孫麗麗

(中國石化 工程建設有限公司，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)相繼投產和后續(xù)大型煉化項目進入規(guī)劃設計階段，未來中國煉油產能過剩問題將更加突出。

隨著中國能源結構調整和清潔車用能源(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)濟技術研究院發(fā)布的展望報告，2030年中國國內成品油消費將達到峰值[2]。相比于油品消費勢頭的減緩，化工產品的需求則隨著人口增加和生活水平的提高不斷增加?！笆濉逼陂g，中國主要化工產品年需求增速保持在3%～6%。

市場需求的顯著變化對能源結構調整影響巨大，促使中國煉油廠逐步向化工轉型發(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“燃料油”為主轉變?yōu)椤坝?化結合”，乙烯收率和芳烴收率顯著提高。

1.2 資源進入深度轉化高價值利用階段

中國車用汽油、柴油質量標準日益嚴格，清潔化和輕質化是油品質量升級的必然趨勢。催化裂化作為中國煉油廠生產油品的核心裝置，在生產大量汽油組分的同時，也副產了大量液化氣輕烴、劣質的催化柴油以及低品質的催化油漿。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車用柴油；劣質催化油漿，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運行和高硫焦的出廠。

煉油廠加工原油的性質變化和產品結構調整都對資源的深度清潔轉化利用提出了更高的要求，生產過程中加氫改質轉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，同時解決部分劣質資源利用問題。

1.3 煉油廠趨于園區(qū)規(guī)?；?、差異化、多元化

中國現(xiàn)有多數(shù)煉油廠布局分散，單體規(guī)模小，先進產能略有不足，有些還隨著城鎮(zhèn)化建設形成了“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移至園區(qū)，并加快向下游延伸，由“一油獨大”轉向“油-化并舉”，實現(xiàn)新舊產能轉換。

煉油廠在園區(qū)化和基地化建設過程中，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品多元化發(fā)展，從而實現(xiàn)煉油廠的“油-煤-氣化”的結合。

2 煉油廠轉型發(fā)展的關鍵技術路線

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

煉油廠化工轉型路線有多種，實質為多種“加氫”技術、“裂化”技術和多種“裂解”技術的集成優(yōu)化，主要有以下幾種關鍵技術路線。

2.1 以“渣油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術路線

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裝置生產油品，或采用柴油加氫轉化工藝(如RLG、FD2G等)生產芳烴組分。

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

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

2.2 以“蠟油、柴油加氫裂化+催化裂解”為核心的技術路線

對于渣油部分仍采用脫碳技術加工的煉油廠，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”為核心的技術路線。該路線適用于重質原油的加工。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生產催化裂解原料和芳烴原料；直餾柴油餾分采用加氫改質技術生產芳烴原料和部分柴油產品；石腦油餾分則送至重整裝置生產芳烴，化工產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

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

2.3 以“渣油加氫處理+催化裂解”為核心的技術路線

配置固定床渣油加氫處理裝置生產部分催化裂解原料。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”為核心的技術路線示意圖。

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

表1是該技術路線的催化裂解原料性質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”為核心的技術路線的催化裂解原料性質及烯烴收率對比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”為核心的技術路線

為了最大化生產芳烴和化工原料，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)轉化。采用沸騰床渣油加氫，未轉化油可經(jīng)溶劑脫瀝青后外甩瀝青，脫瀝青油(DAO)進加氫裂化，其尾油可用于生產潤滑油基礎油。

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

圖4為以“全加氫裂化”為核心的技術路線示意圖。該技術路線對原油適應性強，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，芳烴的產量更高，但全廠氫耗較高，目前已得到工業(yè)化應用。

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和丙烯產品210萬t。

3 新型煉油廠的技術集成

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、新業(yè)態(tài)、新模式。資源高效利用、綠色生產和能源綜合利用等技術的集成優(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

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)相對產量和比例更高。輕烴的回收利用技術主要包括輕烴的分離和轉化，分離技術和轉化技術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

為進一步提高輕烴資源利用率和投資效率，中國石化工程建設有限公司(簡稱SEI)開發(fā)了一體化輕烴回收技術，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%。該技術產品方案靈活，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)有技術減少5個塔，各組分無二次分離。該技術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技術。該技術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)法生產乙苯/苯乙烯，該創(chuàng)新技術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、選擇性疊合技術、固體酸烷基化技術、烯烴催化裂解技術(OCC)、多元醇技術等。為應對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汽油調和組分，在煉化一體化企業(yè)中，除小部分調和汽油外，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品收率或性質差異較大。對石腦油資源進行有效分離和高效轉化不僅可實現(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分離出富正構烷烴餾分、富異構烷烴餾分、富環(huán)烷和芳烴餾分，分離技術的選擇取決于目標產品的回收率或對產品的雜質要求。石腦油的轉化主要是采用流化催化裂化和裂解爐工藝生產乙烯、丙烯。

3.1.3 芳烴資源利用

對于不需要甲苯產品的企業(yè)，可以采用甲苯擇形歧化技術生產苯和二甲苯，也可以通過甲苯甲醇甲基化技術生產二甲苯。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最大的優(yōu)勢是以甲苯和低成本的甲醇作為原料，生產出高濃度的二甲苯。該技術將煤化工和石油化工有機結合起來，拓展了PX生產的原料范圍，可以有效緩解芳烴生產和乙烯生產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

