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石油炼制业的清洁生产措施分析作者：刘洋来源：《数字化用户》2013年第28期【摘要】石油炼制业为社会提供了丰富的石油制品，在化肥、化纤以及化工等领域也有采用其提供的原料，其主要生产灯油、石蜡、燃料油、汽油、石油焦、润滑油与柴油等。
石油炼制污染较大，自然环境与人体受其排放的固体废物、废气与废水的很大威胁。
作为进步飞速的发展中国家，我国的能源消耗量与日俱增，同时不可不免的产生了许多工业污染。
环境保护是当今世界的主题，新时期，走可持续发展道路是历史潮流。
以清洁生产指导石油炼制，可最大限度的消除污染。
【关键词】石油炼制业清洁生产办法一、石油炼制业的污染排放（一）废气首先，燃烧废气。
主要产生于燃烧锅炉燃料、锅炉加热过程，污染物数量由燃料种类决定。
烟尘、二氧化硫是主要的废气物质，多由水煤浆、石油焦、燃料气、煤与燃料油等燃烧引起。
其次，工艺废气。
冷冻系统产生的氨气、处理碱渣产生的恶臭气体、再生催化剂烟气等。
最后，还包括无组织的排放。
油品灌的呼吸排气、污水（油）池产生的恶臭气体、装卸或搬运轻质油品出现轻烃、拆卸与检修设备时产生有机气体、硫污水系统产生的H2S气体等。
（二）废水含盐废水，如锅炉排水、电脱盐排水；含油废水，及泵冷却水、前期雨水、冷焦水切水；含硫废水，翠花劣化装置分馏塔顶罐的排水、富气水洗排水；其他废水，循环水场污水、蒸汽冷凝水、油品水洗废水、生活污水、冲洗地面水等。
（三）固体废弃物剩余活性污泥、浮渣、油泥等“三泥”；废分子筛；废活性炭；废催化剂；粉煤炉灰；锅炉炉渣；储罐底泥等。
最后，噪音污染，主要有压缩机、大型烟机、鼓风机产生的噪音，吹扫、管线打靶与装卸催化剂时出现的蒸汽放空。
二、石油炼制业中的实现清洁生产的措施在我国经济快速进步的同时，环境也承受着巨大的压力。
在资源短缺现状下，节约能源、循环再利用能源成为了时下最关心的话题。
面对石油炼制业的高污染与高能耗的状况，防治污染、清洁生产是必要的选择。
调整产业结构，走新型工业化路子，为子孙后代留下一片蓝天，是石油炼制业的良心所在，更是社会责任。
石油井下作业清洁生产措施随着石油产业的发展，石油井下作业清洁生产措施变得愈发重要。
石油资源是我们国家的重要战略资源，其开发利用对国家经济发展有着重要的支撑作用。
随着石油的开采量越来越大，石油开采对环境和人员的影响也越来越大。
为了减少石油开采对环境和人员的影响，石油井下作业需要采取一系列的清洁生产措施，以实现绿色环保开采的目标。
石油井下作业需要加强设施管理，提高设备运行效率。
通过完善井下作业设施管理，减少设备故障和泄漏等事故的发生，降低油田生产过程中对环境的影响。
生产设备的维护、及时检修，清晰的作业标准和规程，避免操作疏漏和不当使用，有效提高设备运行效率，并减少废弃物产生。
石油井下作业需要加强环境保护措施，减少污染和废弃物排放。
在油田生产过程中，会伴随着废水、废气、废渣等污染物的产生，为了减少这些废物对环境的影响，对这些废物应采取有效的处理措施。
对废水进行分类收集和处理，实现再利用或安全排放；对废气进行治理，减少有害气体排放；加强废渣的收集和处理，减少对土壤和水体的污染。
通过这些措施，减少石油井下作业对环境的影响，实现清洁生产。
石油井下作业需要加强安全生产措施，保障人员健康和安全。
在石油井下作业中，由于作业环境复杂、设备复杂、事故隐患多，一旦发生事故将会对人员的生命和财产造成严重危害。
