邱立波

（中國天辰工程有限公司，北京100029）

2017年，中國加工原油5.7億噸，表觀進口原油4.15億噸，原油對外依存度為72.81%，因此國內(nèi)新建煉油廠均要加工進口原油。

隨著原油資源不斷開發(fā)利用，煉油廠加工重質(zhì)原油是發(fā)展趨勢。通常規(guī)律是，重質(zhì)原油小于360℃的汽柴油收率較低，硫、重金屬、殘?zhí)康入s質(zhì)含量較高；輕質(zhì)原油則相反，小于360℃的汽柴油收率較高，硫、重金屬、殘?zhí)康入s質(zhì)含量較低。煉油廠的總加工流程如何適應一定范圍內(nèi)原油性質(zhì)變化，是設(shè)計時重點考慮的問題之一。

我國汽、柴油產(chǎn)品已于2017年1月1日開始執(zhí)行國Ⅴ標準，2019年1月1日將開始執(zhí)行國Ⅵ標準，同時2020年全國范圍內(nèi)將推廣乙醇汽油。除此之外，國家對節(jié)能和環(huán)境保護的要求也越來越高，這也是煉油廠設(shè)計時應該考慮的問題。

本文針對煉油廠設(shè)計時如何適應原油性質(zhì)變化，如何采取措施滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級要求、環(huán)境保護要求以及節(jié)能要求等進行分析和探討。

1 選擇合適的總加工流程提高原油適應性

煉油廠設(shè)計時，首先要確定其規(guī)模和加工的原油。由于實際運行時原油采購需要根據(jù)國際原油價格及資源可獲得性等因素綜合確定，所加工的原油品種往往較多，因此設(shè)計時原油性質(zhì)需要有一定的靈活性，原油性質(zhì)的靈活性主要通過總加工流程的選擇實現(xiàn)。

總流程選擇過程中渣油加工路線的選擇至關(guān)重要，是影響原油靈活性的重要因素，目前渣油加工主要按照加氫和脫碳兩種類型來考慮。

1.1 加氫型流程應注意問題

固定床渣油加氫對原料的殘?zhí)亢椭亟饘俸坑幸?，一般重金屬含量?00～150 ppm之間，殘?zhí)迹?0%。進料中除了減渣之外，還需要有部分蠟油。相對而言，此類加氫型煉廠加工原油相對較輕。如果原油變重，亦即原油中大于360℃的蠟油、減壓渣油餾分增加時，為滿足渣油加氫脫硫（VRDS）進料性質(zhì)的要求，需要把更多的蠟油調(diào)整到VRDS原料中去，會降低蠟油加工裝置負荷。另外，為了控制VRDS的進料質(zhì)量，需要將部分更劣質(zhì)的減壓渣油作為瀝青或重質(zhì)燃料油等低價值產(chǎn)品銷售，影響效益。加氫型流程對原油變輕容易適應，對原油變重的適應有難度，應重點放在減壓蒸餾單元的設(shè)計上。

1）減壓爐的負荷要有一定的余量，加熱爐負荷考慮上限在130%附近，保證滿足減壓塔蠟油餾分增加后的餾出對加熱爐負荷增加的需求。

2）當加熱爐所留的余量不能滿足要求時，安排部分常渣不經(jīng)減壓直接進VRDS。

3）調(diào)整催化裂化的加工方案，增加油漿的外甩量，控制油漿密度不宜太重，將催化裂化油漿作為渣油加氫脫硫的原料。

1.2 脫碳型流程應注意問題

延遲焦化裝置（DCU）對原料適應范圍較為寬泛，脫碳型工藝流程可以加工更重質(zhì)劣質(zhì)原油。

如果加工原油變輕時，由于直餾石腦油、直餾柴油餾分量增加，常減壓蒸餾裝置常壓部分可能成為制約原油加工量的主要因素。因此，對于此類工藝流程，原油適應性重點放在常壓單元的設(shè)計上，應注意以下幾個方面：

1）常壓爐負荷要留有余量（130%為上限）或改造余地。

2）常頂冷凝冷卻負荷要留余量或改造空間。

3）留有將閃蒸塔改造為初餾塔的余地。

目前，國內(nèi)外已經(jīng)有渣油加氫裂化（如VCC、SET或MCT）投入建設(shè)和運行。渣油加氫裂化能加工更劣質(zhì)的減壓渣油，而且不需要添加蠟油組分，這樣的總工藝流程對原油有更強的適應性。

