时间：2023-08-17 17:41:37
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关键词：石油化工；自动化控制；应用前景
前言
当前，我国经济快速发展，石油化工行业也得到了飞跃式进步，对应而言，企业规模的扩大化要求匹配高水平的技术，材料、工艺和技术应用不断翻新，加上自动化控制技术在石油化工行业的应用越来越广泛，其受到越来越多的重视，因而，自动化控制技术越来越重要。然而，石油化工自动化控制的发展还需要遵守化工企业的发展规律，在应用和发展中不断提高化工自动化控制水平。
1 石油自动化控制历程
技术发展在石油化工自动化系统中占有举足轻重的地位，其关乎着产业的发展趋势和呈现出的水平。石油自动化控制是十分重要的一个命题，甚为引入关注。石油行业的发展实践经验告诉人们，自动化是帮助企业提高效率的驱动力，尤其是当今信息技术不断发展更新并应用于现代企业之中，渗透到各个行业和领域，生产过程的自动化、企业信息管理自动化等多种自动化控制组成了现代企业自动化控制的概念。具体来说，从过程控制与管理，从仓库管理到市场营销，从生产计划到财务统计，设备管理到人事管理，自动化控制已经贯穿到企业的综合信息管理系统。
中国石油化工涉及自动化已经经历了半百年的发展，通过引进自动化技术的手段，首先对技术进行研究和探讨，不断吸收消化其中的精要，在此基础上进行创新，从而不断提高石油行业的自动化水平。经过50多年的发展，石油行业的自动化进步主要体现在操作现场已经从传统的手工劳作转变为当今的自动化控制，低级的单回路控制已经被予以淘汰，高级复杂系统控制推向市场，直到炼化管控一体化。自动化控制已经蔓延至中国大中型石油化工企业的主要生产过程之中，虽然在水平上有所差异，但从总体来说，相对于传统的行业操作，自动化控制已经帮助取得更多的经济效益。与此同时，在小型的石油化工企业之中，也有很多骨干企业拥有比较成熟的控制系统和较低成本的自动化技术，并且，生产信息在车间的集成常规仪表性能大大提高，已经成为石油化工企业生产过程的主要检测手段。我们了解到石油自动化控制历程，还需对石油自动化控制应用前景做进一步探讨。
2 自动化控制设备和系统
石油化工企业把化工过程的控制作为企业日常生产管理控制的目标对象，自动化控制技术、算法和方案帮助石油化工企业可以有机调和控制理论，把整个生产过程纳入到自动化控制体系，实现化工过程中各种模拟量的自动化控制。为了使得自动化控制的全过程得以有效实现，自动化控制设备、控制系统是必不可少的，除此以外，还要制定出科学合理的实施方案，为自动化控制打造控制平台。高素质的操作人员也十分重要，可以实现对科学管理、操作自动化控制系统。在将设备和体系、方案和人员进行科学的结合的前提下，才能使得石油化工企业的自动化控制过程得以顺理成章地完成。从中我们可以发现，在化工行业中，其不仅对自动化控制的技术水平有所要求，还对自动化控制过程的匹配性有所要求。最优化化工过程的自动化控制，可以降低企业的投入成本、提高企业的生产效益，还可以降低企业所需能耗和生产成本，提高成品质量，从而保障化工企业的安全科学生产。因而，对化工过程的自动化控制进行研究，然后使用先进的系统设备和技术，为化工企业提供服务，是化工企业前进和发展的驱动力。
3 微电子技术和信息技术的应用
自动化控制系统和自动化设备中应用较为广泛的有微电子技术和信息技术，化工自动化控制网络和信息控制网络呈现出一体化趋势。在数据采集、自动化控制、技术调节等各个环节，都有化工过程的控制体现，通过化工过程控制一体信息平台集中到自动化控制系统中。这要求自动化控制硬件需要更加具有可供挑战的性能。过程控制的各个环节所采用的技术设备拥有各异的硬件设备，分别由不同的生产经营商家供给，而开发商对硬件设施进行自主经营。之所以，在多种资源进行整合的过程之中，很多时候会出现不兼容，接口不统一也时常出现，因而，技术产品的更新升级也会受到影响。综上所述，化工自动化控制硬件需拥有多种优点，如较好的兼容性、便于升级换代、速度快等。化工过程控制技术设备只有具备上述特点，才可以在控制领域中被广泛使用，从而实现化工控制全过程和各个系统之间的完美联合，保证任何的化工过程控制设备在升级换代的时候不会对化工企业的正常生产有所影响。控制硬件只有具备灵活性、精确度、抗干扰等各个方面的优点，才能够在化工过程自动化控制中发挥出显著的作用。化工自动化控制的核心是信息集成，信息集成的重要组成部分是数据库管理系统。大多数化工企业使用流程管理模式，需要通过软件平台处理和管理化工过程中的大量数据。，使用哪一种软件决定着化工控制过程自动化控制的信息有效集成性和共享性。
4 专业技术人才作用愈加重要
我国化工自动化控制操作技术人员素质普遍不高，原因在于我国自动化控制理论研究较为落后，存有的化工自动化控制研究成果不多。很多化工自动化控制操作技术人员不够了解化工过程自动化控制原理，对化工行业有关的专业技术知识掌握甚少，化工自动化控制复合型人才欠缺。在化工自动化控制发展的过程中，人才起着决定性的作用。要想实现对整个化工过程的最优化自动化控制，需要从以下几个方面着手。首先，需要引导广大的职工及时更新观念，化工企业领导层需要对化工自动化控制给予充分的重视，以切实行动引导更新全体职工的化工自动化控制观念，从而开放思维，培育出强烈的责任心来对待化工工作，制定出科学合理的化工自动化发展规划和信息化发展职工培育方法，把先进的技术手段和激励措施相结合，促进化工信息化建设的发展。其次，还需要对化工自动化设备的整体利用水平给予更多关注。其充分体现了化工企业技术人员的操作能力。在自动化控制技术的发展过程中，因为电子技术发展速度较快，电子产品更新换代频繁，在化工企业自动化设备的采购、安装及使用过程中，需要注意设备的这个特点，之后结合企业自动化控制现状，加大对相关技术人才的培养力度。在化工过程自动化控制的过程中，需要并重经济效益和社会效益，注重投入产出比的分析，在信息资源建设和化工自动化控制应用技术上投入更多的研究精力，从而不断地提高化工自动化控制设备的整体使用水平。
5 结束语
我国石油化工企业一直关注于新技术的开拓和应用，这促进了石油化工自动化控制技术的不断飞越。与此同时，我们不难发现石油自动化行业的发展和转型离不开自动化控制技术的不断开拓创新。因而，石油化工自动化控制技术需要不断进行自主创新，从而提高产品质量，在节能降耗、增加资产利用率的同时，促进中国石油化工行业的发展。
参考文献
[1]陆德民.石油化工自动控制设计手册[M].化学工业出版社，2001.
[2]解怀仁.石油化工仪表控制系统选用手册[M].化学工业出版社，2010.
[3]褚健，荣冈.流程工业综合自动化技术[M].机械工业出版社，2004 .
[4]阳宪惠.现场总线技术及其应用[M].清华大学出版社，1999.
