作者：蔺爱国
出版社：石油工业出版社
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2015年世界炼油技术新进展：AFPM年会译文集试读：
前言
美国燃料与石化生产商协会（American Fuel & Petrochemical Manufacturers，简称AFPM）年会，是当今世界上炼油行业最重要的专业技术交流会议，在全世界炼油行业具有广泛影响。截至2014年3月，AFPM年会已举办112届。该年会发布的论文报告集中反映了世界炼油工业各主要技术领域发展的最新动态、重点、热点和难点，对于我国炼油与石化工业的技术进步和行业发展具有较高的参考价值。
第112届AFPM年会于2014年3月23日至25日在美国佛罗里达州奥兰多市召开。来自30多个国家的上百家石油石化公司、技术开发商、工程设计单位以及石油石化咨询机构的上千名代表参加了会议。本届会议共分14个专题论坛，分别是宏观形势、工艺安全、致密油加工、加氢处理、催化裂化技术、炼厂操作、汽油/石化产品、原油供应、硫回收与利用、战略投资、炼厂制氢、催化裂化操作、风险监测和装置可靠性。
为使我国炼油行业相关技术人员、管理人员及科研人员全面掌握2014年AFPM年会的重要技术信息，深入了解世界炼油技术的新进展、新趋势，学习国外先进、适用的技术和经验，进一步推动中国炼油技术水平的提高和炼油业务发展，中国石油科技管理部、石油化工研究院共同组织了2014年AFPM论文的翻译出版工作；同时，对本届年会的内容进行归纳提炼，撰写了《世界能源格局调整下的炼油工业发展动向》、《炼油技术发展趋势》和《美国页岩气的化工利用及影响》3篇特约述评，全面总结了本届年会的重要技术进展和当前世界炼油行业的最新发展态势。
本书收录的22篇AFPM年会论文的译文，均获得论文原作者授权。希望本书的出版能够使我国炼油及石化行业相关专业人员对2014年世界炼油技术新进展与发展趋势有较为全面的了解，促进我国炼油与石化技术的进步与发展。
由于水平有限，书中难免存在不足之处，欢迎读者批评指正。编者2015年1月特约述评产业变革、技术创新推动炼油工业继续发展蔺爱国 李雪静 李振宇
AFPM年会由美国石化与炼制者协会主办，至今已有100余年的历史，是全球规模最大和最重要的炼油专业会议，被视为炼油行业的风向标。2015年3月23-25日在美国得克萨斯州圣安东尼奥市召开了第113届会议，参会代表来自美国的79家炼油公司和其他33个国家的35家炼油公司，共1400多人，中国石油天然气集团公司（以下简称中国石油）和中国石油化工集团公司（以下简称中国石化）已连续多年派代表参会。本次大会议题主要聚焦在清洁燃料生产、重油加工、催化裂化等主流技术的进展方面，集中反映了炼油行业的最新动向和炼油技术的发展趋势。
本届AFPM会议的召开正处于世界能源结构发生转折、国际油价大幅下跌、石油需求增速放缓、炼油产业竞争加剧的复杂时期，全球炼油行业的发展也呈现出一系列新动向和新特点。通过对会议论文进行梳理分析，总结概括世界炼油行业的发展态势和技术新进展，研判炼油行业的未来发展方向，以期为国内炼油行业的进一步发展提供参考建议。1 炼油工业发展动向1.1 石油供需基本面宽松，国际原油价格低位运行
当前世界经济仍处于深度调整期，低增长、低通胀、低需求以及高失业、高债务、高泡沫等风险交织，主要经济体的走势继续分化，经济增长不确定性依然突出。据国际货币基金组织（IMF）2015年1月发布的《世界经济展望》统计，2014年世界各国国内生产总值（GDP）增长3.4%，增速基本与2013年持平，其中发达经济体增速1.8%，较2013年上升0.5%；新兴市场及发展中经济体增速4.6%，较去年下降0.3%。发达经济体中，美国经济发展表现抢眼，GDP增长较快（2.4%），欧洲经济始终在停滞的边缘徘徊（0.9%），日本经济出现衰退迹象（－0.1%）。多数发展中经济体经济增长放缓，中国GDP增长由2013年的7.7%下降至2014年的7.3%；2014年，仅印度经[1]济增长有所加快（7.3%）。由于2015年上半年全球经济发展形势不佳，不确定性增大，IMF认为今后两年的经济复苏会有所减弱，下行风险增加，因此持续下调了对2015年和2016年的经济增长预期，2015年的全球经济增长弱于2013年，增长率为3.1%，比2014年低0.3个百分点，2016年有望恢复到3.6%。相比2014年，发达经济体的复苏预计将略有加快，而新兴市场和发展中经济体的经济活动预计将连续第5年放缓，主要是因为一些大型新兴市场经济体和石油出口国的发展前景向弱。其中发达经济体的GDP增速2015年为2%，2016年将为2.2%；新兴和发展中经济体的GDP增速2015年为4%，2016年将为4.5%。中国的GDP增速预期2015年为6.9%，2016年为6.7%，2015年上半年在在世界经济增长背景放缓的情况下，中国经济实际增长已达[2]到7%，在世界主要经济体中仍居前列。
