不同成品油收率下渣油加工方案与碳排放研究

参考资料：崔华松，等．不同成品油收率下多种渣油加工路线总流程方案及碳排放研究[J]石油学报（石油加工），2026，42（4）：.1001-1013 目录CONTENTS 研究背景与问题提出 “双碳”自标与炼化转型背景 政策驱动 技术路径探索 市场需求转变 产能过剩预警 炼厂需通过绿氢炼化、CCUS、流程再造等技术实现低碳转型，同时面临工艺排放升高（如催化裂化烧焦）与生命周期碳排放降低的矛盾。 成品油消费达峰背景下，化工产品需求持续增长，炼化企业需加速“减油增化”2030年前将成品油收率压降至50%以下，2050年进一步降至30%。 2030年后炼油能力过剩问题凸显，企业需提前布局低碳技术，应对碳排放双控政策下的硬约束。 国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确将石化化工行业列为重点降碳行业，要求通过“碳达峰十大行动"推动炼化产业结构优化，包括控制汽油消费、开发生物燃料、加快非常规气利用等。 渣油加工路线选择的重要性 碳排放差异显著 燃料型炼厂碳排放强度（0.15~0.3吨/吨原油）低于炼化一体化炼厂（0.2~0.45吨/吨），但后者通过化工产品固碳可降低全生命周期排放。 资源高效利用 渣油作为重质组分，其加工路线（如焦化、加氢裂化）直接影响氢气消耗、能源效率及碳排放强度，需平衡短流程与长流程技术选择。 产品结构适配 渣油加工需与“油转化”“油转特"战略协同，生产高附加值化工原料（如乙烯、PX）或特种材料，减少低效燃料产出。 研究自标与核心问题 全生命周期视角 技术经济性评估 量化不同渣油加工路线（延迟焦化、沸腾床加氢、溶剂脱沥青）的碳排放强度与投资回报周期，明确低碳转型成本。 比较燃料型与炼化一体化路线的净碳排放差异，验证“减油增化”对碳中和目标的贡献潜力。 多目标优化模型 政策适配性分析 探究碳排放双控下，渣油加工如何满足原料用能豁免、绿电替代等政策要求，规避产能限制风险。 构建兼顾碳排放、能效、产品价值的渣油加工方案决策框架支撑炼厂中长期战略规划。 02 研究方法与方案设计 研究框架与情景设定 多维度分析框架 构建涵盖原料特性、工艺参数、产品分布及碳排放强度的综合评价体系，通过设定不同原油性质（硫含量、金属含量残炭值）和加工深度（转化率70%-95%）的情景组合，系统评估技术路线的适用性。 2基准情景与优化情景 基准情景采用传统延迟焦化工艺（转化率50%-60%），优化清景引入JESO浆态床加氢技木（转化率90%-95%）和溶剂脱沥青-沥青气化组合工艺，对比碳排放与轻质油收率差异。 3全生命周期评估 结合炼厂实际运行数据，模拟从原油进料到成品油出厂的全流程碳足迹，包括直接排放（工艺燃烧）和间接排放（电力消耗、氢气生产等）。 原油选择与馏分切割 窄留分切割技术 重质含硫原油特性 选取API度低于25、硫含量>2.5%的劣质原油（如中东重质油），其减压渣油收率可达40%-50%，直富含金属（Ni+V>200μg/g）和高沥青质（>10wt%），需针对性设计切割方案。 采用减压深拔工艺将565+渣油进一步分割为轻脱油（565-650℃）和重脱油（650C+），前者适合催化裂化，后者优先进入加氢或焦化装置。 留分性质关联分析 组分定向分离 建立渣油四组分（饱和分、芳香分、胶质、沥青质）与加工性能的关联模型，预测不同切割方案下的催化剂中毒风险与结焦倾向 通过溶剂脱沥青（正戊烷/正庚烷）分离脱沥青油（DAO）和沥青质，DAO的金属含量可降低80%以上适合后续加氢处理；沥青质则进入气化装置生产氢气或合成气。 