要加强安全管理，做好事故预防和应急处置工作。
加强作业人员的安全培训，做好安全操作规程的宣传和执行；定期组织安全生产培训，增强作业人员的安全意识和自我保护能力；加强设备的安全监控和维护，排除事故隐患，及时处理设备故障。
通过这些安全生产措施，保障石油井下作业的安全生产，最大限度地减少事故的发生。
石油井下作业需要加强科技创新，提高生产水平。
科技创新是石油井下作业实现清洁生产的重要保障。
通过引进先进的生产技术和设备，提高油田的生产水平，减少资源的浪费和环境的污染。
采用先进的注水技术，提高原油的采收率，减少二次开采的开销；引进智能化生产设备，实现自动化操作和安全可控生产；研发环保型材料和化学品，替代传统的环境污染物品。
油田井下作业清洁生产配套工艺油田井下作业清洁生产配套工艺是指在油田井下作业过程中，采用清洁生产理念和技术，通过采用环保设备和工艺，实现对工业废气、废水和固体废弃物的减排和资源化利用的一系列措施。
油田井下作业是指在油田开采过程中，进行井下操作和维修等作业。
这些作业常常会产生大量的废水、废气和固体废弃物，对环境造成污染。
为了减少油田井下作业对环境的污染，采用清洁生产配套工艺是必要且重要的。
这些工艺包括：1. 减少废水排放：采用油田井下作业流程中的废水处理技术，通过净化、过滤、沉淀等工艺，将废水中的污染物去除，达到达标排放或者再利用的水平。
2. 减少废气排放：采用环保设备和工艺，对井下作业中产生的废气进行收集和净化处理。
采用燃烧技术将废气中的有害成分氧化分解，减少对大气的污染。
3. 固体废弃物处理：采用环保工艺对井下作业过程中产生的固体废弃物进行分类、减量化和资源化利用。
将废弃物进行分类回收，将可以利用的废物进行处理和再利用，将有害废物进行安全处理。
4. 节能减排：采用节能技术和设备，优化井下作业流程，减少能源的消耗和废气的产生。
采用高效的机械设备，减少能源损耗；采用智能化控制系统，优化操作过程，减少废气排放。
5. 全生命周期管理：综合考虑井下作业的各个环节，从采购、使用到废弃物处理的整个过程，考虑如何优化资源利用和减少环境污染的问题。
通过采用清洁生产配套工艺，可以实现油田井下作业的环境友好型转型和可持续发展。
这不仅有利于保护环境，减少对生态系统的破坏，还可以提高油田作业效率，降低运营成本。
油田井下作业清洁生产配套工艺是油田行业可持续发展的必要举措。
研究石油炼制企业的清洁生产工艺摘要：近年来，我国的石油行业有了很大进展，石油炼制企业发展迅速。
石油炼制企业已经逐渐成为了我国经济发展的一项支柱行业。
石油炼制可以为人们提供大量的产品，但是在具体炼制过程中更需要消耗大量的原材料，并且会产生污染物，这不仅会对生态环境造成破坏，同时会影响人们健康，这对于石油炼制企业的发展会造成不良影响，因此加强对清洁生产工艺的研究是必要的。
关键词：石油炼制;清洁生产;污染防治随着我国工业、农业生产以及交通产业的不断发展，对石油的需求日益增加。
在当前新形势下，由于多方面因素的影响，导致国际石油市场面临严重紧张的局面，因此石油炼制企业在产品生产过程中，一方面需要提高产品的质量，另一方面要确保生产的清洁性，降低生产对环境造成的不良影响。
一、清洁生产工艺思路及原理工艺思路：充分利用地层能量、自然界风能、太阳能，结合应用环保型药剂预防水合物特点、产出污水与污泥无害化处理、药剂回收重复利用降低药剂成本。
