我国炼油工业在21世纪前十年，业绩辉煌，加工能力已位居世界第二，炼油技术走创新发展道路，成果累累。但展望未来，形势十分严峻，石油产品消费量继续增长，国内原油短缺；原油趋向劣质化，加工难度增大；产品更加清洁化和炼油企业环保压力加大。国家高度重视节能减排，提出了从2015年到2030年减碳、减排和节能等总目标。面对绿色低碳时代，本文就炼油技术的中长期发展，提出了发展战略重点，仅供参考。
1 快速发展中的中国炼油工业
跨入21世纪，中国炼油工业实现了迅猛发展，2010年，原油总加工能力超过5亿吨/年，位居世界第二；当年实际加工原油4.23亿吨，生产汽、煤、柴三大类成品油2.53亿吨，取得巨大成就，对我国国民经济的发展起到重大支持作用。中国炼油工业已具有相当规模、较完整体系和较强综合实力。中国石化和中国石油两大集团公司在2011年度《财富》世界500强企业中的排名分别提升到第5位和第6位。现就新世纪中国炼油技术发展特点作一简要归纳，以便有益于展望未来。
1.1 炼油厂规模开始走向大型化
进入21世纪，炼油工程技术加快发展，炼油企业规模和装置大型化技术不断创新，目前我国已建成20个千万吨级炼油生产基地，其原油加工能力占全国总加工能力的50%左右。中国石化和中国石油两大集团公司的炼厂平均规模已达到661万吨/年。当前新建炼油装置的规模，常减压蒸馏达到1200万吨/年，加氢裂化400万吨/年，延迟焦化420万吨/年，连续重整210万吨/年，硫磺回收22万吨/年，均属世界当前同类最大规模之一。由于炼油企业实行规模化、大型化、集约化，提高了集中度，有条件贴近市场，贴近消费中心，产业布局逐步趋向合理，从而使长三角、珠三角和渤海湾地区形成了三大炼化企业群，石化产业聚集度进一步提高。
1.2 原油走深度加工道路
2010年，催化裂化、延迟焦化和加氢裂化等重油转化装置的总加工能力达到3.353亿吨/年，占原油一次加工能力的56.8%。其中催化裂化1.707亿吨/年、延迟焦化1.096亿吨/年、加氢裂化0.55亿吨/年，分别占原油总加工能力的28.9%、18.6%和9.3%。
催化裂化十年来受炼油企业产品结构调整影响，发展趋缓，占原油总加工能力的比重从1998年的34.4%下降到2010年的28.9%。延迟焦化近年来发展最快，按催化裂化掺炼渣油口径分析，延迟焦化加工渣油的能力超过催化裂化，成为我国第一位的渣油深加工装置。由于中间馏分油和化工轻油需求增长，十年来加氢裂化发展加快，其比例从1998年的5.6%上升到2010年的9.3%。由于加工深度提高，2010年中国石化和中国石油两大公司轻质油收率均超过75%，为最大量生产液体运输燃料和化工原料、提高原油资源利用率提供技术支持。
1.3 炼油企业向炼化一体化方向发展
我国石油化工的发展和采用化工原料油紧密联系在一起，化工原料油包括石脑油、轻烃和加氢裂化尾油等，把炼油和化工结合在一起是炼化一体化发展的必然趋势。进入新世纪，中国已形成多个炼化一体化的大型生产基地，高效地促进了炼油和石化工业的共同快速发展。加氢裂化是炼化一体化发展最重要的技术，也是我国炼油的主体技术。加氢裂化工艺的特点是可生产重石脑油，作为高辛烷值汽油组分或BTX芳烃原料；可最大量生产喷气燃料和低硫柴油等中间馏分油；可生产BMCI值低的尾油，作为生产乙烯的裂解原料，一套轻油型加氢裂化可提供近80%收率的化工原料油。
1.4 成品油质量向国际接轨