如果一個煉油廠的重油加工路線包含加氫和脫碳兩種，其組合流程原油適應性更強，但要增加投資。

2 選擇合適的工藝滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級要求

2.1 汽油和柴油標準情況

1）北京《車用汽油（DB11/238–2016）》地方標準（京Ⅵ），已于2017年1月1日起實施，京Ⅵ汽油中的硫含量不大于10 ppm，芳烴含量控制在不大于35%，烯烴含量控制在不大于15%，苯含量控制在不大于0.8%。國家汽油標準主要技術(shù)指標（GB 17930–2016）見表1，國Ⅵ汽油自2019年1月1日起全國范圍內(nèi)開始執(zhí)行。

表1 汽油標準（GB 17930–2016）主要技術(shù)指標

2）北京《車用柴油（DB11/239–2016）》地方標準（京Ⅵ），已于2017年1月1日起實施，京Ⅵ柴油的硫含量不大于10 ppm，多環(huán)芳烴不大于7%。國家標準《國Ⅵ標準（GB 19147–2016）車用柴油》從2019年1月1日起執(zhí)行，主要技術(shù)指標見表2。

表2 柴油標準（GB 19147–2016）主要技術(shù)指標

2.2 汽油質(zhì)量要求提高的應對措施

硫、苯、烯烴、芳烴是汽油中的主要限制組分。

苯和芳烴主要來源于重整汽油組分，提高重石腦油初餾點至85℃，可以將汽油中苯的含量降低很多，芳烴（苯、甲苯和C8芳烴）也可用抽提方法實現(xiàn)。

硫和烯烴主要來源于催化裂化汽油組分，加氫脫硫的同時，辛烷值也會隨著烯烴的飽和而下降。降硫措施主要有：

1）催化裂化汽油加氫。國內(nèi)外可選的技術(shù)較多，國外技術(shù)以Prime G＋、CDTECH為代表，國內(nèi)技術(shù)有RSDS、OCT-M、S-Zorb、DSO、GARDES等。大多數(shù)技術(shù)相差不多，基本上是將催化汽油切割，將重汽油加氫，再進行脫硫醇，有的采取部分脫硫醇、有的采取混合汽油脫硫醇，脫硫醇時堿洗、催化氧化分別進行，從而降低汽油硫含量。

2）當催化汽油硫含量較低時，可以考慮全餾分加氫。設(shè)3個反應器，反應在不同的反應器中進行，采用不同的反應條件，達到好的選擇性。一段是選擇性加氫脫除二烯烴的反應；二段是選擇性加氫脫硫的反應；三段是芳構(gòu)化、異構(gòu)化反應，通過增加芳烴和異構(gòu)烷烴的含量，補償烯烴減少造成的辛烷值損失。

3）當催化汽油硫含量較高時，應先進行輕、重餾分的切割，只對重汽油進行選擇性加氫脫硫，輕汽油作汽油調(diào)和組分或作為輕汽油醚化的原料。不生產(chǎn)乙醇汽油的煉油廠，設(shè)置輕汽油醚化裝置是合適的，降低汽油中烯烴含量的同時，通過醚化可以提高辛烷值。

4）MTBE可以作為汽油調(diào)和組分，但其硫含量往往偏高，主要原因是原料混合C4中高沸點的硫化物通過MTBE裝置的催化蒸餾塔或共沸塔被分離到MTBE產(chǎn)品中，另外，MTBE醚化催化劑中樹脂磺酸流失也進入產(chǎn)品。某廠由于樹脂磺酸流失原因，半年后導致MTBE中硫含量增加10 ppm。降低MTBE硫含量采取的措施：①選用高效、深度液化氣脫硫醇工藝，采用再生堿液反抽提等措施，確保經(jīng)脫硫醇后的液化氣總硫含量小于10 ppm。②根據(jù)MTBE裝置中各組分的沸點不同，在MTBE裝置以前的氣體分餾裝置中增設(shè)輕、重C4分離塔或脫C5塔，將沸點較高的硫化物分餾到塔底中，而塔頂餾出物即MTBE原料中硫含量就會大幅度降低，使生成的MTBE產(chǎn)品中硫含量大幅度降低。③采用旋流法深度脫除LPG中游離水、胺、堿等措施以減少磺酸流失。

