于 博，史曉迪，解增忠

（中國石油化工股份有限公司石油化工科學(xué)研究院，北京 100083）

高硫重質(zhì)原油屬于難以加工的劣質(zhì)原油，一般為環(huán)烷基或中間基原油，主要特點為密度大、黏度大、凝點較低、殘?zhí)恐岛土蚝扛?，主要包括委?nèi)瑞拉波斯坎和馬瑞、伊朗索魯士以及巴西帕爾沃等原油品種。由于我國進口原油以高硫原油為主，其中約10%為高硫重質(zhì)原油，這類原油在高油價環(huán)境下具有較明顯的價格優(yōu)勢，能夠為加工經(jīng)濟性帶來積極影響[1]。近年來，隨著美國頁巖油資源大力開發(fā)增加了輕質(zhì)原油的供應(yīng)，受到疫情影響全球經(jīng)濟及消費市場萎靡，短期內(nèi)國際油價處于較低水平，并且，優(yōu)、劣質(zhì)原油之間的價差縮小，因此煉廠加工高硫重質(zhì)原油是否還具備顯著的經(jīng)濟效益值得探討；另外，隨著一批大型民營煉廠陸續(xù)建成投產(chǎn)，國內(nèi)煉油產(chǎn)能急速擴張，而成品油需求增速放緩，傳統(tǒng)煉油企業(yè)“油化轉(zhuǎn)型”已迫在眉睫。本研究針對加工高硫重質(zhì)原油，采用不同工藝組合路線分別實現(xiàn)生產(chǎn)油品和化工品方案，對比分析不同方案的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)及經(jīng)濟效益，為煉油廠加工路線的最優(yōu)化選擇提供參考。

1 重油加工技術(shù)路線介紹

1.1 延遲焦化技術(shù)路線

延遲焦化技術(shù)是當(dāng)前較為成熟可靠、靈活性強的熱裂化技術(shù)，具有原料適應(yīng)性好、脫碳效率高、投資和操作費用低等優(yōu)點，同時也是煉廠“廢物”處理的有效手段。至2019年，全球延遲焦化裝置的加工能力為3.49億噸/年。延遲焦化工藝的焦炭產(chǎn)率通常為30%～35%，生產(chǎn)過程半連續(xù)操作、清潔性較差。根據(jù)最新的石油焦標(biāo)準(zhǔn)，當(dāng)焦炭的硫含量大于3%時，焦炭只能作為企業(yè)自產(chǎn)自用、異地調(diào)配的自用石油焦，不能作為產(chǎn)品銷售[2]，不利于石油資源的充分利用。隨著國內(nèi)油品質(zhì)量升級與煉油行業(yè)競爭加劇，新增延遲焦化裝置的數(shù)量及現(xiàn)有裝置負(fù)荷都呈下降趨勢。

1.2 固定床渣油加氫技術(shù)路線

固定床渣油加氫處理工藝技術(shù)成熟，設(shè)備簡單，裝置投資相對較低，適用于加工常壓渣油，或加工減壓渣油摻煉部分直餾重蠟油、焦化蠟油、脫瀝青油、糠醛抽出油、催化柴油等，一般要求原料中金屬含量小于150μg/g、殘?zhí)恐敌∮?5%。固定床渣油加氫裝置主要用于催化裂化原料預(yù)處理，目的是深度脫硫，兼顧脫殘?zhí)?、脫金屬的需要，轉(zhuǎn)化率一般控制在10%～20%[3]。目前固定床渣油加氫裝置主要受到操作周期限制，通常還需要采用多臺反應(yīng)器，設(shè)置多個催化劑床層，級配裝填加氫保護劑、脫金屬催化劑、脫硫催化劑和脫氮脫殘?zhí)看呋瘎?，以滿足裝置長周期運轉(zhuǎn)需要。

1.3 沸騰床渣油加氫技術(shù)路線

沸騰床渣油加氫處理工藝技術(shù)設(shè)備復(fù)雜，投資較高，技術(shù)相對成熟，加氫轉(zhuǎn)化率較高，對原料適應(yīng)性較好。通常在高溫、高氫分壓條件下，重質(zhì)原料在沸騰床反應(yīng)器中自下而上與催化劑接觸進行催化加氫反應(yīng)和熱裂化反應(yīng)，并轉(zhuǎn)化為干氣、液化氣、石腦油、柴油、蠟油，外甩部分未轉(zhuǎn)化尾油，為減少反應(yīng)產(chǎn)物重餾分系統(tǒng)瀝青質(zhì)析出堵塞，需要根據(jù)原料的性質(zhì)來控制總轉(zhuǎn)化率，轉(zhuǎn)化率一般不大于80%?，F(xiàn)有成熟的沸騰床渣油加氫工藝包括H–Oil工藝和LC–Fining工藝，中國石化大連石油化工研究院和中國石化洛陽石油化工工程公司合作開發(fā)的STRONG 技術(shù)也于2015年在中國石化金陵分公司進行了工業(yè)示范裝置試驗[4]。

