2020年9月，我国提出了二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标。2020年，我国人均GDP为1.05万美元，是美国的16.5%，德国的23.0%，日本的26.0%，韩国的33.3%，欧盟27国的31.0%，世界平均水平的94.8%，位列世界第63位，仍是发展中国家。随着经济社会的发展，预计2030年前我国能源消费总量年均增速将会保持在2%以上的水平。尽管加大非化石能源发展力度，其年增速还不到消费总量年均增速的50%。我国实现“双碳”目标的任务十分艰巨。要从国家、行业、社会多个层面研究确定碳达峰碳中和的路线图，制定政策，落实措施；既不能操之过急，尤其要防止发生控碳减碳措施失当引发的各种风险;也必须积极作为，尤其要重视节能和提高能源的转化效⑴率，把能减可减的碳排放尽早降下来。

炼油行业的碳排放虽然比钢铁冶金、水泥建材等行业碳排放要少，但也是流程工业领域碳排放的大户。随着以电代油、以氢替油、生物燃料的发展，汽油、柴油等石油产品的市场萎缩是必然趋势。但交通工具内燃机动力被其他动力替代如何演进？从替代的实际可能性和实现“双碳”目标的角度，其最终格局如何？节能和提高能源转化效率、发展可再生能源及经济社会发展，又都离不开以石油为原料的化学品和化工材料，这些材料中有多少可以被可循环的绿氢和二氧化碳合成的、生物基的化学品和材料替代？我们要持续认真研究分析确定的、不确定的、及随着科技进步和认识深化会不断变化的各种因素，既考虑当前，也着眼长远，深入思考炼油行业碳达峰碳中和的技术路径，加强科技创新和新技术的产业示范与推广应用。

1 未来社会对油品和石化产品的需求

炼油行业的发展为人类社会现代化奠定了坚实的物质基础，极大推动了世界经济社会的发展。石油经过炼制获得的石油产品及利用馏分油延伸加工生产的石化产品已渗透到现代社会的各个领域所有方面。使用石油产品最多的是汽车，我国汽车耗用的汽油、柴油约占石油产品总量的2/3。

面向未来，应推进高碳能源向低碳能源转型，实现碳达峰和碳中和，控制气候变暖。人们期望汽车动力全部脱碳，使用可再生电力或绿氢，彻底淘汰内燃机，世界上多个国家已经提出禁售燃油汽车时间表。但是这个美好的愿望能否实现、何时能实现面临着一系列重大挑战，诸如生产电池材料的矿产资源供应，废电池安全、无污染、高效回收，电动汽车对重负荷、长运距及寒冷地区等应用场景的适用性，电动汽车全面推广时电网及充电基础设施的满足能力，全寿命周期电动汽车污染物和二氧化碳排放的实际情况，生产绿氢的效率和成本，氢气储存运输的经济性，燃料电池汽车的制造成本等。

2030年我国实现碳达峰，提出的非化石能源的发展目标是占能源消费总量的25%，风电、太阳能发电装机容量的目标为1 200 GW以上。近几年车用内燃机的热效率大幅度提高，柴油机和汽油机最高热效率已分别接近55%和45%[1]。按2030年我国预期达到的电力结构中火电的占比，电动汽车全寿命周期的污染物和二氧化碳排放与配置高效内燃机的混合动力汽车相比不具有优势，重负荷大功率电动汽车和配置高效柴油机的柴油车相比也没有优势，在许多特殊场景下，燃油汽车更具有电、氢驱动无法企及的优势。汽车动力不可能彻底离开汽油、柴油，油、电、氢共存是未来的大概率趋势，飞机和大型船舶的主要动力源还是喷气燃料(航煤)和船用燃料油。

面向未来，我们建设低碳社会，风电、光伏发电、太阳能发电大发展，交通结构加快调整，交通工具轻量化，建筑节能等等对含碳化学品和各种含碳高分子材料的需求也将会同步增长。石油的碳氢比决定石油最适合生产含碳化学品和含碳高分子材料，不仅生产成本低，生产过程的二氧化碳排放也低。未来社会对石油产品的需求决定炼油行业会长期存在。

