李鴻根

( 中國(guó)石化上海石油化工股份有限公司，200540)

中國(guó)石化上海石油化工股份有限公司(以下簡(jiǎn)稱上海石化)在實(shí)施16 Mt/a 煉油改造項(xiàng)目前，煉油綜合加工能力為12 Mt/a，主要生產(chǎn)裝置為:14 Mt/a 常減壓，1 000 kt/a 催化裂化，3 000 kt/a加氫裂化，2 200 kt/a 延遲焦化，500 kt/a 溶劑脫瀝青，750 kt/a 石腦油預(yù)加氫，800 kt/a 航煤加氫，5 000 kt/a 汽油和柴油加氫等生產(chǎn)裝置。為了配合1 000 kt/a 催化裂化的低硫原料，每年要加工約3 000 kt 低硫石蠟基原油，成品油(汽油、煤油、柴油)總量在5 500 kt/a 左右，柴汽比為4.5，是國(guó)內(nèi)煉化企業(yè)柴汽比最高的煉廠之一。這種總流程配置的結(jié)果是:(1)原油采購(gòu)成本高;(2)煉油產(chǎn)品結(jié)構(gòu)不合理;(3)大部分煉油產(chǎn)品為化工裝置配套且不優(yōu)化，也致使化工原料結(jié)構(gòu)不合理。

2009 年上海石化開始進(jìn)行16 Mt/a 煉油改造方案的編制，主要解決:(1)提高加工高硫原油的能力，取消低硫原油，降低原油采購(gòu)成本;(2)調(diào)整煉油產(chǎn)品結(jié)構(gòu)，降低柴汽比，提升煉油產(chǎn)品平均價(jià)格;(3)優(yōu)化化工原料結(jié)構(gòu)，降低化工原料成本為現(xiàn)有芳烴和乙烯原料的優(yōu)化提供更大空間，同時(shí)為下游精細(xì)化工的發(fā)展提供原料支持;(4)將陳山原油碼頭、罐區(qū)轉(zhuǎn)變功能，成為汽柴油轉(zhuǎn)運(yùn)樞紐，從而提高上海石化煉油板塊的綜合盈利水平。

1 原設(shè)計(jì)煉油總流程介紹

1.1 原設(shè)計(jì)煉油總流程

上海石化利用1#常減壓(8 000 kt/a)的設(shè)計(jì)余量并經(jīng)過(guò)考核標(biāo)定，加工能力可達(dá)10 Mt/a，加2#常減壓使原油加工能力達(dá)到16 Mt/a。新建裝置包括:3 900 kt/a 渣油加氫，3 500 kt/a 催化裂化，1 500 kt/a汽油加氫，500 kt/a 氣體分離，1 700 kt/a 石腦油預(yù)加氫，1 000 kt/a 連續(xù)重整，180 kt/a C2回收，100 kt/a MTBE，130 t/h 酸性水汽提，160 kt/a 硫磺回收以及55 kt/a 制氫共11 套裝置。

原設(shè)計(jì)煉油總流程見附圖1。

1.2 原設(shè)計(jì)的加工原油品種

原設(shè)計(jì)的加工原油品種見表1。

表1 原設(shè)計(jì)加工原油的組成

(1)混合原油A

混合原油A(其組成見表2)大部分渣油去焦化，故渣油較劣質(zhì)，原油中含F(xiàn)e 1.6 μg/g、Ni 6.31 μg/g、V 50.9 μg/g，殘 炭 的 質(zhì) 量 分 數(shù) 為7%。混合原油A 進(jìn)1#常減壓加工，分離出輕石腦油后作為乙烯裝置的原料，重石腦油經(jīng)過(guò)石腦油預(yù)加氫裝置處理后作為重整原料，直餾煤油經(jīng)加氫后出3#航空煤油，柴油經(jīng)加氫后出0#柴油，蠟油去加氫裂化和渣油加氫裝置。2 150 kt/a 渣油去焦化裝置，多余579 kt/a 作為渣油加氫裝置的原料。