1.4 漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)路線

漿態(tài)床加氫工藝技術(shù)反應(yīng)器結(jié)構(gòu)簡單，主要為鼓泡型反應(yīng)器，裝置投資較高，對原料中雜質(zhì)含量幾乎沒有限制。漿態(tài)床加氫工藝轉(zhuǎn)化率高，可達90%～95%以上，因此被視為劣質(zhì)渣油輕質(zhì)化的有效途徑。高轉(zhuǎn)化率下殘渣可通過氣化裝置處理，餾分油則需要進一步加氫處理。中國石化石油化工科學(xué)研究院開發(fā)的RMAC工藝，采用“緩和臨氫熱轉(zhuǎn)化＋選擇性溶劑萃取分離”組合工藝，采用強化加氫、適度裂化工藝條件，同時富瀝青質(zhì)及催化劑組分循環(huán)工藝路線，通過2個單元有機耦合，實現(xiàn)渣油轉(zhuǎn)化率大于95%、瀝青質(zhì)輕質(zhì)化率大于90%的渣油改質(zhì)過程。

1.5 溶劑脫瀝青技術(shù)路線

溶劑脫瀝青是劣質(zhì)渣油的重要預(yù)處理工藝，其本質(zhì)是基于烴類溶劑對渣油中的組分有不同溶解度的原理進行的液–液萃取物理分離，脫除渣油中大部分難轉(zhuǎn)化的瀝青質(zhì)和稠環(huán)芳烴化合物，以及對裂化催化劑和加氫催化劑有害的重金屬、硫、氮雜質(zhì)，從而得到質(zhì)量較好的脫瀝青油[5]。所用溶劑是決定脫瀝青油收率和質(zhì)量的主要因素，一般情況下，丙烷溶劑適于生產(chǎn)潤滑油原料，丁烷或丙丁烷混合溶劑適于生產(chǎn)催化裂化原料，戊烷溶劑脫瀝青與加氫脫硫組合工藝則可以提供更多的催化裂化原料。

2 方案設(shè)計

本方案研究采用索魯士原油作為加工油種，該原油API°為18.65，硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.99%，酸值（KOH）為0.57 mg/g。因高硫重質(zhì)原油普遍具有渣油瀝青質(zhì)含量很高的特點，若按常規(guī)的減壓渣油切割溫度設(shè)計加工方案，無法保證原料流動性，極有可能造成加工困難，因此焦化路線的減壓渣油初餾點調(diào)整為490℃，此時可以通過提高減壓爐氣速以減少結(jié)焦。其他加工路線均為常壓切割。常壓渣油和減壓渣油的主要性質(zhì)如表1所示。

表1 常壓渣油和減壓渣油的主要性質(zhì)

基于不同重油加工路線，分別針對油品、化工品生產(chǎn)方案進行綜合對比，共計設(shè)置8個方案，分別為：焦化–油品方案（方案1）、焦化–化工品方案（方案2）、固定床渣油加氫–油品方案（方案3）、固定床渣油加氫–化工品方案（方案4）、漿態(tài)床渣油加氫–油品方案（方案5）、漿態(tài)床渣油加氫–化工品方案（方案6）、沸騰床渣油加氫–油品方案（方案7）、沸騰床渣油加氫–化工品方案（方案8）。

各方案原油加工規(guī)模均為1 000萬噸/年。原油經(jīng)蒸餾裝置后的直餾輕、重石腦油分別作乙烯料和重整料，常一線并入直餾柴油加工，渣油在不同加工路線中分別采用焦化裝置、固定床渣油加氫裝置、漿態(tài)床渣油加氫裝置、沸騰床渣油加氫裝置與溶劑脫瀝青裝置組合加工，焦化蠟油、漿態(tài)床蠟油、沸騰床蠟油、脫瀝青油還需要進一步加氫精制再送至下游裝置加工。油品方案中直餾柴油及二次柴油經(jīng)柴油加氫改質(zhì)后生產(chǎn)車用柴油；加氫重油進催化裂化裝置生產(chǎn)液化氣、汽油，催化汽油經(jīng)S Zorb裝置精制后用于調(diào)和生產(chǎn)車用汽油，汽柴油質(zhì)量均滿足國ⅥB標(biāo)準(zhǔn)。化工品方案均為全廠不出油品的極限方案，直餾柴油及二次柴油經(jīng)柴油加氫裂化后作為乙烯蒸汽裂解原料，并配套聚烯烴裝置；加氫重油進催化裂解裝置最大化多產(chǎn)丙烯，裂解汽油均經(jīng)過加氫抽提后作為芳烴聯(lián)合裝置進料生產(chǎn)對二甲苯（PX）。各方案的低價值產(chǎn)品（如高硫焦、脫油瀝青等）均作為鍋爐燃料或制氫原料。各油品方案和化工品方案的全廠流程如圖1、圖2所示。

