敏感價格區(qū)間內(nèi)中間基原油減壓蠟油加工方案對比

周 鑫， 陳春蘭， 趙 輝， 劉熠斌， 陳小博， 劉登峰， 楊朝合

(1.中國石油大學(xué)(華東) 重質(zhì)油國家重點實驗室，山東 青島 266580；2.中國石油工程建設(shè)公司 華東設(shè)計分公司，山東 青島 266071)

低碳烯烴中的乙烯、丙烯，芳烴中的苯、甲苯和二甲苯(簡稱為BTX)，均為非常重要的基本化工原料。蒸汽熱裂解是生產(chǎn)乙烯和丙烯的傳統(tǒng)技術(shù)，市場份額中98%的乙烯和67%的丙烯來源于蒸汽熱裂解裝置[1-2]，BTX的生產(chǎn)則主要由催化重整-芳烴聯(lián)合裝置完成[3]。然而現(xiàn)階段，中國基本化工原料的自給率偏低，需要依靠進口來維持產(chǎn)銷平衡，2017年中國乙烯當(dāng)量消費自給率僅為49.6%[4]。此外，隨著中國經(jīng)濟逐漸步入中速增長的新常態(tài)，主要成品油消費量雖然仍呈增長趨勢，但柴/汽比逐漸降低，汽油和航空煤油等輕質(zhì)油品市場需求不斷增加[5]。

中國石油資源相對匱乏，原油進口量逐年提高。2017年，中國原油進口量較大的來源國為俄羅斯、沙特和安哥拉，分別占進口原油總量的14.24%、12.42%和12.01%，其次是伊拉克、伊朗和阿曼等[6]，上述進口的原油均為中間基原油。因此，高效合理地利用中間基原油，特別是其中含量較高的減壓蠟油(VGO，350～520 ℃)資源，生產(chǎn)市場所需的基本化工原料和輕質(zhì)油品，是實現(xiàn)資源有效利用的重要保證。與此同時，預(yù)測研究表明，2020年中國石油化工行業(yè)CO2排放量將達到133 Mt[7]，CO2減排壓力巨大。如何兼顧經(jīng)濟效益與節(jié)能減排，是中國煉化企業(yè)迫切需要解決的重大問題。

VGO作為催化裂化(FCC)或加氫裂化(HCR)原料，生產(chǎn)高價值產(chǎn)品，如汽油、煤油、柴油和作為化工原料的低碳烯烴和輕質(zhì)芳烴，是一條有效的重油輕質(zhì)化路線，也是當(dāng)前和未來VGO最重要的利用方向之一[8]。目前，以中試試驗或工業(yè)裝置數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)，與流程模擬技術(shù)相結(jié)合是當(dāng)前較為有效的新工藝開發(fā)及流程優(yōu)化的過程研究方法[9]。Aspen HYSYS Petroleum Refining Operations模塊采用Aspen HYSYS作為模擬平臺，融合了AspenTech公司的各種煉油反應(yīng)模型，是世界先進的煉油模擬系統(tǒng)[10]。Pashikanti等[11-12]采用Aspen HYSYS Petroleum Refining FCC Model(以下簡稱FCC模型)和Continuous Catalyst Regeneration Reforming Model分別對某工業(yè)FCC和催化重整裝置進行了模擬優(yōu)化。Chang等[13]采用Hydrocracking Model對某工業(yè)中壓加氫裂化裝置進行模擬分析，對高壓加氫裂化裝置則進行了等效建模及優(yōu)化。Sbaaei等[14]和Said等[15]分別采用Hydroprocessor Bed Model(以下簡稱HBED模型)和Isomerization Model對某工業(yè)加氫處理和異構(gòu)化裝置進行了模擬優(yōu)化分析。

筆者采用Aspen HYSYS流程模擬軟件，建立了中間基原油減壓蠟油的不同加工方案的過程模型，分析了產(chǎn)物分布和能耗、經(jīng)濟效益、CO2排放量等指標(biāo)，并對不同原油價格體系下各加工方案的盈利能力進行了研究，為中間基原油減壓蠟油加工方案的選擇與優(yōu)化提供數(shù)據(jù)支撐。