伴随着世界经济的缓慢复苏，石油需求增长放缓，世界石油市场供需基本面进一步宽松，国际油价持续下跌。2014年，世界石油需求增速较2013年有所下降，需求增长主要来自非经济合作与发展组织（简称经合组织，OECD）国家，最主要是亚洲国家，而OECD国家的石油需求仍然处于疲软状态，尤其是欧洲石油需求处于增长停滞甚至微降态势。根据国际能源机构（IEA）2015年8月12日发布的统4计，2014年全球石油需求为9270×10bbl/d，比2013年仅增长0.65%，44其中非OECD国家需求达到4700×10bbl/d，增长100×10bbl/d，增幅442.2%；OECD国家需求4570×10bbl/d，下降40×10bbl/d，降幅0.87%。42015年全球石油需求将比2014年增长150×10bbl/d，达到9420×4410bbl/d，增长1.62%，其中亚洲国家消费量为3150×10bbl/d，年增4速为2.27%。中国2014年的石油消费量达到1060×10bbl/d，比2013年4增长2.91%。估计2015年中国石油需求将达到1090×10bbl/d，增长2.83%，石油需求增幅大大超过全球石油需求增长平均速度，仍是世界石油需求增长的主要贡献者（表1）。从原油供应情况来看，全球4原油供应过剩量继续增长，2014年原油供应量达到9370×10bbl/d，44较2013年增加260×10bbl/d，增长2.85%，供应过剩达到110×10bbl/44d（2013年供应缺口70×10bbl/d，2012年过剩20×10bbl/d）。进入2015年，原油供应宽松局面进一步延续，据IEA统计，截至2015年64月底，原油供应过剩量已达到300×10bbl/d。考虑到石油输出国组织（OPEC，欧佩克）为保持其市场份额仍在继续增产、伊朗重返世界石油市场以及美国拟解除石油出口禁令等因素的影响，2015年下半[3]年原油供应过剩量还将增长 （表2）。6表1 IEA世界石油需求统计和预测（2011-2016年） 单位：10bbl/d表2 IEA世界石油供应统计和预测（ 2011-2016年） 单位：610bbl/d
分析认为，原油供需形势由基本平衡转为相对宽松，主要是由于近年来美国页岩油、加拿大油砂、委内瑞拉超重油等非常规原油产量的快速增长，尤其是页岩油革命的成功，推动了美国原油产量迅猛增44长。2011-2014年，美国原油产量由550×10bbl/d增加到930×10bbl/d，已逼近俄罗斯和沙特阿拉伯的原油产量，从而促进了全球原油供应能力的实质性增长。而欧洲经济持续低迷、中国和印度等新兴经济体经济增速放缓等也导致全球石油需求增长减缓。从长期来看，未来5年世界经济仍处复苏期，石油需求难有大幅反弹， 2020年前，全球石油供大于需的态势仍将继续。根据中国石油集团经济技术研究院综合各主要机构预测，“十三五”期间全球石油需求年均增速为1.1%，42020年将达到9900×10bbl/d；而供应能力年均增速为1.4%，2020年44[4]将达到10500×10bbl/d，供应能力大于需求600×10bbl/d。
石油需求增长趋缓和石油供需面的宽松也直接导致了原油价格的下跌。2014年，国际油价整体呈现从高位振荡到急剧下跌态势，创6年来最大跌幅，对全球石油产业链产生了深刻影响。在年中6月份创出全年最高点：2014年6月19日，美国西得克萨斯轻质原油（WTI）期货价格达到106美元/bbl，布伦特原油期货价格达到116美元/bbl。但从7月开始，国际油价一路下跌。到2014年12月31日，布伦特油价跌至57.33美元/bbl，WTI油价跌至53.27美元/bbl，国际油价遭遇“腰斩”。2014年，布伦特原油平均价格为98.95美元/bbl，比2013年低9.71美元/bbl，并且是从2010年以来首次年平均价格跌破100美元/bbl。布伦特与WTI油价差收窄至5.66美元/bbl。进入2015年后，原油价格仍是一路下跌，总体呈筑底后波浪形振荡上扬走势。布伦特和WTI原油期货价格分别于1月13日、3月17日创下46.59美元/bbl和43.46美元/bbl的低点，随后油价振荡上扬，并于5月6日、6月10日先后创下2015年以来的最高水平，分别达到67.77美元/bbl和61.43美元/bbl。到2015年9月30日，收于布伦特原油期货价格45.09美元/bbl，WTI原油期货价格48.37美元/bbl。2015年下半年，国际油价振荡整理，WTI和布伦特油价范围分别为50～60美元/bbl和55～65美元/bbl（图1）。主要机构对油价未来走向的预测均不乐观，普遍认为2020年前国际油价还是在相对低位运行，总体趋势是前低后高，但难以回到100美元/bbl以上的高位，预计2020年国际油价将可能达到80美元/bbl。摩根士丹利预计，到2016年中期，原油市场仍供应过剩，油价位于45～50美元/bbl；2016年4季度起，市场有望重新复苏，油价逐步上扬，到2018年有望达到85美元/bbl。高盛表示，油价跌至20美元/bbl的风险正在增大，还再度下调了油价预期，将2016年WTI原油平均价格预期从57美元/bbl下调至45美元/bbl。OPEC也认为油价前景不乐观，认为未来10年之内国际油价都不可能回到100美元/bbl以上。图1 2014-2015年原油价格走势1.2 炼油能力增长出现地区性分化，产业集中度进一步提高
石油供需态势的宽松和石油需求中心的转移也推进了炼油布局的加速调整。分地区来看，炼油能力的发展并不平衡，北美、欧洲和亚太地区呈现差异化发展态势。近年来，全球新增炼油能力绝大部分位于亚洲和中东，欧洲炼油能力继续萎缩，美国炼油能力出现明显增长态势。亚太地区中发达国家的炼油能力正在下降，而其中的新兴经济体则在增长。据美国《油气杂志》统计，全球炼油总能力增长已趋于4停滞，已连续2年微幅缩小，2014年达到439793×10t/a，比2013年微降0.08%。分地区来看，亚洲炼油能力小幅上涨，非洲、东欧地区与2013年基本持平，北美、西欧、中东、南美地区均有所下降。亚洲4仍为全球炼油能力最大的地区，达到129750×10t/a，较2013年增长4近4000×10t/a，占世界总能力的份额达到29.5%，亚太地区的炼油能力发展出现了分化，其中日本、澳大利亚等发达国家的炼油能力在下降，中国、印度等新兴经济体则在增长。北美地区炼油能力达4107861×10t/a，与2013年基本持平，份额为24.5%；西欧地区炼油能4力为66574×10t/a，份额为15.1%（表3）。由于需求下降，能力严重[5]过剩，欧洲自2007年以来已关停14座炼厂，关停的趋势还将延续。表3 2014年世界分地区炼油能力构成
