2007 年 2 月 The Chinese Journal of Process Engineering Feb. 2007收稿日期：2006−02−17，修回日期：2006−04−05基金项目：国家重点基础研究发展规划(973)基金资助项目(编号：2004CB217807)作者简介：刘海燕(1972−)，女，河北省沧州市人，博士研究生，化学工程与技术专业；鲍晓军，通讯联系人，E-mail: baoxj@.世界石油炼制技术现状及未来发展趋势刘海燕1， 于建宁2， 鲍晓军1[1. 中国石油大学(北京)中国石油天然气集团公司催化重点实验室，北京 102249；2. 中国石油天然气集团公司科技发展部，北京 100724]摘 要：进入21世纪，世界范围内石油资源的重质化、劣质化程度的加深，对清洁、超清洁车用燃料及化工原料需求的日益增加，正使世界炼油技术经历着重大的调整与变革. 本工作在分析世界炼油工业和技术发展现状的基础上，指出世界炼油技术的未来发展将集中在重质/劣质原油的加工、清洁燃料的生产和炼油−化工一体化等几个方面. 在重质/劣质原油的加工方面，加氢裂化和加氢处理工艺将是21世纪炼油技术的主要发展方向，新型催化裂化(FCC)工艺和焦化工艺也将得到进一步的发展；清洁燃料生产技术的发展方向主要集中在汽柴油的脱硫上，以加氢脱硫为主的各种脱硫技术将得到极大的发展；在炼油−化工一体化发展方面，基于传统FCC 工艺改进的最大限度生产低碳烯烃的技术将得到广泛关注，加氢裂化由于其较高的灵活性，既能生产优质中间馏分油(航空燃料和柴油)，又能为乙烯厂和芳烃厂提供优质原料，是21世纪炼油−化工一体化发展的核心技术.关键词：石油炼制；重质/劣质原油的加工；清洁燃料生产；炼油−化工一体化中图分类号：TE624 文献标识码：A 文章编号：1009−606X(2007)01−0176−101 前 言1.1 石油在世界能源结构中的地位1859年，Drake 油井钻探成功标志着石油工业的诞生. 自此，石油便逐渐取代木柴和煤成为世界最为重要的能源和化工原料，在20世纪极大地推动了西方发达国家的工业化进程. 到目前为止，石油依然是世界经济发展和人类生活水平提高不可或缺的最为重要的能源之一. 表1为1950, 1971和2000年世界一次能源的消费结构.表1 1950, 1971和2000年世界一次能源消费结构 Table 1 Shares of different energies in world total energyconsumption (%)Energy 1950 1971 2000Coal 50.9 29.0 25.6Oil 32.9 49.0 39.3 Gas 10.8 17.9 22.7Nuclear 6.2 0.6 7.3Hydro- − 2.1 2.5 Other renewables − 1.5 2.5以上数据表明，自石油取代煤成为主要的一次能源之后，其在世界一次能源消费结构中的比例始终保持在40%左右. 据国际能源署(IEA)预测，未来30年，世界能源需求量将增加2/3，且化石燃料在能源结构中仍将占有不可替代的地位[1]. 2010和2030年，世界石油需求量将分别达到42和57亿吨，石油在整个一次能源消费结构中的比例仍然占35.3%和35.4%，如表2所示. 由此可见，在未来一段时期内，石油仍然是世界能源消费结构中不可缺少的重要组成部分.表2 2010和2030年世界一次能源的消费结构[2] Table 2 Shares of different energies in world total energyconsumption (%)[2]Energy 2010 2030 Coal 22.3 22.1 Oil 35.3 35.4 Gas 23.1 25.8 Nuclear 2.3 2.2 Hydro- 6.2 4.3 Other renewables 10.9 10.1Note: Other renewables include energies from combustible renewables andwastes, geothermal energy, solar energy, wind energy, tide energy, etc .1.2 世界炼油工业发展现状原油必须经过各种物理及化学加工过程转变为石油产品后才能被有效利用，这些转化过程的组合就构成石油炼制过程. 经过150年的发展，石油炼制工业已经成为世界石油经济不可分割的一部分，各种炼油技术相继被开发出来，并被成功地应用于工业生产，极大地增加了石油产品的数量和提高了石油产品的质量.随着世界经济的不断发展，各国对石油产品的需求也不断增加. 世界原油加工能力总体呈现出不断增加的趋势[3−15]，到2004年1月达到82.1 Mb/d [b 为barrel(桶)的缩写，1 b =159 L]，如图1所示.全球炼厂的结构和规模也处于不断调整之中，一些能耗高、规模小的炼厂被迫关闭，新建炼厂的规模增大，原有炼厂也在不断地进行扩能改造. 到2004年，分布在全球的炼厂共有717个，其中美国133个，中国95个，俄罗斯42个.