21世纪前十年，由于清洁燃料需求的增长，我国加氢精制出现突破性发展，成为提高成品油质量的核心工艺，全国馏分油加氢精制（包括馏分油加氢处理）能力从2000年的0.478亿吨/年增加到2009年的1.436亿吨/年，不到十年，能力增长近1亿吨/年。发展如此迅速，主要是成品油质量的提高，都离不开加氢精制：①清洁汽油生产，采用如RSDS和OCT-M等技术，对催化裂化汽油进行选择性加氢，可把汽油的硫含量降到符合国Ⅲ、国Ⅳ汽油标准；②催化裂化轻循环油加氢，采用我国独特开发的MCI和BICH加氢技术，可把催化裂化轻循环油经脱硫、烯烃和芳烃饱和，以及部分芳烃开环，十六烷值可提高十个单位以上；③焦化柴油和直馏含硫柴油经深度加氢精制，可达到国Ⅳ或超低硫柴油标准；④加氢脱硫醇技术，可在很缓和的条件下脱除喷气燃料的硫醇，取代较复杂的钛菁钴经典脱硫醇方法；⑤含硫蜡油加氢处理技术，用以改善催化裂化原料质量，直接生产低硫催化裂化汽油，并降低催化裂化烟气中SOx和NOx的排放，改善环境。加氢精制还普遍应用于催化重整原料预加氢、润滑油精制和石蜡精制等方面。
1.5 API Ⅱ/Ⅲ类润滑油基础油加快发展
多年来，我国采用大庆等石蜡基原油，用常规方法生产高粘度指数的API Ⅰ类基础油。
进入21世纪，高档润滑油品需求增长很快，特别是汽车产量和销售量的快速增长，要求内燃机油使用SJ-SL、CI-4等高档次多级润滑油，从而促进了加氢法生产API Ⅱ/Ⅲ类基础油的发展，到2009年全国已拥有120万吨/年加氢法生产API Ⅱ、Ⅲ类基础油的能力。
1.6 加工劣质原油的技术对策
进入21世纪，劣质原油迅速增加。符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mg KOH/g任何一项指标的原油，可称为劣质原油，因为该类原油由于硫、酸含量高，对设备产生严重腐蚀，重质高硫渣油进行深度加工，技术难度大。为此，开发采用一整套技术对策。一是采用高速电脱盐设备，高效破乳剂、缓蚀剂、中和剂等，控制蒸馏设备低温部位的低温腐蚀。二是提高材质，采用含铬钼不锈钢材，控制高温没备的高温腐蚀。三是选择合适的重油深度加工途径，主要走延迟焦化道路。十年来，我国延迟焦化能力实现快速增长，2010年焦化能力已超过1.096亿吨/年，是我国第一位的重油深度加工装置。延迟焦化发展如此迅速，其原因为：①对重油加工的适应性强，加工深度大，可满足高硫、高重金属渣油的加工。②掌握了延迟焦化大型化技术，单系列装置能力超过160万/年。③焦化装置投资低，建设周期短，见效快。④成功开发了焦化/CFB组合工艺，解决了高硫焦的出路问题。
1.7 重油转化技术的创新发展
我国RFCC一直是生产汽油和柴油的重油转化装置，进料中VR（AR均折成VR）的掺入量最高年份达到36%，近年保持在30%左右。我国自主开发的催化裂化MIP技术、FDFCC技术可有效降低FCC汽油的烯烃含量，同时可提高丙烯收率，促使炼油向石油化工延伸。我国成功开发的渣油加氢处理（包括VRDS和ARDS）和重油催化裂化（RFCC）组合工艺，为重油加工开辟了一条新的路线，可显著提高轻质油收率，提高原油的有效利用率。
1.8 节能减排成效显著
全国炼油平均综合能耗1988年降低到2900兆焦/吨之后，由于炼油厂复杂程度增加，1997年曾一度增加到3520兆焦/吨。近十年来我国炼油企业加强技术改造，积极调整结构，装置实现规模化大型化，提高企业集中度，节能效果明显。同时不断创新技术，如加热炉强化传热技术、变频调节技术、在线清焦技术等，从而到2009年中国石化和中国石油两大公司的炼油综合能耗分别降到2564兆焦/吨和2826.5兆焦/吨。
