孫麗麗

(中國石化 工程建設(shè)有限公司，北京 100101)

1 中國煉油廠的加工現(xiàn)狀和發(fā)展趨勢

1.1 煉油化工進入一體化深度融合階段

2018年中國原油一次加工能力達到8.31億t，已位居世界第二位。但煉油廠全年原油加工總量為6.03億t，平均開工率僅約為72.6%，仍低于全球煉油廠81.9%的平均水平[1]。隨著2019年恒力石化和浙江石化兩大民營煉化企業(yè)相繼投產(chǎn)和后續(xù)大型煉化項目進入規(guī)劃設(shè)計階段，未來中國煉油產(chǎn)能過剩問題將更加突出。

隨著中國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和清潔車用能源(如乙醇汽油、氫能及燃料電池等)的推廣普及，車用汽油需求量已趨于飽和，柴油用量已達到階段性峰值，航空煤油的需求則隨著中國旅游市場的不斷壯大和物流業(yè)的快速發(fā)展，保持相對穩(wěn)定增長態(tài)勢。

據(jù)中國石油集團經(jīng)濟技術(shù)研究院發(fā)布的展望報告，2030年中國國內(nèi)成品油消費將達到峰值[2]。相比于油品消費勢頭的減緩，化工產(chǎn)品的需求則隨著人口增加和生活水平的提高不斷增加。“十三五”期間，中國主要化工產(chǎn)品年需求增速保持在3%～6%。

市場需求的顯著變化對能源結(jié)構(gòu)調(diào)整影響巨大，促使中國煉油廠逐步向化工轉(zhuǎn)型發(fā)展。煉油廠為實現(xiàn)原油資源更充分、更合理的利用，已開始與化工深度融合。原油資源的利用由生產(chǎn)“燃料油”為主轉(zhuǎn)變?yōu)椤坝?化結(jié)合”，乙烯收率和芳烴收率顯著提高。

1.2 資源進入深度轉(zhuǎn)化高價值利用階段

中國車用汽油、柴油質(zhì)量標準日益嚴格，清潔化和輕質(zhì)化是油品質(zhì)量升級的必然趨勢。催化裂化作為中國煉油廠生產(chǎn)油品的核心裝置，在生產(chǎn)大量汽油組分的同時，也副產(chǎn)了大量液化氣輕烴、劣質(zhì)的催化柴油以及低品質(zhì)的催化油漿。由于乙醇汽油的推廣和普及要求，催化液化氣中的C4資源已限制用于生產(chǎn)甲基叔丁基醚(MTBE)等醚化汽油組分；催化柴油由于十六烷值太低，密度和芳烴含量太高，也已不再適合用于生產(chǎn)車用柴油；劣質(zhì)催化油漿，目前在煉油廠中主要送至延遲焦化裝置處理或作為燃料油/調(diào)和油出廠，但從中長期來看，環(huán)保壓力的增加必將極大限制延遲焦化裝置的生產(chǎn)運行和高硫焦的出廠。

煉油廠加工原油的性質(zhì)變化和產(chǎn)品結(jié)構(gòu)調(diào)整都對資源的深度清潔轉(zhuǎn)化利用提出了更高的要求，生產(chǎn)過程中加氫改質(zhì)轉(zhuǎn)化的程度會進一步大幅度提升。

國際海事組織規(guī)定2020年1月1日起，全球船舶必須使用硫質(zhì)量分數(shù)不高于0.5%的船用燃料，對煉油廠提出了新的挑戰(zhàn)，同時也帶來新的商機。煉油廠不得不繼續(xù)提高劣質(zhì)原料(如渣油、油漿等)的加氫處理能力或加工低硫原油。低硫船用燃料的市場需求可在一定程度上緩解煉油廠的油品壓力，同時解決部分劣質(zhì)資源利用問題。

