很大程度上降低了在进行测试时所需的劳动力，有效的控制了测量成本，能够间接的提高单位油井的生产成本。
5 总结
对石油企业效率测评与评价可以为各种条件不一的油田提供科学统一的标准，提高抽油机井系统效率管理的自动化程度，并可作为今后管理层工作中的重要管理依据，其能够有效检验石油企业的管理水平，并根据实际情况来合理的制定管理目标。一般来讲，抽油机井的效率值并不能全面准确的反映出油井或者油田的管理水平或者生产效率，且当前石油行业还有没有制定出一套各个油田之间效率相比较的统一标准，而系统效率的实现率则可以达到该目的。该系统从根本上反映出各个矿区、每个油井的生产效率及系统效率的潜力，将该标准在各个油井、各个区块中作横向比较，并制定出效率潜力的目标值，对于提高抽油机井的生产效率及保障石油企业的长期稳定发展有着重要意义。
参考文献
[1] 姜杰，马强.抽油机井系统效率评价与管理标准的研究[J].承德石油高等专科学校学报，2009，11（01）：17-20
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[3] 郑海金，邓吉彬.能耗最低机采系统效率评价方法的研究与应用[J].复杂油气藏.2010（02）：69-71
[4] 陈伟，张丽，甘庆明.低渗透油田机采系统效率合理测试时间探讨[J].内江科技.2011（01）：140
石油化工和石油工程的区别范文第5篇
关键词：综合组网 化工码头与库区 工业以太网
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）05-0083-01
1 背景
化工码头与库区业务联系紧密，模式有二家公司分开经营和一家公司统一经营两种。对于后者，在组织管理上提供了更加统一的管理模式，同时为了更好的实现控制管理系统集中、灵活、可靠、稳定性提出了更高的要求，
南港泰奥石化码头位于天津南港工业区西港池西侧，规划建设8个泊位，并预留2个10万吨级泊位，一期建设四个泊位，建设东西两个库区。控制管理系统由工艺流程自动控制、信息管理、视频监控、电量监测、语音广播、电子巡更、消防给排水等各子系统构成。
本课题依托该项目，进行了深入的研究并提出了综合组网技术方案，有效整合了码头和库区的信息资源，建设一套稳定可靠的控制管理系统。
2 OPC技术
由于码头和库区的控制系统由分散的各子系统构成，各子系统采用的设备和方案由于各自的实际要求不尽相同，为了将这些子系统集成并架构统一的实时监控系统，实现各个系统的数据共享，需要统一的开放接口，为此，本项目应用OPC（OLE for Process Control）来实现各子系统数据传输的基本协议。
OPC基于Microsoft公司的Distributed interNet Application （DNA） 构架和Component Object Model （COM） 技术的，根据易于扩展性而设计的。
OPC规范定义了一个工业标准接口，是以OLE/COM机制作为应用程序的通讯标准。OLE/COM是一种客户/服务器模式，具有语言无关性、代码重用性、易于集成性等优点。OPC规范了接口函数，不管现场设备以何种形式存在，客户都以统一的方式去访问，从而保证软件对客户的透明性，使得用户完全从低层的开发中脱离出来。OPC定义了一个开放的接口，在这个接口上，基于PC的软件组件能交换数据。它是基于Windows的OLE——对象链接和嵌入、COM——部件对象模型（Component Object Model）和DCOM——分布式COM（Distributed COM）技术。因而，OPC为自动化层的典型现场设备连接工业应用程序和办公室程序提供了一个理想的方法。
3 综合组网技术
在石化仓储项目上，DCS应用实例较多，在石化码头PLC应用实例较多，随着PLC作为成熟的控制器及其网络通讯能力的迅速发展，基于PLC构成的控制网络与传统的DCS系统已经没有明显的区别，本项目采用ABPLC作为码头和库区的处理器，不仅在硬件上最大程度的统一品牌规格，从而减少中间技术协议转换工作减少备品备件数量，同时由于PLC组网造价较之DCS组网有价格优势，因此可以有效降低系统造价。
采用工业以太网技术，保证了通讯网络良好的兼容性和稳定性，同时实现了通讯的高速化。其中管理系统工业以太网络主要用于办公信息管理系统的数据处理、存贮、信息查询以及报表的输出等工作，管理以太网主干网络通讯速率为1000M。控制系统网络能够长期连续运行。控制系统工业以太网络具有网络在线编程和系统离线编程的功能。主要功能包括流程控制操作；处理操作指令；自动收集设备状态数据并指示设备运行和设备故障状态；流程联锁和逻辑控制；实时数据采集和处理；系统与各子系统的有线数据通信；系统与各子系统的I/O有线信号传输；接收船舶和库区的输入数据；控制系统网络全系统故障自诊断。
