煉油廠設(shè)計(jì)適應(yīng)新形勢(shì)要求的思考

邱立波

（中國(guó)天辰工程有限公司，北京100029）

2017年，中國(guó)加工原油5.7億噸，表觀進(jìn)口原油4.15億噸，原油對(duì)外依存度為72.81%，因此國(guó)內(nèi)新建煉油廠均要加工進(jìn)口原油。

隨著原油資源不斷開發(fā)利用，煉油廠加工重質(zhì)原油是發(fā)展趨勢(shì)。通常規(guī)律是，重質(zhì)原油小于360℃的汽柴油收率較低，硫、重金屬、殘?zhí)康入s質(zhì)含量較高；輕質(zhì)原油則相反，小于360℃的汽柴油收率較高，硫、重金屬、殘?zhí)康入s質(zhì)含量較低。煉油廠的總加工流程如何適應(yīng)一定范圍內(nèi)原油性質(zhì)變化，是設(shè)計(jì)時(shí)重點(diǎn)考慮的問題之一。

我國(guó)汽、柴油產(chǎn)品已于2017年1月1日開始執(zhí)行國(guó)Ⅴ標(biāo)準(zhǔn)，2019年1月1日將開始執(zhí)行國(guó)Ⅵ標(biāo)準(zhǔn)，同時(shí)2020年全國(guó)范圍內(nèi)將推廣乙醇汽油。除此之外，國(guó)家對(duì)節(jié)能和環(huán)境保護(hù)的要求也越來越高，這也是煉油廠設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)該考慮的問題。

本文針對(duì)煉油廠設(shè)計(jì)時(shí)如何適應(yīng)原油性質(zhì)變化，如何采取措施滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級(jí)要求、環(huán)境保護(hù)要求以及節(jié)能要求等進(jìn)行分析和探討。

1 選擇合適的總加工流程提高原油適應(yīng)性

煉油廠設(shè)計(jì)時(shí)，首先要確定其規(guī)模和加工的原油。由于實(shí)際運(yùn)行時(shí)原油采購(gòu)需要根據(jù)國(guó)際原油價(jià)格及資源可獲得性等因素綜合確定，所加工的原油品種往往較多，因此設(shè)計(jì)時(shí)原油性質(zhì)需要有一定的靈活性，原油性質(zhì)的靈活性主要通過總加工流程的選擇實(shí)現(xiàn)。

總流程選擇過程中渣油加工路線的選擇至關(guān)重要，是影響原油靈活性的重要因素，目前渣油加工主要按照加氫和脫碳兩種類型來考慮。

1.1 加氫型流程應(yīng)注意問題

固定床渣油加氫對(duì)原料的殘?zhí)亢椭亟饘俸坑幸螅话阒亟饘俸吭?00～150 ppm之間，殘?zhí)迹?0%。進(jìn)料中除了減渣之外，還需要有部分蠟油。相對(duì)而言，此類加氫型煉廠加工原油相對(duì)較輕。如果原油變重，亦即原油中大于360℃的蠟油、減壓渣油餾分增加時(shí)，為滿足渣油加氫脫硫（VRDS）進(jìn)料性質(zhì)的要求，需要把更多的蠟油調(diào)整到VRDS原料中去，會(huì)降低蠟油加工裝置負(fù)荷。另外，為了控制VRDS的進(jìn)料質(zhì)量，需要將部分更劣質(zhì)的減壓渣油作為瀝青或重質(zhì)燃料油等低價(jià)值產(chǎn)品銷售，影響效益。加氫型流程對(duì)原油變輕容易適應(yīng)，對(duì)原油變重的適應(yīng)有難度，應(yīng)重點(diǎn)放在減壓蒸餾單元的設(shè)計(jì)上。

