渣油組合加工流程的經(jīng)濟(jì)性分析

向明燕

（中國(guó)石化工程建設(shè)有限公司，北京 100101）

在石化領(lǐng)域，中國(guó)屬于資源存量較少的國(guó)家，“富煤缺油少氣”的資源存量格局決定了目前國(guó)內(nèi)煉化企業(yè)原料加工進(jìn)口依賴度偏高。隨著中國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需求，原油進(jìn)口一直保持穩(wěn)步增長(zhǎng)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2020年1–8月中國(guó)原油進(jìn)口依存度高達(dá)73.83%，原油進(jìn)口主要來自沙特阿拉伯、俄羅斯、伊拉克、巴西、安哥拉、阿曼、阿聯(lián)酋、科威特、美國(guó)、挪威等國(guó)家，不同地區(qū)的原油性質(zhì)差異較大，選擇合理的加工路線不僅能夠增強(qiáng)煉化企業(yè)對(duì)原料性質(zhì)變化的適應(yīng)性，還能夠在實(shí)現(xiàn)清潔化生產(chǎn)的同時(shí)，做到“資源”利用的最大化，為實(shí)現(xiàn)石油資源的有效合理利用，把更多渣油轉(zhuǎn)化為優(yōu)質(zhì)輕質(zhì)產(chǎn)品，對(duì)渣油進(jìn)行高效轉(zhuǎn)化將是煉油企業(yè)提高競(jìng)爭(zhēng)力的關(guān)鍵路徑。

1 渣油加工路線

劣質(zhì)渣油的高效轉(zhuǎn)化、渣油輕質(zhì)化加工工藝路線主要有脫碳路線和加氫路線兩類。脫碳路線主要有催化裂化（裂解）、焦化、溶劑脫瀝青工藝等。加氫路線主要有固定床渣油加氫、沸騰床渣油加氫和懸浮床渣油加氫工藝等。

延遲焦化工藝具有對(duì)原料適應(yīng)性強(qiáng)、投資和操作費(fèi)用較低、技術(shù)成熟可靠等優(yōu)點(diǎn)，但焦化產(chǎn)品中焦炭產(chǎn)率較高，液體產(chǎn)品收率相對(duì)較低，生焦中的硫含量通常較高，價(jià)格便宜，不易處理。同時(shí)根據(jù)《大氣污染防治法》明確要求，禁止銷售、燃用高硫石油焦，且硫含量高于3%的高硫焦將面臨出廠限制。

溶劑脫瀝青工藝過程簡(jiǎn)單，得到的脫瀝青雜質(zhì)含量低；由于未經(jīng)受熱化學(xué)反應(yīng)，其裂化性能好。同時(shí)，溶劑脫瀝青裝置建設(shè)投資少，操作費(fèi)用低，環(huán)境污染小。不足之處在于產(chǎn)品中瀝青收率較高，造成全廠輕油收率相對(duì)較低，同時(shí)生產(chǎn)的硬瀝青出路[1]以及瀝青市場(chǎng)價(jià)格相對(duì)便宜，對(duì)全廠經(jīng)濟(jì)效益造成影響。

采用加氫技術(shù)路線實(shí)現(xiàn)劣質(zhì)渣油高效轉(zhuǎn)化的類型主要有以下幾種方式：

固定床渣油加氫工藝對(duì)渣油進(jìn)行加氫預(yù)處理，加氫處理后的渣油作為催化裂化（裂解）裝置的進(jìn)料，固定床渣油加氫與催化裂化（裂解）組合加工的方式進(jìn)一步提高輕質(zhì)油品的收率，適用于渣油金屬含量低于200 μg/g和殘?zhí)嫉陀?0%的多數(shù)含硫渣油。

