典型煉化一體化企業生產低硫船用燃料油的重油加工方案比較

方向晨，郭蓉，仝玉軍，吳子明，楊濤

（中國石化大連石油化工研究院，遼寧大連 116100）

國際海事組織發布“限硫令”，要求2020年全球使用硫含量（質量分數）小于0.5%的低硫船用燃料油。面對低硫船用燃料油市場供應缺口，我國煉油企業迎來重要的市場機遇[1-2]。我國對外依存度逐年提高，且進口原油以重質高硫原油為主，勢必給我國煉油企業生產低硫船用燃料油帶來較大的挑戰。同時，目前煉廠處于煉油轉型的關鍵時期，正由“煉油型”向“煉化一體化”甚至“化工型”轉變，在煉廠考慮低硫船用燃料油生產的同時，也要兼顧全流程優化，實現多產芳烴和烯烴等化工原料[3-4]。

在煉廠全流程中，渣油加工技術是核心關鍵環節。渣油加工路線主要包括脫碳和加氫路線。延遲焦化是目前煉廠最主要的脫碳工藝，其具有技術成熟、流程簡單、投資較低和原料適應性強的特點，但同時也存在液體產物收率偏低、大量高硫焦出路困難等問題，難以實現渣油資源的高效利用。隨著安全環保要求逐漸提升、重油深度轉化需求和產業結構持續適應性調整，渣油加氫技術在重油深度轉化和轉型方面具有顯著的優勢。世界上渣油加氫工藝類型有四大類，即固定床、移動床、沸騰床和漿態床；從加工渣油的適應性、產品結構靈活性和轉化率等方面，沸騰床和漿態床渣油加氫技術是當前大多數煉化企業的首選技術方案[5-8]。但這兩種重油加工方案在轉化率、轉化后的產品分布及產品性質等方面差異較大，因而對后續產品的加工要求也存在較大差異[9-13]。

本文以有低硫重質船用燃料油生產需求以及最大化生產催化重整原料和蒸汽裂解制乙烯原料的新建煉化企業為例，首先對目前煉廠典型的重油加工路線的產物和性質進行對比分析，初步確定典型煉化一體化企業生產低硫船用燃料油的重油加工方案設計；同時，從全流程加工角度分別對沸騰床和漿態床兩種重油加工方案進行經濟性分析，為新建煉化一體化企業的重油加工方案提供選擇依據。

1 不同重油加工路線產物性質和液收對比

為能夠更好地優選適宜的重油加工路線，本部分對延遲焦化、漿態床加氫和沸騰床加氫這3種重油加工路線的產物性質和液收進行對比分析，進而能夠更好地指導典型煉化一體化企業生產低硫船用燃料油的重油加工方案設計。

3種路線的加工重油為混合減壓渣油，性質較差，硫質量分數5.5%～5.7%，殘炭值23.0%～26.0%，金屬（Ni+V）220～260μg/g，具體加工原料性質見表1。

表1 3種路線加工的混合減壓渣油性質

沸騰床加氫數據來自中國石油化工股份有限公司自主開發的STRONG沸騰床加氫裝置，典型工藝條件為反應溫度420℃，反應壓力15.0MPa，氫油體積比600，具體工藝流程見文獻[14]；漿態床加氫數據來源為國外某專利商的漿態床加氫裝置，具體工藝流程見文獻[15]，典型工藝條件為反應溫度430℃，反應壓力16.0MPa，氫油體積比600；延遲焦化數據為煉廠目前常規的一爐兩塔的焦化裝置[16]，典型焦化溫度490℃，壓力0.18MPa。3 種重油加工路線在典型工藝條件下的產品性質和液收情況見下文。

1.1 產物性質對比

表2 為3 種渣油加工路線石腦油餾分性質比較。相比于延遲焦化和漿態床石腦油，沸騰床加氫石腦油硫、氮含量低，鏈烷烴高，可作為優質的乙烯裂解原料。

表2 3種重油加工路線石腦油餾分性質

表3 為3 種重油加工路線的柴油餾分性質。與延遲焦化和漿態床柴油相比，沸騰床加氫柴油硫、氮含量低，十六烷指數較高，綜合性質較好，可通過后續低壓加氫精制來生成優質的柴油產品。

