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图1 循环精馏塔板

炼油过程大多在高温下进行，终端产品基本在常温下储存，换热强化是炼油过程低碳化的又一重要方向。既要重视使用板式、缠绕管式等各种强化换热设备的工程技术开发，更要重视装置内和装置之间的热集成和热联合技术开发，还要重视低品位余热发生低压蒸汽后进行电驱动的机械压缩升压直接利用的工程技术开发，尽量避免低品位余热采用低温工质发电的能量回收技术。对于部分难以通过热集成、热联合回收的高温位能量，如催化裂化待再生催化剂烧焦产生的高温热和烟机排出的高温烟气的热量，应通过工程技术与装备技术创新，尽可能发生高能级蒸汽。可喜的是，针对过去发生的4 MPa高压蒸汽回收能量效率不高的问题，我国催化工程技术专家和热工技术专家已开始合作进行利用催化剂再生高温热发生10 MPa超高压蒸汽的工程实践并取得了成功。

3.4 低碳化炼油厂能源系统构建技术

炼油厂必须有连续、稳定、可靠的蒸汽、电力、燃料气供应，以化石能源为主体才能满足要求。开发与推广应用提高化石能源转化效率技术，构建多能互补智能化能源系统成为建设低碳化炼油厂的重要内容之一。

围绕化石能源高效转化成蒸汽、电力等二次能源，国际上已开发形成了一批先进技术，如：天然气、合成气等气体燃料的燃气轮机联合循环发电技术，热效率达到60%，正在开发热效率70%的机组；采用H2，CH4，CO，CO+H2等燃料的熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）的发电效率可达到47%~60%以上，MCFC机组工作温度在600~650 ℃，利用其排出的高温气体实现热电联供，综合效率可超过80%~90%。国外已进行了兆瓦级大规模示范和应用，韩国建成了世界最大的59 MW MCFC电站[10]；采用H2，CH4，CO+H2为燃料的固体氧化物燃料电池（SOFC）发电机组，发电效率可达60%，热电联产效率可达85%~90%，在德国4.5，11.0 MW的SOFC机组已商业化（见图2）。

图2 德国已商业化的SOFC发电机组

我国煤炭高效转化成二次能源的技术也取得长足进步，是国际上投运600 ℃超超临界燃煤发电机组最多的国家，百万千瓦级600 ℃超超临界燃煤发电机组的效率达到48%，每度电耗小于8.2 MJ (280 g标准煤)；自主研发、设计、建设、运行的250 MW IGCC(整体煤气化联合循环发电系统)示范工程，粉尘和SO2排放浓度小于1 mg/m3，NOx排放浓度小于50 mg/m3，发电效率比同容量常规发电技术高4%~6%；中国矿业大学（北京）彭苏萍带领团队承担了“十三五”国家重点研发计划“二氧化碳近零排放的煤气化发电技术”项目，千瓦级SOFC电堆已批量化生产，正在开发发电效率达到60%、热电联供效率可达90%、串联利用绿电的固体氧化物电解水制氢（SOEC）、再和CO2合成生产含碳化工产品的技术。

炼油企业要根据企业实际用能情况，采用国内外先进的化石能源转化技术建设能源供应系统。易获得天然气的企业在国内MCFC，SOFC热电联产技术没有商业化前可引进国外技术。天然气供应紧张的企业，可采用低沥青收率的渣油溶剂脱沥青—硬沥青气化技术，串联如图3所示的MCFC或SOFC热电联供技术。

图3 沥青气化—MCFC或SOFC热电联产系统

构建低碳化炼油厂能源系统还应重视和可再生能源的耦合。炼油厂周边有风力发电和太阳能发电资源的，要积极发展风电及太阳能发电，在不影响炼油厂电力系统可靠性的前提下，接入可再生电力；高比例接入可再生电力而影响电力系统可靠性时，可考虑绿电电解水制氢，将绿氢接入工厂氢气系统或向社会供氢。

我国小型核电技术快速进步，安全性高的高温气冷堆发电供热示范项目已在山东荣城建成并投入运行，炼油企业应主动和核电企业合作，探索和自身能源系统耦合的以供热为主的小型核电系统。

3.5 与炼油过程耦合的废弃高分子材料回收利用技术

由炼油提供原料生产的各种高分子材料随意废弃已对生态环境造成严重污染，废弃高分子材料回收利用与炼油过程耦合是一种高效资源回收途径，国际上有不少炼油企业都在研究、开发和实践，有的已经产业化。我国从事炼油技术研究和工程化技术开发的科技人员应主动介入废弃高分子材料回收利用与炼油过程耦合的技术研究，炼油企业也应把承担废弃高分子材料回收利用作为实现低碳化目标的一项重要举措。

