我國煉油工業在21世紀前十年，業績輝煌，加工能力已位居世界第二，煉油技術走創新發展道路，成果累累。但展望未來，形勢十分嚴峻，石油產品消費量繼續增長，國內原油短缺；原油趨向劣質化，加工難度增大；產品更加清潔化和煉油企業環保壓力加大。國家高度重視節能減排，提出了從2015年到2030年減碳、減排和節能等總目標。面對綠色低碳時代，本文就煉油技術的中長期發展，提出了發展戰略重點，僅供參考。
1 快速發展中的中國煉油工業
跨入21世紀，中國煉油工業實現了迅猛發展，2010年，原油總加工能力超過5億噸/年，位居世界第二；當年實際加工原油4.23億噸，生產汽、煤、柴三大類成品油2.53億噸，取得巨大成就，對我國國民經濟的發展起到重大支持作用。中國煉油工業已具有相當規模、較完整體系和較強綜合實力。中國石化和中國石油兩大集團公司在2011年度《財富》世界500強企業中的排名分別提升到第5位和第6位。現就新世紀中國煉油技術發展特點作一簡要歸納，以便有益于展望未來。
1.1 煉油廠規模開始走向大型化
進入21世紀，煉油工程技術加快發展，煉油企業規模和裝置大型化技術不斷創新，目前我國已建成20個千萬噸級煉油生產基地，其原油加工能力占全國總加工能力的50%左右。中國石化和中國石油兩大集團公司的煉廠平均規模已達到661萬噸/年。當前新建煉油裝置的規模，常減壓蒸餾達到1200萬噸/年，加氫裂化400萬噸/年，延遲焦化420萬噸/年，連續重整210萬噸/年，硫磺回收22萬噸/年，均屬世界當前同類最大規模之一。由于煉油企業實行規模化、大型化、集約化，提高了集中度，有條件貼近市場，貼近消費中心，產業布局逐步趨向合理，從而使長三角、珠三角和渤海灣地區形成了三大煉化企業群，石化產業聚集度進一步提高。
1.2 原油走深度加工道路
2010年，催化裂化、延遲焦化和加氫裂化等重油轉化裝置的總加工能力達到3.353億噸/年，占原油一次加工能力的56.8%。其中催化裂化1.707億噸/年、延遲焦化1.096億噸/年、加氫裂化0.55億噸/年，分別占原油總加工能力的28.9%、18.6%和9.3%。
催化裂化十年來受煉油企業產品結構調整影響，發展趨緩，占原油總加工能力的比重從1998年的34.4%下降到2010年的28.9%。延遲焦化近年來發展最快，按催化裂化摻煉渣油口徑分析，延遲焦化加工渣油的能力超過催化裂化，成為我國第一位的渣油深加工裝置。由于中間餾分油和化工輕油需求增長，十年來加氫裂化發展加快，其比例從1998年的5.6%上升到2010年的9.3%。由于加工深度提高，2010年中國石化和中國石油兩大公司輕質油收率均超過75%，為最大量生產液體運輸燃料和化工原料、提高原油資源利用率提供技術支持。
1.3 煉油企業向煉化一體化方向發展
我國石油化工的發展和采用化工原料油緊密聯系在一起，化工原料油包括石腦油、輕烴和加氫裂化尾油等，把煉油和化工結合在一起是煉化一體化發展的必然趨勢。進入新世紀，中國已形成多個煉化一體化的大型生產基地，高效地促進了煉油和石化工業的共同快速發展。加氫裂化是煉化一體化發展最重要的技術，也是我國煉油的主體技術。加氫裂化工藝的特點是可生產重石腦油，作為高辛烷值汽油組分或BTX芳烴原料；可最大量生產噴氣燃料和低硫柴油等中間餾分油；可生產BMCI值低的尾油，作為生產乙烯的裂解原料，一套輕油型加氫裂化可提供近80%收率的化工原料油。
1.4 成品油質量向國際接軌
