孫川 尤侯平

【摘 要】乙烯裂解裝置的原料費用占總成本超過70%，使用更廉價的原料，可有效降低裝置生產(chǎn)成本。煉化一體化企業(yè)的煉廠氣，既可以作為全廠的燃料，也可以作為裂解原料實現(xiàn)高價值的利用。企業(yè)的燃料平衡、補充燃料的獲得條件、干氣成本的準(zhǔn)確計算、裂解裝置加工干氣的特性，都是判斷干氣最佳使用路徑時要考慮的因素。論文結(jié)合示例，說明如何結(jié)合煉化一體化企業(yè)的燃料平衡、成本、裝置特性進(jìn)行計算，判斷出提升項目經(jīng)濟(jì)效益的方法。

【Abstract】The raw material cost of ethylene cracking unit accounts for more than 70% of the total cost. Using cheaper raw material can effectively reduce the production cost of the unit. Refinery gas of integrated refinery and petrochemical enterprises can be used as fuel for the whole plant or as cracking raw material to realize high value utilization. The fuel balance of the enterprise， the conditions for obtaining supplementary fuel， the accurate calculation of dry gas cost， and the characteristics of the cracking unit for processing dry gas are all factors to be considered when determining the best use path of dry gas. This paper shows how to calculate the fuel balance， cost and unit characteristics of the integrated refinery and petrochemical enterprise combined with examples， so as to judge the method to improve the economic benefits of the project.

【關(guān)鍵詞】煉化一體化;裂解裝置;煉廠干氣;競爭力對比

【Keywords】refinery and petrochemical integration; cracking unit; refinery dry gas; competitiveness comparison

【中圖分類號】TE626 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 【文獻(xiàn)標(biāo)志碼】A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?【文章編號】1673-1069（2019）02-0034-05

1 引言

煉廠干氣主要是指煉油裝置在加工原油的過程中，生產(chǎn)的以碳三以下烴類為主體的不凝氣體，主要成分是甲烷，摻雜一定量的乙烷、乙烯等，還有少量的氫氣和氮氣等組分。通常情況下，煉廠干氣的產(chǎn)量占原油加工量的3%～5%，各類煉油裝置生產(chǎn)的干氣組成差別很大，例如，催化裝置和焦化裝置的干氣中含有乙烯等不飽和烴類，重整裝置的干氣含有氫氣，加氫裝置的干氣以飽和烴類為主。在企業(yè)內(nèi)部干氣通常是作為裝置的燃料和制氫原料使用，但隨著對石油資源的高效和高價值利用越來越受到重視，將煉廠干氣作為煉化資源利用，成為降低企業(yè)生產(chǎn)成本的重要手段。

煉廠干氣的一些組分，在一定的條件下，采用適當(dāng)?shù)募夹g(shù)，可以加工成比燃料更有價值的資源。例如，氫氣資源對于煉廠非常珍貴，富氫干氣（例如重整干氣，氫氣體積含量大于30%）中氫氣的回收利用，各煉廠都非常重視，目前煉化企業(yè)氫氣回收的主流回收技術(shù)是變壓吸附[1]，和其他工藝相比（低溫冷凝、膜分離等），變壓吸附兼顧平衡了投資、運行費用、氫氣回收率等。干氣中乙烷、乙烯的回收利用，在煉化一體化企業(yè)中通常的方法是提濃后進(jìn)入裂解裝置生產(chǎn)乙烯。在乙烷、乙烯的提濃工藝中，采用變壓吸附工藝的國內(nèi)已經(jīng)建成投產(chǎn)10套裝置[2]，油吸收工藝也建成多套裝置，這兩種工藝是當(dāng)前的主流技術(shù)。其他煉廠干氣中乙烯的利用路徑還有稀乙烯制乙苯等。