表2 混合原油A 的組成

(2)混合原油B

混合原油B(其組成見表3)的渣油去渣油加氫脫硫(RDS)，故渣油的重金屬和殘?zhí)亢枯^低，原油中含F(xiàn)e 1.5 μg/g、Ni 10.68 μg/g、V 34.83 μg/g，殘?zhí)康馁|(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.86%。

表3 混合原油B 的組成

混合原油B 分兩路，分別進(jìn)2#常減壓2 500 kt/a老線和3 500 kt/a 新線。2 500 kt/a 老線的輕石腦油作為乙烯原料，重石腦油作為重整原料，航煤餾分經(jīng)加氫出3#航煤，柴油餾分加氫后出0#柴油，常渣去減壓塔拔出蠟油后作為加氫裂化的原料，渣油作為RDS 原料。3 500 kt/a 新線分出輕重石腦油作為乙烯原料，煤油經(jīng)加氫后做3#航空燃料，柴油餾分加氫后出0#柴油，常渣直接作為RDS 原料。

(3)重油加工

1#常減壓減渣共計(jì)2 729 kt/a，其中2 150 kt/a去焦化裝置，其余579 kt/a 與2#常減壓裝置的常渣和減渣(共計(jì)3 095.6 kt)作為RDS 的原料;1#和2#常減壓的輕蠟油(共計(jì)1 727 kt/a)作為加氫裂化裝置原料;1#和2#常減壓的重蠟油共計(jì)1 562 kt/a，其中1 253 kt/a 去加氫裂化裝置，其余重蠟油(309 kt/a)、焦化蠟油(354.8 kt/a)以及減四線(106 kt/a)一同作為RDS 的原料。RDS 進(jìn)料總計(jì)3 865 kt/a，產(chǎn)出加氫尾油達(dá)3 340 kt/a，作為流化催化裂化(FCC)裝置的原料(見表4)。

表4 渣油和蠟油平衡情況 kt/a

柴油和煤油加氫能力基本平衡，本次改造沒有新建裝置，只是將2#柴油加氫由石腦油預(yù)加氫，經(jīng)改造后重新恢復(fù)為1 200 kt/a 柴油加氫裝置，1#柴油加氫裝置恢復(fù)為550 kt/a 柴油加氫功能。催化汽油(1 450 kt/a)經(jīng)新建的1 500 kt/a S-Zorb 裝置處理后可達(dá)歐V 標(biāo)準(zhǔn)。

1.3 原設(shè)計(jì)產(chǎn)品方案

原設(shè)計(jì)產(chǎn)品方案見表5 ～7。

表5 原設(shè)計(jì)產(chǎn)品方案 kt/a

表6 乙烯料組成 kt/a

1.4 原設(shè)計(jì)存在的問(wèn)題

2012 年11 月上海石化煉油改造工程建成投產(chǎn)打通全流程，12 月下旬對(duì)裝置進(jìn)行了72 h 考核標(biāo)定，標(biāo)定結(jié)果顯示新老煉油裝置均能達(dá)到或超過(guò)16 Mt/a 的綜合加工能力。但是由于原油油種變化較大，導(dǎo)致各餾分的收率與原設(shè)計(jì)相比有一定差距，同時(shí)由于原油價(jià)格、成品油和化工產(chǎn)品市場(chǎng)變化，煉油項(xiàng)目改造完成后沒有完全達(dá)到可行性研究報(bào)告的效益水平，促使我們要根據(jù)市場(chǎng)情況，重新考慮優(yōu)化完善上海石化的煉油加工總流程，使原油加工和煉油、乙烯、芳烴3 條線的資源配置更加合理，綜合效益達(dá)到最大化。