1 中間基原油減壓蠟油加工方案的選擇與模擬

1.1 原料性質(zhì)的模擬

目前，國內(nèi)各大煉油-化工一體化項目的設(shè)計原油基本上是按進口考慮的。而在中國進口來源構(gòu)成中，中東地區(qū)原油進口量之和約占總原油進口量的50%[6]。預(yù)計在未來中國進口原油構(gòu)成中，中東地區(qū)原油占比仍將不斷增加。因此，選用中東地區(qū)原油作為研究評價的原油能夠體現(xiàn)未來中國原油加工的特點。筆者選擇中間基沙特輕質(zhì)原油(沙輕)和沙特重質(zhì)原油(沙重)的混合原油(混合質(zhì)量比為1∶1)的減壓蠟油作為原料，其性質(zhì)如表1所示。沙輕-沙重混合原油及其減壓蠟油性質(zhì)均來源于Aspen HYSYS原油數(shù)據(jù)庫;加氫后的減壓蠟油性質(zhì)則來源于本研究的模擬數(shù)據(jù);減壓蠟油加氫的過程模擬采用了HBED模型，其示意圖如圖1所示。

表1 沙輕-沙重混合原油、減壓蠟油及其加氫減壓蠟油的性質(zhì)Table 1 Properties of Arabian light-Arabian heavy crude oil, VGO and hydrogenated VGO

圖1 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油加氫流程Aspen HYSYS模擬圖Fig.1 Hydrogenation simulation process for VGO from Arabian light-heavy blends by Aspen HYSYSVGO—Vacuum gas oil; Q1-Q3—The number of energy streams; 1-15—The number of internal material streams

1.2 不同加工方案的選擇

由表1可知，沙輕-沙重混合原油減壓蠟油餾分飽和烴及氫含量較低，芳烴和硫含量較高。根據(jù)催化裂化和加氫裂化對原料性質(zhì)的要求[16-18]，沙輕-沙重混合原油減壓蠟油餾分可以直接作為加氫裂化裝置的原料。催化裂化則采用加氫減壓蠟油為原料，以改善進料質(zhì)量，降低SOx、NOx的排放。重點研究如下幾種減壓蠟油加工方案：

(1)流化催化裂化(FCC)加工方案。建模數(shù)據(jù)來源于常規(guī)FCC技術(shù)[16]。減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫裝置處理后，作為FCC原料，反應(yīng)油氣被送至分離系統(tǒng)進行產(chǎn)品分離后，得到丙烯、汽油和柴油等產(chǎn)物，最后對汽、柴油進行精制處理。

(2)催化裂解(TMP)加工方案。建模數(shù)據(jù)來源于兩段提升管催化裂解多產(chǎn)丙烯(TMP)中試數(shù)據(jù)[19]。加氫減壓蠟油進入TMP裝置，反應(yīng)產(chǎn)物經(jīng)過分離后，得到目的產(chǎn)物之一的丙烯，并將混合C4和輕汽油餾分返回催化裂解裝置進行回?zé)?；富含芳烴的裂解汽油產(chǎn)物經(jīng)加氫后，得到高辛烷值汽油。

(3)催化柴油加氫-催化裂解(HTMP)加工方案。建模數(shù)據(jù)來源于在TMP技術(shù)基礎(chǔ)上開發(fā)的催化柴油(LCO)加氫-催化裂解組合工藝的中試數(shù)據(jù)[20]。減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫裝置處理后，作為TMP原料，對裂解產(chǎn)品進行分離后，LCO先進入選擇性加氫裝置單元進行選擇性加氫，將LCO中含量較高的雙環(huán)芳烴轉(zhuǎn)化成為易裂化的四氫萘型單環(huán)芳烴，再返回催化裂解裝置回?zé)捝a(chǎn)液化石油氣(LPG)和高辛烷值汽油組分[21-23]。FCC和TMP裝置的模擬采用Aspen HYSYS Petroleum Refining FCC 21集總動力學(xué)模型[11]；汽、柴油加氫采用Aspen HYSYS Hydroprocessor Bed 97集總動力學(xué)模型[13]。催化裂化技術(shù)路線(FCC、TMP和HTMP)的詳細建模方法參考文獻[9]。

(4)加氫裂化(HCR)加工方案。建模數(shù)據(jù)來源于某沿海地區(qū)大型煉-化一體化項目的加氫裂化-催化重整-芳烴聯(lián)合裝置的工業(yè)設(shè)計數(shù)據(jù)。HCR加工方案采用Aspen HYSYS Delta-Base線性化模型，該模型的詳細建模方法參考文獻[24]。減壓蠟油作為HCR原料，裂化產(chǎn)物重石腦油作為催化重整裝置原料，并聯(lián)產(chǎn)H2；航空煤油送去罐區(qū)調(diào)和；外甩部分加氫尾油。重整裝置產(chǎn)物脫戊烷油和少量重整H2被送至芳烴聯(lián)合裝置生產(chǎn)苯和對二甲苯(PX)。

