我國煉油行業低碳發展路徑分析

李明豐，吳 昊，李延軍，秦 康，于 博

(中石化石油化工科學研究院有限公司，北京 100083)

1 煉油行業低碳發展政策要求

2020年，中國正式宣布“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的“雙碳”目標。黨中央、國務院高度重視應對氣候變化工作，科學謀劃頂層設計，將碳達峰碳中和納入生態文明建設整體布局。目前，我國已經完成“雙碳”頂層設計，基本構建起了“1+N”政策體系，并不斷持續完善，涉及多個行業不同領域的配套政策正在陸續出臺。同時，黨中央持續規范碳達峰碳中和運行體系，要求先立后破，不搞“一刀切、運動式”減碳，堅持能源安全和穩增長兩大底線。

2021年10月24日，中共中央、國務院正式公布《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，對碳達峰碳中和工作作出了系統謀劃，明確了總體要求、主要目標和重大舉措。設定了推進建設低碳循環發展經濟體系、降低碳強度、提升非化石能源消費比重等低碳發展目標。2021年10月26日，國務院發布《2030年前碳達峰行動方案》(簡稱《方案》)，提出到2025年單位國內生產總值能源消耗比2020年下降13.5%，單位GDP二氧化碳排放比2020年下降18%的目標。《方案》同時對石化與煉油行業低碳發展提出了明確的目標和措施要求：到2025年國內原油一次加工能力控制在1.0 Gt以內，主要產品產能利用率提升至80%以上；引導企業轉變用能方式，鼓勵以電力、天然氣等替代煤炭；調整原料結構，拓展富氫原料進口來源，推動石油化工原料輕質化；鼓勵企業節能升級改造，推動能量梯級利用、物料循環利用等。

2022年2月，國家發展改革委等四部門聯合發布《高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南(2022年版)》，明確提出推動煉油行業節能降碳改造升級，提出的舉措包括推動先進分離、組分煉油等技術開發和應用，開展重大節能裝備應用推廣，進行能量系統優化、氫氣系統優化等。2022年8月，工信部、發改委、生態環境部聯合發布《工業領域碳達峰實施方案》，提出堅持把節約能源資源放在首位，提升利用效率，優化用能和原料結構，推動企業循環式生產，推進用能低碳化、智慧化、系統化。

國家政策為煉油行業“雙碳”工作提供了明確的戰略指引和方法指南，同時行業的低碳發展也面臨著諸多挑戰。碳達峰碳中和工作既是一場硬仗，也是一場持久戰，要圍繞目標分階段、分步驟地推進相關工作。

2 煉油行業低碳發展面臨的挑戰

2.1 煉油產能存在結構性過剩

近年來，我國煉油能力持續增加，從圖1可以看出2010年至今我國煉油能力增長50%以上，2021年達到910 Mt/a[1-2]。隨著煉油能力的不斷攀升，結構性產能過剩問題愈加突出，具體表現為：一是全國煉油開工率比較低，雖然煉油廠開工率從2015年的66%增長至2021年的78%左右，但距發達國家的90%左右的水平還有一定差距；二是煉油規模偏小，全國平均煉油規模為4.58 Mt/a，遠低于世界平均水平的8.12 Mt/a[3]；三是成品油和基礎化工品過剩，但高端化工品嚴重短缺。在解決結構性產能過剩、高端化工品生產能力不足的過程中，需統籌考慮低碳發展需求。

圖1 中國煉油加工能力

2.2 煉油行業轉型發展需求迫切

我國實現碳達峰碳中和的過程必將推動能源結構演變，交通運輸用能將逐漸被新能源替代，成品油需求近期達峰后將不可避免地呈現降低趨勢，煉油行業的供需結構性矛盾促使煉油向化工轉型。據國際能源署(IEA)預測，到2030年世界化工原料占石油需求增長的比例將超過1/3，并且這一比例將持續增長至50%[4]。

石油加工過程中，由于目的產品不同、轉化深度差異，能源消耗也有較大的差別，這就導致煉油過程的碳排放存在較大變化。在煉油廠由生產成品油向生產化工品轉型過程中，由于原料轉化深度更高，能源消耗和碳排放強度勢必會升高。因此在煉油向化工轉型過程中，煉油廠碳排放將面臨較大的挑戰。

