魏永治,林韓韓,劉靈麗
(中國(guó)石化集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司,北京 100029)
沸騰床渣油加氫裂化(簡(jiǎn)稱(chēng)沸騰床渣加)技術(shù)是一種加氫型渣油處理技術(shù),借助自下而上流動(dòng)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(yīng)器內(nèi)反應(yīng)物料與催化劑之間良好接觸,從而促進(jìn)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(shù)相比,沸騰床渣加同時(shí)具備了原料適應(yīng)性強(qiáng)、輕質(zhì)油收率高、運(yùn)行過(guò)程反應(yīng)器壓降小且運(yùn)行周期長(zhǎng)等優(yōu)點(diǎn)。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(guó)內(nèi)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)日益嚴(yán)格,部分地區(qū)加強(qiáng)了對(duì)石油焦的出廠(chǎng)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(shì)。面對(duì)全球競(jìng)爭(zhēng)日益激烈的態(tài)勢(shì),引進(jìn)沸騰床渣加裝置,對(duì)煉化企業(yè)增加重油加工路線(xiàn)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(jìng)爭(zhēng)力和效益發(fā)揮重要作用。
目前,已經(jīng)工業(yè)化應(yīng)用的沸騰床渣加技術(shù)主要以美國(guó)雪佛龍-魯姆斯公司的LC-Fining和法國(guó)石油研究院的H-Oil工藝為主。國(guó)內(nèi)已投產(chǎn)的沸騰床渣加裝置在中國(guó)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(guó)內(nèi)在大型工業(yè)化沸騰床渣加裝置運(yùn)行穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)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(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)估,以期為沸騰床渣加技術(shù)在煉化行業(yè)的進(jìn)一步應(yīng)用提供參考。
典型企業(yè)煉油一次加工能力約2 300萬(wàn)噸/年,具有2套焦化裝置(總加工能力410萬(wàn)噸/年)、1套60萬(wàn)噸/年溶劑脫瀝青裝置和1套260萬(wàn)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(shù),工藝包為法國(guó)Axens,至今已運(yùn)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(yīng)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(yīng)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(duì)于沸騰床渣加而言,運(yùn)行工況(如進(jìn)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(jìn)而對(duì)煉廠(chǎng)總流程及經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生影響。根據(jù)煉化企業(yè)兩年運(yùn)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(yīng)溫度為強(qiáng)相關(guān),相關(guān)系數(shù)為0.817;與渣油比例相關(guān)系數(shù)為弱相關(guān),為0.095。當(dāng)進(jìn)料蠟油比例高時(shí),可導(dǎo)致反應(yīng)放熱不足,使進(jìn)料加熱爐負(fù)荷難以滿(mǎn)足進(jìn)料溫度的要求,降低加熱爐效率。因此,確定進(jìn)料蠟渣比為1∶4,1∶9,裝置轉(zhuǎn)化率70%,75%,80%作為經(jīng)濟(jì)性評(píng)估的工況。為使方案可比,設(shè)置6個(gè)方案并建立相應(yīng)的流程工業(yè)(PIMS)模型進(jìn)行評(píng)估(見(jiàn)表1)。
原油加工規(guī)模為2 300萬(wàn)噸/年,原料、產(chǎn)品品種及數(shù)量均按企業(yè)實(shí)際設(shè)置。沸騰床渣加裝置設(shè)計(jì)加工油種為中東原油。沸騰床渣加的劑耗費(fèi)用主要是催化劑費(fèi)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(jí)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(jià)格主要采用中國(guó)石化2021年價(jià)格體系,為研究不同原油價(jià)格對(duì)總流程效益的影響,也對(duì)原油40,60,80美元價(jià)格體系下企業(yè)的效益進(jìn)行測(cè)算,數(shù)據(jù)參照中國(guó)石化集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司的價(jià)格體系。
