东北石化企业天然气利用特征及经济性分析

赵 强，王 龙，崔 琳，王卫强，王国付

(1.中国石油管道科技研究中心，河北 廊坊 065000； 2.中国石油管道公司，河北 廊坊 065000；3.辽宁石油化工大学，辽宁 抚顺 113001)



东北石化企业天然气利用特征及经济性分析

赵 强1，王 龙2，崔 琳1，王卫强3，王国付3

(1.中国石油管道科技研究中心，河北 廊坊 065000； 2.中国石油管道公司，河北 廊坊 065000；3.辽宁石油化工大学，辽宁 抚顺 113001)

东北地区石化企业主要利用天然气制氢和作燃料，用气装置包括原油蒸馏装置、重整装置、加氢装置、催化裂化装置、乙烯装置、延迟焦化装置、分子筛脱蜡装置、烷基苯装置、苯乙烯装置等。年加工原油1 000×104t的石化企业日用天然气量为(25～30)×104m3，影响天然气用量的主要因素包括可替代能源、季节、维检修、市场、突发事件等。应用替代价值法对天然气价格承受能力进行计算的结果表明，石脑油、液化气等可替代能源价格的高低直接影响天然气利用的经济性。理清石化企业用气特征和经济性，有利于企业用气计划的制定、成本控制及与上游供气单位的协调。

石化； 天然气； 经济性； 用气特征

天然气的利用一般可以分为城市燃气、工业燃料、化工、发电等四大类，随着国民经济的持续发展以及国内天然气长输管道、地下储气库等基础设施的不断建设和完善，2020 年全国天然气需求量将超过 2 500×108m3，2030 年将达到 4 000×108m3以上，天然气市场发育阶段由快速增长期步入成熟期。管道公司掌握下游企业天然气的用气特性，对于管道运行安全以及调峰均非常必要。

东北地区是我国重要的石化产业基地，石油化工产业在地域空间上表现出特有的集聚发展态势，仅中国石油就包括大庆石化、吉林石化、锦州石化、锦西石化、抚顺石化、大连石化等。近年来，随着东北天然气管网的不断完善，石化企业对天然气的利用越来越重视。本文选取中国石油东北地区不同石化企业为研究对象，对其用气特征和经济性进行了研究分析。研究结果对企业用气计划的优化、成本控制以及与上游供气单位的协调、保障用气的连续性和经济性具有一定的指导意义。

1 天然气利用现状

1.1 天然气制氢

东北地区石化企业将天然气主要用于制氢。水蒸气重整(SMR)是目前工业上用于生产合成气较为成熟的方法。天然气中的主要成分CH4在催化剂的作用下，与水蒸气发生转化反应生成H2、CO、CO2；转化气中所含的大量的CO在变换催化剂的作用下与水蒸气进一步发生变换反应，生成H2和CO2，再经变压吸附(PSA)，得到纯度为99.9%的H2。

一般情况下CH4的转化率与温度呈正相关，如果温度足够高，甚至能够实现平衡转换。水蒸气重整就是通过这一机理来制氢的，因此属于强吸热反应，天然气蒸汽转化的催化剂为镍基催化剂，水碳质量比为3.0～3.5，反应停留时间为几秒，转化温度为820 ℃，转化压力为1.5～3.0 MPa，过量的蒸汽用来防止催化剂积炭失活，过量幅度取决于天然气与所用催化剂的性质。碱金属(钾)、碱土金属(钙/镁)通常作为助剂加入到催化剂中，加速从催化剂表面除去碳。反应器中天然气的典型转化率为90%～92%。为避免催化剂积炭，重整期间通常使水蒸气过量，这样所得合成气再进行变换反应后能得到额外的H2，有利于提高制氢率[1]。

1.2 天然气作燃料

天然气具有高热值、高氢碳比和常温下为气态等特点。将其用作燃料时，与其他化石燃料相比，对环境的污染程度低，且具有较高的效率[2]。因此，将天然气作为煤和石油的替代能源，是减缓CO2排放的重要措施之一，这一措施已在国内许多省市实施，特别是吉林、辽宁等地陆续落实相关政策，重点强调煤改气等项目，大力推广发展清洁能源。

东北地区石化企业以天然气作燃料主要用于各类工艺炉燃烧产生装置生产运行所需的热量，生产装置包括原油蒸馏装置(常减压蒸馏装置)、重整装置、加氢装置、催化裂化装置、乙烯装置、延迟焦化装置、分子筛脱蜡装置、烷基苯装置等不同工艺流程中的加热炉。