2.3 煉油能量利用效率亟需提升

國際能源署指出，要實現既定目標的碳中和，要求節能提效對全球二氧化碳減排的貢獻率達到37%。多方測算表明，節能與能效提升對我國實現2030年前碳達峰目標的貢獻率更是要達到70%以上。根據《高耗能行業重點領域節能降碳改造升級實施指南(2022年版)》的通知，截至2020年底，我國煉油行業能效優于標桿水平的產能約占25%，能效低于基準水平的產能約占20%，節能降碳改造升級潛力較大。同時，我國煉油企業的能效水平相較于世界先進水平仍然偏低，亟需通過能量轉換、能量利用、能量回收多個環節的優化實現能量利用效率的提升。

2.4 技術創新和技術應用有待推進

煉油企業低碳發展面臨技術突破和技術應用的雙重挑戰。首先，高碳排放生產環節缺少顯著降碳技術手段，雖然開展了各類碳捕集、封存與利用(CCUS)技術示范項目[5-6]，但技術經濟性尚需進一步提升，規模化應用仍有差距；綠氫、綠電大規模應用技術時機仍不成熟。其次，受復雜流程工業體系制約，低碳單元技術需要在總流程優化的基礎上才能體現最大低碳價值，新技術與現有流程耦合難度增大。第三，石化行業數字化進程相較于其他行業起步較晚，多能耦合的智慧低碳能源系統在煉油行業尚未應用。

3 煉油行業碳排放現狀

煉油行業作為我國交通能源和基礎化工原材料的重要保障行業，在國民經濟發展中發揮著不可替代的作用，但在此過程中也排放了大量二氧化碳。據統計[7]，全球化學品和石化行業溫室氣體排放占總排放量的5.8%，其中3.6%來自能源使用，2.2%來自工業過程。我國每年在石油煉制與基礎化學品生產過程的碳排放量近600 Mt，占全國碳排放總量近6%，碳減排對于煉油行業來說是一項現實且緊迫的任務。

根據煉油廠規模和加工流程的不同，煉油廠碳排放也有較大差別，燃料型煉油廠煉油板塊碳排放強度(加工單位原油的二氧化碳排放量)約為0.15～0.30 t/t，煉化一體化煉油廠煉油板塊碳排放強度約為0.20～0.45 t/t，煉油行業的化工轉型將導致生產端碳排放大幅升高。但從生命周期來看，基于化工產品的固碳作用，原油經煉化一體化煉沒廠加工后生命周期碳排放會大幅降低。

4 煉油企業碳排放構成

隨著我國“雙碳”目標的提出，煉油企業迫切需要厘清煉油廠碳排放來源和排放強度，并在生產方案調整時及時對碳排放趨勢做出判斷，以有效監控或預測煉油廠碳排放情況，從而有針對性地制定碳減排路線圖。

表1給出了典型煉油企業的碳排放構成，可以看出，燃料型與煉化一體化煉油廠的排放強度相差較大，分別為0.181 t/t和0.346 t/t，燃料型煉油廠排放強度較低，這主要是因為燃料型煉油廠流程相對較短，裝置復雜度相對較低。從排放類型來看，煉化一體化煉油廠的工藝排放顯著升高，這主要是由于在化工轉型過程中催化裂化燒焦和制氫過程碳排放較高所致。在煉化一體化煉油廠應對碳達峰碳中和過程中，除了應用綠色能源與綠氫之外，還要更多地考慮用CCUS技術解決工藝碳排放的問題。

表1 典型煉油廠碳排放構成

5 煉油行業低碳發展路徑

5.1 深入推進節能降碳

5.1.1蒸汽動力系統優化

煉油廠蒸汽動力系統具有多等級參數、多燃料來源、多產(汽)供(汽)需求和多周期條件等特點，處于能量轉換環節的前端。蒸汽動力系統優化容易受到工藝裝置、其他公用工程、輔助和附屬生產系統的影響，在石化企業節能工作中，蒸汽動力系統優化的節能效果多體現為電力、蒸汽和燃料氣消耗量的降低，是煉油廠節能降碳的重要組成部分。