1）減壓爐的負(fù)荷要有一定的余量，加熱爐負(fù)荷考慮上限在130%附近，保證滿足減壓塔蠟油餾分增加后的餾出對(duì)加熱爐負(fù)荷增加的需求。

2）當(dāng)加熱爐所留的余量不能滿足要求時(shí)，安排部分常渣不經(jīng)減壓直接進(jìn)VRDS。

3）調(diào)整催化裂化的加工方案，增加油漿的外甩量，控制油漿密度不宜太重，將催化裂化油漿作為渣油加氫脫硫的原料。

1.2 脫碳型流程應(yīng)注意問題

延遲焦化裝置（DCU）對(duì)原料適應(yīng)范圍較為寬泛，脫碳型工藝流程可以加工更重質(zhì)劣質(zhì)原油。

如果加工原油變輕時(shí)，由于直餾石腦油、直餾柴油餾分量增加，常減壓蒸餾裝置常壓部分可能成為制約原油加工量的主要因素。因此，對(duì)于此類工藝流程，原油適應(yīng)性重點(diǎn)放在常壓?jiǎn)卧脑O(shè)計(jì)上，應(yīng)注意以下幾個(gè)方面：

1）常壓爐負(fù)荷要留有余量（130%為上限）或改造余地。

2）常頂冷凝冷卻負(fù)荷要留余量或改造空間。

3）留有將閃蒸塔改造為初餾塔的余地。

目前，國(guó)內(nèi)外已經(jīng)有渣油加氫裂化（如VCC、SET或MCT）投入建設(shè)和運(yùn)行。渣油加氫裂化能加工更劣質(zhì)的減壓渣油，而且不需要添加蠟油組分，這樣的總工藝流程對(duì)原油有更強(qiáng)的適應(yīng)性。

如果一個(gè)煉油廠的重油加工路線包含加氫和脫碳兩種，其組合流程原油適應(yīng)性更強(qiáng)，但要增加投資。

2 選擇合適的工藝滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級(jí)要求

2.1 汽油和柴油標(biāo)準(zhǔn)情況

1）北京《車用汽油（DB11/238–2016）》地方標(biāo)準(zhǔn)（京Ⅵ），已于2017年1月1日起實(shí)施，京Ⅵ汽油中的硫含量不大于10 ppm，芳烴含量控制在不大于35%，烯烴含量控制在不大于15%，苯含量控制在不大于0.8%。國(guó)家汽油標(biāo)準(zhǔn)主要技術(shù)指標(biāo)（GB 17930–2016）見表1，國(guó)Ⅵ汽油自2019年1月1日起全國(guó)范圍內(nèi)開始執(zhí)行。

表1 汽油標(biāo)準(zhǔn)（GB 17930–2016）主要技術(shù)指標(biāo)

2）北京《車用柴油（DB11/239–2016）》地方標(biāo)準(zhǔn)（京Ⅵ），已于2017年1月1日起實(shí)施，京Ⅵ柴油的硫含量不大于10 ppm，多環(huán)芳烴不大于7%。國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《國(guó)Ⅵ標(biāo)準(zhǔn)（GB 19147–2016）車用柴油》從2019年1月1日起執(zhí)行，主要技術(shù)指標(biāo)見表2。

表2 柴油標(biāo)準(zhǔn)（GB 19147–2016）主要技術(shù)指標(biāo)

2.2 汽油質(zhì)量要求提高的應(yīng)對(duì)措施

硫、苯、烯烴、芳烴是汽油中的主要限制組分。

苯和芳烴主要來源于重整汽油組分，提高重石腦油初餾點(diǎn)至85℃，可以將汽油中苯的含量降低很多，芳烴（苯、甲苯和C8芳烴）也可用抽提方法實(shí)現(xiàn)。

硫和烯烴主要來源于催化裂化汽油組分，加氫脫硫的同時(shí)，辛烷值也會(huì)隨著烯烴的飽和而下降。降硫措施主要有：

1）催化裂化汽油加氫。國(guó)內(nèi)外可選的技術(shù)較多，國(guó)外技術(shù)以Prime G＋、CDTECH為代表，國(guó)內(nèi)技術(shù)有RSDS、OCT-M、S-Zorb、DSO、GARDES等。大多數(shù)技術(shù)相差不多，基本上是將催化汽油切割，將重汽油加氫，再進(jìn)行脫硫醇，有的采取部分脫硫醇、有的采取混合汽油脫硫醇，脫硫醇時(shí)堿洗、催化氧化分別進(jìn)行，從而降低汽油硫含量。