得益于页岩油的成本优势，美国在全球炼油能力增长处于停滞的大趋势下，其炼油业开始了扩能潮。目前有5个扩能和新建项目在进4行中，预计新增炼油能力超过2000×10t/a。位于北达科他州的100×410t/a的Dakota Prairie页岩油炼厂，是美国近30年来的首座新建炼厂，于2015年5月开工运行。
预计未来世界炼油工业的发展重心将加速向具有市场优势的亚洲和中东地区转移。据《油气杂志》统计，预计到2020年底还将有8（2.5～3.0） ×10t/a的新增能力投产，将主要集中在中东地区、拉丁美洲和亚洲。目前，全球在建扩能项目近800个，其中亚太地区约210个，中东地区约180个，欧洲约130个，拉丁美洲约120个，美国约60个，非洲约55个，加拿大约20个，总投资约5500亿美元。需要引起注意的是，全球炼油能力已出现过剩，目前关闭的炼油能力还在增加。据能源安全分析公司（ESAI）预测，到2016年底，全球关闭4的炼油能力可能大大超过此前预计的5000×10t/a，有关闭风险的炼8油能力将高达1×10t/a。估计目前已经计划关闭的总炼油能力约为4445500×10t/a，其中欧洲1500×10t/a、原苏联地区1400×10t/a，日4本、澳大利亚和中国台湾合计2100×10t/a。除已宣布削减的产能4外，日本、中国和俄罗斯到2016年底，还将有高达3500×10t/a的炼油能力有关闭的风险。从亚洲来看，中国、印度和越南正在扩能。442013年和2014年，中国炼油能力分别增加4130×10t/a和4060×10t/a；印度也在迅速提高炼油能力，已取代日本成为世界第三大原油进口国。随着一些大型炼油项目的投产，亚洲的炼油企业将面临更加激烈的市场竞争，炼油能力将会严重过剩。许多项目投资计划并不能如期实现，存在取消和延期的可能性很大，炼油企业将面临更加激烈的市场竞争。
另外，世界炼油工业继续向规模化发展，产业集中度进一步提高。根据业内著名咨询公司Solomon对世界最佳炼厂的评估数据，世界最佳中等规模（燃料型）炼厂的典型平均指标如下：原油加工能力9304444×10t/a，减压蒸馏300×10t/a，焦化58×10t/a，加氢裂化140×10t/44a，催化重整175×10t/a，催化裂化200×10t/a，柴油加氢处理340×410t/a，加工原油的硫含量为1.2%，原油API度为34°API。世界最佳4大型（燃料型）炼厂的典型平均指标如下：原油加工能力2235×10t/444a，减压蒸馏845×10t/a，焦化250×10t/a，加氢裂化170×10t/a，催444化重整335×10t/a，催化裂化570×10t/a，柴油加氢处理640×10t/a，[6]加工原油的硫含量为1.7%，原油API度为32°API。据美国《油气杂志》统计，2014年全球炼油能力比2013年下降0.08%，达到43.98×810t/a；共有炼厂646座，比2013年增加1座；炼厂平均规模达680.8×410t/a，略有下降。与2006年相比，炼厂数量减少2.3%，但平均规模提高了5.7%。同时炼厂大型化、超大型化的趋势仍在持续。位居前列的埃克森美孚、壳牌、中国石化等10家公司的炼油能力合计达到814.9×10t/a，占全球总能力的34%。埃克森美孚公司继续以2.73×8410t/a的炼油能力位居榜首。规模在2000×10t/a以上的炼厂达到了30[5]座。印度信实公司的贾姆纳格尔炼油中心总炼油能力达到6200×4410t/a，是世界最大炼油基地。在全球超过2000×10t/a以上的最大的30座炼厂名单中，有20座炼厂位于亚洲和中东地区。中国石化的茂名石化、镇海炼化，中国石油的大连石化的炼油能力均已超过2000×410t/a，中国石油和中国石化都已跻身世界十大炼油商之列（表4）。为持续降低成本、提高资源的综合利用效率，炼油装置继续向大型化4发展。例如，世界最大的常压蒸馏装置已达到1800×10t/a规模，催化裂化、催化重整、加氢裂化、加氢处理、焦化装置最大规模也已分44444别达到1000×10t/a，425×10t/a，400×10t/a，650×10t/a，810×10t/[1]a。中国2014年9月下发的《石化产业规划布局方案》对新建炼油项目能力也提出了明确要求，单系列常减压装置原油年加工能力要达到441500×10t/a及以上，单厂原油年加工能力可达到4000×10t/a以上，要求按照炼化一体化、装置大型化的原则建设新炼油项目。预计随着欧美等地区炼油业务调整重组导致的一些中小型炼厂的关闭，以及亚洲部分大型炼油项目的投产，全球炼厂规模和装置规模还将进一步扩大。表4 世界最大炼厂排名续表1.3 炼油装置开工率下降，炼油毛利下跌
2014年，全球炼厂平均开工率基本与上年持平，维持在79.6%，为1987年以来的最低值。美国成为唯一的亮点，其炼油企业受益于页岩油增长，使得原油成本降低，油品出口增长，开工率连年攀升，在全球名列前茅，达到89%。欧洲由于油品需求下降，炼油能力萎缩，致使开工率下滑趋势略有缓解，炼厂开工率由2005年的86%下降至78.2%，比2013年的77.6%的最低值略有上升。而亚太地区的开工率已连续5年下跌，2014年仅比欧洲情况稍好，达到78.9%，较2013年下降0.6个百分点，主要原因是炼油能力过剩，柴油产量大量过剩出口受阻，炼厂被迫低负荷运转（图2）。进入2015年后，受益于原油价格下跌带来的油品需求上升，炼厂开工率开始走出低谷。其中，美国炼厂的开工率在2015年7月达到94%的峰值，欧洲为87%，亚洲为84%。图2 全球炼厂开工率（2004-2014年）1—美国；2—欧盟；3—亚太地区；4—世界平均