2 煉油總流程優(yōu)化方案

2.1 優(yōu)化后的煉油加工總流程

優(yōu)化后的煉油加工總流程見附圖2。

2.2 原油優(yōu)化

基于乙烯原料從常減壓裝置直餾提取的部分比例大幅減小，優(yōu)化后的方案只是將常減壓的LPG 和C5～85 ℃的輕餾分作為乙烯原料，原設(shè)計(jì)的912 kt/a 石腦油優(yōu)化為C5～85 ℃的輕餾分油，并降至約850 kt/a 作為乙烯原料，占原油加工比例的5.3%。世界上絕大部分原油中的這部分組成均是裂解性能很好的乙烯原料，故在原油選擇、采購(gòu)時(shí)不考慮乙烯料的因素。優(yōu)化后的方案可以把高油價(jià)的石蠟基原油排除在外，集中選擇適應(yīng)做RDS 和FCC 加工流程的原油以及為生產(chǎn)芳烴而選擇芳烴潛含量較高的中間基原油，這樣可以有效地降低原油采購(gòu)成本。

原油采購(gòu)和分儲(chǔ)分煉的原則是:為1#常減壓裝置選擇芳烴潛含量高且適合出瀝青的原油，為2#常減壓裝置選擇催化裂化性能較好并兼顧芳烴潛含量高的原油。在加工過(guò)程中盡量減少1#和2#渣油混合使用的比例，真正起到分儲(chǔ)分煉的效果。

(1)1#常減壓原油選擇

1#常減壓原油選擇加工9 Mt/a 混合原油A，其組成見表8。

表8 混合原油油種A 的選擇

按照以上原油混配，蠟油產(chǎn)出9 000 ×27.46% = 2 471.4 kt/a;渣油產(chǎn)出9 000 ×24.06% =2 165.4 kt/a(抽出100 kt/a 減四線后約為2 060 kt/a);石腦油產(chǎn)出9 000 ×16.72% =1 504.8 kt/a。

優(yōu)化以后，1#常減壓裝置的劣質(zhì)渣油由原設(shè)計(jì)的2 729 kt/a 降至2 060 kt/a，減少了669 kt/a，2 060 kt/a 的渣油中500 kt/a 去溶劑脫瀝青裝置，350 kt/a 去RDS 裝置，視渣油質(zhì)量情況有100 kt/a左右去調(diào)和瀝青，還有1 110 kt/a 去焦化裝置，比原設(shè)計(jì)減少1 040 kt/a 的焦化處理量。如果能滿足瀝青標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)可增加瀝青產(chǎn)量，最大幅度減少焦化加工量而提高效益。

(2)2#常減壓原油選擇

2#常減壓原油選擇加工7 Mt/a 混合原油B，其組成見表9。

表9 混合原油油種B 的選擇

將2#常減壓產(chǎn)能提到最高，使2#常減壓減渣能夠最大量供給RDS 做原料，同時(shí)減少1#常減壓渣油摻入比例，又將原設(shè)計(jì)中2 500 kt/a 老線配減壓改為3 500 kt/a 新線配減壓，此改變可使2#常減壓增產(chǎn)蠟油，作為加氫裂化裝置的原料。

2#常減壓產(chǎn)出的常渣為:2 800 ×55.38% =1 550.6 kt/a(原設(shè)計(jì)1 808 kt/a);

2#常減壓產(chǎn)出的減渣為:4 200 ×30.79% =1 293.2 kt/a(原設(shè)計(jì)708.5 kt/a);

原設(shè)計(jì)2#常減壓裝置產(chǎn)出的常渣和減渣為2 516.5 kt/a，優(yōu)化后產(chǎn)出2 855.4 kt/a，增加了317.3 kt/a，優(yōu)化了RDS 進(jìn)料;

蠟油:4 200 ×24.59% =1 032.8 kt/a，比原設(shè)計(jì)(582.8 kt/a)提高了450 kt/a;

石腦油:7 000 ×16.44% =1 150.8 kt/a。

2.3 渣油、蠟油優(yōu)化

在原設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上通過(guò)系統(tǒng)優(yōu)化，可以將500 kt/a 溶劑脫瀝青裝置開啟，在處理500 kt/a 1#減渣的同時(shí)，可產(chǎn)出250 kt/a 脫瀝青油作為RDS 的原料，既可降低焦化負(fù)荷，又改善了RDS原料品質(zhì)。