5）增加高辛烷值汽油調(diào)和組分的數(shù)量。汽油質(zhì)量升級，要求硫、烯烴、苯、芳烴越來越低，而市場上高標號汽油消費比例越來越高。重整汽油含有苯、芳烴，催化汽油含有硫、烯烴，MTBE含有氧。異構(gòu)化汽油、烷基化汽油、烯烴齊聚汽油沒有任何被限制的成分，應增加這些汽油調(diào)和組分的產(chǎn)量。

異構(gòu)化裝置的原料是重整裝置拔頭油，主要是C5/C6汽油，異構(gòu)化后的汽油研究法辛烷值（RON）可達90，且異構(gòu)化汽油的敏感度低，馬達法辛烷值（MOR）比RON僅小2個單位。

烷基化的規(guī)模受限于異丁烷和1–丁烯數(shù)量。通過增設(shè)正丁烷異構(gòu)裝置和MTBE停用增加的異丁烯可以擴大烷基化裝置的規(guī)模。

2.3 乙醇汽油的推廣對汽油質(zhì)量升級的影響

2017年9月，國家發(fā)改委等15個部委聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于擴大生物燃料乙醇生產(chǎn)和推廣使用車用乙醇汽油的實施方案》，方案指出，到2020年將基本實現(xiàn)全國范圍內(nèi)的乙醇汽油覆蓋。

乙醇汽油的優(yōu)勢有以下幾點：其一，燃料乙醇作為可再生能源，來源廣泛，且制備技術(shù)也較為成熟，可以快速實現(xiàn)量產(chǎn)，同時也可以減少對石油等能源的過度開采；其二，乙醇汽油可以有效減少汽車尾氣中的碳排放、細顆粒物排放以及其他有害物質(zhì)的污染，有益于環(huán)境保護；其三，乙醇汽油的抗爆性、自燃性、空燃相對比都處于合理范圍，加之我國乙醇汽油的調(diào)和標準不需要對現(xiàn)有發(fā)動機進行改造即可使用。

乙醇的密度789 kg/m3，RON為111，氧含量34.78%。乙醇做為汽油調(diào)和組分后，煉油廠需要生產(chǎn)乙醇汽油組分油，對烯烴、芳烴和辛烷值指標要求可以略有寬松，但是蒸汽壓指標將更加嚴格。另外，組分油中不允許添加MTBE，煉廠缺少低硫、低烯的高辛烷值組分。煉廠需結(jié)合汽油池組成統(tǒng)籌考慮，采取措施：一是可以通過建設(shè)烷基化裝置或者外購烷基化油，增加汽油池中烷基化油比例；二是關(guān)注異構(gòu)化油的蒸汽壓，必要時調(diào)整初餾點；三是將MTBE改造為疊合裝置。

2.4 柴油質(zhì)量要求提高的應對措施

柴油質(zhì)量升級措施主要靠加氫，加氫深度越高，產(chǎn)品硫含量越低，且十六烷值同步增加。關(guān)鍵是平衡好柴油的硫含量、十六烷值、液收三者的關(guān)系。

直餾柴油和焦化柴油的十六烷值較高，通過加氫精制即可使硫含量滿足質(zhì)量標準要求。

催化柴油，由于本身十六烷值很低，需要進行加氫改質(zhì)才能滿足要求。

另外，可以考慮將催化柴油作為加氫裂化進料，提高整體柴油的十六烷值。

3 應對環(huán)境保護要求采取的措施

3.1 二氧化硫

《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日起，新建企業(yè)從2015年7月1日起，催化煙氣、硫黃焚燒爐煙氣、工藝加熱爐煙氣中SO2的排放濃度分別為100 mg/m3、400 mg/m3、100 mg/m3；特別排放限值分別為50 mg/m3、100 mg/m3、50 mg/m3。采取措施建議如下：