3.6 基于数字化、智能化炼油厂的节能技术

建设数字化、智能化炼油厂是炼油产业高质量发展的必然趋势，已经受到许多炼油企业的重视。在建设数字化、智能化炼油厂的过程中，要把支持炼油厂低碳化作为最重要的工作内容。要突破数据准确自感知的难题，尽快实现炼油厂物质流、能量流、数据自动感知与自动采集、异构数据自动集成，建设好数据存储系统；要采用机理建模和数据建模技术相结合的方法，建设能量流驱动物质流、物质流产生或影响能量流的动态关联模型，逐步形成和完善生产效率、产品品质约束下的，加工能耗最低、碳排放最小的在线优化等技术。

4.1 我国有丰富的生物质资源

生物质是在自然界广泛存在的可再生物质，培育生物质是实现碳中和的最重要路径。生物质主要由碳、氢、氧3种元素组成，其碳氢比和石油碳氢比基本相当。采用生物、化学、物理等多种技术手段科学集成进行生物炼制，可以更高效转化成各种燃料、含碳化学品和含碳材料。大力发展生物炼制，部分替代石油，是炼油行业实现碳达峰和碳中和的重要技术路径。我国可利用的生物质数量很大（如表1所示）[11]，据统计，还拥有非宜粮可种植生物质的土地约8.28×106公顷，发展生物炼制有很好的资源基础。

表1 我国可利用生物质资源统计

4.2 发展生物炼制的重点产品及技术

从实现碳达峰和碳中和的目标考虑，发展生物炼制的主导产品应该是可以较大规模替代石油的生物基燃料、生物基化学品、生物基材料。

开发与推广生物基燃料技术的重点，一是生物乙醇技术:要尽快进行农林生物质气爆预处理—纤维素酶解—五碳六碳糖同步发酵制乙醇的产业示范；要抓紧突破农林生物质高效气化技术，形成成熟的合成气净化—厌氧发酵制乙醇成套技术。二是生物航煤技术:要加强生物质水热裂解加氢或生物乙醇化学合成生产生物航煤技术的开发及产业示范；要提升动植物油脂及餐饮废油为原料临氢脱羧和异构化生产生物航煤技术，减少副产，提高生物航煤收率。三是生物柴油技术:要开发耦合纳微尺度传质强化的新一代生物柴油生产技术，降低生产能耗和成本。

开发与推广生物基化学品技术的重点是生物质制醋酸、乳酸、丁二酸、呋喃二甲酸、丁二烯、异戊二烯等可以进一步转化成用途广泛的生物基合成材料的单体技术。

开发与推广生物基材料技术的重点是生物基聚乙烯（PE）、聚丙烯（PP）、聚乳酸（PLA）、聚丁二酸丁二醇酯（PBS）、聚丁二酸丁二醇对苯二甲酸酯（PBTS）、聚呋喃二甲酸乙二醇酯（PEF）等合成树脂，粘胶纤维、醋酸纤维、Lyocell纤维、莫代尔纤维等纤维素纤维，稀土顺丁橡胶、稀土异戊橡胶等生物基橡胶。

5.1 氢能是未来低碳能源系统中重要的二次能源

越来越多的人认为大量使用化石能源造成大气中二氧化碳浓度快速升高是全球气候变暖的主要原因，加快发展可再生能源，推动能源低碳化转型已成为世界的大趋势。可再生能源系统中除生物质能外，都只能转化成间隙性和随机性的电能，人类除需要用电外，还需要大量含碳燃料、含碳化学品和含碳材料。氢气的质量能量密度高，是汽油的3.15倍，直接作能源使用，可通过燃料电池驱动汽车、火车等交通工具，没有二氧化碳排放；储存氢气具有储存电能难以匹敌的容易大规模和长期储存特性，是间隙性可再生能源电力系统中必不可少的储能载体，而且和电储能相比安全风险更容易控制；氢气还可以和大气中的二氧化碳反应转化成含碳可持续燃料、化学品和高分子材料。氢能是在能源低碳化转型中占重要战略地位的二次能源。炼油行业要充分发挥在制氢用氢中积累的技术与人才优势，加强氢能应用技术开发，积极发展氢能。