2 天然气利用特征

2.1 天然气利用工艺特征

东北地区各家石化企业的用气工艺及装置基本类似，按装置可分为作燃料装置和作原料装置，总体工艺与天然气利用系统简要流程如图1所示。

图1 总体工艺与天然气系统简要流程

用气装置主要包括原油蒸馏装置、重整装置、加氢装置、催化裂化装置、乙烯装置、延迟焦化装置、分子筛脱蜡装置、烷基苯装置、苯乙烯装置等。

2.1.1 原油蒸馏装置 原油蒸馏装置为原油一次加工装置，其工艺原理为：烃类混合物中各组分的沸点不同，所以原油在受热时轻组分(低沸点组分)优先汽化；在冷凝时，重组分(高沸点组分)优先冷凝[3]。原油蒸馏过程就是根据这一特点，对液体混合物进行多次汽化，对气体混合物进行多次冷凝，由此将原油切割成沸点范围不同的各种石油产品。

2.1.2 重整装置 重整装置为二次加工装置，其工艺原理为：以石脑油为原料，在催化剂的作用下，使烃类分子重新排列成新的分子结构，以生产C6—C9芳烃产品或高辛烷值汽油为目的，并副产氢气。

2.1.3 加氢装置 加氢装置为二次加工装置，主要分为加氢精制装置和加氢裂化装置。加氢精制装置的工艺原理为：在适当的条件下，脱除油品中的硫、氮、氧化物等杂质；同时，一部分不饱和烃(包括芳烃)被加氢饱和，生产安定性、燃烧性均较好的产品。在加氢精制过程中，主要发生如下几种反应：加氢脱硫反应、加氢脱氮反应、含氧化合物的氢解反应、加氢脱金属反应、不饱和烃的加氢饱和反应、芳烃的加氢饱和反应[4]。

加氢裂化是在催化剂的作用下，烃类和非烃类化合物加氢转化，烷烃、烯烃进行裂化、异构化和少量的环化反应，多环化物最终转化为单环化物。

2.1.4 催化裂化装置 催化裂化装置属于二次加工装置，其工艺原理为：在催化剂的作用及适当的操作条件下，原料进行化学反应，生成气体、汽油、柴油和焦炭。

2.1.5 乙烯装置 乙烯装置属于化工装置，其工艺原理为：烃和蒸汽的混合物在装置裂解炉中通过高温裂解生成复杂的富含乙烯和其他烯烃的混合物，同时生成粗裂解汽油和燃料油。所生成的其他副产品包括丙烯、混合C4，这些副产品类似于乙烯，也是有价值的化学原料。

2.1.6 延迟焦化装置 延迟焦化装置为二次加工装置，其工艺原理为：重油、减压渣油、裂化渣油等重质油在高温条件下进行裂解和缩合反应，生成气体、汽油、柴油、蜡油和石油焦等。原料油在高热强度的条件下以很高的流速通过加热炉炉管，使油品在短时间内达到焦化反应所需温度后迅速离开加热炉，进入焦炭塔反应空间。

延迟焦化反应的工艺流程[5]为：将减压冷热渣油加热至500 ℃，通过四通阀进入焦炭塔，生成油气和焦炭；从焦炭塔顶逸出的高温油气和水蒸气气体混合物进入分馏塔下段，在塔内分馏出富气、汽油、煤油、柴油、轻蜡油和重蜡油；富气经吸收稳定系统分离出干气、液化气。

延迟焦化装置的用气环节：主要环节是用于加热物料，使物料达到工艺所需温度，以便于下一步的焦化反应或产物的分馏。

2.1.7 分子筛脱蜡装置 分子筛脱蜡装置属于三次加工装置，其工艺原理为：在装有固体吸附剂的固定床中采用模拟移动床的方式，使原料与吸附剂形成逆流接触；在等温、等压、液相条件下连续进行选择性吸附及脱附，使正构烷烃分离[6]；通过精馏的方法将正构烷烃与脱附剂分离，并回收脱附剂，将其循环使用。其工艺流程为：原料历经预分馏单元、加氢精制单元、分子筛脱蜡单元、后分馏单元生成C10、C11—C13、C14。

2.1.8 烷基苯装置 烷基苯装置属于三次加工装置，其工艺原理为：脱氢原料(C10—C13的正构烷烃)在催化剂的作用下，脱氢制取相应的单烯烃，再进入烷基化工序，将苯和脱氢制取的C10—C13直链烷基烯烃混合，在氟化氢催化剂存在的条件下进行烷基化反应，即得到产品直链烷基苯[7]。