主要原理：充分利用气层高温，通过实施井筒隔热油管保温工艺，提高产出气温度，减少气体热损失，实现夏季自然条件下不加药预防生成水合物;通过向气井添加环保型抑制剂，解决冬季环境温度低条件下预防生成水合物堵塞生产管线的问题;通过自然界风能、太阳能，采用自然蒸发方式實现产出污水中水分蒸发、药剂回收重复利用，分离的残渣通过焙烧制砖处理;这个处理过程采用环保型药剂，处理过程符合环保要求。
二、石油炼制所产生的污染在石油炼制企业发展中，污染物的产生是在所难免的，在实际生产时，需要根据不同材料沸点的差异性，将原油通过蒸馏等物理方法进行分离，为了满足种类和质量方面的要求，在实际工作中需要采取化学和物理的方法进行深入性的加工，同时还要根据市场的需求生产出合格的汽油和柴油等化工原料。
但是在实际加工时也会产生诸多的废弃物，如果并没有进行科学处理就排放到周边环境中，那么会产生较严重的环境污染问题，影响我国环境保护工作的科学进行。
油田井下作业清洁生产配套工艺随着石油开发不断深入，油田井下作业清洁生产配套工艺也在逐步完善。
井下作业清洁生产是指在油田采油作业过程中，通过一系列的废水、废气、废渣处理措施，将产出的废水、废气、废渣等污染物转化为资源再利用或安全排放，实现对环境和资源的保护、节约和利用。
针对不同的井下作业情况，采取相应的配套工艺措施，可将废水、废气、废渣的产生量和污染物浓度降低到最低限度，保持环境的洁净。
本文将从废水处理、废气处理和废渣处理三个方面介绍油田井下作业清洁生产配套工艺。
（一）废水处理油田井下作业中废水的产生主要包括生产废水和生活污水两种。
生产废水主要是采油过程中油层水、注水和采出油液的组合废水，水中含有油类、盐类、苯、酚等有机物和无机盐等成分；生活污水则是生产人员生活产生的污水。
针对这两种废水，可采用物理、化学和生物方法进行处理。
物理方法主要包括沉淀法、磁选法、过滤法、半透膜过滤法等，主要用于去除悬浮物等物理杂质；化学方法主要包括中和法、氧化法、还原法等，可去除水中的有机物和无机盐；生物方法主要包括生物降解法、吸附法等，是将污水中的有机物质发酵、氧化、分解和吸附转化为无害物质的方法。
综合运用这些方法，可达到清洁排放废水的目的。
油田井下作业中产生的废气包括燃烧气和非燃烧气。
前者主要是燃烧燃气时生成的废气，后者则主要是石油化工工艺、钻井、完井、测试作业等产生的废气。
针对这些废气，可采用物理、化学和生物方法进行处理。
油田井下作业中产生的废渣主要包括固体和液体废渣。
固体废渣主要是钻井废弃材料、电缆绳索、工具设备、废塑料等，液体废渣主要是堵漏液、冲洗液等。
针对这些废渣，可采用物理、化学和资源化方法进行处理。
物理方法主要包括鉴别分类、良率加工处理等，可将固体废渣加工再利用；化学方法主要包括化学清洗法、化学还原法等，可将废渣中的有害物质转化为无害物质；资源化方法主要是将废渣转化为资源再利用，例如回收废弃钻井液、利用废油再生生产等，实现废物减量、资源回收。
石油井下作业清洁生产措施随着石油资源的不断开采，石油井下作业成为了石油勘探开发的重要环节。
在石油井下作业过程中，由于涉及到石油、天然气等有害物质，存在环境污染和安全风险等问题。
为了保护环境、保障生产安全，必须采取一系列清洁生产措施，从而将石油井下作业推向高效、环保、安全的方向。
一、加强环境监测在石油井下作业过程中，首先要加强对环境的监测，包括对大气、水体、土壤等环境的监测。
通过对环境的监测，可以及时发现有害物质的排放和泄漏情况，及时采取措施进行调整和处理，从而避免对环境造成污染和影响。
二、提高设备安全性井下作业设备的安全性直接关系到生产过程的安全和环保，需要加强对设备的检修和维护，保证设备的正常运行和安全性。