1.3 煉油廠趨于園區(qū)規(guī)?；⒉町惢?、多元化

中國現(xiàn)有多數(shù)煉油廠布局分散，單體規(guī)模小，先進產(chǎn)能略有不足，有些還隨著城鎮(zhèn)化建設(shè)形成了“城市型”煉油廠的特征，可持續(xù)發(fā)展空間有限。

按照國家產(chǎn)業(yè)規(guī)劃與政策的要求，在安全環(huán)保和經(jīng)濟效益的共同驅(qū)動下，中國“中小型”煉油廠和“城市型”煉油廠加速向園區(qū)整合，分批分步進行減量整合轉(zhuǎn)移至園區(qū)，并加快向下游延伸，由“一油獨大”轉(zhuǎn)向“油-化并舉”，實現(xiàn)新舊產(chǎn)能轉(zhuǎn)換。

煉油廠在園區(qū)化和基地化建設(shè)過程中，借助園區(qū)可獲得油、煤、氣等多種資源優(yōu)勢，逐步向原料多元化和產(chǎn)品多元化發(fā)展，從而實現(xiàn)煉油廠的“油-煤-氣化”的結(jié)合。

2 煉油廠轉(zhuǎn)型發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)路線

轉(zhuǎn)型發(fā)展是中國煉油廠實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵。目前，眾多煉油企業(yè)已經(jīng)向油-化結(jié)合方向邁進，新建煉油產(chǎn)能以煉化一體化深度融合為主。

煉油廠化工轉(zhuǎn)型路線有多種，實質(zhì)為多種“加氫”技術(shù)、“裂化”技術(shù)和多種“裂解”技術(shù)的集成優(yōu)化，主要有以下幾種關(guān)鍵技術(shù)路線。

2.1 以“渣油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線

減壓渣油采用漿態(tài)床渣油加氫裂化或沸騰床渣油加氫裂化工藝處理，生產(chǎn)的重蠟油餾分進一步加氫處理后作為催化裂解原料，催化裂解油漿可循環(huán)返回渣油加氫裂化裝置繼續(xù)加工。對于催化裂解柴油餾分，可與渣油加氫裂化柴油共同送至加氫改質(zhì)裝置生產(chǎn)油品，或采用柴油加氫轉(zhuǎn)化工藝(如RLG、FD2G等)生產(chǎn)芳烴組分。

圖1展示了以“渣油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線。該路線對原油適應(yīng)性強，可維持現(xiàn)有煉油廠加工重質(zhì)原油現(xiàn)狀和原油成本優(yōu)勢，增產(chǎn)化工品；適合替代煉油廠原有延遲焦化工藝，可實現(xiàn)全廠零石油焦產(chǎn)品、提高全廠輕油收率、并大幅降低全廠汽、柴油產(chǎn)量和柴/汽比的目的。該技術(shù)路線正在工業(yè)化應(yīng)用中。

圖1 以“渣油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線Fig.1 Technical route based on residue hydrocracking and deep catalytic crackingRLG—催化裂化柴油加氫裂化生產(chǎn)高辛烷值汽油的技術(shù)；FD2G—催化裂化柴油加氫轉(zhuǎn)化生產(chǎn)高辛烷值汽油組分技術(shù)

2.2 以“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線

對于渣油部分仍采用脫碳技術(shù)加工的煉油廠，采用“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”路線可最大化滿足企業(yè)對芳烴和烯烴原料的需求，同時實現(xiàn)企業(yè)油品最小化。

圖2展示了以“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線。該路線適用于重質(zhì)原油的加工。減壓渣油經(jīng)溶劑脫瀝青后，脫瀝青油和減壓輕蠟油可直接送至催化裂解裝置加工，減壓重蠟油采用加氫裂化技術(shù)生產(chǎn)催化裂解原料和芳烴原料；直餾柴油餾分采用加氫改質(zhì)技術(shù)生產(chǎn)芳烴原料和部分柴油產(chǎn)品；石腦油餾分則送至重整裝置生產(chǎn)芳烴，化工產(chǎn)品仍以苯乙烯和聚丙烯為主。