2.1.9 苯乙烯装置 苯乙烯装置采用乙苯直接脱氢生产技术，其工艺原理为：以乙苯为原料，按水与乙苯的质量比1.3～1.8加入过热水蒸气，在轴径向反应器内，于高温、负压条件下，通过催化剂床层进行乙苯脱氢反应，生成主产品苯乙烯，同时生成副产品苯、甲苯、CH4、C2H6、C3H8、H2、CO和CO2。

2.2 天然气利用定额分析

东北地区各石化企业均拥有多套炼油化工装置，其生产装置及总体工艺流程是确定的，因此生产方案(包括原料方案及产品方案)对自身用气的波动影响不大，所以原料定额与燃料定额具有相对的稳定性。综合石化企业的生产特点及产品特点，影响用气定额的主要因素有原油加工量、天然气与替代物料(液化气等)配比的变化、季节温度、维检修情况、市场情况等，其中天然气与替代物料(液化气等)配比的变化尤为重要，起决定性的因素是不同燃料或物料之间的市场供求及相互比价关系[8]。

由于生产负荷、装置、替代能源等方面存在差异，石化用户使用管道来气，用气定额存在一定差异。以年加工原油1 000×104t的石化企业为例，一般天然气用量为(25～30)×104m3/d，当天然气全部替代其他燃料和制氢原料时，理论最大用气量可以达到60×104m3/d。

2.3 天然气利用波动性

东北地区石化企业属于燃料化工型天然气用户，一般均按照生产计划采取全年不间断的连续性生产方式，其生产工艺和生产方案特征决定了天然气用量的相对稳定性。但是，受到上下游相关产品的生产及销售情况的影响而发生一定程度的波动。此外，装置检维修、季节变化、异常事故事件等因素对用气量也会产生一定的影响。

2.3.1 用气量影响因素分析

(1)可替代能源。石化企业将天然气主要作为生产过程中的燃料及制氢原料使用，与天然气存在可替代关系的能源也可以从这两方面考虑。燃料方面，管道天然气进入石化公司燃气管网与自产干气及液化气混合后，供给各类装置作为燃料。其中，自产干气是石化企业正常生产流程中的副产物，不是外销产品，只能进入企业内部燃气管网，因此管道天然气无法替代；与管道天然气存在可替代关系的能源为液化气，石化企业选择管道天然气、液化气的主要依据是能源的比价关系。在原料方面，制氢工艺可以以管道天然气、干气、石脑油为原料。其中，管道天然气与石脑油两者存在可替代关系，选择何种能源、使用多少能源，同样主要取决于能源的比价关系。

(2)季节因素。一般而言，石化企业的生产装置冬季燃料单耗及用量较夏季均有增加。其主要原因是：冬季环境温度低，装置需要保温伴热，且装置散热损失较大，装置及设备运行效率有所下降，造成燃料单耗增加。在加工量、生产方案、燃料配比等其他因素不变的条件下，随着环境温度的降低，装置燃料单耗、消耗及天然气用量一般会增加，部分石化企业冬季采取蒸汽外购或使用燃煤锅炉的方式补充蒸汽，这样会在一定程度上降低季节变化对用气量的影响。但是，并非所有石化企业冬季用气量都比夏季高，当市场对高牌号的汽柴油需求下降时，石化企业就会降低或停开制氢装置，这样天然气作为原料使用的量会明显下降。

(3)维检修因素。按照炼油化工装置的正常运行管理规律，必须进行规律性检修。在大型维检修期间，全部或部分装置燃料用气会停止使用，明显影响用气量，各个企业维检修的周期不尽相同，一般为3～4 a。

(4)市场因素。市场因素对石化企业用气的影响主要体现在对氢气需求的影响。随着环保要求的提高，国家会实施对硫、烯烃、芳烃质量分数要求较高的汽柴油标准[9]，石化企业在生产中需要使用更多的氢气进行加氢精制。不同标准的汽油硫、烯烃、芳烃质量分数见表1，不同标准的柴油硫质量分数、十六烷值、密度见表2。目前，天然气是制氢主要的理想原料，制氢装置的开工负荷越高，对天然气的需求量就越大。因此，国家推行国V汽柴油的政策引导，对石化企业天然气使用量有较大的促进作用。