在炼厂开工率下降的同时，全球炼油行业的利润也出现了下降趋势。2014年，虽然原油价格自下半年开始一路下跌，但由于炼化企业购买原油和出售成品油之间一般存在两三个月的时间差，且成品油价格走势与原油价格走势基本一致，也出现相应下跌，炼油毛利并未出现好转势头。综合来看，全球主要地区炼油毛利表现欠佳。西北欧、亚太地区炼油毛利均低于2013年水平，分别为3.92美元/bbl和2.26美元/bbl，主要原因仍是欧洲石油需求减少，美国、中东和俄罗斯柴油大量进口所致，而亚太地区则出现了明显的柴油供应过剩。美国的炼油毛利则从2011年之后持续上涨，尤其是墨西哥湾地区由于加工原油成本低，利润得以大幅提高，2014年炼油毛利高达8.73美元/bbl，成为全球炼油利润最高的地区。进入2015年后，原油市场风险经过释放，原油价格下降对下游的成本利好开始显现，全球大部分地区炼油毛利出现回升，但各地区的炼油毛利增幅有明显的分化。其中西北欧毛利大幅回升，到2015年8月，西北欧加氢裂化型炼厂（加工布伦特原油）的利润达到10.05美元/bbl，达到自2008年以来除2012年9月外最高的单月毛利；同期，美国墨西哥湾地区加工阿格斯含硫原油（ASCI）的焦化型炼厂的利润从2015年1月的8.24美元/bbl增长到14.99美元/bbl，而加工贝肯页岩油的焦化型炼厂毛利更是从10.78美元/bbl猛增到33.20美元/bbl。同期，亚洲炼厂的利润却出现明显下降，新加坡加工迪拜原油的加氢裂化型炼厂的利润从7.21美元/bbl降低到4.83美元/bbl（图3）。Wood Mackenzie预计，2015年下半年，亚太地区和欧洲的炼油利润还会明显下降。对炼油利润最直接的影响，主4要来自中东和印度新增的5000×10t/a炼油能力投产对市场的冲击。图3 世界主要地区炼厂毛利1—美国墨西哥湾加工中质含硫原油的焦化型炼厂；2—西北欧加工轻质低硫原油的加氢裂化型炼厂；3—新加坡加工中质含硫原油的加氢裂化型炼厂
业界认为，虽然短期内的低油价可以使炼油行业提高开工率，利润增加，但从中长期来看，由于全球经济复苏疲弱，油品需求增速放缓，炼油能力过剩加剧，在世界多数地区，炼厂已不可能持续出现2005年左右炼油业黄金时期的高达86%的开工率和10美元/bbl以上的高额利润。预计未来几年内，除美国之外，世界其他地区的炼厂开工率和炼油毛利仍呈下降趋势。1.4 清洁燃料标准加速升级，向更严格的低硫、超低硫方向发展
随着人们环保意识的不断提高，车用燃料升级换代速度加快，总体来看，车用燃料的质量趋势是向高性能和清洁化发展。未来的汽油质量改进主要集中在低硫、低苯和低芳烃，汽油要求低硫、低烯烃、低芳烃、低苯和低蒸气压；柴油要求低硫、低芳烃（主要是稠环芳烃）、低密度和高十六烷值，尤其是降低柴油硫含量将成为炼油业最大的挑战。
全球炼油行业历来视欧美的油品标准为标杆，代表了清洁油品质量的发展方向。绝大多数国家的标准也是参照或模仿欧美标准而定。美国目前在执行中的清洁汽油的标准是硫含量不高于30μg/g，欧盟标准是硫含量不高于10μg/g（表5）。美国和欧盟的清洁柴油标准，硫含量分别不高于15μg/g和10μg/g（表6）。表5 世界现行汽油标准主要指标表6 世界现行柴油标准主要指标
最近几年，主要国家的油品标准升级速度都在加快。例如，美国环保局2014年3月宣布，从2017年起，美国清洁汽油的硫含量标准将从目前的30μg/g降低到10μg/g。欧洲委员会也要求欧盟成员国生产硫含量接近0的汽油。日本目前限制汽油硫含量不高于10μg/g，亚洲发展中国家的清洁燃料标准也在奋起追赶世界领先标准，印度提出在2017年4月起执行相当于欧Ⅳ的BS4清洁燃料标准（硫含量不大于50μg/g），到2020年执行相当于欧Ⅴ的BS5标准（硫含量不大于10μg/g）。其中尤以中国升级换代进步最快，目前正在执行国Ⅳ汽油标准和国Ⅳ车用柴油标准。2017年1月起，全国范围执行国Ⅴ标准车用汽柴油标准。表7为世界各地区已经提出的计划在2015-2035年实施的清洁汽油/清洁柴油标准中的硫含量指标。表7 世界各地区计划2015-2035年实施的清洁汽油/清洁柴油硫含量指标 单位：μg/g
除了进一步降低车用汽柴油中的硫含量指标，降低航空煤油（以下简称航煤）和船用燃料的硫含量也正在成为一些国家和国际组织推进的油品质量标准升级的内容。虽然航煤的标准允许硫含量可高达3000μg/g，但实际市场销售的产品远低于这一限制，普遍在1000μg/g左右。全球地区间已经讨论了要同步降低航煤的硫含量至更低的水平，初步计划在工业化国家或地区，航煤的硫含量将降至350μg/g，2025年进一步降至50μg/g。允许发展中国家稍后一段时间遵循同样的路径来实施这个航煤降硫计划。国际海事组织（IMO）加强了对海上船舶排放的强制性限制规定。要求2010年7月开始在排放控制区（ECAs，目前指波罗的海和美国北海）行驶的船用燃料油硫含量从1.5%（质量分数）降至1.0%（质量分数），从2015年1月起，进一步降至0.1%（1000μg/g）。要求从2012年1月1日起，在世界范围内，船用燃料油硫含量上限从4.5%降至3.5%，目前硫含量平均值为2.7%，到2020年1月（或2025年）进一步降至0.5%（质量分数），彻底消除高硫船用油市场。中国已提出尽快修订出台船用燃料油强制性国家标准，新标准中的硫含量指标将明显降低，在世界大部分地区，降低航煤和船用燃料的硫含量也将是大势所趋。1.5 炼厂整体技术水平不断提高，向智能化、分子化发展
