敏感价格区间内中间基原油减压蜡油加工方案对比

周 鑫， 陈春兰， 赵 辉， 刘熠斌， 陈小博， 刘登峰， 杨朝合

(1.中国石油大学(华东) 重质油国家重点实验室，山东 青岛 266580；2.中国石油工程建设公司 华东设计分公司，山东 青岛 266071)

低碳烯烃中的乙烯、丙烯，芳烃中的苯、甲苯和二甲苯(简称为BTX)，均为非常重要的基本化工原料。蒸汽热裂解是生产乙烯和丙烯的传统技术，市场份额中98%的乙烯和67%的丙烯来源于蒸汽热裂解装置[1-2]，BTX的生产则主要由催化重整-芳烃联合装置完成[3]。然而现阶段，中国基本化工原料的自给率偏低，需要依靠进口来维持产销平衡，2017年中国乙烯当量消费自给率仅为49.6%[4]。此外，随着中国经济逐渐步入中速增长的新常态，主要成品油消费量虽然仍呈增长趋势，但柴/汽比逐渐降低，汽油和航空煤油等轻质油品市场需求不断增加[5]。

中国石油资源相对匮乏，原油进口量逐年提高。2017年，中国原油进口量较大的来源国为俄罗斯、沙特和安哥拉，分别占进口原油总量的14.24%、12.42%和12.01%，其次是伊拉克、伊朗和阿曼等[6]，上述进口的原油均为中间基原油。因此，高效合理地利用中间基原油，特别是其中含量较高的减压蜡油(VGO，350～520 ℃)资源，生产市场所需的基本化工原料和轻质油品，是实现资源有效利用的重要保证。与此同时，预测研究表明，2020年中国石油化工行业CO2排放量将达到133 Mt[7]，CO2减排压力巨大。如何兼顾经济效益与节能减排，是中国炼化企业迫切需要解决的重大问题。

VGO作为催化裂化(FCC)或加氢裂化(HCR)原料，生产高价值产品，如汽油、煤油、柴油和作为化工原料的低碳烯烃和轻质芳烃，是一条有效的重油轻质化路线，也是当前和未来VGO最重要的利用方向之一[8]。目前，以中试试验或工业装置数据为基准，与流程模拟技术相结合是当前较为有效的新工艺开发及流程优化的过程研究方法[9]。Aspen HYSYS Petroleum Refining Operations模块采用Aspen HYSYS作为模拟平台，融合了AspenTech公司的各种炼油反应模型，是世界先进的炼油模拟系统[10]。Pashikanti等[11-12]采用Aspen HYSYS Petroleum Refining FCC Model(以下简称FCC模型)和Continuous Catalyst Regeneration Reforming Model分别对某工业FCC和催化重整装置进行了模拟优化。Chang等[13]采用Hydrocracking Model对某工业中压加氢裂化装置进行模拟分析，对高压加氢裂化装置则进行了等效建模及优化。Sbaaei等[14]和Said等[15]分别采用Hydroprocessor Bed Model(以下简称HBED模型)和Isomerization Model对某工业加氢处理和异构化装置进行了模拟优化分析。

笔者采用Aspen HYSYS流程模拟软件，建立了中间基原油减压蜡油的不同加工方案的过程模型，分析了产物分布和能耗、经济效益、CO2排放量等指标，并对不同原油价格体系下各加工方案的盈利能力进行了研究，为中间基原油减压蜡油加工方案的选择与优化提供数据支撑。

1 中间基原油减压蜡油加工方案的选择与模拟

1.1 原料性质的模拟

目前，国内各大炼油-化工一体化项目的设计原油基本上是按进口考虑的。而在中国进口来源构成中，中东地区原油进口量之和约占总原油进口量的50%[6]。预计在未来中国进口原油构成中，中东地区原油占比仍将不断增加。因此，选用中东地区原油作为研究评价的原油能够体现未来中国原油加工的特点。笔者选择中间基沙特轻质原油(沙轻)和沙特重质原油(沙重)的混合原油(混合质量比为1∶1)的减压蜡油作为原料，其性质如表1所示。沙轻-沙重混合原油及其减压蜡油性质均来源于Aspen HYSYS原油数据库;加氢后的减压蜡油性质则来源于本研究的模拟数据;减压蜡油加氢的过程模拟采用了HBED模型，其示意图如图1所示。

