我国炼油行业低碳发展路径分析

2023-02-07李明丰李延军

石油炼制与化工 2023年1期

李明丰，吴昊，李延军，秦康，于博

(中石化石油化工科学研究院有限公司，北京 100083)

1 炼油行业低碳发展政策要求

2020年，中国正式宣布“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标。党中央、国务院高度重视应对气候变化工作，科学谋划顶层设计，将碳达峰碳中和纳入生态文明建设整体布局。目前，我国已经完成“双碳”顶层设计，基本构建起了“1+N”政策体系，并不断持续完善，涉及多个行业不同领域的配套政策正在陆续出台。同时，党中央持续规范碳达峰碳中和运行体系，要求先立后破，不搞“一刀切、运动式”减碳，坚持能源安全和稳增长两大底线。

2021年10月24日，中共中央、国务院正式公布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，对碳达峰碳中和工作作出了系统谋划，明确了总体要求、主要目标和重大举措。设定了推进建设低碳循环发展经济体系、降低碳强度、提升非化石能源消费比重等低碳发展目标。2021年10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》(简称《方案》)，提出到2025年单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位GDP二氧化碳排放比2020年下降18%的目标。《方案》同时对石化与炼油行业低碳发展提出了明确的目标和措施要求：到2025年国内原油一次加工能力控制在1.0 Gt以内，主要产品产能利用率提升至80%以上；引导企业转变用能方式，鼓励以电力、天然气等替代煤炭；调整原料结构，拓展富氢原料进口来源，推动石油化工原料轻质化；鼓励企业节能升级改造，推动能量梯级利用、物料循环利用等。

2022年2月，国家发展改革委等四部门联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》，明确提出推动炼油行业节能降碳改造升级，提出的举措包括推动先进分离、组分炼油等技术开发和应用，开展重大节能装备应用推广，进行能量系统优化、氢气系统优化等。2022年8月，工信部、发改委、生态环境部联合发布《工业领域碳达峰实施方案》，提出坚持把节约能源资源放在首位，提升利用效率，优化用能和原料结构，推动企业循环式生产，推进用能低碳化、智慧化、系统化。

国家政策为炼油行业“双碳”工作提供了明确的战略指引和方法指南，同时行业的低碳发展也面临着诸多挑战。碳达峰碳中和工作既是一场硬仗，也是一场持久战，要围绕目标分阶段、分步骤地推进相关工作。

2 炼油行业低碳发展面临的挑战

2.1 炼油产能存在结构性过剩

近年来，我国炼油能力持续增加，从图1可以看出2010年至今我国炼油能力增长50%以上，2021年达到910 Mt/a[1-2]。随着炼油能力的不断攀升，结构性产能过剩问题愈加突出，具体表现为：一是全国炼油开工率比较低，虽然炼油厂开工率从2015年的66%增长至2021年的78%左右，但距发达国家的90%左右的水平还有一定差距；二是炼油规模偏小，全国平均炼油规模为4.58 Mt/a，远低于世界平均水平的8.12 Mt/a[3]；三是成品油和基础化工品过剩，但高端化工品严重短缺。在解决结构性产能过剩、高端化工品生产能力不足的过程中，需统筹考虑低碳发展需求。

图1 中国炼油加工能力

2.2 炼油行业转型发展需求迫切

我国实现碳达峰碳中和的过程必将推动能源结构演变，交通运输用能将逐渐被新能源替代，成品油需求近期达峰后将不可避免地呈现降低趋势，炼油行业的供需结构性矛盾促使炼油向化工转型。据国际能源署(IEA)预测，到2030年世界化工原料占石油需求增长的比例将超过1/3，并且这一比例将持续增长至50%[4]。

石油加工过程中，由于目的产品不同、转化深度差异，能源消耗也有较大的差别，这就导致炼油过程的碳排放存在较大变化。在炼油厂由生产成品油向生产化工品转型过程中，由于原料转化深度更高，能源消耗和碳排放强度势必会升高。因此在炼油向化工转型过程中，炼油厂碳排放将面临较大的挑战。

2.3 炼油能量利用效率亟需提升

国际能源署指出，要实现既定目标的碳中和，要求节能提效对全球二氧化碳减排的贡献率达到37%。多方测算表明，节能与能效提升对我国实现2030年前碳达峰目标的贡献率更是要达到70%以上。根据《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》的通知，截至2020年底，我国炼油行业能效优于标杆水平的产能约占25%，能效低于基准水平的产能约占20%，节能降碳改造升级潜力较大。同时，我国炼油企业的能效水平相较于世界先进水平仍然偏低，亟需通过能量转换、能量利用、能量回收多个环节的优化实现能量利用效率的提升。