炼厂大型化和装置规模化的趋势对炼厂整体技术水平和运营管理的要求也在迅速提高，尤其是对一些超大型炼厂和新建大型炼厂来说，为充分发挥规模效益，有效利用资源，必须从总体上合理布局装置结构，采用先进技术，提高经济效益。以世界最大的印度贾姆纳格尔炼油中心为例，该厂拥有众多世界级规模的炼油装置，包括常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、连续重整以及烷基化等装置，其中常减44压蒸馏装置规模达到1800×10t/a，催化裂化为1000×10t/a，延迟焦44化为815×10t/a，连续重整规模达到425×10t/a，馏分油加氢处理规44模达到650×10t/a，烷基化单套装置能力达到366×10t/a。炼油主体装置基本采用世界领先技术，UOP公司负责炼厂总体优化方案设计，清洁燃料生产装置选用鲁姆斯、埃克森美孚、KBR和UOP等公司的世界领先技术，所用催化剂来自雅保、标准催化剂及UOP等催化剂大生产公司，催化裂化、加氢脱硫以及催化重整等装置采用UOP公司技术，其他技术提供商包括福斯特惠勒公司的延迟焦化技术、Linde公司的制氢技术等。凭借全球一流的炼油技术和合理的装置结构，该炼厂检修少、运行周期长，开工率和企业盈利连续多年位居世界前列。
由于炼厂规模逐渐扩大、装置结构日益复杂，同时对原料的有效利用和产品质量要求也更加严格，因此对炼厂和装置的运行管控提出了更高的要求。当前新一代信息技术与制造业深度融合，正在引发影响深远的产业变革，形成新的生产方式、产业形态、商业模式和经济增长点。基于信息物理系统的智能工厂等智能制造正在引领制造方式变革，大规模个性化定制、精准供应链管理、全生命周期管理、电子商务等正在重塑产业价值链体系。将先进的制造模式与网络技术、大数据、云计算等数据处理技术相融合的信息化管控技术在炼厂生产经营管理中的应用越来越广泛，智能化、数字化炼厂将是炼油行业发展的必然趋势。未来炼油企业将以物联网和无线网络为基础，通过智能数据处理实现全流程优化和实时优化，从而极大地提升炼厂的经济效益和整体竞争力。
2015年1月，中国政府发布《原材料工业两化深度融合推进计划（2015-2018年）》，提出要加快建设石化智能工厂示范工程，拟选择业内4家先进企业，充分运用物联网、大数据等信息技术，突破一批石化智能制造关键技术，全面提升石化企业感知、预测、协同、分析、控制和优化能力。中国石化在智能炼厂的建设方面走在了石油公司的前列，2012年9月启动智能工厂（试点）建设，选择燕山石化、镇海炼化、茂名石化、九江石化4家企业作为试点项目建设单位。在近3年的时间内，燕山石化、镇海炼化、茂名石化、九江石化4家试点企业智能工厂建设，在原有信息系统建设的基础上，采用云计算、物联网、移动应用、大数据等先进技术，按照“数字化、可视化、模型化、集成化和自动化”的建设思路，对原有系统进行集成、完善、提升和深化应用，进一步提升工厂运营管理水平，推动了企业生产方式和管控模式变革，提高了安全环保、节能减排水平，促进了劳动效率和生产效益提升。4家试点企业的先进控制投用率提高10%左右，生产数据自动数采率提升10%～20%；外排污染源自动监控率达到100%；生产优化由局部优化、离线优化逐步提升为一体化优化、在线优化。九江石化建成炼化一体化全流程优化平台，实现计划、调度、操作的全过程优化，形成上下一体的协同生产、调度指挥新模式，2014年九江石化累计增效2.2亿元。2015年7月，九江石化智能工厂试点被工业和信息化部列为2015年国家智能制造试点示范项目，是石化行业唯一入选单位。中国石化已基本完成4家企业智能工厂试点项目建设，初步形成智能工厂建设框架、技术方案、标准规范和推广模板。“十三五”期间，中国石化业将按照“中国制造2025”和“互联网＋”行动计划，加快推进两化深度融合，力争完成8～10家炼化企业智能工厂示范建设，进一步提升企业数字化、自动化、智能化水平，促进企业生产方式、管理方式和商业模式的创新，为炼化企业持续健康发展注入新动力。“分子炼油”突破了传统炼油技术对原油馏分的粗放认知和加工，从体现原油特征和价值的分子层次上深入认识和加工利用原油，通过从分子水平分析原油组成，精准预测产品性质，精细设计加工过程，合理配置加工流程，优化工艺操作，充分利用原料中每一种或者每一类分子的特点，将其转化成所需要的产物分子，并尽可能减少副产物的产生，使每一个石油分子的价值最大化，使炼厂真正实现“全处理、无残渣”的理想目标。尤其是随着现代网络技术、大数据处理技术、精细分析检测技术的突飞猛进，分子炼油正在从概念、理论走向成熟。埃克森美孚公司最先应用分子炼油的模式来运营管理其炼厂，于2002年启动实施了分子管理项目，利用其专有的原油指纹识别技术，分析不同原油的分子结构，建立相应的反应动力学模型，并进一步与计划优化系统、生产调度和实时优化系统相结合，从炼油过程整个供应链着手，准确确定原油品种方案，优化加工流程，精准预测和精细调和产品组成，对炼油过程进行整体优化，实现最大化生产高附加值产品。通过分子管理，该公司下游业务年获益超过7.5亿美元。中国石化的镇海炼化应用自主开发的计划优化模型和流程模拟模型，导入分子管理理念，通过优化原油资源和能量配置，实现了炼油及乙烯整体效益最大化的目标。随着网络技术、分析检测技术等相关技术的进一步发展，分子炼油技术在炼油行业将获得更广泛的应用。2 主要炼油技术进步
炼油工业作为技术密集型工业，技术创新在引领产业变革、提高企业经济效益、降低生产成本、提升产品质量方面发挥着重要作用，因此也是每年AFPM会议的重点议题。本次大会共分16个专题论坛，分别是：宏观形势、工艺安全、原油供应、汽油生产、加氢处理、催化裂化技术、装置可靠性、项目投资成功因素、炼厂操作、战略决策、技术应用、收益改进、石化产品生产、硫回收与利用、氢气生产、渣油转化，会上共发布了77篇论文，几乎涉猎了从原油供需、主要炼油工艺技术进展、催化剂开发应用到装置操作及优化、节能减排等炼油行业的各个领域，基本反映了炼油技术的关注热点和发展趋势。2.1 催化裂化仍然是最重要的炼油生产装置，围绕其进行的技术创新、操作优化取得了新进展
催化裂化以原料适应性宽、重油转化率高、轻质油收率高、产品方案灵活、操作压力低与投资低等特点，承担着汽油生产的主要任务，8同时兼顾生产低碳烯烃。目前全球催化裂化能力达到7.17×10t/a，仍是炼厂最重要的蜡油加工和重油转化装置。近年来，催化裂化技术进展集中在催化剂、工艺、操作优化等方面。