在污染防治方面，各炼油企业污水经处理，普遍可达到外排标准。已有不少企业对外排合格污水再进行杀菌、过滤等适度处理，可达到污水回用要求，进入循环水系统，污水回用对炼油厂节水减排取得明显效果。原油加—厂中产生的H2S通过硫磺回收，降低SOx对大气的外排。
1.9 连续重整（OCR）成为炼化一体化的重要技术
CCR在炼油和石化中占有越来越重要的地位，重整汽油既是高辛烷值组分，又是BTX芳烃的主要原料，用以生产PX、PTA、聚酯纤维和塑料制品；副产氢气是炼油厂氢气的主要来源。因此，进入21世纪，连续重整步入快速发展阶段，到2008年我国已拥有29套连续重整装置，总加工能力达到2250万吨/年。为满足我国连续重整不断发展的需求，我国自主开发的年产百万吨级连续重整装置已建成投产。
1.10 新催化剂更新换代加快
由于重视新催化剂的研究开发，加快了催化剂的更新换代，对促进炼油技术的发展起到关键作用。
为适应我国RFCC的发展，裂化催化剂的活性组分，从无定型硅铝向Y分子筛发展，基质的中孔分布得到改善。据此我国开发出了EEY、USY、REUSY、REHY等系列RFCC催化剂，都具有良好的重油裂解性能、抗金属污染性能、焦炭选择性和水热稳定性等特点。
加氢催化剂向高活性、低反应温度、高空速、低氢耗和长寿命方向发展的思路指导了20世纪多代催化剂的开发。进入21世纪，由于提高了对加氢催化剂的认知程度，促进更多催化剂Ⅱ类活性相的生成，对提高脱硫相对活性，出现了重大突破。开发出脱硫相对活性比老一代催化剂高出1.5-2.5倍的超深度加氢脱硫催化剂，可以把高含硫柴油经加氢，直接生产国Ⅳ或超低硫柴油。
加氢裂化催化剂早期以无定型硅铝为酸性组分，发展到用分子筛为酸性组分，加快了裂化催化剂的更新换代。
CCR的发展趋势是降低反应压力，提高苛刻度，反应压力从1.0MPa降到0.35MPa，实现超低压反应，低氢油比，高空速，致使催化剂积炭速率加快，再生周期缩短。为适应CCR的发展需求，中国石化石油化工科学研究院（RIPP）开发出一种具有特殊孔结构的球形氧化铝载体，使催化剂的水热稳定性明显提高，从而研制成PS-Ⅳ和PS-V（低铂）高活性、高水热稳定性的CCR催化剂，接着又开发出高选择性和低积碳速率PS-Ⅵ和PS-VIICCR催化剂。目前国内多数CCR装置使用PS系列催化剂。
2 严峻的形势
一是进入21世纪，中国的石油消费量年均以7.4%的速度增长[1]，而国内原油产量增长缓慢，为满足石油消费量的增长，进口原油激增，2010年我国石油对外依存度达到56%，工信部发布2011年前5个月我国石油对外依存度达到了55.2%，超过了美国，存在很大安全隐患。
二是原油更趋向劣质化，国内低硫原油在递减，而产量较大的胜利原油属高硫、高酸原油，辽河原油为高酸原油，塔河原油为重金属含量高的高硫原油。进口原油中，含硫高硫原油比例很大，约占进口量的40%，如进口量排名第一的沙特原油，沙轻、沙中、沙重原油的硫含量分别为2.3%、2.8%、2.84%，属高硫原油，排名第三的伊朗原油，伊轻、伊重原油的硫含量分别为1.43%、1.80%，也属较高硫含量原油。安哥拉奎托原油、印尼的杜里原油和乍得的多巴原油，属高酸原油。此外，原油API度偏低，原油偏重。加工劣质原油，增加了炼油加工的技术难度。
三是为保护环境，炼油企业控制有害物的排放，更加严格，特别是大气有害物的排放，环保部门对SO2、NOx、颗粒物等的排放，提出了严格的指标。而北京等地区则提出了更为严格的地区指标，差距很大。