圖2 以“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術(shù)路線Fig.2 Technical route based on vacuum gas oil/diesel oil hydrocracking and deep catalytic crackingPX—對二甲苯

該路線油品產(chǎn)量少，化工產(chǎn)品以芳烴、聚丙烯和苯乙烯為主，以較少的裝置和投資構(gòu)建化工型煉油廠，目前已得到工業(yè)化應(yīng)用。

2.3 以“渣油加氫處理+催化裂解”為核心的技術(shù)路線

配置固定床渣油加氫處理裝置生產(chǎn)部分催化裂解原料。與“渣油加氫裂化+催化裂解”組合路線相比，該方案同樣適合替代煉油廠原有延遲焦化工藝，并且投資略低，但對原油的適應(yīng)性略差。與常規(guī)的蠟油催化裂解相比，摻入部分加氫重油的催化裂解裝置，由于原料性質(zhì)略有劣化，乙烯和丙烯收率會受到一定影響。圖3是以“渣油加氫處理+催化裂解”為核心的技術(shù)路線示意圖。

圖3 以“渣油加氫處理+催化裂解”為核心的技術(shù)路線Fig.3 Technical route based on residue hydrotreatingand deep catalytic crackingRLG-催化裂化柴油加氫裂化生產(chǎn)高辛烷值汽油的技術(shù)；FD2G-催化裂化柴油加氫轉(zhuǎn)化生產(chǎn)高辛烷值汽油組分技術(shù)

表1是該技術(shù)路線的催化裂解原料性質(zhì)及烯烴收率的典型對比案例。由表1可見，原料相對密度由0.8890 g/cm3提高至0.9130 g/cm3時，乙烯和丙烯的收率之和由24.0%降至21.8%。

表1 以“渣油加氫處理+催化裂解”為核心的技術(shù)路線的催化裂解原料性質(zhì)及烯烴收率對比Table 1 Comparison of feed properties and olefin yields ofdeep catalytic cracking unit in the technical route based onresidue hydrotreating and deep catalytic cracking

2.4 以“全加氫裂化”為核心的技術(shù)路線

為了最大化生產(chǎn)芳烴和化工原料，煉油廠可選擇“全加氫裂化”型的加工路線。渣油采用漿態(tài)床渣油加氫裂化或沸騰床渣油加氫裂化處理，直餾蠟油、直餾柴油以及二次加工裝置的蠟油、柴油餾分采用加氫裂化工藝繼續(xù)轉(zhuǎn)化。采用沸騰床渣油加氫，未轉(zhuǎn)化油可經(jīng)溶劑脫瀝青后外甩瀝青，脫瀝青油(DAO)進加氫裂化，其尾油可用于生產(chǎn)潤滑油基礎(chǔ)油。

圖4 以“全加氫裂化”為核心的技術(shù)路線Fig.4 Technical route based on full hydrocracking

圖4為以“全加氫裂化”為核心的技術(shù)路線示意圖。該技術(shù)路線對原油適應(yīng)性強，加氫裂化程度高，液化氣和石腦油收率高，相對于乙烯規(guī)模，芳烴的產(chǎn)量更高，但全廠氫耗較高，目前已得到工業(yè)化應(yīng)用。

某煉化企業(yè)采用了“蠟油、柴油加氫裂化”+“渣油加氫處理-催化裂化”組合路線，實現(xiàn)了全廠對二甲苯(PX)和乙烯原料收率達到40%以上，同時保證了45%汽、煤、柴油品收率。某煉化項目采用了“漿態(tài)床渣油加氫裂化-催化裂解”+“固定床渣油加氫處理-催化裂化”+“柴油加氫裂化”組合路線，實現(xiàn)了2000萬t/a煉油每年生產(chǎn)PX 300萬t、乙烯300萬t、油品350萬t、特種油170萬t、來自氣體分餾裝置的C4和丙烯產(chǎn)品210萬t。

