祖 超，吳群英，趙文忠

(中國(guó)石化工程建設(shè)有限公司，北京 100101)

高轉(zhuǎn)化率與低碳排放重油加工路線的研究

祖 超，吳群英，趙文忠

(中國(guó)石化工程建設(shè)有限公司，北京 100101)

通過(guò)對(duì)幾種加氫方案(VRDS方案、漿態(tài)床方案、沸騰床方案)、脫碳方案(焦化方案)以及組合方案(焦化方案+沸騰床方案)進(jìn)行系統(tǒng)研究，考察了重油加工路線對(duì)油品收率和碳排放的影響，并進(jìn)行了效益對(duì)比分析。結(jié)果表明，加氫路線的輕油收率高，碳排放高。無(wú)論是否征收碳稅，加氫路線的效益均高于脫碳路線的效益，但投資較高。在3種加氫路線中，漿態(tài)床方案的輕油收率最高，碳排放居中，投資較少，效益最好；沸騰床方案的輕油收率最低，投資最高，效益最差；VRDS方案的碳排放最高，輕油收率居中，投資和效益也居中。焦化方案和沸騰床方案組合方案輕油收率和效益明顯提高。

油品收率 碳排放 加工方案 加氫 脫碳

我國(guó)石油資源相對(duì)匱乏，原油的對(duì)外依存度逐年提高。如何充分合理地利用有限的石油資源，最大限度地生產(chǎn)其它能源難以替代的運(yùn)輸燃料和化工原料，提高輕質(zhì)油收率，是實(shí)現(xiàn)資源有效利用和資源可持續(xù)發(fā)展的重要保證。同時(shí)，石化工業(yè)作為國(guó)民經(jīng)濟(jì)的支柱產(chǎn)業(yè)，既是能源生產(chǎn)大戶，也是能源消耗和CO2排放大戶，石化能源的大量消費(fèi)致使CO2排放量逐年增加，未來(lái)我國(guó)石化行業(yè)的碳減排壓力巨大[1]。因此，確保經(jīng)濟(jì)利益與節(jié)能減排的有機(jī)統(tǒng)一，實(shí)現(xiàn)整體價(jià)值最大化，已成為我國(guó)煉化企業(yè)迫切需要解決的重大問(wèn)題[2-3]。本課題通過(guò)對(duì)多種重油加工方案進(jìn)行系統(tǒng)研究，尋找合適的工藝組合方案，以求提高資源的利用率，實(shí)現(xiàn)低碳排放、清潔化生產(chǎn)的目的，為煉油廠選擇加工方案提供參考和指導(dǎo)。

1 原油的選擇

選擇原油的類型主要考慮原油出產(chǎn)地、煉油廠加工類型和原油質(zhì)量變化趨勢(shì)等因素。從我國(guó)進(jìn)口原油地區(qū)分析，2010年我國(guó)從43個(gè)國(guó)家和地區(qū)進(jìn)口原油293 Mt，進(jìn)口量較大的為沙特、安哥拉原油，分別占總進(jìn)口原油的18.65%和16.46%，其次是伊朗、阿曼、俄羅斯及蘇丹原油等。近年來(lái)，中國(guó)石油化工股份有限公司進(jìn)口原油占前5位的國(guó)家依次為：沙特、安哥拉、伊朗、阿曼和蘇丹，并且各企業(yè)煉制的原油種類經(jīng)常在10～20種以上，煉制單一原油的可能性極小。未來(lái)全球原油質(zhì)量將逐步劣質(zhì)化，總體變化趨勢(shì)是硫含量升高、API重度增加。

基于以上分析，本課題選擇的評(píng)價(jià)原油為多種進(jìn)口原油的混合原油，而不局限于某種或某地區(qū)的原油，同時(shí)體現(xiàn)未來(lái)加工原油的性質(zhì)和特點(diǎn)?；旌显偷男再|(zhì)和各餾分段的性質(zhì)分別見(jiàn)表1和表2。

表1 混合原油的基本性質(zhì)

2 重油加工方案

在加工方案研究中，輕石腦油全部作為乙烯原料外賣，重石腦油全部作為重整原料。直餾煤油和柴油餾分分別采用加氫技術(shù)處理，脫硫后作為產(chǎn)品外賣。對(duì)于蠟油的加工，設(shè)置加氫裂化與催化裂化相結(jié)合的加工路線，以充分發(fā)揮兩種工藝的優(yōu)勢(shì)。渣油加工則采用目前比較成熟的脫碳和加氫技術(shù)，如延遲焦化、渣油加氫處理和渣油加氫裂化等。

