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编者按：经过几十年的发展，我国炼油能力已经跃居世界第二，炼油技术的发展成果喜人。如今，人口红利、资源红利、全球化红利等传统经济活力逐步减弱，我国炼油工业也面临着资源、环保、市场消费结构等多方面的变化。炼油工业应当如何应对？中国工程院院士李大东提出了思路。
中国工程院院士李大东：以技术提升应对市场之变
年，我国炼油能力达到了7.83亿吨/年，约占世界炼油能力的16%，位居世界第二位。同时，我国石油炼制技术经过几十年的自主创新，逐步形成了一个完整的技术体系，依靠自主技术可以建设千万吨级的现代化炼厂。但去年实际加工原油只有5.4亿吨，生产汽油、柴油、煤油三大类成品油合计3.48亿吨，炼厂的平均开工负荷为69.1%，产能过剩显而易见。
从市场需求来看，尽管成品油的消费仍然呈增长趋势，但已经出现了变化：汽油和煤油的刚性需求较快增长，柴油峰值已经过去，出现消费下降。年的柴汽比降至1.39，预计到00年，柴汽比进一步下降为1.，甚至1.1。
再看成品油质量，我国成品油升级步伐不断加快。由于全国供应国Ⅴ标准汽柴油的时间提前了1年，我国已于今年执行了国Ⅴ标准。同时，北京市于今年1月开始执行京Ⅵ标准，这一标准要求汽油中苯、芳烃、烯烃含量大幅降低。油品质量升级还在持续，我国将于年执行国Ⅵ车用汽油A阶段标准和国Ⅵ柴油标准，到03年将执行国Ⅵ车用汽油B阶段标准。
国Ⅵ标准汽油与国Ⅴ相比，硫含量的指标没有变化，仍然是10ppm，与欧Ⅵ标准是一致的。汽油标准的变化主要体现在苯含量和芳烃含量：苯含量从1%下降至0.8%，略低于欧Ⅵ标准（1%）；芳烃含量从40%降至35%，与欧Ⅵ标准相等；烯烃含量则要求从4%，下降到A阶段的18%，再下降到B阶段的15%，逐步接近欧Ⅵ标准（10%）。
国Ⅵ标准柴油与国Ⅴ相比，硫含量仍然为10ppm，与欧Ⅵ标准持平；多环芳烃含量从11%下降至7%，略低于欧Ⅵ标准（8%）。从国内实际生产的装置情况来看，由柴油加氢装置将产品中多环芳烃含量降至7%以下，应该没有什么问题。
因此，今后我国炼油工业的主要任务是在控制炼油能力过快增长的同时，努力调整装置和产品结构，更加高效地利用石油资源，促进生产过程清洁化和油品质量升级，降低柴汽比，加强油化结合，以形成满足市场需求的产品结构。
要想完成上述任务，我们需要去探索炼油工业今后的发展路径。
作为企业，首先要考虑未来炼什么油。现在我国所加工的原油中，进口原油占比已经超过65%，今后这个比例还会上升，因此炼什么性质的原油，我们必须要从全球剩余可采储量来考虑。
从全球来看，剩余石油可采储量可供很长时间使用，但质量在变差。世界原油质量呈现出含硫和高硫原油比例增加、重质原油比例增加的趋势。
数据显示，年全球原油产量39.14亿吨，其中含硫和高硫原油占75%。全球剩余可采储量中硫含量大于1.5%的高硫原油约占70%。
无论是从资源的角度，还是从效益的角度看，炼制劣质原油是炼油工业今后必然的选择。为应对这样的市场变化，炼油工业应当有针对性地提升石油资源高效利用、清洁燃料生产、多产汽油、油化结合等关键技术（完）。
今日技术推荐1、多产汽油和航煤的技术我国成品油市场消费结构已经发生了变化，柴油消费出现下降趋势，多产汽油、航煤的技术需要重视。
几十年来，催化裂化生产汽油为炼油工业带来了很大的效益，但问题也不容忽视，比如烟气脱硫、二氧化碳排放等问题。解决这一问题的思路是将催化裂化的原料全部加氢处理。加氢处理后，产品汽油大幅增加，柴汽比下降，烟气SOx（硫的氧化物）和二氧化碳大幅减少。
在降低柴汽比、市场对BTX（苯、甲苯、二甲苯）需求量增加的背景下，对催化柴油（LCO）的裂化生产汽油或芳烃也是调整产品结构的方式之一。针对催化柴油多环芳烃含量高的特点，石科院开发了加氢裂化（RLG）技术、加氢处理—催化裂化技术（LTAG），可以将催化柴油中的多环芳烃有效地转化为汽油组分或单环芳烃。
石科院开发了RLG技术专用精制催化剂RN-，实现了在脱氮和多环芳烃饱和时最大程度保留单环芳烃，并开发了专用裂化催化剂RHC-，实现四氢萘类有效开环、烷基苯类有效断侧链、最大程度保留BTX组分。还有很重要的一点，上海石化65万吨/年RLG装置生产的重汽油中未检出烯烃，这对产品满足新的油品标准有着重要意义。
用直馏煤油馏分生产航空煤油，需要解决的主要问题是脱硫醇。石科院开发的航空煤油临氢脱硫醇技术（RHSS），已经开发了第二代催化剂及与之相适应的临氢脱硫醇工艺，可以大大提高处理能力或原料的适应性。该技术通过临氢催化反应，脱除直馏喷气燃料中的硫醇和环烷酸、羧酸等酸性组分，同时改善产品颜色，降低总硫含量，提高航空煤油烟点。