本文要討論的是煉化一體化企業(yè)干氣中的乙烷資源被提濃后，進(jìn)入裂解裝置作為裂解原料的加工利用方案的經(jīng)濟(jì)效益判斷方法。

2 從全廠流程的角度討論干氣的優(yōu)化利用

干氣用途的改變，往往涉及全廠流程的調(diào)整。從全廠的整體考慮，要分析清楚成本和收益，重點要關(guān)注以下幾個方面。

2.1 提濃干氣的成本

干氣經(jīng)過提濃裝置處理后，其中的提濃氣（富含乙烷）部分由燃料變?yōu)榱呀庋b置的進(jìn)料。由于干氣在通常情況下都是用于企業(yè)內(nèi)部燃料，較少外售，很難找到市場公允價值。因此，要從全廠由于燃料調(diào)整增加的成本，來考慮提濃干氣的成本：一是全廠的燃料平衡需要重新計算，確立補充燃料的量、來源、價格;二是干氣提濃裝置的運行成本和合理收益;三是涉及的煉化裝置運行狀態(tài)改變引起的全廠成本上升等其他因素。

2.2 裂解裝置的特性

提濃干氣作為原料進(jìn)入裂解裝置加工，裂解裝置的投入產(chǎn)出會相應(yīng)的發(fā)生改變。這里會有兩種情況，第一種情況是本文討論的重點，即裂解裝置始終是滿負(fù)荷運行，在增加了提濃干氣的進(jìn)料后，會減少重質(zhì)原料（通常是石腦油）的進(jìn)料，因此在原料的投入端會減少重質(zhì)原料，在產(chǎn)出端的產(chǎn)品也會減少（具體原因后續(xù)分析）。這種原料投入和產(chǎn)品量同時改變的具體情況，需要根據(jù)裂解裝置的特性，具體分析才能確認(rèn)項目的經(jīng)濟(jì)效益。第二種情況是提濃干氣進(jìn)入非滿負(fù)荷運行的裂解裝置，這就相當(dāng)于單純增加進(jìn)料提高裂解裝置的運行負(fù)荷。這種情況較簡單，讀者可以在看完本文后，應(yīng)用簡化的方法就可以得出結(jié)論。

上圖1中，由于生產(chǎn)和消耗提濃氣引起的企業(yè)狀態(tài)的改變，相應(yīng)的成本（收益）應(yīng)該考慮周全。圖中上部和下部表示的是企業(yè)利用提濃氣前后的狀態(tài)。只有在凈產(chǎn)出高于提濃氣成本的情況下，企業(yè)干氣資源的利用才有效益。

3 具體示例分析

為能更好地說明計算過程，本文以一個典型的煉化一體化企業(yè)飽和干氣的優(yōu)化利用方案的計算模型作為示例。示例的煉化一體化企業(yè)規(guī)劃了鍋爐煤代氣的燃料改造，改造完成后將富裕氣體燃料（飽和干氣），因此研究飽和干氣的高價值利用方案。

3.1 企業(yè)相關(guān)情況

3.1.1 燃料平衡

示例企業(yè)當(dāng)前情況是原油加工能力2000萬噸/年，乙烯裝置產(chǎn)能100萬噸/年，乙烯裝置滿負(fù)荷運行，主要原料是以石腦油為主的混合進(jìn)料。目前全廠燃料氣平衡是：裝置飽和干氣（燃料氣）總產(chǎn)量63萬噸、裝置消耗48萬噸，燃?xì)鈩恿﹀仩t消耗12萬噸，通過管輸外售給周邊企業(yè)3萬噸。

企業(yè)規(guī)劃新建兩臺燃煤鍋爐，停運燃?xì)鈩恿﹀仩t，以煤替代干氣，預(yù)計可節(jié)約全廠干氣12萬噸/年?；谖磥砣珡S的干氣將過剩的判斷，該企業(yè)研究提升干氣利用價值的方案，提出將作為燃料氣的干氣，經(jīng)過提濃處理后作為裂解原料生產(chǎn)乙烯。提濃干氣裝置采用淺冷油吸收工藝，規(guī)模是干氣處理能力50萬噸/年，主要產(chǎn)品是提濃干氣20萬噸/年，乙烯裂解裝置作為原料，頂替裂解裝置的石腦油進(jìn)料。