在VC环境中使用定制接口开发OPC客户应用程序，OPC技术规范把硬件供应商和应用软件开发者分离开来，使得双方的工作效率都有了很大提高。本项目应用RSView32组态软件进行实时监控的过程控制，应用OPC技术方便地实现了VC应用程序和RSView32的数据交换，间接地实现了VC应用程序与PLC的通信。
采用OPC技术，保证码头和库区硬件系统选型的独立性和软件通信协议的融合性。本项目根据生产工艺和空间建有3个控制分中心，分别是码头控制管理分中心、东库区控制管理分中心以及西库区控制管理分中心，其中控制主站设置在西库区。在每个分中心设置2台OPC服务器，分别负责PLC控制系统和视频监视系统的数据存储接收和转发工作。其中视频监控系统包括视频监视、防入侵检测、门禁考核、电子巡更及海关等子系统，PLC控制系统包括工艺流程控制、消防给排水控制及电伴热子系统。
该系统组网拓扑结构既保持了数据的全息共享，同时，又保证了各控制管理分中心的相对独立性，对于设备选型及传输方式可以兼容并蓄，控制系统监控东库区为主监控中心，西库区为辅监控中心，码头监控中心设置成无人值守监控中心，其中各监控中心的消防和输油、储油工艺在控制上完全独立设置，输油工艺现场控制阀门等采用总线形式以节约项目投资成本，而消防工艺控制采用传统的电缆连接方式以确保系统的可靠性。
4 结语
本课题依托天津南港泰奥石化码头工程，结合工程实际情况提出了科学的组网技术方案，各个子系统相对独立又通过OPC技术实现无缝连接，适合码头和库区二位一体的企业，提高了企业的技术竞争力。
参考文献
[1]孙敏，顾德英，汪晋宽.基于OPC技术的监控组态程序的开发[J].仪器仪表学报，2003（S1）.
石油化工和石油工程的区别范文第6篇
【关键词】石油公司；社会责任报告；评价指标
【中图分类号】F426.22 【文献标识码】A 【文章编号】1006-5024（2013）05-0046-06
【作者简介】王政忠，西南财经政法大学EMBA硕士生，高级经济师，胜利油田社会保险管理中心主任、副书记，研究方向为人力资源和社会保障。（山东东营257008）
作为中央骨干企业的国内石油行业的三巨头，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）、中国石油化工集团公司（中国石化）和中国海洋石油总公司（中国海油），其生产经营活动与整个社会经济活动和人民生活紧密相连，已经成为影响国家能源安全的重点行业，并且是与国民经济命脉息息相关的关键领域。积极履行社会责任已然成为三大石油公司的光荣义务，将社会责任理念深深根植于企业发展战略、企业生产经营和企业文化，对于企业的创新发展方式和激发企业的创造力，提升品牌形象和职工素质，增强企业内生凝聚力，都有积极作用。三大石油公司认真履行社会责任也是融入国际经济秩序的现实需求，在全世界各大经济体密切关注绿色低碳发展的新形势下，国际社会对石油行业的社会责任履行高度关注，承担相应的社会责任已成为对企业评价的重要指标。可以说，三大石油公司社会责任的履行，对于树立良好的企业形象，提升企业的国际影响力都是十分有利的。本文将从不同角度对国内三大石油公司社会责任报告的编写进行分析和思考。
一、国内三大石油公司企业社会责任报告的异同点分析
作为我国能源安全的责任者和与国民经济息息相关的中央骨干企业，中国石油、中国石化和中国海油了与企业相关的社会责任报告，其中最早的是中国海油，它的可持续发展年度报告是从2006年开始的，而从2007年起，中国石油股份和中国石化股份才开始社会责任报告。下面通过对三大石油公司社会责任报告的解析，比较三大石油公司在报告编制上的异同，揭示三大公司在实际履行社会责任上表现出哪些主要特点。
（一）关于社会责任报告的名称和范围
按照国资委的要求，中国石油行业的三大集团公司和其股份公司均定期社会责任报告或可持续发展报告（中国海油的社会责任报告是以可持续发展报告的形式出现），三大集团公司的最大股份公司也均社会责任报告，其中中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限公司是以可持续报告的形式出现的，中国海洋石油有限公司（简称中海油）直接社会责任报告，除中海油每两年一次社会责任报告（如2009年和2011年两年合并一次）外，三大公司的社会责任报告或可持续报告均为年报。
（二）社会责任报告的编制模式和内容
