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壳牌油渣气化技术在炼厂中的应用

发表时间: 2021-01-21 16:26:42

作者: 炼油化工技术与装备网

来源: 壳牌(中国)项目技术有限公司

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重质化和劣质化是世界原油质量变化的主要趋势,因而,劣质重油的高效加工利用已成为当今炼油工业面临的重大挑战和机遇。随着市场需求的变化和环保要求的日益提高,重油高效加工技术的研发和应用除了要消除原油质量重、劣质化等带来的不利影响,还要积极应对油品需求结构变化、石油化工基础原料和基础油需求快速增长、环保及节能要求逐步提高等挑战。重油尤其是渣油的高效加工和充分利用成为世界炼油工业关注的焦点。

目前典型的重油加工技术主要包括脱碳路线和加氢路线两类,脱碳路线以延迟焦化技术为代表,具有装置投资较低、操作灵活、运行费用低等优点,但同时也存在着轻油产品收率低、质量差,安全、环保水平较低等方面的不足,特别是在安全环保要求日益严格的趋势下,相关产业政策和法律法规等对延迟焦化生产过程中的污染和排放要求日趋严格,并逐步禁止高硫石油焦在市场中的流通,导致延迟焦化技术的应用受到极大的限制;加氢路线国内以固定床加氢技术为代表,具有液体产品收率高、质量好,清洁环保等优点,但也存在着装置投资大、操作费用高、对劣质重油适应性较差等问题,沸腾床和悬浮床渣油加氢裂化技术对加工劣质重油适应性较好,但操作成本较高,目前,渣油加氢裂化技术研发正在加速推进,预计未来几年工业化生产装置将逐步在国内投产。总体上,加氢路线相比延迟焦化路线更能够得到行业的支持,可以预见,未来加氢装置在炼厂二次加工中的比重将逐步提高,炼厂对氢气的需求也更加迫切。然而,在各地严格控制甚至核减用煤指标的能源政策要求下,未来新建煤制氢项目将面临巨大的审批障碍,低廉氢气资源的获取也将成为提高大型炼厂成本竞争力的关键。

因而,通过开发新型组合加工技术来不断满足炼油工业对于安全、清洁化生产,油品质量升级和适应产品市场变化的要求,提升炼油企业的综合盈利能力,将是实现炼油工业绿色可持续发展的关键。

针对炼油工业面临的困难和挑战,我们提出了更加优化的渣油加工路线:

1. 使用壳牌的减压深拔技术从常减压中提出更多的蜡油,减压渣油则进溶剂脱沥青装置以拔出高价值的脱沥青油送到加氢裂化或者催化裂化装置,低价值的脱油沥青则进到壳牌的油渣气化装置,以生产高附加值的氢气和超高压蒸汽。

2. “渣油加氢+油渣气化”组合路线。随着渣油加氢工艺技术日渐成熟,特别是近年来沸腾床加氢裂化和悬浮床加氢裂化工艺在国内炼厂相继引入建设,其工艺灵活性、液体产品收率和产品质量、生产过程清洁性和技术经济性方面具有明显优势,可作为替代传统延迟焦化加工路线的重要备选方案。但是,渣油加氢后的未转化油出路问题,一直是制约渣油加氢工艺推广应用的一大问题。壳牌油渣气化技术可以将渣油加氢处理后的未转化油进行气化,生产低成本氢气,同时大大降低乃至消除固废的产生,可以助力炼化企业绿色转型升级和实现高质量发展。

壳牌油渣气化技术简介:

1956年以来,壳牌相继开发和完善了以气体和液体为原料产生高价值的合成气以及蒸汽的油渣气化工艺(SGP),具有良好的环保性能。到目前为止,全世界已经投入应用了超过170个SGP气化炉,已经生产出总量高达每天1.5亿标准立方米的H2 + CO。

壳牌油渣气化工艺(SGP)具备以下技术特点:

1) 

对原料的适应性范围广,气化原料包括:重质、高硫、高粘渣油;来自热裂解渣油和溶剂脱沥青的脱油沥青;沸腾床尾油;浆态床尾油;乙烯焦油;催化油浆等。杰出的烧嘴/气化炉设计,能够产生更少的碳黑。

2) 合成气产率高(每吨原料有效气产量典型值>2600标立CO+H2),与其他技术相比,由于更低的气化反应温度(~1300℃),使得壳牌油气化工艺氧耗更低,副产CO2更少。

3) 对碳黑/灰的一次性处理设计,避免了碳黑和灰再次循环进气化炉,从而防止了结垢物的生成积累。

4) 汽化炉和合成冷却器

合成气冷却器(SEC)的热效率高,由于副产粘灰极少,不容易造成合成气冷却器结垢,使得合成气冷却器寿命很长。

5) 烧嘴和耐火砖使用寿命长。

6) 自动化程度高,全自动地升温、开车、运行和停车系统减少了操作工的人为干预;操作更简单,更安全,更可靠。

7) 基于自营工厂和许可工厂,拥有丰富的开车、运行和检维修经验。

2009年,中国石化福建炼化采用SGP技术建成沥青气化装置,沥青处理量2180吨/日,通过沥青气化处理溶剂脱沥青的脱油沥青,产生出电力、氢气和过热蒸汽满足全厂需求。

1. 油焦气化配置与选用溶剂脱沥青和壳牌沥青气化配置方案总流程比较[1]

对于大型新建炼厂项目,在各项约束条件(包括安全、环保、产品质量指标、产业政策、投资等)满足的情况下,通过先进、合理的工艺技术组合,实现更大的经济效益回报将是企业追求的目标。

