经济技术研究院含硫重油加工技术经济对比

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1、含硫重油加工加氢与焦化路线的技术经济对比2000年10月中国石化咨询公司1前言 众所周知，进口原油成为我国补充国内资源不足的必然的战略选择。而国际市场原油生产和出口以含硫原油居多，因此，今后我国还将增加含硫原油加工能力。况且,一般来说，含硫原油与低硫原油存在一定的价差，加工含硫原油在经济上也是有利可图的。加工含硫原油的难点在于高硫渣油的处理，对此国内外石油公司已发展了多种加工处理技术，而每种技术有其各自的特点，适用于不同的情况，并在技术水平、投资及经济效益、环保、产品质量等方面存在较大的差距，目前还没有可满足各种使用要求而经济效益又好的十分理想的工艺技术。从现阶段各种技术的发展水平和投资高低等

2、方面综合考虑，我国可用来选择的加工路线主要有（1）延迟焦化或延迟焦化+CFB，（2）渣油加氢脱硫。镇海和茂名石化公司分别采用上述工艺路线建设了含硫重油加工的工程项目，目前工程已基本完成并投入运行。这两项工程的投用，对我国原油资源的战略转移、为含硫原油加工量的提高以及降低原油采购成本将发挥重要的作用，也为今后其他企业建设含硫重油加工路线的选择提供了不可多得参考。本文以茂名和镇海的建设工程为基础对这两条技术路线进行对比，分析其技术的适用性、投资、收益等问题，便于今后含硫油加工技术路线的选择，为决策者提供一些参考。2含硫重油加工的主要问题及两条路线的一般对比焦化是已有几十年历史普遍采用的渣油轻质化加

3、工手段。装置的原料来源较为广泛，直馏渣油、催化油浆、沥青质、糠醛抽出油等重质原料皆可作为进料，对原料的适应能力很强，在国外素有“垃圾箱”之称。不过，原料中的硫、氮、金属等杂质分别被带产品中。渣油加氢脱硫是八十年代随着对燃料油硫含量的限制而开发的工艺。它的特点是液体产品收率高，相对石油焦而言，附加价值也较高，是一个环境友好的工艺。它的不利在于装置一次性投资、氢气和催化剂消耗高，致使加工费用高。尤其当需要引进反应器、压缩机、高压泵等设备时，而随着国产设备技术水平的提高，装置投资有望进一步降低。 尽管“九五”期间我国建设了一些含硫原油加工工程，并已经形成了一定的加工规模，但依然存在如下问题： 2.1

4、含硫渣油的加工能力不足以前我国炼油企业绝大部分加工国内的低硫原油，即使是进口原油也是以低硫油为主，因此，重油深度加工主要采用延迟焦化和渣油催化裂化等工艺处理；再加上产品质量要求较低、环境保护法规不严以及资金的缺乏，更限制了投资相对较高的加氢工艺的应用，因而无法适应大量进口高硫原油的需要。 据预测，2005年、2010年全国需进口硫含量超过1.3%的中东原油的数量分别为55005900万吨和75008000万吨。按照轻：中重原油的比例75：25计算，预计2005年含硫渣油为1300万吨左右，2010年为1700万吨左右。除去生产一部分道路沥青、现有和在建的渣油加工装置的可处理量，尚缺含硫渣油处理

5、能力在2005年为440540万吨/年，2010年为830930万吨/年（见表-1）。表-1 2005、2010年含硫重油数量预测 （万吨）2005年2010年原油加工量22500230002600027000 进口原油75008000900010000 其中含硫油（硫含量1.3%W）5500590075008000 535含硫渣油13001700调合燃料油的含硫渣油5050生产道路沥青的含硫渣油270330现有或在建项目可消化的含硫渣油440440 西太ARDS（折合成减压渣油）110110 齐鲁VRDS（折合成减压渣油）80*80* 茂名S-RHT（折合成减压渣油）145145 镇海焦化+

6、CFB（折合成减压渣油）105105还没有落实加工方案的含硫渣油440540830930 *齐鲁VRDS改造完后，处理减压渣油的能力为120万吨/年，因其中40万吨是胜利孤岛减压渣油，所以加工中东高硫渣油的能力为80万吨/年 2.2环保问题随着我国的改革开放和市场经济的发展，国外优质产品大量涌入，落后的产品质量标准、非环境友好产品必将受到冲击。迫使我们提高产品质量，减少排放，对于21世纪的炼油厂，这已是无法回避的问题。国外对炼油企业的硫回收率已提出明确的要求。欧洲委员会要求炼油厂2000年硫回收利用率不低于83%，石油产品中带走的硫不大于15%，生产过程排放的硫不大于2%。国外加工中东原油能力