表2 不同餾分段的性質(zhì)

本課題重點(diǎn)研究如下幾種加氫方案、脫碳方案以及它們的組合方案：

(1) VRDS方案。本方案中部分減壓蠟油采用加氫裂化技術(shù)處理，其余減壓蠟油與減壓渣油采用固定床渣油加氫(VRDS)技術(shù)處理，加氫重油作為催化裂化原料，其工藝流程示意見(jiàn)圖1。

(2) 漿態(tài)床方案。本方案中部分減壓蠟油采用加氫裂化技術(shù)處理，減壓渣油采用漿態(tài)床加氫技術(shù)處理，加氫重油與其余減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫處理后作為催化裂化原料，漿態(tài)床加氫的未轉(zhuǎn)化油作為產(chǎn)品出廠。

(3) 沸騰床方案。本方案中部分減壓蠟油采用加氫裂化技術(shù)處理，減壓渣油采用沸騰床加氫技術(shù)處理，加氫重油與其余減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫處理后作為催化裂化原料，沸騰床加氫的未轉(zhuǎn)化油作為產(chǎn)品出廠。

(4) 焦化方案。本方案中部分減壓蠟油采用加氫裂化技術(shù)處理，深拔后的減壓渣油進(jìn)行延遲焦化處理，焦化蠟油與減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫處理后作為催化裂化原料，其工藝流程示意見(jiàn)圖2。

(5) 焦化+沸騰床方案。本方案中部分減壓蠟油采用加氫裂化技術(shù)處理，減壓渣油采用沸騰床加氫技術(shù)處理，加氫重油與其余減壓蠟油經(jīng)蠟油加氫處理后作為催化裂化原料，未轉(zhuǎn)化油進(jìn)入焦化裝置進(jìn)一步加工，其工藝流程示意見(jiàn)圖3。

3 方案研究與分析

3.1 產(chǎn)品收率分析

表3為5種加工方案的產(chǎn)品收率情況。由表3可知：與脫碳路線相比，加氫路線的汽煤柴(汽油+煤油+柴油)收率和輕油收率均較高；但在加氫路線中，VRDS方案的汽煤柴收率最高，而漿態(tài)床方案的輕油收率最高，這是由于漿態(tài)床加氫的裂化深度大，生成了較多輕烴的緣故；在商品收率方面，由于VRDS方案未設(shè)置蠟油加氫裝置，影響了催化裂化原料的性質(zhì)，導(dǎo)致生焦率較高，從而使其商品收率最低；此外，與焦化方案和沸騰床方案相比，焦化+沸騰床方案的汽煤柴收率和輕油收率明顯提高。

圖1 VRDS方案的工藝流程示意

圖2 焦化方案的工藝流程示意

圖3 焦化+沸騰床方案的工藝流程示意

表3 5種加工方案的產(chǎn)品收率

VRDS方案的汽油收率最高，這與其催化裂化裝置加工量最大直接相關(guān)。在汽油池中，催化裂化汽油的比例最高，約占汽油總量的60%，其次為重整汽油，而裂化輕石腦油和MTBE的產(chǎn)量差別不大，它們約占汽油總量的5%～7%。由此可見(jiàn)，催化裂化裝置的加工量對(duì)汽油總產(chǎn)量影響最大。

5種方案的柴油收率由高到低的順序?yàn)椋簼{態(tài)床方案>焦化+沸騰床方案>沸騰床方案> VRDS方案>焦化方案，柴油收率的差別主要取決于二次加工工藝的不同。在渣油的處理中，與固定床加氫相比，渣油在漿態(tài)床加氫、沸騰床加氫和延遲焦化裝置的轉(zhuǎn)化深度深，生產(chǎn)的柴油占柴油總產(chǎn)量的比例較高。在蠟油的處理中，加氫裂化裝置的柴油收率也遠(yuǎn)高于催化裂化和蠟油加氫裝置的柴油產(chǎn)率。因此，要提高柴油產(chǎn)量，可采用如下方法：①設(shè)置渣油裂化裝置加工渣油；②設(shè)置加氫裂化裝置加工部分蠟油；③提高以上兩類裝置的規(guī)模，并進(jìn)行優(yōu)化組合。