采用流程模擬輔助建立蒸汽動力系統完整數學模型，構建混合整數非線性規劃問題并優化求解，可以實現蒸汽系統設備調優與動力源驅動方式優化、蒸汽網絡優化及蒸汽平衡配置優化，進而實現節能降碳。對于千萬噸級煉油廠，通過開展蒸汽動力系統優化，每年可降低二氧化碳排放30～100 kt[8]。中國石化金陵分公司綜合考慮蒸汽產、輸、用3個環節，搭建動力站和蒸汽管網模型，經過蒸汽系統優化后發電量增加7 227 kW，節省低壓蒸汽30 t/h[9]，每年實現二氧化碳減排量約55 kt。全廠蒸汽管網系統優化項目在中國石化勝利油田有限公司石油化工總廠推廣應用后節省蒸汽消耗10 t/h，實現年增經濟效益500多萬元[10]，每年實現二氧化碳減排量近20 kt。

5.1.2低溫余熱高效利用

低溫余熱是生產系統通過內部熱量回收后仍無法利用的熱量，其本質是來源于燃料熱能的轉化，合理利用和回收低溫余熱是節能降碳的重要環節。根據相關數據估算[11]，中國煉化企業80～150 ℃中低溫位余熱資源量為20～30 GW。

為提升煉油廠低溫余熱的利用效率，可結合流程模擬和計算流體力學進行診斷與分析，按照“溫度對口、逐級利用”原則，基于全廠蒸汽動力系統平衡開展全廠低溫熱資源綜合優化[12]。對于千萬噸級煉油廠，通過低溫余熱高效利用技術開展優化，即使低溫熱回收利用率只提升10%，全廠綜合能耗即可降低2%左右，全廠二氧化碳排放可降低40 kt/a左右。表2給出了某5.0 Mt/a煉油廠低溫熱優化后的節能和降碳效果。從表2可以看出，經過低溫熱優化后蒸汽、燃料氣以及電的消耗均有不同程度的降低。

表2 某煉油廠低溫熱優化后節能降碳數據

5.1.3換熱網絡集成優化

換熱網絡在煉油廠能量回收利用中扮演著至關重要的角色，提高換熱效率是煉油廠節能降碳、提高經濟效益的重要手段。換熱網絡集成優化可采用夾點分析與數學規劃相結合的方法，對全廠及單裝置換熱網絡進行嚴格模擬，對換熱網絡開展詳細診斷與彈性分析，結合裝置用能特點和限制條件，提出操作優化與改造優化措施，實現能量介質的優化分配和綜合利用。此外，通過搭建換熱網絡智能優化平臺，可針對不同煉油廠的工藝及優化目標，自動生成換熱網絡優化方案，提供經濟效益更佳的節能增效方案。

換熱網絡集成優化技術能夠廣泛運用于煉油廠各裝置及全廠裝置間熱聯合，通過提高能量利用效率，減少加熱爐燃料氣及蒸汽消耗，實現節能降碳。以千萬噸級常減壓蒸餾裝置為例，通過換熱網絡集成優化可降低裝置能耗1～3 kgOE/t(1 kgOE=41.868 MJ)，減少CO2排放20～50 kt/a，經濟效益增加1 500～3 000萬元/a。中國石化濟南分公司通過采用換熱網絡集成優化技術，對其常減壓蒸餾裝置進行換熱網絡的調整與優化，實現換熱終溫提高5 ℃，并使得加熱爐負荷降低6.58%[13]。國內某企業的常減壓蒸餾裝置通過換熱網絡優化，使得換熱網絡終溫提高10 ℃，降低裝置能耗0.7 kgOE/t，經濟效益增加約126萬元/a[14]。