1）催化裂化再生煙氣。計算表明，未加硫轉(zhuǎn)移劑，催化原料硫含量小于240 ppm時，催化煙氣的SO2含量已達49 mg/m3（特別排放限值為50 mg/m3）。催化原料硫含量更多的是大于240 ppm，因此，大多數(shù)催化裂化裝置均應采取再生煙氣脫硫措施；僅原料硫含量低的裝置可以通過加入硫轉(zhuǎn)移劑解決。

2）硫黃裝置尾氣。改進克勞斯制硫工藝，提高硫的回收率；對煙氣進行脫硫處理。

3）工藝加熱爐。計算表明，以煉油廠干氣為燃料，裝置加熱爐的煙氣排放問題不是特別突出，燃料硫含量為200 ppm時，其SO2濃度完全可以滿足最新標準要求。

3.2 氮氧化物

《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日起，新建企業(yè)從2015年7月1日起，催化煙氣、工藝加熱爐煙氣中的氮氧化物排放濃度分別為200 mg/m3、150 mg/m3，特別排放限值 100 mg/m3、100 mg/m3。采取措施建議如下：

1）催化煙氣。一是要通過對催化原料的加氫處理，減少催化裂化原料的氮含量；二是在裝置上增加脫硝措施。

2）硫黃裝置。酸性水汽提裝置回收氨，減少進入酸性氣中的氮。

3）工藝加熱爐。氮氧化物的量要高度重視，氮氧化物的控制由“友好”的燃燒器實現(xiàn)，應該在詢價交流階段選擇篩選出低氮氧化物排放的燃燒器。

未來煉油廠包括催化裂化再生煙氣、硫黃焚燒爐煙氣、工藝加熱爐的煙氣，都會要求建設(shè)煙氣處理系統(tǒng)，以滿足SO2和氮氧化物排放要求。另外，為方便工藝加熱爐的煙氣處理，加熱爐可集中布置，全廠可能會出現(xiàn)一個或幾個工藝加熱爐群。

3.3 酸性氣

《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》（GB 31570–2015）規(guī)定，“酸性氣回收裝置的加工能力應保證在加工最大硫含量原油及加工裝置最大負荷的情況下，能完全處理產(chǎn)生的酸性氣。脫硫溶劑再生系統(tǒng)、酸性水系統(tǒng)和硫黃回收裝置的能力配置應保證在一套硫黃回收裝置出現(xiàn)故障時不向酸性氣火炬排放酸性氣”。這就意味著，煉油廠聯(lián)合硫黃回收裝置應采用“N＋1”模式配置。設(shè)計時重點關(guān)注幾個方面：

1）聯(lián)合硫黃回收裝置的溶劑再生、酸性水汽提、制硫3個單元均采用“N＋1”模式配置。

2）以制硫單元為例，如全廠平衡下來，制硫的規(guī)模為10萬噸/年，制硫的配置可以采用6萬噸/年＋6萬噸/年兩套，全廠滿負荷運行時，兩套裝置同時運行，制硫裝置的負荷為83.3%；當一套制硫單元故障時，6萬噸/年制硫單元運行，全廠負荷降至60%運行。

3）溶劑再生、酸性水汽提單元應按類似思路考慮配置。

4）對于有硫黃回收或硫酸的企業(yè)，均應按“N＋1”模式配置。

5）3個單元的具體規(guī)模應該根據(jù)投資、可操作性研究比較后確定。

3.4 無組織污染源

對于無組織污染源設(shè)計時應重點考慮：①選用合適罐型，應對油罐進行氮封或設(shè)置油氣回收系統(tǒng)。②裝卸車系統(tǒng)設(shè)置油氣回收系統(tǒng)，減少裝卸過程中的排放。③污水處理場系統(tǒng)廢氣處理，主要是將敞開式池體加蓋密封，然后采用風管和離心風機將氣體抽出，通入VOCs處理部分，實現(xiàn)污水處理場VOCs達標排放。

3.5 污水排放

《石油煉制工業(yè)污染物排放標準》（GB 31570–2015）規(guī)定，現(xiàn)有企業(yè)從2017年7月1日，新建企業(yè)從2015年7月1日起，污水的排放量限值為0.5 m3/噸（原油），特別限值為0.4 m3/噸。采取措施如下：