3.2 碳排放分析

在煉油廠加工過(guò)程中，原油所帶入的碳最終全部以產(chǎn)品和CO2的形式離開(kāi)，因此原油性質(zhì)(H/C比)、產(chǎn)品規(guī)格和加工方案對(duì)CO2排放有很大的影響。在相同原油和產(chǎn)品方案的前提下，不同加工方案的CO2排放差異則取決于制氫量、催化劑燒焦廢氣量和能量消耗[4-5]，具體因素有：催化劑再生燒焦量、燃料性質(zhì)和燃料消耗量、制氫量、電力外購(gòu)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(jì)算方法》SH/T 5000—2011，不同方案的CO2排放估算結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 5種加工方案的 CO2 排放估算結(jié)果

由表4可以看出，焦化方案的單位排放系數(shù)和直接排放系數(shù)均明顯低于加氫方案的排放系數(shù)。這是由于“脫碳”過(guò)程生產(chǎn)的石油焦貢獻(xiàn)出部分氫給其它產(chǎn)品，導(dǎo)致總氫耗較低；但與此同時(shí)，“脫碳”過(guò)程也導(dǎo)致輕油收率下降。在3種加氫方案中，VRDS方案的CO2排放總量最高，但其輕油收率居中，而漿態(tài)床方案能同時(shí)兼顧C(jī)O2排放和輕油收率。此外，與焦化方案和沸騰床方案相比，兩者組合方案的CO2排放系數(shù)略有增加。

從CO2排放源分析，燃燒排放、催化劑燒焦是主要排放源，二者之和占排放總量的80%～85%，而制氫排放量?jī)H占排放總量的15%以下(以天然氣為原料)。因此在方案選擇上，能耗低的方案具有明顯的優(yōu)勢(shì)。

3.3 效益分析

表5為5種加工方案的投資和效益情況。由表5可知，各方案的稅后內(nèi)部收益率從高到低的順序?yàn)闈{態(tài)床方案>VRDS方案>焦化+沸騰床方案>沸騰床方案>焦化方案。

與加氫路線相比，焦化方案的總投資最低，完全操作費(fèi)用最低，但由于輕油收率較低，汽油少而柴油多，并且外賣的高硫焦價(jià)位低，導(dǎo)致噸油利潤(rùn)最低，效益最差。在3種加氫路線中，漿態(tài)床方案的總投資最低，完全操作費(fèi)用也最低，但噸油利潤(rùn)最高，這就決定了其效益水平要好于VRDS方案和沸騰床方案。VRDS方案總投資和完全操作費(fèi)用居中，噸油利潤(rùn)也居中，效益較好。沸騰床方案的總投資最高，完全操作費(fèi)用也最高，產(chǎn)品結(jié)構(gòu)不好，附加值較高的汽油少而附加值較低的柴油多，并且外賣了大量的燃料油，因而其噸油利潤(rùn)最低，效益最差。與沸騰床方案相比，焦化+沸騰床方案雖然投資有所增加，但汽油、柴油和輕油收率都增加，導(dǎo)致全廠噸油利潤(rùn)增加。因此，在沸騰床方案的基礎(chǔ)上，采用焦化裝置進(jìn)一步加工重質(zhì)燃料油，其效益明顯高于沸騰床方案。

表5 5種加工方案的投資和效益分析

如果對(duì)項(xiàng)目征收一定程度的碳稅，各方案的稅后內(nèi)部收益率均有所下降。當(dāng)征收100元/t的碳稅時(shí)，各方案的稅后內(nèi)部收益率下降幅度分別為：VRDS方案下降0.88%、漿態(tài)床方案下降0.81%、沸騰床方案下降0.81%、焦化方案下降1.05%、焦化+沸騰床方案下降0.78%。當(dāng)征收200元/t的碳稅時(shí)，上述方案的稅后內(nèi)部收益率降幅還會(huì)加倍，但各方案之間效益水平的相對(duì)關(guān)系基本不變。

綜合來(lái)看，征收碳稅對(duì)效益的影響程度受制于兩個(gè)因素：一是與CO2排放總量成正比，二是與各方案的投資成反比，即投資越大，影響越小。由于各方案的CO2排放總量的差別與基數(shù)相比不是很大，提高輕油收率所帶來(lái)的產(chǎn)品附加值提升效果還是明顯高于其CO2排放費(fèi)用的增加。與煤制油或煤化工項(xiàng)目相比，煉油項(xiàng)目對(duì)碳稅的承受能力較強(qiáng)，但碳稅的征收也直接影響著煉油廠的效益和加工方案選擇。