还要加强对设备的技术改造和更新，采用先进的技术手段和设备，降低污染物的排放，提高作业的安全性。
三、严格管理作业流程在石油井下作业过程中，需要严格管理作业流程，确保作业的规范和安全。
通过制定清晰的作业规程和管理制度，对作业人员进行培训和教育，提高其安全意识和环保意识，避免事故的发生，减少对环境的影响。
四、采用清洁生产技术为了降低石油井下作业对环境的影响，可以采用清洁生产技术，包括对废水、废气、废渣等进行综合利用和处理，达到减少污染物排放的目的。
还可以采用绿色环保材料和清洁能源，减少对环境的负面影响。
五、加强环境风险评估和管控在石油井下作业过程中，需要加强对环境风险的评估和管控，通过科学的方法和手段，预测和评估可能对环境造成的影响，采取相应的措施进行管控和处理，以防止环境污染和安全事故的发生。
六、加强环境宣传和教育为了增强全体员工的环保意识和责任意识，可以加强环境宣传和教育工作，通过举办环保知识讲座、宣传环保标语等形式，提高员工的环保意识，引导员工积极参与环保工作，促进石油井下作业的清洁生产。
石油炼制行业清洁生产方案通过具体开展清洁生产审核,分析各个生产环节污染物的产生和效率低下的原因时,可以从下面六个方面来针对性的提出清洁生产方案：·技术改进；·过程优化；·设备更换和维修保养；·加强管理；·员工的教育和培训以及激励机制；·废弃物的回收利用和循环使用。
4.2.1技术改进在分析生产环节污染物产生和效率低下的原因时,应首先分析一下工艺技术的选择是否最佳,选择一个好的工艺,可从根本上做到节能、降耗、减污、提高经济效益的目的。
清洁生产方案1：采用加氢脱硫工艺,改善原料质量①废物产生部位及原因因催化裂化原料多采用重质馏分油,其中含有较多的硫化合物。
在催化反应过程中硫化物,将转移到产品和催化剂中,部分硫化物在催化剂再生烧焦时,随烟气和催化剂粉尘排放到环境中,污染大气。
②清洁生产方案为催化裂化装置提供低硫原料。
加工高硫含量的催化裂化原料油容易引起设备腐蚀和再生烟气对大气的污染。
而且产品含硫高,需进一步精制。
若采用减压馏分油加氢脱硫工艺,在催化原料进入装置之前,先对其进行加氢脱硫预处理,使原料油中硫、氮大幅度降低。
从而为催化裂化装置提供了低含硫量的催化原料油。
催含量,而且对减少设备的腐蚀,提高产化原料的改善不仅可降低再生烟气中的SO2品质量也大有好处。
清洁生产方案2：采用加氢精制,替代电化学精制•废物产生部位及原因常压蒸馏和二次加工得到的汽油、煤油、柴油等油品,程度不同地含有硫和氮的化合物以及有机酸、酚和烯烃等,致使油品性质不安定,质量差,需要进行精制。
无加氢精制的企业一般采用电化学精制方法中的碱精制,必要时也用酸碱精制,其机理为酸碱与油品接触,在高压电场的作用下,导致电微粒在油品中的运动,酸或碱与油品中的不饱和烃和硫、氮等化合物反应,形成废酸或废碱液而聚集沉降,与油品分离。
酸碱液循环使用一定次数后排放。
这样就产生了含有硫化物且CODcr 浓度很高的废酸或废碱液(炼油企业称其为酸渣或碱渣),因其有较强的腐蚀性,很高的COD,给处理造成一定的困难,是炼油企业的重要污染源。
石油井下作业清洁生产措施随着世界能源需求的不断增长，油田勘探开发工作越来越普遍，安全、环保的井下作业措施也越来越重要。
石油井下作业既需要满足生产需求，又要确保环保安全，应采取清洁生产措施。
（一）保障井下环境安全水力压裂作业中的化学品、砂浆等物质很容易对井下环境造成污染。
采取一下措施可以有效保障井下环境安全：1、选用环保型添加剂和砂浆，减少对环境的污染。