中間基原油減壓蠟油的4種加工方案的流程簡圖(即對比邊界)如圖2所示。

2 不同減壓蠟油加工方案的對比研究基準(zhǔn)

在上述4種不同中間基原油減壓蠟油加工方案的研究過程中，遵循如下設(shè)計基準(zhǔn)：(1)裝置規(guī)模為2.0 Mt/a，考察4種加工方案的經(jīng)濟性，項目經(jīng)濟評價基準(zhǔn)參見表2。(2)以布倫特原油價格為基準(zhǔn)，參考近幾年的國際原油價格[25]，確定變化范圍為50～100 USD/bbl。(3)沙輕-沙重混合原油減壓蠟油價格與API重度和硫含量相關(guān)，按照文獻[8]中提供的關(guān)聯(lián)式和計算方法，計算沙輕-沙重混合原油減壓蠟油的價格。(4)產(chǎn)品價格則按不同原油價格下“項目經(jīng)濟效益測算中國東海岸基礎(chǔ)價格(Ease coast basis price, ECBP)”計算[6]，部分石油產(chǎn)品價格如表3所示。(5)FCC、TMP和HTMP加工方案的產(chǎn)物汽油經(jīng)加氫后生產(chǎn)滿足國VI排放標(biāo)準(zhǔn)要求的汽油產(chǎn)品；FCC方案的產(chǎn)物L(fēng)CO作為柴油加氫裝置的原料，生產(chǎn)滿足國VI排放標(biāo)準(zhǔn)要求的0#柴油調(diào)和組分；TMP和HTMP方案的產(chǎn)物L(fēng)CO則作船用燃料油出廠；HCR方案中產(chǎn)物加氫尾油等化工輕油全部作為產(chǎn)品外賣。

圖2 中間基原油減壓蠟油的4種加工方案的對比流程簡圖Fig.2 Simplified flowsheet of four processing strategies of medium-based VGOHydro-VGO—Hydrogenated VGO; HON—High octane number; LCO—Light cycle oil

表2 項目投資及經(jīng)濟評價基準(zhǔn)Table 2 Benchmarks for project investment and economic evaluation

表3 不同原油價格下對應(yīng)的石油產(chǎn)品價格(不含增值稅和消費稅)Table 3 Petroleum products price under different crude oil price circumstances (Excluding VAT and consumption tax)

3 不同中間基原油減壓蠟油加工方案經(jīng)濟效益與CO2排放對比分析

3.1 物料平衡數(shù)據(jù)

沙輕-沙重混合原油的減壓蠟油催化裂化、加氫裂化技術(shù)路線的物料平衡數(shù)據(jù)分別見表4、表5。綜合對比表4、表5可知，催化裂化技術(shù)路線的產(chǎn)物分布主要以丙烯、C4、汽油和柴油為主，并且低價值的產(chǎn)物(干氣、油漿和焦炭)收率較高。加氫裂化技術(shù)路線則主要包含苯、對二甲苯、航空煤油和加氫尾油等產(chǎn)物，低價值產(chǎn)物收率較低。

3.2 綜合指標(biāo)分析

沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工技術(shù)路線的綜合指標(biāo)如表6所示。從表6可知:在催化裂化技術(shù)路線中，F(xiàn)CC加工方案氫耗最高、能耗最低，得到的輕質(zhì)油品收率最高，但該方案在高附加值產(chǎn)品和基本化工原料收率等方面的提升有限；TMP方案氫耗最低，基本化工原料收率居中；HTMP方案能耗最高，柴/汽比最低，高價值產(chǎn)品收率和基本化工原料收率均為最高。與催化裂化技術(shù)路線相比，加氫裂化方案氫耗和能耗雖均為最高，但該方案產(chǎn)品種類較多，且在綜合商品收率、高附加值產(chǎn)物收率和基本化工原料收率等方面占據(jù)明顯優(yōu)勢。

表4 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油催化裂化技術(shù)路線的物料平衡Table 4 Material balance of catalytic cracking based processes for VGO from Arabian light-heavy blends

表5 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油加氫裂化(HCR)技術(shù)路線的物料平衡Table 5 Material balance of HCR process for VGO from Arabian light-heavy blends