从中国石油、中国石化和中海油社会责任报告的编制模式来看，它们都与国际的标准报告体系进行了对接，并结合自身实际对报告进行了创新性的改造，形成了既符合国际通行标准的报告体例，又与我国实际相结合，反映出行业特色与企业经营性质相关的报告体系。比如：在报告中三大石油公司都明确指出，报告的主要参考体例是由国务院国有资产监督管理委员会的《关于中央企业履行社会责任的指导意见》的相关内容为主，辅助参照指标和体例为由全球报告倡议组织（GRI）的《可持续发展报告指南》、由国际石油行业环境保护协会（IPIECA）和美国石油学会（API）联合的《油气行业可持续发展报告指南》、《中国企业社会责任报告编写指南》编写而成的。
社会责任报告格式的条目是基本一致的。三大公司报告中都有公司概况或治理，董事长致辞、关键数字，关于本报告，报告目录等，如中国石油的封面直接在企业社会责任报告下列示出企业的责任文化“奉献能源、创造和谐”，在“关于本报告”中将报告主体、指代说明、时问范围、报告周期、编写原则、内容范畴、信息来源、报告改进、指南参照、语言版本、报告获取、封面故事等条目纳入。
这里以2011年国内三大石油公司的社会责任报告为例，从报告内容上分析报告的异同点。相同点主要表现五个方面：首先是编排顺序上，三大石油公司均按照公司认为的责任重要程度进行了编排。如中国石油股份以保证国家稳定的油气供应为最大的社会责任，于是该公司就将“积极有效的能源开发”和“持续稳定的油气供应”放到了报告的前两部分；与此对应的中海油则把企业对环境的影响作为十分重大的社会责任，因此，将“企业与环境”放在报告的第一部分也就顺理成章了。其次是三大石油公司在报告中都将财务绩效的披露简单化，用很小的篇幅进行介绍，其目的都是为了突出企业对社会责任的重视，这与国际通行的做法相一致，也展示出这些企业对社会责任报告理解是深刻的。再次是三大石油公司在重点内容的选取上，都包含了安全环保、员工发展和奉献社会等内容。第四是三大石油公司在报告中都提出了自己的社会责任理念，并以此为中心展开。例如：中国石化提出“奉献清洁能源，共创世纪蓝天”的理念。中国石油提出“奉献能源，创造和谐”的理念，而中国海油提出的理念则是“奉献清洁能源，创造美好生活”。第五是在每个部分关于责任内容的写作上，三大石油公司都是按照从制度到具体做法，然后是绩效和案例的手法，目的是为了突出而全面地展现该公司在社会责任上的履责表现。
三大石油公司责任报告的不同点主要表现在六个方面：一是内容的全面性程度不同。三家报告中中海油披露的内容相对简单，而中国石油和中国石化披露的内容更为丰富。二是在案例的运用上有区别。三份报告中，中国石油和中海油运用了较多的案例方法，特别是中海油还运用多个小故事进行说明的方法，给人留下深刻印象。三是利益相关方参与的内容不同。在报告中，中海油没有单独利益相关方参与内容，而中国石油和中国石化则非常重视，针对每一类利益相关方列出了沟通交流和期望回应的措施。四是在展示其社会声誉时都采纳了社会评价，但说明方法不同。中国石油分别用不同的评价来说明在不同责任上的成就，社会评价贯穿整个报告。中海油是在对各项责任内容进行总体描述时给予充分表现。中国石化是在最后单独集中列出。五是在披露的指标数量上存在差异。如中国石油和中国石化披露的指标相对中海油要多些，并将关键指标通过附录展示出来，让人一目了然。六是展望部分的详略存在差异。中海油报告中的展望部分最为简单，主要是给股东一个承诺的信息。中石油则较为具体，明确制订出工作目标和行动计划。
（三）三大石油公司社会责任报告的可读性分析
首先，三大石油公司在形式上都采用图文并茂的方式，使用的图像与内容关联度高，很具有可读性。三个公司的社会责任报告均提供了电子版，具有较好的获得性。特别是中国石油的报告在其官网上更是提供了简体中文、繁体中文和英文三个版本，获得程度比较高。从责任报告的印刷质量来看，均采用环保印刷，充分体现三大石油公司对履行环境保护责任的践行。
三大石油公司的社会责任报告在履行社会责任上非常严谨。三个报告都将保障供应、安全环保、奉献社会均放到重要位置，可是在具体的做法以及相关的履责绩效上存在差异，这种差异的存在是由三大石油公司的角色定位差异引起的，如从保障供应的责任方面来看，中国石油是我国最大的原油和天然气生产商以及主要的石油产品生产和销售商之一，中国石化是我国最大的石油产品、主要石化产品的生产商和供应商以及我国第二大原油和天然气生产商，在我国的央企中具有举足轻重的地位，这就决定其保障国家能源稳定可靠供应是其最重要的责任。从安全环保责任的角度来分析报告，中海油的做法是以安全的绩效考核给人留下最深刻印象。在报告中，中海油将环境保护作为最关注的内容，将自己的环境责任归结为：确保自身生产经营行为各个环节的清洁与安全，减少对环境及生态的影响，以及致力于清洁能源与可再生能源产业的发展，为社会提供清洁无害的能源，以推动中国能源消费结构的转变。其内容详实和具体。