图1 世界原油处理能力和炼厂变化情况Fig.1 Worldwide crude oil processing capacity andnumber of refineries世界炼油能力最大的国家是美国，其原油蒸馏能力约占世界的1/5；其次为俄罗斯和日本，分别占6.6%和5.8%；中国排名第四，占5.5%. 世界前十大炼油国家的原油蒸馏能力就达到了世界原油蒸馏能力的54.2%.世界排名前3位的炼油公司仍然是ExxonMobil, Shell 和BPAmoco ，其原油蒸馏能力分别占世界的6.5%, 5.9%和4.0%. 我国的中国石化(SINOPEC)和中国石油(CNPC)分别排在第5位和第12位，原油蒸馏能力分别为2.67和1.79 Mb/d.2003年，世界上最大的炼油厂是位于委内瑞拉的帕拉瓜纳炼制中心，其原油蒸馏能力为940 kb/d(合4700万t/a). 除此之外，世界排名前16位的大型炼油厂中有6座位于亚太地区，3座位于美国，3座位于中东地区，其他3座分别位于俄罗斯、荷兰和维尔京群岛.随着世界炼油厂的规模越来越大，炼油装置的规模也向大型化方向发展，其中单套常减压蒸馏的能力达到了1275万t/a ，单套催化裂化(FCC)能力达到了600万t/a ，渣油催化裂化(RFCC)能力也达到了425万t/a [16].2 世界炼油技术的发展历程与现状2.1 世界炼油技术发展现状图2为1991至2003年世界各种石油加工能力的变化情况. 在此期间，世界原油蒸馏能力增加了9.6%，表明世界各国对油品的需求量在不断增加. 在主要的二次加工过程中，加氢裂化和加氢精制的能力增加较快，分别增加了5.3%和4.6%，而FCC 和重整能力增加较慢. 加氢能力的增加主要缘于世界各国对低硫和超低硫车用燃料需求的不断增加，这使炼油厂普遍采用各种加氢手段降低燃料中的硫含量，以生产清洁燃料.图2 世界石油加工能力变化情况Fig.2 Worldwide capacities of different refining processes全球二次加工能力的变化情况如图3所示，图4为美国、欧盟和亚太地区主要二次加工能力的对比. 二次加工能力定义为转化能力(FCC 和加氢裂化)和燃料生产能力(催化重整和烷基化)占原油蒸馏能力的百分比. 二次加工能力通常被认为是衡量炼厂复杂度的一个指标.图3 世界二次加工能力的变化情况Fig.3 Worldwide secondary processing capacities由图3可知，从1991年到2003年，全球二次加工能力中转化能力(FCC 和加氢裂化)增加较快，从1991年的13.8 Mb/d 增大到2003年底的18.9 Mb/d ，约增加了37%；燃料生产能力(催化重整和烷基化)的增长速度稍慢，从1991年的11.2 Mb/d 增大到2003年底的13.4 Mb/d ，约增加了20%. 上述4种二次加工能力的增长速度都远远超过同期原油蒸馏能力的增长速度，表明世界炼厂的规模和复杂度在不断增加，世界各国炼油企业一直在努力提高轻质油品收率，增加运输燃料的产量和提高其质量.由图4可见，在过去的10年中，美国炼厂的FCC 和加氢裂化能力略有增长，而燃料生产(催化重整和烷基化)能力有一定程度的下降. 在美国，这4种主要二次加工过程的能力占原油蒸馏能力的比例达到了70%以上，这说明美国的炼油业已是比较成熟的工业. 事实上，1990199219941996199820002002200472.575.077.580.082.5YearC r u d e o i l p r o c e s s i n g c a p a c i t y (M b /d )700725750N u m b e r o f r e f i n e r i e s199019921994199619982000200220041020304050607080P r o c e s s i n g c a p a c i t y (M b /d )Year19901992199419961998200020022004Year510152025R a t i o o f p r o c e s s i n g c a p a c i t y t oc r ude d i s t i l l a t i o n c a p a c i t y (%)10203040P r o c e s s i n g c a p a c i t y (M b /d )图4 美国、欧盟及亚太地区二次加工能力对比[15]Fig.4 Secondary processing capabilities in US, EU and Asia −Pacific regions [15]图5 世界炼油技术发展历程Fig.5 Different developing stages of world oil refining technology美国不仅拥有世界上最大的炼油能力，而且炼厂规模一般较大，炼厂的复杂度也较高.在欧盟国家，近10年来，FCC 和加氢裂化能力增加较明显，催化重整和烷基化能力略有下降；而在亚太地区，FCC 和加氢裂化的能力有极大的提高，催化重整和烷基化的能力在1995∼1998年间增加较快，1998年以后又慢慢减少. 在欧盟地区，4种主要加工过程的总能力占原油蒸馏能力的38%左右，而亚太地区则更少，不到30%. 