圖1 各加工路線油品方案全廠示意流程

圖2 各加工路線化工品方案全廠示意流程

3 結(jié)果與討論

3.1 加工裝置配套及加工量對比

方案1、方案2為焦化路線，采用常減壓蒸餾，其他渣油加氫路線均為常壓蒸餾。焦化路線所生產(chǎn)石油焦均為高硫焦，無法滿足環(huán)保要求不能直接作為產(chǎn)品銷售，故用做CFB鍋爐燃料產(chǎn)蒸汽，沸騰床路線中為未轉(zhuǎn)化油配套焦化裝置用來生產(chǎn)低硫焦產(chǎn)品。方案3、方案4采用固定床渣油加氫及溶劑脫瀝青裝置作重油加工手段時，由于固定床渣油加氫裝置進料性質(zhì)限制，需摻入較多脫瀝青油以改善渣油進料性質(zhì)，溶劑脫瀝青裝置加工量由脫瀝青油的需求量決定，導(dǎo)致溶劑脫瀝青裝置規(guī)模較大，脫油瀝青作為POX原料制氫，所產(chǎn)氫氣除供煉廠自身消耗外，可作為產(chǎn)品外銷。方案5～7中，因漿態(tài)床渣油加氫和沸騰床渣油加氫工藝對進料性質(zhì)要求不高，溶劑脫瀝青裝置負(fù)荷主要由全廠耗氫量確定，利用脫油瀝青的制氫量能滿足全廠氫氣平衡時，剩余渣油由漿態(tài)床或沸騰床加工。由于化工品方案會副產(chǎn)部分乙烯氫氣，因此相應(yīng)方案所需的脫油瀝青制氫量及POX裝置規(guī)模會比相應(yīng)油品方案降低，方案8氫氣缺口較小，達不到POX裝置的最低經(jīng)濟規(guī)模，因此采用變壓吸附（PSA）尾氣制氫的方式補充氫氣。碳四資源利用方面，油品方案中氣分碳四通過“選擇性疊合＋烷基化”路線生產(chǎn)烷基化油作汽油優(yōu)質(zhì)調(diào)和組分，化工品方案中氣分碳四采用非選擇性疊合技術(shù)，生成C12鏈烷烴再返回催化裂解裝置增產(chǎn)丙烯。各方案主要裝置加工量見表2。

表2 各方案主要裝置加工量對比 萬噸/年

3.2 主要產(chǎn)品結(jié)構(gòu)對比

各加工方案的主要產(chǎn)品結(jié)構(gòu)見表3。從各油品方案對比來看，固定床渣油加氫與催化裂化裝置組合對生產(chǎn)汽油最有利，其他3種加工路線輕油收率由高到低排序，分別為漿態(tài)床渣油加氫、沸騰床渣油加氫、焦化路線，相應(yīng)的，方案3汽油產(chǎn)量最高，然后依次為方案5、方案7和方案1。

表3 各加工方案的主要產(chǎn)品結(jié)構(gòu)對比 萬噸/年

續(xù)表

從化工品方案對比來看，在采用催化裂解工藝、完全不產(chǎn)油品的情況下，各方案乙烯原料結(jié)構(gòu)相近，主要受催化裂解原料總量和性質(zhì)差異的影響，方案6的雙烯收率和三苯收率均為各方案中最高，方案4和方案8也遠(yuǎn)高于方案2，可見渣油加氫技術(shù)與催化裂解技術(shù)組合有利于增產(chǎn)化工品。另外，催化裂解技術(shù)能在最大化增產(chǎn)丙烯的同時，利用裂解汽油加氫抽提技術(shù)，實現(xiàn)芳烴資源的高效利用，實現(xiàn)油品向化工品的高效轉(zhuǎn)化。

沸騰床渣油加氫裝置的未轉(zhuǎn)化油除了可用于生產(chǎn)低硫焦之外，還可以配合溶劑脫瀝青裝置，拔出脫瀝青油用于調(diào)和生產(chǎn)低硫船燃，脫油瀝青做POX原料，在本研究中不做更多討論。固定床渣油加氫方案由于溶劑脫瀝青裝置負(fù)荷較大，脫油瀝青量較多，故而POX裝置產(chǎn)氫量較多，除滿足自身消耗外需要外賣氫氣，尤其是生產(chǎn)化工品時，同時生產(chǎn)乙烯氫氣，外賣量更多。方案2為焦化路線，由于全廠用氫裝置較少，乙烯裂解產(chǎn)