、清洁燃料生产技术这几年，社会对环境保护越来越重视，国家的环保要求也不断提升，中国石化的炼厂纷纷升级改造装置，主要的内容之一是降低成品油中的硫含量。汽油方面，由于投资低、操作简便，当今世界上主流的工艺是催化裂化汽油选择性加氢脱硫技术。石科院开发的RSDS技术在十几套装置上进行了工业应用，技术发展到了第三代，生产国Ⅴ汽油时辛烷值损失比第二代技术减少0.5~1.个单位。上海石化采用第三代RSDS技术的装置年6月投产，生产国Ⅴ标准汽油，至今连续运转，硫含量始终在10ppm以下，辛烷值损失在0.5左右。
从国家标准能看到，国Ⅴ标准汽油硫含量已经与欧Ⅵ标准持平，升级到国Ⅵ时，硫含量要求不变，但对烯烃、芳烃含量提出了更高的要求。要在保持高辛烷值的前提下，满足新标准的要求，须加入异构烷烃的组分，这是企业今后必须要面对的情况。
现在生产异构烷烃的技术主要是烷基化技术和碳五/碳六异构化技术。
石科院在开发第二代碳五/碳六异构化技术时，开发了超强酸型催化剂。中国石化采用第二代碳五/碳六异构化技术对湛江东兴石化原有的异构化装置升级改造，增加了加氢预处理单元和干燥单元，原沸石型催化剂更换为超强酸型异构化催化剂，数量从18吨降至13.5吨。截至目前，装置连续运转一年多，产物一次通过的辛烷值从改造前的8提高到85。
中国石化具有自主知识产权的ZCA-1固体酸烷基化技术以异丁烷和丁烯为原料，采用固体酸催化剂和经济高效的固定床工艺，生产清洁的烷基化汽油，从根源上避免了液体酸烷基化的安全和环境等问题，是一项绿色的烷基化工艺技术。
从采用该烷基化技术的中型装置运行10小时数据结果看，研究法辛烷值（RON）平均为95.6，马达法辛烷值（MON）平均为9.5，烯烃转化率%，稳定性非常好。随后在燕山石化进行工业侧线试验，稳定运行小时的数据表明，RON平均为96.5，运行结果令人满意。
柴油方面，可选用柴油超深度脱硫技术（RTS）。该技术使用高脱硫和高加氢性能的非贵金属加氢催化剂，具有空速高、产品质量好的特点。中试结果表明，硫含量高达ppm的原料油可精制为硫含量6ppm的柴油产品。RTS技术从01年工业化以来已经在9套工业装置上得到应用，其中高桥石化RTS装置运转了3年多，产品质量稳定。
3、石油资源高效利用技术
石油资源的高效利用，关键在于如何将渣油最大限度地转化为轻质油品。这里主要涉及几项技术，一是固定床渣油加氢技术（RHT），二是渣油加氢处理（RHT）与重油催化裂化的双向组合技术（RICP），三是多产轻质油的FGO选择性加氢与选择性催化裂化（FCC）的集成技术（IHCC），四是浅度溶剂脱沥青—脱沥青油加氢处理-催化裂化的组合技术（SHF）。
一般来说，当渣油中镍（Ni）、钒（V）等金属含量小于00ppm时，建议采用RICP或IHCC技术；当大于00ppm时，建议采用SHF技术。
石科院开发的RHT技术的关键点和难点之一是将沥青质转化为小分子，避免形成积炭。深入认识沥青质的化学结构特征，有助于实现高效转化。在这个基础上石科院形成了构建大孔径通道，使沥青质易于扩散的思路。迄今，石科院已经开发了三代RHT催化剂，共在中国石化系统内外的50多套次工业装置上应用。
将RHT技术与重油催化裂化技术相结合是常规的技术，传统上是单向组合，即催化重循环油在催化裂化中自身循环。但单向组合存在一些问题，因重循环油大部分是多环芳烃，直接进催化裂化，主要生成焦炭和干气；而对渣油加氢而言，因渣油分子量大、黏度高，反应速度很低，同时在渣油加氢过程中沥青质不断析出形成积炭。基于此，石科院开发了双向组合的RICP技术，将重循环油（HCO）掺入渣油加氢进料中，提高沥青质在加氢生成油中的溶解度，有效地减少催化剂结焦，提高反应活性和稳定性。
RICP技术于年在安庆石化应用后，脱硫率、脱氮率和脱残炭率明显增加。在产品分布中，液化气、汽油分别增加了.5和0.9个百分点，油浆、积炭分别减少了3.5和0.6个百分点，总液收增加了3.3个百分点，而且催化剂卸出时，平均炭含量大幅度减小。
多产轻质油的FGO选择性加氢与选择性催化裂化（FCC）的集成技术（IHCC）则针对传统催化裂化的转化率大于70%后，干气和焦炭急剧增加的情况，做出了改进。年，中国石化做出很大努力，将上海石化渣油加氢脱硫（VRDS）的尾油送至清江石化进行工业试验。结果表明，对比常规催化裂化的方案，采用IHCC方案的轻质油收率提高10个百分点，且没有油浆，干气和焦炭分别降低1.6和.05个百分点。
针对重金属含量较高原油炼制的SHF技术，利用重溶剂丁烷或戊烷等脱除沥青质和重金属，得到的脱沥青油（DAO）收率较高（80%以上）。由于脱沥青油的重金属含量和沥青质很少，可以在中压下加氢反应，获得优质的催化裂化原料，从而生产低硫、低烯烃的清洁汽油。另外，脱沥青油加氢处理装置的投资仅为渣油加氢装置投资的三四成，催化剂用量仅为后者的1/4，具有良好的经济效益。
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