1）污水的排放濃度，主要通過選擇合適污水處理工藝和提高操作管理水平解決。污水的排放量：一是減少污水的產(chǎn)生，二是提高污水的回用量。

2）含油污水經(jīng)處理后回用是減少污水排放量最有效的辦法。目前國內(nèi)新建的大型煉油廠，大都采用了污水回用技術(shù)。經(jīng)過深度處理的回用污水，主要用來做循環(huán)水的補充水和綠化用水。

3）高濃度的含鹽污水處理后回用的成本較高，因此對高濃度含鹽污水，應主要考慮減少產(chǎn)生量。

4）沿海的煉油廠，有條件采用海水間接冷卻技術(shù)。海水直接冷卻時，一旦產(chǎn)生腐蝕，油品進入海水中，會造成海洋水體污染。用海水冷卻循環(huán)水，代替常規(guī)的涼水塔。由于循環(huán)水系統(tǒng)是密閉的，可避免循環(huán)水的濃縮，減少甚至避免循環(huán)水場排出的高濃度的含鹽污水。

4 應對節(jié)能減排要求采取的措施

《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》要求2011年大型煉油廠單位原油綜合能耗低于63千克標準油/噸原油。

《能源中長期發(fā)展規(guī)劃綱要》要求2010年、2020年煉油單位能量因數(shù)能耗分別為12千克標準油/噸原油、10千克標準油/噸原油。

根據(jù)以上要求，在煉廠設(shè)計時，應從幾個方面考慮：

1）節(jié)能應從全廠角度綜合考慮，不要只關(guān)注單裝置，更重要的是從全廠全流程統(tǒng)一核算，目標是全廠能耗最低。

2）科學合理選擇全廠總工藝流程、工藝裝置的技術(shù)路線以及全廠系統(tǒng)配套，對于節(jié)能是至關(guān)重要的。

3）優(yōu)化裝置內(nèi)部的流程和用能結(jié)構(gòu)，所有工藝換熱基于經(jīng)濟目標進行優(yōu)化分析，并小于20℃的窄點溫差。多余的熱量可考慮發(fā)生蒸汽或產(chǎn)生熱媒水。

4）上、下游裝置之間直接熱進料，減少上游裝置冷卻水的負荷及下游裝置的加熱負荷，減少從中間罐區(qū)到下游裝置輸送泵的用電負荷。

5）工藝加熱爐的效率應達到92%。加熱爐盡可能用低硫燃料，這樣保障不產(chǎn)生露點腐蝕，從而降低排煙溫度，盡量回收煙氣余熱。另外可以利用裝置余熱加熱燃料。

6）蒸汽逐級利用，盡量不用減溫減壓器，盡可能地回收凝結(jié)水，盡可能不放空蒸汽。公用工程的蒸汽鍋爐都產(chǎn)高壓蒸汽，工藝裝置所用的中、低壓蒸汽均由蒸汽透平的背壓排汽供給。

7）將含油污水（有條件的還可以引入城市中水）處理后，用做循環(huán)水場補充水和綠化用水。

8）將加氫裝置的酸性水和非加氫裝置酸性水分別汽提，得到凈化水作為工藝裝置注水，化學藥劑的配制用水。酸性水汽提裝置的汽提塔應普遍采用重沸器做塔底熱源，避免使用汽提塔底通入蒸汽做熱源。

9）使用空冷替代水冷，以減少循環(huán)水用量。用熱媒水回收裝置余熱。

10）沿海煉油廠，可以考慮利用裝置余熱淡化海水，用來替代新鮮水；用海水間接冷卻（用海水冷卻循環(huán)水），以減少循環(huán)水的蒸發(fā)損失和濃鹽水的排放。

5 結(jié)論

1）煉油廠設(shè)計時需要考慮加工原油靈活性，需要滿足產(chǎn)品質(zhì)量升級、環(huán)境保護要求、節(jié)能減排要求，因此在煉油廠設(shè)計階段，尤其是在總流程確定、技術(shù)選擇、裝置構(gòu)成、設(shè)備選型、平面預留等環(huán)節(jié)就應該把上述相關(guān)因素統(tǒng)籌考慮。

2）煉油廠的大型化、園區(qū)化、煉油–化工一體化、智能化，以及分子煉油理念，應該在未來煉油廠的規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)、運行中加以實施，需要我們提高認識，把原油資源研究好、分析好、利用好，創(chuàng)造更多的效益，造福企業(yè)和社會。