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

①作為汽油調和組分,可明顯增加高辛烷值汽油比例；

②繼續(xù)轉化為二甲苯或其他低碳芳烴，提高產品價值。

甲苯與重芳烴烷基轉移技術、苯與重芳烴歧化技術等也是增產二甲苯的有效途徑，也適合與甲苯擇形歧化技術形成組合工藝，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)最大化生產二甲苯或PX。

3.1.4 劣質柴油的利用

催化裂化柴油(LCO)是煉油廠劣質的柴油資源，芳烴含量高、十六烷值低，且硫、氮等雜質含量高，尤其是當催化裂化裝置采用降烯烴的多產異構烷烴(MIP)工藝時，LCO中芳烴質量分數(shù)超過80%，從而導致其密度顯著增大，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差的現(xiàn)狀、國內柴油質量的快速升級以及降低柴/汽比、多產化工料的市場需求，可采用催化柴油增產高辛烷值汽油或苯、甲苯、二甲苯(BTX)的芳烴原料系列技術(如RLG催化裂化柴油加氫裂化生產高辛烷值汽油技術、FD2G催化裂化柴油加氫轉化生產高辛烷值汽油組分技術、LTAG催化柴油加氫-催化組合生產高辛烷值汽油技術等)，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高附加值的高辛烷值汽油或BTX芳烴產品，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油漿產量在750萬t/a以上，其中石化油漿產量約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量及造成設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化。

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

3.1.6 重質渣油的利用

相比減黏、焦化等熱加工過程，重質渣油的加氫路線具有資源利用率高，生產過程清潔化，較好的投資回報率等優(yōu)勢，已在中國煉油廠的轉型升級中得到廣泛應用。重質渣油加氫技術主要包括固定床、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、釩質量分數(shù)與渣油轉化率典型關系圖[3]。

圖7 固定床、沸騰床、漿態(tài)床工藝原料中鎳、釩質量分數(shù)(wNi+V)與渣油轉化率(x)典型關系圖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器前增加上流式保護反應器的組合工藝，如SEI設計的某260萬t/a渣油加氫裝置，在空速0.192 h-1、原料金屬(Ni+V)質量分數(shù)為96 μg/g的條件下，保證運轉周期可以達到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)原料的性質來控制反應總轉化率，一般只能達到70%～75%，過高的轉化率易使加氫產品中的瀝青質不穩(wěn)定，造成分餾系統(tǒng)的結焦和堵塞。擬加工渣油原料的殘?zhí)抠|量分數(shù)20%～40%、金屬(Ni+V)質量分數(shù)200～800 μg/g、總轉化率不超過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。

漿態(tài)床工藝的渣油轉化率高，可以達到 90%～95% 以上，因而被視為劣質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手段。漿態(tài)床未轉化油量少，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，直接生產低碳烯烴，有利于降低烯烴生產裝置原料成本和能源消耗，快速適應市場裂解原料的供需變化，同時緩解煉油產能過剩和油品市場壓力，是一條化工型利用原油的路徑。

石蠟基輕質低硫原油的裂解性能較好，可以直接用于裂解。

重劣質原油含有較多的非揮發(fā)性膠質和瀝青質，這些非揮發(fā)性組分在常規(guī)裂解爐中易造成結焦和堵塞，影響裂解爐正常運行。因此，要實現(xiàn)原油直接裂解制烯烴，需要將煉油的預熱閃蒸與裂解爐工藝進行技術集成，原油中不能汽化的重質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 綠色生產技術

3.2.1 源頭技術結構優(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)化產品結構，增產高附加值產品。

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)化燃料結構，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和措施：

①污水的集中治理。關鍵是強化高含鹽污水的處理，建設高含鹽污水處理設施，提升裝置回用水產能，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移環(huán)境風險，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

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)結構。

②能量集成：完成煉油廠生產裝置、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)能專項技術應用，強化和提高關鍵耗能機組的效率，降低能耗。

應用該過程方法，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 語

(1)轉型發(fā)展是中國煉油廠實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的關鍵

現(xiàn)有煉油企業(yè)向油-化結合方向邁進，新建煉油產能以煉化一體化深度融合為主。轉型發(fā)展過程中，要充分考慮國家產業(yè)政策導向，結合市場需求和資源優(yōu)勢，做好整體規(guī)劃布局，基于先進技術的集成創(chuàng)新，實現(xiàn)產品結構的深度調整。

(2)適應環(huán)境變化，實現(xiàn)產業(yè)集約發(fā)展

深化綠色企業(yè)構建和生產理念，創(chuàng)新應用高效率、低消耗、低排放的綠色生產技術，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，建設清潔環(huán)保、節(jié)能低碳的新型煉油廠，推動傳統(tǒng)煉油產業(yè)向集約低碳型能源產業(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，提升產業(yè)盈利能力

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

(4)數(shù)字化、智能化建設與企業(yè)運行和維護結合，可建設一個能互動、易預測、可優(yōu)化的智能工廠，實施在線操作、動態(tài)調整，延伸工廠“全面感知、預測預警、優(yōu)化協(xié)同、科學決策”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，促進石化產業(yè)的轉型升級。