与美国相比，欧盟和亚太地区的二次加工能力明显不足.2.2 世界炼油技术的发展历程全球石油石化工业的大规模形成和发展是在20世纪. 1910年以前，石油加工工艺仅是常压蒸馏，产品也只是照明用的煤油. 随着汽车工业的发展，1910∼1920年的10年间，汽油成了主要的石油产品，促进了裂化工艺的发展. 后来，石油加工工艺从热加工拓展到催化加工，进而发展到深度加工，形成了一个结构复杂、规模庞大的石油加工工艺技术体系.如图5所示，世界炼油工艺技术的发展可以分为4个阶段[17,18]：(1) 出现阶段(1861∼1911年)：1861年，世界上第一座炼厂建成于美国宾夕法尼亚州. 当时是将一个直径约7 ft 的铸铁罐密封，安装在烧木柴的火炉炉膛中，从顶部释放出的蒸汽通过1圈浸在流水中的管子冷凝获得产品，通常1次操作可持续3 d ，煤油是唯一的产品.(2) 发生阶段(1911∼1950年)：随着汽车工业的快速发展，对汽油的需求迅速增加，导致了旨在提高汽油产量的裂化工艺技术的发明，并得以迅速发展. 1914年出1994199619982000200220043040506070R a t i o o f p r o c e s s i n g c a p a c i t y t o c r u d e d i s t i l l a t i o n c a p a c i t y (%)Year199419961998200020022004152025303540Year1994199619982000200220041015202530Year现热裂化工艺，1930年标准石油公司发明了延迟焦化工艺，1942年Exxon公司建立了世界上第一套FCC工艺装置，1948年催化剂喷雾干燥技术的开发促进了流化床技术的发展. 当时，主要的炼油国家是美国和德国，日本也有较小的炼油能力，炼油工艺主要采用连续管式蒸馏、连续热裂化、延迟焦化、FCC、临氢重整、铂重整等一次和二次加工手段，主要产品是汽油.(3) 发展阶段(1950∼1990年)：主要炼油国家从美、欧、日等发达国家和地区扩展到广大的发展中国家. 在此阶段，炼油技术有了很大发展. 尤其是20世纪60∼70年代，炼油技术实现了跳跃式发展，出现了双金属和多金属重整催化剂和连续重整工艺、分子筛FCC催化剂和提升管FCC工艺，炼油工业的发展进入新阶段.(4) 成熟阶段(1990年至今)：炼油技术没有新的重大突破，炼油工业主要是炼厂规模和炼油装置的大型化，并向提高原油的加工深度、增加加工各种原油的灵活性、改善石油产品收率和质量等方向发展.3世界石油炼制技术的未来发展趋势由以上分析可见，任何一个时期，炼油技术的发展一方面决定于当时社会、经济的发展状况，另一方面则受到科学技术整体发展水平的制约. 目前，随着世界经济的快速发展对运输燃料和化工原料需求的日益强劲，石油资源的快速消耗导致的原油供应的日益重质化和劣质化，以及环保法规对油品质量要求的日益严格，世界炼油技术进一步发展的焦点集中在重质/劣质原油的加工、清洁燃料的生产及炼油−化工一体化等几个方面. 3.1 重质/劣质原油的加工随着常规原油资源的日益枯竭，世界原油供应呈现出重质化、劣质化的发展趋势，原油含硫量日益增高. 与此同时，世界各国对轻质油品的需求日益增加，对燃料油，尤其是对中、高硫燃料油的需求量日益减少，如表3所示. 因此，选择合适的加工手段，提高重质原油的加工深度是炼油厂提高轻油收率、增加经济效益的关键.表3 各种油品的市场占有率[19]Table 3 Market shares of refining products (%)[19] Year GasolineMiddledistillatesResidualfuelOthers 1990 29.9 32.1 18.0 20.0 1995 30.9 34.1 17.0 18.0 2000 31.2 36.3 12.8 19.7 2015 32.0 37.0 11.0 20.0高硫原油加工的关键是高硫渣油的加工，其加工手段有3类：脱炭、加氢和气化. 脱炭工艺主要有焦化、减粘裂化、溶剂脱沥青和FCC (RFCC)等；加氢工艺包括加氢裂化和加氢处理；气化工艺则是指直接将渣油氧化燃烧，用于发电、制氢等. 从世界范围看，目前各种渣油加工过程中焦化工艺的加工量最大. 表4是延迟焦化、加氢裂化和RFCC三种主要的渣油加工过程对原料的适用性、主要产品产率、投资成本及炼化一体化发展潜力的对比.表4 各种渣油加工工艺对比[20−22]Table 4 Comparison of different processes for heavy oil upgrading[20−22]Degree of flexibility in crude quality Yield of main products(%, ω)Cost ($/b) Potential of refining-petrochemical integrationDelayed cokingWideCarbon residue>3.8%∼45% (ω)Gravity 2o∼20o APIMiddle distillates 30∼65Coke ∼302000∼4500Naphtha: yield 13%∼18%, which can be used toproduce