[关键词]试油工艺；浅井；测射联作；封堵工艺
中图分类号：{P755} 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0399-01
浅层井试油层位一般在井深300-1600米之间， 地层压力系数较小，地层温度较低，井斜、井况单一 ，普遍采用常规试油与射孔一测试联作的试油工艺， 在录取资料过程中采用测试回收及抽汲或提捞求产方式，通过工艺综合配套应用达到试油的目的。
1 射孔液的选择
根据浅井段地层压力系数较小，地层温度较低的地层共性，在实践中选用的射孔液主要是淡水及加表面活性剂的活性水，实践证明这类压井液经过适当的处理能满足储层的要求，且所需费用低，经济上允许。
2 试油工艺在油田的应用
在油田的试油实践中，除替浆、洗井、封堵等工艺外，其余试油工艺（射孔、测试、求产）在该油田的实践中可采用的工艺方式有以下几种：
2.1采用非测试一射孔联作工艺有六种形式： ①油管传输射孔（TCP）-MFE测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要； ②油管传输射孔一APR测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要；③电缆传输射孔一MFE测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要；④电缆传输射孔一APR测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要； ⑤电缆传输射孔一抽汲求产，根据抽汲资料确定是否有措施改造的必要；⑥油管传输射孔一抽汲求产，根据抽级资料确定是否有措施改造的必要；
统计表明采用较多的是常规试油工艺，即电缆传输射孔后，再进行测试、求产等工艺，该方案较之TCP后，直接排液求产的工艺方案增加了施工资料录取的全准率及措施改造依据；其次是油管传输射孔（TCP）后，直接排液求产的工艺，这种方式只能获得地层的产能数据，不能全面定量地反映地层的性质，一般是不可取的；采用最少的方案是TCP后，再进行测试、求产等工艺，这与该方案不利于油层保护，劳动强度较高，单层试油周期较长。
2.2射孔一测试联作方案因测试工具不同有三种形式：①油管传输射孔（TCP）-MFE测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要；②油管传输射孔（TCP）-APR测试（测试过程中抽汲求产），根据测试资料确定是否有措施改造的必要；③油管传输射孔（TCP）-APR（测试测试过程中抽汲求产），根据测试过程中的抽汲资料确定是否有措施改造的必要，若必要则进行措施改造，然后抽极求取产能，结束该层组试油。结合实践，射孔一测试联作方案总的优势是： ①少起下管柱的次数，降低了劳动强度，有效地缩短了试油周期，有利于油井成本的控制；②能实现射孔测试一次性完成，减少射孔液对储层的回压及浸泡时间，有利于储集层的保护；③能充分发挥负压射孔的优势，增加负压产生的回流对射孔孔眼的冲洗作用，提高储层的生产能力；④能进行长井段的射孔。
射孔一测试联作是一种较先进的试油工艺之一。但因测试工具的不同有不同应用效果。如环空压力反应（APR）全通径测试工具及MFE多流测试工具；前者的优点有：在不动管柱的基础上用环空加预定压力（如10Mpa）来实现开关，泄去环空压力实现关井，操作简便；能适用于大流量井的测试；能进行地层增产的处理，如酸化等；能将钢丝绳操作的油管枪下人，进行负压射孔；若其达不到足够的深度（在浅井不会存在这类问题），亦可用油管传输将射孔枪下到足够深度达到负压射。在实践中应广泛推广使用APR全通径测试工艺。
3 求产方式存在的几个问题
纵观求产方式主要有：气举、抽汲或提捞和测试回收折算、流压折算等。前者能最大限度的降低井筒液柱压力，能较快速的排液，适于高产低压井的排液求产；后者的排液速度与抽汲次数、抽子与油管内壁间的间隙、防喷装置的密封效果以及所使用的抽汲工具有关。在实践中，抽汲产量的可信度受到考验，主要有； ①抽子与油管内壁间的间隙造成抽汲效率的下降；②由于防喷装置的密封效果好坏，影响抽汲产量计量的准确程度； ③抽汲作业中因设备及人为因素影响抽汲效率，进而影响产量； ④不能有效地对地层产出液计量及分离。
因此，要提高抽汲产量的可靠性，必须解决上述问题，即①因浅井试油在地层供液一定的情况下，抽汲次数能最大限度地满足地层的供液能力；有时抽汲次数很高，如井深400m左右的层位，抽汲次数可达到15-20次/h；这对目前常用的抽汲工具，尤其对抽子所使用胶皮的耐磨性是个严峻的考验。而目前所使用的抽子主要为水力式、两瓣式、千次抽。实践证明，使用最广泛的是水力式抽子，这种抽子所使用的胶皮在浅井段每使用3-6次就需更换，其稳定性很差，需多个抽子备用，以提高抽汲效率。两瓣式抽子使用较少，千次抽更少；前者与水力式抽子一样用胶皮来密封与管壁的间隙，达到排液的目的，在某井中深井段的实践效果较好。同样，千次抽在该井效果不容质疑的。在浅井试油应大力推荐使用两瓣式抽子及千次抽，以达到良好的抽汲效果，获得可靠的地层产能。②采用具有良好密封效果的防喷装置，如液压控制的防喷装置，减少漏失，增加抽汲产量计量的准确性。在实践中在现有防喷装置的基础上，采用大直径加长的防喷管，应用效果比较理想。③加强对抽汲作业过程的监督，制定科学的工作制度，保证抽汲质量，减少人为因家的影响；④采用先进的油气计量装置，提高油气水产计量的准确性和可靠性。
上述求产方式为进一步提高其可信度，应与带有压力计的监侧管串相结合。提捞只适用于低产层的求产，在合理的工作制度下，能求得较可靠的产能。侧试回收折算不能准确反映地层产能，只可作为参考依据。
4封堵工艺的应用
4.1水泥塞封堵工艺： ①施工组织要严谨，分工明确；②施工周期长，劳动强度高；③形响投产效率；投产时必须钻掉水泥塞，投产费用高；④对小间距（ 10m左右）的试油层位进行封堵，施工难度高，甚至无能为力。在油田的试油施工实践中，根据该地区井浅，试油层位在井深300-1600m之间，地层压力系数较小，一般不用水泥塞封堵工艺。
4.2电缆桥塞封堵工艺。该工艺与可捞式桥塞封堵工艺相比较其有施工周期长，回收较难，增加投产难度等特点，在浅井段墓本不采用该封堵工艺。
4.3可捞式桥塞封堵工艺.统计浅井段试油层的封堵，普遗采用了较成熟的可捞式压裂桥塞封堵工艺，其施工成功率达到100%。用这类桥塞封堵有以下优点：①油管加压座封，所播压力较低，一般12-20MPa；②座封及丢手一次性完成，施工简便；③能用原管柱进行洗井，降低劳动强度，缩短了施工周期；④桥塞有专门打捞工具，操作简便，成功率极高，缩短投产周期。
5 结束语
（1）根据浅井试油层位具有地层压力系数较小、地层温度较低、井斜
关键词：石油化工企业 自动化技术 必要性 应用 研究
随着我国社会的发展，各个企业的发展，对于能源的需求量不断攀升。石油最为能源行业的重要组成部分，极大的改变了人们的生活方式。在该社会形势下，石油工业得到了长足的发展，形成了完整的产业链，各项技术也有了较大程度的提高。计算机技术的提高及信息技术的快速发展，改变了许多各个企业的生产及管理方式，并具有操作方便、稳定性良好、可靠性高等诸多优点，被广泛的应用于各个领域。石油化工企业中的自动化技术也是该技术上发展起来的，并融入了生产的各个环节，能够有效的提高生产效率，保障生产的安全性并体改生产效率，因此，对其进行深入的研究探讨是十分有必要的。