2.4 技术创新和技术应用有待推进

炼油企业低碳发展面临技术突破和技术应用的双重挑战。首先，高碳排放生产环节缺少显著降碳技术手段，虽然开展了各类碳捕集、封存与利用(CCUS)技术示范项目[5-6]，但技术经济性尚需进一步提升，规模化应用仍有差距；绿氢、绿电大规模应用技术时机仍不成熟。其次，受复杂流程工业体系制约，低碳单元技术需要在总流程优化的基础上才能体现最大低碳价值，新技术与现有流程耦合难度增大。第三，石化行业数字化进程相较于其他行业起步较晚，多能耦合的智慧低碳能源系统在炼油行业尚未应用。

3 炼油行业碳排放现状

炼油行业作为我国交通能源和基础化工原材料的重要保障行业，在国民经济发展中发挥着不可替代的作用，但在此过程中也排放了大量二氧化碳。据统计[7]，全球化学品和石化行业温室气体排放占总排放量的5.8%，其中3.6%来自能源使用，2.2%来自工业过程。我国每年在石油炼制与基础化学品生产过程的碳排放量近600 Mt，占全国碳排放总量近6%，碳减排对于炼油行业来说是一项现实且紧迫的任务。

根据炼油厂规模和加工流程的不同，炼油厂碳排放也有较大差别，燃料型炼油厂炼油板块碳排放强度(加工单位原油的二氧化碳排放量)约为0.15～0.30 t/t，炼化一体化炼油厂炼油板块碳排放强度约为0.20～0.45 t/t，炼油行业的化工转型将导致生产端碳排放大幅升高。但从生命周期来看，基于化工产品的固碳作用，原油经炼化一体化炼没厂加工后生命周期碳排放会大幅降低。

4 炼油企业碳排放构成

随着我国“双碳”目标的提出，炼油企业迫切需要厘清炼油厂碳排放来源和排放强度，并在生产方案调整时及时对碳排放趋势做出判断，以有效监控或预测炼油厂碳排放情况，从而有针对性地制定碳减排路线图。

表1给出了典型炼油企业的碳排放构成，可以看出，燃料型与炼化一体化炼油厂的排放强度相差较大，分别为0.181 t/t和0.346 t/t，燃料型炼油厂排放强度较低，这主要是因为燃料型炼油厂流程相对较短，装置复杂度相对较低。从排放类型来看，炼化一体化炼油厂的工艺排放显著升高，这主要是由于在化工转型过程中催化裂化烧焦和制氢过程碳排放较高所致。在炼化一体化炼油厂应对碳达峰碳中和过程中，除了应用绿色能源与绿氢之外，还要更多地考虑用CCUS技术解决工艺碳排放的问题。

表1 典型炼油厂碳排放构成

5 炼油行业低碳发展路径

5.1 深入推进节能降碳

5.1.1蒸汽动力系统优化

炼油厂蒸汽动力系统具有多等级参数、多燃料来源、多产(汽)供(汽)需求和多周期条件等特点，处于能量转换环节的前端。蒸汽动力系统优化容易受到工艺装置、其他公用工程、辅助和附属生产系统的影响，在石化企业节能工作中，蒸汽动力系统优化的节能效果多体现为电力、蒸汽和燃料气消耗量的降低，是炼油厂节能降碳的重要组成部分。

采用流程模拟辅助建立蒸汽动力系统完整数学模型，构建混合整数非线性规划问题并优化求解，可以实现蒸汽系统设备调优与动力源驱动方式优化、蒸汽网络优化及蒸汽平衡配置优化，进而实现节能降碳。对于千万吨级炼油厂，通过开展蒸汽动力系统优化，每年可降低二氧化碳排放30～100 kt[8]。中国石化金陵分公司综合考虑蒸汽产、输、用3个环节，搭建动力站和蒸汽管网模型，经过蒸汽系统优化后发电量增加7 227 kW，节省低压蒸汽30 t/h[9]，每年实现二氧化碳减排量约55 kt。全厂蒸汽管网系统优化项目在中国石化胜利油田有限公司石油化工总厂推广应用后节省蒸汽消耗10 t/h，实现年增经济效益500多万元[10]，每年实现二氧化碳减排量近20 kt。

