煉油轉型發展技術路線研究

萬 輝，李 卓

(1.中國石油化工股份有限公司煉油事業部，北京 100728；2.中國石化工程建設有限公司)

經過幾十年的持續高速發展，我國煉油加工能力已穩居世界第二?！笆濉逼陂g，僅考慮國有石油公司煉油改擴建及榮盛石化、恒力集團、盛虹控股集團(以下簡稱“盛虹石化”)等民營大型煉化企業布局，國內新增煉油產能就達100 Mt，煉油能力從2016年的788 Mt/a提高到2020年的890 Mt/a，實際加工量670 Mt，煉油產能已過剩200 Mt以上[1]?！笆奈濉逼陂g，中國石油廣東石化、中國石化鎮海煉化擴建項目、盤錦石化、盛虹石化等新一輪大型煉化項目陸續建成投產，千萬噸規模及以上煉油企業有30余家。預測2025年，中國煉油產能將達到1 000 Mt。

“十四五”期間國內成品油市場需求增速將逐步放緩。由于經濟增速放緩、人口逐步達峰，汽車保有量增長減速、燃油經濟性不斷提高，天然氣和新能源等替代能源占比不斷增加，預計2021—2025年，汽油消費量為129～135 Mt/a，年均增長約1.04%，在2025—2030年將達到峰值[2]。而隨著我國機場總量、規模以及密度逐漸加大，機場服務能力逐步提高，現代化程度不斷增強，預計國內噴氣燃料需求量在46.5～59.3 Mt/a，年均增速約6.3%。雖然噴氣燃料依然是三大油品中需求增長最快的產品，但產能遠大于消費需求。柴油消費已在“十三五”期間進入回落前的平臺期，預計“十四五”期間柴油消費將持續下滑，消費量從143 Mt/a逐步降至134 Mt/a，年增長率為-1.56%。相比于油品消費峰值的到來，化工產品的需求則隨著人口增加和生活水平的提高保持增長，尤其是高端聚烯烴產品仍有較大市場缺口。

替代能源規模不斷提高，電動車發展速度加快。替代能源主要有天然氣、乙醇、甲醇、電力和煤制油。2019年，國內替代汽油資源12.99 Mt，占汽油消費量的10%，替代柴油資源8.82 Mt，占柴油消費量的5%。近期，天然氣(CNG、LNG)替代成品油的占比最大，合計替代成品油約14.0 Mt。從中遠期看，電動車將加速發展，對成品油消費影響深遠。預計2025年新能源替代將占汽柴油終端需求的22%，減少汽柴油需求59.8 Mt。

2020年我國提出了“碳達峰、碳中和”發展戰略，傳統煉油企業全面推進 “減油增化”產品結構調整改造，同時新建煉油廠將更多的碳轉化為化學品和材料產品，從產品端減少碳排放，所以化工型煉油廠的建設是未來石化行業發展的主要方向。

1 總體思路

相比于油品消費勢頭減緩，化工產品的需求則隨著人們生活水平提高而不斷增加。市場需求的變化對能源結構調整影響巨大，促使原油資源的利用由以生產燃料油為主轉變為油化一體化結合。近年來，轉型發展成為中國煉油廠實現可持續發展的關鍵，現有煉油企業向油化結合方向發展，新建煉油廠則以煉化一體化深度融合為主要方向。目前主流路線是通過建設催化裂化/催化裂解、加氫裂化、連續重整等裝置，增產乙烯和芳烴原料，大幅壓減成品油，甚至不產汽柴油。

原油最大化生產化工原料總體上分為低碳烯烴和芳烴兩條路線[3-7]，對于以生產低碳烯烴為主的工藝路線，催化裂化/催化裂解是核心裝置；對于以生產芳烴為主的工藝路線，加氫裂化和連續重整是核心裝置。

2 新建油化一體化項目方案比選

以千萬噸級煉油廠為基礎，以催化裂解或加氫裂化裝置為核心，開展不同重油加工路線下的化工型煉化一體化方案流程、產品、投資、效益等對比。產品限于煉油常規油品、輕烴及乙烯、丙烯等化工單體，主要包括成品油、芳烴、乙烯、丙烯等，不包括聚烯烴等化工延伸產品。

2.1 主要原則

(1)開展新建10.0 Mt/a化工型煉油廠流程方案研究?；谙掠毋暯右蚁┖头紵N、油品收率不超過40%的前提，原油選擇以中東可獲取性強的原油為主，對比分析不同重油加工路線的產品結構、公用工程消耗、投資及效益。

(2)不同方案中主要工藝裝置采用其可實現的單套最大規模，以降低投資。在最大化生產烯烴流程中，石腦油優先作乙烯原料，在芳烴資源有限的情況下，不配置對二甲苯(PX)裝置，混合二甲苯直接作為商品銷售。