近年来，主要催化剂公司都推出了一系列新型催化裂化催化剂。BASF公司推出了Stamina，Aegis和Fortress 3种系列产品。其中Stamina是基于其低沸石/基质平台（Prox－SMZ）开发的最大化生产柴油的催化剂。Aegis催化剂则能提高液体产品收率和调整汽柴油产品结构，通过灵活的沸石/基质比例来调整产品收率的选择性，并改善抗金属能力，提高塔底油转化率，并能减少焦炭的生成量。Aegis催化剂已在全球一大批工业装置获得应用，应用量还在逐年增大。Fortress催化剂可用于最大化处理渣油，具有优异的抗磨性能，同时具有钝化镍和裂化大分子烃类的功能，在有效催化大分子烃类裂化反应的同时可以大幅度降低镍的脱氢活性，从而减少氢气和焦炭的生成量。采用Stamina和Fortress催化剂处理铁含量高达2%、钙含量为3000μg/g以上原料的催化裂化装置已成功运行多年。BASF公司正在开发一个新的渣油催化裂化催化剂平台，该平台可有效处理高含镍原料，降低干气中的氢含量和焦炭产率。该公司还在开发一种硼基催化剂BBT，实验室先进裂化评价（ACE）结果表明，与基准情况相比，石脑油和轻循环油收率提高0.75%，焦炭产率下降22%。BBT在2014[7]年首次进行了工业试验，已有3家炼厂开始或准备试用。
Grace公司开发了一种高活性MIDAS Gold催化裂化催化剂，应用于Placid炼油公司的Port Allen炼厂的催化裂化装置后使渣油转化率提高2%（体积分数），降低了塔底油浆产率，在剂油比不变的情况下，油浆产率降低约1%（质量分数）；在反应温度不变的情况下，油浆产率降低约1.5%（体积分数），同时可提高焦炭选择性，估计每年能使[8]Placid Port Allen炼厂提高经济效益700万美元。该公司还开发了一种催化裂化多产烯烃的催化剂ProtAgon，可使催化裂化装置丙烯收率超过10%（质量分数）以上，同时保持裂化活性不降低。2011年，奥4地利OMV公司对其Schwechat炼厂能力为134×10t/a的催化裂化装置进行改造，改造目标是在对催化部分不做改动，仅对干气提浓单元进行改造的情况下实现丙烯收率最大化。具体要求是不提高旋风分离器速度，不增加干气产率，烧焦后再生器温升最小，油浆循环最小。实施采用ProtAgon催化剂和降低装置加工量5%的改造方案的结果表明，4丙烯收率提高1.8个百分点，达到11.8%，C烯烃收率提高1.5个百分点，达到11.5%，盈利能力增加了约3美元/t，达到了改造目标，该装置也因而成为欧洲领先的生产丙烯的催化裂化装置。经过OMV公司改造应用后，Grace公司对ProtAgon催化剂又进行了改进，开发出了Midas和Achieve 400等系列，在欧洲、中东和非洲有8套装置得到了
[9]应用。
Rive公司推出了Molecular Highway中孔分子筛技术，并进行了工业应用。该分子筛具有较大的中孔分布，可使催化裂化进料分子更易进入分子筛内部，反应后迅速退出，从而改善焦炭选择性，降低渣油产率，提高汽油和柴油收率，减少干气产率，已在CountryMark炼厂和美国Alon炼厂得到应用。Rive公司Molecular Highway催化剂还可用于提高丁烯收率。在转化率为75%、液化石油气收率不增加的情况下，4使用Rive公司的催化剂，C烯烃收率比使用常规催化剂提高约3%。将传统催化剂和Rive公司的催化剂分别加入25%的ZSM-5助剂进行测4试对比，结果表明，Rive公司催化剂中加入25%的ZSM-5助剂后，C[10]烯烃收率可进一步提高。
巴西石油公司提出了一种通过改变催化裂化化学机理以高产低芳烃中馏分油的新技术，用自由基裂化代替碳正离子介质裂化，如在热裂化中，使用专有催化剂并在提升管中注入1%～2%的氧气（或者等量氧气的空气）作为自由基引发剂。该技术在巴西石油公司位于巴拉那南圣马提乌的SIX炼厂的大型提升管中进行中试，当加工常压渣油时，中馏分油的收率和质量都接近于延迟焦化中获得的中馏分油，焦炭收率低且渣油转化率高，轻循环油馏分中的芳烃含量降低25%，并且十六烷指数提高了15个点。该技术使得炼厂从汽油生产为主转向以柴油生产为主，生产方案更具弹性和灵活性。这项新技术很容易实[11]施，只需简单改变催化裂化局部配置即可进行切换。2.2 加氢裂化、加氢处理工艺及催化剂在生产清洁燃料方面继续发挥关键作用
随着清洁油品质量标准的逐渐趋严和加工原油质量日趋重劣质化，加氢裂化、加氢处理等加氢技术因具有原料加工范围宽、产品质量好、轻质产品收率高等优点成为炼厂实现油品质量升级和原油高效利用的关键核心技术，技术创新主要围绕工艺技术的改进和各种催化剂的升级换代来开展。2.2.1 加氢裂化工艺
HaldorTopsoe公司开发了一种低成本的HPNA Trim加氢裂化新工艺，可通过减少未转化油排出来控制多环重芳烃沉积，以防止催化剂失活使转化率下降和下游换热器表面结垢的现象。HPNA Trim工艺可将主分馏塔塔底用于循环的一部分未转化油送入一座小的汽提塔，汽提得到的轻馏分油返回主分馏塔底部，这样可使脱除的未转化油从占原料油的2%～5%（体积分数）降至0.5%～1.0%（体积分数）。以一4套195×10t/a的加氢裂化装置为例，按循环方案操作，未转化油的循4环量约为165×10t/a。在主分馏塔下游增设一座小汽提塔，使进入汽提塔的80%未转化油汽化，净排出高浓度多环重芳烃的未转化油只有41.35×10t/a[占进料的0.7%（体积分数）]。增设多环重芳烃汽提塔后，未转化油排出降低2.6个百分点（体积分数），原料油的总转化率由96.7%提高到99.3%，航煤和柴油收率提高2.1%（体积分数）。估算出液体产品增加的年总效益约为480万美元，增设汽提塔的投资（含[12]技术转让费和设计费）为220万美元，投资回收期约为7个月。