7、为2100万吨/年的典型炼厂，每年由原油带入的硫有48.6万吨。如采用常规的热加工和催化加工工艺，只能把不到一半的硫转化为硫化氢而被脱除，而经加氢脱硫、含硫污水汽提、硫磺回收等措施，全厂综合硫回收率可达到87%，进入轻质油品中的硫只有2.2%，燃料油、沥青和石油焦带走的硫约占10%，排入大气的硫只有0.8%。 表-2为2000年上半年茂名和镇海的排放统计数据。表中数据标明，由于镇海采用的是焦化加CFB路线，其二氧化硫和废渣的排量均比茂名加氢工艺路线高。表-2 镇海、茂名每吨原油污染物排放量对比表（2000年上半年）序号项 目镇海炼化茂名石化1SO2(kg/t)0.5150.2082烟尘(kg/

8、t)0.0270.0773NOX(kg/t)0.0610.1434废渣(kg/t)3.8（含部分石膏）2.84 2.3产品质量问题下表列出焦化和渣油加氢装置的产品质量分析数据，数据显示加氢后的物料各种杂质含量均很低，可直接调和产品或供其他装置加工。 表-3 焦化和重油加氢产品质量对比表 产 品焦化渣油加氢 石脑油0.4 柴油 含硫 %2.10.016 含氮 %0.008 十六烷值 5247 蜡油 含硫2.52 含氮0.33 渣油 含硫 %0.42 含氮 %0.13 残碳5.98 焦碳 含硫 %5.0液体产品收率 %58.2296许多国家的政府和环保部门都提出了逐步降低汽柴油中硫等有害物体含量的

9、进程安排，虽然我国的环保部门也提出了新的产品质量要求，然而新标准距国际水平仍有一定的差距，如汽油中的硫、烯烃、芳烃含量，柴油中的硫、芳烃、十六烷值等指标。在我国加入WTO后，油品市场将面临国外优质产品的冲击，与此同时，国内的环保部门和用户对油品的质量要求也会越来越高，因而石油生产部门将受到国内外的夹击。因而，必须尽快提高我们的产品规格，采取相应对策。 2.4设备腐蚀问题含硫重油中杂质含量高、腐蚀性强，对工艺设备、管线的抗腐蚀性能要求高，所用材质提出了更高的要求，增大了设备的投资，增加了维修费用。 2.5操作费用 含硫原油需脱除硫、氮、重金属等杂质，基本上全馏分均需加氢精制，加工流程长，操作费用

10、高。仅重油加氢装置其加工费每吨一百三十多元（不包括催化剂每吨约50元的费用）。以茂名为例，考虑到装置的折旧、修理、催化剂、动力、辅助材料几项费用对焦化和加氢路线的影响，测算表明加氢路线比焦化路线的费用高出约60元/吨。 2.6占地 另一个值得考虑的问题是CFB锅炉系统占地面积大，以镇海为例，仅CFB锅炉（包括焦碳、石灰储存库和电站）占地约15公顷，如把焦化本身和焦化至CFB锅炉的焦碳输送带占地都包括在内，至少要20公顷。而茂名的渣油加氢，即使算上制氢、催化裂化及硫回收装置占地也仅有7.6公顷，相差十几公顷。3 两条路线的投资效益对比 3.1 说明为了避免已经完成项目中投资、取费等一些不可比因素

11、的影响，尽可能客观的反映两条工艺路线的投资和经济效益情况，以镇海和茂名两个企业改造前800万吨/年加工装置的配置和公用工程为基础，对每个企业分别采用焦化（外卖高硫焦）以及建设CFB锅炉技术路线和重油加氢三条技术路线将加工能力扩建至1600万吨，并按照相同的原料和产品价格，重新进行了方案安排、投资估算、效益测算。 3.2评价结果及几点说明 两个企业三个方案的增量投资、销售收入、利润、内部收益率等主要评价指标分别列在下述表格中。 表-4 镇海主要评价指标对比表 万元/年序号项 目 名 称焦化渣油加氢焦碳焦化+CFB1总投资 6760898049789185281.1其中: 建设投资 4809875