（四）2011年三大公司社会责任索引指标举例
三大石油公司在社会责任索引指标选取上，基本都做到了按照国内外标准的指标体系，其中中国石油和中国石化较为规范，中国海油的是可持续发展报告，采用的是GRI指标，而其股份公司中海油虽然是了社会责任报告，但其指标索引未提供。从提供的详细程度上分析，中国石油较详细。从提供的依据标准来看，中国石化添加了中国企业社会责任报告指南中的指标，以下表1、表2是中国石油和中国石化两大集团的责任指标索引情况表。
二、对三大石油公司履行社会责任中利益相关者的评价指标的认识
（一）利益相关者的石油企业社会责任主要内容
本文将采用威勒（Wheeler，1998）对利益相关者的分类方法，通过引入社会性纬度把石油企业利益相关者分为四类，分别为主要社会利益相关者、主要非社会性利益相关者、次要社会性利益相关者和次要非社会性利益相关者，见图1。
主要社会利益相关者承担的社会责任有：对投资者稳定增长的报酬率、保持股票价格的稳定和资本的保值增值；对员工承担员工职业发展规划、生活工作环境的改善、工作技能培训的投入；对消费者保障油气供应、使石油市场价格保持稳定、不断提高油品质量；对业务合作伙伴要以实现互利共赢为目标，共同遵守商业道德和国家的相关法律法规；安全环保是对自然环境承担的主要责任；对政府、开采地居民、新闻媒体、科研机构和普通公众主要以公益事业来实现，而这些公益事业主要包括税收、与开采地居民共建、对外信息的开放和及时披露、对科研项目不断投入和对社会慈善捐赠等等。通过石油企业对开采地的生态环境恢复，实现对非人类物种的保护。
（二）石油企业社会责任评价指标选择分析
指标选择及说明。根据对石油企业社会责任内容的分析，石油公司应对每类利益相关者设置具体的企业社会责任评价指标。
一是社会性利益相关者评价指标的选取。石油产品的价格和质量是社会消费者最为关心指标。因此，我们可以选取石油产品合格率、用户满意度和油价波动率三个指标来体现。
三大石油公司是国有控股的垄断性企业，其股东主要是中央政府和各级地方政府，因此，将净资产收益率、销售利润率、销售收入增长率三个关键的财务指标和新油气资源勘探增长率、油气资源运输管线增长率、油气供应量与市场需求量的比率三个非财务指标选人社会性利益相关者评价指标，主要是为了更全面地反映石油企业对股东所承担的社会责任，见图2。承包商和供应商是石油企业的业务合作伙伴，盈利性和合同的履约程度（诚信度）更让他们关心。因此，合同履约率、项目利润率和项目招标数量三个指标是用来衡量企业对业务合作伙伴所承担的社会责任。三大石油公司的员工特别是上游员工，长期在野外或者在一线车间工作，恶劣的工作环境，长期对化学物质的接触，对员工的身体健康都会产生危害。因此，石油企业应该不断提高对员工安全健康的投入，增加员工培训学习机会。这个方面的责任指标就要选择员工教育投入占总销售额比率、安全生产资金投入额和职业健康体检率、安全健康环保（HSE）系统的完善程度这四个指标。
二是非社会性利益相关者社会责任评价指标选取。自然环境是三大石油公司主要的非社会性利益相关者，因此，环保资金投入量占企业总销售额比重、环保资金投入增长量、环境管理体系完善程度就应该成为评价其社会责任履约的必然指标，反映了企业对自然环境承担的社会责任。
三是次要社会性利益相关者责任评价指标选取。通过税收来体现的主要是石油企业对政府的社会责任，税收占当地财政收入比重和企业税收增长率两个指标对衡量企业对政府承担的责任是有效的。见图3。
由于油气开采地居民为石油企业提供了土地和房屋等必备资源，因此选择企业吸收当地职工人数和企业对当地社区建设投入金额两个指标来评价企业对开采地居民的社会责任。
信息披露频率、重大事件媒体参与度两个指标主要是用来衡量石油企业和新闻媒体之间的互动，也能促进新闻媒体对企业起到一个监督宣传作用的发挥。
当前，我国在石油整体开采技术水平与国外先进水平还存在一定的差距，特别选择科研项目投入额和与高校科研机构共建度两个指标，其目的是衡量石油企业在发展新技术上所作的努力。
选择企业慈善捐赠占利润额比重、企业公益事业年活动次数等指标的目的既是为了衡量企业社会责任的履行程度，也是为了体现石油企业对社会弱势群体的关心，主动为社会的和谐稳定作出贡献。
四是次要非社会性利益相关者的责任评价指标选取。非人类物种是石油企业的次要非社会性利益相关者。选取开采地环境恢复程度和新能源开发和利用度两个指标，其目的是减少石油企业在开采过程中对周边的动植物等的影响。