ethylene after hydrotreating (BMCI=10).RFCCNarrowParaffinic oils with low sulfur contentLight oils 82 3000∼4000Ethylene and propyleneEthylene yield ~1%, propylene yield ~5%HydrocrackingWideCrudes with high sulfur contentLight oils 96 3000∼7000Gas oil: yield 30%, BMCI=10, can be used toproduce ethylene.Naphtha: can be used to produce aromatics.由表4可见，相对于RFCC和加氢裂化，延迟焦化对原料的适应性较强，不但可以加工各种直馏渣油、裂解焦油和循环油，还可以加工沥青、FCC油浆等. 其装置投资较低，并且经过加氢精制的焦化石脑油的BMCI 值(通常表示一种原料用于蒸汽裂解制烯烃的适用性，BMCI值越小，说明原料越好；直链烷烃的BMCI值最小，稠环芳烃BMCI值最大，一般超过100)为10，作为裂解制乙烯的原料，其性能不亚于直馏石脑油，乙烯单程转化率可达28.8%，因此，延迟焦化可以作为炼油−化工一体化的一种手段. 延迟焦化的焦炭产量约30%，随着含硫及高硫原油加工量的日益增加，高硫焦的利用可能成为制约延迟焦化进一步发展的关键.加氢裂化由于其液收高，特别是在加工高含硫原料和生产优质柴油方面具有独特的优势，因此是近年来增长较快的加工手段，但其投资和操作费用较高，且对许多炼厂其氢源问题有待解决. 在炼油−化工一体化发展方面，加氢裂化石脑油可用作重整原料生产芳烃和高辛烷值汽油，其尾油是很好的裂解制乙烯的原料，BMCI 值为10，乙烯单程转化率为30.5%.FCC (RFCC)对原料要求较高，不适宜加工含硫及高硫原料，但FCC 作为生产汽油的主要装置，是炼厂提高渣油转化率和轻油收率的重要手段. FCC 在化工方面的贡献主要是生产丙烯，我国40%以上的丙烯来自FCC. 典型的FCC 装置的丙烯产率约为5%，新开发的多产丙烯技术，如中国石化石油化工科学研究院(RIPP)的深度催化裂解(Deep Catalytic Cracking, DCC)技术，丙烯产率可以达到21%. 预计未来20年，世界丙烯需求量将超过乙烯，届时FCC 装置将发挥更重要的作用. 在渣油加工方面，美国多采用延迟焦化路线，其焦化能力占世界总能力的55.6%. 预计随着原油品质的进一步恶化导致的原油含硫量的日益增加，美国的焦化能力仍会有所增加，同时其加氢裂化的能力也将增加[23]. 图6为近20年来美国渣油加工能力的增长情况.图6 近20年美国渣油加工能力的增长情况[23]Fig.6 Changing trends of various bottom processingcapacities in US in the last two decades [23]日本在渣油加工方面多采用加氢路线. 欧盟多采用FCC 工艺，欧盟15国的92座炼油厂中有75%为FCC 型. 我国也将FCC 作为渣油加工的主要手段，但对于劣质渣油的加工同样有加氢和焦化两种路线[24].在20世纪六、七十年代，世界上大部分炼厂选择脱炭工艺进行渣油改质，因其工艺成熟、成本低，因而延迟焦化和减粘裂化等脱碳工艺成为炼厂应用最广泛的热加工过程. 但随着世界车用燃油规范的进一步严格以及世界对重质燃料油需求的逐步下降，渣油加氢能力将大幅度增加. 图7为北美、亚太地区及欧盟的焦化和渣油加氢脱硫(Residue Hydrodesufurization, Resid HDS)能力的变化情况. 由图可见，北美地区的渣油加工工艺主要以焦化为主，进入20世纪80年代以后，加氢能力才有了较大幅度的提高. 虽然增加较缓慢，但总的加氢能力在1996年已接近5.7 Mb/d. 在亚太地区，加氢工艺一直是渣油加工的主力，至1996年已达到5.7 Mb/d ，主要用来生产低硫燃料油或与RFCC 相结合，最大量生产汽油. 作为世界第三大油品市场的欧洲，其渣油加工能力的发展趋势既不同于北美，也不同于亚太地区，长期以来，欧洲炼厂以减粘裂化和FCC 作为汽油和中、高硫燃料油的生产工艺. 但随着市场对高硫燃料油需求的减少以及环保压力的增大，炼厂也在减少燃料油特别是高硫燃料油的生产. 虽然近些年欧盟的焦化和加氢能力都有所增加，但与北美和亚太地区相比，焦化和加氢能力都相对小得多.图7 北美、亚太地区和欧洲渣油加氢和焦化能力的变化情况[18]Fig.7 Coking and hydrotreating capacities in North America, Asia −Pacific region and Europe [18]随着世界原油品质的进一步劣质化，各种渣油加氢工艺将会得到迅速发展. 世界上第一套渣油加氢装置于1967年在日本出光兴产公司诞生. 此后，Chevron, UOP, Exxon 等公司都相继开发了各自的渣油加氢工艺技术，主要包括固定床加氢工艺、沸腾床加氢工艺、移动床加氢工艺和悬浮床加氢工艺等. 从应用情况来看，固定床加氢工艺占85%，沸腾床占15%，悬浮床加氢工艺目前仅有2套工业示范装置.