四是我国汽车产销居世界第一位，2011年6月末，我国机动车保有量达到2.17亿辆，其中汽车9846万辆，私家车达到7000万辆，要求车用燃料更加清洁化。我国2010年采用国Ⅲ标准车用燃料，而发达国家已实施欧Ⅳ、欧Ⅴ标准清洁车用燃料，我国实施超低硫燃料，还需加强清洁燃料的创新开发。
3 中国炼油技术中长期发展战略探讨
3.1 中国炼油技术中长期发展战略的重点
我国2010年石油消费量为4.55亿吨，随着国民经济的持续增长，到2020年石油消费量将比2010年增长32%-36%，即6.0-6.2亿吨，如不加有效控制，可能达到6.5亿吨[1]。我国石油对外依存度将超过65%，到2030年将更高。从世界石油发展趋势看，2030年前，石油仍将是世界主要能源来源，特别是石油液体运输燃料的主要来源。CERA（美国剑桥能源研究协会）预测2020年世界石油消费量为46.4亿吨，供应量为45.4亿吨。IEA（国际能源机构）预测2030年世界石油消费量为51.1亿吨，供应量为51.1亿吨，基本持平。我国煤制油技术虽取得了突破，但煤烃转化系数较高，煤直接液化为5：1，间接液化为5.3：1，预计2020年煤制油替代量约为1000万吨[1]。生物质燃料，替代量也不大，中长期还只能作为石油的补充能源。据此，天然原油加工技术的创新发展，将继续成为中国炼油工业中长期发展战略的重点。
在21世纪前十年炼油技术取得丰硕成果的基础上，结合中国炼油工业实际，对中国炼油技术中长期发展战略的重点，提出如下探讨意见：①进一步发展装置大型化技术，建设产业聚集度更高的大型炼油生产基地，优化产业结构布局。②进一步发展炼油化工一体化技术，形成多个大型炼化基地，大力促进炼油和石化工业的持续发展。③坚持走原油深度加工道路，提高轻质油收率，最大量生产液体运输燃料和化工原料，提高原油资源利用率，实现原油的最有效利用，减少进口原油的依存度。④进一步优化原油加工流程，提高对原油加工的适应性，加上更多劣质原油。⑤进一步调整结构，提升产品质量，发展高档油品，提高国际竞争力。⑥进一步发展节能减排技术，控制排放污染，保护环境和节约能源消耗。⑦提高信息技术的应用水平，促进炼油工业生产更加现代化。⑧掌握有关石油替代燃料技术，为后石油时代的到来做好准备。
3.2 有关战略重点的几个具体问题的探讨
3.2.1 选择合适的渣油加工路线
20世纪，我国基本采用国产的低硫石蜡基原油，渣油可直接作为RFCC原料，促进了我国RFCC的发展。进入21世纪，国产和进口原油趋向劣质化，为提高轻质油收率，选择延迟焦化成为深度加工的主体。但渣油经延迟焦化，生产25%-30%固体石油焦，2009年全国生产了1425万吨石油焦，大部分作为燃料烧掉，在我国走向煤炭液化替代石油时代，任何劣质重油转化为优质轻油肯定要比煤炭液化无论在技术上还是投入上要容易若干倍。我国已开发成功渣油加氢处理（RDS）技术，通过RDS/RFCC组合工艺，可把渣油全部转化为液体运输燃料，其轻油+LPG比焦化高出20个百分点，是一条最大量生产液体运输燃料的重油深度加工道路。到2020年按新增加原油加工量2.0亿吨/年计，选择走RDS/RFCC的加工路线，则液体运输燃料的增长潜力约为1300万吨/年，如考虑将现有焦化改造一部分，增产的潜力更大。
发展RDS技术首先立足于固定床技术，完善上流式、催化剂在线置换、反应器切换等提高脱金属效率的技术，研发脱金属高效催化剂。同时开发浆态床、沸腾床、悬浮床等渣油加氢处理新工艺。
3.2.2 LPG转化为高辛烷值汽油组分