表6 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的綜合指標(biāo)Table 6 Comprehensive indicators of different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends

3.3 經(jīng)濟效益分析

3.3.1 技術(shù)經(jīng)濟分析

根據(jù)ECBP中不同原料和產(chǎn)品的價格，結(jié)合中間基原油減壓蠟油各加工方案的物料平衡數(shù)據(jù)、投資成本、加工費用以及稅費(包含增值稅、消費稅、城市維護建設(shè)稅、教育附加、地方教育附加以及項目所得稅)等數(shù)據(jù)，能夠計算得出不同中間基原油減壓蠟油加工方案在不同原油價格體系下的經(jīng)濟效益，并對各加工方案的經(jīng)濟性做出分析評價。圖3為以布倫特原油價格 80 USD/bbl 為例的沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的原料成本構(gòu)成。從圖3 可以看出，加工每噸原料的成本由小到大的順序依次為FCC、TMP、HTMP、HCR。在所有加工方案中，原料費用占比最大，占87%以上。催化裂化技術(shù)路線的原料成本較低。這是由于該路線的氫氣成本、裝置折舊費用和加工費用均較低的結(jié)果。與催化裂化技術(shù)路線相比，加氫裂化技術(shù)路線的氫氣成本較高，且由于該路線包含芳烴聯(lián)合裝置，因此其能耗和加工費用也相應(yīng)較高。

圖3 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的原料成本構(gòu)成Fig.3 Cost of raw materials for different processingstrategies of VGO from Arabian light - heavy blends

圖4～圖6分別為以布倫特原油價格80 USD/bbl為基準(zhǔn)的中間基原油減壓蠟油各加工方案的不含稅年收入、年稅費以及年生產(chǎn)總值構(gòu)成。由圖4可知，HCR和HTMP的不含稅年收入較高，TMP和FCC較低。銷售汽油所得占FCC、TMP和HTMP加工方案的比重較大，而銷售基本化工原料所得占HCR的比重較大。從圖5可以看出，F(xiàn)CC的年稅費最高，TMP和HTMP居中，HCR的年稅費較低。年稅費構(gòu)成方面，各加工方案繳納的增值稅、城建稅等稅費基本持平，而造成年稅費差距如此之大的原因主要在于消費稅一項。對催化裂化技術(shù)路線而言，由于汽油、柴油及油漿的收率高，項目需要繳納相應(yīng)比例的消費稅。按照現(xiàn)行政策，銷售汽油、FCC柴油、TMP/HTMP柴油和油漿分別需繳納2109.9、1411.2、1218.0和1218.0 CNY/t的消費稅。HCR方案的基本化工原料收率最高，其他產(chǎn)物又多為化工輕油，且目前航空煤油暫緩征收消費稅，因此其年稅費相應(yīng)較低。由圖6可以看出，HTMP裝置的年生產(chǎn)總值最高，F(xiàn)CC和TMP稍低，輕質(zhì)油品收率較高，催化裂化技術(shù)路線的年生產(chǎn)總值明顯高于基本化工原料收率較高的加氫裂化技術(shù)路線。

沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工路線在不同原油價格基準(zhǔn)下所得的稅后凈利潤如圖7所示。從圖7可以看出，當(dāng)布倫特原油價格低于80 USD/bbl時(中低價位)，HTMP和HCR加工方案的年稅后凈利潤相差不大；當(dāng)布倫特原油價格高于80 USD/bbl時(高價位)，催化裂化技術(shù)路線的凈利潤急劇下降，加氫裂化技術(shù)路線的年稅后凈利潤優(yōu)勢則十分明顯。與催化裂化技術(shù)路線中凈利潤較高的HTMP加工方案相比，HCR加工方案的原料費用高于HTMP，操作費用是HTMP的2倍左右，相應(yīng)地HCR的裝置折舊費用也均高于HTMP。而HCR經(jīng)濟效益高于HTMP的主要原因有如下3點：(1)HCR的綜合商品率和高附加價值產(chǎn)品收率高于HTMP。(2)HCR 產(chǎn)物中重整氫含量達到3.64%(質(zhì)量分數(shù))，其中H2含量1.87%(質(zhì)量分數(shù))，經(jīng)變壓吸附后，可大大降低裝置的氫氣成本。(3)HCR的產(chǎn)物分布中，對二甲苯(PX)收率高達23.97%，在筆者的研究價格體系中(尤其在高油價區(qū)間)，PX價格遠高于乙烯、丙烯及BTX的價格。且隨著原油價格的提高，HTMP加工方案中高辛烷值汽油價格由于受到調(diào)控的原因，導(dǎo)致年稅后凈利潤增幅較低。

