魏永治，林韓韓，劉靈麗

（中國石化集團經(jīng)濟技術研究院有限公司，北京 100029）

沸騰床渣油加氫裂化（簡稱沸騰床渣加）技術是一種加氫型渣油處理技術，借助自下而上流動的原料油和氫氣使催化劑床層膨脹并呈沸騰狀態(tài)，使反應器內(nèi)反應物料與催化劑之間良好接觸，從而促進傳熱和傳質(zhì)[1]。與延遲焦化、固定床渣油加氫、溶劑脫瀝青等脫碳型渣油處理技術相比，沸騰床渣加同時具備了原料適應性強、輕質(zhì)油收率高、運行過程反應器壓降小且運行周期長等優(yōu)點。此外，在產(chǎn)品方面，沸騰床渣加部分產(chǎn)品用途廣泛，如，沸騰床蠟油、常渣等可作為船用燃料油的調(diào)和組分，沸騰床產(chǎn)生的未轉(zhuǎn)化油經(jīng)溶脫后可作催化、焦化和渣油氣化制氫原料。隨著國內(nèi)環(huán)保標準日益嚴格，部分地區(qū)加強了對石油焦的出廠限制，且隨著原油加劇重質(zhì)化、劣質(zhì)化，沸騰床渣加或者“沸騰床渣加＋焦化”組合工藝替代單一焦化處理渣油或?qū)⒊蔀榘l(fā)展趨勢。面對全球競爭日益激烈的態(tài)勢，引進沸騰床渣加裝置，對煉化企業(yè)增加重油加工路線靈活性、劣質(zhì)渣油轉(zhuǎn)化能力，提高產(chǎn)品增值能力，提升企業(yè)整體競爭力和效益發(fā)揮重要作用。

目前，已經(jīng)工業(yè)化應用的沸騰床渣加技術主要以美國雪佛龍-魯姆斯公司的LC-Fining和法國石油研究院的H-Oil工藝為主。國內(nèi)已投產(chǎn)的沸騰床渣加裝置在中國石化鎮(zhèn)海煉化公司、恒力石化、盛虹石化，均采用H-Oil工藝[2]。國內(nèi)在大型工業(yè)化沸騰床渣加裝置運行穩(wěn)定性和經(jīng)濟性上的探索有限，為此，本文選取典型煉化企業(yè)沸騰床渣加裝置進行經(jīng)濟性評估，以期為沸騰床渣加技術在煉化行業(yè)的進一步應用提供參考。

1 經(jīng)濟性評估方案

1.1 裝置評估方案

典型企業(yè)煉油一次加工能力約2 300萬噸/年，具有2套焦化裝置（總加工能力410萬噸/年）、1套60萬噸/年溶劑脫瀝青裝置和1套260萬噸/年沸騰床渣加裝置，若干套催化裂化、加氫裂化、蠟油加氫裝置。沸騰床渣加裝置采用H-Oil技術，工藝包為法國Axens，至今已運行2年多。該裝置為全球首套85%轉(zhuǎn)化率沸騰床渣加工業(yè)裝置，反應部分為兩段式加氫裂化；分餾部分采用常壓與減壓兩段蒸餾；反應物料分離與能量利用采取了高溫、中溫、低溫三段熱分離器。

對于沸騰床渣加而言，運行工況（如進料蠟渣比及其轉(zhuǎn)化率）直接影響了裝置本身的物料平衡，進而對煉廠總流程及經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。根據(jù)煉化企業(yè)兩年運行工況的物料平衡數(shù)據(jù)，沸騰床渣加的轉(zhuǎn)化率與反應溫度為強相關，相關系數(shù)為0.817；與渣油比例相關系數(shù)為弱相關，為0.095。當進料蠟油比例高時，可導致反應放熱不足，使進料加熱爐負荷難以滿足進料溫度的要求，降低加熱爐效率。因此，確定進料蠟渣比為1∶4，1∶9，裝置轉(zhuǎn)化率70%，75%，80%作為經(jīng)濟性評估的工況。為使方案可比，設置6個方案并建立相應的流程工業(yè)（PIMS）模型進行評估（見表1）。

1.2 評估基礎數(shù)據(jù)與條件

原油加工規(guī)模為2 300萬噸/年，原料、產(chǎn)品品種及數(shù)量均按企業(yè)實際設置。沸騰床渣加裝置設計加工油種為中東原油。沸騰床渣加的劑耗費用主要是催化劑費用。催化劑置換率為0.99～1.16千克/噸。產(chǎn)品方面，瀝青為高等級道路瀝青；低硫重質(zhì)船燃分為180#低硫重質(zhì)燃料油和380#低硫重質(zhì)燃料油，石油焦均為自用。價格主要采用中國石化2021年價格體系，為研究不同原油價格對總流程效益的影響，也對原油40，60，80美元價格體系下企業(yè)的效益進行測算，數(shù)據(jù)參照中國石化集團經(jīng)濟技術研究院有限公司的價格體系。

2 物料平衡分析

2.1 原料結(jié)構

與全焦化方案相比，沸騰床渣加方案增加了對重質(zhì)、硫含量較高的卡斯、瑪雅、納波原油的加工，減少了阿曼、WTI等輕質(zhì)油種，這是由于沸騰床渣加緩解了蠟油加氫裝置的進料苛刻度，增加了全流程處理重劣質(zhì)渣油的選擇性和靈活性（見表2）。從氫耗來看，沸騰床渣加方案氫耗較全焦化方案增加了9.8%～14.0%，其中，全渣模式比蠟渣模式氫耗高。