3 新型煉油廠的技術(shù)集成

無論現(xiàn)有煉油廠還是新建煉化基地，都要創(chuàng)造新業(yè)務(wù)、新業(yè)態(tài)、新模式。資源高效利用、綠色生產(chǎn)和能源綜合利用等技術(shù)的集成優(yōu)化，成為新型煉油廠提升可持續(xù)發(fā)展水平的重要途徑。

3.1 資源高效利用技術(shù)

3.1.1 輕烴資源利用

對于典型千萬噸級燃油型煉油廠而言，每年輕烴(C4及以下烴類)產(chǎn)量可達到百萬噸，約占原油加工量的10%左右，而煉化一體化企業(yè)相對產(chǎn)量和比例更高。輕烴的回收利用技術(shù)主要包括輕烴的分離和轉(zhuǎn)化，分離技術(shù)和轉(zhuǎn)化技術(shù)的集成將進一步提高資源綜合利用水平。傳統(tǒng)煉油廠干氣輕烴回收技術(shù)一般采用深冷分離法、膜分離法、油吸收法和變壓吸附(PSA)分離法，從煉油廠干氣中回收C2以上資源。

(1)一體化輕烴回收技術(shù)

為進一步提高輕烴資源利用率和投資效率，中國石化工程建設(shè)有限公司(簡稱SEI)開發(fā)了一體化輕烴回收技術(shù)，主要創(chuàng)新和集成點體現(xiàn)在：

①飽和輕烴的綜合回收。將加氫裂化和全廠輕烴回收統(tǒng)籌考慮，可取消加氫裂化裝置的吸收穩(wěn)定部分，實現(xiàn)C2、C3和C4回收，每種組分的回收率均大于97%。該技術(shù)產(chǎn)品方案靈活，可較大幅度降低能耗和投資。

②催化裂化分離與輕烴回收實現(xiàn)一體化。該技術(shù)集催化裂化、脫硫脫硫醇、C2回收、氣體分餾于一體，具有高C2回收率和高丙烯回收率的特點，可得到聚合級丙烯；流程大幅縮短，比現(xiàn)有技術(shù)減少5個塔，各組分無二次分離。該技術(shù)可以較大幅度地降低催化裝置能量消耗和降低催化裝置投資，同時減少裝置占地，方便生產(chǎn)操作和管理。

(2)C2資源進一步回收利用

C2資源主要包括以乙烷為主的飽和干氣和以乙烯為主的不飽和干氣。不飽和干氣一般采用去乙烯裝置回收，或采用稀乙烯法合成乙苯來實現(xiàn)此部分資源利用。富乙烷飽和氣資源主要作為乙烯裝置裂解原料，但在沒有乙烯裝置的企業(yè)，這部分富乙烷氣只能用作燃料氣，造成了資源的浪費。

SEI開發(fā)了基于氣相原料的稀乙烯氣生產(chǎn)技術(shù)。該技術(shù)將煉油廠富乙烷氣裂解為富含乙烯的烴類混合物，經(jīng)由優(yōu)化的分離工藝，不需深冷就可以獲得滿足下游乙苯單元進料需求的粗裂解氣。相對于以往的煉油廠干氣(富乙烯氣)法生產(chǎn)乙苯/苯乙烯，該創(chuàng)新技術(shù)的原料不再僅限于富乙烯氣，而是拓展到了以富乙烷氣為代表的飽和干氣，且丙烷、飽和液化氣也可以用作原料。圖5為含有以煉油廠富乙烷氣生產(chǎn)富含乙烯氣的煉油廠干氣資源綜合利用方案的典型流程。

(3)煉油廠液化氣資源的利用

對于煉油廠液化氣資源的利用方案眾多，但主要包括烷烴脫氫技術(shù)、選擇性疊合技術(shù)、固體酸烷基化技術(shù)、烯烴催化裂解技術(shù)(OCC)、多元醇技術(shù)等。為應(yīng)對2020年即將推行的國家乙醇汽油政策，目前可采用異丁烯/叔丁醇直接氧化法工藝，生產(chǎn)甲基丙烯酸甲酯(MMA)及其聚合物，經(jīng)濟效益比較好。圖6是煉油廠液化氣典型綜合利用方案圖。