为深入研究“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”新型组合技术应用于大型新建炼厂加工流程中,对炼厂技术经济性指标带来的影响,本章设计了两种典型的大型炼厂加工流程方案。一种是新建炼厂选用“延迟焦化+石油焦气化”配置的总加工流程方案,另一种则是选用该新型“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”配置的总加工流程方案。两种加工方案均按照1200万吨/年大型炼厂的典型加工流程设计,且均是基于非常成熟的工艺技术,为保证两种加工流程具有较好的可比性,二者在原油选择、装置规模、工艺技术、产品方案、投资等设计思路方面均基本保持一致。因此,本章将通过对两种典型大型炼厂的技术经济性指标分析对比,深入研究该新型组合技术的特点和挖掘该新型组合技术的潜在应用价值。

1.1 1200万吨/年炼厂“延迟焦化+石油焦气化”方案总加工流程

1.1.1 流程设计思路

Ø 原油综合加工能力按1200万吨/年,原料油选择中东沙特轻油和沙特重油混合原油;

Ø 总加工流程设计按照“常减压+重油加氢脱硫/重油催化裂化+加氢裂化+延迟焦化+石油焦气化”的加工路线,优化全厂工艺总流程,按照“细分物料,细分装置,精心匹配”的优化思路,合理配套二次加工装置;

Ø 产品方案设计考虑尽量降低柴/汽比,并合理提高芳烃等化工产品收率,全厂汽、柴油满足国Ⅵ质量标准要求,其他油品和化工品满足现行国标或行业标准;

[1] 《壳牌油渣气化与溶剂脱沥青组合方案在炼厂中的技术经济性研究》石油和化学工业规划院

Ø 全厂氢气需求由PSA氢气提浓装置和石油焦气化装置供给,延迟焦化装置生产石油焦全部用于石油焦气化制氢,全厂不产生石油焦商品量,并以全厂氢气平衡确定延迟焦化装置和石油焦气化装置的规模。

Ø 全厂燃料气需求主要由炼厂各装置生产的干气提供,不足部分优先通过催化油浆补充,再有缺口部分考虑用天然气补充。

Ø 各炼油加工装置规模合理匹配,满足国家发改委发布的《产业结构调整指导目录(2011年)本》修正版的要求;

1.1.2 原料油性质

以中东沙特轻油和沙特重油的混合原油为原料,混合比例为50%:50%,混合原油API为30.45,平均硫含量2.48w%,平均酸值为0.14mgKOH/g,为高硫中质低酸原油,是中国加工进口原油的典型代表。

1.1.3 主要产品规格

本加工方案下,汽油产品满足GB 17930-2016国Ⅵ质量要求;柴油产品满足GB 19147-2016国Ⅵ质量要求;航空煤油满足GB 6537-2006质量标准要求;液化石油气要达到GB 11174-2011质量标准要求;苯要达到GB/T 3405-2011质量标准要求;工业硫磺要达到GB/T 2449-2006质量标准要求。主要产品的质量标准见附表。

1.1.4 总流程方案

1.1.4.1 工艺流程简述

1200万吨/年炼厂“延迟焦化+石油焦气化”方案(以下简称“方案一”)全厂加工工艺流程总体上可分为原油加工、航煤和柴油馏分加工、减压蜡油加工、渣油加工、LPG加工、成品油和化工品生产、制氢来源和酸性气处理等加工过程,将分述如下:

(1) 原油加工

沙轻和沙重的混合原油经过常减压蒸馏装置后切割成气体和粗石脑油馏分、航煤馏分、柴油馏分、减压蜡油、减压渣油等不同的馏分,其中塔顶气体和粗石脑油经轻烃回收装置稳定后作为石脑油预加氢装置的原料,经加氢处理后作为连续重整装置的原料。

(2) 航煤和柴油馏分加工

航煤馏分送航煤精制装置处理,生产航空煤油;直馏柴油馏分送柴油加氢精制装置处理,生产车用柴油;焦化石脑油、焦化柴油、渣油加氢柴油等二次加工柴油通过汽柴油加氢装置生产车用柴油、精制石脑油。

(3) 减压蜡油加工

大部分减压蜡油和催化柴油送蜡油加氢裂化装置,按轻油型模式设计,多产优质重整重石脑油,同时生产优质的航空煤油、车用柴油。

(4) 渣油加工

常减压装置的大部分减压渣油及部分减压蜡油和焦化蜡油送渣油加氢脱硫装置,处理后作为催化裂化装置的原料,催化裂化按照多产汽油方案,催化汽油经加氢精制处理后去调和汽油;另有部分减压渣油作为延迟焦化装置进料。

(5) LPG加工

催化LPG脱硫后经气分装置回收丙烯,C4部分去生产MTBE,MTBE未反应C4与补充异丁烷生成低硫、无芳烃、无烯烃的烷基化油,MTBE与烷基化油均用作调和汽油。

(6) 汽油生产

全厂汽油调和池主要由加氢催化汽油、重整汽油、烷基化油、少量拔头油、轻石脑油、抽余油和MTBE等组成。

(7) 航煤和柴油生产

直馏航煤经精制后与蜡油加氢裂化航煤一起作为航煤产品。

全厂柴油调和主要是柴油加氢裂化和蜡油加氢裂化副产的少量柴油馏分。

(8) 重整原料安排和芳烃生产

直馏稳定石脑油经预加氢处理后,与蜡油加氢裂化重石脑油作为重整装置原料,用于生产苯、甲苯、混合二甲苯等芳烃产品和部分重整汽油。

(9) 全厂氢气来源

蜡油加氢裂化、渣油加氢脱硫等装置脱硫后的低分气和连续重整装置生产的含氢气体集中到氢气提纯装置通过变压吸附提纯氢气,供加氢装置用,此外,延迟焦化装置副产的石油焦经气化制氢装置生产氢气,满足全厂加氢装置需求。

