我国炼油行业低碳发展之路

　　阅读提示“双碳”目标既是炼油行业面临的时代挑战，又是行业实现高质量发展的重要机遇，行业的低碳发展需统筹整体与局部、发展与减排、短期与中长期的关系，根据具体减排场景选择不同的减排路径。能量高效利用、资源高效利用、资源循环利用、可再生资源利用、低碳炼化工艺、绿氢炼化、二氧化碳化学利用、智能化技术均可在行业发展不同阶段提供低碳发展支撑，助力炼油行业“双碳”目标早日实现。

　　炼油行业低碳发展面临的挑战

　　炼油产能存在结构性过剩

　　2010年至今，我国炼油能力增长50%以上，2021年达到9.1亿吨/年。随着炼油能力不断攀升，结构性产能过剩问题愈加突出：一是全国炼油厂开工率比较低，虽然从2015年的66%增长为2021年的78%左右，但距发达国家90％左右的水平还有一定差距；二是炼油规模偏小，全国平均炼油规模为458万吨/年，远低于世界平均水平812万吨/年；三是成品油和基础化工品过剩，但高端化工品严重短缺。在解决结构性产能过剩、高端化工品生产能力不足问题的过程中，需统筹考虑低碳发展需求。

　　炼油行业转型发展需求显现

　　我国实现碳达峰碳中和的过程必将推动能源结构演变，交通运输用能将逐渐被新能源替代，成品油需求近期达峰后将不可避免地呈现降低趋势，炼油行业的供需结构性矛盾促使炼油向化工转型。据国际能源署（IEA）预测，到2030年世界化工原料占石油需求增长的比例将超过1/3，并且这一比例将持续增长至1/2。石油加工过程中，由于目的产品不同、转化深度差异，能源消耗也有较大的差别，这就导致炼油过程的碳排放存在较大变化。在炼油厂由生产成品油向生产化工品转型过程中，由于原料转化深度更高，能源消耗和碳排放强度势必会升高。因此在炼油向化工转型过程中，炼油厂碳排放将面临较大的挑战。

　　炼油能量利用效率亟须提升

　　IEA指出，要实现碳中和既定目标，要求节能提效对全球二氧化碳减排的贡献率达到37％。多方测算表明，节能与能效提升对我国实现2030年前碳达峰目标的贡献率更是要达到70％以上。根据《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，截至2020年底，我国炼油行业能效优于标杆水平的产能约占25％，能效低于基准水平的产能约占20％，节能降碳改造升级潜力较大。同时，我国炼油企业的能效水平相较世界先进水平仍然偏低，亟须通过能量转换、能量利用、能量回收多个环节的优化实现能量利用效率提升。

　　技术创新和技术应用有待推进

　　炼油企业低碳发展面临技术突破和技术应用双重挑战。首先，高碳排放生产环节缺少显著降碳技术手段，虽然开展了各类CCUS技术示范项目，但技术经济性尚需进一步提升，规模化应用仍有差距；绿氢、绿电大规模应用技术时机仍不成熟。其次，受复杂流程工业体系制约，低碳单元技术需要在总流程优化的基础上才能体现最大低碳价值，新技术与现有流程耦合难度增大。再次，石化行业数字化进程相较于其他行业起步较晚，多能耦合的智慧低碳能源系统在炼油行业尚未应用。

　　炼油行业碳排放现状

　　炼油行业作为我国交通能源和基础化工原材料的重要保障行业，在国民经济发展中发挥着不可替代的作用，但在此过程中也排放了大量二氧化碳。我国每年在石油炼制与基础化学品生产过程中的碳排放量近6亿吨，占全国碳排放总量近6％，碳减排对于炼油行业来说是一项现实且紧迫的任务。根据炼油厂规模和加工流程，炼油厂碳排放也有较大差别，燃料型炼油厂炼油板块碳排放强度为0.15～0.3吨二氧化碳/吨原油，炼化一体化炼油厂炼油板块碳排放强度为0.2～0.45吨二氧化碳/吨原油，炼油行业的化工转型将导致生产端碳排放大幅增加。但从生命周期来看，基于化工产品的固碳作用，原油经炼化一体化炼油厂加工后，生命周期碳排放会大幅降低。

　　炼油企业碳排放构成

　　随着我国“双碳”目标的提出，炼油企业迫切需要厘清炼油厂碳排放来源和排放强度，并在生产方案调整时及时对碳排放趋势做出判断，以有效监控或预测炼油厂碳排放情况，从而有针对性地制定碳减排路线图。