21世紀前十年，由于清潔燃料需求的增長，我國加氫精制出現突破性發展，成為提高成品油質量的核心工藝，全國餾分油加氫精制（包括餾分油加氫處理）能力從2000年的0.478億噸/年增加到2009年的1.436億噸/年，不到十年，能力增長近1億噸/年。發展如此迅速，主要是成品油質量的提高，都離不開加氫精制：
①清潔汽油生產，采用如RSDS和OCT-M等技術，對催化裂化汽油進行選擇性加氫，可把汽油的硫含量降到符合國Ⅲ、國Ⅳ汽油標準；
②催化裂化輕循環油加氫，采用我國獨特開發的MCI和BICH加氫技術，可把催化裂化輕循環油經脫硫、烯烴和芳烴飽和，以及部分芳烴開環，十六烷值可提高十個單位以上；
③焦化柴油和直餾含硫柴油經深度加氫精制，可達到國Ⅳ或超低硫柴油標準；
④加氫脫硫醇技術，可在很緩和的條件下脫除噴氣燃料的硫醇，取代較復雜的鈦菁鈷經典脫硫醇方法；
⑤含硫蠟油加氫處理技術，用以改善催化裂化原料質量，直接生產低硫催化裂化汽油，并降低催化裂化煙氣中SOx和NOx的排放，改善環境。加氫精制還普遍應用于催化重整原料預加氫、潤滑油精制和石蠟精制等方面。
1.5 API Ⅱ/Ⅲ類潤滑油基礎油加快發展
多年來，我國采用大慶等石蠟基原油，用常規方法生產高粘度指數的API Ⅰ類基礎油。
進入21世紀，高檔潤滑油品需求增長很快，特別是汽車產量和銷售量的快速增長，要求內燃機油使用SJ-SL、CI-4等高檔次多級潤滑油，從而促進了加氫法生產API Ⅱ/Ⅲ類基礎油的發展，到2009年全國已擁有120萬噸/年加氫法生產API Ⅱ、Ⅲ類基礎油的能力。
1.6 加工劣質原油的技術對策
進入21世紀，劣質原油迅速增加。符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mg KOH/g任何一項指標的原油，可稱為劣質原油，因為該類原油由于硫、酸含量高，對設備產生嚴重腐蝕，重質高硫渣油進行深度加工，技術難度大。為此，開發采用一整套技術對策。一是采用高速電脫鹽設備，高效破乳劑、緩蝕劑、中和劑等，控制蒸餾設備低溫部位的低溫腐蝕。二是提高材質，采用含鉻鉬不銹鋼材，控制高溫沒備的高溫腐蝕。三是選擇合適的重油深度加工途徑，主要走延遲焦化道路。十年來，我國延遲焦化能力實現快速增長，2010年焦化能力已超過1.096億噸/年，是我國第一位的重油深度加工裝置。延遲焦化發展如此迅速，其原因為：①對重油加工的適應性強，加工深度大，可滿足高硫、高重金屬渣油的加工。②掌握了延遲焦化大型化技術，單系列裝置能力超過160萬/年。③焦化裝置投資低，建設周期短，見效快。④成功開發了焦化/CFB組合工藝，解決了高硫焦的出路問題。
1.7 重油轉化技術的創新發展
我國RFCC一直是生產汽油和柴油的重油轉化裝置，進料中VR（AR均折成VR）的摻入量最高年份達到36%，近年保持在30%左右。我國自主開發的催化裂化MIP技術、FDFCC技術可有效降低FCC汽油的烯烴含量，同時可提高丙烯收率，促使煉油向石油化工延伸。我國成功開發的渣油加氫處理（包括VRDS和ARDS）和重油催化裂化（RFCC）組合工藝，為重油加工開辟了一條新的路線，可顯著提高輕質油收率，提高原油的有效利用率。
1.8 節能減排成效顯著
全國煉油平均綜合能耗1988年降低到2900兆焦/噸之后，由于煉油廠復雜程度增加，1997年曾一度增加到3520兆焦/噸。近十年來我國煉油企業加強技術改造，積極調整結構，裝置實現規模化大型化，提高企業集中度，節能效果明顯。同時不斷創新技術，如加熱爐強化傳熱技術、變頻調節技術、在線清焦技術等，從而到2009年中國石化和中國石油兩大公司的煉油綜合能耗分別降到2564兆焦/噸和2826.5兆焦/噸。 在污染防治方面，各煉油企業污水經處理，普遍可達到外排標準。已有不少企業對外排合格污水再進行殺菌、過濾等適度處理，可達到污水回用要求，進入循環水系統，污水回用對煉油廠節水減排取得明顯效果。原油加?廠中產生的H2S通過硫磺回收，降低SOx對大氣的外排。