(10) 全厂酸性气处理

全厂设硫磺回收装置回收全厂酸性气中硫化氢,其中,酸性水汽提装置处理酸性水,溶剂再生装置处理富胺液。

“方案一”全厂总加工流程图和各单元之间进料和出料情况如下表所示:

 

“方案一”全厂总加工流程图

 

“方案一”全厂总加工流程简图

1.1.4.2 产品方案

“方案一”主要产品名称及数量如下表所示:

产品方案(方案一)

序号

产品

数量

备注

1

汽油

299.6



92#国六汽油

182.6



95#国六汽油

117.0


2

柴油

293.0


3

航空煤油

176.5


4

丙烯

19.7


5

丙烷

8.6


6

液化气

33.0


7

石脑油

59.1


8

抽余油

25.4


9

20.3


10

甲苯

52.2


11

混二甲苯

60.7


12

硫磺

26.5


1.1.4.3 全厂总物料平衡

“方案一”全厂总物料平衡如下表所示:

全厂总物料平衡(方案一)

序号

名称

收率(%)

物料量(万吨/年)

原料



1

沙轻原油

47.94

600.00

2

沙重原油

47.94

600.00

3

氧气

3.83

47.96

4

甲醇

0.29

3.60


入方合计

100.00

1251.6

产品

85.86

1074.6

1

汽油

23.94

299.6


92#国六汽油

14.59

182.6


95#国六汽油

9.35

117.0

2

柴油

23.41

293.0

3

煤油

14.10

176.5

4

丙烯

1.58

19.7

5

丙烷

0.69

8.6

6

液化气

2.64

33.0

7

石脑油

4.72

59.1


焦化加氢石脑油

1.50

18.8


加裂轻石脑油

0.63

7.8


拔头油

2.60

32.5

8

抽余油

2.03

25.4

9

1.62

20.3

10

甲苯

4.17

52.2

11

混二甲苯

4.85

60.7

12

硫磺

2.12

26.5

自用燃料及其他

14.14

177.0

1

催化烧焦

2.03

25.4

2

燃料

5.03

63.0

3

三废

6.65

83.2

4

加工损失

0.44

5.5


出方合计

100.00

1251.6

技术经济指标



1

轻油产品

78.85

986.8

2

综合商品率

85.86

1074.6

3

柴汽比


0.98

1.1.4.4 公用工程消耗

“方案一”全厂工艺装置总公用工程消耗如下表所示:

全厂工艺装置总公用工程消耗(方案一)

序号

项目

单位

数量



1

新鲜水

t/h

47.0

2

脱盐水

t/h

436.8

3

除氧水

t/h

358.9

4

循环水

t/h

31609.7

5

凝结水

t/h

-493.6



1

kwh/h

100089

蒸汽



1

≥6.0MPa蒸汽

t/h

0.0

2

4.0MPa蒸汽

t/h

23.1

3

1.6MPa蒸汽

t/h

51.6

4

0.5MPa蒸汽

t/h

-138.8

空气、氮气



1

工厂空气

Nm3/h

3569.1

2

仪表空气

Nm3/h

11736.4

3

氮气

Nm3/h

13993.7

燃料气/燃料油

t/h

61.6

1.1.5 方案技术经济结

1.1.5.1 技术经济比较基准及假设条件

1. 投资基准

(1)工艺装置投资

“方案一”中工艺生产装置投资通过生产能力指数法估算,即根据已建成的、性质类似的建设装置的投资额和生产能力与本项目中装置的生产能力来估测工艺装置的投资额。假设在不同原油价格体系下,各工艺生产装置的投资额维持不变,估算“方案一”中各工艺生产装置的投资情况如下表所示:

“方案一”中各工艺生产装置的投资估算    单位:万元

序号

工程和费用

规模

投资估算值

1

常减压蒸馏

1200万吨/年

85491

2

轻烃回收

270万吨/年

15154

3

渣油加氢脱硫

300万吨/年

183461

4

延迟焦化

140万吨/年

39079

5

蜡油加氢裂化

230万吨/年

136023

6

催化裂化

350万吨/年

100721

7

催化汽油加氢

160万吨/年

27948

8

柴油加氢精制

200万吨/年

41500

9

汽柴油加氢精制

80万吨/年

19652

10

煤油加氢

130万吨/年

12807

11

石油焦制氢

10万标立/时

102200

12

石脑油加氢

230万吨/年

16050

13

连续重整

270万吨/年

122604

14

气分

70万吨/年

15000

15

MTBE

10万吨/年

6335

16

烷基化

30万吨/年

29635

17

硫磺回收

28万吨/年

63940

18

PSA制氢

14万标立/时

18096


合计


1035695

(2)建设投资估算

假定该项目公用工程依托条件相对较好,建设投资在工艺装置投资的基础上,综合考虑公用工程及辅助配套设施等投资后获得。

(3)建设期利息

项目建设期为三年,资本金比例为30%,其余70%为银行贷款,银行贷款名义年利率为4.42%。

(4)流动资金估算

按照流动资金占营业收入资金率为10%进行估算,铺底流动资金占流动资金的30%。

(5)总投资估算

本项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金,不同原油价格体系下,本项目对应的总投资如下:

不同原油价格体系下“方案一”项目总投资估算

价格体系,美元/桶

40

50

60

70

总投资,万元

2430605

2496881

2564241

2632602

建设投资,万元

1848500

1848500

1848500

1848500

建设期利息,万元

98044

98044

98044

98044

流动资金,万元

484060

550336

617696

686057

其中:铺底流动资金,万元

145218

165101

185309

205817

2. 财务评价基础数据与参数

(1)原料产品及公用工程价格

本方案中涉及的原料和产品价格采用不同布伦特原油基准价下对应的原料和产品的体系价格。该体系价格并不针对原料和产品目前的价格状况,而是以历史价格为基础,分析宏观经济发展趋势、市场供求状况等各种影响价格变化因素的变动趋势,通过价格预测模拟系统,预测原料及产品在未来市场环境中的平均市场价格,作为项目经济效益评价的基准价格。该体系价格主要参考《中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2016年)》选取。

1) 原料价格

本方案中涉及的主要原料为沙特轻质原油和沙特重质原油,同时原料还有少量甲醇和氧气。以布伦特原油为基准价,结合近几年来沙特原油与布伦特原油的升贴水情况以及甲醇与布伦特原油关联情况,参考《中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2016年)》,预测布伦特原油基准价在40~70美元/桶情形下,沙特轻质、重质原油、甲醇和氧气的测算价格如下表:

原料价格体系

序号

布伦特原油基准价

美元/桶

40

50

60

70

1

沙特轻质原油

元/吨

2341

2903

3464

4026

2

沙特重质原油

元/吨

2076

2593

3109

3626

3

甲醇

元/吨

1470

1670

1880

2100

4

氧气

元/吨

420

420

420

420

备注:①人民币对美元汇率按照6.5计;②以上原料价格为含税价格

2)产品价格

产品价格采用或参照《中国石油化工项目可行性研究技术经济参数与数据(2016年)》体系价格,具体如下:

产品价格体系

序号

布伦特原油基准价

美元/桶

40

50

60

70

1

92#国六汽油

元/吨

5761

6417

7077

7757

2

95#国六汽油

元/吨

6084

6777

7475

8185

3

国六柴油

元/吨

4507

5125

5754

6386

4

航煤

元/吨

3370

4088

4804

5524

5

丙烯

元/吨

3790

4690

5590

6490

6

丙烷

元/吨

3016

3719

4422

5122

7

液化气

元/吨

2866

3569

4272

4975

8

石脑油

元/吨

5156

5764

6427

7107

9

抽余油

元/吨

5156

5764

6427

7107

10

元/吨

3860

4250

4650

5060

11

甲苯

元/吨

3760

4170

4600

5050

12

混合二甲苯

元/吨

3890

4290

4700

5120

13

硫磺

元/吨

746

826

912

1002

备注:以上价格均为含税价格,包含增值税和消费税。

3)公用工程价格

公用工程价格选取中石化企业运行的平均价格。假定公用工程价格不受原油价格波动的影响,即不同原油价格体系下公用工程消耗价格维持不变;本项目采用的公用工程价格如下:

公用工程价格

序号

名称

单位

含税单价

1

≥6.0MPa蒸汽

元/吨

200

2

4.0MPa蒸汽

元/吨

180

3

1.6MPa蒸汽

元/吨

160

4

0.5MPa蒸汽

元/吨

140

5

蒸汽凝液

元/吨

12

6

氮气

元/标立方

0.6

7

装置空气

元/标立方

0.2

8

仪表空气

元/标立方

0.2

9

锅炉给水

元/吨

18

10

脱盐水

元/吨

15

11

循环冷却水

元/吨

0.3

12

新鲜水

元/吨

3.0

13

生活水

元/吨

3.0

14

元/度

0.77

(2)本项目占地3600亩,工业用地出让费标准按照15万/亩计。

(3)定员1200人,人均年工资及福利费按照15万元/人·年计;

(4)固定资产折旧年限按14年考虑,净残值率为4%,修理费率为固定资产原值(扣除建设期利息)的3.0%;

(5)无形资产和其他资产分别按10年、5年平均摊销;

(6)营业税金及附加,增值税:除水、蒸汽、天然气和液化气的增值税税率为11%外,其余均为17%;消费税:轻石脑油和抽余油为2105元/吨、柴油为1411元/吨、汽油为2110元/吨;城市维护建设税和教育费附加分别按增值税和消费税之和的5%和3%计取;

(7)项目财务基准内部收益率为12%。

1.1.5.2 财务评价结果

“方案一”项目主要技术经济指标如下表:

主要技术经济指标汇总表

序号

项目

单位

40

50

60

70

经济数据






1

总投资

万元

2430605

2496881

2564241

2632602


其中:规模总投资

万元

2091763

2111646

2131854

2152362

2

建设投资

万元

1848500

1848500

1848500

1848500

3

建设期利息

万元

98044

98044

98044

98044

4

流动资金

万元

484060

550336

617696

686057


其中:铺底流动资金

万元

145218

165101

185309

205817

5

年平均营业收入(不含税)

万元

4083651

4643346

5212180

5789448

6

年平均营业税金及附加

万元

1229391

1229452

1229651

1229950

7

年平均总成本费用

万元

2601481

3156071

3709820

4264740

8

年平均利润总额

万元

252779

257823

272709

294758

9

年平均所得税

万元

63195

64456

68177

73690

10

年平均税后利润

万元

189584

193367

204532

221069

11

吨油加工费用

250

257

264

272

12

吨油利润

158

161

170

184

财务评价指标






1

投资利润率

%

10.4

10.3

10.6

11.2

2

投资利税率

%

73.2

71.5

70.3

69.5

3

全部投资内部收益率(所得税前)