表3 3種重油加工路線的柴油餾分性質

表4 為3 種重油加工路線蠟油性質對比。相比于延遲焦化和漿態床生成蠟油，沸騰床加氫蠟油餾分硫、氮含量低，更適合作為加氫裂化或催化裂化原料。比較兩種加氫路線，可以發現漿態床加氫蠟油中的N 含量、S 含量遠遠高于沸騰床加氫蠟油，后續直接進加氫裂化等裝置加工較為困難，同時作為低硫船用燃料油時由于硫含量較高，需要增設加氫處理單元來進一步脫除雜質。

表4 3種重油加工路線蠟油性質對比

此外，漿態床各餾分油加氫后氮含量均顯著高于其他兩種技術，其原因主要為氮在渣油中的存在形式和氮的轉移規律不同，渣油中氮主要存在于膠質瀝青質中，焦化過程中渣油原料中絕大多數的氮都富集在焦炭中，餾分油中氮含量相對較低；沸騰床脫氮效果優于漿態床是因為所采用催化劑不同，沸騰床加氫多采用鉬鎳型催化劑，漿態床加氫一般采用鐵系或油溶性有機鉬作為催化劑，加氫脫氮過程首先含氮原子的芳香環先加氫飽和再斷鍵脫氮，鎳金屬加氫效果更好。

表5列出了石油焦、加氫未轉化油和直餾減渣的性質，其中焦化工藝制備的石油焦硫含量高達8.34%，難以滿足目前低硫石油焦的硫含量低于3.0%的指標；此外，相比于直餾減渣，沸騰床加氫渣油硫、金屬含量低，可作為低硫船用燃料油調和組分或低硫電極焦原料[11-12]；漿態床加氫尾渣中硫、氮含量較高，同時金屬雜質、固含量和瀝青質遠遠高于沸騰床未轉化油數倍之多，處理難度極大，只能作為自用燃料，經濟性和環保問題值得考慮。

表5 石油焦、漿態床加氫尾渣油、沸騰床加氫未轉化油和直餾減渣性質對比

針對表5 中3 種重油加工路線產物的性質差異進行分析，與直餾減渣相比，漿態床加氫尾渣密度增大是因為尾渣中含有大量的催化劑和熱裂化反應后的縮合大分子，沸騰床加氫未轉化油密度減小是因為大分子的膠質瀝青質在催化劑作用下加氫裂化成較小的分子；漿態床加氫尾渣的雜原子金屬含量以及固含量顯著高于沸騰床未轉化油以及直餾渣油，是因為漿態床加氫過程催化劑一般是溶解在油中，反應分餾后富集在加氫尾渣中，因而導致金屬含量和固含量高。漿態床加氫尾渣的瀝青質遠高于直餾減渣，是因為漿態床加氫過程主要發生臨氫熱裂化反應，大量高縮合的瀝青質分子富集在尾油中；而沸騰床加氫過程瀝青質主要發生芳香環加氫飽和開環過程，瀝青質基本都轉化成小分子的其他組分。

1.2 液收對比

表6列出沸騰床和漿態床加氫兩種重油加工路線液收對比，其中沸騰床加氫路線的未轉化油（UCO）可進一步焦化生產低硫石油焦，而漿態床加氫路線中的UCO 含有較高的雜質金屬，只能作為鍋爐蒸汽燃料。比較兩種重油加工路線輕油收率，漿態床加氫路線干氣收率較高，總液收相對較低，說明在液收方面沸騰床同樣占據較大的優勢。

2 方案設計

基于上述不同重油加工路線產物性質和液收對比可知，沸騰床加氫和漿態床加氫都可作為重油加工方案來生產低硫船用燃料油，但兩種加氫路線存在明顯的差異，主要體現在如下方面：①漿態床干氣比例高；②漿態床蠟油中硫氮含量高，需要設置后續加氫處理裝置；③漿態床未轉化油中固含量高，未轉化油難以生產船用燃料油等。以上問題需要在接下來的方案中進行重點考慮。

方案設計主體的原油加工能力為1600 萬噸/年煉油總流程，以中東高硫重油沙重、沙中、伊重、巴士拉混合原油為加工原料，混合原油硫含量2.50%，API 為29.7，重質混合原油常減壓蒸餾方案見表7。

