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經過幾十年的發展，我國煉油能力已經躍居世界第二，煉油技術的發展成果喜人。如今，人口紅利、資源紅利、全球化紅利等傳統經濟活力逐步減弱，我國煉油工業也面臨著資源、環保、市場消費結構等多方面的變化。煉油工業應當如何應對？中國工程院院士李大東提出了思路。 中國工程院院士李大東：以技術提升應對市場之變 2016年，我國煉油能力達到了7.83億噸/年，約占世界煉油能力的16%，位居世界第二位。同時，我國石油煉制技術經過幾十年的自主創新，逐步形成了一個完整的技術體系，依靠自主技術可以建設千萬噸級的現代化煉廠。但去年實際加工原油只有5.4億噸，生產汽油、柴油、煤油三大類成品油合計3.48億噸，煉廠的平均開工負荷為69.1%，產能過剩顯而易見。 從市場需求來看，盡管成品油的消費仍然呈增長趨勢，但已經出現了變化：汽油和煤油的剛性需求較快增長，柴油峰值已經過去，出現消費下降。2016年的柴汽比降至1.39，預計到2020年，柴汽比進一步下降為1.2，甚至1.1。 再看成品油質量，我國成品油升級步伐不斷加快。由于全國供應國Ⅴ標準汽柴油的時間提前了1年，我國已于今年執行了國Ⅴ標準。同時，北京市于今年1月開始執行京Ⅵ標準，這一標準要求汽油中苯、芳烴、烯烴含量大幅降低。油品質量升級還在持續，我國將于2019年執行國Ⅵ車用汽油A階段標準和國Ⅵ柴油標準，到2023年將執行國Ⅵ車用汽油B階段標準。 國Ⅵ標準汽油與國Ⅴ相比，硫含量的指標沒有變化，仍然是10ppm，與歐Ⅵ標準是一致的。汽油標準的變化主要體現在苯含量和芳烴含量：苯含量從1%下降至0.8%，略低于歐Ⅵ標準（1%）；芳烴含量從40%降至35%，與歐Ⅵ標準相等；烯烴含量則要求從24%，下降到A階段的18%，再下降到B階段的15%，逐步接近歐Ⅵ標準（10%）。 國Ⅵ標準柴油與國Ⅴ相比，硫含量仍然為10ppm，與歐Ⅵ標準持平；多環芳烴含量從11%下降至7%，略低于歐Ⅵ標準（8%）。從國內實際生產的裝置情況來看，由柴油加氫裝置將產品中多環芳烴含量降至7%以下，應該沒有什么問題。 因此，今后我國煉油工業的主要任務是在控制煉油能力過快增長的同時，努力調整裝置和產品結構，更加高效地利用石油資源，促進生產過程清潔化和油品質量升級，降低柴汽比，加強油化結合，以形成滿足市場需求的產品結構。 要想完成上述任務，我們需要去探索煉油工業今后的發展路徑。 作為企業，首先要考慮未來煉什么油。現在我國所加工的原油中，進口原油占比已經超過65%，今后這個比例還會上升，因此煉什么性質的原油，我們必須要從全球剩余可采儲量來考慮。 從全球來看，剩余石油可采儲量可供很長時間使用，但質量在變差。世界原油質量呈現出含硫和高硫原油比例增加、重質原油比例增加的趨勢。 數據顯示，2010年全球原油產量39.14億噸，其中含硫和高硫原油占75%。全球剩余可采儲量中硫含量大于1.5%的高硫原油約占70%。 無論是從資源的角度，還是從效益的角度看，煉制劣質原油是煉油工業今后必然的選擇。為應對這樣的市場變化，煉油工業應當有針對性地提升石油資源高效利用、清潔燃料生產、多產汽油、油化結合等關鍵技術（完）。 