2 炼油过程能源系统的特殊要求

石油炼制是石油分子重构变成社会需要的产品的过程，输入足够的能量，分子重构才能进行。石油炼制行业是典型的连续性很强的流程制造业，过程接触的物料都有易燃易爆的特性，生产过程、原料及产品的储存、运输、使用过程存在巨大的安全环境风险。风险一旦失控，会发生火灾、爆炸事故，往往造成重大人身伤亡和财产损失。炼油过程的特殊性要求驱动过程的能源系统（包括燃料、蒸汽、电力）连续、稳定、可靠，化石能源为主体的能源系统才能满足这一要求。使用化石能源必然会产生二氧化碳排放，要结合炼油行业的特点研究推进碳达峰碳中和的技术路径。

3 持续创新开发和推广应用低能耗炼油技术

3.1 基于“分子炼油”的低能耗炼油技术

20世纪90年代初期就有学者提出了“石油组学”的新概念[2]，认为要从分子水平认识石油的化学组成，研究分子组成与其物理化学性能和化学反应之间的关系。进入新世纪，国内一些学者提出了“分子炼油”“分子管理”的概念[3]，从分子水平认识石油、从分子水平炼制石油，为我们创新开发低能耗炼油技术开启了新的思路。从高效清洁的汽油、煤油、柴油、润滑油等各种油品，乙烯、丙烯等低碳数烯烃，苯、对二甲苯等各种芳烃要求的烃类组成与分子结构出发，按科学合理利用好石油中每一个分子的原则，突破传统的原油切割—馏分炼制工艺，开发馏分分离与组分分离耦合，萃取、吸附等物理手段与化学反应手段结合的石油炼制新工艺，既实现石油资源的高效利用，又实现炼制过程碳排放大幅度减少。

适应油转化的发展趋势，创新开发石脑油中链烷烃和环烷烃及少量芳烃的吸附分离或膜分离技术，同步优化蒸汽裂解制乙烯的原料和催化重整原料，通过提高乙烯收率和催化重整芳烃收率，达到降低乙烯和芳烃生产的能耗、减少碳排放的目的。

创新开发富含芳烃柴油（富芳柴油）的吸附分离或萃取分离技术，抽出柴油中的芳烃经加氢改质后用作对二甲苯的原料，抽余的柴油直接成为高十六烷值的优质柴油调合组分，能够比富芳柴油加氢改质后生产柴油调合组分的工艺路线有更低的能耗和碳排放。

创新开发富含芳烃蜡油的萃取分离技术，脱除芳烃后的蜡油可以在较低的压力和温度下经加氢裂化转化成航煤和柴油，也可以作为蒸汽裂解制乙烯的优质原料。蜡油馏程的芳烃是生产高性能碳材料的优质原料，仍使用加氢裂化生产轻质油品，高压高温的加氢裂化装置的规模可以大幅度减小。创新的富含芳烃的蜡油的加工路线和产品方案有望比传统加氢裂化工艺总能耗明显降低，碳排放显著减少。

重金属（Ni+V）质量分数在60～80 μg/g的渣油采用固定床加氢处理技术，渣油中的重金属基本脱除，硫、氮含量大幅度降低，氢含量显著增加，渣油转化成催化裂化的优质原料。重金属含量更高的劣质渣油很难用固定床加氢处理工艺加工，传统的加工工艺是延迟焦化，但焦化过程污染物排放量大，产生的高硫石油焦通过CFB（循环流化床锅炉）生产炼油过程需求的蒸汽，同时又产生大量的烟气脱硫废渣。采用浆态床或沸腾床加氢裂化工艺加工渣油，其转化生成的石脑油、柴油、蜡油中的氮含量很高，都需要加氢处理后才能变成合格的石油产品，加氢处理的反应压力要在10 MPa以上。创新开发脱沥青油收率在80%左右的渣油脱沥青和脱油沥青气化—脱沥青油固定床加氢的组合技术[4]，使脱沥青油中的重金属和沥青质含量降低到可采用固定床渣油加氢工艺加工的要求，加氢后的脱沥青油转化成催化裂化的优质原料；脱油后的高软化点沥青气化转化成氢气和一氧化碳，可同时满足炼油过程对氢气和清洁燃料气的需求。该组合技术和传统的劣质渣油延迟焦化加工路线相比，有望实现劣质渣油的清洁、低能耗、低碳高效转化。