在保證RDS 進(jìn)料重金屬、殘?zhí)亢湍z質(zhì)不超標(biāo)的前提下提高摻渣比約8.68%，達(dá)65%左右，這樣也可多消化1#常減壓渣油350 kt/a 左右。另外可視1#減渣情況，適時(shí)調(diào)和瀝青100 kt/a，使原設(shè)計(jì)2 150 kt/a 焦化進(jìn)料降至1 110 kt/a，使低價(jià)值的石油焦產(chǎn)量從720 kt/a 降至371.9 kt/a，相應(yīng)也減少了其他焦化產(chǎn)品，焦化蠟油的產(chǎn)量也由355 kt/a 降至183 kt/a(見表10 ～11)。

經(jīng)過(guò)優(yōu)化以后可以將1#焦化停役，目前初步設(shè)想是改造用催化油漿作為原料生產(chǎn)高附加值產(chǎn)品針狀焦(此技術(shù)正在研發(fā)中)。從年前的考核運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)高壓加氫裂化還有較大的運(yùn)行余量，目前按照1 700 kt/a 運(yùn)行沒有瓶頸，這樣就需要增加200 kt/a 的蠟油。研究發(fā)現(xiàn)催化柴油的芳烴潛含量較高，是比較好的加氫裂化原料，這既解決加氫裂化原料的缺口問(wèn)題，又減少劣質(zhì)柴油的調(diào)和組分。在蠟油存在缺口的情況下，用催化柴油摻入加氫裂化的原料中(試運(yùn)行結(jié)果可以達(dá)到10%摻煉量)是一種很經(jīng)濟(jì)的方法。

表10 優(yōu)化以后的蠟油、渣油分配情況 kt/a

表11 優(yōu)化前后RDS 進(jìn)料對(duì)比 kt/a

從蠟油和渣油的優(yōu)化方案中可以得出:(1)原油分儲(chǔ)分煉比原設(shè)計(jì)優(yōu)化;(2)開溶劑脫瀝青裝置解決渣油出路，同時(shí)產(chǎn)出溶劑脫瀝青油，頂出蠟油滿足加氫裂化加工量;(3)RDS 處理量比原設(shè)計(jì)提高4.3%，且原料質(zhì)量也優(yōu)，可以延長(zhǎng)RDS運(yùn)行周期。

2.4 直餾石腦油的優(yōu)化

原設(shè)計(jì)中1#常減壓直餾石腦油分離出C5～65 ℃餾分作為乙烯原料，65 ～175 ℃預(yù)加氫后作為重整預(yù)加氫的原料，2#常減壓老線的直餾石腦油與1#同樣方法做，但新線的石腦油C5～175 ℃全部作為乙烯原料，這樣不是很合理。優(yōu)化的方法是利用原1#FCC 輕重汽油分離塔將2#常減壓新線的石腦油進(jìn)行分離，并將全部輕石腦油的干點(diǎn)向上移至85 ℃，鏈烷烴摩爾分?jǐn)?shù)可以大于85%，是非常優(yōu)質(zhì)的乙烯裂解原料。根據(jù)原油性質(zhì)可以得到2 650 kt/a 的石腦油，其中C5～85 ℃的約850 kt/a 可以作為乙烯原料，85 ～175 ℃的約1 800 kt/a 去石腦油預(yù)加氫后作為催化重整原料，真正做到“宜烯則烯、宜芳則芳”。

2.5 高壓加氫裂化裝置優(yōu)化

高壓加氫裂化原設(shè)計(jì)900 kt/a，全循環(huán)出重石腦油，經(jīng)過(guò)幾次改造后，現(xiàn)已達(dá)到1 500 kt/a，并一次通過(guò)流程，加氫尾油收率20%，重石腦油收率由45%下降至35%，同時(shí)也可生產(chǎn)航煤和柴油。經(jīng)過(guò)2012 年高負(fù)荷試驗(yàn)，優(yōu)化后的煉油總流程中該裝置處理能力提高至1 700 kt/a，不僅有利于蠟油加工能力的提升，同時(shí)又可多產(chǎn)優(yōu)質(zhì)的重整原料(重石腦油)和乙烯原料(加氫尾油)。