該項目煉油的主要目的是為最大量生產芳烴和乙烯提供原料，交通運輸燃料油只有航煤和低硫船用燃料油。其中低硫船用燃料油的生產能力為200萬噸/年。而重油加工方案的合理選擇將是低成本生產低硫船用燃料油的關鍵。針對當前煉化企業普遍關注的沸騰床和漿態床重油加工技術，本文作者課題組分別對采用沸騰床和漿態床渣油加工方案進行對比。

沸騰床方案采用沸騰床+蠟油加氫裂化+柴油加氫裂化+催化重整+芳烴聯合裝置+蒸汽裂解加工路線，主要包括2套240萬噸/年沸騰床渣油加氫裝置、1套400萬噸/年蠟油加氫裂化裝置、2套250萬噸/年柴油加氫裂化裝置、1套660萬噸/年連續重整裝置等。沸騰床渣油加氫裝置加工全部減壓渣油和直餾重蠟油原料，蠟油加氫裂化加工直餾蠟油和部分沸騰床蠟油原料，柴油加氫裂化加工直餾柴油、直餾輕蠟油和部分沸騰床柴油，連續重整加工精制石腦油、重石腦油和外購環己烷，裝置生成丙烷、歧化干氣、液化氣、戊烷油、化工輕油和加氫尾油作為乙烯裂解原料，全部沸騰床渣油、部分蠟油和柴油調和生產低硫船用燃料油。沸騰床加氫方案的全流程方案見圖1。

漿態床方案采用漿態床+蠟油加氫處理+蠟油加氫裂化+柴油加氫裂化+催化重整+對二甲苯（PX）+蒸汽裂解加工路線，主要包括2套200萬噸/年漿態床渣油加氫裝置、1 套200 萬噸/年蠟油加氫裝置、1套400萬噸/年蠟油加氫裂化裝置、2套250萬噸/年柴油加氫裂化裝置、1套660萬噸/年連續重整裝置等。漿態床渣油加氫裝置加工全部減壓渣油，增設蠟油加氫裝置加工漿態床蠟油和直餾重蠟油，蠟油加氫裂化裝置加工直餾蠟油，柴油加氫裂化加工直餾柴油、直餾輕蠟油和漿態床柴油，連續重整加工精制石腦油、重石腦油和外購環己烷，裝置生成丙烷、歧化干氣、液化氣、戊烷油、化工輕油和加氫尾油作為乙烯裂解原料，增設蠟油加氫裝置得到的加氫蠟油生產低硫船用燃料油，未轉化渣油自用為燃料油。圖2列出了漿態床加氫全流程方案。

表8列出沸騰床加氫和漿態床加氫方案中重油加氫部分的原料和產品分布。加工原料方面，相對于漿態床加氫，沸騰床加氫原料除加工減壓渣油外，還包括直餾重蠟油；氫耗方面，沸騰床加氫相對較低；產品分布方面，漿態床加氫方案干氣收率較高，柴油、蠟油收率較高，而沸騰床加氫方案加氫渣油收率較高。

3 技術與經濟效益對比

本節主要從技術方面和經濟效益方面對沸騰床加氫和漿態床加氫方案進行分析對比，主要包括兩種方案的產品結構、氫氣平衡和投資經濟性等方面。

表6 沸騰床和漿態床加氫兩種重油加工路線液收對比

表7 重質混合原油常減壓蒸餾方案

圖1 沸騰床加氫全流程方案

圖2 漿態床加氫全流程方案

3.1 兩種方案產品結構對比

兩種對比方案的產品結構主要為低硫船用燃料油、重整原料和乙烯裂解原料，在保證200萬噸/年的低硫船用燃料油的生產目標下，盡可能多地生產重整原料和乙烯裂解原料。

表8 兩種方案中重油加氫部分的原料和產品分布

3.1.1 低硫船用燃料油產品方案對比

表9列出沸騰床方案和漿態床方案生產低硫船用燃料油原料對比，可以看出相比于漿態床加氫方案生產低硫船用燃料油，沸騰床加氫方案不需要新建蠟油加氫裝置，只需將沸騰床柴油、蠟油和渣油按比例調和即可，投資成本相對較低。

表9 沸騰床方案和漿態床方案生產低硫船用燃料油原料對比

3.1.2 重整原料對比

表10 列出了沸騰床方案和漿態床方案連續重整原料對比，兩種方案的重整原料種類基本相同，但沸騰床方案中精制石腦油和蠟油加氫裂化石腦油的產量明顯高于漿態床方案，進而表現出沸騰床方案催化重整原料可以增產20.55萬噸/年。