1.9 連續重整（OCR）成為煉化一體化的重要技術 CCR在煉油和石化中占有越來越重要的地位，重整汽油既是高辛烷值組分，又是BTX芳烴的主要原料，用以生產PX、PTA、聚酯纖維和塑料制品；副產氫氣是煉油廠氫氣的主要來源。因此，進入21世紀，連續重整步入快速發展階段，到2008年我國已擁有29套連續重整裝置，總加工能力達到2250萬噸/年。為滿足我國連續重整不斷發展的需求，我國自主開發的年產百萬噸級連續重整裝置已建成投產。
1.10 新催化劑更新換代加快 由于重視新催化劑的研究開發，加快了催化劑的更新換代，對促進煉油技術的發展起到關鍵作用。 為適應我國RFCC的發展，裂化催化劑的活性組分，從無定型硅鋁向Y分子篩發展，基質的中孔分布得到改善。據此我國開發出了EEY、USY、REUSY、REHY等系列RFCC催化劑，都具有良好的重油裂解性能、抗金屬污染性能、焦炭選擇性和水熱穩定性等特點。 加氫催化劑向高活性、低反應溫度、高空速、低氫耗和長壽命方向發展的思路指導了20世紀多代催化劑的開發。進入21世紀，由于提高了對加氫催化劑的認知程度，促進更多催化劑Ⅱ類活性相的生成，對提高脫硫相對活性，出現了重大突破。開發出脫硫相對活性比老一代催化劑高出1.5-2.5倍的超深度加氫脫硫催化劑，可以把高含硫柴油經加氫，直接生產國Ⅳ或超低硫柴油。 加氫裂化催化劑早期以無定型硅鋁為酸性組分，發展到用分子篩為酸性組分，加快了裂化催化劑的更新換代。 CCR的發展趨勢是降低反應壓力，提高苛刻度，反應壓力從1.0MPa降到0.35MPa，實現超低壓反應，低氫油比，高空速，致使催化劑積炭速率加快，再生周期縮短。為適應CCR的發展需求，中國石化石油化工科學研究院（RIPP）開發出一種具有特殊孔結構的球形氧化鋁載體，使催化劑的水熱穩定性明顯提高，從而研制成PS-Ⅳ和PS-V（低鉑）高活性、高水熱穩定性的CCR催化劑，接著又開發出高選擇性和低積碳速率PS-Ⅵ和PS-VIICCR催化劑。目前國內多數CCR裝置使用PS系列催化劑。
2 嚴峻的形勢
一是進入21世紀，中國的石油消費量年均以7.4%的速度增長[1]，而國內原油產量增長緩慢，為滿足石油消費量的增長，進口原油激增，2010年我國石油對外依存度達到56%，工信部發布2011年前5個月我國石油對外依存度達到了55.2%，超過了美國，存在很大安全隱患。
二是原油更趨向劣質化，國內低硫原油在遞減，而產量較大的勝利原油屬高硫、高酸原油，遼河原油為高酸原油，塔河原油為重金屬含量高的高硫原油。進口原油中，含硫高硫原油比例很大，約占進口量的40%，如進口量排名第一的沙特原油，沙輕、沙中、沙重原油的硫含量分別為2.3%、2.8%、2.84%，屬高硫原油，排名第三的伊朗原油，伊輕、伊重原油的硫含量分別為1.43%、1.80%，也屬較高硫含量原油。安哥拉奎托原油、印尼的杜里原油和乍得的多巴原油，屬高酸原油。此外，原油API度偏低，原油偏重。加工劣質原油，增加了煉油加工的技術難度。
三是為保護環境，煉油企業控制有害物的排放，更加嚴格，特別是大氣有害物的排放，環保部門對SO2、NOx、顆粒物等的排放，提出了嚴格的指標。而北京等地區則提出了更為嚴格的地區指標，差距很大。 四是我國汽車產銷居世界第一位，2011年6月末，我國機動車保有量達到2.17億輛，其中汽車9846萬輛，私家車達到7000萬輛，要求車用燃料更加清潔化。我國2010年采用國Ⅲ標準車用燃料，而發達國家已實施歐Ⅳ、歐Ⅴ標準清潔車用燃料，我國實施超低硫燃料，還需加強清潔燃料的創新開發。 3 中國煉油技術中長期發展戰略探討 3.1 中國煉油技術中長期發展戰略的重點