2.6 航煤系統(tǒng)的優(yōu)化

原總流程中航煤加氫利用原裝置800 kt/a 能力，沒有改造，根據(jù)高負(fù)荷標(biāo)定結(jié)果，該裝置可以達(dá)到924 kt/a。因?yàn)樵图庸ち刻岣吡? 000 kt/a，直餾航煤組分(包括航煤餾分的干點(diǎn)提高20 K)增加了近500 kt/a，優(yōu)化的方法是將原汽油加氫裝置改造為350 kt/a 的直餾航煤加氫裝置，這樣直餾航煤加氫能力從924 kt/a 提高至1 280 kt/a左右，加上高壓加氫裂化裝置可以出280 kt/a 航煤，每年航煤產(chǎn)量可超過(guò)1 560 kt/a，比原設(shè)計(jì)多產(chǎn)383.4 kt/a 航煤的同時(shí)也減少383.4 kt/a 柴油產(chǎn)量。

2.7 柴油加氫流程的優(yōu)化

原設(shè)計(jì)總流程中需要加氫的汽柴油情況見表12。

表12 需加氫汽柴油 kt/a

根據(jù)所選原油優(yōu)化方案，對(duì)1#、2#常減壓的加工量做了調(diào)整，1#常減壓由10 Mt/a 減至9 Mt/a，2#常減壓由6 Mt/a 加至7 Mt/a，同時(shí)優(yōu)化調(diào)整直餾柴油加氫方案多出航煤，具體方案為:

(1)根據(jù)原油性質(zhì)，1#常減壓的柴油收率為22.88%，即9 000 ×22.88% =2 059.2 kt/a;2#常減壓柴油收率為18.40%，即7 000 ×18.40% =1 288.0 kt/a，直餾柴油共計(jì)3 347.2 kt/a。

(2)焦化處理量由2 150 kt/a 降至1 110 kt/a，焦化汽油、柴油也相應(yīng)減少至144.3 kt/a 和305.2 kt/a(見表13)。

表13 優(yōu)化后的汽柴油加氫裝置平衡 kt/a

2#柴油加氫裝置通過(guò)高負(fù)荷標(biāo)定加工能力可達(dá)1 500 kt/a，3#柴油加氫裝置改造后加工能力可達(dá)3 600 kt/a，兩套柴油加氫裝置均可以生產(chǎn)歐V標(biāo)準(zhǔn)柴油。目前兩套柴油加氫裝置的總能力為4 500 kt/a，可以滿足加工4 578.9 kt/a 的汽柴油。將焦化汽柴油分別給2#、3#柴油加氫加工，可以分餾出干點(diǎn)為230 ℃約300 kt/a 的加氫石腦油作為乙烯原料。這樣柴油加氫精制可以得到4 231.5 kt/a 柴油產(chǎn)品，再加上兩套加氫裂化柴油800 kt/a 以及RDS 柴油330 kt/a，柴油總量可達(dá)5 360 kt/a。優(yōu)化后1#柴油加氫可以停役，此舉措既可以降低煉油的加工費(fèi)用，又可以為改造成生產(chǎn)針狀焦原料的加氫裝置項(xiàng)目降低投資。

3 優(yōu)化效果

3.1 汽油情況

(1)由于催化裂化裝置原料優(yōu)化后加工量由原設(shè)計(jì)的3 375 kt/a 提高至3 515.5 kt/a，根據(jù)43%的收率，粗汽油量可達(dá)1 511.6 kt/a，現(xiàn)有的1 500 kt/a 的S-Zorb 裝置可以處理。1#催化裂化的汽油精制系統(tǒng)和RSDS 可作為補(bǔ)充備用。