进入21世纪，FCC发展趋缓，但FCC仍将是生产汽油、柴油的主力，其能力居重油转化装置之首位，今后将持续发展。FCC生产大量含烯烃的LPG，平均收率约17%，大量LPG作为燃料烧掉，预测到2020年，我国FCC总进料量将达到1.5亿吨左右，LPG的产量将达到2550万吨，加上加氢裂化还生产含大量异丁烷的LPG。LPG可通过一整套烷基化、醚化、骨架异构化、叠合、加氢等新技术，最大量转化为MTBE、TAME、异辛烷和烷基化油等高辛烷值汽油组分，是提高石油资源利用率的重要技术措施。美国烷基化生产能力占FCC总能力的17%，每套FCC装置都配有烷基化装置，碳三、碳四和碳五烯烃都可以作烷基化的原料，碳四烯烃烷基化油，RON94-97。预测2020年把LPG尽量转化为烷基化油、MTBE和TAME其生产潜力有1500万吨/年左右。我国天然气正处于发展阶段，可替代LPG作为民用清洁燃料。建议抓紧LPG转化高辛烷值汽油组分新技术开发。
3.2.3 加氢是炼油重点发展的技术领域
中国加氢工艺近几年发展迅速，能力超过2.0亿吨/年，今后仍将是炼油技术发展的重点技术领域，其重要性涉及到：①提高含硫、重质原油加工的适应性；②提高成品油质量，实现超低硫清洁油品生产；③调整产品结构；④提高重质油转化深度，提高轻质油收率；⑤油化一体化的桥梁技术。
技术发展的重点为：①FCC汽油选择性加氢新工：艺，清洁汽油达到超低硫水平。②LCO、LCGO、含硫AGO深度加氢新工艺，清洁柴油达到超低硫水平。③含硫VGO预加氢处理技术，实现催化裂化汽油直接达到国Ⅳ、国V标准，同时可降低焦炭产率，降低能耗，降低有害物对大气的排放，改善环境。④进一步发挥加氢裂化的技术特点，可灵活最大量生产优质航煤、超低硫柴油或最大量生产重石脑油，与CCR装置结合，可生产高辛烷值汽油或生产BTX芳烃，尾油作为化工原料，实现加氢裂化起到油化一体化的桥梁作用。⑤开发加氢新催化剂，在相对脱硫活性等方面，取得新的突破。⑥优化制氢供氢。现代化大型炼油厂，氢耗占原油加工量的1.0%-1.2%，可通过提高催化重整：苛刻度来提高氢气产率，采用干气、外供天然气等原料制氢，利用化工氢源，以及有条件的利用煤制氢，以大力压缩轻油制氢，提高轻质产品收率。
3.2.4 发展高档润滑油
炼油工业可生产上千种石油产品，其中80%以上是润滑油产品，润滑油的品牌和市场是衡量一个石油公司产品竞争力的重要标志。2009年我国约消费润滑油600万吨，外国公司在销售润滑油高档油品中，占有很大比例，中国炼油企业无论在提高市场份额还是在增加高档油品方面都有很大的发展空间。据此，提出如下发展建议。
1）加快API Ⅱ、Ⅲ类加氢基础油的发展，特别是加快调合多级内燃机油需求量最大的150SN和150/120BS光亮油的发展。建议国内开发建设新的API Ⅱ类光亮油的生产装置，以应急需。
2）加快高档CF节能内燃机油的开发，完善Ⅵ A、Ⅵ B节能台架，提高机油有效节能指标（FEI）。
3）加快发展超燃油经济性车用润滑油。近年多级内燃机油趋向低粘度化，从20W/40、15W/40发展到10W/30、5W/30、5W/20，甚550W/20，以节约燃料，实现超燃油经济性运行。
4）发展API Ⅳ类基础油，即聚。烯烃。调制5W、OW低温性能好的多级油，均需要聚。烯烃基础油，建议国内开发建设一套以乙烯齐聚为基础的聚。烯烃生产装置。
5）配套发展高档润滑油用添加剂、评定台架、配方研究等。
3.2.5 挖掘节能潜力