3.1.2 石腦油資源利用

煉油廠石腦油資源來源較廣，在燃油型煉油廠中主要用于生產(chǎn)汽油調(diào)和組分，在煉化一體化企業(yè)中，除小部分調(diào)和汽油外，大部分作為乙烯裂解原料和芳烴原料。由于乙烯原料、芳烴原料和汽油池對石腦油的組成有較高的選擇性，不同的原料組成得到的目的產(chǎn)品收率或性質(zhì)差異較大。對石腦油資源進行有效分離和高效轉(zhuǎn)化不僅可實現(xiàn)資源的“物盡其用”，同時能明顯提高企業(yè)的經(jīng)濟效益。

石腦油分離主要以直餾石腦油為原料，采用蒸餾分離或吸附分離等技術(shù)分離出富正構(gòu)烷烴餾分、富異構(gòu)烷烴餾分、富環(huán)烷和芳烴餾分，分離技術(shù)的選擇取決于目標產(chǎn)品的回收率或?qū)Ξa(chǎn)品的雜質(zhì)要求。石腦油的轉(zhuǎn)化主要是采用流化催化裂化和裂解爐工藝生產(chǎn)乙烯、丙烯。

3.1.3 芳烴資源利用

對于不需要甲苯產(chǎn)品的企業(yè)，可以采用甲苯擇形歧化技術(shù)生產(chǎn)苯和二甲苯，也可以通過甲苯甲醇甲基化技術(shù)生產(chǎn)二甲苯。與傳統(tǒng)的甲苯選擇性歧化工藝相比，甲苯甲醇甲基化技術(shù)最大的優(yōu)勢是以甲苯和低成本的甲醇作為原料，生產(chǎn)出高濃度的二甲苯。該技術(shù)將煤化工和石油化工有機結(jié)合起來，拓展了PX生產(chǎn)的原料范圍，可以有效緩解芳烴生產(chǎn)和乙烯生產(chǎn)過程對石腦油資源的爭奪，促進煤化工、天然氣化工和石油化工的平衡發(fā)展。

圖5 煉油廠干氣資源綜合利用方案簡圖Fig.5 Comprehensive utilization plan for refinery dry gas resourcesDCC—催化裂解；PSA—變壓吸附

圖6 煉油廠液化氣綜合利用方案簡圖Fig.6 Comprehensive utilization plan for LPG in refineriesDCC—催化裂解；LPG—液化石油氣

煉油廠轉(zhuǎn)型生產(chǎn)化工原料的同時，也副產(chǎn)了大量的C7、C9、C10等芳烴資源。主要利用途徑有：

①作為汽油調(diào)和組分,可明顯增加高辛烷值汽油比例；

②繼續(xù)轉(zhuǎn)化為二甲苯或其他低碳芳烴，提高產(chǎn)品價值。

甲苯與重芳烴烷基轉(zhuǎn)移技術(shù)、苯與重芳烴歧化技術(shù)等也是增產(chǎn)二甲苯的有效途徑，也適合與甲苯擇形歧化技術(shù)形成組合工藝，以處理煉油廠富裕苯、甲苯資源和低價值C9以上芳烴，實現(xiàn)最大化生產(chǎn)二甲苯或PX。

3.1.4 劣質(zhì)柴油的利用

催化裂化柴油(LCO)是煉油廠劣質(zhì)的柴油資源，芳烴含量高、十六烷值低，且硫、氮等雜質(zhì)含量高，尤其是當(dāng)催化裂化裝置采用降烯烴的多產(chǎn)異構(gòu)烷烴(MIP)工藝時，LCO中芳烴質(zhì)量分數(shù)超過80%，從而導(dǎo)致其密度顯著增大，十六烷值大幅度降低。