12、988267026421.2 建设期利息4510256152658861.3 流动资金1500001500001500002销售收入2149203214310522120123总成本1697710166401617453954流转税1553601618721728085其他税(城建税等)1553616187172816利润总额2805973010302765287所得税9259799340912548税后利润1880002016901852749投资利润率 41.5037.4030.1110成本利润率 16.5318.0915.8411银行贷款 包括建设期6.166.416.86所得税后：12

13、净现值(折现率=12%)63914665354453158313财务内部收益率 %27.2325.2221.8414.1投资回收期 静态 年6.796.987.4414.2投资回收期 动态 年8.098.539.58 表-5 茂名主要评价指标对比表 万元/年序号项 目 名 称焦化渣油加氢焦碳焦化+CFB1总投资 7306988604409511041.1其中: 建设投资 5309156495337324241.2 建设期利息4978360907686801.3 流动资金1500001500001500002销售收入2113118210609421937573总成本179418717679651

14、8397894流转税1090361137341170195其他税(城建税等)1090411373117026利润总额1989912130222252477所得税6566770297743318税后利润1333241427251509169投资利润率 27.2324.7623.6810成本利润率 11.0912.0512.2411银行贷款 包括建设期7.157.487.65所得税后：12净现值(折现率=12%)36909236531837042313财务内部收益率 %21.0419.6619.0514.1投资回收期 静态 年7.587.787.8714.2投资回收期 动态 年9.9110.501

15、0.79 3.2.1投资 焦化装置的投资显然远低于重油加氢装置，但若将后续的加氢精制装置的投资（焦化汽、柴油和焦化蜡油的加氢处理、高硫焦燃烧所需的CFB锅炉及脱硫措施）以及为满足环保要求所需采取的措施（如除焦和焦碳储运系统密闭化，除焦水和焦碳塔冷却及吹扫系统封闭化等）都考虑在内的话，则差距减少。 从上述两表的比较可看出，为增加800万吨含硫原油，焦化方案的总投资68-73亿元；如果再增建CFB锅炉产汽发电，则总投资增加12-13亿元；而渣油加氢路线与焦化加CFB锅炉方案相比，总投资高10亿左右。 3.2.2投资效益镇海石化的焦化、焦化加CFB锅炉以及重油加氢方案的内部收益率分别为27.23%、

16、25.22%和21.84%，以焦化方案最高，重油加氢最低。投资利润率三个方案分别为41.5%、37.4%和30.11%，焦化较好。三个方案增加的税后利润在18-20亿元之间，以焦化加CFB方案最高，其它两个方案相近，说明在镇海石化，高硫焦通过CFB锅炉用于发电或生产蒸汽对企业是有利的。茂名石化的焦化、焦化加CFB锅炉以及重油加氢方案的内部收益率分别为21.04%、19.66%和19.05%，同样是焦化方案最高，重油加氢最低，但均比镇海相同方案低。投资利润率三个方案分别为27.23%、24.76%和23.68%，焦化方案最好，其它两个方案次之。三个方案增加的税后利润在13-15亿元之间，以渣油加

17、氢方案最高，焦化方案最低。由于加氢方案投资最高，因此该方案的内部收益率指标最低；虽然该方案的操作费用（氢气和催化剂等）较高，但是产品的价值相应也高，因此，税后利润指标较好。 3.2.3原油价格的影响 原油价格的高低对渣油加工工艺的选择影响很大。我们分别按照18、25、30美元/桶的原油价（沙轻），对茂名和镇海采用焦化和加氢两种工艺的经济效益影响进行了不同方案的投资效益测算，对比结果见下表。 表-6 不同油价时对方案效益的影响原油价格（$/桶）加氢与焦化毛利差（吨油收入-吨原料费用）元/吨加氢与焦化税后利润差（元/吨）茂名镇海茂名镇海18基础基础基础基础25+10.2+11.5+12.86+10

18、.77 30+18.5+19.5+22.56+19.23结果显示高油价对加氢方案有利。因为，石油焦收率一般为25-30%，而伊朗重油的石油焦收率高达33%，对于镇海150万吨/年的延迟焦化，每年的石油焦产量在40多万吨。每吨高硫石油焦的价格不及煤的价格，石油焦的价格不随原油价格的上涨而上涨，相反，渣油加氢路线产品多为液体产品，产品随原油价格上升而上升，故在原油价格较高的情况下，收益相对较高。因此在当前原油价格将近30美元/桶的情况下，焦化路线的效益不如加氢， 3.2.4高硫焦价格对焦化方案内部收益率的影响较小如果高硫焦的价格按照0来计算，茂名焦化方案的内部收益率由21.04%下降到20.67%