需要指出的是，上述效益分析未考慮在脫碳方案下，原油可以進(jìn)一步劣質(zhì)化，從而大幅降低原油費(fèi)用的因素。如果考慮此因素，脫碳方案的效益水平還會(huì)有所提高，其與加氫方案的效益差距會(huì)相對(duì)減小。此外，即便是加氫方案之間，也可能存在原油選擇帶來(lái)的問(wèn)題。若上述方案選擇的原油性質(zhì)較好，其經(jīng)濟(jì)性不利于重質(zhì)油處理能力更強(qiáng)的沸騰床方案，而有利于固定床方案。若選擇更重、性質(zhì)更差的原油，與VRDS相比，沸騰床方案(包括沸騰床+焦化方案)的輕油收率將相對(duì)提高，兩者效益指標(biāo)的差距將縮小，特別是沸騰床+焦化方案的效益指標(biāo)有可能與VRDS方案相當(dāng)。

4 結(jié) 論

(1) 對(duì)于燃料型煉油廠，催化裂化裝置加工規(guī)模對(duì)汽油產(chǎn)量影響最大，渣油加氫裂化裝置和蠟油加氫裂化裝置規(guī)模對(duì)柴油產(chǎn)量影響最大。

(2) 與脫碳路線相比，加氫路線的輕油收率高，CO2碳排放也高。無(wú)論是否征收碳稅，加氫路線的效益均高于脫碳路線的效益，但投資也較高。

(3) 在3種加氫路線中，漿態(tài)床方案的輕油收率最高，CO2排放量居中，投資最少，效益最好；沸騰床方案雖然CO2排放量最少，但輕油收率最低，投資最高，效益最差；VRDS方案的CO2排放量最高，輕油收率居中，投資和效益也居中。與焦化方案和沸騰床方案相比，兩者組合方案的輕油收率和效益明顯提高。

(4) 碳稅的征收可降低各方案的稅后內(nèi)部收益率，但不影響方案之間效益水平的相對(duì)關(guān)系。

[1] 程薇，江茂修，傅軍，等.面向低碳排放的煉油技術(shù)進(jìn)展[J].石油煉制與化工，2010，41(9)：1-8

[2] 杜偉.低碳經(jīng)濟(jì)與中國(guó)石油化工行業(yè)的發(fā)展[J].國(guó)際石油經(jīng)濟(jì)，2010(1)：32-37

[3] 王基銘.低碳經(jīng)濟(jì)下中國(guó)煉油工業(yè)發(fā)展[J].石油煉制與化工，2011，42(1)：1-6

[4] 蔣慶哲，馬敬昆，陳高松，等.煉油廠二氧化碳排放估算與分析[J].現(xiàn)代化工，2013，33(4)：1-4

[5] 張沖偉，王禹，張曉光，等.碳平衡法計(jì)算煉油廠CO2排放量[J].煉油技術(shù)與工程，2011，41(11)：47-49

簡(jiǎn) 訊

我國(guó)油頁(yè)巖高效煉油技術(shù)通過(guò)鑒定

中國(guó)高科技產(chǎn)業(yè)化研究會(huì)近日在北京組織召開(kāi)了油頁(yè)巖干餾煉油半焦燃燒供熱發(fā)電一體化綜合利用技術(shù)項(xiàng)目科技成果鑒定會(huì)。與會(huì)專家認(rèn)為，該項(xiàng)目創(chuàng)新性強(qiáng)，技術(shù)水平國(guó)內(nèi)領(lǐng)先。

中國(guó)是一個(gè)油頁(yè)巖資源豐富的國(guó)家，遠(yuǎn)景儲(chǔ)量占世界第4位，在石油資源日漸減少的背景下，利用油頁(yè)巖獲取頁(yè)巖油的重要性更加突出。2014年，中國(guó)頁(yè)巖油產(chǎn)量達(dá)到800 kt，但與發(fā)達(dá)國(guó)家相比，我國(guó)頁(yè)巖油行業(yè)技術(shù)水平卻相對(duì)滯后。目前，國(guó)內(nèi)頁(yè)巖油主要是通過(guò)撫順式干餾爐干餾技術(shù)生成。其技術(shù)基本停留在20世紀(jì)50—60年代水平。油頁(yè)巖干餾煉油半焦燃燒供熱發(fā)電一體化綜合利用技術(shù)的問(wèn)世，可使油頁(yè)巖資源得到充分利用。