5.2 提升資源利用效率

5.2.1優化原油供給

原油是煉油廠最主要的原料，原油成本約占煉油總生產成本的90%，因此原油的合理選擇與利用在煉油廠中起著重要的作用。原油資源高效利用一方面可通過開發和應用新技術實現，另一方面需要合理進行原油選擇和加工方案的調整。開發符合煉油廠生產實際的優化模型，開展原油選擇及生產運行優化，結合煉油工藝模型進行總流程優化，在實現企業效益最大化的同時，還可對煉油廠碳資產進行高效管理。

通過研究發現，原油性質的變化對全廠能耗和碳排放的影響顯著。以某千萬噸級加氫型煉油廠為研究對象，基于企業實際加工的原油種類，設置不同原油結構的對比方案，考察了原油性質對生產過程能耗與碳排放帶來的影響，結果如表3所示。由表3可以看出，隨著原油輕質化、低硫化，全廠能耗和碳排放均呈降低趨勢，且降幅顯著。

表3 混合原油性質及全廠能耗、碳排放水平

5.2.2分子煉油(組分煉油)

分子煉油(組分煉油)是提升石油煉制效率、降低煉油能耗的可行路線，其核心是采用先進的分離技術對原油或其不同餾分進行烴組分分離，然后對分離后的組分進行煉制。

以10 Mt/a原油直接催化裂解最大化生產化工產品為常規方案，如圖2所示，原油經催化裂解裝置加工后，裂解干氣、液化氣和汽油經后續裝置加工分離出乙烯、丙烯、C4液化氣和三苯(苯、甲苯、二甲苯，BTX)產品，裂解柴油經柴油芳烴型改質(RLA)裝置加工后，改質汽油經芳烴抽提分離出三苯產品，改質柴油回煉至催化裂解裝置。

圖2 化工型煉油廠基礎方案

同樣以10 Mt/a原油加工規模煉油廠為例，采用組分煉油理念設計如圖3所示加工流程。原油經分餾裝置得到輕、中、重3個餾分，然后分別通過各組分分離裝置分離出飽和分進入催化裂解裝置加工；輕餾分非飽和分經加氫抽提生產三苯產品，中餾分非飽和分經加氫后進行催化裂解，重餾分非飽和分進入焦化裝置加工；催化裂解干氣、液化氣和汽油經后續裝置加工分離出乙烯、丙烯、C4液化氣和三苯產品，催化裂解柴油和中餾分非飽和分進入循環油加氫-催化裂解裝置加工，可產出甲基萘油和蒽油。

圖3 化工型組分分離煉油廠方案

對前述常規方案和組分煉油方案分別開展總流程研究并進行產品分布對比，組分煉油方案中乙烯、丙烯和三苯產品的產量均比常規方案高；同時通過將非飽和分從催化裂解裝置原料中分離出來，使得組分煉油方案的催化裂解燒焦總量低于常規方案。在原油60美元/bbl(1 bbl≈159 L)的價格體系下對比兩個方案的經濟效益，發現組分煉油方案的產品產值高于常規方案，雖然組分煉油方案噸油操作成本和建設投資折舊均高于常規方案，但其噸油毛利仍比常規方案提高185元。基于組分煉油方案中催化裂解裝置燒焦量的降低，使得組分煉油方案的總碳排放量較常規方案降低445.7 kt/a，同時由于組分煉油方案產品產值的提高，其萬元產值碳排放強度較常規方案降低0.26 t，降幅達9.2%。

5.2.3氫氣資源高效利用

隨著原油劣質化趨勢加劇、節能環保指標日益嚴格、化工轉型需求迫切，煉化企業氫氣需求量逐年遞增，用氫成本不斷攀升，已成為煉化企業僅次于原油的第二大成本要素。然而，制氫裝置成本高昂(每噸氫氣成本為1～2萬元)，能耗巨大(平均綜合能耗為1 000 kgOE/t以上)，且碳排放量大(天然氣制氫的碳排放約為11 t/t)。因此，對煉油廠氫氣系統進行集成設計與優化改造以提高氫氣利用率，是煉化企業節能降碳、挖潛增效的重要途徑。