圖4 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的不含稅年收入構(gòu)成Fig.4 Gross annual income for different VGO processingstrategies from Arabian light-heavy blends

圖5 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的年稅費構(gòu)成Fig.5 Annual taxes of different processing strategies forVGO from Arabian light-heavy blends

圖6 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的年生產(chǎn)總值構(gòu)成Fig.6 Annual gross domestic product of different processingstrategies for VGO from Arabian light-heavy blends

圖7 不同原油價格基準(zhǔn)下沙輕-沙重混合原油減壓蠟油各加工方案年稅后凈利潤對比Fig.7 Comparison of annual net profit after tax underdifferent crude oil price benchmarks for each processingstrategy for VGO from Arabian light-heavy blends

3.3.2 財務(wù)評價

凈現(xiàn)值(NPV)、內(nèi)部收益率(IRR)和投資回收周期均是項目的財務(wù)評價指標(biāo)。以布倫特原油 80 USD/bbl 價格基準(zhǔn)為例，各加工方案的凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率和投資回收周期如表7所示。對比各加工方案的NPV，HTMP最高，而FCC最低；比較各加工方案的IRR，HTMP最高，TMP和HCR居中，而FCC最低；從投資回收方面來分析，F(xiàn)CC和TMP的投資回收周期較長，HTMP和HCR回收周期較短?？梢钥闯?，在合理的價格體系下，各裝置在經(jīng)濟上都是可行的。

但隨著布倫特原油價格的提高，F(xiàn)CC、TMP和HTMP加工方案的NPV和IRR顯著下降。以HTMP為例，當(dāng)原油價格提升到約82 USD/bbl時，HTMP方案與HCR方案的NPV相持平；當(dāng)原油價格繼續(xù)提升到約90 USD/bbl時，HTMP方案的NPV為0 CNY，而此時HCR方案的NPV和IRR分別為10.75×108CNY和16.35%。這也進一步說明HTMP方案在中低原油價格區(qū)間，投資回報率最高，并且抗風(fēng)險能力最強；而在高油價區(qū)間，HCR方案經(jīng)濟效益好，抗油價波動能力強。

表7 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的財務(wù)評價結(jié)果Table 7 Financial evaluation results of different processingstrategies for VGO from Arabian light-heavy blends

結(jié)合技術(shù)經(jīng)濟分析和財務(wù)評價的結(jié)果，筆者從4個不同角度對4種加工方案給出綜合評價：(1)國家稅收角度。催化裂化技術(shù)路線的年稅費高于加氫裂化，若采用輕質(zhì)油品收率較高的催化裂化路線(尤其FCC方案)，則有利于國家稅收的提升。(2)生產(chǎn)總值角度。與國家稅收角度相類似，催化裂化技術(shù)路線的生產(chǎn)總值高于加氫裂化，其中HTMP方案具有最高的生產(chǎn)總值。(3)企業(yè)盈利角度。若僅考慮項目的盈利多少，那么在筆者所研究的原油價格范圍內(nèi)，HCR的稅后凈利潤最高，其次是HTMP方案。若考慮項目的盈利能力的強弱，那么當(dāng)原油處于中低價位時，HTMP方案的盈利能力最強；當(dāng)原油在高價位時，HCR方案的盈利能力最強。(4)推進煉-化一體化進程角度。本研究中HCR加工方案的重要中間產(chǎn)物輕重石腦油收率之和接近65%，其中重石腦油芳烴潛含量高于60%(質(zhì)量分數(shù))，是優(yōu)質(zhì)的重整原料。且采用HCR方案得到的苯和PX的收率之和接近32%，可以為下游化工裝置提供大量的基本化工原料。需要指出的是，HTMP方案中高辛烷值汽油收率約為42%，其中BTX收率接近25%。通過工藝參數(shù)的優(yōu)化，提升BTX含量，并配套汽油加氫和芳烴抽提裝置，推進煉-化一體化進程是下一步重點研究的方向。