一、石油化工传统人工操作的缺陷
石油化工企业的传统技术一般是人工操作，但是其存在较多的缺陷，包括以下几点：①石油化工企业的生产工艺对于镜准确有着较高要求，但是传统的技术中一般是采用人工操作，精准度的控制有较大的困难，且一般达不到技术要求，如果在生产是存在投料不当而出现超温超压等现象，容易造成安全隐患；②在传统的石油化工企业生产中，许多环节需要大量的人员共同协作完成，该类工作一般具有一定的危险性，人员大量集中的情况下容易出现安全事故，直接威胁到大量人员的人身和财产安全；③由于石油化工的性质较为特殊，人员在操作时处于高污染性，高腐蚀性的工作环境中，即使做好防范措施，长期的工作还是会使工作的人员身体健康得受到一定的损害，因此自动化技术在石油化工企业中的应用时十分有必要的。
二、自动化技术在石油化工中的应用
1.气举井的自动化监控技术
气举井属于油田中期开发过程中使用的一种开采方式，相较初期自喷井，其还需要控制好注气举气，并进行各种数据的测量，包括气举气的压力、温度及流量等。为了控制气举气流量，应在气举气入口处设置一个电动调节阀，该调节阀则是由远程测控终端系统进行全面的控制。气举井的自动化控制的机制是构件的运行信息均需有油井远程测控终端系统传全面传输至油田的操作站。在油田操作站中，有专门的气举优化软件，对各种信息数据进行计算，再结合油田优化控制产量的各项指标，向调节阀发出指令，及时调整电动可调油嘴和气举气控制阀的开度及状态。在进行气举气流量控制之前，可以利用气举节点分析程序调节阀运行的最佳设定值，油井在该最佳值的状态下运行，能够使运行效率保持在较高的状态，最大化的提高原油产量。如果气体处理厂工艺出现故障或者压缩机发生异常情况，而造成气举气气量较小，控制系统则会有选择新的自动关闭一些产量或者采油效率较低的油井，保障产量或者效率较高的油井有气源充足，达到油田优化生产的标准[1]。
2.自喷井的自动化监控技术
自喷井在实现监控自动化之前，需要收集各种数据，包括油压、套压、回压、油温等。如果油井中的油嘴属于电动可调油嘴.则还需要收集油嘴阀位的各项数据，根据上述信息合理调整油嘴的开度及状态。在油井控制系统中，基本上信息的传输的信号均属于AJ模拟信号，自动控制系统会将上述信号传输至油井远程测控终端系统，该系统则能够用来控制油井的生产。电动可调油嘴接收到油井远程测控终端系统反馈的模拟信号后，及时对于油嘴的开度及状态进行全面的控制，能够有效的控制油井的产油量。油井监控系统的作用可以分为收集信息及传达信息，其先全面收集信息，再将该类数据等信息发送至油田的监控系统，该类信息对于油田的发展有着重要的意义，可以根据该类数据实施存储、数据处理、准确的计算等，全面掌握油井的各项变化情况及发展趋势，并准确的计算出油嘴开度的最佳数据，达到控制油井出油量的目标[2]。
3.电潜泵油井的自动化监控技术
电潜泵油井的构成部分包括电潜泵变速驱动器及电潜泵远程测控终端系统，并通过变速驱动器对其进行监控，该监控技术需要结合生产要求，把各项必须的设备下入井底，包括电潜泵、井下压力传感器等，利用电缆将电潜泵变速驱动器与之连接起来，井底的压力传感器准确检测油井的压力，进而实现稳定井底压力的目标。该监控技术的优势在于无需实施远程控制即可以完成控制过程。远程测控终端系统的功能在于收集电潜泵的各类数据，如开关信号、模拟信号、脉冲信号等，并将其传输至油田操作控制系统，最后完成电潜泵油井的远程监测工作。
三、石油化工企业的自动化控制的发展趋势
1.现场总线控制系统与分散控制系统共同发展
分散控制系统的发展经历了较长的时间，包括发展阶段、技术成熟阶段、广泛应用阶段，其灵活的运用了大量已有的成熟技术，因此技术性能稳定、可靠性高，软件种类较多，因此功能较为全面，受到了用户的广泛赞誉。现场总线控制技术起步较晚，现阶段还处于发展阶段，技术尚未成熟，稳定性不佳，可靠性有限，且功能不全面，因此对于该技术的应用尚未实现大面积推广，用户多为观望的态度。我国现代工业自动化系统中依旧是以分散总线控制系统为主，该技术短时间内不会因为现场总线控制技术的出现及发展完善而被淘汰，相反，二者会在今后的很长一段时间内处于共存的状态[3]。
2.现场总线控制系统与分散控制系统有机结合
分散控制系统的技术已经趋于成熟，且功能较为全面，控制力较强，在现场总线技术集成应用于现有控制系统方面，可以充分利用其功能优势促进现场总线的广泛应用。一般情况下，现场总线与传统控制系统之间的集成可以通过各种方式实现，具体情况如下：①充分利用网关，将现场总线设备集成至可编程逻辑控制器及分散控制系统中，实现统一组态，全面监控与管理的功能；②现场总线也可以集成至分散控制系统及的可编程逻辑控制器的I/O 层次中；③独立性较高的现场总线控制可以与分散控制系统及可编程逻辑控制器之间的信息进行集成，并利用网关的功能充分交流信息。利用上述各种方式均是以分散控制系统及可编程逻辑控制系统的成熟的技术与经验为基础，充分的发挥出现场总线控制系统的功能及优势。另外，现场总线控制技术应尽快完善一体化功能，达到统一管理及控制现场设备目的。
四、总结
现代社会的经济形势发生了较大的变化，全球化已经成为了大的趋势。石油行业作为现代社会中极为重要的产业之一，其对于我国经济发展有着重要的意义，也直接关系着社会的稳定及人们的争产生活。石油化工企业的得到了长足的发展，其技术含量在一定程度上代表着国家的综合实力。我国的各个产业对于石油的消耗不断提升，使得石油化工产业的提高生产效率，因此自动化技术的应用是十分有必要的。自动化技术在石油化工企业中的应用经历了一段时间，随着社会形势的不断变化，其对于自动化技术的水平也提出了更多的要求。实践活动中需要管理人员全面掌握各项因素，将理论与实践相结合，不断优化自动化技术，提高企业的自动化水平，保障生产效率及安全性。
参考文献
关键词：石油加工 催化裂化 应用 展望
在石油加工中，通过催化裂化技术的应用，可以大大提高石油利用率，但是就当前我国在该项技术的使用上，与发达国家相比仍然存在较大的差距，因此积极的对石油加工中催化裂化技术做研究，以不断深化和完善该技术，对于促进我国石油化工产业健康发展，提高石油加工企业对外综合竞争力来说有着极为重要的意义。
一、催化裂化所生产的一些产品
石油加工中催化裂化技术的使用主要是为了进行高辛烷值汽油及一些有机合成原料的生产，通常情况下，催化裂化所生产的主要产品有气体、催化汽油、中间馏分及一些渣油等。（1）气体主要包括C3、C4馏分，其是进行有机合成的主要原料；（2）催化汽油所含辛烷值较高，通常在80以上，如果再进行二次处理就可作为航空用汽油基础油；（3）中间馏分则主要用作柴油的一些搀和成分；（4）渣油则通常被用作燃料油[1]。
二、对石油催化裂化有影响的一些主要因素
1.所用原料