雪佛龙鲁姆斯公司开发了新一代加氢裂化催化剂——择形ICR18系列催化剂，采用优化后孔径更窄的孔道替换原孔径为1nm的USY分子筛孔道，保证了催化剂的选择性，提高了蜡含量较多的未转化油的柴油转化率。新催化剂首先在CLG公司设计的欧洲某炼厂的两段循环加氢裂化装置上实现了应用。该装置原来使用USY分子筛催化剂，后来改用择形ICR18系列催化剂后，反应速率提高25%，装置总转化率提高80%～90%，而催化剂的选择性并未受到影响，装置成本和运营[13]成本均有不同程度的下降。2.2.2 加氢处理工艺
HaldorTopsoe公司开发了加氢裂化原料预处理和加氢处理生产超低硫柴油的催化剂TK-609 Hybrim，这是一种活性很高的加氢处理催化剂，其脱硫、脱氮和芳烃饱和活性与其上一代TK-607 Brim催化剂相比提高了40%。TK-609Hybrim催化剂的超高活性，可使装置在进料量不变的情况下延长运转周期，或能加工质量更差的原料，或能提高加工量，可大幅度提高装置的经济效益。目前，全球已有20多套生产超低硫柴油的加氢处理装置和加氢裂化原料油预处理装置选用该催4化剂，中国2015年开工的山东晨曦石化公司80×10t/a柴油加氢装置采用该催化剂，用以处理焦化汽柴油、催化柴油及直馏柴油等生产国[12]Ⅴ柴油。
标准催化剂（Criterion）公司开发出了第2代Centera钴钼—镍钼—钴钼催化剂级配体系（Centera Sandwich Catalyst System），可以解决超低硫柴油加氢装置氢耗高、处理原料受限制等难题。该催化剂是在已工业应用的第1代钴钼—镍钼—钴钼催化剂级配基础上改进而来，在反应器最上层装填的钴钼催化剂可非常容易地脱除硫化物；在反应器中上层装填镍钼催化剂，以保证在降低芳烃饱和减少氢耗的情况下最大限度地降低柴油中的氮含量；在反应器最下层装填高活性的钴钼催化剂完成脱硫反应，进一步降低氢耗。这种催化剂装填级配方案可使炼厂处理更多纯钴钼催化剂难以处理的劣质原料，其应用效果已在全球多家炼厂得以证实。美国西得克萨斯州Alon Big Spring炼厂的柴油加氢装置为了实现生产超低硫（硫含量8～10μg/g）柴油的目的，在炼厂投资有限以及氢气供应受限的情况下，采用这种催化剂级配装填体系，使装置扩大了原料处理范围，在氢耗略微增加的情况下[14]反应温度有所降低，而且提高了催化剂的活性和使用寿命。2.2.3 催化裂化原料加氢预处理工艺
催化裂化原料加氢预处理工艺由于可改善催化裂化原料性质，从而提高装置的操作效率、改善汽油产品质量，在欧美国家应用比较普遍。Criterion公司开发的Centera催化剂主要用于对催化裂化原料进行加氢预处理，除了可以使催化裂化产品的硫含量降低外，还可以使更多芳烃饱和，进一步降低氮、金属含量，从而改善裂化性能，提高催化裂化的转化率和体积收率。马拉松石油公司Catlettsburg炼厂采用Centera催化剂用于催化裂化原料预处理以生产符合Tier 3标准的硫含量小于10μg/g的汽油组分，进料为重减压瓦斯油和脱沥青油，在高压及较高的反应苛刻度下进行，与传统预处理模式相比，使用Centera催化剂并在较高苛刻度下进行的催化裂化原料预处理，总液收率和柴[15]油收率都得到了提高。2.2.4 液相循环加氢工艺
杜邦清洁技术公司总结了其液相循环加氢IsoTherming工艺10年的工业应用成就。液相循环加氢是针对常规滴流床反应系统的缺点专门开发的一种工艺，其反应系统为独特的全液相系统，除原料泵、循环油泵和补充氢压缩机外，只有原料油加热炉、氢气/原料油混合器和加氢反应器3件高压设备，取消了传统加氢工艺必备的氢气循环系统。与常规滴流床加氢工艺相比，液相循环加氢新工艺具有如下主要优点：一是投资减少。因为反应器结构比较简单，且没有循环氢系统，整个压力系统明显缩小和简化，与常规加氢工艺相比，可以减少投资50%以上。二是液体产品收率提高。由于加权平均床层温度（WABT）降低和副反应生成的非目标产品减少，因此提高了液体产品收率。三是反应系统的安全性高。反应器中的温升小，液体流动分布均匀，使温度失常、失控的危险减至最小。四是总氢耗减少。因为没有循环氢，不需要脱除不凝杂质的低纯度氢气排放系统，所以可以减少总氢耗。自2003年首套装置工业化后，到目前为止已获得IsoTherming技术许可的工业装置共有23套（新建8套，改造15套），其中在运转的有11套（美国6套、中国5套），在设计和建设阶段的有12套，主要用于柴油加氢处理、催化原料油加氢预处理/缓和加氢裂化、煤油加氢处理、减压瓦斯油和轻循环油缓和加氢裂化、脱蜡。某采用液相循环加氢工艺加工100%催化轻循环油的缓和加氢裂化装置于2011年投产，3原料油密度为940g/cm，硫含量4125μg/g，自投产以来，脱硫率保持[16]在99%以上，产品柴油硫含量小于50μg/g，一般为5～20μg/g。2.2.5 油品调和技术
油品调和是炼厂油品出厂前的最后工序，通过调和可以使出厂油品达到质量标准要求。先进的油品调和技术对炼厂提高经济效益至关重要。对美国中型炼厂而言，通过优化的油品调和技术，每年至少可增加收入2000万美元。Valero能源公司开发了汽油在线单调和优化系统（On-line Single Blend Optimization System, SBO）。SBO系统包括调和计划、调和属性控制、调和比例控制、调和分析子系统4个模块，其中调和属性控制模块和调和比例控制模块分别运用了Honeywell公司的OpenBPC模块和EBC模块。OpenBPC模块接受调和计划指令后，可在线将油品有效调和，符合质量要求并进行优化，而EBC模块接受OpenBPC模块的调和属性控制方案后，通过控制泵和流量控制器来控制各油品调和比例，确保被调和的产品符合配方各项指标的要求。SBO系统应用于Valero能源公司的Houston炼厂和McKee炼厂均取得[17]了很好效果。2.3 渣油加氢和延迟焦化仍是劣质重油加工的关键技术，提高液体产品收率、实现装置平稳长周期运行是技术持续改进的方向