3.4 敏感度分析

敏感度分析是計算各個敏感因素在發(fā)生變化時對項目經(jīng)濟效益的影響程度，用于考察和分析項目的抗風(fēng)險能力。筆者以布倫特原油80 USD/bbl價格基準(zhǔn)為例，對催化裂化技術(shù)路線和加氫裂化技術(shù)路線的生產(chǎn)負荷、原材料價格、產(chǎn)品價格以及固定資產(chǎn)投資等因素進行敏感度分析，各因素對項目的稅后凈利潤變化的影響結(jié)果如圖8所示。從圖8可以看出，產(chǎn)品價格的波動對項目的效益影響最大。以HCR加工方案為例，若產(chǎn)品價格增加10%，HCR方案的年稅后凈利潤將增加約8×108CNY，其次是原材料價格變化，再次是生產(chǎn)負荷，固定資產(chǎn)投資的波動對項目收益變化的影響最小。

圖8 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的敏感度分析Fig.8 Sensitivity analysis for different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends(a) FCC; (b) TMP; (c) HTMP; (d) HCR

3.5 碳排放分析

在煉油廠加工過程中，原料油所帶入的碳元素最終全部以產(chǎn)品和CO2的形式離開，因此原料油性質(zhì)(主要是H/C比)、加工技術(shù)路線和產(chǎn)品規(guī)格等對CO2排放有很大的影響。所研究的沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工技術(shù)路線的CO2排放差異主要取決于原料油H/C比、制氫量、催化劑再生燒焦量、燃料性質(zhì)和燃料消耗量、電力外購量和火炬燃燒等。根據(jù)《石油化工生產(chǎn)企業(yè)CO2排放量計算方法》(SH/T 5000—2011)，不同沙輕-沙重混合原油減壓蠟油加工技術(shù)路線的CO2排放估算結(jié)果見表8。

由表8可以看出，催化裂化技術(shù)路線每百萬產(chǎn)值所排放的CO2排放量(質(zhì)量，下同)明顯低于加氫裂化技術(shù)路線。催化裂化技術(shù)路線中制氫排放量較低，而燒焦排放量較高。這是由于在“脫碳”過程中，產(chǎn)生的焦炭貢獻出大部分氫給其它產(chǎn)品，導(dǎo)致燒焦排放量高。加氫裂化技術(shù)路線中制氫排放量最高，燃料燃燒排放次之。從CO2排放源分析，催化裂化技術(shù)路線中催化裝置燒焦是主要排放源，占據(jù)了CO2排放總量的42.9%～58.2%；而加氫裂化技術(shù)路線中，制氫裝置排放和燃料燃燒排放約占CO2排放總量的83.1%，間接排放量僅占CO2排放總量的16.9%。

表8 沙輕-沙重混合原油減壓蠟油不同加工方案的CO2排放估算結(jié)果Table 8 Results of CO2 emissions of different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends

4 結(jié) 論

以中間基沙輕-沙重混合原油減壓蠟油為原料，分別采用催化裂化技術(shù)路線和加氫裂化技術(shù)路線進行加工，得出如下結(jié)論：

(1)技術(shù)經(jīng)濟方面：HTMP方案的柴/汽比最低，氫耗、能耗及高價值產(chǎn)品收率居中。HCR方案的輕質(zhì)油品收率最低，氫耗、能耗、基本化工原料收率、高價值產(chǎn)品收率及年凈利潤均為最高。

(2)財務(wù)評價方面：當(dāng)布倫特原油價格低于 82 USD/bbl 時，HTMP方案的投資回報率最高，抗風(fēng)險能力最強；當(dāng)布倫特原油價格高于82 USD/bbl時，HCR方案經(jīng)濟效益好，抗油價波動能力強。

(3)CO2排放量方面：催化裂化技術(shù)路線中，3種加工方案的每百萬產(chǎn)值CO2排放量相差不大，F(xiàn)CC最低、TMP最高、HTMP居中，主要排放源為催化燒焦；與催化裂化技術(shù)路線相比，加氫裂化技術(shù)路線的每百萬產(chǎn)值CO2排放量高，排放源主要為制氫裝置排放和燃料燃燒。

(4)綜合比較催化裂化和加氫裂化兩種技術(shù)路線，在筆者研究的價格范圍內(nèi)，當(dāng)布倫特原油價格處于中低價位時，對于煉油企業(yè)，推薦采用產(chǎn)物分布中丙烯和高辛烷值汽油收率之和高達60%的HTMP加工方案以降低裝置的柴/汽比，提升項目的經(jīng)濟效益；對于大型煉-化一體化項目，推薦采用苯和PX收率之和接近34%的HCR加工方案，以提升裝置經(jīng)濟性和抗油價波動能力。