(3)油品質量滿足國ⅥB標準。為了適應市場需求，減少柴油產量，直餾柴油全部進加氫改質裝置。改質柴油既可作乙烯原料，也可作柴油產品。催化裂化柴油(簡稱催化柴油)按柴油定向加氫和催化裂化組合工藝(LTAG)加工方案加工。

(4)在公用工程方面，為了保證方案對比一致，優化全廠蒸汽平衡。在碳減排形勢要求下，不考慮蒸汽發電。油制氫(POX)裝置的規模僅滿足氫氣需求，不產合成氣；在燃料不足的情況下，以外購天然氣作為補充。動力站燃料采用煉油廠干氣或天然氣。

(5)方案對比。采用50美元價格體系、中國石化和新加坡三年平均價格測算體系，充分反映市場對效益的影響。

2.2 主要方案

2.2.1最大化生產低碳烯烴

重油加工采用“溶劑脫瀝青+固定床渣油加氫+催化裂解(DCC)”的加工路線(催化裂解方案，簡稱方案一)，實現最大化生產低碳烯烴原料。溶劑脫瀝青裝置的主要作用是改善渣油加氫原料性質和提供制氫原料，得到的脫瀝青油以及減壓蠟油、其余減壓渣油作為渣油加氫裝置原料，與加氫后的裂解柴油一起為催化裂解提供原料。脫油瀝青作為POX裝置原料，生產煉油廠所需氫氣。直餾柴油通過柴油加氫改質裝置進行轉化，以提高鏈烷烴含量，為乙烯裝置提供原料。連續重整裝置規模適當配置以彌補氫氣缺口，以直餾及加氫改質重石腦油作為原料。不飽和C4資源按甲基叔丁基醚(MTBE)+烯烴裂解(OCC)+烷基化路線加工，盡量將異丁烯用于生產MTBE以滿足汽油調合需求，剩余C4作為OCC裝置原料進一步增產丙烯，OCC裝置產出少量混合C4作為烷基化原料進一步生產高品質汽油組分。方案一工藝流程示意見圖1。

圖1 催化裂解方案流程示意

2.2.2兼顧油品生產的油轉化流程

重油采用“溶劑脫瀝青+固定床渣油加氫+催化裂化(FCC)”的加工路線(催化裂化方案，簡稱方案二)。部分減壓渣油進入溶劑脫瀝青裝置，得到的脫瀝青油、減壓蠟油、其余減壓渣油進入渣油加氫裝置。與方案一不同的是加氫重油采用了催化裂化方案，催化裂化采用了高摻渣高苛刻度技術路線，同時發生10 MPa等級蒸汽，催化裂化汽油通過汽油吸附脫硫裝置(S Zorb)精制后作為汽油調合組分。脫油瀝青作為POX裝置原料生產氫氣。

2.2.3最大化生產芳烴

重油采用“渣油加氫裂化+蠟油加氫裂化”的加工路線(加氫裂化方案，簡稱方案三)，實現最大化生產芳烴原料。減壓渣油和重蠟油進入渣油加氫裂化裝置，輕蠟油和渣油加氫裂化裝置的蠟油餾分再通過蠟油加氫裂化裝置得到重石腦油和加氫裂化尾油。配置溶劑脫瀝青裝置以改善加氫裂化裝置原料性質和提供制氫原料。直餾柴油通過柴油加氫改質裝置進行轉化，直餾及加氫裂化重石腦油作為連續重整裝置原料。渣油加氫裂化裝置尾油作為POX裝置原料生產氫氣。方案三工藝流程示意見圖2。

圖2 加氫裂化方案流程示意

2.3 裝置規模及物料平衡對比

2.3.1工藝裝置配置方案

總流程中設置渣油加氫、溶劑脫瀝青、催化裂化/催化裂解、加氫裂化和POX裝置等20余套煉油工藝裝置。在10.0 Mt/a原油加工量條件下，單系列規模設置最大催化裂化裝置為5.5 Mt/a、催化裂解裝置為5.0 Mt/a。

乙烯裝置在方案一中，乙烯產量達到1.35 Mt/a，催化裂解和OCC裝置生產的丙烯總量達到1.30 Mt/a，生產煉油乙烯近0.30 Mt/a，乙烯的生產規模達到單系列最大規模1.65 Mt/a；方案二乙烯產量達到1.13 Mt/a，催化裂化和OCC裝置生產的丙烯總量達到0.52 Mt/a，生產煉油乙烯近0.13 Mt/a，乙烯的生產規模為1.26 Mt/a；方案三實現了單系列裝置規模最大化，乙烯產量達1.65 Mt/a。