(2)3#重整裝置設(shè)計(jì)能力1 000 kt/a，高負(fù)荷試驗(yàn)時(shí)110%沒有瓶頸，因此本方案按照1 100 kt/a來(lái)平衡。目前公司對(duì)二甲苯(PX)生產(chǎn)能力已達(dá)835 kt/a，但間二甲苯(MX)存在缺口，每年需對(duì)外采購(gòu)350 kt 左右。為使效益充分發(fā)揮，加工過(guò)程應(yīng)該貫徹“宜芳則芳、宜油則油”的原則。3#重整裝置下游有3 個(gè)出路:(1)將420 kt/a C7+去脫C7塔(原1#FCC 汽油穩(wěn)定塔改造)分離C7和C8+A，有252 kt/a C8+A 作為PX 裝置的原料，168 kt/a C7去調(diào)和汽油;(2)將84 kt/a C7+去2#PX 裝置摻入2#重整下游脫C7塔(T -801)，分離出甲苯和MX 作為2#PX 的原料;(3)281.4 kt/a C7+直接去調(diào)和汽油，這樣約有300 kt/a 的3#重整生成油轉(zhuǎn)為MX 作為PX 原料，大幅降低MX 采購(gòu)成本。

(3)將90 kt/a 加氫裂化輕石腦油作為汽油調(diào)和組分。目前可將180 kt/a 輕石腦油全部調(diào)入汽油，待輕石腦油正異構(gòu)分離后，約90 kt/a 正構(gòu)C5和C6可做乙烯料。

(4)將74 kt/a 1#MTBE 作為汽油高辛烷值調(diào)和組分，將部分重整抽余油作為汽油調(diào)和組分(見表14)。

表14 中沒有將化工部來(lái)的MTBE 和抽余油納入汽油調(diào)和組分，如果再加上化工部的74 kt/a MTBE 和200 kt/a 重整抽余油，汽油產(chǎn)量可以達(dá)到2 500 kt/a，柴汽比可降至2.14。

表14 調(diào)和組分

3.2 優(yōu)化后產(chǎn)品方案

優(yōu)化后的產(chǎn)品方案見表15 ～17。

表15 優(yōu)化后的產(chǎn)品方案 kt/a

表16 乙烯料組成 kt/a

表17 重整料組成 kt/a

3.3 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

優(yōu)化調(diào)整后增加利潤(rùn)42 890.61 萬(wàn)元(上述利潤(rùn)測(cè)算中未扣除消費(fèi)稅)。

按照消費(fèi)稅稅率汽油為1 388 元/t，柴油為940.8 元/t，燃料油為812 元/t，可以免交稅費(fèi)約67 038.5 萬(wàn)元，共計(jì)增加效益10.99 億元(優(yōu)化前后原油價(jià)格均按2012 年平均價(jià)計(jì)算)，詳見表18。

表18 產(chǎn)品方案效益比較(不含稅)

4 結(jié)論

以原設(shè)計(jì)為基礎(chǔ)，優(yōu)化后的主要產(chǎn)品總量基本持平，高附加值煉油產(chǎn)品提升4.13%，航煤增產(chǎn)383.1 kt/a，汽油產(chǎn)品質(zhì)量可以全部達(dá)到國(guó)V標(biāo)準(zhǔn)，且97#汽油比例由39.81%提升至50.11%，94.4%的柴油質(zhì)量達(dá)到國(guó)IV 或國(guó)V 標(biāo)準(zhǔn)。同時(shí)為芳烴裝置提供的重整料也較多，增產(chǎn)了302.4 kt/a MX，為多產(chǎn)芳烴產(chǎn)品提供了條件。乙烯原料總量上升不多，但常壓輕石腦油全部為C5～85 ℃組分，鏈烷烴含量超過(guò)85%，對(duì)提升乙烯高附加值收率有益，同時(shí)加氫尾油增加140 kt/a，使乙烯原料結(jié)構(gòu)整體得到優(yōu)化。依據(jù)2012 年價(jià)格體系測(cè)算，采用相同的原油采購(gòu)價(jià)格，優(yōu)化后的經(jīng)濟(jì)效益比原設(shè)計(jì)提升10.99 億元。