3.1.3 乙烯裂解原料對比

表11列出了沸騰床和漿態床方案的乙烯裂解原料對比。相比于漿態床方案，沸騰床方案中適宜作乙烯裂解原料的加氫裂化尾油比例明顯增加，沸騰床方案比漿態床方案增產乙烯裂解原料13.41萬噸/年。

表10 沸騰床方案和漿態床方案連續重整原料對比

表11 沸騰床方案和漿態床方案乙烯裂解原料對比

3.2 兩種方案產氫和耗氫對比

對于加氫型煉廠來說，氫氣平衡核算對全流程方案的設置和煉廠經濟性至關重要，接下來從重整產氫和新氫消耗兩個方面對沸騰床方案和漿態床方案進行分析比較。

3.2.1 重整產氫對比

表12 列出了沸騰床方案和漿態床方案重整氫氣平衡比較。相比于漿態床加氫方案，沸騰床方案可以增產重整氫氣1.78萬噸/年。

表12 沸騰床方案和漿態床方案重整氫氣平衡比較

3.2.2 新氫消耗對比

表13 列出了沸騰床方案和漿態床方案純氫平衡比較，由于沸騰床轉化產品中干氣和液化氣收率顯著低于漿態床方案，沸騰床渣油加氫和柴油加氫裂化單元氫耗較低，總體表現出沸騰床方案可以減少外購氫氣4.11萬噸/年。

表13 沸騰床方案和漿態床方案純氫平衡比較

3.3 兩種方案總物料平衡和綜合技術指標對比

從煉廠全流程角度核算沸騰床和漿態床方案的原料和產品結構的總物料平衡列于表14。從原料構成來看，相比于沸騰床方案，漿態床方案在外購燃料油和外購燃料氣方面可分別減少13.44萬噸/年和20萬噸/年，主要是由于漿態床干氣收率較高且未轉化渣油均用于自用燃料。從產品結構來看，與漿態床相比，沸騰床方案產品合計增加33.87萬噸/年，主要體現在航煤、混合二甲苯和苯都有較大幅度的增加。

表15 列出兩種方案的綜合技術指標，可以看出沸騰床方案的綜合商品率、輕質油收率和基本化工原料收率都較漿態床方案有明顯提升，同時沸騰床方案的氫耗相對較低。

3.4 經濟性指標

根據各加工方案的物料平衡數據、投資成本、加工費用等數據，計算得出不同方案在50 美元原油價格體系下的經濟效益，在此基礎上分析評價各加工方案的經濟性。本項目財務評價的編制執行《建設項目經濟評價方法與參數》（第三版）、中國石油化工集團暨股份公司《石油化工項目可行性研究報告編制規定》（2005）、《中國石油化工項目可行性研究技術經濟參數與數據》（2018年）中的有關規定，按照項目建設前后全廠“有無對比法”測算經濟效益，以增量效益的高低作為該項目沸騰床技術方案與漿態床技術方案效益比較的依據。以50 美元效益測算價測算，沸騰床方案扣消費稅毛利較漿態床方案高16.13億元。

表14 沸騰床方案和漿態床方案總物料平衡

表15 不同加工方案的綜合技術指標

4 結論

在目前低硫重質船用燃料油生產需要以及煉廠轉型升級最大化生產重整原料和乙烯裂解原料的背景下，相比于漿態床加氫方案，沸騰床加氫方案在經濟性方面更具競爭力。主要體現在如下幾方面：相比于沸騰床加氫裝置，漿態床存在干氣收率高、蠟油硫氮雜質含量高以及加氫尾渣中固含量高等問題；相比于漿態床加氫方案生產低硫船用燃料油，沸騰床加氫方案不需要增設蠟油加氫裝置，投資成本相對較低；沸騰床方案催化重整原料和乙烯裂解原料可分別增產20.55萬噸/年和13.41萬噸/年，比較符合目前煉廠由“煉油型”煉廠向“化工型”煉廠轉型的需求；兩種方案的經濟性指標對比，以50 美元效益測算價測算，沸騰床方案扣消費稅毛利較漿態床方案高16.13億元。