除上述技术外，目前正在开发的针对FCC 的重油加工新技术还包括两段提升管FCC 系列技术(TSRFCC TM Process)、下行式循环流化床FCC 技术以及超短时间FCC 技术(MSCC)等. 我国正在开发的重油加197019751980198519901995030060090012001500(a) North AmericaC a p a c i t y (k b /d )Year Coking Resid HDS1970197519801985199019950100200300400500600(b) Asia −PacificYearCoking Resid HDS19701975198019851990199550100150200250(c) EuropeYearCoking Resid HDS19861988199019921994199619982000102030405060 YearP e r c e n t c h a n g e f r o m1987 c a p a c i ty (%)工技术有重油悬浮床加氢裂化技术、延迟焦化新技术以及重油深度脱沥青组合技术等.值得一提的是，有关重油残渣的利用目前也得到了较为广泛的关注，已开发出渣油焦化/循环流化床锅炉(CFB)以及溶剂脱沥青(焦化)/整体气化联合循环(IGCC) 等技术.通过上述分析可以看出，在重质/劣质原油的加工方面，炼油技术的未来发展将以加氢工艺为主，RFCC 工艺也将得到适度发展，以提高轻油收率，最大量满足对运输燃料和化工原料的需求. 同时，焦化工艺以其原料适用性强、技术成熟、投资较低等优点，仍具有一定的发展潜力.3.2 清洁燃料的生产清洁燃料的生产包括清洁汽油的生产和清洁柴油的生产. “世界燃油规范”规定II类汽油硫含量小于200 μg/g，烯烃含量小于20%(ϕ)；III类汽油硫含量小于30 μg/g，烯烃含量小于10%(ϕ)；IV类汽油硫含量小于5∼10μg/g. 欧盟要求到2005年汽油硫含量小于50 μg/g，德国已于2003年1月1日开始供应零硫汽油和柴油. 美国环保局要求2004年汽油硫含量平均不大于120 μg/g，2005年起平均降到30 μg/g以下，最大不得超过80 μg/g[25]，烯烃含量不大于6%∼10%(ϕ).“世界燃油规范”规定II类柴油硫含量小于300 μg/g，总芳烃小于25%，二、三环及多环芳烃小于5%，十六烷值大于53；III类柴油要求硫含量小于30 μg/g，总芳烃小于15%，多环芳烃小于2%；IV类柴油硫含量为5∼10 μg/g.近年来，一些发展中国家和地区也在不断地提高燃油规范，以控制汽油和柴油中的硫含量，降低苯和芳烃的含量，从而改善空气质量[26,27].目前，除了印度尼西亚、俄罗斯、委内瑞拉、非洲以及中东的一部分国家仍然允许使用含铅汽油外，世界大部分国家和地区的汽车燃料中不再含铅，铅含量不再是世界范围内共同关注的燃油质量问题. 目前普遍认为，降低汽油和柴油中的硫含量是使空气质量好转的重要手段[28]. 国际清洁交通委员会(International Council and Clean Transportation, ICCT)按各国燃油标准中规定的硫含量以及实施年限的不同，将不同的国家划分为4个等级，如表5所示. 欧洲、日本和美国是领航者，其次是澳大利亚和香港，再次为巴西和印度，燃油标准中允许硫含量最高的国家是中国和墨西哥.表5 世界各国(地区)对燃油中硫含量的限制[29]Table 5 Different limitations on sulfur contents in transportation fuels (μg/g)[29]Clean fuel leaders The second tiersFuel typeEU JapanUSAustraliaHongKongDiesel 50 (2005)10 (2009)50 (2004)10 (2007)15 (2006) 50 (2006) 50 (2000)Gasoline 30 (2006) 10 (2008) 30 (2007) 150 (2005) 150 (2001)Progress in major cities Among sulfur-burdened countries Fuel typeBrazil: Sao Paulo only India: major cities China MexicoDiesel 50(2009) 500 in major cities,dropping to 50 by 20102000 500Gasoline 80(2009)500 in major cities;dropping to 150 by 2010800300 (Mexico City)900 (elsewhere)由于成品汽油中FCC汽油占相当大的比例(美国为36%左右，中国接近80%，欧洲约占35%)，而汽油中98%的硫和90%以上的烯烃都来自FCC汽油. 因此，清洁汽油生产的主要任务是FCC汽油的脱硫、降烯烃，同时保辛烷值.在美国，成品柴油中较优质的直馏柴油和加氢裂化柴油的比例较高，而我国的成品柴油中直馏柴油约占50%，催化柴油占30%，其他组分包括加氢裂化柴油馏分(不到10%)及少量的热加工柴油馏分. 