2）當(dāng)催化汽油硫含量較低時(shí)，可以考慮全餾分加氫。設(shè)3個(gè)反應(yīng)器，反應(yīng)在不同的反應(yīng)器中進(jìn)行，采用不同的反應(yīng)條件，達(dá)到好的選擇性。一段是選擇性加氫脫除二烯烴的反應(yīng)；二段是選擇性加氫脫硫的反應(yīng)；三段是芳構(gòu)化、異構(gòu)化反應(yīng)，通過增加芳烴和異構(gòu)烷烴的含量，補(bǔ)償烯烴減少造成的辛烷值損失。

3）當(dāng)催化汽油硫含量較高時(shí)，應(yīng)先進(jìn)行輕、重餾分的切割，只對(duì)重汽油進(jìn)行選擇性加氫脫硫，輕汽油作汽油調(diào)和組分或作為輕汽油醚化的原料。不生產(chǎn)乙醇汽油的煉油廠，設(shè)置輕汽油醚化裝置是合適的，降低汽油中烯烴含量的同時(shí)，通過醚化可以提高辛烷值。

4）MTBE可以作為汽油調(diào)和組分，但其硫含量往往偏高，主要原因是原料混合C4中高沸點(diǎn)的硫化物通過MTBE裝置的催化蒸餾塔或共沸塔被分離到MTBE產(chǎn)品中，另外，MTBE醚化催化劑中樹脂磺酸流失也進(jìn)入產(chǎn)品。某廠由于樹脂磺酸流失原因，半年后導(dǎo)致MTBE中硫含量增加10 ppm。降低MTBE硫含量采取的措施：①選用高效、深度液化氣脫硫醇工藝，采用再生堿液反抽提等措施，確保經(jīng)脫硫醇后的液化氣總硫含量小于10 ppm。②根據(jù)MTBE裝置中各組分的沸點(diǎn)不同，在MTBE裝置以前的氣體分餾裝置中增設(shè)輕、重C4分離塔或脫C5塔，將沸點(diǎn)較高的硫化物分餾到塔底中，而塔頂餾出物即MTBE原料中硫含量就會(huì)大幅度降低，使生成的MTBE產(chǎn)品中硫含量大幅度降低。③采用旋流法深度脫除LPG中游離水、胺、堿等措施以減少磺酸流失。

5）增加高辛烷值汽油調(diào)和組分的數(shù)量。汽油質(zhì)量升級(jí)，要求硫、烯烴、苯、芳烴越來越低，而市場(chǎng)上高標(biāo)號(hào)汽油消費(fèi)比例越來越高。重整汽油含有苯、芳烴，催化汽油含有硫、烯烴，MTBE含有氧。異構(gòu)化汽油、烷基化汽油、烯烴齊聚汽油沒有任何被限制的成分，應(yīng)增加這些汽油調(diào)和組分的產(chǎn)量。

異構(gòu)化裝置的原料是重整裝置拔頭油，主要是C5/C6汽油，異構(gòu)化后的汽油研究法辛烷值（RON）可達(dá)90，且異構(gòu)化汽油的敏感度低，馬達(dá)法辛烷值（MOR）比RON僅小2個(gè)單位。

烷基化的規(guī)模受限于異丁烷和1–丁烯數(shù)量。通過增設(shè)正丁烷異構(gòu)裝置和MTBE停用增加的異丁烯可以擴(kuò)大烷基化裝置的規(guī)模。

2.3 乙醇汽油的推廣對(duì)汽油質(zhì)量升級(jí)的影響

2017年9月，國(guó)家發(fā)改委等15個(gè)部委聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于擴(kuò)大生物燃料乙醇生產(chǎn)和推廣使用車用乙醇汽油的實(shí)施方案》，方案指出，到2020年將基本實(shí)現(xiàn)全國(guó)范圍內(nèi)的乙醇汽油覆蓋。