采用沸騰床渣油加氫技術(shù)實(shí)現(xiàn)渣油的高轉(zhuǎn)化率，一般可達(dá)70%～75%[2]，轉(zhuǎn)化后的油品進(jìn)一步通過加氫提質(zhì)過程生產(chǎn)合格產(chǎn)品，20%～30%的未轉(zhuǎn)化油作為焦化或制氫的原料，加工的渣油金屬含量可達(dá)200～800 μg/g，殘?zhí)伎蛇_(dá)20%～40%，適用于目前全世界大多數(shù)的含硫劣質(zhì)渣油的處理。

采用懸浮床渣油加氫技術(shù)實(shí)現(xiàn)渣油加氫轉(zhuǎn)化，轉(zhuǎn)化率一般比沸騰床更高，最高可達(dá)95%，轉(zhuǎn)化后的油品需要進(jìn)一步的加氫提質(zhì)，未轉(zhuǎn)化油品的處理可考慮進(jìn)焦化或制氫。該技術(shù)使用范圍更寬。

采用加氫路線對(duì)減少三廢排放、提高油品質(zhì)量，增加企業(yè)效益有重大影響，但也存在投資高，耗氫量大，加工成本高的問題。

結(jié)合渣油脫碳和加氫工藝特點(diǎn)，本文以某煉化工廠為例，探討在現(xiàn)有渣油加氫路線，即渣油加氫/催化裂化（裂解）基礎(chǔ)上增加溶劑脫瀝青/瀝青造氣形成組合加工路線對(duì)提高全廠輕油收率、增產(chǎn)化工料的貢獻(xiàn)，同時(shí)解決全廠燃料資源緊缺和降低燃料成本的可行性和經(jīng)濟(jì)性問題。

2 方案說明

2.1 工廠現(xiàn)狀

某千萬噸級(jí)煉化一體化工廠現(xiàn)有渣油加工路線采用固定床渣油加氫＋催化裂化/催化裂解的工藝路線，主要以生產(chǎn)化工和芳烴產(chǎn)品為主，適量生產(chǎn)部分油品，全廠不足用氫來自于煤制氫。

工廠目前存在的主要問題是：由于固定床渣油加氫處理要求控制原料渣油中的金屬、瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量，存在原油選擇不靈活以及催化劑換劑周期的問題。根據(jù)工廠現(xiàn)有的重油平衡情況，約100萬噸/年減壓渣油作為瀝青調(diào)和組分外賣，但由于乙烯料不足，需要外購(gòu)部分石腦油作為乙烯料補(bǔ)充，工廠的經(jīng)濟(jì)效益受之于瀝青和石腦油產(chǎn)品市場(chǎng)價(jià)格影響，生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)始終處于被動(dòng)狀態(tài)。

工廠面臨的另外一個(gè)問題是燃料成本較高，由于芳烴裝置規(guī)模大，其燃料消耗占比很大，全廠每年外購(gòu)約51萬噸天然氣，按照當(dāng)?shù)靥烊粴鈨r(jià)格4 110元/噸計(jì)，每年外購(gòu)天然氣的燃料成本達(dá)20.96億元，燃動(dòng)成本很高。

為提高工廠經(jīng)濟(jì)效益，擬對(duì)現(xiàn)有渣油加工方案優(yōu)化調(diào)整，在渣油加氫路線基礎(chǔ)上，基于加工原油規(guī)模、性質(zhì)以及煤制氫規(guī)模不變的情況下，擬以外銷減壓渣油（瀝青調(diào)和組分）為原料，通過新建溶劑脫瀝青＋瀝青造氣裝置解決工廠低價(jià)值渣油外銷以及自用燃料不足而外購(gòu)大量天然氣的問題。

2.2 加工流程

方案實(shí)施后的渣油加工流程簡(jiǎn)圖如圖1所示。方案實(shí)施前，減壓渣油采用固定床渣油加氫＋催化裂化/催化裂解組合加工，加氫重油送至催化裂化和催化裂解裝置加工。剩余減壓渣油作為瀝青調(diào)和組分外賣。蠟油餾分一部分送至渣油加氫裝置加工，滿足裝置對(duì)進(jìn)料金屬、瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量要求，一部分蠟油餾分送至蠟油加氫裂化裝置加工。煤制氫不僅生產(chǎn)氫氣，同時(shí)還提供低熱值合成氣作為全廠燃料使用。受煤用量限制，全廠外購(gòu)大量天然氣作為補(bǔ)充燃料使用。