三、对三大石油公司践行社会责任的思考
（一）三大石油公司已建立起较强的社会责任工作意识
强化企业社会责任，已成为现代企业理念的新动向，随着企业间竞争的加剧和社会的发展，企业追求经济利润最大化的行为越来越受到质疑，因为企业是社会大系统的一个分子，不能独立存在，企业的发展离不开相关利益者的支持，相关利益者为企业提供各方面的服务和产品，企业有理由承担相应责任。近年来，三大石油公司在履行企业社会责任上取得了较好的成效。如早在2003年中国石油就提出了“回报股东、回报员工、回报社会”的发展理念，实际上已将履行社会责任融入到公司的发展战略中；在生产中，公司强化责任意识，明确提出认真履行政治责任、经济责任和社会责任；公司秉承“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨，大力实施资源、市场、国际化战略，突出抓好发展、转变、和谐三件大事，切实履行经济、环境、社会三大责任，着力打造绿色、国际、可持续的中国石油。夯实基础，实现可持续发展，注重人才培养、科技创新和风险管控，健全科学合理的人才评价体系，深入推进学习型企业建设，帮助员工不断提升业务素质，吸引和留住优秀人才。面对复杂的外部环境和公司快速发展的实际情况，注重风险管控。通过诚信合规运营体系建设，不断完善公司治理结构，着力构建廉洁风险防控机制。深入实施基础管理建设工程，完善和持续推进HSE管理体系、海外社会安全风险管理体系，不断地降低公司运营风险。
同中国石油一样，中国石化作为一家规模庞大、产业链完整、资源丰富的一体化能源化工公司，秉承“发展企业、贡献国家、回报股东、服务社会、造福员工”的经营宗旨，在自身发展的同时，支持了国家经济建设，同时带动了相关产业进步，为百姓的“衣食住行”提供了能源保障和优质服务。2011年，顺应国内外市场变化和自身发展要求，中国石化进一步明确了将“建设世界一流能源化工公司”作为发展目标，确定在原有资源战略、市场战略、一体化战略、国际化战略的基础上新增差异化战略和绿色低碳战略，建立完善具有中国石化特色的发展模式。
中国海洋石油总公司是中国最大的海上油气生产商，自1982年成立以来，一直把为国家贡献充足能源、保障能源安全作为重大的政治、经济和社会责任。公司依靠国家海洋石油对外合作专营权的支持，向西方学习先进技术和理念，建立起常规作业水深以内的完整的海洋石油工业开发体系，逐年增加油气年产量，在保障国家能源安全方面发挥的作用越来越大。公司始终秉承“以人为本”的理念，积极为员工的全面发展创造良好环境。公司坚持平等和非歧视的用工政策，高度重视和维护员工基本权益，为员工搭建职业发展平台。公司积极推进海外业务员工本地化和多元文化的融合，关注员工的职业健康。公司在实现高效高速发展的同时，始终把节能降耗、减少污染物排放、保护环境作为重要的社会责任，继2007年成为首家受邀加入应对全球气候变化的国际组织“3C”组织的中国企业之后，2008年又成为联合国“全球契约组织”成员，中国海油长期以来为扶贫、、助学、救灾等公益事业贡献自己的力量，成立了以公司高层为领导的中国海油慈善公益事业委员会，设置了社会公益专项基金。2011年，、扶贫、援川及其他公益慈善项目共捐赠2.36亿元。
（二）参照国际规范，进一步完善社会责任管理系统
完善社会责任管理流程。借鉴国际跨国公司的经验，结合公司的实际，建立社会责任管理流程，即纳人企业发展战略、确定责任理念、形成行动计划、实现组织保障、严格评估考核、公开报告、及时反馈信息、定期进行方案整改。社会责任管理是一项复杂的系统工程，必须建立简捷明了的工作流程，便于操作运行，减少不必要的人力和物力的浪费，提高工作效率。
建立综合一体化管理体制，实施统一领导。三大公司内部改制上市后，在体制上出现了二元结构，为提升竞争力，集团公司在履行社会责任上应发挥综合一体化的优势，统一发展战略和规划，统一重大问题决策，统一资源配置，统一规划内外部市场管理。履行企业社会责任，要搞好顶层设计，集团公司应成立社会责任领导小组，建立一致对外的管理体制和运行机制，实行统一领导、整体谋划、分工负责。要整合集团和股份总部的职能部门，对相同的职能部门实行合并，为全集团统一行动提供组织保障。打破上市和未上市的界限，组建跨企业的矿区管理公司、公共事业公司，统一协调各企业的建设、改造和维护稳定的工作和社区管理工作，支持地方经济建设和公益事业的发展。
（三）结合公司发展，建立企业社会责任评价体系