與全焦化方案相比,沸騰床渣加方案增加了對(duì)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(jìn)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(jiàn)表2)。從氫耗來(lái)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(gòu)變化
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(wàn)噸,全流程蠟油產(chǎn)量增加了36.8萬(wàn)噸。因方案三為蠟渣模式,需扣除由直餾蠟油轉(zhuǎn)化來(lái)的沸騰床加氫蠟油,扣除后蠟油生產(chǎn)增量貢獻(xiàn)主要來(lái)自沸騰床渣加。
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(jí)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(wàn)~53萬(wàn)噸,實(shí)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(wàn)~80萬(wàn)噸,較全焦化方案增加2倍多(見(jiàn)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(wàn)噸
各方案效益指標(biāo)與方案一的差值見(jiàn)表4。從毛利、利潤(rùn)總額、凈利潤(rùn)指標(biāo)來(lái)看,開(kāi)沸騰床渣加的各方案均好于全焦化方案,其中開(kāi)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(rùn)總額差值為3.8億~4.9億元,凈利潤(rùn)差值2.91億~3.68億元,沸騰床渣加實(shí)現(xiàn)了企業(yè)產(chǎn)品收入增加、原料成本降低。凈利潤(rùn)和單位凈利潤(rùn)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(biāo)差值 億元
各價(jià)格體系下不同方案的效益相對(duì)一致,同一個(gè)方案效益值之間相差較大。從毛利來(lái)看,80美元價(jià)格體系時(shí)最高,40美元時(shí)次之;從凈利潤(rùn)來(lái)看,無(wú)論是凈利潤(rùn)值或與方案一凈利潤(rùn)差值,均為80美元價(jià)格體系時(shí)最高,60美元時(shí)次之。單位毛利和單位凈利潤(rùn)呈現(xiàn)的趨勢(shì)分別與毛利、凈利潤(rùn)的趨勢(shì)一致(見(jiàn)圖1、圖2)。
圖1 不同價(jià)格體系下各方案單位毛利
圖2 不同價(jià)格體系下各方案單位凈利潤(rùn)
沸騰床渣加與全焦化方案的凈利潤(rùn)差值反映了沸騰床渣加運(yùn)行的優(yōu)勢(shì),上述結(jié)果顯示該值受價(jià)格體系影響較大。為進(jìn)一步評(píng)估沸騰床的經(jīng)濟(jì)性,對(duì)凈利潤(rùn)差值為0,即沸騰床渣加運(yùn)行的保本價(jià)進(jìn)行了測(cè)算。分別計(jì)算40,60,80美元價(jià)格體系下各方案與全焦化方案的凈利潤(rùn)差值,并對(duì)其進(jìn)行擬合,得到原油保本價(jià)。以方案三為例,圖3給出了擬合曲線(xiàn),計(jì)算得到原油保本價(jià)為29.9美元/桶。綜合擬合結(jié)果來(lái)看,方案二至方案六原油保本價(jià)格為29.9~38.6美元/桶,其中方案四得到的保本價(jià)最高,為38.6美元/桶。需要說(shuō)明的是,保本價(jià)的計(jì)算依據(jù)的是企業(yè)運(yùn)行狀況,并不適于2條工藝路線(xiàn)下新建裝置的比選。
圖3 方案三與方案一凈利潤(rùn)差值隨原油價(jià)格變化
從實(shí)際運(yùn)行情況看,結(jié)焦堵塞是制約沸騰床渣加長(zhǎng)周期運(yùn)行的重要因素,從而影響沸騰床渣加方案的經(jīng)濟(jì)效益。由于沸騰床渣加裝置運(yùn)行周期可達(dá)11個(gè)月。全年運(yùn)行可以考慮為11個(gè)月沸騰床渣加方案加1個(gè)月全焦化方案。按上述長(zhǎng)周期因素的考慮,全年利潤(rùn)總額將下降約0.4億元人民幣,凈利潤(rùn)下降0.3億元人民幣。
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(jì)效益,其在“原油劣質(zhì)化、渣油轉(zhuǎn)化、焦化減負(fù)、提質(zhì)升級(jí)”方面優(yōu)勢(shì)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(jìn)入沸騰床渣加,緩解了蠟油加氫裝置的脫硫負(fù)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(lèi)別增加,收入增加。
2)40~80美元不同價(jià)格區(qū)間內(nèi),高油價(jià)時(shí)開(kāi)沸騰床渣加的凈利潤(rùn)較大,且與開(kāi)單一焦化的凈利潤(rùn)差值也較大,即高油價(jià)下開(kāi)沸騰床渣加的盈利能力更強(qiáng)。沸騰床渣加運(yùn)行的原油保本價(jià)格為29.9~38.6美元/桶,當(dāng)蠟渣比1∶4,轉(zhuǎn)化率75%時(shí)原油保本價(jià)最低,蠟渣比1∶4,轉(zhuǎn)化率80%時(shí)原油保本價(jià)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(guān)企業(yè)加強(qiáng)方案的實(shí)時(shí)性研究。
3)沸騰床渣加長(zhǎng)周期運(yùn)行制約因素對(duì)企業(yè)總流程和經(jīng)濟(jì)性的影響較大,建議相關(guān)企業(yè)在新上沸騰床渣加項(xiàng)目研究中予以重點(diǎn)關(guān)注。