要實現氫氣資源的高效利用，煉化企業需將用氫理念從粗放式氫氣平衡過渡到精細化氫氣管理，從制氫裝置原料優化、臨氫裝置節氫管理、氫氣資源回收利用和氫氣網絡整合優化4個關鍵環節入手開展氫氣網絡系統集成優化，實現氫氣資源的梯級高效利用和精細管理，提高系統氫氣利用效率，最大程度降低氫耗、系統能耗和二氧化碳排放，助力企業低碳高質量發展。

氫氣網絡系統集成優化技術路線包括：①利用氫夾點分析技術，診斷煉油廠氫氣系統當前運行狀況，挖掘系統用氫瓶頸，深度分析節氫潛力及優化方向；②對用氫裝置進行嚴格模擬，開展耗氫裝置節氫管理，實現氫氣網絡與用氫裝置協同優化，集成優化氫氣分配網絡和加氫裝置最佳操作條件；③構建氫氣網絡超結構數學規劃模型，在實際約束限制下優化氫氣網絡拓撲結構。混合整數非線性規劃模型可綜合考慮壓力約束、邏輯限制、提純和壓縮單元數學模型、投資成本和回收期等約束，以年度總成本最小為目標函數，充分權衡節氫量、投資成本和運行成本三者之間的關系；④結合煉油廠總圖布置，考慮管網壓力、區域加氫裝置氫氣消耗特點，綜合權衡工程投資成本和操作運行成本，充分依托現有氫氣管網進行優化改造，實現氫氣網絡系統集成優化。

對于千萬噸級煉油廠，氫氣系統優化后預計可提高氫氣利用效率2%～5%，每年可降低二氧化碳排放20～50 kt，增加經濟效益約3 000～6 000萬元/a[15-18]。中國石化石家莊煉化分公司經過氫氣系統優化后，全廠氫氣利用率由76%提升至88%。制氫裝置運行負荷優化方案實施后能減少外購氫10 493 m3/h，年節省成本1 188.58萬元；氫氣梯級利用優化方案實施后減少外購氫420 m3/h，年節省成本387.58萬元；氫氣 -輕烴綜合回收優化方案實施后減少外購氫12 014 m3/h，年經濟效益為9 738.21萬元[15-16]。中國石化齊魯分公司采取氫氣資源梯級利用與精細管理等優化措施后，實現了原油加工量增加但煉油制氫裝置停開或者低負荷運行的目的，年節約氫氣成本約0.89億元[17]。中國石化勝利油田分公司氫氣系統優化實施效果表明，優化模型可有效降低氫氣系統的運行成本，通過采取制氫裝置原料氣優化、制氫裝置中變反應優化、新建PSA裝置回收氫氣等措施，每年總效益達到1 544萬元[18]，在節約氫氣的同時，會很大程度降低煉油廠制氫裝置的工藝排放。

5.3 深度調整產業結構

隨著“雙碳”政策的逐步深化，必將推動能源結構重大改變，石油作為主要能源供給的地位逐漸淡化，其功能將由主要生產交通燃料向生產化工品轉變。如表4所示，雖然化工型煉油廠生產環節的碳排放大幅增加，但其全生命周期碳排放強度降幅超過50%。若未來生產過程的用電排放、燃料燃燒排放以及工藝排放采用綠電、電氣化加熱和CCUS等技術給予解決，則煉油產業可實現生命周期零碳排放。化工型煉油廠具有全生命周期低碳特征，是煉化企業的低碳發展方向。

表4 不同類型煉油廠碳排放強度對比

5.4 大力發展循環經濟

5.4.1廢塑料化學循環

作為煉油行業的下游產品，塑料在我國的年產量達到95 Mt，同時每年也有63 Mt的廢塑料產生[19]。目前我國的廢塑料中1/3通過物理回收處理，1/3通過焚燒處理，還有1/3采用填埋處理，傳統的處理方式不僅帶來土地的大量占用與污染，還會產生大量CO2。廢塑料化學循環作為近年來備受關注的新興技術，不僅可以降低廢塑料處理過程的碳排放與新塑料生產的碳足跡，還可以大大緩解我國原油的對外依存度。