表2 相比焦化方案，沸騰床渣加方案原油加工結(jié)構變化

2.2 蠟渣油平衡

相較全焦化方案，沸騰床渣加各方案全流程蠟渣油處理量均顯著增加，以方案三為例，全流程渣油的處理量增加10.8萬噸，全流程蠟油產(chǎn)量增加了36.8萬噸。因方案三為蠟渣模式，需扣除由直餾蠟油轉(zhuǎn)化來的沸騰床加氫蠟油，扣除后蠟油生產(chǎn)增量貢獻主要來自沸騰床渣加。

2.3 產(chǎn)品結(jié)構

從產(chǎn)品產(chǎn)量變化看，沸騰床渣加各方案增產(chǎn)了180#燃料油、航煤，而石油焦、商品液化氣、高等級道路瀝青產(chǎn)量降低。與全焦化方案相比，自用石油焦減少43萬～53萬噸，實現(xiàn)了少產(chǎn)石油焦的目的，有利于效益增加，且原料中渣油比例越高轉(zhuǎn)化率越高，石油焦減量越多。

以沸騰床渣加常渣作為調(diào)和組分，既解決了重油出路，也為煉化企業(yè)生產(chǎn)低硫船燃創(chuàng)造了更好條件。沸騰床渣加各方案低硫船燃產(chǎn)量在70萬～80萬噸，較全焦化方案增加2倍多（見表3）。

表3 相比焦化方案，沸騰床渣加方案產(chǎn)品產(chǎn)量變化 萬噸

3 經(jīng)濟效益及其影響因素分析

3.1 經(jīng)濟效益

各方案效益指標與方案一的差值見表4。從毛利、利潤總額、凈利潤指標來看，開沸騰床渣加的各方案均好于全焦化方案，其中開沸騰床渣加的各方案與全焦化方案的毛利（稅后）差值7.4億～9.7億元，利潤總額差值為3.8億～4.9億元，凈利潤差值2.91億～3.68億元，沸騰床渣加實現(xiàn)了企業(yè)產(chǎn)品收入增加、原料成本降低。凈利潤和單位凈利潤最高的均是蠟渣比1∶4、轉(zhuǎn)化率75%的方案三。

表4 相比焦化方案，沸騰床渣加方案效益指標差值 億元

各價格體系下不同方案的效益相對一致，同一個方案效益值之間相差較大。從毛利來看，80美元價格體系時最高，40美元時次之；從凈利潤來看，無論是凈利潤值或與方案一凈利潤差值，均為80美元價格體系時最高，60美元時次之。單位毛利和單位凈利潤呈現(xiàn)的趨勢分別與毛利、凈利潤的趨勢一致（見圖1、圖2）。

圖1 不同價格體系下各方案單位毛利

圖2 不同價格體系下各方案單位凈利潤

3.2 原油保本價

沸騰床渣加與全焦化方案的凈利潤差值反映了沸騰床渣加運行的優(yōu)勢，上述結(jié)果顯示該值受價格體系影響較大。為進一步評估沸騰床的經(jīng)濟性，對凈利潤差值為0，即沸騰床渣加運行的保本價進行了測算。分別計算40，60，80美元價格體系下各方案與全焦化方案的凈利潤差值，并對其進行擬合，得到原油保本價。以方案三為例，圖3給出了擬合曲線，計算得到原油保本價為29.9美元/桶。綜合擬合結(jié)果來看，方案二至方案六原油保本價格為29.9～38.6美元/桶，其中方案四得到的保本價最高，為38.6美元/桶。需要說明的是，保本價的計算依據(jù)的是企業(yè)運行狀況，并不適于2條工藝路線下新建裝置的比選。

圖3 方案三與方案一凈利潤差值隨原油價格變化

3.3 長周期因素對效益的影響

從實際運行情況看，結(jié)焦堵塞是制約沸騰床渣加長周期運行的重要因素，從而影響沸騰床渣加方案的經(jīng)濟效益。由于沸騰床渣加裝置運行周期可達11個月。全年運行可以考慮為11個月沸騰床渣加方案加1個月全焦化方案。按上述長周期因素的考慮，全年利潤總額將下降約0.4億元人民幣，凈利潤下降0.3億元人民幣。

4 結(jié)論與建議

1）引入沸騰床渣加（蠟渣油或全渣模式，轉(zhuǎn)化率＞70%）有利于提高企業(yè)經(jīng)濟效益，其在“原油劣質(zhì)化、渣油轉(zhuǎn)化、焦化減負、提質(zhì)升級”方面優(yōu)勢顯著。一方面，沸騰床渣加有效增加了蠟渣油加工的靈活性，高硫蠟油進入沸騰床渣加，緩解了蠟油加氫裝置的脫硫負荷瓶頸，可以加工更多的重質(zhì)、硫含量更高的原油，降低原料成本；另一方面，生產(chǎn)產(chǎn)品類別增加，收入增加。

2）40～80美元不同價格區(qū)間內(nèi)，高油價時開沸騰床渣加的凈利潤較大，且與開單一焦化的凈利潤差值也較大，即高油價下開沸騰床渣加的盈利能力更強。沸騰床渣加運行的原油保本價格為29.9～38.6美元/桶，當蠟渣比1∶4，轉(zhuǎn)化率75%時原油保本價最低，蠟渣比1∶4，轉(zhuǎn)化率80%時原油保本價最高。摻渣比、轉(zhuǎn)化率、未轉(zhuǎn)化油流向?qū)Ψ序v床渣加裝置效益影響較大，建議相關企業(yè)加強方案的實時性研究。

3）沸騰床渣加長周期運行制約因素對企業(yè)總流程和經(jīng)濟性的影響較大，建議相關企業(yè)在新上沸騰床渣加項目研究中予以重點關注。