%

12.4

12.4

12.8

13.5

4

全部投资投资回收期(所得税前)

9.4

9.4

9.3

9.1

5

全部投资内部收益率(所得税后)

%

9.3

9.3

9.6

10.1

6

全部投资投资回收期(所得税后)

10.9

10.9

10.8

10.6

7

等本借款偿还年限

10

10

10

10

8

盈亏平衡点(生产能力利用率)

%

41.8%

41.6%

40.5%

38.9%

由上表可以看出,40~70美元/桶布伦特原油价格体系下,“方案一”项目投资内部收益率(税前)在12.4%~13.5%,均高于基准收益率12%。且随着原油价格的升高,项目的吨油利润逐步提高,项目投资内部收益率逐步增大,然而,吨油加工费用也逐渐增大。整体上,“方案一”项目的技术经济性在高油价下更具优势,在经济上较为可行。

1.2 1200万吨/年炼厂“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”方案总加工流程

1.2.1 流程设计思路

Ø 原油综合加工能力按1200万吨/年,原料油选择同“方案一”;

Ø 总加工流程设计按照“常减压+重油加氢脱硫/重油催化裂化+加氢裂化+溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”的加工路线,优化思路同“方案一”;

Ø 产品方案设计思路同“方案一”;

Ø 全厂氢气需求由PSA氢气提浓装置和壳牌沥青气化装置供给,溶剂脱沥青装置生产脱油沥青全部用于沥青气化制氢,全厂不产生沥青商品量,并以全厂氢气平衡确定溶剂脱沥青装置和壳牌沥青气化装置的规模。

Ø 全厂燃料气平衡思路同“方案一”。

Ø 各炼油加工装置规模与“方案一”中相应的装置规模具有可比性,且装置规模根据总工艺流程需求合理匹配,满足国家发改委发布的《产业结构调整指导目录(2011年)本》修正版的要求;

Ø 总加工流程整体按照“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”替代“方案一”中“延迟焦化+石油焦气化”的思路进行设计与优化。

1.2.2 原料油性质和产品规格

原料油性质和产品规格同“方案一”。

1.2.3 总流程方案

1.2.3.1 工艺流程简述

1200万吨/年炼厂“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”方案(以下简称“方案二”)与“方案一”相比,总工艺流程区别主要表现在渣油加工和制氢两方面。

(1) 渣油加工

常减压装置的大部分减压渣油及部分减压蜡油送渣油加氢脱硫装置,处理后作为催化裂化装置的原料,催化裂化按照多产汽油方案;剩余部分减压渣油作为溶剂脱沥青装置进料,生产的脱沥青油作为加氢裂化装置进料,脱油沥青作为壳牌沥青气化装置进料。

(2) 全厂氢气来源

蜡油加氢裂化、渣油加氢脱硫等装置脱硫后的低分气和连续重整装置生产的含氢气体集中到氢气提纯装置通过变压吸附提纯氢气,供加氢装置用;溶剂脱沥青装置生产的脱油沥青经壳牌气化制氢装置生产氢气,满足全厂加氢装置需求。

“方案二”全厂总加工流程图和各单元之间进料和出料情况如下表所示:

 

“方案二”全厂总加工流程图

 

“方案二”全厂总加工流程简图

1.2.3.2 产品方案

“方案二”主要产品名称及数量如下表所示:

产品方案(方案二)

序号

产品

数量

备注

1

汽油

317.7



92#国六汽油

213.8



95#国六汽油

103.9


2

柴油

267.7


3

航空煤油

190.9


4

丙烯

20.4


5

丙烷

8.9


6

液化气

30.9


7

石脑油

47.6


8

抽余油

23.8


9

22.3


10

甲苯

57.2


11

混二甲苯

66.6


12

硫磺

26.8


1.2.3.3 全厂总物料平衡

“方案二”全厂总物料平衡如下表所示:

全厂总物料平衡(方案二)

序号

名称

收率(%)

物料量(万吨/年)

原料



1

沙轻原油

48.38

600.00

2

沙重原油

48.38

600.00

3

氧气

2.93

36.36

4

甲醇

0.30

3.73


入方合计

100.00

1240.10

产品

87.14

1080.68

1

汽油

25.62

317.70


95#国六汽油

17.24

213.81


92#国六汽油

8.38

103.89

2

柴油

21.58

267.66

3

煤油

15.40

190.92

4

丙烯

1.65

20.42

5

丙烷

0.72

8.89

6

液化气

2.49

30.88

7

石脑油

3.84

47.60


加裂轻石脑油

1.12

13.87


拔头油

2.72

33.73

8

抽余油

1.92

23.83

9

1.79

22.25

10

甲苯

4.61

57.22

11

混二甲苯

5.37

66.56

12

硫磺

2.16

26.75

自用燃料及其他

12.84

159.23

1

催化烧焦

2.12

26.27

2

燃料

5.29

65.65

3

三废

4.99

61.83

4

加工损失

0.44

5.49


出方合计

100.00

1239.91

技术经济指标

80.13

993.74

1

轻油产品

87.14

1080.68

2

综合商品率


0.84

3

柴汽比

12.84

159.23

1.2.3.4 公用工程消耗

“方案二”全厂工艺装置总公用工程消耗如下表所示:

全厂工艺装置公用工程消耗(方案二)