針對煉油企業(yè)中催化裂化柴油比例高且性質(zhì)差的現(xiàn)狀、國內(nèi)柴油質(zhì)量的快速升級以及降低柴/汽比、多產(chǎn)化工料的市場需求，可采用催化柴油增產(chǎn)高辛烷值汽油或苯、甲苯、二甲苯(BTX)的芳烴原料系列技術(shù)(如RLG催化裂化柴油加氫裂化生產(chǎn)高辛烷值汽油技術(shù)、FD2G催化裂化柴油加氫轉(zhuǎn)化生產(chǎn)高辛烷值汽油組分技術(shù)、LTAG催化柴油加氫-催化組合生產(chǎn)高辛烷值汽油技術(shù)等)，充分利用LCO富含芳烴的特性，以較低的成本、較短的加工流程生產(chǎn)高附加值的高辛烷值汽油或BTX芳烴產(chǎn)品，緩解煉油企業(yè)柴油過剩問題，同時可提高企業(yè)經(jīng)濟效益。

3.1.5 催化油漿的利用

中國催化裂化裝置副產(chǎn)油漿產(chǎn)量在750萬t/a以上，其中石化油漿產(chǎn)量約300萬t/a。對于催化油漿的利用，煉油廠目前仍以焦化摻煉和外銷為主，但焦化摻煉會影響石油焦質(zhì)量及造成設(shè)備和管道磨損等問題，而外銷油漿價格較低，影響企業(yè)效益。

催化油漿的高效利用主要集中在兩個方面：

①將催化油漿直接作為原料與其他煉化工藝聯(lián)合形成組合工藝，如催化油漿送至渣油加氫裂化裝置或溶劑脫瀝青等裝置加工轉(zhuǎn)化。

②生產(chǎn)高價值產(chǎn)品。將催化油漿進行油-固分離，脫除其中的催化劑顆粒，獲取油漿中重質(zhì)芳烴，進一步加工可生產(chǎn)優(yōu)質(zhì)的針狀焦、炭黑以及碳素纖維材料等高價值的化工原料或材料，也可作為重質(zhì)船用燃料油調(diào)和組分。

3.1.6 重質(zhì)渣油的利用

相比減黏、焦化等熱加工過程，重質(zhì)渣油的加氫路線具有資源利用率高，生產(chǎn)過程清潔化，較好的投資回報率等優(yōu)勢，已在中國煉油廠的轉(zhuǎn)型升級中得到廣泛應(yīng)用。重質(zhì)渣油加氫技術(shù)主要包括固定床、沸騰床、漿態(tài)床工藝。圖7是固定床、沸騰床、漿態(tài)床工藝原料中鎳、釩質(zhì)量分數(shù)與渣油轉(zhuǎn)化率典型關(guān)系圖[3]。

圖7 固定床、沸騰床、漿態(tài)床工藝原料中鎳、釩質(zhì)量分數(shù)(wNi+V)與渣油轉(zhuǎn)化率(x)典型關(guān)系圖Fig.7 Typical relationship diagram of nickel andvanadium mass fraction (wNi+V) in feed with vacuumresidue conversion (x) for fixed bed process,ebullated bed process and slurry bed process

固定床加氫工藝技術(shù)成熟，裝置投資相對較低，但對殘?zhí)亢徒饘俸枯^高的渣油不適用，并且要每1～1.5 a更換一次催化劑。為延長固定床的操作周期，可采用在固定床反應(yīng)器前增加上流式保護反應(yīng)器的組合工藝，如SEI設(shè)計的某260萬t/a渣油加氫裝置，在空速0.192 h-1、原料金屬(Ni+V)質(zhì)量分數(shù)為96 μg/g的條件下，保證運轉(zhuǎn)周期可以達到22個月。

