煉油產(chǎn)品結構轉型加工路線研究

向明燕

（中國石化工程建設有限公司，北京 100101）

“十三五”期間，我國石油化工產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。截至2020年底，我國煉油能力達8.9億噸/年，較2015年凈增9 439萬噸/年，預計2025年煉油能力達9.9億噸/年。與此同時，碳達峰、碳中和背景下新能源快速發(fā)展，我國煉油產(chǎn)能過剩加劇。2020年我國原油加工量6.74億噸，產(chǎn)能利用率僅76%，預計2025年，過剩產(chǎn)能將達2億噸/年[1]。市場供需矛盾突出，我國煉油迫切需要實施產(chǎn)品結構轉型以助力石油化工產(chǎn)業(yè)綠色低碳高質量發(fā)展。

隨著成品油消費增速放緩，化工品需求相對旺盛的背景下[2]，我國現(xiàn)有燃料型煉油廠也加速向煉化一體化轉變，“以化為主，以油為輔”的化工型煉油廠越來越多，一系列煉油廠轉型發(fā)展的關鍵核心技術得到了迅速發(fā)展，主要包括催化裂化系列技術、加氫裂化系列技術，重油催化裂解技術、煉廠輕烴綜合利用技術、芳烴資源利用技術和基于分子理念的分離技術等[3]。煉油廠化工轉型路線有多種，主要有以生產(chǎn)苯―甲苯―二甲苯為主的芳烴轉型工藝路線和以生產(chǎn)乙烯、丙烯為主的低碳烯烴工藝路線[4]。

本文以某燃料型煉油廠為例，擬實施多產(chǎn)低碳烯烴產(chǎn)品結構轉型，研究不同轉型加工路線對主要產(chǎn)品指標、蒸汽裂解料構成、乙烯總收率、碳排放、投資和經(jīng)濟收益的影響，初步探索“雙碳”戰(zhàn)略下現(xiàn)有煉油廠產(chǎn)品結構轉型路線，為我國現(xiàn)有煉油企業(yè)轉型升級提供參考。

1 煉油廠現(xiàn)狀

研究對象為國內(nèi)典型的燃料型煉油廠，原油加工規(guī)模為800萬噸/年。工廠現(xiàn)狀加工流程如圖1所示。重油加工采用延遲焦化＋固定床渣油加氫＋催化裂化的加工路線，直餾柴油、催化柴油分別采用加氫精制技術和加氫轉化技術生產(chǎn)柴油和汽油產(chǎn)品；直餾石腦油作為重整裝置原料，生產(chǎn)汽油調(diào)和組分和部分芳烴產(chǎn)品。汽煤柴收率高達70%左右，油品比例過高，工廠將面臨油品產(chǎn)能過剩銷售壓力大的問題。

圖1 工廠現(xiàn)狀加工流程

為提升區(qū)域化工新材料和產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展，“十四五”期間煉油廠擬進行“減油增化”產(chǎn)品結構轉型，以生產(chǎn)低碳烯烴為主，為新建150萬噸/年乙烯工程提供裂解原料。整合區(qū)域原油加工能力，煉廠原油加工規(guī)模由800萬噸/年擴能至1 150萬噸/年，加工原油性質不變。

2 加工流程對比

由于原油加工規(guī)模的提高，常減壓切割的各餾分數(shù)量均有相應增加，根據(jù)現(xiàn)有二次加工裝置的處理能力和加工結構的調(diào)整，對擬新建裝置進行以下4種組合加工路線，以方案1為基準方案進行多方案比選。

方案1：新建溶劑脫瀝青＋蠟油加氫＋催化裂解＋柴油吸附分離＋油制氫。

方案2：新建溶劑脫瀝青＋蠟油加氫＋催化裂解＋柴油加氫改質（改造）＋油制氫。

方案3：新建溶劑脫瀝青＋蠟油加氫裂化＋柴油吸附分離＋油制氫。

方案4：新建渣油加氫＋重油催化裂解＋柴油吸附分離＋干氣制氫。

在石腦油餾分的加工中，工廠轉型目標為多產(chǎn)低碳烯烴，不考慮發(fā)展芳烴產(chǎn)業(yè)鏈，因此在案例研究中維持現(xiàn)有的重整裝置加工規(guī)模不變，直餾石腦油在滿足現(xiàn)有的重整裝置原料需求的基礎上，多余的直餾石腦油作為蒸汽裂解料。