3.2 基于催化新材料和新型催化剂的低能耗炼油技术

催化剂是石油炼制的核心技术，与石油分子重构的反应器型式、工艺条件、工艺流程、物耗能耗、“三废”排放、产品品质密切相关。经过半个多世纪一代又一代科技人员的艰苦努力，我国炼油过程使用的系列催化剂实现了从跟踪仿制替代进口到能根据需求自主创制的跨越，不仅支撑了我国炼油工业的发展，而且催化裂化、重油加氢处理等催化剂已进入国际市场，并在世界知名炼油公司的炼油厂使用。但以往催化剂的研究开发目标侧重于提高各种原料的适用性、反应转化率、选择性与延长催化剂使用寿命，基本没有把反应过程的低碳化作为重点。20世纪90年代，笔者主持中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司(燕山石化)引进的裂解汽油加氢装置扩能60%的技术改造，改造中若利用原有的二段绝热固定床反应器则必须采用高空速催化剂。采用当时成熟的、有工业应用业绩的高空速催化剂，反应器出口温度会接近或超过原反应器360 ℃的设计温度，反应器必须更新，制造新反应器不能满足装置改造的时间要求。这时燕山石化研究院研制的以Al2O3/TiO2复合氧化物为载体的高空速加氢催化剂BY-2已进入模试，模试数据显示反应器入口温度240 ℃就具有很好的脱硫、脱氮和烯烃饱和能力，加上绝热温升后，反应器出口温度不会超过300 ℃，原反应器完全可以继续使用。经过模试结果直接工业化的技术可行性和风险分析，决定BY-2催化剂直接工业放大，并在改造后的装置中应用。实际运行结果反应器入口温度230 ℃，出口温度280 ℃以下，每年节能超过5 600 t标准油。这一案例表明，创新开发新的催化材料和催化剂应该是开发低能耗炼油技术的重要措施。

面向未来，要深入开展计算机辅助炼油复杂反应系统理论与模型研究，采用“材料基因工程”的理念与方法，持续创新开发催化材料和催化剂，降低反应压力和温度，提高选择性、转化率和目的产品收率，延长催化剂再生周期和使用寿命；或根据新催化剂的特性，创新开发适配的新型反应器，形成新的炼油工艺与工程技术，实现低能耗低碳炼油。如催化裂化催化剂再生烧焦过程是炼油系统二氧化碳排放大户，减少生焦是炼油减碳的重要措施之一。减少催化裂化碳排放，从催化剂角度：一是催化原料加氢处理催化剂要致力提高产品氢含量；二是催化裂化催化剂要进一步降低焦炭选择性。又如固定床重油加氢处理装置目前的运行周期基本在一年到一年半之间，与炼油厂3～4年一大修的时间明显不匹配，影响炼油厂实际操作运行过程的物耗、能耗和碳排放。延长固定床重油加氢处理装置运转周期，并考虑为催化裂化提供更优质原料，从催化剂角度：一要开发容金属量更高的脱金属催化剂；二要开发脱氮能力更高的脱氮催化剂；三要开发脱残炭能力更高的脱残炭催化剂。

