沸腾床渣油加氢裂化未转化油利用路线的经济性研究

林韩韩，魏永治，刘灵丽

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

面对我国加工的原油品质总体呈现重质化和劣质化、液体燃料质量要求更加轻质化和清洁化的趋势，以延迟焦化为代表的脱碳型渣油处理技术已越来越难以满足需求，沸腾床渣油加氢裂化技术等加氢型渣油处理技术应运而生。沸腾床渣油加氢裂化技术具有原料适应性强、轻质油收率高、生产过程清洁化等优点。然而，每加工1吨渣油原料，将产生0.2～0.3吨性质较差的未转化油。由于沸腾床渣油加氢裂化的转化深度较高，其未转化油呈现出重质、沥青质和残炭含量高的特点，对于未转化油的高效利用成为了沸腾床渣油加氢裂化技术经济性的重要关注点。

当前沸腾床渣油加氢裂化未转化油的利用路线主要分为5类：送入溶剂脱沥青装置加工，再进行后续利用；送入延迟焦化装置加工[1]；送入催化裂化装置加工；用作重油气化制氢[2-3]；作为低硫重质船用燃料油或其调和组分。为对比不同利用路线的经济性，本文选取典型炼化企业沸腾床渣油加氢裂化装置，建立流程工业模型（PIMS）对其中3种主要路线进行了炼油总流程模拟分析。

1 未转化油利用方案

1.1 研究方案

典型企业炼油一次加工能力约2 300万吨/年，沸腾床渣油加氢裂化装置能力为260万吨/年，采用法国石油研究院（IFP）的H-oil工艺。主要炼油装置还包括2套催化裂化装置（总加工能力500万吨/年）、2套焦化装置（总加工能力410万吨/年）、1套60万吨/年溶剂脱沥青装置，若干套加氢裂化、蜡油加氢装置。

结合企业实际情况，选择3种未转化油利用路线进行研究：一是溶剂脱沥青路线，将未转化油送入溶剂脱沥青装置，产出的脱沥青油进入催化裂化装置加工，脱油沥青作为石油焦制氢（POX）的原料，生产氢气；二是催化裂化路线，将未转化油送入催化裂化装置加工；三是延迟焦化路线，将未转化油送入延迟焦化装置加工。这3条路线中未转化油均也可作为低硫船用燃料油的调和组分。

为更好对比，共设置5个研究方案并建立相应的PIMS模型进行研究。选取转化率75%、进料蜡油渣油比为1:4和全渣油作为沸腾床渣油加氢裂化装置的研究工况[4]。由于在全渣油工况下未转化油整体性质较差，采用催化裂化装置加工难度较大，在此不做考虑。5个方案分别为：方案一和方案二为溶剂脱沥青路线，方案三为催化裂化路线，方案四和方案五为延迟焦化路线。以方案一作为基础，进行各方案的对比（见表1）。

表1 经济性对比研究方案设置

1.2 研究基础

在装置进料性质的约束条件方面，1#催化裂化装置：硫含量≤0.8%（w），残碳量≤7.5%（w），金属含量≤30 μg/g，掺渣比≤0.55；2#催化裂化装置：硫含量≤0.5%（w），残碳量≤3.0%（w），金属含量≤17 μg/g，掺渣比≤0.25。原料及产品品种、数量均按企业2021年生产实际设置，其中，成品油和化工轻油均给定上限，180#低硫船用燃料油外卖数量上限设置为150万吨/年，高等级道路沥青外卖数量上限设置为192万吨/年。价格采用中国石化2021年价格体系。

2 炼油总加工流程对比

2.1 未转化油流向

从表2、表3看出，在所有方案中，方案三沸腾床渣油加氢裂化装置的负荷最高，相应产出未转化油也最多，由于受限于2套催化裂化装置对进料的金属含量要求，仅22.1万吨/年未转化油进入催化裂化装置加工，催化裂化装置负荷整体下降，另有26.6万吨/年用于调和180#船用燃料油（见表4）。

表2 未转化油流向情况 万吨/年

表3 以方案一为基准的各方案装置结构变化 万吨/年

表4 催化裂化装置加工情况

方案一、方案三和方案四的沸腾床渣油加氢裂化工况相同，未转化油的利用路线不同。对比3个方案下未转化油直接进入相应装置加工的比例，按由大到小顺序为：溶剂脱沥青（58.7%）、延迟焦化（55.1%）、催化裂化（45.5%），各方案仍有较大比例的未转化油用于调和船用燃料油。

方案二和方案五的沸腾床渣油加氢裂化工况相同，均提高了沸腾床渣油加氢裂化进料渣油比例，未转化油的性质较差，分别进入溶剂脱沥青和延迟焦化装置加工。方案二除少量调和船用燃料油外，未转化油全部进入溶剂脱沥青装置加工，与方案一相比，溶剂脱沥青装置的未转化油处理量增加了约11万吨/年，产出蜡油增加，因此，催化裂化、加氢裂化等蜡油加工装置负荷上升。方案二和方案五的延迟焦化装置负荷均下降显著，表明未转化油的利用更倾向于选择溶剂脱沥青路线。

2.2 产品结构

在各研究方案下，企业的汽油、柴油、化工轻油产量均达到设定上限。表5给出了企业在各方案下产量差异较大的产品，主要有180#低硫船用燃料油、高等级道路沥青、自用石油焦等。