2、严格按照操作规程操作，避免物料泄漏、破裂等情况的发生。
3、常规检查井下作业区环境情况，及时清理井下化学品、砂浆等物料，避免对环境造成长期危害。
（二）减少化学品使用量在水力压裂作业中化学品是不可缺少的，但化学品过多使用会对井下环境造成严重污染。
因此，采取以下措施可有效减少化学品的使用量：1、根据不同地质条件和工艺要求选用适量的添加剂，减少多余的化学品投入。
2、保持良好的井筒封堵效果，减少化学品流失到地下水。
3、减少井下泵费，能降低化学品使用量，同时降低生产成本。
（三）生产处理废水在水力压裂作业中，大量清洗废水和液体废弃物会产生，如果不采取有效措施处理，会对环境造成潜在危害。
因此，在水力压裂作业中应经常对井下作业区进行清理，避免产生过多废水和液体废弃物。
对于产生的废水和液体废弃物，可以进行再加工和净化，让其重获再利用。
（一）二次利用泥浆钻井作业中泥浆是不可避免的，而泥浆产生的废液如果不进行处理，就会对环境造成极大的危害。
因此，建议采用二次利用泥浆的方案，具体操作如下：1、在钻井作业过程中，要注意不让泥浆被污染，避免浪费。
2、定期对泥浆进行物理和化学的处理，提高其再利用率，减少浪费。
3、对废旧泥浆进行分类，对于可再利用的泥浆再次加工，对于无法利用的泥浆进行废弃处理，避免对环境的危害。
（二）使用环保型切削液钻井作业中使用的切削液通常都含有许多有害物质，这些物质会对井下环境造成污染。
因此，建议采用环保型切削液，具体操作如下：1、减少过多投放有害物质，选用环保型原料生产切削液。
原油加工行业的脱硫脱硝技术脱硫和脱硝是原油加工行业中常见的技术，目的是降低排放物对环境的污染。
本文将介绍原油加工行业中常用的脱硫脱硝技术，并探讨其对环境保护和可持续发展的重要性。
一、脱硫技术1. 石膏法脱硫石膏法脱硫是一种常用的脱硫技术，通过在燃烧过程中添加石膏吸收硫化物，从而达到脱硫的效果。
石膏法脱硫技术具有工艺简单、成本低廉的特点，被广泛应用于原油加工行业。
2. 活性炭吸附法脱硫活性炭吸附法脱硫是一种物理吸附的脱硫技术，通过将活性炭作为吸附剂，将硫化物吸附在其表面，从而实现脱硫的效果。
活性炭吸附法脱硫技术具有脱硫效率高、操作简便的特点，但成本较高，在一些高要求的原油加工行业中得到广泛应用。
二、脱硝技术1. 选择性催化还原脱硝技术选择性催化还原脱硝技术是一种常用的脱硝技术，通过在燃烧过程中添加选择性催化剂（如氨水），使氨水与氮氧化物发生反应生成氮和水，从而实现脱硝的效果。
选择性催化还原脱硝技术具有高效、成本低廉的特点，被广泛应用于原油加工行业。
2. 吸收法脱硝技术吸收法脱硝技术是一种化学吸收的脱硝技术，通过将燃烧废气中的氮氧化物溶解于吸收剂中，从而实现脱硝的效果。
吸收法脱硝技术具有高效、可靠的特点，但在操作过程中对吸收剂的选择和管理较为复杂，需要注意定期更换和再利用。
三、脱硫脱硝技术的环境保护和可持续发展意义原油加工行业中的脱硫脱硝技术在环境保护和可持续发展方面具有重要意义。
首先，脱硫脱硝技术能够显著降低排放物对大气环境的污染，减少酸雨和大气污染物的产生。
其次，脱硫脱硝技术能够提高原油加工行业的能源利用效率，减少能源资源的浪费。
此外，脱硫脱硝技术的应用也有利于推动原油加工行业向绿色、低碳的方向发展，符合可持续发展的要求。
总之，脱硫脱硝技术是原油加工行业中常用的环保技术，具有重要的意义。
随着环保意识的增强和环境保护法规的日益严格，原油加工企业应当积极采用脱硫脱硝技术，减少对环境的污染，促进行业的可持续发展。