序号

项目

单位

数量



1

新鲜水

t/h

17.5

2

脱盐水

t/h

377.5

3

除氧水

t/h

493.3

4

循环水

t/h

56815.1

5

凝结水

t/h

-718.4



1

kwh/h

106298.6

蒸汽



1

≥6.0MPa蒸汽

t/h

-2.3

2

4.0MPa蒸汽

t/h

33.9

3

1.6MPa蒸汽

t/h

62.2

4

0.5MPa蒸汽

t/h

-44.1

空气、氮气



1

工厂空气

Nm3/h

3569.8

2

仪表空气

Nm3/h

12290.0

3

氮气

Nm3/h

15873.0

燃料气/燃料油

t/h

65.6

1.2.4 方案技术经济结

1.2.4.1 技术经济比较基准及假设条件

技术经济比较基准及假设条件同“方案一”。其中,“方案二”中各工艺生产装置的投资估算如下表所示:

“方案二”中各工艺生产装置的投资估算    单位:万元

序号

工程和费用

规模

投资估算值

1

常减压

1200

85491

2

轻烃回收

270

15154

3

渣油加氢

310

183461

4

溶剂脱沥青

110

20350

5

蜡油加氢裂化

300

163313

6

催化裂化

360

100721

7

催化汽油加氢

160

25683

8

柴油加氢

230

45131

9

煤油加氢

130

12807

10

沥青制氢

12

85885

11

预加氢

230

16050

12

重整

290

134799

13

气分

70

15000

14

MTBE

10

6335

15

烷基化

30

29635

16

硫磺回收

28

63940

17

PSA

16

19240


合计


1022996

1.2.4.2 财务评价结果

“方案二”项目主要技术经济指标如下表:

主要技术经济指标汇总表

序号

项目

单位

40

50

60

70

经济数据






1

总投资

万元

2409993

2476535

2544083

2612673


其中:规模总投资

万元

2070180

2090142

2110407

2130984

2

建设投资

万元

1827609

1827609

1827609

1827609

3

建设期利息

万元

96936

96936

96936

96936

4

流动资金

万元

485448

551990

619538

688127


其中:铺底流动资金

万元

145634

165597

185861

206438

5

年平均营业收入(不含税)

万元

4095107

4656990

5227347

5806480

6

年平均营业税金及附加

万元

1204752

1204849

1205073

1205403

7

年平均总成本费用

万元

2617380

3172026

3725822

4280795

8

年平均利润总额

万元

272974

280115

296452

320281

9

年平均所得税

万元

68244

70029

74113

80070

10

年平均税后利润

万元

204731

210086

222339

240211

11

吨油加工费用

267

274

281

288

12

吨油利润

171

175

185

200

财务评价指标






1

投资利润率

%

11.3

11.3

11.7

12.3

2

投资利税率

%

73.7

72.0

70.9

70.1

3

全部投资内部收益率(所得税前)

%

13.4

13.4

13.9

14.5

4

全部投资投资回收期(所得税前)

9.0

9.1

9.0

8.8

5

全部投资内部收益率(所得税后)

%

10.1

10.1

10.4

11.0

6

全部投资投资回收期(所得税后)

10.5

10.5

10.4

10.2

7

等本借款偿还年限

10

10

10

10

8

盈亏平衡点(生产能力利用率)

%

39.7%

39.4%

38.3%

36.7%

由上表可以看出,40~70美元/桶布伦特原油价格体系下,“方案二”项目投资内部收益率(税前)在13.4%~14.5%,均高于基准收益率12%。且随着原油价格的升高,项目的吨油利润逐步提高,项目投资内部收益率逐步增大,然而,吨油加工费用也逐渐增大。整体上,“方案二”项目的技术经济性在高油价下更具优势,在经济上可行。

1.3 两方案技术经济性对比

1.3.1 产品方案对比

“方案二”和“方案一”产品方案对比如下所示:

“方案二”与“方案一”产品方案对比

   序号

                    名        称

数量(万吨/年)

方案一

方案二

方案二-方案一

产品

1074.6

1080.7

6.1

1

汽油

299.6

317.7

18.1

2

柴油

293.0

267.7

-25.3

3

航空煤油

176.5

190.9

14.4

4

C3~C4(包括丙烯、丙烷、液化气)

61.3

60.2

-1.1

5

石脑油(包括抽余油)

84.5

71.4

-13.1

6

芳烃(包括苯、甲苯、混合二甲苯)

133.2

146.0

12.8

7

硫磺

26.5

26.8

0.3


合计




技术经济指标




1

轻油收率,%

78.8

80.1

1.3

2

综合商品率,%

85.9

87.1

1.2

3

柴汽比

0.98

0.84

-0.14

从两产品方案整体对比可以看出,“方案二”综合商品量更大,高于“方案一”6.1万吨/年,轻油收率更高,高于“方案一”1.3个百分点,成品油结构更优化,柴/汽比明显低于“方案一”。

从细分产品对比可以看出,“方案二”中汽油、航空煤油、和芳烃等相对高附加价值产品的产量均明显高于“方案一”,合计约高出45万吨/年;而柴油、石脑油的产量大幅降低,合计约减少38.4万吨/年,其余产品包括C3~C4液化气、硫磺的产量基本相当。

因此,两方案的产品对比分析表明,“方案二”整体优于“方案一”,主要表现为“方案二”总产品收率更高,高附加值产品的占比更大,成品油生产结构更优化,柴/汽比更低。

1.3.2 工艺装置规模对比

“方案二”和“方案一”工艺装置规模对比如下所示:

“方案二”与“方案一”工艺装置规模对比

序号

工程和费用

单位

方案一

方案二

1

常减压蒸馏

万吨/年

1200

1200

2

轻烃回收

万吨/年

270

270

3

渣油加氢脱硫

万吨/年

300

310

4

延迟焦化/溶剂脱沥青

万吨/年

140

110

5

蜡油加氢裂化

万吨/年

230

300

6

催化裂化

万吨/年

350

360

7

催化汽油加氢

万吨/年

160

160

8

柴油加氢精制

万吨/年

200

230

9

汽柴油加氢精制

万吨/年

80

0

10

煤油加氢

万吨/年

130

130

11

气化制氢

万标立/时

10(石油焦气化)