表5 各方案差别较大的产品 万吨/年

180#低硫船用燃料油生产成为了产品收入主要增长点之一。其中，180#低硫船用燃料油产量最大的是方案三，达到106万吨/年，综上分析，方案三的未转化油产量最高且大部分用于调和180#低硫船用燃料油，表明未转化油调和船用燃料油对效益贡献较大。

典型企业的减压渣油有4个去路：溶剂脱沥青、延迟焦化和沸腾床渣油加氢裂化和调和高等级道路沥青。从产品来看，延迟焦化的产品石油焦无法出厂，多生产高等级道路沥青对效益提升有利。因此，相比于方案一和方案四，方案二和方案五中，减压渣油更多用于调和高等级道路沥青，产量均达到上限192万吨/年，且生产高等级沥青的边际效益较明显。

3 经济效益及其影响因素分析

3.1 经济效益对比

以方案一为对比基础，其他4个方案下企业的主要经济效益指标见表6。其中，产品收入和毛利最高的是方案二，利润总额最高的是方案三。

表6 与方案一相比，各方案的经济效益变化 亿元

方案二的产品收入较方案一高2.8亿元。相比于其他方案，方案二未转化油进入溶剂脱沥青装置加工，减压渣油用于生产高等级道路沥青，最大限度压减了低价值的自用石油焦，从而使产品收入较高。从成本来看，脱油沥青全部作为POX的原料，生产氢气，降低了原料氢气成本。因此，方案二毛利最高，然而总流程变动费用（包括催化剂费用和公用工程费用）的增加更明显，导致方案二利润总额较方案一下降了0.3亿元。

方案三由于催化裂化装置对未转化油加工能力有限，未转化油调和船用燃料油成为主要的效益增长点，但总体上由于石油焦产量升高、高等级道路沥青下降而使得产品收入较低。方案三的利润总额增量主要来源于公用工程费用中电费的降低，一方面3#延迟焦化装置加工量增加，自用石油焦增量使得自备电站的产电量增加，减少了外购燃料天然气的成本；另一方面催化裂化、加氢裂化装置负荷的降低，减少了用电负荷，总体上总流程每年外购电减少7 600万千瓦时。

方案四、方案五的毛利和利润总额均下降显著，在产品方案和公用工程上均没有优势。

3.2 低硫船用燃料油价格对经济效益的影响

根据普氏价格提供的新加坡市场低硫柴油与低硫船用燃料油价差走势（其中，2021年11月后为预测价），从2020–2022年，低硫柴油与低硫船用燃料油的价差从200元/吨升至880元/吨，不断加大。2020年、2021年、2022年平均价差分别为230.1，463.6，881.6元/吨。

在上述2021年价格体系中，低硫船用燃料油的定价较高，180#低硫船用燃料油价格为2 731元/吨，出口柴油价格为2 571元/吨，即低硫船用燃料油价格比出口柴油高160元/吨，生产低硫船用燃料油对企业效益为正向贡献。然而，从2021年11月实际价差来看，出口柴油比低硫船用燃料油高640元/吨。

以低硫船用燃料油低于出口柴油640元/吨（即1 931元/吨）进行总流程测算，且为便于对比，计算了各方案与2021价格体系下方案一各效益指标的差值。从表7看出，从毛利和利润总额来看，各方案均显著下降。相比于2021价格体系，此时方案一毛利下降了1.8亿元，利润总额下降了2.4亿元。受船用燃料油价格影响，未转化油流向和产品结构也发生了较大变化，相比于调和船用燃料油，未转化油更倾向于选择进入装置加工，方案一、二、四、五未转化油进入装置加工的比例占未转化油产量的90%以上，180#低硫船用燃料油产量均降至20万吨/年，仅方案三仍有72万吨/年产量。各方案中，方案一的产品收入、毛利、利润总额均最高。毛利和利润总额由高到低排序为方案一、方案二、方案四、方案五、方案三。催化裂化方案受不利影响最大，当低硫船用燃料油价格较低时，未转化油利用应优先选择溶剂脱沥青路线，其次是延迟焦化路线。

表7 与2021价格体系方案一相比，各方案效益变化情况 亿元

4 结论与建议

1）在溶剂脱沥青、催化裂化、延迟焦化3种路线中，未转化油更倾向于进入溶剂脱沥青装置进行加工，而催化裂化装置由于对进料金属含量要求较高，对未转化油的加工能力有限。从总流程的经济效益来看，催化裂化路线的利润总额最高，其效益增长点主要来源于公用工程费用的降低和低硫船用燃料油产品收入的增加。延迟焦化路线的经济效益表现靠后。采用溶剂脱沥青＋催化裂化的路线或是未转化油最佳利用路线。

2）沸腾床渣油加氢裂化进料渣油的比例对未转化油利用路线选择的影响较小。采用同一种未转化油利用路线，增加沸腾床渣油加氢裂化进料的渣油比例，总流程的毛利水平将有所提升，但公用工程费用也显著增加，总体上导致利润总额略有下降。建议企业在沸腾床渣油加氢裂化装置实际运行过程中合理选择进料的掺渣比。

3）低硫船用燃料油的价格变化对未转化油利用经济性的影响较大。当低硫船用燃料油价格大幅低于低硫柴油时，低硫船用燃料油的产量大幅缩减，未转化油的流向变化显著，3种路线对应的全流程经济性呈现不同程度的下降。催化裂化路线将失去经济性优势，溶剂脱沥青路线的经济性受船用燃料油价格影响最小，展现出显著的对比优势。建议相关企业重点关注低硫船用燃料油的价格走势，相应调整未转化油利用路线选择。