含硫原油加工中的清洁生产工艺和措施摘要：采取“加氢-硫磺回收”、“焦化-CFB”等清洁生产组合工艺和密闭循环、密闭除油、密闭吹扫、吸收脱臭等恶臭预防与控制措施，较好地解决了含硫劣质原油加工中容易出现的石油产品硫含量高、二氧化硫排放量大、空气恶臭污染等环境问题。
关键词：含硫劣质原油加工清洁生产工艺清洁产品削减二氧化硫恶臭预防与控制由于国际原油价格一路走高，且国际原油与国内成品油价格倒挂严重并且幅度不断加剧，因此采购加工价格相对低廉的含硫(高硫)、含酸重质的劣质原油已成为国内许多炼厂，尤其是沿海各大炼厂的首选。
镇海炼化通过对加工流程、设备材质、工艺防腐、产品质量等各方面的反复分析，在技术上可靠的前提下，增加高含硫原油、含酸重质原油的加工量。
2005年加工原油1710万吨，其中含硫(高硫)原油1323.37万吨，含酸原油28.04万吨。
含硫原油加工比例为77.39%。
全年原油平均硫含量1.38%，最高3.10%。
针对含硫原油加工中容易对环境造成不利影响的三个突出问题：产品硫含量高、二氧化硫排放量大、空气恶臭污染，采取“加氢-硫磺回收”、“焦化-CFB”等清洁生产工艺和密闭循环、密闭除油、密闭吹扫、吸收脱臭等恶臭预防与控制措施，较好地解决了上述环境问题，实现了经济效益与环境效益的统一。
2005年销售收入564.82亿元，创利税66.1亿元，实现利润36.32亿元。
2004年9月镇海炼化被国家环保总局首批授予“国家环境友好企业”荣誉称号。
1 采用“加氢-硫磺回收”清洁生产工艺生产清洁产品为适应含硫、劣质原油的加工需要，镇海炼化在规划2000万吨/年炼油规模时，采用全加氢工艺，并建设能力足够的硫磺回收装置。
规划中包括柴油加氢精制、航煤加氢精制、蜡油加氢脱硫、加氢裂化、重整预加氢等加氢总能力为1580万吨/年，占原油加工总量的79%，硫磺回收装置4套总回收能力27万吨/年。
2005年一季度已建成原油综合加工能力1850万吨/年，加氢总能力达到1430万吨/年，硫磺回收总能力17万吨/年，基本满足了加工含硫原油的需要。
通过加氢反应，汽油、柴油、航煤和蜡油等油品中的硫、氮转化为硫化氢和氨，部分烯烃转化为烷烃。
硫化氢大部分进入气相物料，通过气体脱硫分离出硫化氢送硫磺回收装置制成硫磺；氨和少量硫化氢进入含硫污水中，通过含硫污水汽提装置处理，从汽提塔侧线抽出气氨并精制成液氨送尿素装置作为化肥生产的原料；从汽提塔顶拔出硫化氢，送硫磺回收装置回收硫磺。
采用油品全加氢工艺，使石油产品中硫、烯烃含量大大降低，产品的清洁化程度大大提高，市场竞争力同步提高。
1.1 清洁汽油生产镇海炼化汽油产品中催化汽油组份约占60%～70%，控制好催化汽油的硫含量和烯烃含量是汽油产品达到新标准要求的关键。
为降低汽油硫含量，必须控制催化裂化原料硫含量。
为此，镇海炼化建设了一套180万吨/年的蜡油加氢脱硫装置，加上原加氢裂化装置的120万吨/年蜡油精制脱硫系列，极大地改善催化裂化原料的质量，降低了催化汽油的硫含量，解决了含硫原油加工基地的汽油硫含量高的问题；为降低烯烃含量，在催化裂化装置使用降烯烃催化剂，将催化汽油的烯烃含量控制在40%以下，将低烯烃含量的加氢裂化轻石脑油作为汽油调合组分调入，使最终出厂的成品汽油烯烃含量小于35%(出口汽油小于30%)。
2004年3月对重油催化装置实施MIP-CGP(降低汽油烯烃含量配合多产丙烯)改造，催化汽油烯烃含量由40%降低到30%以下，为生产供北京市场的京标B汽油和出口95#汽油提供了保证，同时使液化气收率和丙烯产率分别提高了5个百分点和2.8个百分点。