3.1.2 淺冷油裝置相關(guān)情況

淺冷油干氣回收技術(shù)利用相似相容原理，以煉廠碳四為吸收劑，在4.0MPa、15℃左右的壓力和溫度的條件下，將干氣中的碳二及以上組分吸收下來，而不相容的組分，主要是甲烷氣，重新排放回全廠燃料氣系統(tǒng)。裝置主要包括干氣壓縮、淺冷油吸收和解吸、制冷和排放四個單元。

干氣回收裝置的投資為4.4億元。50萬噸/年的原料干氣典型組成是：氫氣8%、甲烷60%、乙烷28%、丙烷2%、碳四以上組分1%、其余是氮氣等惰性氣體。20萬噸/年的提濃氣產(chǎn)品的組成是：甲烷及氫氣小于2%、乙烷和丙烷96%、碳四及其他2%。21萬噸/年燃料氣的組成是：甲烷85%、氮氣8%、乙烷3%、其余是氮氣等。裝置自身消耗約2萬噸/年干氣，以及電等公用工程。

3.2 規(guī)劃新建干氣提濃裝置的經(jīng)濟(jì)效益分析

3.2.1 乙烯裂解裝置在原料變化前后的投入產(chǎn)出分析

按照前述的情況，該煉化一體化企業(yè)的乙烯裂解裝置是滿負(fù)荷加工狀態(tài)，因此，如果裝置要加工新增的20萬噸/年提濃氣，就必須減少重質(zhì)原料（石腦油）的進(jìn)料量。對于特定的裂解裝置，可以搭建SPYRO裝置模型，模擬計算提濃干氣和石腦油的加工特性[3]。在本例中，經(jīng)過SPYRO裝置模型計算：1噸提濃氣經(jīng)過裂解后產(chǎn)生的C2及以下輕組分的體積約是1400標(biāo)立，1噸石腦油產(chǎn)生C2及以下輕組分的體積約是650～700標(biāo)立。裂解裝置加工提濃氣后，裂解氣中的輕組分大幅增加，裝置中的氣體壓縮機(jī)成為瓶頸。因此，從壓縮機(jī)的最大負(fù)荷考慮，裂解裝置每增加1噸富乙烷氣進(jìn)料量，要減少約2噸石腦油的處理量。裂解裝置整體情況是冷區(qū)處理量不變，熱區(qū)負(fù)荷下降。SPYRO軟件模擬計算的裂解裝置加工提濃氣前后的投料量對比情況如表1所示。

從表1看出，裂解裝置加工20萬噸/年提濃氣后，需要減少40萬噸/年的石腦油加工量，這個是原料端的變化。

在裂解裝置的產(chǎn)品端，經(jīng)過模擬計算：加工1噸富乙烷氣替代2噸石腦油后，裂解裝置的乙烯產(chǎn)量基本保持不變（因為裝置冷區(qū)的處理量沒有變化），但丙烯減少0.26噸、碳四減少0.17噸、裂解汽油減少0.36噸、燃料油減少0.09噸。全年的減少量是丙烯5.2萬噸、碳四3.4萬噸、裂解汽油7.2萬噸、燃料油1.8萬噸。

裂解裝置加工提濃氣的效益要從投入和產(chǎn)出的相對變化去分析。假設(shè)提濃氣的價值是A，節(jié)約的石腦油價值是B，減少的產(chǎn)品量的價值是C，可以直觀地判斷出：只有不等式“（B-A）> C”成立，裂解裝置加工提濃干氣才有效益，反之就是虧損。因此，提濃氣的最高成本“A”不能超過“B-C”。

石腦油價格B可以采用市場公開交易價格，或者與原油的相關(guān)性[4]進(jìn)行推導(dǎo)。減少的產(chǎn)品價值C采用簡化算法：從長期市場趨勢看，丙烯、碳四、裂解汽油、燃料油和乙烯之間有一個價格的比值系數(shù)，分別是丙烯1、碳四0.6、裂解汽油0.4、燃料油0.3，這樣就可以通過乙烯市場價格，很快計算出裂解裝置加工提濃干氣的產(chǎn)品損失。過去幾年根據(jù)石腦油價格、乙烯價格計算出來的數(shù)據(jù)如表2所示。