我国炼油综合能耗近年虽有降低，但节能潜力还很大。除继续优化蒸汽系统，采用高效节能新设备，优化换热网络，强化装置之间的热联合等行之有效的节能措施外，要重视挖掘装置的工艺能耗潜力。例如，催化裂化是工艺能耗最大的炼油装置，当前催化裂化平均能耗如中国石化为53.75kz EO/t，与国际先进装置比，还有较大差距，如在此基础上，采取有效节能技术，全国超过1亿吨加工量的催化裂化，把平均能耗降低10个单位，全国炼油综合能耗就可降低2.6kg EO/t，数字很惊人。归纳一下主要的节能技术，包括以下几个方面。
1）装置进行大型化改造。我国炼油厂FCC装置规模小，套数多，几乎每个炼油厂都拥有两套FCC小装置，还有多个千万吨级的大型炼油厂，拥有三套FCC装置，其总能力不超过300-400万吨/年。而国外建设的FCC装置都超过400万吨/年，能耗低。为此，在炼油企业扩大规模，实现大型化同时，要重视装置大型化的改造，大力节约能源。
2）开发焦炭选择性好的催化剂，降低FCC焦炭产率。
3）含硫VGO和重金属含量低的渣油实行加氢预处理，改善进料质量，降低焦炭产率，提高液体产品收率和质量，同时降低有害物对大气的排放污染。
4）充分回收再生烟气中的显能、势能和化学能，控制烟气绕开回收系统而放空。
5）充分回收装置的余热。
6）选用高效节能设备。
3.2.6 发展MTO开辟烯烃新原料路线
我国乙烯生产走石油原料路线，UOP/Hydro公司首先开发了SAPO-34型催化剂，将甲醇转化为乙烯、丙烯等轻烯烃。轻烯烃收率为甲醇的37%，醇烃转化系数为2.7：1，烯烃的比例为乙烯：丙烯：丁烯=54：35：11。我国中科院大连化物所与中国石化洛阳工程公司合作，已掌握MTO的关键技术，取得了DMTO工业化试验成果，醇烃转化系数与UOP技术接近，在国内具有建设规模化卜业装置的条件，用以开辟新的乙烯原料路线，节约石油原料。设想2030年MTO烯烃总产能达到500万吨/年，按醇烃转化系数以3：1计，需甲醇1500万吨/年，煤制甲醇的综合能耗为1.54吨标煤/吨，总计耗标煤2310万吨，可替代1100万吨石油原料。
3.2.7 掌握生物质燃料生产技术
生物质燃料作为石油替代能源，有一定发展远景，而且可以大量减排温室气体，有利环境保护。
1）发展生物质燃料乙醇，坚持走非粮路线，首先要评估规划和选择种植非粮作物，如甜高粱、木薯、甘薯以及合适土地，实现规模种植，提供生产非粮生物质燃料乙醇的原料；第二是要突破第二代生物质燃料乙醇的关键技术，用纤维素为原料生产生物质燃料乙醇。初步估算，到2030年，落实非粮作物原料生产，非粮燃料乙醇的生产潜力可达1500万吨/年。突破第二代生物质燃料乙醇技术，用1亿吨秸秆，约占全国秸秆总量7亿吨的14%，可转化为生物质燃料乙醇1500万/吨。
2）培育麻疯树、油桐、黄连木等木本作物的农业林，2030年有可能实现500万吨/年生物柴油的产能。
3）非粮生物质燃料在种植土地、原料选择、收集、运输到加工，有很多困难因素，难以实现规模化生产。建议我国炼油企业近期以掌握技术为主，将生物质燃料调合到石油成品油中应用为主。
3.2.8 提高信息技术应用水平
我国炼油企业信息技术发展很快，在过程控制方面，已普遍从常规仪表过渡到集散型系统（DCS），有的向新一代开放性系统和现场总线控制系统（FCS）发展。今后在信息化管理方面，主要是普及炼油企业信息化建设和进一步提高应用水平，普遍应用ERP系统、全面预算管理系统、生产执行系统（MES）、先进控制系统（APC）、实验室信息管理系统（LIMS）、生产调度优化系统（ORION）、计量管理信息系统等，加快炼油企业实现现代化。
参考文献
[1] 中国工程院.中国制造业可持续发展战略研究.2010年10月.第八章321-333