圖1 實(shí)施后重油加工流程示意

方案實(shí)施后，新建一套溶劑脫瀝青裝置加工原外賣的減壓渣油，利用現(xiàn)有的渣油加氫裝置和蠟油加氫裂化裝置能力余量，脫瀝青后的脫瀝青油進(jìn)入現(xiàn)有的渣油加氫裝置加工，部分蠟油至蠟油加氫裂化裝置加工。脫油瀝青作為瀝青造氣原料主要用來生產(chǎn)氫氣。

2.3 對(duì)全廠加工負(fù)荷和裝置的影響

方案實(shí)施后僅對(duì)渣油和蠟油餾分加工路線進(jìn)行了調(diào)整，其他餾分加工路線和加工量基本不變。新建裝置及現(xiàn)有主要受影響裝置進(jìn)料負(fù)荷變化見表1。從表1看出，方案實(shí)施后，現(xiàn)有渣油加氫、蠟油加氫和催化裂化裝置加工負(fù)荷增加，但均在現(xiàn)有裝置110%操作彈性范圍里，基本可以不用改動(dòng)就能滿足方案實(shí)施后的加工負(fù)荷要求。

表1 裝置進(jìn)料規(guī)模對(duì)比

方案實(shí)施后各裝置進(jìn)料性質(zhì)變化不大，故本研究暫不考慮進(jìn)料性質(zhì)變化對(duì)產(chǎn)品分布的影響。

2.4 對(duì)全廠產(chǎn)品方案的影響

基于加工原油規(guī)模和性質(zhì)不變，方案實(shí)施后主要產(chǎn)品收率和分布見表2。從表2看出，方案實(shí)施后，原作為瀝青調(diào)和組分外賣的100萬噸/年減壓渣油經(jīng)加工后47.33%轉(zhuǎn)化為乙烯料，12.2%轉(zhuǎn)化為油品，22.05%轉(zhuǎn)化為燃料，全廠“黑色”產(chǎn)品顯著減少，輕油產(chǎn)量增加。

表2 方案實(shí)施后的產(chǎn)品變化對(duì)比

2.5 對(duì)全廠氫氣和燃料平衡影響

方案實(shí)施后對(duì)全廠氫平衡的影響如表3所示。從表3看出，方案實(shí)施后，由于渣油加氫和蠟油加氫裂化進(jìn)料負(fù)荷增加，全廠氫氣需求增加了1.69萬噸/年，供氫中由于瀝青造氣裝置增加產(chǎn)氫能力7.23萬噸/年，并且少量回收氫的增加可降低煤制氫供氫量需求5.7萬噸/年。方案實(shí)施后全廠同時(shí)有煤制氫和油制氫兩套裝置，氫氣供應(yīng)將更加靈活可靠。

表3 實(shí)施前后氫平衡對(duì)比 萬噸/年

方案實(shí)施后全廠燃料平衡的影響如表4所示。從表4看出，方案實(shí)施后，全廠燃料氣需求增加3.18萬噸/年，燃料氣系統(tǒng)由于煤制氫產(chǎn)氫需求降低，可多生產(chǎn)燃料氣17.75萬噸/年，相應(yīng)減少作為燃料的外購(gòu)天然氣量。

表4 實(shí)施前后燃料平衡對(duì)比 萬噸/年

2.6 對(duì)公用工程消耗的影響

方案實(shí)施后主要外購(gòu)公用工程用量的變化如表5所示。從表5看出，方案實(shí)施后全廠增加新鮮水、電和動(dòng)力煤用量，但減少外購(gòu)天然氣量17.42萬噸/年。