如果渣油的金屬和殘?zhí)亢扛哂诠潭ù苍图託湎拗浦?，則應(yīng)選用沸騰床或漿態(tài)床工藝。

沸騰床工藝相對比較成熟，可以加工世界上幾乎所有原油的常壓渣油或減壓渣油，但是沸騰床渣油加氫需要根據(jù)原料的性質(zhì)來控制反應(yīng)總轉(zhuǎn)化率，一般只能達到70%～75%，過高的轉(zhuǎn)化率易使加氫產(chǎn)品中的瀝青質(zhì)不穩(wěn)定，造成分餾系統(tǒng)的結(jié)焦和堵塞。擬加工渣油原料的殘?zhí)抠|(zhì)量分數(shù)20%～40%、金屬(Ni+V)質(zhì)量分數(shù)200～800 μg/g、總轉(zhuǎn)化率不超過80%時(大多數(shù)原料油)，可選擇渣油沸騰床加氫處理工藝技術(shù)。

漿態(tài)床工藝的渣油轉(zhuǎn)化率高，可以達到 90%～95% 以上，因而被視為劣質(zhì)重渣油的高效利用途徑，也是替代煉油廠現(xiàn)有焦化裝置，大幅度提高全廠原油加工靈活性和提高全廠輕油收率的重要技術(shù)手段。漿態(tài)床未轉(zhuǎn)化油量少，可摻入煤、焦、瀝青等作為鍋爐燃料或汽化原料。

3.1.7 原油裂解制烯烴

將原油作為裂解原料，直接生產(chǎn)低碳烯烴，有利于降低烯烴生產(chǎn)裝置原料成本和能源消耗，快速適應(yīng)市場裂解原料的供需變化，同時緩解煉油產(chǎn)能過剩和油品市場壓力，是一條化工型利用原油的路徑。

石蠟基輕質(zhì)低硫原油的裂解性能較好，可以直接用于裂解。

重劣質(zhì)原油含有較多的非揮發(fā)性膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，這些非揮發(fā)性組分在常規(guī)裂解爐中易造成結(jié)焦和堵塞，影響裂解爐正常運行。因此，要實現(xiàn)原油直接裂解制烯烴，需要將煉油的預(yù)熱閃蒸與裂解爐工藝進行技術(shù)集成，原油中不能汽化的重質(zhì)部分要送至煉油裝置處理，創(chuàng)新裂解爐的對流段和裂解氣急冷方式，可保證裂解爐的運行周期。

3.2 綠色生產(chǎn)技術(shù)

3.2.1 源頭技術(shù)結(jié)構(gòu)優(yōu)化

作為延遲焦化的替代加工路線，采用清潔化的渣油加氫工藝是最為有效的措施，從源頭徹底解決延遲焦化及石油焦對周邊的環(huán)境影響：

①源頭治理，環(huán)境友好。

②優(yōu)化產(chǎn)品結(jié)構(gòu)，增產(chǎn)高附加值產(chǎn)品。

③提高經(jīng)濟效益，助力環(huán)保投入。

對于多數(shù)固體燃料(煤+石油焦)所占比例達到70%以上的煉油廠，為從源頭減少排放，減少末端治理的代價，必須主動優(yōu)化燃料結(jié)構(gòu)，大幅度削減固體燃料的比例，達到鍋爐超清潔排放的指標要求并大幅度降低固體廢渣量；與園區(qū)電廠實現(xiàn)汽-電聯(lián)合，優(yōu)化降低區(qū)域污染物的排放總量。

3.2.2 末端環(huán)保綜合治理

包括全廠污水處理與回用、揮發(fā)性有機物(VOCs)綜合治理及危險廢物綜合處置等技術(shù)和措施：

①污水的集中治理。關(guān)鍵是強化高含鹽污水的處理，建設(shè)高含鹽污水處理設(shè)施，提升裝置回用水產(chǎn)能，確保外排水溶解固體總濃度(TDS)等指標滿足區(qū)域環(huán)保要求。