对于石油加工中催化裂化所用原料，如果其族组成较为相似时，那么其沸点的范围和裂化难易程度成正比；而当沸点范围较为相似时，那么则是其中含芳香烃的多少来判断其裂化难易，因此我们可使用特性因数来对原料的族组成做判断，其性因数较小的原料通常难以裂化，而在工业生产中通常通过回炼来提高油品产量，但是回炼时，因为其中芳香烃必然增多，因此较难完成裂化。
2.温度及压力
在石油加工中通过提高反应的温度或压力，必然会提高反应物的浓度，这样热裂化的速度必然加快，并且通过反应温度的控制还能够实现对产品质量及产品分布的控制，具体来讲，如果温度提高时，如果转化率保持不变，那么必然会出现焦炭的产量下降、气体的产量增加、汽油的产率降低。而就当前使用的一些催化裂化装置来说，通常温度控制在470℃左右，而且因为温度是进行转化率调整的一个关键变量，因此在具体生产方案确定时，主要依靠反应温度的调节来实现，而压力调节虽然也可使用，但是在安全及再生系统烧焦能力等因素的制约下，通常不会使用太高压力[2]。
三、石油加工中催化裂化主要技术应用分析
石油加工中的裂化反应其是一个吸热反应，通常情况，每一公斤的反应要吸热400KJ；而再生反应则正好相反其是强放热的反应，每公斤的焦炭能够释放热量33500KJ，因此整个生产过程必须要对供热和取热、反应和再生这两个问题进行解决，而就当前来说，对于这两个问题主要有以下三种解决方式。
1.移动床
该技术是分别在反应器与再生器内完成的，首先原料和催化剂一起送至反应器内，两者接触，不断反应并不断向下移动，当两者到达反应器下部之后，此时催化剂表面必然覆盖有一部分焦炭，此时通过反应器导入油气到达催化剂底部，然后利用气升管将其提升至再生器顶端，接着进行再生过程，当再生完成之后，其中的催化剂利用另一根气升管再次到达反应器。而整个过程为了方便催化剂的移动及减少磨损，通常要将催化剂制作成直径是4cm左右的小球。
2.流化床
该技术和移动床较为相似，其也是反应器和再生器这两个设备分别完成催化裂化的反应和再生的，不同的是，该技术不再通过催化剂来完成热量的传递，而是在反应器与再生器当中的催化剂和空气（油气）结合形成一种流化形态，整个过程为了形成流化，催化剂往往要制作成直径是50mm左右的微球，因为整个过程，两个容器内的温度分布较为均匀，加之所用的催化剂量很大，可携带大量的热，使得两个容器内温度变化幅度大大降低，因此与移动床相比，其不再需要架设取热管，设备结构相比移动床更加简化了。
3.固定床
该技术和移动床和流化床相比，因为技术构成较为复杂，因此使用相对较少，但是该技术仍然在一些试验研究领域有着一定的使用。
四、石油加工中催化裂化技术应用展望
就现阶段来看，石油加工中催化裂化技术应用发展应该主要围绕以下几个方面来进行：（1）重质原料的加工。过去的催化裂化技术所用原料大多为减压馏分油，因为原油价格的不断上涨及轻质油需求的增加，通过该技术进行重质油的加工已经成为了一个必然趋势，并且怎样将重质原料加工中焦炭产率高、污染严重等问题解决均是未来该技术的一个重要发展趋势。（2）减少能耗。因为整个催化裂化装置能耗较多，并且生产过程中大量的能量被浪费，因此通过烟气燃烧热利用等技术研究，增强能源利用，减小能耗也是该技术未来的一个主要发展方向。（3）解决污染。整个装置中存在这个二氧化碳、粉尘、二氧化硫及氮氧化物的污染，随着环境友好型社会的发展，解决这些污染问题是该技术发展所面临的一个重要问题。（4）计算机技术导入。在整个生产过程，为了完成精确化、智能化控制，均要求有较为专业的数学模型，并且整个生产过程较具复杂性，因此计算机精确控制技术的导入也势在必行。
五、结语
总之，石油加工中催化裂化技术应用其受很多因素制约，当前已经有了移动床、流化床及固定床等催化裂化技术的应用，但是因为石油加工中催化裂化本身的复杂性及为了进一步提高石油催化裂化的效率，仍然需要广大科研工作者不断研究、创新，以最终促进石油加工产业不断发展。
参考文献：
关键词：石油化工;污水处理;现状;趋势
1石油化工污水概述
1.1石油化工污水水质特征
在我国,石油化工的生产与其他产品生产并不相同,石油化工主要以石油为基础,然后经过一系列的化学反应而生成,这一过程比较复杂,其中产生的污水也比较多。现阶段,我国的石油化工所产的污水中都含有大量的氨氮、硫以及氰化物等污染物质,然后根据生产技术和产品的不同,其中产生的污染物也不同。不仅如此,当企业对生产过程中的生产材料、设备进行调整修理时,也可能对污水水质造成影响,进而阻碍了企业污水处理工作的进行。
1.2石油化工污水处理流程与处理工艺
在以前,我国的石油化工企业只注重发展,并没有了解到节约用水的重要性,所以生产装置都在使用干净的水源,而且,石油化工所产生的废水也直接排入到污水处理设备中。随着时间的发展,人们的环保节约意识不断提高,同时污水处理技术也在不断完善,人们开始对污水进行处理然后应用到一些对水质没有什么要求的生产环节中,减少了水资源的浪费。不仅如此,随着污水处理技术的不断完善,人们开始注重对污水的处理工作,大大提高了水资源的利用效率。
1.3石油化工污水的源头控制措施
石油化工污水的来源一般是石油钻井单位和石油炼化单位，为了降低污水的污染程度，对其源头必须采取可行有效的控制措施。石油钻井单位化工污水的源头控制措施一般是合理选用泥浆体系及泥浆的使用与回用。(1)搞好钻井设计，合理选择井身结构、井眼尺寸及钻井技术。采用定向井、丛式井组可节约井场占地，可以减少钻井过程对地貌的破坏。另外，丛式井在一个井场打多口井，可以提高泥浆和泥浆废水的重复利用率，减少钻井废水的排放量。钻水平井与取得相同产量的钻直井相比，可以减少钻井占地，节约钻井进尺，从而减少钻井液排放。分支井钻井是指在一口主井眼中钻两口或多口水平井。分支井在节约钻井进尺、减少能源消耗、提高钻井泥浆及废水的重复利用率，与水平井所起的作用相似。小井眼技术是指井眼直径不同于常规井的钻井工艺。当钻井深度一定时，井眼直径越小，废钻井液的产生量越少。在可能的情况下，采用细孔井工艺会大幅度降低钻井废液产生量。(2)提高钻井泥浆抑制能力，控制地层造浆。具体措施是采用具有抑制泥页岩水化作用的钻井液，抑制由于地层水向井筒浸渗而形成的表面造浆，从而减少在表层钻进时泥浆量的迅速增加。(3)提高钻井泥浆固相控制效率。钻井液密度是一项重要的性能指标，其必须控制在一定范围内。随着钻井液的重复使用，泥浆中的固相含量一般会逐渐升高，升至一定限度后必须加药加水重新调制，因此，提高钻井液固控系统的处理效率，控制钻井液中固相含量的升高，对减少钻井液的产生和排放量起着重要作用。(4)搞好固井，防止固井工程事故，减少钻井废液的排放量。(5)石油炼化单位的源头控制措施。①改善生产工艺，减少污染药剂的使用，以污染量小的药剂替代高污染药剂。②提高生产技术，引进国外低污染的生产线。③增加人工监视环节，确保污染源头降至最低，排除意外污染风险。
2石油化工污水处理面临的挑战
2.1污水含硫量增加
现阶段世界原油质量开始变重,尤其是含硫原油以及高硫原油比例持续增加,由于国际油价的持续波动,进而就会出现一定的原油差价,所以就会使得加工含硫原油措施持续改进,中国石化进口的原油里面,低硫的原油开始减少,但是含硫以及高硫原油持续增加。其中之所以会造成含硫污水最主要的就是一些机器在进行工作的时候由于没有进行处理所致。
2.2污水水质变得复杂