　　相比炼化一体化炼油厂，燃料型炼油厂排放强度较低主要是因为流程相对较短，装置复杂度相对较低。从排放类型来看，炼化一体化炼油厂的工艺排放显著升高，这主要是由于在化工转型过程中催化裂化烧焦和制氢过程碳排放较高。

　　炼油行业低碳发展路径

　　深入推进节能降碳

　　1.蒸汽动力系统优化

　　炼油厂蒸汽动力系统具有多等级参数、多燃料来源、多产（汽）供（汽）需求和多周期条件等特点，处于能量转换环节的前端。采用流程模拟辅助建立蒸汽动力系统完整数学模型，构建混合整数非线性规划问题并优化求解，可以实现蒸汽系统设备调优与动力源驱动方式优化、蒸汽网络优化及蒸汽平衡配置优化，进而实现节能降碳。

　　2.低温余热高效利用

　　低温余热是生产系统通过内部热量回收后仍无法利用的热量，其本质是来源于燃料热能的转化，合理利用和回收低温余热是节能降碳的重要环节。为提升炼油厂低温余热的利用效率，可结合流程模拟和计算流体力学等方式进行诊断与分析，按照“温度对口、逐级利用”原则，基于全厂蒸汽动力系统平衡开展全厂低温热资源综合优化。

　　3.换热网络集成优化

　　换热网络在炼油厂能量回收利用中扮演着至关重要的角色，提高换热效率是炼油厂节能降碳、提高经济效益的重要手段。换热网络集成优化可采用夹点分析与数学规划相结合的方法，对全厂及单装置换热网络进行严格模拟，对换热网络开展详细诊断与弹性分析，结合装置用能特点和限制条件，提出操作优化与改造优化措施，实现能量介质的优化分配和综合利用。此外，通过搭建换热网络智能优化平台，可针对不同炼油厂的工艺及优化目标，自动生成换热网络优化方案，提供经济效益更佳的节能增效方案。换热网络集成优化技术能够广泛运用于炼油厂各装置及全厂装置间热联合，通过提高能量利用效率，减少加热炉燃料气及蒸汽消耗，实现节能降碳。

　　提升资源利用效率

　　1.优化原油供给

　　原油是炼油厂最主要的原料，原油成本约占炼油总生产成本的90％，因此，原油的合理选择与利用在炼油厂中起着重要的作用。原油资源高效利用一方面可通过开发和应用新技术实现，另一方面需要合理进行原油选择和加工方案的调整。开发符合炼油厂生产实际的优化模型，开展原油选择及生产运行优化，结合炼油工艺模型进行总流程优化，在实现企业效益最大化的同时，还可对炼油厂碳资产进行高效管理。通过研究发现，原油性质的变化对全厂能耗和碳排放的影响显著。

　　2.分子炼油（组分炼油）

　　分子炼油（组分炼油）是提升石油炼制效率、降低炼油能耗的可行路线，其核心是采用先进的分离技术对原油或其不同馏分进行烃组分分离，然后对分离后的组分进行炼制。在一定原油价格体系下，通过对常规方案和组分炼油方案的经济效益进行对比发现，组分炼油方案的产品产值和吨油毛利均高于常规方案。

　　3.氢气资源高效利用

　　当下，用氢成本已成为炼化企业仅次于原油的第二大成本要素，然而，制氢装置成本高昂、能耗巨大，且碳排放量大。因此，对炼油厂氢气系统进行集成设计与优化改造以提高氢气利用率，是炼化企业节能降碳、挖潜增效的重要途径。要实现氢气资源的高效利用，炼化企业需将用氢理念从粗放式氢气平衡过渡到精细化氢气管理，从制氢装置原料优化、临氢装置节氢管理、氢气资源回收利用和氢气网络整合优化4个关键环节入手开展氢气网络系统集成优化，实现氢气资源的梯级高效利用和精细管理，提高系统氢气利用效率，最大程度降低氢耗、系统能耗和二氧化碳排放。

　　逐步调整产业结构

　　随着能源持续转型，石油的功能将由主要生产交通燃料向生产化工品转变。虽然化工型炼油厂生产环节的碳排放大幅增加，但其全生命周期碳排放强度降幅超过50％。若未来生产过程中的用电排放、燃料燃烧排放及工艺排放采用绿电、电气化加热和CCUS等技术给予解决，则炼油产业可实现生命周期零碳排放。化工型炼油厂具有全生命周期低碳特征，是炼化企业的低碳发展方向。

　　大力发展循环经济

　　1.废塑料化学循环

　　作为炼油行业的下游产品，塑料在我国的年产量达到9500万吨，同时每年也有6300万吨的废塑料产生。目前我国的废塑料中1/3通过物理回收处理、1/3通过焚烧处理，还有1/3采用填埋处理，传统的处理方式不仅带来土地的大量占用与污染，还会产生大量二氧化碳。