5.1.2低温余热高效利用

低温余热是生产系统通过内部热量回收后仍无法利用的热量，其本质是来源于燃料热能的转化，合理利用和回收低温余热是节能降碳的重要环节。根据相关数据估算[11]，中国炼化企业80～150 ℃中低温位余热资源量为20～30 GW。

为提升炼油厂低温余热的利用效率，可结合流程模拟和计算流体力学进行诊断与分析，按照“温度对口、逐级利用”原则，基于全厂蒸汽动力系统平衡开展全厂低温热资源综合优化[12]。对于千万吨级炼油厂，通过低温余热高效利用技术开展优化，即使低温热回收利用率只提升10%，全厂综合能耗即可降低2%左右，全厂二氧化碳排放可降低40 kt/a左右。表2给出了某5.0 Mt/a炼油厂低温热优化后的节能和降碳效果。从表2可以看出，经过低温热优化后蒸汽、燃料气以及电的消耗均有不同程度的降低。

表2 某炼油厂低温热优化后节能降碳数据

5.1.3换热网络集成优化

换热网络在炼油厂能量回收利用中扮演着至关重要的角色，提高换热效率是炼油厂节能降碳、提高经济效益的重要手段。换热网络集成优化可采用夹点分析与数学规划相结合的方法，对全厂及单装置换热网络进行严格模拟，对换热网络开展详细诊断与弹性分析，结合装置用能特点和限制条件，提出操作优化与改造优化措施，实现能量介质的优化分配和综合利用。此外，通过搭建换热网络智能优化平台，可针对不同炼油厂的工艺及优化目标，自动生成换热网络优化方案，提供经济效益更佳的节能增效方案。

换热网络集成优化技术能够广泛运用于炼油厂各装置及全厂装置间热联合，通过提高能量利用效率，减少加热炉燃料气及蒸汽消耗，实现节能降碳。以千万吨级常减压蒸馏装置为例，通过换热网络集成优化可降低装置能耗1～3 kgOE/t(1 kgOE=41.868 MJ)，减少CO2排放20～50 kt/a，经济效益增加1 500～3 000万元/a。中国石化济南分公司通过采用换热网络集成优化技术，对其常减压蒸馏装置进行换热网络的调整与优化，实现换热终温提高5 ℃，并使得加热炉负荷降低6.58%[13]。国内某企业的常减压蒸馏装置通过换热网络优化，使得换热网络终温提高10 ℃，降低装置能耗0.7 kgOE/t，经济效益增加约126万元/a[14]。

5.2 提升资源利用效率

5.2.1优化原油供给

原油是炼油厂最主要的原料，原油成本约占炼油总生产成本的90%，因此原油的合理选择与利用在炼油厂中起着重要的作用。原油资源高效利用一方面可通过开发和应用新技术实现，另一方面需要合理进行原油选择和加工方案的调整。开发符合炼油厂生产实际的优化模型，开展原油选择及生产运行优化，结合炼油工艺模型进行总流程优化，在实现企业效益最大化的同时，还可对炼油厂碳资产进行高效管理。

通过研究发现，原油性质的变化对全厂能耗和碳排放的影响显著。以某千万吨级加氢型炼油厂为研究对象，基于企业实际加工的原油种类，设置不同原油结构的对比方案，考察了原油性质对生产过程能耗与碳排放带来的影响，结果如表3所示。由表3可以看出，随着原油轻质化、低硫化，全厂能耗和碳排放均呈降低趋势，且降幅显著。

表3 混合原油性质及全厂能耗、碳排放水平

5.2.2分子炼油(组分炼油)

分子炼油(组分炼油)是提升石油炼制效率、降低炼油能耗的可行路线，其核心是采用先进的分离技术对原油或其不同馏分进行烃组分分离，然后对分离后的组分进行炼制。

以10 Mt/a原油直接催化裂解最大化生产化工产品为常规方案，如图2所示，原油经催化裂解装置加工后，裂解干气、液化气和汽油经后续装置加工分离出乙烯、丙烯、C4液化气和三苯(苯、甲苯、二甲苯，BTX)产品，裂解柴油经柴油芳烃型改质(RLA)装置加工后，改质汽油经芳烃抽提分离出三苯产品，改质柴油回炼至催化裂解装置。