研究表明，柴油中的硫和芳烃大部分来自直馏柴油、催化柴油和热加工柴油馏分. 清洁柴油生产的主要任务是脱硫、降芳烃和提高十六烷值.降低汽油或柴油中硫的含量可以采取多种方法. 例如，可以使用脱硫催化剂或添加剂；可以将FCC进料进行加氢处理，即前处理；也可以将FCC汽油或柴油进行加氢精制，即后处理，加氢精制又分为选择性加氢和非选择性加氢. 除此之外，吸附脱硫、氧化脱硫和生物脱硫也是目前研究较多的脱硫技术[30−37]. 表6对几类脱硫技术的工艺特点、操作条件、产品性质及成本等进行了比较和总结. 由表可见，FCC进料加氢预处理具有可以同时降低汽油和柴油中硫的含量、改善FCC进料的性质及产品分布、提高轻质油收率以及降低焦炭产率和催化剂消耗等作用，但由于需要较大的处理量及较高的操作温度和压力，致使其装置投资和操作成本都较高.FCC汽油加氢脱硫包括非选择性加氢脱硫和选择表6 汽油和柴油各种脱硫工艺技术比较[38]Table 6 Summary of processes for gasoline and diesel desulfurization[38]Process Comment Operating condition Product property (10 μg/g) Cost1)Hydrotreating FCC feedstock Hydrogenation of the feed toFCC units, reducing gasoline anddiesel sulfur levels togetherHigh temperature and pressurerequired, large reactor volumerequirements due to large quantity offeedstockProducts require furtherdesulfurization to reach lowsulfur levels, reducing nitrogenand metals that foul FCC units$100 million capital andhigh operating costGasolineHydrotreating naphtha Hydrogenation of the naphthafrom FCC units, new catalystsand processes reduce processseverity and octane lossesPressure 5.0∼5.6MPa,temperature 320∼350℃ andtypical hydrogen consumptionOctane number loss: dependingon process and feed; from 1000μg/g (Exxon's Scanfining I withExomer)$20∼40 million capitaland moderate operatingcostAdsorption Using a sorbent in a fluidizedbed reactor; commerciallyavailable new technology.Pressure 0.6∼2.1 MPa,temperature 370∼420℃ andlower hydrogen consumptionOctane number loss:1.2 from 1435 μg/g,1.0 from 675 μg/g and0.1 from 220 μg/g.$15∼30 million capitaland lower operatingcostDieselHydroteating middle distillates Hydrogenation of middledistillates from FCC units; newcatalysts and processes reducethe required volume andhydrogen consumptionPressure 3.2∼5.4 MPa,temperature 300∼400℃,higher hydrogen consumption andmoderate to high reactor volumesRaising cetane number by 4 to7$40∼80 million capitaland high to moderateoperating costAdsorption Using a sorbent in fluidized bedreactor, similar to gasolinedesulfurization but at slightlyhigher temperature and pressure,still in pilot stage.Pressure 3.4MPa,temperature 370∼420℃,no net hydrogen consumption andmoderate reactor volume requirementsNo change in product