镇海炼化自2000年6月份起，90#、93#、95#汽油产品全部达到供三大城市清洁汽油标准，在中石化各炼油企业中率先实现了出厂汽油全部达到清洁汽油标准的目标。
自2000年10月份开始，所有汽油品种均按《车用无铅汽油》供三大城市清洁汽油的指标要求组织生产，其中97#汽油按企业标准生产，其硫含量指标（≯0.05%）优于GB17930-1999新标准（≯0.08%）。
2003年开始生产出口澳洲汽油，其硫含量≯0.05%，烯烃含量≯18%。
2005年5月开始向北京市供应欧Ⅲ标准（京标B）汽油，其主要质量指标：硫含量≯150ppm，氧含量≯2.7%，芳烃≯35%，烯烃≯25%，苯含量≯1%。
2005年生产各类汽油278万吨，平均硫含量150ppm ，烯烃25.6%(国家标准分别为800ppm 和35%)。
1.2 清洁柴油生产镇海炼化目前具有640万吨/年柴油加氢精制能力，柴油加氢比例达到90%，通过控制加氢深度可灵活控制柴油产品的硫含量。
2001年12月柴油产品提前一个月达到了国家新标准(轻柴油GB 252-2000)的要求，2002年11月首次生产出硫含量小于0.05%的出口清洁柴油。
目前已具备生产京标B柴油的能力，其主要质量指标：硫含量≯350ppm，十六烷值≮51，多环芳烃≯11%。
2005年生产各类柴油710万吨，平均硫含量1450ppm(国家标准2000ppm)。
与碱洗电精制工艺相比，柴油加氢精制工艺可减少废水和碱渣的产生量。
按原油加工量1700万吨/年计，可减少污水量约43万吨/年，减少碱渣产生量约3.4万吨/年。
1.3 清洁航煤生产镇海炼化建有100万吨/年航煤加氢精制装置、60万吨/年MEROX无碱脱臭装置和氧化锌精脱硫设施。
2000年5月香港机场AFSC管理有限公司正式批准镇海炼化为“AFSC 认可的供应码头”，并获供香港机场航煤免检资格。
2002年9月开始生产硫含量小于80ppm的出口DPK航煤（即取暖和燃料两用航煤）。
2005年生产航煤131万吨，平均硫含量980ppm(国家标准2000ppm)。
1.4 硫回收技术镇海炼化采用国际上最先进的硫磺回收工艺克劳斯-斯科特工艺，使硫回收率从普通工艺的最好水平98%提高到了99.8%。
2005年回收硫磺148986吨，占原油中带入总硫量的63%。
硫磺优等品率和出厂合格率均达到100%。
2 采用“焦化-CFB”等清洁生产工艺加工含硫重油，实施低压瓦斯全脱硫和燃料油低硫化，削减二氧化硫排放量重油的加工方式直接影响到原油加工的经济效益和生产的安排。
延迟焦化工艺是加工劣质重油的主要手段，但用含硫渣油生产的石油焦硫含量在3%～5%，其利用和销售出路成为一大难题。
催化油浆和常减压的洗涤油硫含量也很高，其利用和销售出路同样困难。
镇海炼化采用“延迟焦化—CFB”组合工艺加工含硫渣油、“溶剂脱沥青-脱油沥青做化肥原料-脱沥青油加氢进催化裂化”组合工艺加工催化油浆和常减压洗涤油，较好地解决了这些难题；实施了低压瓦斯全脱硫和燃料油低硫化，停用燃油锅炉，削减二氧化硫排放量。
在原油加工量扩大3.1倍，高硫原油比例显著升高的情况下，2005年二氧化硫排放总量9422吨，低于1995年550万吨原油加工量时的排放量，实现了增产减污。
2.1 延迟焦化延迟焦化装置是利用高温重油在焦炭塔内裂解缩合反应，增产轻组份如汽油、柴油、蜡油和液化气等，生产石油焦。