建立科学的企业社会责任评价体系模式。评价体系模式必须有明确的内容体系、指标体系，还要有有效的评价方法。就三大石油公司来说，主要是经济技术指标、经济效益指标、成本费用指标、质量安全环保指标、油气资源勘探指标、炼油化工产品产量指标、能源资源消耗指标、科技发展指标、保障市场程度指标等。企业社会责任评价体系是复杂的系统工程，经济责任是企业社会责任的基础和前提，要按照科学发展和循环经济的要求，实现企业的可持续发展。因此，它除主要生产指标、盈利指标及满足消费者外，还包括节约能源和生态环保指标。建立企业社会责任评价体系，重在科学。尽量采用量化的方法，要符合现代科学向实证化方向发展的趋势，在量化的过程中，正确地分析相关因素，确立科学的权重权数。建议经济责任、法律责任、道德责任依次按5—3-2的分法。
确立企业社会责任评价体系的原则。目前三大石油公司出台一个国际上承认的企业社会责任操作规范，各方面条件还不成熟，但需要形成一个有效、自觉符合公司发展的评价体系，并且用此体系指导公司履行社会责任，这是十分有必要的。目前，国际上虽然还没有一个全球统一的企业社会责任标准体系，但是，不同行业的跨国公司、国际组织、非政府组织都在制定符合自己要求的企业社会责任标准。根据统计，这些标准已超过400个。如美国一家非政府组织“国际社会责任（SAI）”提出的SA8000企业社会责任标准，在国际上影响较大，它在45个国家572家企业获得认证。国际上不同行业或同一行业制定的标准，也在不断完善中，而且相互间也存在着相互借鉴和竞争。我国三大石油公司，由于所处的地域、环境及发展历史均不同，差异性也很大，在制定评价体系时，一是要把握适度原则，按照企业的实力承担相应的社会责任，要有所为，有所不为，既不能超越现实，也不能不尽力；二是始终注意发展原则，在公司不同的发展时期和所处的环境下，动态化地调整应承担的方式和责任。
（四）提升反应力，加强企业社会责任行动管理
石油化工和石油工程的区别范文第7篇
关键词：回收泵疏水阀蒸汽泄漏
1．概况
庆阳石化公司是随长庆油田开发而兴建的小型石油化工企业，该公司建厂时由于规模相对较小，设计的蒸汽系统没有考虑凝结水的回收，随着公司的发展，建筑面积的增多，水源的日益紧张，以及人们环保、节水、节能意识的提高，要求尽快对全厂凝水系统进行回收改造。
全厂凝水回收系统设计范围包括以下三部分：
⑴凝结水回收泵站系统。
⑵管道系统。各凝结水回收泵站到锅炉冷凝水储存水箱的管道布置。
⑶锅炉房内冷凝水储水箱系统。包括冷凝水箱接管系统布置﹑保温等。
2．回收设备技术经济比较
本工程难点在于各装置内所用蒸汽管线小而数量多，因此宜在各装置内布置凝结水回收设备，特别是常压、催化、聚丙烯三大车间对设备的安全性，可靠性要求较高，这就要求凝水回收设备安全，可靠，运行简便，稳定。改造后要体现出节水、节能的特点。同时，拟定方案时要考虑到本工程用蒸汽作动力源比用电方便，设备占地要少，要求易于施工等因素。
2.1回收设备技术分析
长期以来，由于蒸汽疏水设备质量不过关或由于选型不当，疏水阀安装上之后，不是疏水不畅，就是跑冒滴漏严重，成为企业的文明生产的严重隐患。不仅如此，在冷凝水回收系统中，还可能由于一些低质量的疏水阀有很高的泄漏率，往往会造成冷凝水回水管线压力过高，影响其它疏水阀的正常工作，造成凝结水不能回收，甚至影响生产，导致更大的能源浪费。可见蒸汽管网系统中，解决了疏水阀和凝结水回收装置等设备质量问题，就等于抓住了解决问题的关键。
阿姆斯壮国际公司是世界著名的蒸汽管网设备生产商，它的发展至今已经有近百年的历史。在不断的更新和适应市场的过程中，形成了其独到的的产品性能：加工精密，设计合理，蒸汽泄漏率低（〈3‰），运行可靠。下面就其疏水阀和凝结水回收装置的技术参数及特点与国内产品做一比较
2.1.1疏水阀的比较
目前厂家所普遍采用的热静力型疏水阀，不能达到温度要求，因此只能排放掉一部分蒸汽。这样不但浪费了大量蒸汽，而且使得罐区周围一年四季都是蒸汽笼罩，特别是冬季，泄漏的蒸汽更多。这不仅浪费了能源，同时也造成了环境污染。是与当今文明生产的要求很不协调的。
倒置桶型型疏水器是美国阿姆斯壮公司专利产品，其特点具有耐磨损，耐腐蚀，耐水击特性；在背压时也可正常工作；能够连续排放空气和二氧化碳；运行工作可靠，免除污物的困扰；无蒸汽损失[蒸汽泄露率3‰远远低于5%的允许泄露率]；独特的自我清洗作用。原理：根据蒸汽和水比重不同进行工作。
工作压力：0-18.6mpa,最高温度：538℃，排量：0-9072kg/h；
材质：内件—不锈钢，阀体—铸铁，不锈钢，锻钢，锻钢。
2.1.2凝结水自动回收泵的比较
阿姆斯壮凝结水自动泵是专门为高温凝结水的加压回收所设计。适用场合：适用常压或带压（真空～0.7mpa）高温热水的自动加压泵，狭窄的场地，真空疏水。特点：无汽蚀，无土建，无维修，无配电，无密封损坏和泄漏。设备性能比较见表1