表1 不同标准的汽油硫、烯烃、芳烃质量分数 %

表2 不同标准的柴油硫质量分数、十六烷值、密度

(5)突发事件。如果原油蒸馏装置等一次加工装置、加氢装置等二次加工装置及天然气制氢、热电锅炉等辅助装置出现异常，则天然气用量将产生大幅度的波动。如果因原油蒸馏装置出现故障而长时间停工，则导致后续装置的停工，在极端情况下可能造成天然气用量降到0；如果冬季热电锅炉出现故障，则会导致部分装置因蒸汽停供而停工，可能造成天然气用量减少10%～60%。

2.3.2 配合调峰和应对减停供气 石化企业自身原料及燃料平衡较为复杂，但物料平衡调节能力较强，因此具备一定的配合上游企业调峰用气的潜力。当天然气出现供给问题时，石化企业采取液化气、石脑油、渣油回送补充的方式，基本可以保证系统燃料及制氢装置原料的平衡。

结合燃料及相关系统设备设施情况，若天然气停供，则燃料管网的调整大约需要1～3 h，氢气原料系统的切换及调整需要1～4 h，其余装置的负荷调整大约需要24 h。天然气的突然停供，可能造成燃料气系统压力下降，进而造成加热炉的供热负荷及相关装置运行温度的急剧下降，引发设备连接法兰等部位的松动(不同材质热胀冷缩的影响系数不同)，存在易燃易爆物料泄漏等风险。天然气的突然停供，可能会造成本企业部分装置的波动。若因其他原因，天然气供应端降量或波动，对石化企业的总体运行方案和装置运转也会产生影响。因此，从天然气供应端降量角度考虑，需要石化企业配合调峰和应对上游减停供气，应加强与上游供气单位的沟通，最好在企业制定月度综合计划之前确认需求，以便提前做好准备，重新调整原料加工计划、产品生产计划和燃料平衡计划。若有临时性通知，则需要在短时间内重新调整总体物料平衡和燃料平衡，因此极易引起生产波动甚至安全事件、事故的发生。

3 天然气利用经济性分析

3.1 天然气价格承受能力

天然气价格承受能力是指用户愿意支付的购买价格。从用户的角度分析，愿意支付的购买价格受如下因素的影响：一是天然气价格对用户的产品成本、产品市场供应价格及用户盈利能力的影响，二是天然气替代能源的等热值价格[10]。

应用天然气价格承受能力理论对东北石化企业用气经济性特征进行研究，有利于企业按照自身用气规模、价格承受能力进行针对性管理。用气规模大、价格承受能力强的企业可以发挥规模效益；用气规模大、价格承受能力弱的企业可以有限控制成本；用气规模小、价格承受能力强的企业可以争取扶持发展，培育为成长型用户[11]。

目前，广泛应用替代价值法对用户天然气价格承受能力进行计算。替代价值法是根据单位有效热值等价的原则，利用替代能源的价格来计算用户对天然气价格的承受能力，可用式(1)—(2)表示。

Pi≤min{Pij}，i=1，2，…，m；j=1，2，…，n

(1)

(2)

Pij的最小值就是第i类天然气用户的最高承受价格[12]。

3.2 天然气与替代能源的竞争

结合东北地区不同石化企业的用气特征，与天然气存在竞争关系的替代能源主要包括石脑油和液化气。液化气和石脑油为石化公司的附属石油产品，石化企业可以将液化气作为燃料销售，同时也可作为燃料自己使用，石脑油可以作为原料或者作为燃料使用，这主要取决于天然气相对于两者的价格优势。本文应用天然气价格承受能力理论和替代价值法，通过与替代能源的对比，分析天然气利用的经济性。根据东北天然气管网门站价格和不同石化企业的用气价格，天然气价格选取1.760、1.782、1.980、2.018、2.027、2.216、2.225元/m3，测算石脑油和液化气的临界价格及对比关系。

3.2.1 石脑油 天然气作为原料制氢时，石脑油具有一定的替代性，生产1 t氢气需要石脑油3.33 t，相应地生产1 t氢气需要3.90 t天然气，折合5 421 m3。以石脑油替代天然气的工业用户主要是东北地区的石化企业。按照不同天然气价格，计算了石脑油临界价格。石脑油临界价格的计算式如下：石脑油临界价格=生产1 t氢气所需的天然气体积×单位体积天然气价格/生产1 t氢气所需的石脑油质量。生产1 t氢气的天然气价格与石脑油临界价格对比见表3。