乙醇汽油的優(yōu)勢(shì)有以下幾點(diǎn)：其一，燃料乙醇作為可再生能源，來源廣泛，且制備技術(shù)也較為成熟，可以快速實(shí)現(xiàn)量產(chǎn)，同時(shí)也可以減少對(duì)石油等能源的過度開采；其二，乙醇汽油可以有效減少汽車尾氣中的碳排放、細(xì)顆粒物排放以及其他有害物質(zhì)的污染，有益于環(huán)境保護(hù)；其三，乙醇汽油的抗爆性、自燃性、空燃相對(duì)比都處于合理范圍，加之我國(guó)乙醇汽油的調(diào)和標(biāo)準(zhǔn)不需要對(duì)現(xiàn)有發(fā)動(dòng)機(jī)進(jìn)行改造即可使用。

乙醇的密度789 kg/m3，RON為111，氧含量34.78%。乙醇做為汽油調(diào)和組分后，煉油廠需要生產(chǎn)乙醇汽油組分油，對(duì)烯烴、芳烴和辛烷值指標(biāo)要求可以略有寬松，但是蒸汽壓指標(biāo)將更加嚴(yán)格。另外，組分油中不允許添加MTBE，煉廠缺少低硫、低烯的高辛烷值組分。煉廠需結(jié)合汽油池組成統(tǒng)籌考慮，采取措施：一是可以通過建設(shè)烷基化裝置或者外購(gòu)?fù)榛停黾悠统刂型榛捅壤?；二是關(guān)注異構(gòu)化油的蒸汽壓，必要時(shí)調(diào)整初餾點(diǎn)；三是將MTBE改造為疊合裝置。

2.4 柴油質(zhì)量要求提高的應(yīng)對(duì)措施

柴油質(zhì)量升級(jí)措施主要靠加氫，加氫深度越高，產(chǎn)品硫含量越低，且十六烷值同步增加。關(guān)鍵是平衡好柴油的硫含量、十六烷值、液收三者的關(guān)系。

直餾柴油和焦化柴油的十六烷值較高，通過加氫精制即可使硫含量滿足質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求。

催化柴油，由于本身十六烷值很低，需要進(jìn)行加氫改質(zhì)才能滿足要求。

另外，可以考慮將催化柴油作為加氫裂化進(jìn)料，提高整體柴油的十六烷值。

3 應(yīng)對(duì)環(huán)境保護(hù)要求采取的措施

3.1 二氧化硫

《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日起，新建企業(yè)從2015年7月1日起，催化煙氣、硫黃焚燒爐煙氣、工藝加熱爐煙氣中SO2的排放濃度分別為100 mg/m3、400 mg/m3、100 mg/m3；特別排放限值分別為50 mg/m3、100 mg/m3、50 mg/m3。采取措施建議如下：

1）催化裂化再生煙氣。計(jì)算表明，未加硫轉(zhuǎn)移劑，催化原料硫含量小于240 ppm時(shí)，催化煙氣的SO2含量已達(dá)49 mg/m3（特別排放限值為50 mg/m3）。催化原料硫含量更多的是大于240 ppm，因此，大多數(shù)催化裂化裝置均應(yīng)采取再生煙氣脫硫措施；僅原料硫含量低的裝置可以通過加入硫轉(zhuǎn)移劑解決。

2）硫黃裝置尾氣。改進(jìn)克勞斯制硫工藝，提高硫的回收率；對(duì)煙氣進(jìn)行脫硫處理。

3）工藝加熱爐。計(jì)算表明，以煉油廠干氣為燃料，裝置加熱爐的煙氣排放問題不是特別突出，燃料硫含量為200 ppm時(shí)，其SO2濃度完全可以滿足最新標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.2 氮氧化物

《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日起，新建企業(yè)從2015年7月1日起，催化煙氣、工藝加熱爐煙氣中的氮氧化物排放濃度分別為200 mg/m3、150 mg/m3，特別排放限值 100 mg/m3、100 mg/m3。采取措施建議如下：