表1阿姆斯壮凝结水自动回收泵与普通泵比较
特性armstrong凝结水自动回收机组其他类型回收装置
动力源蒸气电
耗能低高
安装简单,只需管工一种专业,无土建即需管工又需电工且需建造泵房
维护设备采用自动工作,无需专人维护需要专人定期维护及清洗储罐
寿命连续使用可达6年以上因汽蚀造成一般使用寿命为1~2年
备件无需配置额外配置备用泵、叶片及轴封
控制形式设备本体实现自动控制需专门自控系统操作,结构复杂不可靠
使用效果无蒸汽及冷凝水泄露因汽蚀造成漏汽跑水
可靠性与工厂蒸汽源同步若停电,不能工作,造成冷凝水溢流
故障处理可不停机更换机件必须停汽停电停工更换
经过设备性能比较后，选用了阿姆斯壮公司生产的凝水自动泵（双泵）和疏水阀。根据装置分布及冷凝液排量设立泵站。
各泵站技术参数见表2
表2各泵站技术参数
回水泵站编号凝结水量(kg/h)蒸汽压力(mpa)自动泵型号背压(mpa)单台流量×台数(kg/h)备注
1#(异构化)13200.85pt-2040.3871×2室外布置
2#(常压)21800.85pt-2060.31134×2室外布置
3#(催化)55000.85pt-3080.34264×2室外布置
4#(聚丙烯)120000.85pt-5160.314494×1室外布置
5#(球罐)6000.85pt-2040.3871×1室外布置
6#(罐区)11000.85pt-2060.31134×1室外布置
7#（动力）
7#(重整加氢)65000.85pt-3040.34264×2预留
8#(新球罐)6000.85pt-2040.3871×1预留
9#(新罐区)2000.85pt-2040.3871×1预留
3、除油除铁设备技术比较
凝结水回收系统中，除油、除铁系统是非常重要的组成部分，也是技术含量及精度要求最高的部分，如果回收的凝结水含油、含铁量超过锅炉给水水质标准，就会造成整个回收利用前功尽弃。
为了实现冷凝水合理利用，改善冷凝水水质，首先必须采用先进的高效率、高精度冷凝水除油工艺。由大连多帮科技商务有限公司开发的hy系列油水自动分离、分别回收装置，运用“阻截除油”新理念，获得两项国家专利技术及一项专有技术，除原油和沥青外，对其它油类及脂类均有高效、高精度的油（脂）水分离功能，根据进水的水质情况及用户的需要，油水分离的精度可以达到≤20、10、5、0.5、0.3、0.1㎎/l。进入装置的待处理含油水的水温可以达到80℃以上，其容忍含油量可以达到500㎎/l，短时间可耐1000㎎/l的冲击。
该装置已在国内多家大型石化企业获得成功的应用，取得了十分明显的效益。根据多年来hy系列阻截除油装置在石化企业冷凝水除油项目上的成功应用经验，对于公司冷凝水除油项目，该装置是完全适用的。
3.1、“阻截除油”技术工艺原理及流程简介
“阻截除油”是一种完全不同于吸附的全新的油水分离技术，它利用独特的hk纤维构成一种膜材料——hk阻截膜来实现对水中憎水性分散质的分离。当hk阻截膜浸没于水中后，膜的hk纤维就会与水发生水合反应，从而在纤维表面形成一层均匀、致密、牢固的结合水膜，这时它就体现出极强的憎油特性。hk阻截膜中的hk纤维密度足以使成膜纤维上的结合水膜相互重叠，这样该膜就形成了以hk纤维为骨架，结合水为组织的一个有机整体。当含油的水要透过这张活化了的hk阻截膜时，给水以适当的压力，来水侧的水分子即可与膜内水分子发生置换透过，而油等憎水性分散质则不能与膜内水分子发生置换被选择性的阻截，从而成功地实现了油水分离，这种效应被定义为动态选择阻透膜效应，从现象上看，这是一种在一定条件下实现用水来滤水的水处理工艺。由于hk阻截膜的成膜纤维被结合在其上的水所严密覆裹，在工作过程中被阻挡下来的油粒不能吸附到hk膜上造成污染，只能存留在膜外表面，随着存留在膜外表面油粒的不断增加，油粒相互间发生碰撞凝聚而逐步形成油粒在浮力作用下浮升，从而真正意义上实现了油水分离的目标。
hy系列阻截油水分离装置就是根据“阻截”除油新理念利用专利的hk阻截膜设计制造出来的高效率除油设备。用不同精度等级的hk阻截膜制成相应的阻截除油单元，来分离水中不同分散程度的油类物资，根据用户的具体除油精度要示，合理组合，分级处理，组成合适的油水分离系统装置。
按照公司冷凝水除油回收的要求，采用hy20br-x-ⅱ型冷凝水油水分离系统装置，即可实现含油冷凝水高效除油、优质回收的目的。该型油水分离系统装置由四罐串联组成：
第一级为抗御缓解事故冲击用屏障工艺段，该罐主要用来做大油量泄漏时的预屏障缓冲负荷的作用，同时可滤除冷凝水中的悬浮物，对后继处理段起保护作用，内装填料长效、可再生。
第二级为富集阻截工艺段，用来去除水中的悬浮油和较大颗粒的乳化分散油粒。