表3 生产1 t氢气的天然气价格与石脑油临界价格对比

由表3可知，当天然气价格为1.760元/m3时，石脑油的临界价格为2 865.150元/t；天然气价格为2.225元/m3时，石脑油的临界价格为3 622.140元/t。与2015年相比，2016年石脑油价格有所下降，主流成交价格为3 250.000～3 600.000元/t，根据结算方式的不同，有200.000～350.000元/t的价差。因此，对于用气成本较高的石化企业，石脑油具有价格竞争优势，当天然气价格下降0.200元/m3时，天然气比石脑油更具价格优势。

3.2.2 液化气 天然气作为石化用户燃料时，液化气可作为替代能源，根据单位有效热值等价原则，1.1 m3天然气等于1 kg液化气，应用替代价值法进行计算。取1×104m3天然气热值为35.61 MJ，液化气与天然气等热值价格对比见表4。

表4 天然气价格与液化气等热值价格对比

由表4可知，当天然气价格为1.760元/m3时，液化气等热值价格为2 480.060元/t；当天然气价格为2.225元/m3时，液化气等热值价格为3 135.310元/t。与2015年相比，2016年液化气价格持续低迷，从2016年上半年东北地区石化用户液化气出货价格看，出货价格较高的石化企业出货价格区间为2 870.000～3 416.000元/t，均价为3 212.000元/t；价格较低的均价维持在2 400.000～2 750.000元/t。液化气价格低迷，石化企业出货意愿不强，与天然气相比，一定时期内液化气具有价格竞争优势，但对于用气成本相对较低的石化企业，天然气仍具有明显的价格优势。

4 结 论

东北地区石化企业利用天然气总体上有两个用途：第一是用天然气作燃料，用于各类工艺炉燃烧产生装置生产运行所需的热量，第二是用天然气作原料，主要用于天然气制氢。用气装置包括原油蒸馏装置、重整装置、加氢装置、催化裂化装置、乙烯装置、延迟焦化装置、分子筛脱蜡装置、烷基苯装置、苯乙烯装置等。

研究结果表明，年加工原油1 000×104t的石化企业日用气量(25～30)×104m3，影响天然气用量的主要因素包括可替代能源、季节、维检修、市场、突发事件等。应用替代价值法对天然气价格承受能力计算的结果表明，石脑油、液化气等可替代能源价格高低直接影响天然气利用的经济性；当天然气用气价格维持在1.800元/m3时，石脑油、液化气临界价格较低，适合高价卖出；当天然气用气价格达到2.200元/m3时，相比石脑油和液化气，利用天然气经济性较差，成本相对较高。

从天然气供应端降量角度考虑，需要石化企业配合调峰和应对上游减停供气时，建议加强与上游供气单位沟通，在企业制定月度综合计划前确认供气计划，以便提前做好准备，及时调整原料加工计划、产品生产计划和燃料平衡计划，以免引起不必要的生产波动或其他安全事件事故的发生。

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(编辑 宋锦玉)

Characteristics and Economic Analysis of Natural Gas Utilization in Northeast Petrochemical Enterprises

Zhao Qiang1，Wang Long2，Cui Lin1，Wang Weiqiang3，Wang Guofu3

(1.PetroChinaPipelineR&DCenter，LangfangHebei065000，China； 2.PetroChinaPipelineCompany，LangfangHebei065000，China； 3.LiaoningShihuaUniversity，FushunLiaoning113001，China)

Petrochemical enterprises in Northeast China mainly produced fuel hydrogen from natural gas; the gas units included crude distillation unit, reforming unit, hydro-treating unit, catalyst unit, ethylene unit, delayed coking unit, molecular sieve dewaxing unit, benzene and styrene unit. About (25～30)×104m3gas was consumed for one petrochemical enterprise processing ten million tons of crude oil per annum. The main factors that affected the total amount of natural gas consumption included alternative energy, seasonal variation, maintenance, market, emergencies, etc. The calculation of natural gas price bearing capacity with the surrogate worth trade off method showed the price of alternative energy such as naphtha and liquefied gas directly affected the economy of natural gas utilization. Clarifying the use regulation and economic characteristics of nature gas in petrochemical enterprises was conducive to optimizing the plan design of gas utilization, controlling cost and coordinating with the upstream gas suppliers.

Petrochemical； Natural gas； Economic； Characteristics of natural gas utilization

1672-6952(2017)03-0070-06 投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-11-17

2016-12-26

辽宁省自然科学基金计划项目(2015020604)。

赵强(1985-)，男，硕士，工程师，从事油气储运及技术经济评价研究；E-mail：kjzhaoqiang@petrochina.com.cn。

王卫强(1974-)，男，博士，教授，从事油气储运相关研究；E-mail：wwq920285@163.com。

F407.22

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.03.015