表1 沙轻-沙重混合原油、减压蜡油及其加氢减压蜡油的性质Table 1 Properties of Arabian light-Arabian heavy crude oil, VGO and hydrogenated VGO

图1 沙轻-沙重混合原油减压蜡油加氢流程Aspen HYSYS模拟图Fig.1 Hydrogenation simulation process for VGO from Arabian light-heavy blends by Aspen HYSYSVGO—Vacuum gas oil; Q1-Q3—The number of energy streams; 1-15—The number of internal material streams

1.2 不同加工方案的选择

由表1可知，沙轻-沙重混合原油减压蜡油馏分饱和烃及氢含量较低，芳烃和硫含量较高。根据催化裂化和加氢裂化对原料性质的要求[16-18]，沙轻-沙重混合原油减压蜡油馏分可以直接作为加氢裂化装置的原料。催化裂化则采用加氢减压蜡油为原料，以改善进料质量，降低SOx、NOx的排放。重点研究如下几种减压蜡油加工方案：

(1)流化催化裂化(FCC)加工方案。建模数据来源于常规FCC技术[16]。减压蜡油经蜡油加氢装置处理后，作为FCC原料，反应油气被送至分离系统进行产品分离后，得到丙烯、汽油和柴油等产物，最后对汽、柴油进行精制处理。

(2)催化裂解(TMP)加工方案。建模数据来源于两段提升管催化裂解多产丙烯(TMP)中试数据[19]。加氢减压蜡油进入TMP装置，反应产物经过分离后，得到目的产物之一的丙烯，并将混合C4和轻汽油馏分返回催化裂解装置进行回炼；富含芳烃的裂解汽油产物经加氢后，得到高辛烷值汽油。

(3)催化柴油加氢-催化裂解(HTMP)加工方案。建模数据来源于在TMP技术基础上开发的催化柴油(LCO)加氢-催化裂解组合工艺的中试数据[20]。减压蜡油经蜡油加氢装置处理后，作为TMP原料，对裂解产品进行分离后，LCO先进入选择性加氢装置单元进行选择性加氢，将LCO中含量较高的双环芳烃转化成为易裂化的四氢萘型单环芳烃，再返回催化裂解装置回炼生产液化石油气(LPG)和高辛烷值汽油组分[21-23]。FCC和TMP装置的模拟采用Aspen HYSYS Petroleum Refining FCC 21集总动力学模型[11]；汽、柴油加氢采用Aspen HYSYS Hydroprocessor Bed 97集总动力学模型[13]。催化裂化技术路线(FCC、TMP和HTMP)的详细建模方法参考文献[9]。

(4)加氢裂化(HCR)加工方案。建模数据来源于某沿海地区大型炼-化一体化项目的加氢裂化-催化重整-芳烃联合装置的工业设计数据。HCR加工方案采用Aspen HYSYS Delta-Base线性化模型，该模型的详细建模方法参考文献[24]。减压蜡油作为HCR原料，裂化产物重石脑油作为催化重整装置原料，并联产H2；航空煤油送去罐区调和；外甩部分加氢尾油。重整装置产物脱戊烷油和少量重整H2被送至芳烃联合装置生产苯和对二甲苯(PX)。

中间基原油减压蜡油的4种加工方案的流程简图(即对比边界)如图2所示。

2 不同减压蜡油加工方案的对比研究基准

在上述4种不同中间基原油减压蜡油加工方案的研究过程中，遵循如下设计基准：(1)装置规模为2.0 Mt/a，考察4种加工方案的经济性，项目经济评价基准参见表2。(2)以布伦特原油价格为基准，参考近几年的国际原油价格[25]，确定变化范围为50～100 USD/bbl。(3)沙轻-沙重混合原油减压蜡油价格与API重度和硫含量相关，按照文献[8]中提供的关联式和计算方法，计算沙轻-沙重混合原油减压蜡油的价格。(4)产品价格则按不同原油价格下“项目经济效益测算中国东海岸基础价格(Ease coast basis price, ECBP)”计算[6]，部分石油产品价格如表3所示。(5)FCC、TMP和HTMP加工方案的产物汽油经加氢后生产满足国VI排放标准要求的汽油产品；FCC方案的产物LCO作为柴油加氢装置的原料，生产满足国VI排放标准要求的0#柴油调和组分；TMP和HTMP方案的产物LCO则作船用燃料油出厂；HCR方案中产物加氢尾油等化工轻油全部作为产品外卖。