1、多產汽油和航煤的技術我國成品油市場消費結構已經發生了變化，柴油消費出現下降趨勢，多產汽油、航煤的技術需要重視。 幾十年來，催化裂化生產汽油為煉油工業帶來了很大的效益，但問題也不容忽視，比如煙氣脫硫、二氧化碳排放等問題。解決這一問題的思路是將催化裂化的原料全部加氫處理。加氫處理后，產品汽油大幅增加，柴汽比下降，煙氣SOx（硫的氧化物）和二氧化碳大幅減少。 在降低柴汽比、市場對BTX（苯、甲苯、二甲苯）需求量增加的背景下，對催化柴油（LCO）的裂化生產汽油或芳烴也是調整產品結構的方式之一。針對催化柴油多環芳烴含量高的特點，石科院開發了加氫裂化（RLG）技術、加氫處理—催化裂化技術（LTAG），可以將催化柴油中的多環芳烴有效地轉化為汽油組分或單環芳烴。 石科院開發了RLG技術專用精制催化劑RN-411，實現了在脫氮和多環芳烴飽和時最大程度保留單環芳烴，并開發了專用裂化催化劑RHC-100，實現四氫萘類有效開環、烷基苯類有效斷側鏈、最大程度保留BTX組分。還有很重要的一點，上海石化65萬噸/年RLG裝置生產的重汽油中未檢出烯烴，這對產品滿足新的油品標準有著重要意義。 用直餾煤油餾分生產航空煤油，需要解決的主要問題是脫硫醇。石科院開發的航空煤油臨氫脫硫醇技術（RHSS），已經開發了第二代催化劑及與之相適應的臨氫脫硫醇工藝，可以大大提高處理能力或原料的適應性。該技術通過臨氫催化反應，脫除直餾噴氣燃料中的硫醇和環烷酸、羧酸等酸性組分，同時改善產品顏色，降低總硫含量，提高航空煤油煙點。 2、清潔燃料生產技術這幾年，社會對環境保護越來越重視，國家的環保要求也不斷提升，中國石化的煉廠紛紛升級改造裝置，主要的內容之一是降低成品油中的硫含量。汽油方面，由于投資低、操作簡便，當今世界上主流的工藝是催化裂化汽油選擇性加氫脫硫技術。石科院開發的RSDS技術在十幾套裝置上進行了工業應用，技術發展到了第三代，生產國Ⅴ汽油時辛烷值損失比第二代技術減少0.5~1.2個單位。上海石化采用第三代RSDS技術的裝置2014年6月投產，生產國Ⅴ標準汽油，至今連續運轉，硫含量始終在10ppm以下，辛烷值損失在0.5左右。 從國家標準能看到，國Ⅴ標準汽油硫含量已經與歐Ⅵ標準持平，升級到國Ⅵ時，硫含量要求不變，但對烯烴、芳烴含量提出了更高的要求。要在保持高辛烷值的前提下，滿足新標準的要求，須加入異構烷烴的組分，這是企業今后必須要面對的情況。 現在生產異構烷烴的技術主要是烷基化技術和碳五/碳六異構化技術。 石科院在開發第二代碳五/碳六異構化技術時，開發了超強酸型催化劑。中國石化采用第二代碳五/碳六異構化技術對湛江東興石化原有的異構化裝置升級改造，增加了加氫預處理單元和干燥單元，原沸石型催化劑更換為超強酸型異構化催化劑，數量從18噸降至13.5噸。截至目前，裝置連續運轉一年多，產物一次通過的辛烷值從改造前的82提高到85。 中國石化具有自主知識產權的ZCA-1固體酸烷基化技術以異丁烷和丁烯為原料，采用固體酸催化劑和經濟高效的固定床工藝，生產清潔的烷基化汽油，從根源上避免了液體酸烷基化的安全和環境等問題，是一項綠色的烷基化工藝技術。 從采用該烷基化技術的中型裝置運行11000小時數據結果看，研究法辛烷值（RON）平均為95.6，馬達法辛烷值（MON）平均為92.5，烯烴轉化率100%，穩定性非常好。