生的乙烯氫較多，消耗不完的氫氣也需要外賣，其他方案均無需外賣氫氣，漿態(tài)床和沸騰床方案由于本身渣油加氫裝置耗氫量較大，廠內(nèi)氫氣能夠根據(jù)耗氫量自產(chǎn)平衡。

3.3 綜合指標(biāo)分析

各方案綜合指標(biāo)如表4所示。方案3柴汽比最低，是由于漿態(tài)床渣油加氫、沸騰床渣油加氫、焦化路線在渣油處理過程中產(chǎn)生的柴油餾分遠(yuǎn)高于固定床渣油加氫路線。由于方案3～7中溶劑脫瀝青裝置產(chǎn)生的脫油瀝青去POX做制氫原料，導(dǎo)致對應(yīng)方案的高附加值產(chǎn)品率都低于焦化產(chǎn)油品方案。方案6中DCC裝置規(guī)模最大且原料性質(zhì)得到改善，該方案的丙烯收率最高。

表4 各方案綜合指標(biāo)

3.4 經(jīng)濟效益分析

測算所用價格體系為布倫特原油基準(zhǔn)價格50、60、80美元/桶的價格體系及2019年中國石化平均價格，測算中根據(jù)已建同類裝置投資額利用規(guī)模指數(shù)法進行估算并做圓整，作為各裝置投資預(yù)估數(shù)據(jù)，投資折舊按照10年直線法計算，不計殘值。表5為各方案效益對比，其中，毛利計算扣除了各方案設(shè)備的投資折舊費用、變動費用、增值稅、消費稅、城建及教育附加稅以及所得稅。

從表5看出，在50、60美元/桶的價格體系下，相同重油加工方案對應(yīng)的化工品方案高于生產(chǎn)油品方案的效益，但隨著原油價格升高，在80美元/桶及2018年中國石化平均價格體系下，化工品方案由于裝置投資和操作費用遠(yuǎn)高于油品方案，部分路線的油品方案效益會高于化工品方案，因此，在原油價格較高時，煉廠短流程優(yōu)勢會愈發(fā)明顯。在本研究設(shè)置的8個方案中，方案6在不同價格體系中效益均最高，由此可知，在配套裝置基本一致的情況下，“漿態(tài)床渣油加氫＋催化裂解”路線生產(chǎn)化工品方案的盈利能力最為突出。

表5 各方案效益對比 元/噸

4 結(jié)論

1）在油品方案對比中，各加工路線的汽柴油品收率均達到46%以上，漿態(tài)床渣油加氫路線因其重油轉(zhuǎn)化率最高，油品總產(chǎn)量最高，而固定床渣油加氫與催化裂化裝置組合對生產(chǎn)汽油最有利，柴汽比最低，更符合當(dāng)前成品油市場需求趨勢。

2）在化工品方案對比中，“渣油加氫技術(shù)＋催化裂解”技術(shù)組合工藝的雙烯收率和三苯收率遠(yuǎn)高于“焦化＋催化裂解”技術(shù)路線，可見渣油加氫技術(shù)能有效提升渣油轉(zhuǎn)化能力并改善催化裂解進料性質(zhì)，增產(chǎn)丙烯且為乙烯蒸汽裂解提供優(yōu)質(zhì)富乙烯氣，再通過配套裂解汽油加氫抽提技術(shù)，達到芳烴資源最大化利用的目的。“固定床渣油加氫＋催化裂解”路線已在工業(yè)生產(chǎn)中被證明是油品向化工品轉(zhuǎn)型的可靠技術(shù)路線，而“沸騰床渣油加氫＋催化裂解”和“漿態(tài)床渣油加氫＋催化裂解”路線的化工品總量能在此基礎(chǔ)上得到提升。

3）在低油價情景下，相同的重油加工方案對應(yīng)的化工品方案高于生產(chǎn)油品方案的效益，但隨著原油價格升高，化工品方案的裝置投資和操作費用將對效益造成更顯著的負(fù)面影響。由于方案設(shè)置過程中未考慮工藝技術(shù)對應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)裝置規(guī)模，該結(jié)論僅適用于本研究設(shè)定的對比條件。在本研究設(shè)置裝置配套條件及油品全轉(zhuǎn)化的條件下，“漿態(tài)床渣油加氫＋催化裂解”路線生產(chǎn)化工品方案的盈利能力最為突出。