5.2 氢气使用中的安全风险可防可控

氢气是相对分子质量最小的物质，储存、运输、使用过程容易泄漏。很多人认为氢气在空气中泄漏后爆炸浓度范围是4%~75%(体积分数,下同)，一旦泄漏，极易发生爆炸事故，对发展氢能持保留意见。必须承认，发展氢能存在氢气泄漏引发着火爆炸的风险，但是燃爆危险性数据表明氢气的安全风险和天然气、汽油相比没有增加。过去国内的不少出版物为了强调易燃易爆物质的危险性，把在空气中的燃烧浓度范围当作爆炸浓度范围呈献给读者。实际上，易燃易爆物质泄漏到空气中有燃烧浓度范围和爆炸浓度范围之别（如表2所示），有的物质燃烧与爆炸浓度的下限和上限相差较小，如天然气爆炸下限比燃烧下限高1.0百分点，上限低1.5百分点，而氢气爆炸下限比燃烧下限高14.3百分点，上限低16.0百分点。这种差异与其单位体积的发热量和爆炸能有关。

表2 汽油、天然气、氢气燃爆危险性物理化学性能

氢气的相对密度为0.069 5，密度只有空气的1/14，氢气一旦泄漏易于扩散，不易在地面聚集，封闭空间内氢气会在顶部聚集。图4为氢气以10 L/min的速度泄漏4 min后的浓度分布。图4的数值模拟结果说明，氢气不易在地面聚集形成爆炸气氛。单位体积氢气爆炸能是汽油蒸气的1/22。日本自动车研究所在乘用车车厢内进行氢气的燃爆试验，用电火花点火：氢浓度为12%时，氢气闪燃，放置在点火器旁的餐巾纸没有被点燃；氢气浓度大于40%时，爆炸能量击碎车窗玻璃；氢气浓度达到60%时，爆炸造成车身破损。

图4 氢气以10 L/min泄漏4 min后的浓度分布

日本自动车研究所进行过FCEV(燃料电池电动车)储氢瓶泄氢和汽油车油箱漏油后的车辆着火试验（见图5）：FCEV发生事故时70 MPa储氢瓶氢气的熔断阀自动打开泄氢并向上燃烧，1 min后熄火;汽油油箱漏油引起着火，持续燃烧，导致轮胎和车体着火，直至车辆烧毁。

中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院进行了加氢站泄漏燃爆事故后果模拟实验，结果如图6所示。由图6可以看出，当氢气浓度为10%时，只发生了闪燃；当氢气浓度提高到20%，发生燃爆；当氢气浓度达到30%，氢气燃爆，试验车辆着火燃烧。

图5 车辆着火试验示意

图6 加氢站典型爆炸场景实验测试

日本根据氢气安全性试验研究，提出了氢气安全使用的3个原则:一是不泄漏；二是泄漏后及时发现；三是泄漏后不积聚，概括出一句话“像管理天然气一样管理氢气，氢气是安全的”。图7是日本东京新日本石油目黑加氢站，和周边居民楼一墙之隔。图8所示为日本大阪市城东区岩谷产业森之宫加氢站，氢储存方式为液氢，储罐容量1.1 t，可满足300台车加氢需求，液氢储罐氢逃逸12~13 kg/d。

图7 东京新日本石油目黑加氢站

图8 森之宫加氢站与周边距离示意

5.3 炼油行业大力发展氢能的重点是构建氢能供应链和支持供应链的创新链

目前风电、太阳能发电的成本（不考虑储电成本）已经降低到可以与火电竞争，但是用这些可再生电力电解水制绿氢，由于电解槽的投资大、耗电高，其成本还很难和灰氢（化石能源制氢）、蓝氢（工业副产氢）相比。不过，氢能理事会/麦肯锡公司预测未来可再生的绿氢成本将大幅度下降[12]（如图9所示）。

图9 氢能理事会/麦肯锡公司预测的2020—2050年氢气的成本

氢能的发展必然会经历灰氢、蓝氢到绿氢阶段。在现阶段，炼油企业要尽可能利用蓝氢，如催化重整副产氢，通过变压吸附等技术纯化生产高纯氢，成为燃料电池汽车的供氢中心。鉴于用集束式压缩气瓶汽车运送氢气成本高，要加快开发甲基环己烷、甲醇等有机液体储氢技术和模块化甲基环己烷、甲醇、甲烷等现场制氢技术，降低氢气储存运输成本，支持燃料电池汽车的发展。面向未来，炼油行业还要发挥自己的科技优势，积极参与高效电解水制氢技术、固体储氢技术、低铂/无铂燃料电池技术等绿氢制造、先进储氢技术开发。