3.3 耦合“过程强化”技术的低能耗炼油技术

进入新世纪以来，陈建峰等一批学者深入开展化工过程强化技术的基础研究和应用研究，在超重力强化、精馏强化、微化工强化、换热强化等方面取得了令人鼓舞的应用成果。南京大学张志炳发明的微界面传质强化技术在大型炼油化工装置受传质控制的反应、液液萃取、气液吸收等过程有良好的应用前景，具有显著的提高效率、降低能耗物耗、减少污染物排放和碳排放的潜力。基于过程强化的研究得到的理论认识和技术成果，结合炼油过程，积极开展应用基础研究和应用技术研究，可以期待在低碳炼油技术开发上将会取得重大突破。

实现原油资源的高效利用、生产高清洁油品和炼油过程的清洁化离不开加氢反应，如航煤加氢精制、柴油加氢精制、蜡油加氢处理或加氢裂化、重油加氢处理或浆态床加氢裂化，还有碳四烷基化、轻石脑油异构化等反应过程都是传质控制的反应，原油电脱盐、重整生成油芳烃抽提、溶剂脱沥青、酸性气脱硫、含油污水生化处理等过程也是受传质控制的过程。应结合各个过程的特点，以节能减碳为主要目的开发纳微尺度传质强化应用技术。

催化裂化是我国蜡油、重油转化生产液化石油气和汽油的主要工艺，为适应未来油转化的要求，蜡油、重油催化裂解技术也在发展之中。在催化裂化或催化裂解的提升管反应器中，进料与高温再生剂实现剂油快速均匀接触是改善产品分布、减少生焦的关键因素之一，长期以来剂油接触技术的开发重点是进料喷嘴，近三年开始研究进料乳化技术，取得了高价值产品收率提高的效果。采用纳微尺度传质强化技术，可望进一步改进催化进料变成油包水乳化液的效果。

精馏是石油炼制中使用最多的过程。开发与推广应用精馏强化技术将在炼油低碳化中发挥重要作用。多组分物料分离中，间壁式精馏塔在国外已有较多的应用业绩，国内突破工程设计技术瓶颈，已有应用示范，结果表明节能30%左右。2021年《烃加工》杂志报道了一种通过改变操作原则而开发的循环精馏塔板的精馏塔（见图1），有更好的性能，能耗降低35%，还能降低投资。以炼油过程节能减碳为目标研究开发推广新型精馏塔内构件使塔板效率趋近理论值和开发精馏塔物料性质、分离要求、操作压力、板效率、塔板数、回流比、能耗等多因素综合优化的工程技术应该成为我们长期的努力方向。

图 1  循环精馏塔板

炼油过程大多在高温下进行，终端产品基本在常温下储存，换热强化是炼油过程低碳化的又一重要方向。既要重视使用板式、缠绕管式等各种强化换热设备的工程技术开发，更要重视装置内和装置之间的热集成和热联合技术开发，还要重视低品位余热发生低压蒸汽后进行电驱动的机械压缩升压直接利用的工程技术开发，尽量避免低品位余热采用低温工质发电的能量回收技术。对于部分难以通过热集成、热联合回收的高温位能量，如催化裂化待再生催化剂烧焦产生的高温热和烟机排出的高温烟气的热量，应通过工程技术与装备技术创新，尽可能发生高能级蒸汽。可喜的是，针对过去发生的4 MPa高压蒸汽回收能量效率不高的问题，我国催化工程技术专家和热工技术专家已开始合作进行利用催化剂再生高温热发生10 MPa超高压蒸汽的工程实践并取得了成功。

3.4 低碳化炼油厂能源系统构建技术

炼油厂必须有连续、稳定、可靠的蒸汽、电力、燃料气供应，以化石能源为主体才能满足要求。开发与推广应用提高化石能源转化效率技术，构建多能互补智能化能源系统成为建设低碳化炼油厂的重要内容之一。