煤油餾分的加工維持現(xiàn)狀，送至已有的煤油加氫裝置處理，裝置能力滿足擴能要求。

方案2與方案1進行柴油加工路線比選（見圖2），方案1直餾柴油利用現(xiàn)有的柴油加氫裝置精制后進入新建柴油吸附分離裝置，進行非芳烴柴油和富芳烴柴油分離。非芳烴柴油作為蒸汽裂解料，富芳烴柴油與催柴改質柴油混合送至現(xiàn)有的催化裂化裝置副提升管生產(chǎn)富芳烴汽油組分。方案2將現(xiàn)有的柴油加氫裝置改造為柴油加氫改質裝置，生產(chǎn)改質柴油和石腦油產(chǎn)品，改質柴油主要作為蒸汽裂解料，富余作為柴油產(chǎn)品，改質重石腦油作為重整料。方案2和方案1其他餾分加工路線一致。

圖2 方案1和方案2柴油加工路線對比

方案3與方案1進行蠟油加工路線比選（見圖3），方案1直餾蠟油一部分進入新建的蠟油加氫裝置處理后送至新建的催化裂解裝置。方案3直餾蠟油一部分送至新建蠟油加氫裂化裝置，生產(chǎn)的輕石腦油和尾油作為蒸汽裂解原料，裂化重石腦油作為重整料，置換出部分直餾石腦油作為蒸汽裂解原料。方案3和方案1其他餾分加工路線一致。

圖3 方案1和方案3蠟油加工路線對比

方案4與方案1進行重油加工路線比選（見圖4），方案1一部分減壓渣油通過新建溶劑脫瀝青裝置處理，脫油瀝青作為新建的油制氫裝置原料。方案4一部分減壓渣油送至新建的渣油加氫裝置處理，不足氫氣來自新建的干氣制氫裝置，煉廠干氣作為制氫原料。方案1新建催化裂解裝置進料為蠟油餾分，方案4新建催化裂解裝置進料摻入部分加氫重油，原料性質略有劣化。

圖4 方案1和方案4重油加工路線對比

為方便對比，以上4種方案比選范圍包括煉油裝置（含新建和改造裝置）、新建乙烯裝置及下游丁二烯抽提、MTBE/1-丁烯、裂解汽油加氫和芳烴抽提裝置，而乙烯、丙烯等下游產(chǎn)品鏈不在比選范圍里。

3 原料與產(chǎn)品對比

為壓減柴油，4個方案都有柴油組分作為蒸汽裂解料，方案1、3和4是吸附分離非芳烴柴油，方案2是加氫改質柴油，兩種方案的柴油主要性質和乙烯收率見表1。由表1可以看出，由于柴油加氫改質裝置是利用現(xiàn)有的柴油加氫裝置改造而來，受改造條件限制，改質柴油的芳烴指數(shù)（BMCI）值比柴油吸附分離的非芳烴柴油高7.4個單位，估算乙烯收率低3.0個百分點。針對該煉廠，吸附分離后的非芳烴柴油更適合做蒸汽裂解料。

表1 方案1和方案2柴油的主要性質及乙烯收率

在催化裂解方案中，方案1、2和方案4兩種方案的催化裂解進料組成不同，方案1、2進料是蠟油餾分，方案4進料摻入部分加氫重油，其進料主要性質與收率如表2所示。由表2可以看出，方案4催化裂解進料摻入部分加氫重油，原料性質更劣質化，產(chǎn)品收率受到一定影響，其中乙烯收率比方案1低1.49個百分點，丙烯收率低2.31個百分點，燒焦量高0.81個百分點。

表2 方案1和方案4催化裂解進料主要性質及乙烯收率

4種方案的蒸汽裂解料構成及乙烯總收率如表3所示。由表3可以看出，方案1裂解料中氣體原料所占比例為37.85%，同時催化裂解生產(chǎn)大量的富乙烯氣，其綜合乙烯收率較高。方案3裂解料中氣體原料比例占比僅為14.36%，相差23.6個百分點；另外，方案3裂解料中重液體原料占比也比方案1高14.20個百分點，因此，方案1的裂解料構成更輕質化，預測綜合乙烯收率高6.12個百分點。方案2和方案4的乙烯收率比方案1分別低1.8個百分點和0.4個百分點。