我國2010年石油消費量為4.55億噸，隨著國民經濟的持續增長，到2020年石油消費量將比2010年增長32%-36%，即6.0-6.2億噸，如不加有效控制，可能達到6.5億噸[1]。我國石油對外依存度將超過65%，到2030年將更高。從世界石油發展趨勢看，2030年前，石油仍將是世界主要能源來源，特別是石油液體運輸燃料的主要來源。CERA（美國劍橋能源研究協會）預測2020年世界石油消費量為46.4億噸，供應量為45.4億噸。IEA（國際能源機構）預測2030年世界石油消費量為51.1億噸，供應量為51.1億噸，基本持平。我國煤制油技術雖取得了突破，但煤烴轉化系數較高，煤直接液化為5：1，間接液化為5.3：1，預計2020年煤制油替代量約為1000萬噸[1]。生物質燃料，替代量也不大，中長期還只能作為石油的補充能源。據此，天然原油加工技術的創新發展，將繼續成為中國煉油工業中長期發展戰略的重點。
在21世紀前十年煉油技術取得豐碩成果的基礎上，結合中國煉油工業實際，對中國煉油技術中長期發展戰略的重點，提出如下探討意見：
①進一步發展裝置大型化技術，建設產業聚集度更高的大型煉油生產基地，優化產業結構布局。
②進一步發展煉油化工一體化技術，形成多個大型煉化基地，大力促進煉油和石化工業的持續發展。
③堅持走原油深度加工道路，提高輕質油收率，最大量生產液體運輸燃料和化工原料，提高原油資源利用率，實現原油的最有效利用，減少進口原油的依存度。
④進一步優化原油加工流程，提高對原油加工的適應性，加上更多劣質原油。
⑤進一步調整結構，提升產品質量，發展高檔油品，提高國際競爭力。
⑥進一步發展節能減排技術，控制排放污染，保護環境和節約能源消耗。
⑦提高信息技術的應用水平，促進煉油工業生產更加現代化。
⑧掌握有關石油替代燃料技術，為后石油時代的到來做好準備。
3.2 有關戰略重點的幾個具體問題的探討
3.2.1 選擇合適的渣油加工路線
20世紀，我國基本采用國產的低硫石蠟基原油，渣油可直接作為RFCC原料，促進了我國RFCC的發展。進入21世紀，國產和進口原油趨向劣質化，為提高輕質油收率，選擇延遲焦化成為深度加工的主體。但渣油經延遲焦化，生產25%-30%固體石油焦，2009年全國生產了1425萬噸石油焦，大部分作為燃料燒掉，在我國走向煤炭液化替代石油時代，任何劣質重油轉化為優質輕油肯定要比煤炭液化無論在技術上還是投入上要容易若干倍。我國已開發成功渣油加氫處理（RDS）技術，通過RDS/RFCC組合工藝，可把渣油全部轉化為液體運輸燃料，其輕油+LPG比焦化高出20個百分點，是一條最大量生產液體運輸燃料的重油深度加工道路。到2020年按新增加原油加工量2.0億噸/年計，選擇走RDS/RFCC的加工路線，則液體運輸燃料的增長潛力約為1300萬噸/年，如考慮將現有焦化改造一部分，增產的潛力更大。
發展RDS技術首先立足于固定床技術，完善上流式、催化劑在線置換、反應器切換等提高脫金屬效率的技術，研發脫金屬高效催化劑。同時開發漿態床、沸騰床、懸浮床等渣油加氫處理新工藝。
3.2.2 LPG轉化為高辛烷值汽油組分