最开始世界上原油质量变重,品质进而降低,还有就是会出现一些杂质,国内重质的原油以及高稠的原油持续增多,有一部分的石油化工企业开始增强自己的原油深加工能力,还有就是开始加工劣质原油。由于石油化工以及基础化工利润空间开始缩小,大多数的石油化工公司开始重视一体化发展,并且开始重视精细化工,进而增长产业链,这样也就可以获得更多的利益。因为水资源的消耗,使污水水质变得复杂。
2.3污水深度处理以及污水的回收利用要求越来越严
石油化工企业污水水质变得复杂,之前的处理污水的形式已经很难满足现阶段环境保护的需求,对于污水的处理需要经过深度处理才可以达到现阶段我国污水排放标准。不仅如此,通过研究我国的石油化工能够看出,三分之一的企业都是在干旱地区,除了长江沿岸地区还,其他的石油化工企业都会存在水资源缺少的情况,尤其是在黄河流域和西北地区和华北地区,这些地区的化工企业都会存在缺少水资源的情况。
3石油化工污水处理的方法
3.1石油化工污水处理的方法
现阶段,我们国家在处理含硫污水的时候,一般使用的是物化处理的形式,其中包括氧化法、气提法和沉淀法。气提法和氧化法在石油化工企业里面使用比较多,一般能够达到较高的去硫率。氧化法去硫的主要流程就是使用催化剂,进而把硫化物变成无害物质进而完成对于污水的处理。气提法的具体流程就是使用单塔和双塔这样两种设施,在外国一般使用比较多的是双塔蒸汽汽提法。不仅如此,由于污水处理技术的持续进步,进而产生了较多的新型技术并且得到了广泛的使用,这些新型处理形式有着较多的优点,并且可以提升有机污水的可生化性,当处理污水的时候有着显著的效果,所以得到了企业高度的重视,并且得到了广泛的使用。
3.2污水深度处理以及污水的利用
(1)石油化工污水深度处理和回收利用,通过研究可以看出,由于存在水资源缺少的情况进而严重限制了石油化工企业的发展。所以需要高度重视对于污水的处理以及回收利用技术。在石油化工行业,在进行石油加工的时候不仅会造成较多的水以及水蒸气的流失,而且大多数的水体都会变成污水,所以石油化工企业必须对这些污水进行深度处理,把污水转换成可用水资源。还有就是通过处理的污水可以使用于企业杂用水这些方面,这样可以有效的提升石油化工企业的水资源利用率。(2)城市污水回收利用于工业水。城市建设和人们的日常生活会产生较多的污水,由于这些污水的水质会好于石油化工污水的水质,所以深度处理技术难度会降低,并且在大多数的地区能够使用城市污水回收利用和石油化工产业相结合,进而提升水资源利用率。
4结语
由于人们的生态保护意识的持续增强,并且我国可用水资源的减少,人们开始增加对于石油化工污水处理的重视程度,由于石油化工污水比较复杂,并且有着大量的污染物,进而很难进行处理,并且会造成比较严重的污染,一般的处理技术很难完成处理工作。国内外对石油化工污水的处理方法主要有固化、注入深度地层、沉降处理后直接排放、回注、焚烧、填埋等化学和物理方法。化学固化法可以使被固化后的有害物质不再向环境和地层进行扩散和迁移，但固化处理需很高的资金，一次性处理量大；回注法是将石油化工污水化学絮凝等方法处理后应用于配制钻井液或将其注入井中，但是优良的絮凝剂较少；焚烧法处理资金较高，而且会给大气造成二次污染；填埋法易对地表及地层水产生污染。这些方法虽然在一定程度上对石油化工污水进行了处理，但是石油化工污水中的有机污染物并未完全分解，依然对环境可能造成污染。所以,当进行处理的时候,需要在一定的基础上,使用高级氧化生化组合技术或者是厌氧好氧组合技术,并且需要增深对于污水处理技术的研究,进而促进污水处理技术的发展。
参考文献;
[1]李丹,俞磊,陆祺.关于石油化工污水处理技术的现状及其发展趋势[J].化工管理,2014，(32):270.
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[3]邓晓桐.论述石油化工污水处理技术的运用及未来发展[J].科技与企业,2014，(17):141.
【关键词】管线 石油化工 工艺设计
石油化工生产过程中，往往采用大量管线，特别是石油的加工中，管线常常装载多种易燃物、易爆物，并需要进行试压实验。因此，管线试压技术在石油化工工艺设计中十分重要，本文就围绕着管线试压技术谈谈个人的看法。
1 管线的总体设计分析
石化生产用泵吸入管道设计是为了保证泵体能够长时间处于正常的和良好的工作状态。一旦泵的入口管系统发生了变径状况，可以通过应用偏心大小头来达到防止变径位置出现气体积聚的现象。一般来讲，偏心异径管的安装方式要注意以下问题：通常要多采用项平安装，如果异径管和向上弯的弯头出现了直连的现象，要采用底平安装。此种安装方式的好处是能够省去低点的排液。在布置泵的入口管线时，特别要考虑如下个方面的因素：
注意气阻。常常被工作人员忽视的是进泵管线处存在气阻现象，进泵管线处不可以存在气阻现象，主要是因为一些设计或布局虽符合化工工艺的流程图，可是在局部却会产生气阻现象，以致于严重影响泵的运行。
管道柔性。泵是同转机械，管道推力作用在管嘴上会使转轴的定位偏移，所以，在管道的设计上要确保泵嘴的承受力在一定数值范围中。在塔底进泵处的高温管线要特别注意热补偿问题。因此，要特别注意冷设备的管线更换问题。
设计逆流换热。冷换设备中的冷水，其管程是这样的，下进上出。当供水出现问题时，换热器因为有水，可以不用排空因而不会出现什么问题。如果将冷换设备当成加热器时用蒸汽加热，蒸汽从上部引入，凝结水由下部排出。
热应力。换热器的固定点一般是在管箱端，凡连接封头端管嘴的管道必须考虑因换热器热胀而位移的影响。重沸器返回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。分馏塔与汽提塔之间的管线布置。通常分馏塔到汽提塔有调节阀组，调节阀组应靠近汽提塔安装，以保证调节阀前有足够离的液柱。避免管道震动。
2 装置管线的试压工艺技术
（1）试压工艺技术准备。大型的石油化工装置一般来讲，其工艺管线繁杂，盘根错节，走向错综复杂，要想让试压工作得以顺利进行，就一定要预先做好必要准备，尤其是在技术问题上。具体来讲，试压前，要围绕试压的工艺流程图来设计试压的方案，要做到具体细致谨慎，试压的理清流程中，一定要围绕试压工艺确定所用介质、采用的方法、步骤和试压中各项安全技术措施等。
（2）管线的完整性检查。管线试压之前，有一项必须进行的工作就是检查管线是否完整，通过本项检查才可以进行试压实验，否则决对不允许进行试压。试压的完整性检查要严谨，一定要围绕着石油化工的管道系统图、管道简易试压系统图、管道剖面图、管道平面图、管道支架图等方面的技术文件。另外，管线试压完整性检查有严格的方法规程。一般要经过自查，复查和审核三个流程。所谓自查指的是施工班组按设计图纸对自己施工的管线自行检查，这是完整性检查的第一步。所谓复查，是指施工技术人员对试压的系统每根管线逐条复检，这是第二步。第三步，就是经过自查和复查后，试压系统中所有管线按设计图纸都达到了合格。再申报质监、单位进行审检、质检，进行最后的检查。