图2 中间基原油减压蜡油的4种加工方案的对比流程简图Fig.2 Simplified flowsheet of four processing strategies of medium-based VGOHydro-VGO—Hydrogenated VGO; HON—High octane number; LCO—Light cycle oil

表2 项目投资及经济评价基准Table 2 Benchmarks for project investment and economic evaluation

表3 不同原油价格下对应的石油产品价格(不含增值税和消费税)Table 3 Petroleum products price under different crude oil price circumstances (Excluding VAT and consumption tax)

3 不同中间基原油减压蜡油加工方案经济效益与CO2排放对比分析

3.1 物料平衡数据

沙轻-沙重混合原油的减压蜡油催化裂化、加氢裂化技术路线的物料平衡数据分别见表4、表5。综合对比表4、表5可知，催化裂化技术路线的产物分布主要以丙烯、C4、汽油和柴油为主，并且低价值的产物(干气、油浆和焦炭)收率较高。加氢裂化技术路线则主要包含苯、对二甲苯、航空煤油和加氢尾油等产物，低价值产物收率较低。

3.2 综合指标分析

沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工技术路线的综合指标如表6所示。从表6可知:在催化裂化技术路线中，FCC加工方案氢耗最高、能耗最低，得到的轻质油品收率最高，但该方案在高附加值产品和基本化工原料收率等方面的提升有限；TMP方案氢耗最低，基本化工原料收率居中；HTMP方案能耗最高，柴/汽比最低，高价值产品收率和基本化工原料收率均为最高。与催化裂化技术路线相比，加氢裂化方案氢耗和能耗虽均为最高，但该方案产品种类较多，且在综合商品收率、高附加值产物收率和基本化工原料收率等方面占据明显优势。

表4 沙轻-沙重混合原油减压蜡油催化裂化技术路线的物料平衡Table 4 Material balance of catalytic cracking based processes for VGO from Arabian light-heavy blends

表5 沙轻-沙重混合原油减压蜡油加氢裂化(HCR)技术路线的物料平衡Table 5 Material balance of HCR process for VGO from Arabian light-heavy blends

表6 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的综合指标Table 6 Comprehensive indicators of different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends

3.3 经济效益分析

3.3.1 技术经济分析

根据ECBP中不同原料和产品的价格，结合中间基原油减压蜡油各加工方案的物料平衡数据、投资成本、加工费用以及税费(包含增值税、消费税、城市维护建设税、教育附加、地方教育附加以及项目所得税)等数据，能够计算得出不同中间基原油减压蜡油加工方案在不同原油价格体系下的经济效益，并对各加工方案的经济性做出分析评价。图3为以布伦特原油价格 80 USD/bbl 为例的沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的原料成本构成。从图3 可以看出，加工每吨原料的成本由小到大的顺序依次为FCC、TMP、HTMP、HCR。在所有加工方案中，原料费用占比最大，占87%以上。催化裂化技术路线的原料成本较低。这是由于该路线的氢气成本、装置折旧费用和加工费用均较低的结果。与催化裂化技术路线相比，加氢裂化技术路线的氢气成本较高，且由于该路线包含芳烃联合装置，因此其能耗和加工费用也相应较高。

图3 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的原料成本构成Fig.3 Cost of raw materials for different processingstrategies of VGO from Arabian light - heavy blends

图4～图6分别为以布伦特原油价格80 USD/bbl为基准的中间基原油减压蜡油各加工方案的不含税年收入、年税费以及年生产总值构成。由图4可知，HCR和HTMP的不含税年收入较高，TMP和FCC较低。销售汽油所得占FCC、TMP和HTMP加工方案的比重较大，而销售基本化工原料所得占HCR的比重较大。从图5可以看出，FCC的年税费最高，TMP和HTMP居中，HCR的年税费较低。年税费构成方面，各加工方案缴纳的增值税、城建税等税费基本持平，而造成年税费差距如此之大的原因主要在于消费税一项。对催化裂化技术路线而言，由于汽油、柴油及油浆的收率高，项目需要缴纳相应比例的消费税。按照现行政策，销售汽油、FCC柴油、TMP/HTMP柴油和油浆分别需缴纳2109.9、1411.2、1218.0和1218.0 CNY/t的消费税。HCR方案的基本化工原料收率最高，其他产物又多为化工轻油，且目前航空煤油暂缓征收消费税，因此其年税费相应较低。由图6可以看出，HTMP装置的年生产总值最高，FCC和TMP稍低，轻质油品收率较高，催化裂化技术路线的年生产总值明显高于基本化工原料收率较高的加氢裂化技术路线。

沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工路线在不同原油价格基准下所得的税后净利润如图7所示。从图7可以看出，当布伦特原油价格低于80 USD/bbl时(中低价位)，HTMP和HCR加工方案的年税后净利润相差不大；当布伦特原油价格高于80 USD/bbl时(高价位)，催化裂化技术路线的净利润急剧下降，加氢裂化技术路线的年税后净利润优势则十分明显。与催化裂化技术路线中净利润较高的HTMP加工方案相比，HCR加工方案的原料费用高于HTMP，操作费用是HTMP的2倍左右，相应地HCR的装置折旧费用也均高于HTMP。而HCR经济效益高于HTMP的主要原因有如下3点：(1)HCR的综合商品率和高附加价值产品收率高于HTMP。(2)HCR 产物中重整氢含量达到3.64%(质量分数)，其中H2含量1.87%(质量分数)，经变压吸附后，可大大降低装置的氢气成本。(3)HCR的产物分布中，对二甲苯(PX)收率高达23.97%，在笔者的研究价格体系中(尤其在高油价区间)，PX价格远高于乙烯、丙烯及BTX的价格。且随着原油价格的提高，HTMP加工方案中高辛烷值汽油价格由于受到调控的原因，导致年税后净利润增幅较低。

图4 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的不含税年收入构成Fig.4 Gross annual income for different VGO processingstrategies from Arabian light-heavy blends

图5 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的年税费构成Fig.5 Annual taxes of different processing strategies forVGO from Arabian light-heavy blends

图6 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的年生产总值构成Fig.6 Annual gross domestic product of different processingstrategies for VGO from Arabian light-heavy blends

图7 不同原油价格基准下沙轻-沙重混合原油减压蜡油各加工方案年税后净利润对比Fig.7 Comparison of annual net profit after tax underdifferent crude oil price benchmarks for each processingstrategy for VGO from Arabian light-heavy blends

3.3.2 财务评价

净现值(NPV)、内部收益率(IRR)和投资回收周期均是项目的财务评价指标。以布伦特原油 80 USD/bbl 价格基准为例，各加工方案的净现值、内部收益率和投资回收周期如表7所示。对比各加工方案的NPV，HTMP最高，而FCC最低；比较各加工方案的IRR，HTMP最高，TMP和HCR居中，而FCC最低；从投资回收方面来分析，FCC和TMP的投资回收周期较长，HTMP和HCR回收周期较短。可以看出，在合理的价格体系下，各装置在经济上都是可行的。

但随着布伦特原油价格的提高，FCC、TMP和HTMP加工方案的NPV和IRR显著下降。以HTMP为例，当原油价格提升到约82 USD/bbl时，HTMP方案与HCR方案的NPV相持平；当原油价格继续提升到约90 USD/bbl时，HTMP方案的NPV为0 CNY，而此时HCR方案的NPV和IRR分别为10.75×108CNY和16.35%。这也进一步说明HTMP方案在中低原油价格区间，投资回报率最高，并且抗风险能力最强；而在高油价区间，HCR方案经济效益好，抗油价波动能力强。

表7 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的财务评价结果Table 7 Financial evaluation results of different processingstrategies for VGO from Arabian light-heavy blends

结合技术经济分析和财务评价的结果，笔者从4个不同角度对4种加工方案给出综合评价：(1)国家税收角度。催化裂化技术路线的年税费高于加氢裂化，若采用轻质油品收率较高的催化裂化路线(尤其FCC方案)，则有利于国家税收的提升。(2)生产总值角度。与国家税收角度相类似，催化裂化技术路线的生产总值高于加氢裂化，其中HTMP方案具有最高的生产总值。(3)企业盈利角度。若仅考虑项目的盈利多少，那么在笔者所研究的原油价格范围内，HCR的税后净利润最高，其次是HTMP方案。若考虑项目的盈利能力的强弱，那么当原油处于中低价位时，HTMP方案的盈利能力最强；当原油在高价位时，HCR方案的盈利能力最强。(4)推进炼-化一体化进程角度。本研究中HCR加工方案的重要中间产物轻重石脑油收率之和接近65%，其中重石脑油芳烃潜含量高于60%(质量分数)，是优质的重整原料。且采用HCR方案得到的苯和PX的收率之和接近32%，可以为下游化工装置提供大量的基本化工原料。需要指出的是，HTMP方案中高辛烷值汽油收率约为42%，其中BTX收率接近25%。通过工艺参数的优化，提升BTX含量，并配套汽油加氢和芳烃抽提装置，推进炼-化一体化进程是下一步重点研究的方向。