上表中的“石腦油*2”是不等式中的B、“產(chǎn)品減少”是C、根據(jù)“B-C”就能計算出“提濃氣最高單價”。從2010-2017年的數(shù)據(jù)可以看出，“提濃氣最高單價”總體是在下降，原因是同期的原油價格下跌較大，石腦油單價同步下降，但乙烯價格基本是在平衡波動，裝置加工提濃氣后，節(jié)約的原料成本的收益逐年降低。煉化一體化企業(yè)要進(jìn)行干氣資源的綜合利用，提濃氣的生產(chǎn)成本必須要比上表中的“提濃氣最高單價”低，才能確保效益。

3.2.2 提濃氣生產(chǎn)成本的計算

以企業(yè)當(dāng)前的燃料平衡作為基準(zhǔn)，計算由于新建干氣提濃裝置造成的相關(guān)成本的增加，作為提濃氣的成本，具體包括：一是提濃裝置的合理收益，以及運行的能耗;二是補充燃料的費用（通常是天然氣）等。

提濃裝置投資4.4億元，考慮約12%的稅后內(nèi)部收益率，年凈利潤約4千萬元左右;裝置維修費用按照投資的3%取，約1200萬;裝置燃動能耗和人工費用，估算約1.9億元。以上是干氣提濃裝置合計約2.4億元的費用，需要計入提濃氣的成本。

在企業(yè)燃煤鍋爐和干氣提濃裝置建成后，全廠燃料的平衡是：自產(chǎn)干氣（燃料）約63萬噸、煉化裝置消耗48萬噸、干氣提濃裝置消耗2萬噸、提濃氣產(chǎn)品20萬噸，全廠干氣（燃料）平衡缺口約7萬噸，需要由外部購買天然氣補充。此外，企業(yè)目前有3萬噸的干氣外售給周邊企業(yè)，干氣提濃裝置投產(chǎn)后，外售干氣取消，相應(yīng)的銷售額也應(yīng)計算到提濃氣的成本中，外售干氣價格（企業(yè)間的協(xié)議價）2500元/噸，銷售額7500萬元/年。這些也需要計入提濃氣的成本。提濃氣成本的計算如表3所示。

補充燃料按照天然氣考慮，補充燃料的價值就是燃料缺口7萬噸×天然氣單價。在上表的各項成本中，投資收益、維修費用是固定的，燃動人工、彌補外售干氣這2項相對固定，和外部市場波動關(guān)系不大。因此，影響提濃氣成本高低的變化因素就是天然氣的價格。

3.2.3 對2010-2017年的分析

結(jié)合表2和表3，以及天然氣價格，就能夠?qū)^去幾年示例企業(yè)的裂解裝置加工提濃氣的效益進(jìn)行分析，具體情況如表4所示。

上表中“（1）-（2）”列中的數(shù)值就是示例企業(yè)的裂解裝置加工1噸干氣替代石腦油能獲得的收益。由上表可以看出，在2010-2014年間，企業(yè)加工提濃干氣替代石腦油都有效益，獲利在3～5元/噸之間，每年能獲得的收益在7～10億元。原因是這幾年原油價格高，石腦油單價高，在當(dāng)時的天然氣價格情況下，企業(yè)外購天然氣作為補充燃料，使用干氣替代石腦油大幅降低了裂解裝置的原料成本，超過了裝置產(chǎn)出減少的損失。此后，在2014年底原油價格短時間內(nèi)從超過100美元/桶急劇下降到低于40美元/桶，2015年石腦油均價只有約3000元/噸，相比前幾年的6000～5000元/噸，裂解裝置的原料成本下降很多，而同期的天然氣價格基本維持了波動，因此在2015年以后外購天然氣補充燃料，使用干氣替代石腦油的效益就為負(fù)：分別是2015年虧損359元/噸，全年虧損約7千萬;2016年虧損1231元/噸，全年虧損2.5億元;2017年石腦油價格上漲，天然氣略有降低，基本持平。