（3）前期的物资储备情况。试压工作比较危险，所以在工作开始前要进行充分的物资准备，做到防患于未燃。管线试压的介质主要有两种：气体介质与液体介质。气体介质主要有空气、干燥无油空气和氨气等介质充当。液体介质主要由水、洁净水和纯水等介质充当。所以，在试压阶段，如果管线没有特殊的要求，通常就采用水作为试压介质。在试压时，一定要对试压设备进行严格检查和检验。包括维护保养、安全检查和进场的布置。特别是进场布置上要注意各种安全技术措施以及物资的供应和现场的布置等工作。
（4）安全技术规范。管线试压是非常危险的，应做好各项安全技术措施。液压试验管段长度一般不应超过一千米，试验用的临时加固措施应经检查确认安全可靠，并做好标识。试验用压力表应在检定合格期内，精度不低于一点五级，量程是被测压力的一点五至二倍，试压系统中的压力表不得少于两块。液压试验系统注水时，应将空气排尽，宜在环境温度摄氏5度以上进行，否则须有防冻措施。系统试验完毕后，应及时拆除所有临时盲板，填写试压记录。试压过程中，试压区域要设置警戒线，无关人员不得入内，操作人员必须听从指挥，不得随意开关阀门。
（5）压力试验。承受内压管线的试验压力为管线设计压力的一点五倍；当管道的设计温度高于试验温度时，试验压力应符合下式Ps大于六点五时，取值为六点五；如果在试验温度下，Ps产生超过屈服强度应力时，要把试验压力降至管道压力不超过屈服强度时的最高试验压力。气压试验管道的试验压力为设计。对于气压作强度试验的管线，当强度试验合格后，直接将试验压力降至气密性试验的压力，稳压30分钟，以无泄漏、无压降为合格。检验采用在焊口、发兰、密封处刷检漏液的方法。
试压现场（升压、保压期间）五米范围内设置为危险区域，并挂警示标志。试压过程中，无关人员不得进入警示区内进行与试压无关的工作。拆下的螺栓按规格摆好，并涂二硫化钼，用防雨布盖上，法兰面应仔细清理，并防止损坏。垫片应保护好，盲板、试压备件与设备法兰接触处，应处理干净，不得有杂物。紧固螺栓前，应先用均匀的紧固力将螺母初步拧紧。紧固螺栓时，沿直径方向对称均匀地紧固，重复此步骤，螺栓紧固不应少于三次。
试压过程中，如果发现有异常响声压力下降、油漆剥落或加压装置发生故障等不正常现象时，应立即停止试压，并查明原因。检查中，有泄漏的焊接接头出现时，应将压力降至零兆帕，进行焊接接头返修。再按试压过程，重新试压。保压过程中，所有焊接接头和连接部位检查完毕并合格后，方可卸压。压力试验完成后，所有应拆除的辅助部件应立即全部拆除，或者作上明显的标记，以免运行时误用。压力试验完成后，应核对记录。
（6）气体泄漏性试验。工艺管道连同设备系统做气密试验，选择气密试验的压力为零点六兆帕，介质采用洁净空气。气体的泄漏性试验，检点包括阀门填料处、法兰式螺纹接头连接处、过滤器与视镜、放空阀、排气阀等。气体泄漏性试验当达到试验压力时停压10min再开始检查，每一个检查处液体涂刷不得少于两次，巡回检查所有密封点无渗漏为合格。气体渗漏合格应及时缓慢降压，并填写试验记录。
3 结束语
笔者从管线的布置以及管线试压技术等方面谈了管线试压技术在石油化工工艺设计中的应用问题。希望本文所谈的几点，能够使石油化工工艺的安全生产再上一个台阶。
参考文献
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[2] 陈尤冷.石油化工装置工艺探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（01）
石油化工；工艺管线；试压管道
目前，我国的石油化工产品需求不断增大，可是石油化工装置是以石油裂解加工为主体生产的产成品，以及是以化工原料为主体的生产装置的，装置内存在着各种工艺介质很多都是有毒性的物质，易燃、易爆等大量危险物质。可以说在石油化工装置施工过程中，各类工艺管道的安装质量必须严格控制，严禁其泄漏，否则将造成严重后果。工艺管线安装过程中，为检验焊缝的质量及法兰连接处的密闭性，管线试压工作具有十分重要的意义，不容一点疏忽。在辽河油田的石油化工企业，安全管理一直是重中之重。从加强HSE体系管理，提升标本兼治的理念水平来看，管线的质量对安全生产有着不可忽视的影响。石油化工装置设计安全是预防火灾爆炸事故发生，实现安全生产的一项重要工作。那么要如何保证装置设计安全呢，当然就要严格、正确地执行相关法规、标准规范，以保证生产装置的安全来保证生产安全。1.石油化工生产中管道工艺和技术
管线的设计。石化生产用泵吸入管道设计是确保泵经常处于正常工作状态的关键。当泵人口管系统有变径时，要采用偏心大小头以防变径处气体积聚，偏心异径管的安装方式如下：一般采用项平安装，当异径管与向上弯的弯头直连的情况下可以采用底平安装。这种安装方式可以省去低点排液。泵在布置人口管线时，要重点考虑到几个方面的因素：
泵的人口管支架的设置。如泵的进口在一侧，则泵的入口管支架应是可调式，且人口管及阀门位置在泵的侧前方。
气阻。进泵管线不得有气阻，这一点很容易被忽视，某些布置虽符合工艺流程图，但在局部会产生气阻现象，从而严重影响泵的运行。
管道柔性。泵是同转机械，管道推力作用在管嘴上会使转轴的定位偏移，因此管道设计要保证泵嘴受力在允许数值内。塔底进泵的高温管线尤其需要考虑热补偿。冷换设备的管线
设计逆流换热。冷换设备冷水走管程由下部进入，上部排出。这样供水发生故障时，换热器内有存水，不致排空。如作为加热器时用蒸汽加热，蒸汽从上部引入，凝结水由下部排出。安装净距。为了方便检修，换热器进出口管线及阀门法兰。均应与设备封头盖法兰保持一定距离，为方便拆卸螺栓净距一般为300mm。热应力。换热器的固定点一般是在管箱端，凡连接封头端管嘴的管道必须考虑因换热器热胀而位移的影响。重沸器返回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。
塔和容器的管线设计。依据工艺原理合理布置。分馏塔与汽提塔之间的管线布置。通常分馏塔到汽提塔有调节阀组，调节阀组应靠近汽提塔安装，以保证调节阀前有足够离的液柱。分馏塔与回馏罐之间的管线布置。当分馏塔的塔顶压力用热旁路控制时，热旁路应尽量短且不得出现袋形，调节阀应设在回流罐的上部。汽液两相流的管道布置时，管道上的调节阀应尽量靠近接收介质的容器布置，减少管道压降，避免管道震动。如图3所示。由此可见，管线不可随意布放。
2.装置管线的试压工艺技术
技术准备。大型石油化工装置工艺管线系统多，走向错综复杂，为了使试压工作正常进行，必须预先做好充分的技术准备。试压前，应根据工艺流程图编制试压方案，理清试压流程，按要求确定试压介质、方法、步骤及试压各项安全技术措施等。
管线的完整性检查。管线的完整性检查是管线试压前的必要工作，没有经过完整性检查确认合格的系统一律不得进行试压试验。完整性检查的依据是管道系统图、管道平面图、管道剖面图、管道支架图、管道简易试压系统图等技术文件。完整性检查的方法一是施工班组对自己施工的管线按设计图纸自行检查，二是施工技术人员对试压的系统每根管线逐条复检，三是试压系统中所有管线按设计图纸均检查合格后，申报质监、业主进行审检、质检。完整性检查的内容分硬件和软件两部分。