表5 公用工程消耗量

3 收益分析

根據(jù)方案實(shí)施后對(duì)產(chǎn)品收率以及公用工程消耗的影響，以中國(guó)石化2019年布倫特原油50，60，80美元/桶價(jià)格體系和2015–2017年均價(jià)進(jìn)行收益測(cè)算，產(chǎn)品全部采用不含稅價(jià)格（即不含增值稅和消費(fèi)稅），公用工程價(jià)格參考實(shí)施方案工廠當(dāng)?shù)貎r(jià)格（不含稅）。表6列出主要的瀝青產(chǎn)品和石腦油、天然氣價(jià)格。從表6看出，天然氣價(jià)格較高，為4 110元/噸，瀝青在80美元/桶價(jià)格體系下價(jià)格較高，為3 125元/噸。

表6 不同價(jià)格體系下主要產(chǎn)品和燃料價(jià)格 元/噸

各價(jià)格體系下不同產(chǎn)品銷售收入增量對(duì)比見圖2。從圖2看出，在不同價(jià)格體系下，產(chǎn)品銷售收入增量不同，在50，60美元/桶價(jià)格體系和2015–2017年均價(jià)下銷售收入均比實(shí)施前增加，而在80美元/桶價(jià)格體系下，銷售收入比實(shí)施前下降。在80美元/桶價(jià)格體系下，由于瀝青產(chǎn)品價(jià)格較高，銷售收入比其他價(jià)格體系下降幅要大，而乙烯料等其他產(chǎn)品銷售收入增幅不大。

圖2 產(chǎn)品銷售收入增量分析

根據(jù)方案實(shí)施后的外購(gòu)公用工程、輔助材料消耗的變化數(shù)量測(cè)算費(fèi)用增量如表7所示。從表7看出，方案實(shí)施后外購(gòu)天然氣量減少，受天然氣價(jià)格較高因素影響燃料成本大幅下降，總費(fèi)用可節(jié)省約35 907萬元。

表7 費(fèi)用增量估算 萬元

計(jì)算在不同價(jià)格體系下實(shí)施方案的收益見表8。從表8看出，在不同價(jià)格體系下各方案均有收益，其中，2015–2017年均價(jià)下收益最高，為108 494萬元，80美元/桶價(jià)格體系下收益最低，為29 416萬元。

表8 不同價(jià)格體系下收益估算 萬元

考慮新建溶劑脫瀝青、瀝青造氣制氫裝置及相應(yīng)配套工程量增加，估算方案建設(shè)投資約為18.2億元（不含稅），經(jīng)測(cè)算除了80美元/桶價(jià)格體系外，其他價(jià)格體系下財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率均大于20%，經(jīng)濟(jì)效益非常明顯，其中2015–2017年均價(jià)下財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率最高達(dá)到30%。

80美元/桶價(jià)格體系下效益差的原因是，瀝青在80美元/桶價(jià)格體系下價(jià)格最高為3 125元/噸，與天然氣價(jià)差僅為985元/噸，而在其他價(jià)格體系下價(jià)差都在2 000元/噸以上，也就是當(dāng)天然氣與渣油價(jià)差越大，效益越好。通過測(cè)算，當(dāng)天然氣與渣油價(jià)差超過1 200元/噸時(shí)，實(shí)施溶劑脫瀝青/瀝青造氣方案可行。

4 結(jié)語

通過以上案例分析，可以看出依托工廠現(xiàn)有渣油加氫路線即渣油加氫＋催化裂化（裂解）基礎(chǔ)上，增加溶劑脫瀝青/瀝青造氣形成組合加工方案不僅解決了低價(jià)值渣油外銷問題，還可以提高全廠重油加工能力，增加加工原油的靈活性，同時(shí)增產(chǎn)乙烯料和油品，提高全廠輕油收率。該組合加工通過增加瀝青造氣減少外購(gòu)燃料氣用量，節(jié)省天然氣資源，當(dāng)天然氣與渣油價(jià)格差比較大的情況下，有利于降低企業(yè)生產(chǎn)成本，提高企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益。本案例分析對(duì)存在重油加工能力不足、天然氣資源緊缺且價(jià)格較高的工廠具有一定參考意義。