图2 化工型炼油厂基础方案

同样以10 Mt/a原油加工规模炼油厂为例，采用组分炼油理念设计如图3所示加工流程。原油经分馏装置得到轻、中、重3个馏分，然后分别通过各组分分离装置分离出饱和分进入催化裂解装置加工；轻馏分非饱和分经加氢抽提生产三苯产品，中馏分非饱和分经加氢后进行催化裂解，重馏分非饱和分进入焦化装置加工；催化裂解干气、液化气和汽油经后续装置加工分离出乙烯、丙烯、C4液化气和三苯产品，催化裂解柴油和中馏分非饱和分进入循环油加氢-催化裂解装置加工，可产出甲基萘油和蒽油。

图3 化工型组分分离炼油厂方案

对前述常规方案和组分炼油方案分别开展总流程研究并进行产品分布对比，组分炼油方案中乙烯、丙烯和三苯产品的产量均比常规方案高；同时通过将非饱和分从催化裂解装置原料中分离出来，使得组分炼油方案的催化裂解烧焦总量低于常规方案。在原油60美元/bbl(1 bbl≈159 L)的价格体系下对比两个方案的经济效益，发现组分炼油方案的产品产值高于常规方案，虽然组分炼油方案吨油操作成本和建设投资折旧均高于常规方案，但其吨油毛利仍比常规方案提高185元。基于组分炼油方案中催化裂解装置烧焦量的降低，使得组分炼油方案的总碳排放量较常规方案降低445.7 kt/a，同时由于组分炼油方案产品产值的提高，其万元产值碳排放强度较常规方案降低0.26 t，降幅达9.2%。

5.2.3氢气资源高效利用

随着原油劣质化趋势加剧、节能环保指标日益严格、化工转型需求迫切，炼化企业氢气需求量逐年递增，用氢成本不断攀升，已成为炼化企业仅次于原油的第二大成本要素。然而，制氢装置成本高昂(每吨氢气成本为1～2万元)，能耗巨大(平均综合能耗为1 000 kgOE/t以上)，且碳排放量大(天然气制氢的碳排放约为11 t/t)。因此，对炼油厂氢气系统进行集成设计与优化改造以提高氢气利用率，是炼化企业节能降碳、挖潜增效的重要途径。

要实现氢气资源的高效利用，炼化企业需将用氢理念从粗放式氢气平衡过渡到精细化氢气管理，从制氢装置原料优化、临氢装置节氢管理、氢气资源回收利用和氢气网络整合优化4个关键环节入手开展氢气网络系统集成优化，实现氢气资源的梯级高效利用和精细管理，提高系统氢气利用效率，最大程度降低氢耗、系统能耗和二氧化碳排放，助力企业低碳高质量发展。

氢气网络系统集成优化技术路线包括：①利用氢夹点分析技术，诊断炼油厂氢气系统当前运行状况，挖掘系统用氢瓶颈，深度分析节氢潜力及优化方向；②对用氢装置进行严格模拟，开展耗氢装置节氢管理，实现氢气网络与用氢装置协同优化，集成优化氢气分配网络和加氢装置最佳操作条件；③构建氢气网络超结构数学规划模型，在实际约束限制下优化氢气网络拓扑结构。混合整数非线性规划模型可综合考虑压力约束、逻辑限制、提纯和压缩单元数学模型、投资成本和回收期等约束，以年度总成本最小为目标函数，充分权衡节氢量、投资成本和运行成本三者之间的关系；④结合炼油厂总图布置，考虑管网压力、区域加氢装置氢气消耗特点，综合权衡工程投资成本和操作运行成本，充分依托现有氢气管网进行优化改造，实现氢气网络系统集成优化。

对于千万吨级炼油厂，氢气系统优化后预计可提高氢气利用效率2%～5%，每年可降低二氧化碳排放20～50 kt，增加经济效益约3 000～6 000万元/a[15-18]。中国石化石家庄炼化分公司经过氢气系统优化后，全厂氢气利用率由76%提升至88%。制氢装置运行负荷优化方案实施后能减少外购氢10 493 m3/h，年节省成本1 188.58万元；氢气梯级利用优化方案实施后减少外购氢420 m3/h，年节省成本387.58万元；氢气 -轻烃综合回收优化方案实施后减少外购氢12 014 m3/h，年经济效益为9 738.21万元[15-16]。中国石化齐鲁分公司采取氢气资源梯级利用与精细管理等优化措施后，实现了原油加工量增加但炼油制氢装置停开或者低负荷运行的目的，年节约氢气成本约0.89亿元[17]。中国石化胜利油田分公司氢气系统优化实施效果表明，优化模型可有效降低氢气系统的运行成本，通过采取制氢装置原料气优化、制氢装置中变反应优化、新建PSA装置回收氢气等措施，每年总效益达到1 544万元[18]，在节约氢气的同时，会很大程度降低炼油厂制氢装置的工艺排放。