19、，相差0.4个百分点，税后利润下降3600万元；而镇海由27.23%下降到26.93%，相差0.3个百分点，税后利润下降3400万元。由此看出，高硫焦价格对焦化方案效益的影响不大。4 两条路线发展前景的分析焦化路线，即使采用循环硫化床，渣油中的杂质大部分被带到石膏中，再加上排放的粉尘、硫化物、石膏携带等，对环境有不容忽视的严重的二次污染问题。今后生产对环境带来的影响将受到格外的关注，要求将越来越严，经济的发展不再以牺牲环境为代价，在我国任何对环境有损害都将逐步受到限制。由于茂名的重油加氢装置在我国为第一次建设，而且引进设备较多，导致装置的总投资较高。另外，我国建设的焦化装置比较简陋，省去了密闭

20、除焦等过程。以上两种因素使得焦化与加氢路线的投资差距加大，而在国外加氢与焦化装置的投资差距比我国小。今后，随着我国设备制造技术的进步、焦化装置设施的完善以及环保措施的到位，两条工艺路线的投资差距将会大大的缩小。茂名渣油加氢装置工业标定数据显示，反应空速达到了设计值，反应温度比设计低近20度。据介绍，正在研究的新一代重油加氢催化剂，反应活性有所提高，总装填量可下降约5%，特别是空速可提高10%，再加上工艺设计、设备制造几方面的进步，则渣油加氢技术的生命力有可能会超过焦化路线，其总体竞争力势必增强。 （1）提高空速、催化剂成本下降以及总投资降低的影响针对反应空速的提高，设备投资降低，可使总投资约下

21、降1亿元，加上催化剂生产成本降低25%的因素，则加氢方案的内部收益率能提高0.3个百分点，不足以扭转总的格局。如若加氢路线的总投资可降低约8亿元，则与焦化（销售高硫焦）路线的内部收益率基本接近。（2）焦化装置增加投资 即使考虑到焦化装置本身技术水平的提高以及增建下游环保措施的因素，要与加氢方案的内部收益率持平，焦化路线最多可增加6个多亿的投资。5 结论及建议如油价居高不下（25美元/桶）、环保要求严格、企业内有大量重整副产氢可以利用或有天然气可作制氢原料，低硫燃料油有市场需求并有合适的价格的前提，可选择渣油加氢工艺路线。反之，油价低于20美元/桶、环保要求不高（目前国内的焦化装备能符合要求）、

22、企业本身有富裕的焦化和产品加氢精制能力或有扩建可能、高硫焦有需求（供水泥厂或它用），或虽无需求而当地电价较高（如0.5元/度），且厂内有大量空地可以利用，毋需新征土地，则可选择焦化或焦化CFB锅炉方案。综上所述，我们认为：两条工艺路线各有利弊，各有其适用的场合。焦化装置虽然资金投入少，目前在经济指标上有明显的优势，但高硫焦必须有出路。在电价较高的地区，高硫焦通过建设CFB锅炉发电，也是一个可采用的方案。但是这两个方案相对加氢路线来说是以牺牲产品质量和环境为代价的，在产品质量要求较低、可容许污染物排放容量宽松的情况下是可行的。而随着今后产品质量标准的提高以及环保要求日益严格（毫无疑问，这两项不仅

23、是发展趋势，而且前进的步伐将加快）的情况下，而且在对炼油厂脱硫率有所要求时，则焦化路线的不足会突显出来。焦化的排放物以及环境污染治理所需要的投资尚难以估计，如果计入的话，效益必将下降。短期看，焦化路线优于加氢路线，但若从长远考虑，加氢的优势将越来越明显。因此，在选择工艺路线时，需要根据各个企业的实际情况，综合考虑资金筹措能力、产品质量和环保排放的要求、当地电力供应情况和电价、全厂的汽电平衡、可用地面积、氢气的生产成本、原油和产品的价格、石油焦的出路安排等多重影响因素，有所侧重地进行全面分析比选。根据焦化和渣油加氢装置对原料不同的适应能力，建议集团公司在安排原油加工方案时，尽可能给有渣油加氢装置的企业含金属相对较低的原油，而把金属含量较高的原油安排给对原料适应能力较强的有焦化装置的企业加工。10