前期物资准备。管线试压介质一般分为两类：一类是气体，一类是液体。气体一般采用空气、干燥无油空气和氮气等。液体一般采用水、洁净水和纯水等。因此，如果管线没有特殊的要求，试压介质一般多采用水。试压工作是一种比较危险的工作。因此，在此项工作开始前应进行充分的物资准备工作。主要包括试压设备的维护保养、安全检查和进场布设；各种试压用仪器、仪表的校验、检查和安装；试压临时管线及配件的安装布置；试压用盲板、螺栓、螺母、垫片等材料的准备；设备、仪表、阀门、管件、安全阀、流量计等隔离措施的实施；试压中各种安全技术措施所需物资的供应及现场的布置等工作。
安全技术规范。管线试压是非常危险的，应做好各项安全技术措施。液压试验管段长度一般不应超过1000米，试验用的临时加固措施应经检查确认安全可靠，并做好标识。试验用压力表应在检定合格期内，精度不低于1.5级，量程是被测压力的1.5～2倍，试压系统中的压力表不得少于2块。液压试验系统注水时，应将空气排尽，宜在环境温度5℃以上进行，否则须有防冻措施。合金钢管道系统，液体温度不得低于5℃。试验过程中，如遇泄漏，不得带压修理，缺陷消除后，应重新试压。试压合格后应及时卸压，液体试压时应及时将管内液体排尽。系统试验完毕后，应及时拆除所有临时盲板，填写试压记录。试压过程中，试压区域要设置警戒线，无关人员不得入内，操作人员必须听从指挥，不得随意开关阀门。
压力试验。承受内压管线的试验压力为管线设计压力的1.5倍；当管道的设计温度高于试验温度时，试验压力应符合下式Ps=1.5 1/ 2 1/ 2>6.5时，取6.5值；当Ps在试验温度下，产生超过屈服强度应力时，应应将试验压力降至管道压力不超过屈服强度时的最高试验压力。气压试验管道的试验压力为设计。对于气压作强度试验的管线，当强度试验合格后，直接将试验压力降至气密性试验的压力，稳压30分钟，以无泄漏、无压降为合格。检验采用在焊口、发兰、密封处刷检漏液的方法。
石油化工的设计方法和手段的不断进步，是提高石化生产质量保证的基础。当前，石油化工生产装置的设计要广泛推进计算机辅助设计CAD等的有效应用，从而不断提高石油化工的安全生产水平，使企业更能科学平稳地实现安全生产。
[1]田卉.石油化工装置工艺管道设计探讨[J].化学工程与装备,2008
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关键词：夹点 石油化工 节能 应用
一、夹点技术的缘起和发展
夹点概念是基于热力学第二定律提出的，从宏观角度分析过程系统中能量流沿温度曲线的分布，从中发现系统用能的瓶颈点，并找到解决瓶颈的一种方法。以夹点为基础发展的过程能量综合技术，则走出热力学分析的领域，形成了能量回收利用的综合合成技术。夹点技术应用不限于换热网络的分析与合成，也包括过程系统中热能动力系统的优化合成等。但是最为普遍的还是对换热网络合成与优化的应用。
夹点技术，特别强调从系统的角度出发，开展节能省钱的综合系统的诊断与优化，主要通过构造冷、热物流组合曲线，总组合曲线和平衡组合曲线来绣工艺过程进行能量分析，制定节能设计和改造方案。夹点节能技术能够直接应用于能量利用与回收系统的规划、设计，尤其是节能改造，并能明确地指出可取得的节能经济效益，以及采用的具体节能改造方案。夹点技术起源于对换热器网络的研究，由于换热器作为能量传递设备被广泛地应用于化学、电力、制药等行业中，其换热性能好坏直接关系到生产企业的能源利用效率。
在生产实践中，人们发现了这样一个问题：虽然单个的高效换热器，但它将被纳入一个换热器网络大，其传热效率不好。目前，换热器网络的研究主要集中在两个方面，即换热系统的设计和换热系统的改造这两个方面，它的最新发展方向为：压降优化、柔性设计、蒸馏塔目标设定、低温过程设计、间歇过程综合、降低水流率、全局能量系统综合和排放目标设定等。
在一般情况下，夹点技术发展趋势趋现在3D的到来。经过20多年的发展，夹点技术已从热回收的特殊工具发展成为一种卓有成效的过程设计方法，它是过程系统综合的强有力方法，其研究和应用对促进企业技术进步、增加经济效益、提高竞争能力等都有重大意义，夹点技术在我国的工业企业中有着广阔的应用前景。
二、夹点技术的应用领域及特点
能源危机以来，世界各国政府和大企业开始重视节能工作。节能工作的发展经历了这样几个过程：第一阶段，属于捡浮财的阶段，主要表现在回收余热，堵塞“跑、冒、滴、漏”，但在此阶段所着眼的只是单个的余热流，而不是整个热回收系统；第二阶段，考虑单个设备的节能，例如将蒸发设备从双效改为三效，采用热泵装置，减少精馏塔的回流比，强化换热器的传热等；第三阶段，也就是现在所处的阶段，考虑过程系统节能，这是由于九十年代以来过程系统工程学的发展，使人们认识到，要把一个过程工业的工厂设计的能耗最小、费用最小和环境污染最少，就必须把整个系统集成起来作为一个有机结合的整体来看待，达到整体设计最优化。因此，在现今过程系统节能的时代，过程集成已成为热点话题。过程集成方法中目前最实用和最有效的就是夹点节能技术。夹点节能技术在国际上已成功地应用在2500多个项目中，在世界范围内取得了显著的节能效果。
夹点技术具有下列特点：
1.实用
可直接用于新过程设计和改造设计，还可以与系统优化等技术相结合，形成系统的过程设计方法，用以解决相当复杂的过程综合等问题，具有设计结果同实际较为相近的优点；
2.简单
首先是只需要物料衡算和能量衡算的数据，而不需要其它热力学数据；其次是着重于物理现象如夹点的理解，并在此基础上形成各种过程的设计准则；
3.直观
由于利用热流级联模型和组合曲线等图形方法表示过程能量降价的特征，使得现有过程的评价和新过程的综合都十分直观明了。所取得的效益也直观地反映在公用工程用量上，使工程技术人员易于理解和运用；
4.灵活
根据夹点技术编制的程序能指出制约能耗的瓶颈部分，并针对瓶颈部分（如夹点附近）做出具体设计（如物流基本匹配），其余部分可由设计者充分发挥。
三、夹点技术在石油化工中应用方法
化工过程主要是热加工过程中，过程中要满足工艺操作提供热量和功，能量回收系统的一个大比例，对于不考虑能量转换及流动功的能量回收系统，一步加热达到工艺过程参数和能量的要求后进入工艺操作系统（反应、分馏等系统）把原料加工为产品。为减少供入能量，在换热子系统回收产品能量，提高原料温度。换热后产品经冷却达到目标温度。因此换热子系统包括了冷却、换热和加热三个部分。在这三个部分中，显然存在着提高换热、减少加热和冷却的相互依存关系，较全面的反映出能量回收的系统特点和规律。
四、结论
在概念设计阶段的夹点分析法是一种非常成功的，但它不能进一步的基本设计阶段，也不能作为设计优化的可实用方法。从本章的分析中得到以下结论：
1.使用夹点分析得到的结果不理想说明了：该系统在结构匹配可调节性不大，但并不说明该系统没有节能潜力。
2.在夹点分析失效时，应该从系统的工艺流程来分析，尤其是对系统中热负荷大的换热器，寻求在这些大负荷换热器上有没有节能的潜力，并且应该考虑减少系统中的能量损失以及余热的回收。
3.在考虑价格因素的前提下，尽可能的采用高品位的能量，提高利用效率。
4.在对该系统采用夹点分析时，并没有得到理想的结果，我认为主要是因为：由于该系统的仪表不健全，相当一部分换热器的热负荷和进出口温度很难得到，不能进行实际系统运行的分析，只能采用设计数据来进行夹点分析，而该设计在结构匹配方面做的很不错，很难在对其进行改动达到节能效果。
参考文献
[1]冯霄，李勤凌编著.化工节能原理与技术[M]. 化学工业出版社， 1998.