第三级为复合阻截工艺段，用来分离水中的乳化油。
第四级为扫描捕集及终端禁油工艺段，在此罐内水中高度分散的油份（化学溶解扩散）被捕集、凝聚后由高精度阻截膜单元分离去除，从而确保出水含油量小于0.5mg/l。
具体工艺流程详见后附图。
3.2、技术特点
hy30br-x-ⅱ型冷凝水除油装置除油过程是一个纯物理过程，无需任何药剂，除油后，可以很好地保持冷凝水水质。在国内多家特大型石化企业工业应用的实践证明，该种装置具有很强的抗冲击负荷能力，进水含油量在较大幅度范围内（0~1000mg/l）波动时均能保持出水含油量在指标范围内，可以实现冷凝水的基本全额回收，无需高油量时排放。全周期内无反洗，再生操作，运行管理十分简便，无需专门设岗，可实现无人岗位操作。可以在较高的水温条件下运行（58~80℃），从而可以保持一定的耗能。能耗、物耗水平极低，该系统装置运行中的唯一能耗仅是一般的水泵耗电，运行中不产生任何水耗、药耗。
3.3、阻截除油技术与传统油水分离技术的区别
1、具有很高的除油精度和长周期运行稳定安全可靠。
2、对来水含油量的要求不苛刻。
3、设备运行期间，无需反冲洗，也无需添加任何药剂，操作极为简单。
4、具有极高的回收效率
5、彻底实现油水分离，分离出的油可回收。
6、可对除油装置的精度做量化设计控制
7、高温运行、节能效果良好
8、具有自动排除油污染事故的自我净化能力
9、运行费用低，投资回收期短。
4、凝水回收设备的经济性比较
4.1节水分析
回收的凝结水总量为所有泵站的凝结水量，具体为：
1320+2180+5500+12000+600+1100+6500+600+200=30000(kg/h)=30.00(吨/h)
每年按照运行三个月计算（冬季用量）：
3*30*24*30.00=64800(吨/年)
夏季冷凝水回收量
9*30*24*10=64800(吨/年)
全年总计回收量64800+64800=129600(吨/年)=12.96(万吨/年)
可见，对全厂凝水系统进行回收改造后，每年可以节约用水12.96万吨，这在全球淡水日益紧张的今天，对保护环境，合理利用资源是非常有利的。
4.2节能分析
在蒸汽系统中，最有效的节能方法是合理利用所有有价值的热能，随压力的不同，存在于疏水器内的凝结水含有从锅炉中带来的约20%的显热热能。
有效回收凝结水可以减少以下成本：
⑴、减少预热补水所节约的燃料/能源成本
⑵、锅炉补水及污水处理所需费用
⑶、减少排污费
根据对国内70～90℃的冷凝水价格测算，价格最低也要达到12~15元/吨。
全年回收冷凝水量12.96万吨折合：
129600×12=155.52万元
降低蒸汽泄漏率折算
国标规定蒸汽疏水阀泄漏率应小于5%，同时所有疏水阀完好率达到90%即为合格。冷凝水回收量按蒸汽用量的80%计算，其蒸汽用量为
30.00/0.8=37.5吨/h
根据新安装的阿姆斯壮疏水阀的使用情况，蒸汽泄漏率≤3‰，每小时可以节约1吨蒸汽。每年则可节约蒸汽：
每小时节约蒸汽量=37.5×5%=1.875吨/h
每月节约蒸汽量=1.875×24×30=1350吨/月
每年按照运行三个月计算（仅考虑冬季节约蒸汽量）
全年节约蒸汽量=1350×3=4050吨/年
国内每吨蒸汽价格为：80~110元，安装armstrong疏水阀一年节约蒸汽4050吨折合：
4050×100=40，5000.00元（40.5万元人民币）
回收冷凝水所需能源
阿姆斯壮冷凝水自动回收泵采用蒸汽或压缩空气为动力，回收1吨冷凝水只消耗蒸汽2~3公斤。
回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽量=129600×0.003=388.8吨
回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽折合：
388.8×100元/吨=3.844万元
除油除铁运行费用：滤料更换9万元/年，电功率13kw，0.45元/度计，电费共计5万元/年。合计14万元/年。
回收部分冷凝水，减少了污水处理站负荷，节省污水处理成本及排污费用：
129600×1.0/10000=12.96万元/年
129600×0.5/10000=6.48万元/年
当年效益，节约蒸汽价值40.5万元+回收冷凝水价值155.52万元+12.96+6.48–回收12.96万吨冷凝水消耗蒸汽价值3.844万元-除油除铁运行费用14万元=197.616万元人民币。
该冷凝水回收及处理系统的投资在320万元以内，在一年运行期内，就可以节省197.616万元。可见蒸汽系统的冷凝水回收，效益是十分可观的。