cetanenumberUnknown capital andlow to moderateoperating costHydrocracking An alternative to the FCC, thisprocess cracks heavy crudeportions and removes sulfur.Pressure 9.0∼18.0MPa,temperature 320∼410℃ andhigh hydrogen consumptionRaising cetane numberUnknown capital andhigher operating costEmerging technologies Biodedulfurization uses bacterialenzymes for sulfur extraction.Chemical oxidation oxidizessulfur with a catalyzing acid.Processes are still in the lab or pilotstage, so operating conditions areunknown.Additional refinery processesare required for eachtechnology to achieve desiredsulfur levels.Estimated $35 millioncapitalNote: 1) Capital costs vary primarily according to reactor volume and thus tend to be higher for diesel refining. Operating costs vary according to operation conditions, including pressure, temperature, and hydrogen consumption.性加氢脱硫. 非选择性加氢脱硫属于加氢异构脱硫技术，可以生产超低硫汽油，汽油辛烷值能保持不下降，但汽油收率有些损失. ExxonMobil的Octgain TM技术于1991年工业化，目前已推出第3代催化剂Oct-220，用于处理硫含量1.4%(mol)、氮含量190 μg/g、烯烃含量8%、抗爆指数92.7的重馏分汽油(HCN)时，硫含量可降至10 μg/g以下；UOP和Intevep公司联合开发了ISAL 工艺，其催化剂具有脱硫、脱氮、烯烃饱和及烷烃异构化等功能. 据报道，处理C7+FCC汽油时，其C5+液收达到99.7%，硫含量从1450 μg/g降到10 μg/g，抗爆指数损失1.6. 从族组成分析，汽油中芳烃和环烷烃含量基本不变，而烯烃从19.6%下降至0.1%，烷烃从17.7%增加到37.2%，烷烃中异构/正构比例从3.0提高到3.4.选择性加氢技术可以根据FCC汽油中硫和烯烃含量分布的特性，先将汽油切割成轻汽油馏分(LCN)、中汽油馏分(ICN)和HCN，再进行选择性脱硫，其效果比汽油全馏分加氢好，可以生产超低硫汽油，体积收率在100%以上，操作成本较低，但辛烷值有些损失. 如ExxonMobil的Scanfining技术，采用Akzo公司的RT-225催化剂，可将硫含量为808∼3340 μg/g、烯烃含量为20.7%∼34.9%(ϕ)的LCN的硫含量降至10∼20 μg/g，烯烃饱和率为33%∼48%，抗爆指数损失1.1∼3.8；法国石油研究院(IFP)的Prime-G和Prime-G+技术可将汽油硫含量降至10 μg/g以下，抗爆指数损失2.5.FCC汽油加氢脱硫的未来发展方向仍然是新型催化剂和新工艺的开发，以降低操作苛刻度和氢耗，从而降低成本，并最大限度地保持辛烷值.吸附脱硫技术是使FCC汽油通过装有专用吸附剂的流化床反应器，利用吸附作用脱除催化汽油中的硫，脱硫率可以达到90%，操作成本较低，但辛烷值有一定损失. 代表性工艺有Phillips石油公司的S-Zorb吸附脱硫技术以及Black & Veatch Pritchard公司和Alco工业化学品公司的IRV AD吸附脱硫技术.S-Zorb吸附脱硫技术采用锌和其他金属负载在一种载体上制备的专有吸附剂对FCC汽油进行脱硫. 结果表明，该过程对全馏分FCC汽油的脱硫率达到97%以上，硫含量由800 μg/g降至25 μg/g以下，抗爆指数损失 4. 第一套工业装置建在美国德克萨斯州的博格炼。
炼油化工节能技术现状与发展趋势摘要：随着能源紧缺和环境压力的增加，炼油化工行业将不断推动能耗的降低和能源的可持续利用。
通过引入先进的节能技术和方法，炼油化工行业可以实现更加高效、环保的生产方式，为可持续发展做出贡献。
关键词：炼油化工；节能技术现状；发展趋势引言炼油化工行业是重要的能源和化工生产领域，但其高能耗和高排放一直是亟待解决的问题。
为了提高能源利用效率、减少环境污染，炼油化工节能技术逐渐成为行业关注的焦点。
1炼油化工行业的能耗情况1.1原料处理在原料处理过程中，石油原料需要进行脱盐、脱硫、脱氮等预处理工序，以提高后续生产过程的效率和产品质量。
这些预处理工序通常需要大量的能源供应，如蒸汽和电力。
因此，原料处理过程中的能耗占据了炼油化工行业总能耗的相当比例。