②全廠VOCs的綜合治理。需要加大成品油罐區(qū)、重油罐區(qū)、聯(lián)合罐區(qū)治理力度，同時對油品裝卸過程油氣回收設(shè)施進行集中提標改造，降低VOCs排放。在污水輸送環(huán)節(jié)，煉油系統(tǒng)污水通過泵提升后集中密閉輸送到污水處理場；在化工系統(tǒng)方面，首先密閉隔油池，廢氣集中引入治理設(shè)施，減少污水輸送過程中VOCs的揮發(fā)。

③全廠危險廢物綜合處置。建設(shè)全廠或園區(qū)危廢綜合處置中心，減少危險廢物和一般固體廢物的外部轉(zhuǎn)移環(huán)境風(fēng)險，促進固廢的資源化、減量化和無害化。

3.3 能量綜合利用技術(shù)

實現(xiàn)煉油廠能量的綜合利用，需要從全局出發(fā)，做好能源規(guī)劃的頂層設(shè)計，通過能量集成和單元強化過程，達到全廠綜合用能的優(yōu)化。圖8是煉油廠能量綜合利用過程圖[4]。

由圖8可見：

①能源規(guī)劃：綜合權(quán)衡資源、能源、環(huán)境、效益等因素，多目標協(xié)同優(yōu)化確定裝置規(guī)模、全廠配套系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。

②能量集成：完成煉油廠生產(chǎn)裝置、公用工程、輔助系統(tǒng)的用能優(yōu)化，建立全廠的熱集成系統(tǒng)。

③單元強化：對單個過程、單元開展節(jié)能專項技術(shù)應(yīng)用，強化和提高關(guān)鍵耗能機組的效率，降低能耗。

應(yīng)用該過程方法，已經(jīng)使5個煉油企業(yè)的綜合加工每噸原油的能耗平均降低了約213.1 MJ。

4 結(jié) 語

(1)轉(zhuǎn)型發(fā)展是中國煉油廠實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵

現(xiàn)有煉油企業(yè)向油-化結(jié)合方向邁進，新建煉油產(chǎn)能以煉化一體化深度融合為主。轉(zhuǎn)型發(fā)展過程中，要充分考慮國家產(chǎn)業(yè)政策導(dǎo)向，結(jié)合市場需求和資源優(yōu)勢，做好整體規(guī)劃布局，基于先進技術(shù)的集成創(chuàng)新，實現(xiàn)產(chǎn)品結(jié)構(gòu)的深度調(diào)整。

(2)適應(yīng)環(huán)境變化，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)集約發(fā)展

深化綠色企業(yè)構(gòu)建和生產(chǎn)理念，創(chuàng)新應(yīng)用高效率、低消耗、低排放的綠色生產(chǎn)技術(shù)，加強固體廢物資源化再循環(huán)利用，提升煉油廠能源綜合利用水平，建設(shè)清潔環(huán)保、節(jié)能低碳的新型煉油廠，推動傳統(tǒng)煉油產(chǎn)業(yè)向集約低碳型能源產(chǎn)業(yè)升級。

圖8 煉油廠能量綜合利用過程圖Fig.8 Comprehensive utilization process of energy in refineries

(3)抓住能源機遇，提升產(chǎn)業(yè)盈利能力

由提供“燃油產(chǎn)品”向提供“能源和化工產(chǎn)品”轉(zhuǎn)型，抓住新能源發(fā)展機遇，推動煉油傳統(tǒng)產(chǎn)能與氫能、生物質(zhì)能源協(xié)同發(fā)展，加大向中下游延伸和新材料發(fā)展，提升產(chǎn)業(yè)綜合競爭能力。

(4)數(shù)字化、智能化建設(shè)與企業(yè)運行和維護結(jié)合，可建設(shè)一個能互動、易預(yù)測、可優(yōu)化的智能工廠，實施在線操作、動態(tài)調(diào)整，延伸工廠“全面感知、預(yù)測預(yù)警、優(yōu)化協(xié)同、科學(xué)決策”能力，大幅提升石化企業(yè)的安全環(huán)保、管理效率、經(jīng)濟效益和競爭能力，促進石化產(chǎn)業(yè)的轉(zhuǎn)型升級。