表3 4種方案裂解料構成及乙烯總收率 %

4種方案一體化主要產(chǎn)品指標對比如表4所示。由表4可以看出，各方案油品收率為37%～43%，與現(xiàn)狀相比均降幅很大；低碳烯烴（乙烯、丙烯）收率為19%～24%，芳烴收率為9%～12%，比實施前有較大提高。其中催化裂解技術路線（方案1）比加氫裂化技術路線（方案3）油品收率降低5.86個百分點，雙烯（乙烯、丙烯）收率可提高4.14個百分點。從商品率來看，方案4（渣油加氫＋干氣制氫）比方案1（溶劑脫瀝青＋油制氫）提高0.85個百分點。

表4 不同方案的主要產(chǎn)品指標對比 %

因此，該煉廠以催化裂解技術為核心的轉型方案比以加氫裂化技術為核心的轉型方案可更小化的生產(chǎn)成品油，而更大化的生產(chǎn)化工品，雙烯收率更高；柴油吸附分離獲得的非芳烴柴油相比利用柴油加氫裝置改造獲得的加氫改質柴油更適宜做蒸汽裂解料；方案4相比方案1重油資源利用率高，總商品率更高。

4 碳排放對比

根據(jù)《石油化工生產(chǎn)企業(yè)CO2排放量計算方法》[5]，碳排放主要與加熱爐和動力站燃料燃燒直接排放、電力間接排放以及催化燒焦、乙烯燒焦和制氫過程排放有關。4種方案的CO2排放來源及排放量對比如圖5、圖6所示。

圖5 4種方案的碳排放來源占比對比

圖6 4種方案碳排放對比

由圖5可以看出，方案2與方案1相比燃料和制氫過程碳排放占比略高，動力和燒焦碳排放占比略低。方案4與方案1相比，由于采用干氣制氫，其制氫碳排放占比比采用油制氫的方案1低。加氫裂化方案（方案3）相比其他3個方案（催化裂解）燒焦碳排放占比低，由于氫耗大和裂解爐負荷高，其制氫和燃料燃燒碳排放占比比其他方案高。

由圖6可以看出，煉油部分方案3碳排放最低，而化工部分則相反，方案3碳排放最高，一體化碳排放總量由高至低依次是方案2＞方案1＞方案3＞方案4。每噸烯烴（乙烯、丙烯、丁烯）碳排放強度由高至低依次是方案3＞方案2＞方案1＞方案4。因此，方案4不論是碳排放總量還是碳排放強度都是最低的。與方案3相比，方案4碳排放強度可減少0.44噸CO2/噸烯烴。

5 裝置規(guī)模及投資對比

4種方案主要新建工藝裝置規(guī)模見表5。

表5 主要新建工藝裝置規(guī)模 萬噸/年

由表5可以看出，方案2與方案1新建煉油裝置數(shù)量一致。從新建煉油裝置規(guī)?？?，由于柴油加氫改質方案（方案2）比柴油吸附分離方案（方案1）耗氫量大，相應溶劑脫瀝青和油制氫規(guī)模也大。柴油吸附分離獲得的富芳烴柴油返回催化裂化裝置處理，置換出更多蠟油作為新建催化裂解裝置原料，因此，該方案新建催化裂解裝置及下游配套裝置規(guī)模大。從新建化工裝置規(guī)?？?，方案2乙烯下游配套裝置規(guī)模與方案1相差不大。

方案3與方案1從新建煉油裝置數(shù)量看，催化裂解方案（方案1）下游配套裂解汽油加氫和芳烴抽提裝置，比采用加氫裂化方案（方案3）新建裝置數(shù)量多。從新建煉油裝置規(guī)?？?，方案3比方案1耗氫量大，因此油制氫規(guī)模也大。加氫裂化方案生產(chǎn)的輕石、加裂尾油都可作為裂解料，同時加裂重石作為重整料，可置換出更多直餾重石腦油作為蒸汽裂解料，因而該方案可提供的裂解料資源較多。用作蒸汽裂解料的非芳烴柴油需求少，柴油吸附分離裝置規(guī)?？山档?。從新建化工裝置規(guī)?？?，方案3由于裂解料重組分比例大，裂解收率中C4以上組分高，乙烯下游配套裝置規(guī)模比方案1大。