镇海炼化建有150万吨/年和100万吨/年的延迟焦化装置各一套，采用有井架水力除焦、无堵焦阀密闭放空工艺，生产的高硫石油焦直接送CFB 锅炉作燃料。
采用油气接触冷却、吹汽和冷焦过程密闭放空技术，以回收焦炭塔产生的蒸汽和油气，避免造成空气恶臭污染。
同时自主开发了冷焦水密闭循环处理和焦炭塔回炼污水处理场油泥、浮渣等新工艺，提高了焦化装置的清洁生产水平。
2.1.1 冷焦水密闭循环处理冷焦水处理系统是焦化装置突出的恶臭污染源，原150万吨/年装置采用传统的敞开式循环处理工艺，冷焦水中夹带大量含有恶臭并有致癌物质的油气组分挥发出来，对空气环境造成严重的恶臭污染。
为此，镇海炼化开发了冷焦水密闭循环处理新工艺［1］(见图1)，对原焦化装置冷焦水系统进行改造，又在新建100万吨/年焦化装置的设计中，采用这一新工艺。
根据冷焦水的水质特点，采用水—水混合器注水降温技术、贮罐重力除油除焦—旋流油水分离两段除油除焦技术和空冷器冷却技术，实现了冷焦水的密闭循环处理，杜绝了恶臭污染，冷焦水系统周围臭气浓度由2000降低至10～20。
图1 冷焦水密闭循环处理示意图2.1.2 焦炭塔回炼油泥浮渣［2］油泥、浮渣的处置和回收利用是污水处理场的一个难题。
镇海炼化成功开发了污水处理场油泥、浮渣进焦炭塔回炼技术。
油泥、浮渣通过离心脱水至含水率约85%后送焦炭塔回炼，回收其中的油份，其余成分进入石油焦。
油泥、浮渣进入焦炭塔有两种途径，第一种是从塔顶连续进料，油泥、浮渣在向下沉降过程中，与上升的高温油气接触，油气被冷却，污泥被加热升温，其中的水份和轻质油份被气化进入分馏系统，其余组份则继续下降、升温，最后变成焦炭和灰份留在焦炭中；第二种是塔底间断进料，在焦炭塔冷焦小吹汽结束后，用油泥、浮渣代替焦炭塔大吹汽，充分利用焦炭塔的余热将油泥、浮渣分解，同时还可节省大吹汽所需的蒸汽。
经检测，焦化回炼污水处理场油泥、浮渣后石油焦的质量符合指标要求，对CFB锅炉的正常生产没有影响。
目前回炼油泥、浮渣量为30～50吨/日，实现了油泥、浮渣不出厂的目标。
2.2 循环流化床锅炉(CFB)循环流化床燃烧技术是上世纪80年代发展起来的一种新的燃烧技术，具有燃料种类宽，负荷调整范围大，以及在炉内加石灰石直接脱硫，低温无焰燃烧降低NOx排放等优点，在国内外得到迅猛发展。
镇海炼化公司共有4台CFB锅炉，均引进美国FOSTER WHEELER公司技术。
1999年9月建成投用的Ⅱ电站采用2台220t/h循环流化床锅炉，全部使用自产高硫石油焦作燃料，是我国首台全烧高硫石油焦的CFB锅炉。
2003年12月建成投用的III电站采用2台410t/h的CFB锅炉，使用以自产高硫石油焦为主的焦煤混合燃料。
燃料被破碎成小颗粒后与脱硫剂（石灰石粉）同时喷入炉膛，以流化态的形式燃烧，未燃尽的燃料粗颗粒在旋风分离器中分离下来，被高压风流化送回炉膛进行再次燃烧，形成固态物料的循环，使锅炉具有较高的燃烧效率。
CFB锅炉的脱硫率取决于燃料Ca/S比(摩尔比)、燃烧反应温度和燃料在炉膛的停留时间。
CFB锅炉的燃烧温度在830～900℃，有利于石灰石分解为CaO和CaO与SO生成2两个反应，燃料在炉膛的停留时间对于某台锅炉是固定的，因此实际脱硫率主要CaSO4取决于燃料Ca/S比。
根据当时国家规定的电站烟气二氧化硫排放标准，Ⅱ电站CFB锅炉设计Ca/S比为1.97，脱硫率不小于90%、III电站设计Ca/S比为2.95，脱硫率大于90%。
在设计工况下考核，Ⅱ电站实际脱硫率达到91%。
但随着石油焦中硫含量的升高，原设计石灰石制粉能力显得不足，脱硫率下降。