三种渣油加工技术路线 渣油加氢裂化 延迟焦化路线 溶剂脱沥青.气化组合 以高温裂解为核心，生成焦炭、轻油及气体，适用于高残炭渣油，但碳排放强度较高(约1.8t CO2/吨原料）。 先提取脱沥青油（DAO）后气化残渣，实现近零渣油排放，碳排放强度最低(0.9tCO2/吨原料)，但系统复杂度高。 通过高压加氢转化生产清洁轻质油品，需配套高活性催化剂，碳排放较低（1.2tCO2/吨原料），但投资成本较高。 九种总流程方案构建 方案1-3（焦化主导） 分别耦合催化裂化、加氢处理及芳烃联合装置，焦化渣油收率40%-50%，碳排放范围1.6-2.0tCO2/吨原油。 方案4-6（加氢裂化主导） 整合渣油加氢、催化重整及异构化单元，轻油收率提升至60%-70%，碳排放降至1.1-1.4tCO2/吨原油。 方案7-9（气化集成） 结合IGCC（整体煤气化联合循环）与化学品合成，渣油转化率超90%，碳排放强度0.8-1.0tCO2/吨原油，但需考虑经济性平衡。 03 总流程方案结果分析 装置加工负荷对比 加氢处理负荷波动 延迟焦化负荷差异 01 延迟焦化装置在低成品油收率方案中负荷率显著降低（约60%-70%)，而高收率方案通过优化进料配比可提升至85%-90%，但需注意焦炭产率上升带来的处理压力。 渣油加氢装置在高收率方案中负荷率可达95%以上，但需配套高压设备应对腐蚀风险；低收率方案因原料劣质化可能被迫降至75%-80%。 溶剂脱沥青负荷稳定性 催化裂化负荷弹性 该装置负荷率受收率影响较小（通常维持85%-90%，但沥青气化单元需匹配负荷变化，否则易造成沥青积压。 催化裂化装置负荷与原料性质强相关，轻质原料下负荷率可维持90%以上，重质渣油掺炼时需降至80%左右以避免催化剂失活。 产品分布与收率分析 汽油收率敏感性 高收率方案通过两段提升管催化裂化可使汽油收率达45%-50%，而传统焦化路线仅能实现25%-30%，但需部分柴油收率 低碳烯烃产出差异 浆态床加氢技术在高收率方案中烯烃收率可达12%-15%，较延迟焦化路线（5%-8%）提升显著，但氢气消耗量增加30%-40%。 残渣处理路径影响 采用IGCC气化方案时，沥青转化率超95%且可联产电力；若选择焦化路线则产生15%-20%石油焦，需配套脱硫设施。 全厂综合能耗变化 热集成优化空间 加氢路线能耗特征 渣油加氢处理吨油综合能耗达6575kg标油，主要来自高压反应器电耗与氢气制备；溶剂脱沥青路线能耗较低（40-50kg标油），但需额外计算气化单元能耗。 通过装置间低温热联合（如催化裂化余热用于常减压蒸馏留）可降低全厂能耗8%-12%，尤其在高收率方案中效果更显著。 碳排放强度关联性 公用系统耗能占比 能耗每降低1kg标油/吨原料，对应CO2排放减少2.5-3kg，加氢路线因氢耗高其碳排强度比焦化路线高15%-20%。 蒸汽动力系统占全厂能耗35%-45%，采用热泵精馏技术可减少低压蒸汽用量20%以上。 投入产出平衡分析 碳交易敏感性 原料适应性成本 处理重金属含量>200μg/g的渣油时，加氢催化剂更换频率增加导致操作成本上升30%-50%，需与产品增值部分平衡。 当碳价>200元/吨时，加氢路线需配套CCUS才具经济性，而焦化路线因碳排放基数大面临更高履约成本。 副产品收益影响 投资回报周期差异 石油焦销售可抵消焦化路线15%20%操作成本；IGCC方案电力外售收益能覆盖气化单元60%-70%运行费用。 延迟焦化方案初始投资低（约焦化装置3-4亿元/百万吨），但高收率加氢方案虽投资高（8-10亿元/百万吨），因轻油溢价可在5-7年收回成本。 