围绕化石能源高效转化成蒸汽、电力等二次能源，国际上已开发形成了一批先进技术，如：天然气、合成气等气体燃料的燃气轮机联合循环发电技术，热效率达到60%，正在开发热效率70%的机组；采用H2，CH4，CO，CO+H2等燃料的熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）的发电效率可达到47%～60%以上，MCFC机组工作温度在600～650 ℃，利用其排出的高温气体实现热电联供，综合效率可超过80%～90%。国外已进行了兆瓦级大规模示范和应用，韩国建成了世界最大的59 MW MCFC电站[10]；采用H2，CH4，CO+H2为燃料的固体氧化物燃料电池（SOFC）发电机组，发电效率可达60%，热电联产效率可达85%～90%，在德国4.5，11.0 MW的SOFC机组已商业化（见图2）。

图 2  德国已商业化的SOFC发电机组

我国煤炭高效转化成二次能源的技术也取得长足进步，是国际上投运600 ℃超超临界燃煤发电机组最多的国家，百万千瓦级600 ℃超超临界燃煤发电机组的效率达到48%，每度电耗小于8.2 MJ (280 g标准煤)；自主研发、设计、建设、运行的250 MW IGCC(整体煤气化联合循环发电系统)示范工程，粉尘和SO2排放浓度小于1 mg/m3，NOx排放浓度小于50 mg/m3，发电效率比同容量常规发电技术高4%～6%；中国矿业大学（北京）彭苏萍带领团队承担了“十三五”国家重点研发计划“二氧化碳近零排放的煤气化发电技术”项目，千瓦级SOFC电堆已批量化生产，正在开发发电效率达到60%、热电联供效率可达90%、串联利用绿电的固体氧化物电解水制氢（SOEC）、再和CO2合成生产含碳化工产品的技术。

炼油企业要根据企业实际用能情况，采用国内外先进的化石能源转化技术建设能源供应系统。易获得天然气的企业在国内MCFC，SOFC热电联产技术没有商业化前可引进国外技术。天然气供应紧张的企业，可采用低沥青收率的渣油溶剂脱沥青—硬沥青气化技术，串联如图3所示的MCFC或SOFC热电联供技术。

图 3   沥青气化—MCFC或SOFC热电联产系统

构建低碳化炼油厂能源系统还应重视和可再生能源的耦合。炼油厂周边有风力发电和太阳能发电资源的，要积极发展风电及太阳能发电，在不影响炼油厂电力系统可靠性的前提下，接入可再生电力；高比例接入可再生电力而影响电力系统可靠性时，可考虑绿电电解水制氢，将绿氢接入工厂氢气系统或向社会供氢。

我国小型核电技术快速进步，安全性高的高温气冷堆发电供热示范项目已在山东荣城建成并投入运行，炼油企业应主动和核电企业合作，探索和自身能源系统耦合的以供热为主的小型核电系统。

3.5 与炼油过程耦合的废弃高分子材料回收利用技术

由炼油提供原料生产的各种高分子材料随意废弃已对生态环境造成严重污染，废弃高分子材料回收利用与炼油过程耦合是一种高效资源回收途径，国际上有不少炼油企业都在研究、开发和实践，有的已经产业化。我国从事炼油技术研究和工程化技术开发的科技人员应主动介入废弃高分子材料回收利用与炼油过程耦合的技术研究，炼油企业也应把承担废弃高分子材料回收利用作为实现低碳化目标的一项重要举措。

3.6 基于数字化、智能化炼油厂的节能技术

建设数字化、智能化炼油厂是炼油产业高质量发展的必然趋势，已经受到许多炼油企业的重视。在建设数字化、智能化炼油厂的过程中，要把支持炼油厂低碳化作为最重要的工作内容。要突破数据准确自感知的难题，尽快实现炼油厂物质流、能量流、数据自动感知与自动采集、异构数据自动集成，建设好数据存储系统；要采用机理建模和数据建模技术相结合的方法，建设能量流驱动物质流、物质流产生或影响能量流的动态关联模型，逐步形成和完善生产效率、产品品质约束下的，加工能耗最低、碳排放最小的在线优化等技术。

（未完待续）