5.3 深度调整产业结构

随着“双碳”政策的逐步深化，必将推动能源结构重大改变，石油作为主要能源供给的地位逐渐淡化，其功能将由主要生产交通燃料向生产化工品转变。如表4所示，虽然化工型炼油厂生产环节的碳排放大幅增加，但其全生命周期碳排放强度降幅超过50%。若未来生产过程的用电排放、燃料燃烧排放以及工艺排放采用绿电、电气化加热和CCUS等技术给予解决，则炼油产业可实现生命周期零碳排放。化工型炼油厂具有全生命周期低碳特征，是炼化企业的低碳发展方向。

表4 不同类型炼油厂碳排放强度对比

5.4 大力发展循环经济

5.4.1废塑料化学循环

作为炼油行业的下游产品，塑料在我国的年产量达到95 Mt，同时每年也有63 Mt的废塑料产生[19]。目前我国的废塑料中1/3通过物理回收处理，1/3通过焚烧处理，还有1/3采用填埋处理，传统的处理方式不仅带来土地的大量占用与污染，还会产生大量CO2。废塑料化学循环作为近年来备受关注的新兴技术，不仅可以降低废塑料处理过程的碳排放与新塑料生产的碳足迹，还可以大大缓解我国原油的对外依存度。

中石化石油化工科学研究院有限公司近年来开发了废塑料热解(RPCC)技术并完成中试验证，基于石油基炼油厂耦合废塑料化学利用开展了炼油厂碳排放与产品碳足迹的研究，结果如表5和表6所示。从表5和表6可以看出，废塑料油替代原油在燃料型炼油厂进行加工，其加工过程碳排放降低58.9%；当废塑料油最大化生产聚烯烃时，聚乙烯和聚丙烯产品的碳足迹(单位聚烯烃二氧化碳排放量)分别为1.48和1.17 t/t，与原油基聚烯烃相比分别降低26.4%和24.0%。无论是以废塑料为原料生产油品，还是废塑料化学循环生产聚烯烃，碳排放和产品碳足迹都会大幅降低，减排效果明显。

表5 燃料型炼油厂耦合废塑料化学利用碳排放强度

表6 废塑料油最大化生产聚烯烃碳足迹

5.4.2生物质能源技术

石油资源是不可再生资源，且在使用过程中会产生大量的净二氧化碳排放，面对石油资源和环境的双重危机，科学家们将目标转向可再生资源。

生物油脂作为可持续原料的重要组成部分，目前依然是生物喷气燃料的主要来源，油脂原料经过预处理脱除部分杂质后进行加氢处理反应，在加氢处理反应过程中脱除原料中的O、S、N及其他杂原子，然后通过加氢转化制备出生物喷气燃料组分，其组成与传统喷气燃料相近，按照目前的标准要求，生物喷气燃料最大调合比例可达50%，并且使用生物喷气燃料无需对飞机现有燃油和动力等系统进行改造。基于不同的原料和加工过程，生物喷气燃料的减排效果有所差异。根据测算[20]，相对于石油基喷气燃料，采用废弃油脂生产的喷气燃料全生命周期二氧化碳减排幅度为67%～94%。

微藻是能够进行光合作用的单细胞生物，能够将二氧化碳与无机氮以极高的效率转化为有机碳(主要为糖类与脂质)和有机氮(主要为蛋白质)，具有非常高的应用价值。微藻一方面能够实现“加法”，生产大量富含脂肪与蛋白质的生物质；另一方面能够实现“减法”，将化石能源应用释放的二氧化碳与NOx进行吸收与固定，助力碳达峰、碳中和与大气污染治理目标的实现。以3 400亩的规模开展微藻养殖，每年能够吸收10 kt二氧化碳，同时生产约5 400 t高蛋白微藻生物质，市场价值可达7 000万元。

5.5 二氧化碳资源化利用

CCUS技术是全球应对气候变化的关键技术之一，因其可消纳、转化大量二氧化碳被认为是实现碳中和的有效且必要手段[21-22]。根据国际能源署数据，CCUS消纳的二氧化碳可能占到2050年所需二氧化碳减排总量的1/6。其中二氧化碳资源化利用主要包括二氧化碳制燃料、化学品等。