1.2反应装置在炼油过程中，各种化学反应需要在高温、高压的条件下进行。
例如，催化裂化、重整、裂解等反应都需要大量的能源供应来提供所需的温度和压力。
此外，一些反应还需要使用氢气作为催化剂，进一步增加了能耗。
1.3分离装置在炼油过程中，需要进行多次的分离和提纯操作，以获得不同品位的产品。
这些分离操作通常需要通过蒸馏、萃取、吸附等方式进行，而这些过程都需要大量的能源供应。
特别是在高温高压条件下进行的精馏过程，其能耗较高。
1.4能量回收在炼油化工过程中，会产生大量的废热和废气。
通过合理的能量回收和利用，可以降低能源消耗和环境污染。
例如，余热回收利用技术可以将废热转化为热水、蒸汽或电力，用于供热、供能或其他生产过程，从而节约能源。
2炼油化工节能技术的要求2.1节能技术需要具备高效性炼油化工行业是一个高能耗行业，因此节能技术必须具备高效的能源利用效果。
通过优化工艺流程、改进设备技术和提高操作管理水平，可以降低能耗和排放。
例如，采用先进的反应器设计和催化剂技术，可以提高反应转化率和选择性，减少废物产生。
同时，优化分离过程、加强废热回收利用，也能够提高装置的能效。
石油石化行业的发展趋势与前景石油石化行业是全球性的能源产业，其在全球社会和经济发展中发挥着重要作用。
近年来，随着科技的不断进步和环保标准的提高，石油石化行业也逐步面临着新的发展趋势和挑战。
一、市场发展趋势1. 石油成品定价机制改变全球的能源市场对石油成品的需求增长迅速。
然而，由于石油储量有限，供需不平衡已经成为普遍现象。
石油结算方式的改变已经悄然展开，遏制纯粹的价格垄断形成力量，促进合理制定价格，并使所有参与市场的企业都能够体面经营。
2. 能源服务公司崛起能源服务公司的出现使得石油石化的经营模式发生了根本性的变化。
通过对现有设施的改造、维护和运营，能源服务公司实现了能源的节约和环保。
而石油石化企业因此可以在降低成本的同时实现了环保的要求，大大推进了石油石化行业的可持续发展。
3. 垂直一体化石油石化行业的垂直一体化趋势也越来越明显。
企业在生产中形成了对生产链的完全掌控，提高效率，减少成本，降低风险，从而在市场竞争中占得更多的优势。
二、技术创新1. 燃料技术改进针对当前环保要求越来越高的情况，石化企业正在开发更高效、更清洁、更环保的燃料技术。
比如，石化企业正在研发新型的低碳燃料，通过使用生物柴油、生物气体等替代石油气体，大大降低了排放量。
2. 新型催化剂随着化学催化技术的成熟，新型催化剂也逐步得到了广泛应用。
以催化裂化技术为例，新型催化剂的使用可以提高废料利用率和生产效率，大大减少废弃物的产生。
3. 互联网、大数据的应用在石化行业中，大数据技术被应用于了新的领域。
石油石化企业利用大数据技术收集数据资料，利用智能分析和算法，提高生产管理、质量检验等方面的效率和准确性。
三、未来发展趋势1. 中国市场升温随着中国经济的发展，中国石油石化市场的需求表现出了越来越明显的升温趋势。
中国成为了全球石油石化行业的重要市场之一。
2. 小型炼油设施未来，在加快建设小型炼油设施的同时，石化企业会越来越关注现有炼油设施的优化和提升，以满足不同市场和消费者的需求。
国内外炼化产业发展现状、未来趋势以及转型中存在的问题！展开全文信息来源：石化缘科技咨询作者：雷兵，夏峰｜中石油克拉玛依石化公司炼油化工研究院一、国内外炼化产业发展现状1、炼油产能严重过剩，民营炼厂扩张速度加快随着我国经济继续保持稳定增长，石油消费量稳步提升，据中石油经济技术研究院于2015年发布的《2050年世界与中国能源展望》预测，中国石油消费量在2027年左右将增长至6.7亿t左右，其中2017年至2027年间年均增长率约为1.31%，且未来这十年间的消费量将一直保持在较高的水平。
目前我国的原油一次加工能力已经从2010年的5.8亿t增加至2018年的8.15亿t，平均开工率也增长到70% 以上。
在国家原油“两权”对民营炼油企业逐步开放的政策下，国内相继投产了盛宏石化、舟山石化等数个2 000Mt 级以上的炼厂，截止到2019年底，我国炼油能力过剩约1.5亿t/a。
国内炼油产能具有较强的集团与区域性分布，其中华北、东北、华南和华东地区是我国原油加工的集中分布地。
从炼油行业地域布局分析，山东、辽宁、广东是我国炼油能力最大的三个省份，加工总量达到了3.52t/a，占全国总量的45.6%。
2、成品油需求减缓，替代性燃料发展迅猛当前，中国交通燃料替代正在形成以天然气为主，电力、甲醇、生物质燃料以及煤制油等多种形式共同发展的局面。
随着国家发展新能源政策的倾斜力度不断加大，替代性燃料的经济性优势不断显现，且其技术与市场发展迅速，使传统成品油消费在能源消费中的占比不断下降，目前新能源消费量已从2000年的不足1%上升至2018年的6%以上，预计“十四五”期间将继续上升至10% 以上，传统炼油行业与各类新能源的竞争日趋激烈。
3、化工产品市场需求不断增长进入21纪以来，炼化一体化技术不断向各个细分产品领域发展，化工行业特别是各类化纤、化工、纺织企业的快速发展，对化工原料的需求也逐年上升，且随着我国国六燃油标准的实施，轻烃中的部分芳烃、烯烃和某些轻石脑油馏份，其作为化工原料可用来生产一些重要的化学中间体和化工产品，因此不能简单地将其当作燃料。