　　废塑料化学循环作为近年来备受关注的新兴技术，不仅可以降低废塑料处理过程中的碳排放与新塑料生产的碳足迹，而且可以有效缓解我国原油的对外依存度。石科院近年来开发了废塑料热解（RPCC）技术并完成中试验证，基于石油基炼油厂耦合废塑料化学利用开展了炼油厂碳排放与产品碳足迹的研究。研究结果显示，废塑料油替代原油在燃料型炼油厂进行加工，其加工过程碳排放降低58.9％；当废塑料油最大化生产聚烯烃时，聚乙烯和聚丙烯产品的碳足迹（单位聚烯烃二氧化碳排放量）与原油基聚烯烃相比分别降低26.4％和24％。无论是以废塑料为原料生产油品，还是废塑料化学循环生产聚烯烃，碳排放和产品碳足迹都会大幅降低，减排效果明显。

　　2.生物质能源技术

　　生物油脂作为可持续原料的重要组成部分，目前依然是生物喷气燃料的主要来源。生物喷气燃料与传统喷气燃料相近，按目前的标准要求，生物喷气燃料最大调和占比可达50％，并且使用生物喷气燃料无须对飞机现有燃油和动力等系统进行改造。基于不同的原料和加工过程，生物喷气燃料的减排效果有所差异。根据测算，相对于石油基喷气燃料，采用废弃油脂生产的喷气燃料全生命周期二氧化碳减排幅度为67％～94％。微藻是能够进行光合作用的单细胞生物，能够将二氧化碳与无机氮以极高的效率转化为有机碳（主要为糖类与脂质）和有机氮（主要为蛋白质），一方面能生产大量富含脂肪与蛋白质的生物质，另一方面能将化石能源应用释放的二氧化碳与一氧化氮进行吸收与固定，助力“双碳”与大气污染治理目标的实现。

　　二氧化碳资源化利用

　　CCUS技术是全球应对气候变化的关键技术之一，因其可消纳、转化大量二氧化碳被认为是实现碳中和的有效且必要手段。根据国际能源署数据，CCUS消纳的二氧化碳可能占到2050年所需二氧化碳减排总量的1/6。其中，二氧化碳资源化利用主要包括二氧化碳制燃料、化学品等。二氧化碳加氢可以获得具有更高经济价值的多碳有机化合物，其中二氧化碳加氢直接制备喷气燃料被认为是一项颠覆性战略技术。基于新研究策略的新型材料和催化剂设计与催化体系构建是实现二氧化碳加氢转化的关键，石科院组合式高效二氧化碳加氢制喷气燃料成套技术可实现二氧化碳单程转化率41.6％、煤油馏分选择性51.1％的水平。与石油基喷气燃料相比，二氧化碳加氢制喷气燃料吨油全生命周期碳减排近3吨。二氧化碳加氢制甲醇技术既可实现二氧化碳资源化利用，又可将风能、太阳能制备的绿电转化为可储可运的化学能，是一种绿色低碳的储能技术，是实现碳中和的重要技术支撑。与煤制甲醇相比，二氧化碳和绿氢反应制1吨甲醇可减排2吨二氧化碳。

　　绿氢炼化

　　灰氢主要是来自化石燃料，采用传统工艺制氢过程的碳排放为10～23吨二氧化碳/吨氢气。绿氢是通过绿电电解水制备氢气，制氢过程没有碳排放，但目前成本相对较高。绿氢炼化将是实现炼油行业深度脱碳的重要途径之一。中长期看，随着碳减排的需求增加和绿氢技术进步及经济性提升，氢能供给结构将从灰氢逐步过渡到绿氢。

　　推进智能炼油厂建设

　　《“十四五”智能制造发展规划》明确指出：到2025年，规模以上制造业企业大部分实现数字化网络化，重点行业骨干企业初步应用智能化；到2035年，规模以上制造业企业全面普及数字化网络化，重点行业骨干企业基本实现智能化；支持企业依托标准开展智能车间/工厂建设，以“鼎新”带动“革故”，提高质量、效率和效益，减少资源、能源消耗，畅通产业链、供应链，助力“双碳”目标实现。数字化转型、网络化协同和智能化变革，是当前炼油行业不可逆转的发展趋势。实时优化技术（RTO）是促进炼油厂生产计划、调度排产、操作优化、实时控制纵向集成的核心环节，能够根据原料性质、产品指标和市场需求等因素的变化，实时优化装置操作条件，确保生产装置在全局最优工况下运行。

　　 转自：中国石化报