中石化石油化工科學研究院有限公司近年來開發了廢塑料熱解(RPCC)技術并完成中試驗證，基于石油基煉油廠耦合廢塑料化學利用開展了煉油廠碳排放與產品碳足跡的研究，結果如表5和表6所示。從表5和表6可以看出，廢塑料油替代原油在燃料型煉油廠進行加工，其加工過程碳排放降低58.9%；當廢塑料油最大化生產聚烯烴時，聚乙烯和聚丙烯產品的碳足跡(單位聚烯烴二氧化碳排放量)分別為1.48和1.17 t/t，與原油基聚烯烴相比分別降低26.4%和24.0%。無論是以廢塑料為原料生產油品，還是廢塑料化學循環生產聚烯烴，碳排放和產品碳足跡都會大幅降低，減排效果明顯。

表5 燃料型煉油廠耦合廢塑料化學利用碳排放強度

表6 廢塑料油最大化生產聚烯烴碳足跡

5.4.2生物質能源技術

石油資源是不可再生資源，且在使用過程中會產生大量的凈二氧化碳排放，面對石油資源和環境的雙重危機，科學家們將目標轉向可再生資源。

生物油脂作為可持續原料的重要組成部分，目前依然是生物噴氣燃料的主要來源，油脂原料經過預處理脫除部分雜質后進行加氫處理反應，在加氫處理反應過程中脫除原料中的O、S、N及其他雜原子，然后通過加氫轉化制備出生物噴氣燃料組分，其組成與傳統噴氣燃料相近，按照目前的標準要求，生物噴氣燃料最大調合比例可達50%，并且使用生物噴氣燃料無需對飛機現有燃油和動力等系統進行改造。基于不同的原料和加工過程，生物噴氣燃料的減排效果有所差異。根據測算[20]，相對于石油基噴氣燃料，采用廢棄油脂生產的噴氣燃料全生命周期二氧化碳減排幅度為67%～94%。

微藻是能夠進行光合作用的單細胞生物，能夠將二氧化碳與無機氮以極高的效率轉化為有機碳(主要為糖類與脂質)和有機氮(主要為蛋白質)，具有非常高的應用價值。微藻一方面能夠實現“加法”，生產大量富含脂肪與蛋白質的生物質；另一方面能夠實現“減法”，將化石能源應用釋放的二氧化碳與NOx進行吸收與固定，助力碳達峰、碳中和與大氣污染治理目標的實現。以3 400畝的規模開展微藻養殖，每年能夠吸收10 kt二氧化碳，同時生產約5 400 t高蛋白微藻生物質，市場價值可達7 000萬元。

5.5 二氧化碳資源化利用

CCUS技術是全球應對氣候變化的關鍵技術之一，因其可消納、轉化大量二氧化碳被認為是實現碳中和的有效且必要手段[21-22]。根據國際能源署數據，CCUS消納的二氧化碳可能占到2050年所需二氧化碳減排總量的1/6。其中二氧化碳資源化利用主要包括二氧化碳制燃料、化學品等。

二氧化碳加氫可以獲得具有更高經濟價值的多碳有機化合物，其中二氧化碳加氫直接制備噴氣燃料被認為是一項顛覆性戰略技術[23]。基于新研究策略的新型材料和催化劑設計與催化體系構建是實現二氧化碳加氫轉化的關鍵，石科院組合式高效二氧化碳加氫制噴氣燃料成套技術可實現二氧化碳單程轉化率41.6%、煤油餾分選擇性51.1%的水平。與石油基噴氣燃料相比，二氧化碳加氫制噴氣燃料噸油全生命周期碳減排近3 t，以我國目前噴氣燃料消費量33 Mt/a計，即使以10%替代，每年可實現碳減排約10 Mt。

二氧化碳加氫制甲醇技術既可實現二氧化碳資源化利用，又可將風能、太陽能制備的綠電轉化為可儲可運的化學能，是一種綠色低碳的儲能技術，是實現碳中和的重要技術支撐[24]。二氧化碳和綠氫反應制1 t甲醇可減排2 t二氧化碳，與煤制甲醇相比，以我國目前甲醇產量97 Mt/a計，即使以10%的替代，每年可實現碳減排約20 Mt。