隨后在燕山石化進行工業側線試驗，穩定運行3600小時的數據表明，RON平均為96.5，運行結果令人滿意。 柴油方面，可選用柴油超深度脫硫技術（RTS）。該技術使用高脫硫和高加氫性能的非貴金屬加氫催化劑，具有空速高、產品質量好的特點。中試結果表明，硫含量高達9600ppm的原料油可精制為硫含量6ppm的柴油產品。RTS技術從2012年工業化以來已經在9套工業裝置上得到應用，其中高橋石化RTS裝置運轉了3年多，產品質量穩定。 3、石油資源高效利用技術 石油資源的高效利用，關鍵在于如何將渣油最大限度地轉化為輕質油品。這里主要涉及幾項技術，一是固定床渣油加氫技術（RHT），二是渣油加氫處理（RHT）與重油催化裂化的雙向組合技術（RICP），三是多產輕質油的FGO選擇性加氫與選擇性催化裂化（FCC）的集成技術（IHCC），四是淺度溶劑脫瀝青—脫瀝青油加氫處理-催化裂化的組合技術（SHF）。 一般來說，當渣油中鎳（Ni）、釩（V）等金屬含量小于200ppm時，建議采用RICP或IHCC技術；當大于200ppm時，建議采用SHF技術。 石科院開發的RHT技術的關鍵點和難點之一是將瀝青質轉化為小分子，避免形成積炭。深入認識瀝青質的化學結構特征，有助于實現高效轉化。在這個基礎上石科院形成了構建大孔徑通道，使瀝青質易于擴散的思路。迄今，石科院已經開發了三代RHT催化劑，共在中國石化系統內外的50多套次工業裝置上應用。 將RHT技術與重油催化裂化技術相結合是常規的技術，傳統上是單向組合，即催化重循環油在催化裂化中自身循環。但單向組合存在一些問題，因重循環油大部分是多環芳烴，直接進催化裂化，主要生成焦炭和干氣；而對渣油加氫而言，因渣油分子量大、黏度高，反應速度很低，同時在渣油加氫過程中瀝青質不斷析出形成積炭。基于此，石科院開發了雙向組合的RICP技術，將重循環油（HCO）摻入渣油加氫進料中，提高瀝青質在加氫生成油中的溶解度，有效地減少催化劑結焦，提高反應活性和穩定性。 RICP技術于2013年在安慶石化應用后，脫硫率、脫氮率和脫殘炭率明顯增加。在產品分布中，液化氣、汽油分別增加了2.5和0.9個百分點，油漿、積炭分別減少了3.5和0.6個百分點，總液收增加了3.3個百分點，而且催化劑卸出時，平均炭含量大幅度減小。 多產輕質油的FGO選擇性加氫與選擇性催化裂化（FCC）的集成技術（IHCC）則針對傳統催化裂化的轉化率大于70%后，干氣和焦炭急劇增加的情況，做出了改進。2015年，中國石化做出很大努力，將上海石化渣油加氫脫硫（VRDS）的尾油送至清江石化進行工業試驗。結果表明，對比常規催化裂化的方案，采用IHCC方案的輕質油收率提高10個百分點，且沒有油漿，干氣和焦炭分別降低1.62和2.05個百分點。 針對重金屬含量較高原油煉制的SHF技術，利用重溶劑丁烷或戊烷等脫除瀝青質和重金屬，得到的脫瀝青油（DAO）收率較高（80%以上）。由于脫瀝青油的重金屬含量和瀝青質很少，可以在中壓下加氫反應，獲得優質的催化裂化原料，從而生產低硫、低烯烴的清潔汽油。另外，脫瀝青油加氫處理裝置的投資僅為渣油加氫裝置投資的三四成，催化劑用量僅為后者的1/4，具有良好的經濟效益。 |
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