該項(xiàng)目由吉林省科技成果轉(zhuǎn)化推廣綜合服務(wù)平臺(tái)成員單位吉林省汪清縣龍騰能源開(kāi)發(fā)有限公司與東北電力大學(xué)合作開(kāi)發(fā)。采用該技術(shù)，油頁(yè)巖經(jīng)破碎篩分后，以10～100 mm的塊狀油頁(yè)巖進(jìn)行干餾煉油。煉油收油率超過(guò)90%，達(dá)到世界先進(jìn)水平。同時(shí)，0～10 mm油頁(yè)巖小顆粒、油頁(yè)巖干餾排除的干半焦和干餾氣，還可用于循環(huán)流化床鍋爐燃料為干餾裝置供熱、發(fā)電。循環(huán)流化床鍋爐排除的灰渣，符合國(guó)家環(huán)保排放的標(biāo)準(zhǔn)，可用于生產(chǎn)建筑材料。

專家鑒定認(rèn)為，該技術(shù)率先在國(guó)內(nèi)實(shí)現(xiàn)了油頁(yè)巖資源的充分利用，提高了油頁(yè)巖利用的經(jīng)濟(jì)效益，為我國(guó)油頁(yè)巖行業(yè)的發(fā)展開(kāi)辟出一條新技術(shù)路線。

[鄭寧來(lái)供稿]

揚(yáng)子石化建成國(guó)內(nèi)最大污水回用裝置

2012年3月31日，中國(guó)石化揚(yáng)子石油化工有限公司(簡(jiǎn)稱揚(yáng)子石化)首套采用超濾、反滲透組合技術(shù)建設(shè)的400 t/h污水回用裝置正式建成并投入運(yùn)行，產(chǎn)出合格回用水，主要水質(zhì)指標(biāo)遠(yuǎn)高于自來(lái)水。自投入運(yùn)行以來(lái)，系統(tǒng)穩(wěn)定可靠，出水品質(zhì)高，為續(xù)建新裝置、擴(kuò)大高品質(zhì)回用水產(chǎn)能提供了經(jīng)驗(yàn)。

2014年，中國(guó)石化投資228億元，啟動(dòng)“碧水藍(lán)天”專項(xiàng)環(huán)保治理計(jì)劃。揚(yáng)子石化規(guī)劃的包括擴(kuò)大污水處理能力，增加850 t/h污水回用總量等12個(gè)項(xiàng)目、總投資13億元的揚(yáng)子石化“碧水藍(lán)天”計(jì)劃獲得中國(guó)石化批準(zhǔn)，涵蓋污水處理擴(kuò)容、污水回用等污水、廢氣和固廢處置項(xiàng)目，成為揚(yáng)子石化成立以來(lái)最大的單項(xiàng)環(huán)保設(shè)施投資。

污水回用項(xiàng)目繼續(xù)采用國(guó)外最先進(jìn)的反滲透膜，保持兩期工程的技術(shù)一致性。至此，揚(yáng)子石化污水回用量達(dá)到700 Mt/a，每年超過(guò)1/3的污水排放被高值利用，為全球最大。

[鄭寧來(lái)供稿]

STUDY ON HIGH CONVERSION AND LOW CARBON EMISSION PROCESSING ROUTES OF HEAVY OIL

Zu Chao， Wu Qunying， Zhao Wenzhong

(SINOPECEngineeringIncorporation，Beijing100101)

This paper mainly discussed the impact of heavy oil processing routes on light oil yield and carbon emission， and analyzed their economic benefits in detail. Compared with decarbonization route， hydrogenation route not only had high light oil yield with high carbon emissions， but also had high benefits whether or not carbon tax levying. In the three hydrogenation route， slurry-bed case had the best economic benefit with the highest light oil yield， middle level carbon emission and the least investment. Fluidized-bed case had the worst economic benefit with least light oil yield and highest investment. VRDS case had the highest carbon emission， and its investment and benefit were the second. Compared with the fluidized-bed case and coking case， the light oil yield and the economic benefit were improved significantly in the combined case.

light oil yield； carbon emission； processing route； hydrogenation； decarbonization

2015-02-11； 修改稿收到日期： 2015-04-27。

祖超，1985年畢業(yè)于清華大學(xué)，高級(jí)工程師，主要從事煉油項(xiàng)目流程研究及工程設(shè)計(jì)工作。

吳群英，E-mail：wuqunying@sei.com.cn。