随着原油劣质化、重质化趋势加剧，原油加工难度增大，同时环保法规趋向更为严格，重油的高效加工和充分利用已成为全球炼油业关注的焦点，作为重油加工主要技术的渣油加氢工艺的应用日益增多，主要包括渣油加氢裂化、固定床加氢处理等，总加工能力为13×810t/a，未来还将大幅增长。
雪佛龙公司介绍了其LC－Max渣油沸腾床加氢技术最新进展，该技术是在LC－Fining沸腾床加氢裂化工艺基础上开发的LC－Fining和溶剂脱沥青的组合技术。LC－Max工艺可加工更劣质的原料并提高转化率，最大限度地转化沥青质，有效利用氢气，提高产品质量。采用50∶50的Merey－16和阿拉伯重减压渣油原油进料，渣油转化率达到90%，可生产符合欧Ⅴ标准的柴油和适合于催化重整装置进料的重石脑油。该工艺已于2013年1月首次许可给中国山东神弛化工公司，该4[18]公司正在建设的260×10t/a装置计划于2016年投产运行。
VRSH技术是雪佛龙公司在其渣油固定床加氢处理和沸腾床加氢裂化成套技术的基础上，于2003年开始研发的减压渣油悬浮床加氢裂化技术，其技术特点在于催化剂体系、渣油加氢裂化、从未转化油中分离固体以及金属回收。该工艺采用独特的经过预硫化的钼催化剂，采用与LC－Fining和LC－MAX相近的缓和压力和温度（14～21MPa，413～454℃）以及可靠性极高的液相循环反应器。该技术已经过长期大量的实验室研究，可以转化85%的微残炭和沥青质，与减压渣油的转化率接近。经过连续100d以上加工100%Maya减压渣油的试验证明，转化率甚至可以达到92%，反应器、阀门等设备不结焦。雪佛龙公司从2015年初开始面向全球许可VRSH渣油悬浮床加氢技术[18]。
ENI公司EST悬浮床加氢技术于2013年10月在其意大利4Sannazzaro炼厂135×10t/a的新建装置上进行了首次工业应用，装置设计加工俄罗斯乌拉尔原油的减压渣油。工业运行情况表明，悬浮床反应器温度基本恒定，轴向温差小于2℃，径向温差小于0.1℃，具有高效的气液分离效果，没有气泡产生；原料转化率达到95%～96%，没有焦炭形成；产品质量达到设计要求，其中欧Ⅴ柴油收率超过40%（质量分数）。首次开工3个月后装置进行了停工维修，2014年6月，装置第2次开工，据称一直运转良好，技术改进仍在进行中。目前ENI公司已宣称可对外许可该技术。目前该装置的运转情况处于对外完全保密的状态，详情未知。如果Sannazzaro炼厂的EST悬浮床加氢裂化工业装置能保持长期运转，渣油转化率保持在95%以上，将是渣油深度转化技术的重大突破。
Axens公司介绍了其H－Oil－Solvahl组合工艺，采用H－Oil沸腾床渣油加氢裂化与Solvahl溶剂脱沥青工艺相结合，将沸腾床加氢裂化未转化的渣油送进溶剂脱沥青装置脱除沥青质，以实现渣油的最大转化。根据加工原料的性质（如金属含量、沥青质）可有几种不同的组合方案：加工540℃以上中东减压渣油，相对密度1.032、钒含量55μg/g、镍含量145μg/g 、硫含量5.6%、氮含量4000μg/g、黏度10000cSt、沥青质14.2%（质量分数），是理想的H－Oil原料，单独采用H－Oil工艺，渣油转化率可以达到80%，而与溶剂脱沥青（SDA）工艺联合，从SDA出来的脱沥青油与从H－Oil出来的瓦斯油/减压瓦斯油混合进入Prime－D装置生产瓦斯油，减压渣油转化率可提高到90%，石脑油收率4%，瓦斯油收率61%。如果要加工委内瑞拉减压渣油，由于原料质量很差，相对密度1.028、钒含量42μg/g、镍含量95μg/g、硫含量3.9%、氮含量8000μg/g、黏度4100cSt、沥青质含量19%（质量分数），用H－Oil工艺难以加工，可采用称为H－Oil Block的分段H－Oil与SDA的组合工艺，即减压渣油先进入第1个H－Oil反应器，反应产物经过分离后重组分进入SDA装置，脱除沥青质后的脱沥青油再进入第2个H－Oil反应器，减压渣油的转化率可达到87%，石脑油收率15%，瓦斯油收率53%。还有一种方案是加工70%以上馏分油，由于原料质量较好，采用H－Oil－SDA组合工艺后可收到转化率92%、石脑油收率13%、瓦斯油收率59%的效果。H－Oil－SDA组合工艺具有灵活加工各种原料、降低结垢、转化率最大化的优点。Axens公司认为，对于加工极其劣质的渣油，此组合工艺比渣油悬浮床工艺更为可靠，也更具经济性。
委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）最近宣布，在委内瑞拉950×410t/a Puerto La Cruz炼厂建设的深度转化联合装置计划2018年6月投4产，届时炼厂的原油加工能力将提高到1050×10t/a，并能加工重原油和超重原油。投资52亿美元建设的这套深度转化联合装置有两个4系列加工能力250×10t/a的HDHPLUS渣油悬浮床加氢裂化装置，可4生产轻馏分油、中馏分油和减压瓦斯油，有3个系列65×10t/a减压蒸馏装置和3个系列后续的加氢处理装置。
Adams Project公司对延迟焦化装置的焦炭塔的进料选择方案进行了研究。焦炭塔自动卸盖系统虽然可提高操作的安全性和可靠性，但会对焦炭塔的进料管线和进料口方位的设计、焦炭塔底锥体和过渡接管的设计及安装造成影响，因为单独进料入口有可能导致进料分布不均，从而影响操作效率和可靠性。当一套大型、多塔焦化装置安装了塔底自动卸盖阀后维持原有的单进料口操作，会出现局部过热、水冷时压力剧变、焦炭塔变形等问题，装置循环周期被迫从最初的12h调整为13～14h，甚至更长。改用双进料口操作后，装置运行恢复正
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