4 綜合分析

上文以具體的示例演示了煉化一體化企業(yè)飽和干氣利用項目的經(jīng)濟(jì)效益計算過程。在此模型中，有三個關(guān)鍵的變量：第一個是原油價格，它決定了石腦油價格的高低;第二個是外部補充燃料即天然氣的價格;第三個是裂解裝置損失的產(chǎn)品價值，在示例中是以乙烯的價格決定的。

在本節(jié)中，我們研究用更加直觀的圖形，清晰地表達(dá)出三個變量之間的關(guān)系。

4.1 原油價格與石腦油價格之間的關(guān)系

國際原油價格和石腦油價格之間有較穩(wěn)定的長期關(guān)聯(lián)關(guān)系[5]，兩者之間的關(guān)系如圖2所示。

這個圖中的橫坐標(biāo)是布倫特原油價格，單位是美元/桶;縱坐標(biāo)是石腦油價格，單位是美元/噸。圖中：圓點是根據(jù)同一時期原油價格和石腦油價格描繪的點，虛線是模擬的趨勢線?？梢钥闯?，根據(jù)公式y(tǒng)=8.1159x+47.209繪制的趨勢線和圓點的擬合度超過了98%（圖中的R2值）。

4.2 圖形表達(dá)三個關(guān)鍵變量之間的關(guān)系

仍以示例企業(yè)實際情況為基礎(chǔ)，根據(jù)前面的分析過程，繪制出三個變量之間的關(guān)系圖（見圖3）。

上圖是根據(jù)前述的分析思路，繪制的原油價格、天然氣價格、乙烯價格三個主要因素的相互作用關(guān)系。圖中：兩條豎直的藍(lán)線之間，是2010-2017年天然氣價格的范圍;三條斜線代表不同乙烯價格的情況;紅點是各年份企業(yè)的外部天然氣價格、布倫特原油價格（根據(jù)外購石腦油價格換算）組成的標(biāo)示點。

斜線將圖分為了兩個區(qū)域。在圖中斜線的左上部分，即原油價格高于80美元/桶的區(qū)域，示例企業(yè)將飽和干氣提濃后作為裂解原料，然后外購天然氣補充燃料是有效益的;在右下部分，即原油價格低于60美元/桶的區(qū)域，項目盈利情況相反?？梢钥闯鲈谠?0～80美元/桶之間的情況較復(fù)雜，原油價格、天然氣價格、乙烯價格相互影響，示例企業(yè)的項目處于盈虧的邊緣。

5 結(jié)語

煉化企業(yè)氣體資源的高價值利用，不僅涉及全廠的燃料平衡，而且對其他裝置的運行狀態(tài)也有影響。在開展項目的經(jīng)濟(jì)效益分析時，要全面準(zhǔn)確地梳理清楚“投入”和“產(chǎn)出”，就不能僅僅局限在項目本身，必須從全廠的角度進(jìn)行分析。本文以飽和干氣提濃，做裂解原料的優(yōu)化利用項目為例，說明了經(jīng)濟(jì)效益的分析過程，指出了原油價格、天然氣價格、乙烯價格三者之間的相互關(guān)系。對于其他的干氣利用方案，讀者可以借鑒本文思路，希望可以對從事相關(guān)行業(yè)的人員起到一定的參考作用。

【參考文獻(xiàn)】

【1】張敬升.淺冷油吸收工藝回收煉油廠飽和干氣的模擬[J].石油化工，2014，43（9）：1069-1075.

【2】張香.淺冷油工藝“吸”出乙烷、乙烯 焦化干氣回收裝置成功開車[J].中國石油和化工，2015（8）：11-12.

【3】陳福存，朱向?qū)W，謝素娟，等.催化干氣制乙苯技術(shù)工藝進(jìn)展[J].催化學(xué)報，2009，30（9）：45-48.

【4】羅德鴻，張小萍，籍軍，等.基于PIMS-SPYRO集成技術(shù)的乙烯生產(chǎn)計劃優(yōu)化[J].石油化工技術(shù)經(jīng)濟(jì)，2007，23（4）：13.

【5】倪衛(wèi)高. SPYRO在烯烴原料生產(chǎn)方案測算中的應(yīng)用[J].石油化工技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2011，27（1）：28.