1）催化煙氣。一是要通過對(duì)催化原料的加氫處理，減少催化裂化原料的氮含量；二是在裝置上增加脫硝措施。

2）硫黃裝置。酸性水汽提裝置回收氨，減少進(jìn)入酸性氣中的氮。

3）工藝加熱爐。氮氧化物的量要高度重視，氮氧化物的控制由“友好”的燃燒器實(shí)現(xiàn)，應(yīng)該在詢價(jià)交流階段選擇篩選出低氮氧化物排放的燃燒器。

未來煉油廠包括催化裂化再生煙氣、硫黃焚燒爐煙氣、工藝加熱爐的煙氣，都會(huì)要求建設(shè)煙氣處理系統(tǒng)，以滿足SO2和氮氧化物排放要求。另外，為方便工藝加熱爐的煙氣處理，加熱爐可集中布置，全廠可能會(huì)出現(xiàn)一個(gè)或幾個(gè)工藝加熱爐群。

3.3 酸性氣

《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 31570–2015）規(guī)定，“酸性氣回收裝置的加工能力應(yīng)保證在加工最大硫含量原油及加工裝置最大負(fù)荷的情況下，能完全處理產(chǎn)生的酸性氣。脫硫溶劑再生系統(tǒng)、酸性水系統(tǒng)和硫黃回收裝置的能力配置應(yīng)保證在一套硫黃回收裝置出現(xiàn)故障時(shí)不向酸性氣火炬排放酸性氣”。這就意味著，煉油廠聯(lián)合硫黃回收裝置應(yīng)采用“N＋1”模式配置。設(shè)計(jì)時(shí)重點(diǎn)關(guān)注幾個(gè)方面：

1）聯(lián)合硫黃回收裝置的溶劑再生、酸性水汽提、制硫3個(gè)單元均采用“N＋1”模式配置。

2）以制硫單元為例，如全廠平衡下來，制硫的規(guī)模為10萬噸/年，制硫的配置可以采用6萬噸/年＋6萬噸/年兩套，全廠滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，兩套裝置同時(shí)運(yùn)行，制硫裝置的負(fù)荷為83.3%；當(dāng)一套制硫單元故障時(shí)，6萬噸/年制硫單元運(yùn)行，全廠負(fù)荷降至60%運(yùn)行。

3）溶劑再生、酸性水汽提單元應(yīng)按類似思路考慮配置。

4）對(duì)于有硫黃回收或硫酸的企業(yè)，均應(yīng)按“N＋1”模式配置。

5）3個(gè)單元的具體規(guī)模應(yīng)該根據(jù)投資、可操作性研究比較后確定。

3.4 無組織污染源

對(duì)于無組織污染源設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)重點(diǎn)考慮：①選用合適罐型，應(yīng)對(duì)油罐進(jìn)行氮封或設(shè)置油氣回收系統(tǒng)。②裝卸車系統(tǒng)設(shè)置油氣回收系統(tǒng)，減少裝卸過程中的排放。③污水處理場(chǎng)系統(tǒng)廢氣處理，主要是將敞開式池體加蓋密封，然后采用風(fēng)管和離心風(fēng)機(jī)將氣體抽出，通入VOCs處理部分，實(shí)現(xiàn)污水處理場(chǎng)VOCs達(dá)標(biāo)排放。

3.5 污水排放

《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日，新建企業(yè)從2015年7月1日起，污水的排放量限值為0.5 m3/噸（原油），特別限值為0.4 m3/噸。采取措施如下：

1）污水的排放濃度，主要通過選擇合適污水處理工藝和提高操作管理水平解決。污水的排放量：一是減少污水的產(chǎn)生，二是提高污水的回用量。

2）含油污水經(jīng)處理后回用是減少污水排放量最有效的辦法。目前國(guó)內(nèi)新建的大型煉油廠，大都采用了污水回用技術(shù)。經(jīng)過深度處理的回用污水，主要用來做循環(huán)水的補(bǔ)充水和綠化用水。

3）高濃度的含鹽污水處理后回用的成本較高，因此對(duì)高濃度含鹽污水，應(yīng)主要考慮減少產(chǎn)生量。

4）沿海的煉油廠，有條件采用海水間接冷卻技術(shù)。海水直接冷卻時(shí)，一旦產(chǎn)生腐蝕，油品進(jìn)入海水中，會(huì)造成海洋水體污染。用海水冷卻循環(huán)水，代替常規(guī)的涼水塔。由于循環(huán)水系統(tǒng)是密閉的，可避免循環(huán)水的濃縮，減少甚至避免循環(huán)水場(chǎng)排出的高濃度的含鹽污水。