進入21世紀，FCC發展趨緩，但FCC仍將是生產汽油、柴油的主力，其能力居重油轉化裝置之首位，今后將持續發展。FCC生產大量含烯烴的LPG，平均收率約17%，大量LPG作為燃料燒掉，預測到2020年，我國FCC總進料量將達到1.5億噸左右，LPG的產量將達到2550萬噸，加上加氫裂化還生產含大量異丁烷的LPG。LPG可通過一整套烷基化、醚化、骨架異構化、疊合、加氫等新技術，最大量轉化為MTBE、TAME、異辛烷和烷基化油等高辛烷值汽油組分，是提高石油資源利用率的重要技術措施。美國烷基化生產能力占FCC總能力的17%，每套FCC裝置都配有烷基化裝置，碳三、碳四和碳五烯烴都可以作烷基化的原料，碳四烯烴烷基化油，RON94-97。預測2020年把LPG盡量轉化為烷基化油、MTBE和TAME其生產潛力有1500萬噸/年左右。我國天然氣正處于發展階段，可替代LPG作為民用清潔燃料。建議抓緊LPG轉化高辛烷值汽油組分新技術開發。
3.2.3 加氫是煉油重點發展的技術領域
中國加氫工藝近幾年發展迅速，能力超過2.0億噸/年，今后仍將是煉油技術發展的重點技術領域，其重要性涉及到：
①提高含硫、重質原油加工的適應性；
②提高成品油質量，實現超低硫清潔油品生產；
③調整產品結構；
④提高重質油轉化深度，提高輕質油收率；
⑤油化一體化的橋梁技術。
技術發展的重點為：
①FCC汽油選擇性加氫新工：藝，清潔汽油達到超低硫水平。
②LCO、LCGO、含硫AGO深度加氫新工藝，清潔柴油達到超低硫水平。
③含硫VGO預加氫處理技術，實現催化裂化汽油直接達
到國Ⅳ、國V標準，同時可降低焦炭產率，降低能耗，降低有害物對大氣的排放，改善環境。
④進一步發揮加氫裂化的技術特點，可靈活最大量生產優質航煤、超低硫柴油或最大量生產重石腦油，與CCR裝置結合，可生產高辛烷值汽油或生產BTX芳烴，尾油作為化工原料，實現加氫裂化起到油化一體化的橋梁作用。
⑤開發加氫新催化劑，在相對脫硫活性等方面，取得新的突破。
⑥優化制氫供氫。現代化大型煉油廠，氫耗占原油加工量的1.0%-1.2%，可通過提高催化重整：苛刻度來提高氫氣產率，采用干氣、外供天然氣等原料制氫，利用化工氫源，以及有條件的利用煤制氫，以大力壓縮輕油制氫，提高輕質產品收率。
3.2.4 發展高檔潤滑油
煉油工業可生產上千種石油產品，其中80%以上是潤滑油產品，潤滑油的品牌和市場是衡量一個石油公司產品競爭力的重要標志。2009年我國約消費潤滑油600萬噸，外國公司在銷售潤滑油高檔油品中，占有很大比例，中國煉油企業無論在提高市場份額還是在增加高檔油品方面都有很大的發展空間。據此，提出如下發展建議。
1）加快API Ⅱ、Ⅲ類加氫基礎油的發展，特別是加快調合多級內燃機油需求量最大的150SN和150/120BS光亮油的發展。建議國內開發建設新的API Ⅱ類光亮油的生產裝置，以應急需。
2）加快高檔CF節能內燃機油的開發，完善Ⅵ A、Ⅵ B節能臺架，提高機油有效節能指標（FEI）。 3）加快發展超燃油經濟性車用潤滑油。近年多級內燃機油趨向低粘度化，從20W/40、15W/40發展到10W/30、5W/30、5W/20，甚550W/20，以節約燃料，實現超燃油經濟性運行。
4）發展API Ⅳ類基礎油，即聚。烯烴。調制5W、OW低溫性能好的多級油，均需要聚。烯烴基礎油，建議國內開發建設一套以乙烯齊聚為基礎的聚。烯烴生產裝置。 5）配套發展高檔潤滑油用添加劑、評定臺架、配方研究等。 3.2.5 挖掘節能潛力