12(壳牌沥青气化)

12

石脑油加氢

万吨/年

230

230

13

连续重整

万吨/年

270

290

14

气分

万吨/年

70

70

15

MTBE

万吨/年

10

10

16

烷基化

万吨/年

30

30

17

硫磺回收

万吨/年

28

28

18

PSA制氢

万标立/时

14

16

从两方案的工艺装置规模对比可以看出,“方案二”中加氢裂化装置、连续重整装置以及制氢装置的规模比“方案一”有所提高,同时“方案二”减少了汽柴油加氢精制装置,其余工艺装置的规模基本相当。整体上,“方案二”比“方案一”的加氢程度有所提高,一方面表现在核心加氢装置的规模更大,另一方面表现在氢气的需求量更多。整体上看,两方案的工艺装置规模基本相当,具有较好的可比性。

1.3.3 技术经济对比

“方案二”与“方案一”技术经济对比    单位:万元

项目

方案一

方案二

价格体系

40美元

50美元

60美元

70美元

40美元

50美元

60美元

70美元

建设投资

1848500

1848500

1848500

1848500

1827609

1827609

1827609

1827609

年均营业收入(不含税)

4083651

4643346

5212180

5789448

4095107

4656990

5227347

5806480

年平均营业税金及附加

1229391

1229452

1229651

1229950

1204752

1204849

1205073

1205403

年平均总成本费用

2601481

3156071

3709820

4264740

2617380

3172026

3725822

4280795

年均利润总额

252779

257823

272709

294758

272974

280115

296452

320281

吨油加工费用,元

250

257

264

272

267

274

281

288

吨油利润,元

158

161

170

184

171

175

185

200

投资内部收益率(税前)

12.4%

12.4%

12.8%

13.5%

13.4%

13.4%

13.9%

14.5%

全部投资投资回收期(所得税前)

9.4

9.4

9.3

9.1

9.0

9.1

9.0

8.8

综合对比不同原油价格体系下,“方案一”和“方案二”的项目建设投资、营业收入、营业税金、总成本费用、利润总额、吨油加工费用、吨油利润等技术经济有关数据,并以投资内部收益率和投资回收期来表示两种加工方案的经济效益,可以得出:

1)“方案二”的项目建设投资与“方案一”基本相当或略低;

2)“方案二”的年均营业收入和年均利润明显高于“方案一”,且随着原油价格的上涨,二者营业收入和利润的差值越大,在40~70美元/桶原油价格体系内,“方案二”比“方案一”年均营业收入高出约11000~17000万元/年,年均利润总额高出约20000~26000万元/年;

3)由于“方案二”的原油加工程度更深,因而“方案二”吨油加工费用要明显高于“方案一”,在40~70美元/桶原油价格体系内,平均约高出“方案一”5%~7%;同时由于“方案二”产品结构得到优化,汽油、芳烃等高附加值产品产值更高,且消费税缴纳更少,因而“方案二”吨油利润要优于“方案一”,在40~70美元/桶原油价格体系内,平均约高出“方案一”8%~9%。

4)两方案下的项目投资内部收益率均高于基准收益率12%,且随着原油价格的上涨,投资内部收益率随之增加。同时,在40~70美元/桶原油价格体系内,“方案二”的投资内部收益率要明显高于“方案一”,平均高出1个百分点。

综合两方案下的技术经济数据对比得出,“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化组合”工艺技术方案各项盈利指标均优于“延迟焦化+石油焦气化组合”方案。

综上,对于新建1200万吨/年炼厂,综合对比“延迟焦化+石油焦气化组合(方案一)”与“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化组合(方案二)”总加工工艺流程,产品数量与结构,技术经济指标等方面结果可以得出,采用“方案二”可明显提高炼厂高附加值产品的比例和炼厂综合商品率,大幅提升炼厂的经济效益。在评价的价格体系范围内,两方案的总投资相近,但“方案二”各项技术经济指标均优于“方案一”,且随着原油价格的升高,这种优势更加明显。

因此,对于新建大型炼厂,重油加工采用“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”组合技术,一方面可显著增强炼厂加工重、劣质原油的能力,提升加工灵活性和清洁环保水平,另一方面可显著提升企业的经济效益和盈利水平,为新建大型炼厂重油加工路线的设计提供了更好的方向和选择。

1.4 结论与建议

一、“溶剂脱沥青+壳牌沥青气化”组合技术作为炼厂重要的重油加工手段,对新建和升级改造炼油项目的工艺流程选择和优化具有重要的指导意义。组合技术具有以下优势:

1、能够提升炼厂安全、清洁化生产技术水平,解决高硫石油焦面临的环保、法规和政策等方面限制;

2、能够增强炼厂加工劣质重油能力和加工灵活性,弥补固定床渣油加氢处理装置应对劣质重油加工能力的不足;

3、能够提高重油加工转化效率,增加高附加值产品如汽油、航煤、芳烃等产品比例,提高炼厂综合经济效益;

4、能够避免新建煤制氢项目面临的用煤指标和环评审批等方面的问题,提供更清洁的制氢路线选择。

二、通过对比研究1200万吨/年新建大型炼厂选用“壳牌沥青气化+溶剂脱沥青技术组合”配置方案(方案二)与选用“延迟焦化+石油焦气化技术组合”配置方案(方案一)的技术经济性指标,得出结论如下:

1、方案二较方案一,全厂综合商品率和轻油收率均提高1.3个百分点,且柴/汽比更低,高附加值汽油、航煤和芳烃产量均显著提高;

2、方案二较方案一,建设投资基本相当,但年均营业收入和年均利润均明显提高,且随着原油价格的上涨,这种优势越明显。在评价的40~70美元/桶布伦特原油价格体系内,方案二较方案一年均营业收入高出约11000~17000万元/年,年均利润总额高出约20000~26000万元/年,投资内部收益率平均高出1个百分点。

2. “渣油加氢+油渣气化”组合路线为炼化企业提供绿色发展新模式

以炼化企业为主体的石化园区是国内石化园区的最重要组成部分。炼油企业的渣油加工水平直接影响全厂的原料适应能力和盈利水平,也是企业绿色生产水平的重要体现。当前,国内炼油企业渣油(尤其是劣质渣油)加工多采用延迟焦化路径,然而,由于传统延迟焦化路线存在工艺过程污染和高硫石油焦不符合产业政策要求,以及液体收率低、产品质量差等问题,对产业的转型升级和绿色、高质量发展造成了一定的困扰。在绿色发展的形势背景要求下,未来渣油加工路线的选择将不断朝着工艺过程清洁化、绿色化和实现渣油最大化增值的方向发展。

结合国内外炼化工艺技术进展情况,延迟焦化的清洁化替代方案可主要考虑渣油加氢转化路线。其中,渣油加氢与油渣气化的技术组合是渣油加氢转化路线的重要发展方向,主要包括以下三类组合方案:①“固定床渣油加氢+(溶剂脱沥青)+沥青气化”组合方案;②“沸腾床渣油加氢+(溶剂脱沥青)+尾油/沥青气化”组合方案;③“悬浮床渣油加氢+尾油/油渣气化”组合方案。渣油加氢与油渣气化技术的优化耦合可在大幅提升劣质渣油加工能力的同时保障稳定、廉价的氢气资源供应,并优化产品方案,提升产品品质,实现过程的清洁绿色化生产。而灵活焦化路线则是通过延迟焦化与石油焦在线气化的耦合,解决高硫石油焦产品出厂的问题,但是过程中却产生了大量的低热值燃料气。以上两种传统延迟焦化的替代路线可为新时期石化园区内炼化企业的绿色转型升级和高质量发展提供新的发展模式和加工思路。

3. 油渣气化技术环保优势

3.1 三废排放对比

不同原料路线制氢方案对应的三废排放量初步测算如下:

不同原料路线制氢三废排放对比

项目

单位

排放量

沥青气化

石油焦气化

煤炭气化

天然气制氢

废气

Nm3/h

63288

89500

80000

209000

废水

m3/h

14.7

52

56

5

废渣,干基

t/a

2940

2520

56280

208

注:制氢规模以100,000 Nm3/h为基准

通过不同气化路线下三废排放量对比可以看出,天然气制氢路线相对最清洁、环保,虽然其废气排放量较大,但废水和废渣等排放量明显较低。沥青气化制氢路线相对清洁、环保,三废排放总量明显低于石油焦和煤气化路线,从三废排放的分项对比来看,沥青气化路线废气排放量分别为石油焦和煤气化路线排放量的70.7%和79.1%;废水排放量分别为石油焦和煤气化路线排放量的28.3%和26.3%;废渣排放量与石油焦气化路线基本相当,但仅为煤炭气化路线排放量的5.2%。

不同原料制氢路线综合对比情况如下表所示:

不同原料制氢路线对比

序号

项目

油渣气化

煤气化

石油焦气化

天然气制氢

1

原料

渣油(通常依托炼厂)

煤炭

石油焦和煤炭(通常依托炼厂或焦化厂)

天然气

2

投资

中等

3

用煤情况

不使用

用煤

一般需掺煤

不使用

4

工艺技术

成熟

成熟

100%石油焦气化技术仍在持续改进中

成熟

5

制氢成本

较低

中等

6

环保

三废排放中等

三废排放高

三废排放较高

三废排放低

7

政策制约

无限制

煤炭指标限制

煤炭指标限制

无限制

8

适宜应用途径

适宜以炼化为主的石化园区或炼化企业或具有稳定渣油原料来源的石化园区,中低油价下具有较强成本竞争力

适宜煤炭指标和环保容量有富余的地区

适宜煤炭指标有富余的地区,掺煤使用

适宜天然气价格具有优势地区,适宜小规模制氢装置

油渣气化所需渣油资源通常需依托炼厂供应,工艺技术成熟;煤气化所需煤炭资源相对易得,工艺技术成熟,关键是受制于用煤指标;石油焦气化所需石油焦相对易得,通常可依托炼厂或焦化厂供应,但即使采用湿法气化技术,石油焦气化工艺仍面临成浆稳定性差,气化活性低,镍、钒等微量金属在高温下对气化炉耐火砖冲蚀等诸多问题,因而,当前的100%石油焦气化技术仍不十分成熟,仍需掺配煤炭资源,同样受制于用煤指标限制;天然气制氢工艺技术成熟,但原料价格偏高,尤其是东部地区,天然气原料成本太高。

整体上,油渣气化制氢由于具有过程清洁、环保,三废排放低,投资适中,中低油价下氢气成本低廉和不占用煤炭指标等优势,符合石化园区绿色发展的方向,在以炼化为主的石化园区或具有稳定、廉价渣油原料来源的石化园区内,将具有较好的推广应用前景。

壳牌油渣气化技术在炼厂中的应用
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