在適度生產成品油的前提下，方案三的PX生產規模達到1.60 Mt/a，另外兩個方案沒有配置PX裝置，混合二甲苯直接作為商品外賣。主要裝置加工規模及加工量對比見表1。

表1 各方案裝置規模及加工量對比 Mt/a

2.3.2物料平衡及技術指標對比

在原料一致的前提下，3種方案的汽油產量由高到低的順序為：方案二(2.83 Mt/a)>方案一(0.87 Mt/a)>方案三(0.42 Mt/a)。不同方案下，油品(汽煤柴油)的收率為26%～45%，由高到低的順序為：方案二(45%)>方案三(28%)>方案一(25%)。芳烴以方案三產量最高，可生產PX 1.58 Mt/a，其余2個方案則以混合芳烴出廠。方案一煉油直接產丙烯1.29 Mt/a，遠高于其余2個方案。方案三公用工程需求量大，需外購0.87 Mt/a天然氣，大于方案一的0.31 Mt/a，方案二天然氣消耗量最小，為0.20 Mt/a，同時可發電62 MW。

3種方案的物料平衡及技術指標對比見表2。

表2 各方案物料平衡及技術指標對比

2.3.3投資估算和財務評價

10.0 Mt/a煉化一體化規劃方案中，加氫裂化方案投資最高，為341億元；次之為催化裂解方案，為317億元；催化裂化方案投資最低，為281億元。在50美元價格體系、中國石化三年均價下，各方案效益從高到低的順序為：催化裂解方案>加氫裂化方案>催化裂化方案。

(1)催化裂解方案與催化裂化方案對比。從產品結構上看，催化裂化方案的汽、煤、柴油產量高于催化裂解方案約1.97 Mt/a；催化裂解方案增產芳烴及化工產品1.90 Mt/a。在各套價格體系下芳烴和化工產品的價格均高于油品價格，故催化裂解方案的毛利水平和盈利能力優于催化裂化方案。

(2)催化裂解方案與加氫裂化方案對比。從產品結構上看，催化裂解方案的汽煤柴油產量與加氫裂化方案相近。主要區別在于催化裂解方案多產丙烯和化工產品0.977 Mt/a，加氫裂化方案中建設了重整及PX裝置，芳烴產量高出0.982 Mt/a。芳烴產品價格波動直接影響加氫裂化方案毛利水平。

在50美元價格體系下，丙烯裸稅價格為4 703元/t，略低于PX價格(4 897元/t)，2種方案盈利能力接近，催化裂解方案略優于加氫裂化方案；在中國石化三年均價下丙烯價格為5 927元/t，明顯高于PX價格(5 038元/t)，催化裂解方案的財務內部收益率高出加氫裂化方案近3百分點；新加坡三年均價下，油品價格低于中國石化三年均價，但是芳烴和化工產品的裸稅價格均高于中國石化三年均價，加氫裂化方案的毛利水平和盈利能力最優。不同方案的建設投資和稅后內部收益率測算結果見表3。

表3 3種方案的稅后內部收益率對比

3 結 論

(1)經過對不同重油加工路線下的油轉化方案比選，以催化裂解、加氫裂化為主的化工型煉油廠方案可行。與常規的固定床渣油加氫+催化裂化的油品型方案相比，化工型煉油廠方案投資高10%～20%，在現有國內價格體系下效益均好于油品型方案。主要表現為：①化工品收率高。三烯(乙烯、丙烯、丁二烯)產量以催化裂解方案為最高，達到3.71 Mt/a，其中煉油直接產丙烯1.29 Mt/a。加氫裂化和催化裂解方案乙烯產量均達到1.65 Mt/a。加氫裂化方案的芳烴產量最高，為2.52 Mt/a，可生產PX 1.58 Mt/a。②油品收率低。催化裂解方案油品(汽、煤、柴油)收率最低，為25%；加氫裂化方案為28%，遠低于催化裂化方案45%的收率。③經濟評價測算較好。在50美元價格體系和中國石化三年均價下，收益率從高到低的順序為催化裂解方案>加氫裂化方案>催化裂化方案；在新加坡三年均價下，收益率從高到低的順序為加氫裂化方案>催化裂解方案>催化裂化方案。

(2)由于芳烴和化工產品的價格均高于油品價格，催化裂解方案的毛利水平和盈利能力優于催化裂化方案。催化裂解方案的汽煤柴油產量與加氫裂化方案相近，乙烯產量也相近。主要區別在于催化裂解方案多產丙烯0.98 Mt/a，加氫裂化方案多產芳烴0.98 Mt/a。因此，對未來丙烯和芳烴產品價格的判斷和產業鏈發展方向是煉油總流程規劃的關鍵。