6.1 二氧化碳捕集储存利用面临的挑战

二氧化碳中有两个碳氧共价键，1 mol二氧化碳的键能达到160 kJ，是热稳定性极高的气体。二氧化碳密度大于空气，空气中的二氧化碳含量低时，对人体无危害，但当空气中二氧化碳体积分数达到1%时就会使人感到气闷、头昏、心悸，达到10%时，会使人体机能严重混乱丧失知觉，呼吸停止而死亡。

绿色植物（含藻类）吸收光能，将空气中的二氧化碳和水转化成碳水化合物在植物中储存下来，是自然界神奇的二氧化碳利用方式。但人工地将锅炉、加热炉排放的烟气中或空气中的二氧化碳大规模捕集起来，加压送到地下储存或进行化工利用极具挑战性。从1997年《联合国气候变化框架公约》京都议定书制定以来，全世界的科学家及工程技术专家围绕低浓度二氧化碳捕集储存利用已进行了溶剂吸收、吸附分离、膜分离等多种技术路线的技术开发与工程实践，到目前为止除少数捕集利用技术具有经济性外，多数技术没有经济性。

二氧化碳捕集有吸收法（包括使用碳酸钾、醇胺等作溶剂的化学吸收，使用甲醇、N-甲基吡咯烷酮等作溶剂的物理吸收，使用砜-胺法、低温甲醇法的物理化学吸收）、吸附法（包括变压吸附法PSA，变温吸附法TSA）、低温分离法，这些方法在需要脱除二氧化碳的化工过程中都有成功应用。但上述技术用于回收低二氧化碳含量的电站烟气等气体中的二氧化碳，虽然做了很多改进，仍然存在能耗高、成本高的问题。吸附分离、膜分离、富氧燃烧、化学链燃烧等旨在降低回收化石能源燃烧时产生的二氧化碳的能耗和成本的新技术，有小试和中试研究，但还都没有实现工业应用。

二氧化碳地下储存有一批100 kt/a左右的示范性项目，因投资大，成本高达约100美元/t，推广应用几乎没有进展，目前总储存量约为30 Mt/a。

关于二氧化碳的利用，在石油开发过程将二氧化碳作为驱替剂提高石油采收率具有较好的经济性。通过化学反应途径利用二氧化碳生产化学品，世界化学、化工界做了许多开拓性的研究工作。中国科学院大连化学物理研究所李灿团队基于他们发明的二氧化碳加氢高选择性合成甲醇的催化剂，开发了二氧化碳加氢合成甲醇技术，进行了千吨级装置的示范，但由于合成反应的转化率低，还难以进一步工业放大和推广应用。中国科学院上海高等研究院孙予罕等开发了二氧化碳和甲烷干重整生产一氧化碳的技术，完成了万吨级装置的工业试验，但也没有推广应用。

从目前看，大规模有经济性的捕集储存利用二氧化碳仍然受到技术的制约。但是面向未来，实现碳达峰和碳中和，二氧化碳捕集储存利用是躲不过的难题，必须确定重点方向，坚韧不拔，持续攻关。

6.2 二氧化碳捕集储存利用技术开发的重点

二氧化碳捕集技术要围绕进一步降低能耗和成本进行。溶剂吸收法要通过机理研究进行新溶剂的合成或传统溶剂的改性，开发纳微尺度传质强化的吸收技术，优化解吸流程的工艺与工程技术；吸附分离法的重点是开发吸附容量大的MOF（金属-有机框架材料），COF（共价有机骨架材料）等新型吸附材料、吸附剂及配套的吸附分离工程技术；膜分离的重点是膜材料的选择、改性和高通量的膜制备技术和工程应用技术；还要探索电化学捕集等新捕集技术。

二氧化碳储存技术要围绕地下储存的机理、储层地质条件进行，重点是大规模存储的地质构造选择、工程技术和地表安全性研究。

二氧化碳利用技术要围绕能大规模利用二氧化碳的技术进行，重点是二氧化碳高效加氢生产甲醇技术、二氧化碳电催化制乙烯技术、二氧化碳电化学或催化还原生产一氧化碳技术、二氧化碳生物微藻法生产高蛋白饲料及生物油脂技术。

（1）未来社会对各种油品和石化产品的需求决定炼油行业会长期存在。

（2）炼油过程要求使用以化石能源为主体,具有很高的连续性、稳定性和可靠性的能源系统，会存在一定的二氧化碳排放。

（3）持续开发和推广应用低能耗炼油技术是炼油企业推进碳达峰碳中和的首要技术路径。

（4）发挥行业优势，选择重点产品，突破关键技术，加强科技支撑，大力发展生物炼制，积极发展氢能，开展二氧化碳捕集储存利用是炼油行业推进碳达峰碳中和必须重视的技术路径。