我國煉油綜合能耗近年雖有降低，但節能潛力還很大。除繼續優化蒸汽系統，采用高效節能新設備，優化換熱網絡，強化裝置之間的熱聯合等行之有效的節能措施外，要重視挖掘裝置的工藝能耗潛力。例如，催化裂化是工藝能耗最大的煉油裝置，當前催化裂化平均能耗如中國石化為53.75kz EO/t，與國際先進裝置比，還有較大差距，如在此基礎上，采取有效節能技術，全國超過1億噸加工量的催化裂化，把平均能耗降低10個單位，全國煉油綜合能耗就可降低2.6kg EO/t，數字很驚人。歸納一下主要的節能技術，包括以下幾個方面。
1）裝置進行大型化改造。我國煉油廠FCC裝置規模小，套數多，幾乎每個煉油廠都擁有兩套FCC小裝置，還有多個千萬噸級的大型煉油廠，擁有三套FCC裝置，其總能力不超過300-400萬噸/年。而國外建設的FCC裝置都超過400萬噸/年，能耗低。為此，在煉油企業擴大規模，實現大型化同時，要重視裝置大型化的改造，大力節約能源。
2）開發焦炭選擇性好的催化劑，降低FCC焦炭產率。
3）含硫VGO和重金屬含量低的渣油實行加氫預處理，改善進料質量，降低焦炭產率，提高液體產品收率和質量，同時降低有害物對大氣的排放污染。
4）充分回收再生煙氣中的顯能、勢能和化學能，控制煙氣繞開回收系統而放空。 5）充分回收裝置的余熱。 6）選用高效節能設備。
3.2.6 發展MTO開辟烯烴新原料路線
我國乙烯生產走石油原料路線，UOP/Hydro公司首先開發了SAPO-34型催化劑，將甲醇轉化為乙烯、丙烯等輕烯烴。輕烯烴收率為甲醇的37%，醇烴轉化系數為2.7：1，烯烴的比例為乙烯：丙烯：丁烯=54：35：11。我國中科院大連化物所與中國石化洛陽工程公司合作，已掌握MTO的關鍵技術，取得了DMTO工業化試驗成果，醇烴轉化系數與UOP技術接近，在國內具有建設規模化卜業裝置的條件，用以開辟新的乙烯原料路線，節約石油原料。設想2030年MTO烯烴總產能達到500萬噸/年，按醇烴轉化系數以3：1計，需甲醇1500萬噸/年，煤制甲醇的綜合能耗為1.54噸標煤/噸，總計耗標煤2310萬噸，可替代1100萬噸石油原料。
3.2.7 掌握生物質燃料生產技術
生物質燃料作為石油替代能源，有一定發展遠景，而且可以大量減排溫室氣體，有利環境保護。 1）發展生物質燃料乙醇，堅持走非糧路線，首先要評估規劃和選擇種植非糧作物，如甜高粱、木薯、甘薯以及合適土地，實現規模種植，提供生產非糧生物質燃料乙醇的原料；第二是要突破第二代生物質燃料乙醇的關鍵技術，用纖維素為原料生產生物質燃料乙醇。初步估算，到2030年，落實非糧作物原料生產，非糧燃料乙醇的生產潛力可達1500萬噸/年。突破第二代生物質燃料乙醇技術，用1億噸秸稈，約占全國秸稈總量7億噸的14%，可轉化為生物質燃料乙醇1500萬/噸。
2）培育麻瘋樹、油桐、黃連木等木本作物的農業林，2030年有可能實現500萬噸/年生物柴油的產能。 3）非糧生物質燃料在種植土地、原料選擇、收集、運輸到加工，有很多困難因素，難以實現規模化生產。建議我國煉油企業近期以掌握技術為主，將生物質燃料調合到石油成品油中應用為主。 3.2.8 提高信息技術應用水平
我國煉油企業信息技術發展很快，在過程控制方面，已普遍從常規儀表過渡到集散型系統（DCS），有的向新一代開放性系統和現場總線控制系統（FCS）發展。今后在信息化管理方面，主要是普及煉油企業信息化建設和進一步提高應用水平，普遍應用ERP系統、全面預算管理系統、生產執行系統（MES）、先進控制系統（APC）、實驗室信息管理系統（LIMS）、生產調度優化系統（ORION）、計量管理信息系統等，加快煉油企業實現現代化。
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