5.6 綠氫煉化

根據世界能源理事會的報告，氫氣按照生產來源可分為“灰色”、“藍色”和“綠色”。灰氫主要是來自化石燃料，基于不同的制氫原料，采用傳統工藝制氫過程的碳排放約為10～23 t/t。藍氫是通過化石燃料制取的氫氣，但對制氫過程產生的二氧化碳實施了捕集和封存。綠氫是通過綠電電解水制備出的氫氣，制氫過程沒有碳排放，但目前成本相對較高。

2020年，我國氫氣產量超過25 Mt[25]，其中煉油與化工過程占據25%的用氫份額，隨著產品質量升級以及煉油行業的轉型，氫氣需求量還將逐漸上升。由于綠氫生產過程不產生碳排放，綠氫煉化將是實現煉油行業深度脫碳的重要途徑之一。中長期看，隨著碳減排的需求增加和綠氫技術進步以及經濟性提升，氫能供給結構將從以化石能源為主的高碳排放氫逐步過渡到以可再生能源為主的綠氫。以千萬噸級煉油廠為例，若原料用氫全部被綠氫替代，每年可降低煉油廠碳排放2.0 Mt以上。

5.7 推進智能煉油廠實施

2021年12月28日，工業和信息化部等八部門聯合印發了《“十四五”智能制造發展規劃》。其中明確指出[26]：到2025年，規模以上制造業企業大部分實現數字化網絡化，重點行業骨干企業初步應用智能化；到2035年，規模以上制造業企業全面普及數字化網絡化，重點行業骨干企業基本實現智能化；支持企業依托標準開展智能車間/工廠建設，以“鼎新”帶動“革故”，提高質量、效率和效益，減少資源、能源消耗，暢通產業鏈、供應鏈，助力碳達峰碳中和目標的實現。

數字化轉型、網絡化協同和智能化變革，是當前煉油行業不可逆轉的發展趨勢。智能煉油廠的建設，應立足行業本質、緊扣智能特征，以生產運行的數據為基礎，以工藝裝備的模擬為途徑，以上下協同的優化為核心，實現工藝流程優化、資源高效配置和智慧決策支持[27]。實時優化技術(Real Time Optimization，簡稱RTO)[28]是促進煉油廠生產計劃、調度排產、操作優化、實時控制縱向集成的核心環節，能夠根據原料性質、產品指標和市場需求等因素的變化，實時優化裝置操作條件，確保生產裝置在全局最優工況下運行。基于實時優化技術，在不增加重大設備投資的情況下，可充分挖掘現有生產裝置的運行潛力，使主要技術經濟指標達到或超過同類裝置的先進水平，有效實現提質、增產、節能、降耗的目標，助力企業安全高效、綠色低碳的發展進程[29-32]。

以千萬噸級石化企業中常減壓蒸餾裝置為例，通過應用實時優化技術，輕油收率可提高1%～3%，綜合能耗降低1～2 kgOE/t，二氧化碳排放量減少20～40 kt/a，經濟效益提高1 500～8 000萬元/a。中國石化茂名分公司[33]將實時模型應用于5.0 Mt/a常減壓蒸餾裝置中，經濟效益提高約4 050萬元/a。Mamdouh Gadalla等[34]對埃及某煉油廠原油蒸餾裝置進行優化，最終降低17%的能耗和二氧化碳排放。

6 結束語

國家政策為石化行業“雙碳”工作提供了強有力的戰略指引和方法指南，但同時煉油行業也面臨著低碳發展的諸多挑戰。煉油行業作為復雜的流程工業體系，在碳減排過程中面臨基礎數據弱、制約因素多、減排任務重等多重問題。煉油產能存在結構性過剩，煉油能量利用效率亟需提升，技術創新和技術應用有待推進。

煉油行業低碳發展需要統籌整體與局部、平衡發展與減排、立足短期與長期，通過節能技術、原油與氫氣資源高效利用、先進煉油單元技術、基于組分煉油的流程再造、可再生資源利用、資源循環利用、智能煉油廠、綠氫煉化、CCUS等技術，可實現煉油行業的可持續低碳發展。