3.4 敏感度分析

敏感度分析是计算各个敏感因素在发生变化时对项目经济效益的影响程度，用于考察和分析项目的抗风险能力。笔者以布伦特原油80 USD/bbl价格基准为例，对催化裂化技术路线和加氢裂化技术路线的生产负荷、原材料价格、产品价格以及固定资产投资等因素进行敏感度分析，各因素对项目的税后净利润变化的影响结果如图8所示。从图8可以看出，产品价格的波动对项目的效益影响最大。以HCR加工方案为例，若产品价格增加10%，HCR方案的年税后净利润将增加约8×108CNY，其次是原材料价格变化，再次是生产负荷，固定资产投资的波动对项目收益变化的影响最小。

图8 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的敏感度分析Fig.8 Sensitivity analysis for different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends(a) FCC; (b) TMP; (c) HTMP; (d) HCR

3.5 碳排放分析

在炼油厂加工过程中，原料油所带入的碳元素最终全部以产品和CO2的形式离开，因此原料油性质(主要是H/C比)、加工技术路线和产品规格等对CO2排放有很大的影响。所研究的沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工技术路线的CO2排放差异主要取决于原料油H/C比、制氢量、催化剂再生烧焦量、燃料性质和燃料消耗量、电力外购量和火炬燃烧等。根据《石油化工生产企业CO2排放量计算方法》(SH/T 5000—2011)，不同沙轻-沙重混合原油减压蜡油加工技术路线的CO2排放估算结果见表8。

由表8可以看出，催化裂化技术路线每百万产值所排放的CO2排放量(质量，下同)明显低于加氢裂化技术路线。催化裂化技术路线中制氢排放量较低，而烧焦排放量较高。这是由于在“脱碳”过程中，产生的焦炭贡献出大部分氢给其它产品，导致烧焦排放量高。加氢裂化技术路线中制氢排放量最高，燃料燃烧排放次之。从CO2排放源分析，催化裂化技术路线中催化装置烧焦是主要排放源，占据了CO2排放总量的42.9%～58.2%；而加氢裂化技术路线中，制氢装置排放和燃料燃烧排放约占CO2排放总量的83.1%，间接排放量仅占CO2排放总量的16.9%。

表8 沙轻-沙重混合原油减压蜡油不同加工方案的CO2排放估算结果Table 8 Results of CO2 emissions of different processing strategies for VGO from Arabian light-heavy blends

4 结 论

以中间基沙轻-沙重混合原油减压蜡油为原料，分别采用催化裂化技术路线和加氢裂化技术路线进行加工，得出如下结论：

(1)技术经济方面：HTMP方案的柴/汽比最低，氢耗、能耗及高价值产品收率居中。HCR方案的轻质油品收率最低，氢耗、能耗、基本化工原料收率、高价值产品收率及年净利润均为最高。

(2)财务评价方面：当布伦特原油价格低于 82 USD/bbl 时，HTMP方案的投资回报率最高，抗风险能力最强；当布伦特原油价格高于82 USD/bbl时，HCR方案经济效益好，抗油价波动能力强。

(3)CO2排放量方面：催化裂化技术路线中，3种加工方案的每百万产值CO2排放量相差不大，FCC最低、TMP最高、HTMP居中，主要排放源为催化烧焦；与催化裂化技术路线相比，加氢裂化技术路线的每百万产值CO2排放量高，排放源主要为制氢装置排放和燃料燃烧。

(4)综合比较催化裂化和加氢裂化两种技术路线，在笔者研究的价格范围内，当布伦特原油价格处于中低价位时，对于炼油企业，推荐采用产物分布中丙烯和高辛烷值汽油收率之和高达60%的HTMP加工方案以降低装置的柴/汽比，提升项目的经济效益；对于大型炼-化一体化项目，推荐采用苯和PX收率之和接近34%的HCR加工方案，以提升装置经济性和抗油价波动能力。