方案4相比方案1從新建煉油裝置數(shù)量看減少1套。從新建煉油裝置規(guī)?？矗图託浞桨赶啾热軇┟摓r青方案耗氫量大，因此干氣制氫裝置規(guī)模也大。由于渣油加氫方案（方案4）采用煉廠干氣制氫，重油資源得到充分利用，新建催化裂解及下游配套裝置規(guī)模比溶劑脫瀝青方案（方案1）大。從新建化工裝置規(guī)?？矗桨?乙烯下游配套裝置規(guī)模與方案1一致。

根據(jù)表5新建裝置規(guī)模及數(shù)量，估算4種方案建設投資成本。方案4投資最高，與方案1相比投資增加6.963 2億元。方案3投資最低，與方案1相比，投資降低34.626 4億元。方案2由于柴油加氫改質裝置為改造裝置，方案1柴油吸附分離裝置為新建裝置，該方案投資比方案1節(jié)省8.911 2億元。通過投資對比看，相同乙烯規(guī)模目標下，采用加氫裂化方案相比催化裂解方案新建裝置數(shù)量少，投資強度最低。

6 收益分析

與實施前現(xiàn)狀對比，根據(jù)各方案實施后的原輔材料消耗、燃動消耗和產(chǎn)品分布變化，在《中國石油化工項目可行性研究技術經(jīng)濟參數(shù)與數(shù)據(jù)2020》60美元/桶價格體系下[6]進行增量收益計算，產(chǎn)品采用不含稅價格（即不含增值稅和消費稅），公用工程價格參考實施方案工廠當?shù)貎r格（不含稅）。4種方案的增量收益見表6。

表6 4個方案收益增量對比 億元/年

由表6可以看出，方案4產(chǎn)品收入增量最高，比最低的方案3增加19.1億元/年。4個方案原料成本增量基本相當。從操作費用看，方案4最低，比方案3低3.0億元/年。從折舊費用看，方案3增量最低，比最高的方案4節(jié)省2.7億元/年。從收益來看，方案4收益最好，比收益最低的方案3高19.3億元/年，其次是方案1和方案2。由于方案4總商品率最高，且操作費用低，在4個方案中收益最好。

7 結語

該煉廠在目標為多產(chǎn)低碳烯烴（乙烯、丙烯）前提下，以催化裂解技術為核心的加工路線比以加氫裂化技術為核心的加工路線，可更大幅度減少油品的生產(chǎn)，解決該廠成品油市場嚴重過剩的問題。由于催化裂解富產(chǎn)乙烯、丙烯，催化裂解方案總的雙烯收率更高，油轉化深度更高。加氫裂化方案的優(yōu)點是油品生產(chǎn)更靈活，適合油品市場仍有一定需求的企業(yè)，同時加氫裂化方案新建裝置數(shù)量少，投資強度低，綜合碳排放增量不高。

由于該煉廠利用現(xiàn)有的柴油加氫精制裝置改造的柴油改質裝置，受裝置改造條件限制，生產(chǎn)的改質柴油比采用柴油吸附分離獲得的非芳烴柴油鏈烷烴含量低，乙烯收率低，因此，該廠吸附分離非芳烴柴油更適宜做蒸汽裂解料。

采用方案4組合加工路線可減少制氫過程碳排放以及乙烯裂解爐燃燒碳排放，不論是碳排放總量還是折合噸烯烴的碳排放強度都是最低的。同時方案4重油資源得到最大化利用，總商品率最高，整體經(jīng)濟收益最好。

煉油企業(yè)可結合自身資源情況、目標市場需求和現(xiàn)有的加工結構特點優(yōu)化加工路線，實現(xiàn)符合自身發(fā)展需要的煉油結構轉型升級和綠色低碳高質量發(fā)展。