二氧化碳加氢可以获得具有更高经济价值的多碳有机化合物，其中二氧化碳加氢直接制备喷气燃料被认为是一项颠覆性战略技术[23]。基于新研究策略的新型材料和催化剂设计与催化体系构建是实现二氧化碳加氢转化的关键，石科院组合式高效二氧化碳加氢制喷气燃料成套技术可实现二氧化碳单程转化率41.6%、煤油馏分选择性51.1%的水平。与石油基喷气燃料相比，二氧化碳加氢制喷气燃料吨油全生命周期碳减排近3 t，以我国目前喷气燃料消费量33 Mt/a计，即使以10%替代，每年可实现碳减排约10 Mt。

二氧化碳加氢制甲醇技术既可实现二氧化碳资源化利用，又可将风能、太阳能制备的绿电转化为可储可运的化学能，是一种绿色低碳的储能技术，是实现碳中和的重要技术支撑[24]。二氧化碳和绿氢反应制1 t甲醇可减排2 t二氧化碳，与煤制甲醇相比，以我国目前甲醇产量97 Mt/a计，即使以10%的替代，每年可实现碳减排约20 Mt。

5.6 绿氢炼化

根据世界能源理事会的报告，氢气按照生产来源可分为“灰色”、“蓝色”和“绿色”。灰氢主要是来自化石燃料，基于不同的制氢原料，采用传统工艺制氢过程的碳排放约为10～23 t/t。蓝氢是通过化石燃料制取的氢气，但对制氢过程产生的二氧化碳实施了捕集和封存。绿氢是通过绿电电解水制备出的氢气，制氢过程没有碳排放，但目前成本相对较高。

2020年，我国氢气产量超过25 Mt[25]，其中炼油与化工过程占据25%的用氢份额，随着产品质量升级以及炼油行业的转型，氢气需求量还将逐渐上升。由于绿氢生产过程不产生碳排放，绿氢炼化将是实现炼油行业深度脱碳的重要途径之一。中长期看，随着碳减排的需求增加和绿氢技术进步以及经济性提升，氢能供给结构将从以化石能源为主的高碳排放氢逐步过渡到以可再生能源为主的绿氢。以千万吨级炼油厂为例，若原料用氢全部被绿氢替代，每年可降低炼油厂碳排放2.0 Mt以上。

5.7 推进智能炼油厂实施

2021年12月28日，工业和信息化部等八部门联合印发了《“十四五”智能制造发展规划》。其中明确指出[26]：到2025年，规模以上制造业企业大部分实现数字化网络化，重点行业骨干企业初步应用智能化；到2035年，规模以上制造业企业全面普及数字化网络化，重点行业骨干企业基本实现智能化；支持企业依托标准开展智能车间/工厂建设，以“鼎新”带动“革故”，提高质量、效率和效益，减少资源、能源消耗，畅通产业链、供应链，助力碳达峰碳中和目标的实现。

数字化转型、网络化协同和智能化变革，是当前炼油行业不可逆转的发展趋势。智能炼油厂的建设，应立足行业本质、紧扣智能特征，以生产运行的数据为基础，以工艺装备的模拟为途径，以上下协同的优化为核心，实现工艺流程优化、资源高效配置和智慧决策支持[27]。实时优化技术(Real Time Optimization，简称RTO)[28]是促进炼油厂生产计划、调度排产、操作优化、实时控制纵向集成的核心环节，能够根据原料性质、产品指标和市场需求等因素的变化，实时优化装置操作条件，确保生产装置在全局最优工况下运行。基于实时优化技术，在不增加重大设备投资的情况下，可充分挖掘现有生产装置的运行潜力，使主要技术经济指标达到或超过同类装置的先进水平，有效实现提质、增产、节能、降耗的目标，助力企业安全高效、绿色低碳的发展进程[29-32]。

以千万吨级石化企业中常减压蒸馏装置为例，通过应用实时优化技术，轻油收率可提高1%～3%，综合能耗降低1～2 kgOE/t，二氧化碳排放量减少20～40 kt/a，经济效益提高1 500～8 000万元/a。中国石化茂名分公司[33]将实时模型应用于5.0 Mt/a常减压蒸馏装置中，经济效益提高约4 050万元/a。Mamdouh Gadalla等[34]对埃及某炼油厂原油蒸馏装置进行优化，最终降低17%的能耗和二氧化碳排放。