4 應(yīng)對(duì)節(jié)能減排要求采取的措施

《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》要求2011年大型煉油廠單位原油綜合能耗低于63千克標(biāo)準(zhǔn)油/噸原油。

《能源中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃綱要》要求2010年、2020年煉油單位能量因數(shù)能耗分別為12千克標(biāo)準(zhǔn)油/噸原油、10千克標(biāo)準(zhǔn)油/噸原油。

根據(jù)以上要求，在煉廠設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)從幾個(gè)方面考慮：

1）節(jié)能應(yīng)從全廠角度綜合考慮，不要只關(guān)注單裝置，更重要的是從全廠全流程統(tǒng)一核算，目標(biāo)是全廠能耗最低。

2）科學(xué)合理選擇全廠總工藝流程、工藝裝置的技術(shù)路線以及全廠系統(tǒng)配套，對(duì)于節(jié)能是至關(guān)重要的。

3）優(yōu)化裝置內(nèi)部的流程和用能結(jié)構(gòu)，所有工藝換熱基于經(jīng)濟(jì)目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化分析，并小于20℃的窄點(diǎn)溫差。多余的熱量可考慮發(fā)生蒸汽或產(chǎn)生熱媒水。

4）上、下游裝置之間直接熱進(jìn)料，減少上游裝置冷卻水的負(fù)荷及下游裝置的加熱負(fù)荷，減少?gòu)闹虚g罐區(qū)到下游裝置輸送泵的用電負(fù)荷。

5）工藝加熱爐的效率應(yīng)達(dá)到92%。加熱爐盡可能用低硫燃料，這樣保障不產(chǎn)生露點(diǎn)腐蝕，從而降低排煙溫度，盡量回收煙氣余熱。另外可以利用裝置余熱加熱燃料。

6）蒸汽逐級(jí)利用，盡量不用減溫減壓器，盡可能地回收凝結(jié)水，盡可能不放空蒸汽。公用工程的蒸汽鍋爐都產(chǎn)高壓蒸汽，工藝裝置所用的中、低壓蒸汽均由蒸汽透平的背壓排汽供給。

7）將含油污水（有條件的還可以引入城市中水）處理后，用做循環(huán)水場(chǎng)補(bǔ)充水和綠化用水。

8）將加氫裝置的酸性水和非加氫裝置酸性水分別汽提，得到凈化水作為工藝裝置注水，化學(xué)藥劑的配制用水。酸性水汽提裝置的汽提塔應(yīng)普遍采用重沸器做塔底熱源，避免使用汽提塔底通入蒸汽做熱源。

9）使用空冷替代水冷，以減少循環(huán)水用量。用熱媒水回收裝置余熱。

10）沿海煉油廠，可以考慮利用裝置余熱淡化海水，用來替代新鮮水；用海水間接冷卻（用海水冷卻循環(huán)水），以減少循環(huán)水的蒸發(fā)損失和濃鹽水的排放。

5 結(jié)論

1）煉油廠設(shè)計(jì)時(shí)需要考慮加工原油靈活性，需要滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級(jí)、環(huán)境保護(hù)要求、節(jié)能減排要求，因此在煉油廠設(shè)計(jì)階段，尤其是在總流程確定、技術(shù)選擇、裝置構(gòu)成、設(shè)備選型、平面預(yù)留等環(huán)節(jié)就應(yīng)該把上述相關(guān)因素統(tǒng)籌考慮。

2）煉油廠的大型化、園區(qū)化、煉油–化工一體化、智能化，以及分子煉油理念，應(yīng)該在未來煉油廠的規(guī)劃、設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)行中加以實(shí)施，需要我們提高認(rèn)識(shí)，把原油資源研究好、分析好、利用好，創(chuàng)造更多的效益，造福企業(yè)和社會(huì)。