关键词：石油化工 先进控制技术 自动化控制
20世纪70年代以来，随着计算机技术的飞速发展及其在工业生产中的广泛应用，工业生产的发展趋势体现着两个明显的特征，一是生产规模越来越大，二是生产技术水平越来越高，这不仅表明了生产工艺技术水平的不断提高，同时也说明在生产控制过程中的自动化水平也得到了不断提高，这种趋势在石油化工领域体现的尤为明显。鉴于石油工业工艺复杂、高温、高压, 易燃、易爆、有毒等特性, 特别需要有可靠有效的检测与控制手段来保证安全生产和优质高产。在这方面，控制理论与自动化仪表结合而实现的石油化工自动化起着决定性作用, 生产的全过程, 离不开自动化检测与控制术。
因此，若要实现石油化学工业的科技进步，需要特别重视化工自动化技术的应用开发和推广。化工自动化技术融于石油化工领域，它的应用不仅为化工生产建设提供先进技术和增加后劲，而且可以改变化工技术、设备和管理方面的落后面貌。化工自动化已成为化工企业提高效益和市场竞争能力的有效手段。过程控制从最早的手工控制发展至今大约可划分为三个层次，第一层次为传统控制，第二层次为先进控制，第三层次为优化控制。本文着重论述先进控制在化工生产中的应用。
随着自动化控制技术的发展，先进过程控制应运而生。先进过程控制（也称先进控制）是具有比常规控制更好的控制效果的控制策略的统称，是提高过程控制质量，解决复杂控制过程问题的理论和技术。它已经成为目前过程控制应用最成功，也最具有前途的控制策略。先进控制内容丰富，涵盖面广，包括自适应控制，鲁棒控制，预测控制，智能控制，非线性控制，最优控制等。
1.先进控制系统的主要特点：
1）传统的自动控制是建立在精确的数学模型基础上的，而先进控制的研究对象的模型可以未知或知之甚少，模型的结构和参数在很大的范围内变动，比如工业过程中默写干扰的无法预测，致使无法建立其模型，但先进控制就可以解决这类传统控制无法解决的问题，比如模糊控制。
2）传统的自动控制系统具有控制任务单一性的特点，先进控制通常用于处理复杂的多变量过程控制问题，如大时滞，多变量耦合，被控变量与控制变量存在着各种约束等，先进控制是建立在常规单回路控制之上的动态协调约束控制，可使控制系统适应实际工业生产过程动态特性和操作要求。
3）传统的控制理论对线性问题有较成熟的理论，而对高度非线性的控制对象的控制效果不好。先进控制为解决这类复杂的非线性问题找到了一个出路，成为这类问题行之有效的途径。
4）与传统自动控制系统相比，先进控制系统具有足够的关于人的控制策略，被控对象及环境的有关知识以及运用这些知识的能力。因此先进控制系统具有变结构的特点，能总体自寻优：具有自适应，自组织，自学习和自协调能力，有补偿及自修复能力和判断决策能力。
5）先进控制的实现需要足够的计算能力作为支持。由于先进控制受控制算法的复杂性和计算机硬件两方面因素的影响，早期的先进控制算法通常是在计算机控制系统的尚未机实施的。随着DCS功能的不断增强，更多的先进控制策略可以与基本控制策略一起在DCS上实现。后一种方式可有效的增强先进控制的可靠性，可操作性和维护性。
2.石油化工领域中先进控制系统的应用
在典型的炼化装置生产操作过程中，存在着动态响应时间滞后、变量未能在线测量、动态响应非线性、干扰相互偶合、约束、大的外部干扰等特性，从而导致传统的PID控制效果不佳。20世纪70年代初，学术界提出以多变量预估控制为核心的先进控制(advanced process control，APC)理论，根据装置运行的实时数据，采用多变量模型预估技术，计算出最佳的设定值，送往控制器执行。多变量预估控制范围不再只是针对某个具体的工艺测量值或与之有关的变量，而是根据1组相关的测量值乃至整个装置的所有变量。通过实施APC，可以改善过程动态控制的性能，减少过程变量的波动幅度，使生产装置在接近其约束边界的条件下运行(卡边操作)。90年代以来，大规模的模型预估控制和用于优化的非线性预估控制技术得以完善，在石油化工行业获得广泛应用，大量工业装置在已有DCS基础上配备了先进控制系统。先进控制可以保证该控制环节稳定运行在给定工况。先进控制系统是将化工工艺，化学工程，计算机，仪表，过程控制理论与先进控制技术进行有机结合而形成的一种新型控制系统，采用先进控制课提高系统的控制适应能力，克服由于系统本身的时变性，非线性，不稳定性，外部扰动的随机性及不可检测等带来的问题。先进控制技术用于解决那些采用常规PID控制效果不佳或无法控制的复杂工业过程控制问题， 包括： 控制策略的改进， 数据采集、 处理和软测量技术， 人工智能技术， 动态过程模型辨识技术， 多变量预测控制技术，PID参数自动整定技术等等。先进控制的实现需要足够的计算能力作为支持。简单的先进控制程序可用DCS提供的过程控制语言编写， 运行在现场控制层， 计算复杂的先进控制软件运行在DCS指定的节点上。先进控制方法可以保证该控制环节稳定运行在给定工况，特别是预估控制技术，组份推断控制，模糊控制，神经网络技术，自适应控制，故障诊断等在生产过程中已得到实际应用并取得良好的效果。
我国石油化工自动化经过五十年的发展，通过技术引进，消化，吸收和不断创新，自动化水平取得了长足进步，已从手工操作发展到自动控制，从低级的单回路控制发展到高级复杂的系统控制及管控一体化，在自动化装备，技术，功能，规模等方面都有了很大提高。大中型石油化工企业主要生产过程已在不同水平上实现自动化控制，并取得显著经济效益，小型骨干化工企业主要产品的主流程也已具有比较成熟的控制系统和低成本自动化成套技术，实现了生产信息在车间的集成。多年的实践证明，自动化已成为企业提高效益的有效手段，特别适合随着信息技术的应用和发展。
3.石油化工自动化的发展建议