经济效益与财务评价 不同价格体系下吨油效益 原油价格波动影响 渣油加工效益与原油价格高度相关，高油价下焦化路线因低附加值产品占比高而效益下降，而溶剂脱沥青-加氢处理-气化路线因轻质油收率提升更具经济性。需结合实时价格模型动态调整加工方案。 产品结构优化 通过数字算法优化减压渣油掺炼比例，提高汽油等高附加值产品收率（如案例中汽油收率提升3%），降低低效产品产出，直接提升吨油边际效益。 区域价差因素 不同地区成品油（如燃料油、沥青）价格差异显著，需结合区域市场需求调整渣油加工方向，例如山东地炼延迟焦化利润受本地石油焦价格波动影响较大。 方案投资指标与回收期 政策补贴影响 初始投资对比 溶剂脱沥青-气化路线虽需配套加氢与气化装置，投资高于传统焦化，但长期轻质油收率提升可缩短回收期；焦化路线设备简单但产品附加值低，回收期受油价压制。 碳税或绿色工艺补贴可显著改善脱沥青-气化路线的财务指标，需纳入回收期测算例如IGCC联产制氢可能获得低碳政策支持 运行成本差异 案例实证分析 某炼厂采用沥青气化路线后，因沥青转化为高附加值产品（如费托合成油），投资回收期较焦化缩短1.52年。 高硫渣油加工需考虑腐蚀防护成本，溶剂脱沥青路线因流程简化（减少二次加工）可降低维护费用，而焦化路线催化剂单耗高且环保合规成本递增。 效益持平价（PBP）定义与应用 动态调整机制 技术选择临界点 结合实时产品价格（如燃料油周均价4653元/吨时）与原料成本，通过PBP模型指导生产计划，避免低效产能运行。 PBP指不同加工方案效益相等时的原油价格，如焦化与脱沥青路线在油价80美元/桶时效益持平，高于此价则后者更优，为工艺路线切换提供量化依据。 风险对冲工具 PBP可与期货市场联动，锁定原料与成品价差，例如在沥青供应紧张时优先选择气化路线以规避价格波动风险 化工品价格与转型时机 产业链协同效应 政策驱动窗口期 市场供需敏感性 炼化一体化项自中，渣油加工路线需与下游烯烃、芳烃需求匹配，例如高乙烯价格时段优先选择催化裂化增产低碳烯烃。 石油焦利润波动剧烈（如山东地炼周利润从208元/吨跌至-35元/吨），需监测其与沥青价差，适时转向化工品（如丙烯）生产以稳定收益。 低碳法规下，低硫燃料油需求增长可能推动渣油加氢处理产能建设需在政策实施前完成技术储备。 05 碳排放核算与分析 碳排放核算边界与方法 范围1直接排放 包括企业控制范围内静止燃烧（如锅炉）、移动燃烧（如内车辆）、化工生产过程（如催化裂化）及设备无组织逸散（如阀门泄漏）产生的碳排放，需通过连续监测或物料平衡法精确计量。 范围2间接排放 涵盖外购电力、蒸汽等能源的隐含碳排放，采用排放因子法计算，需结合区域电网平均排放因子或供应商提供的特定能源碳排放数据。 范围3价值链排放 涉及原油开采运输、催化剂生产等上游活动，以及成品油运输分销等下游环节，通常采用行业平均数据或生命周期数据库（如Ecoinvent）进行估算。 过程碳排放量对比 渣油加氢处理 延迟焦化工艺 通过高压加氢裂化减少残炭值，碳排放主要来自制氢单元（范围1）和高压反应能耗（范围2），但硫化物转化可能增加酸性气处理负荷。 焦化反应产生大量焦炭和油气，碳排放集中于焦炭燃烧（范围1）和高温加热能耗（范围2），单位渣油加工的碳排放强度通常高于加氢工艺。 溶剂脱沥青技术 催化裂化优化 调整催化剂类型和反应温度可改变轻油收率，但催化剂再生烧焦过程（范围1）可能成为主要碳排放源，需平衡产品分布与碳排放关系。 物理分离沥青质过程能耗较低，但沥青副产品若用于燃料将计入范围3排放，需对比不同溶剂回收系统的能源效率差异。 成品油燃烧碳排放量 燃料类型排放系数差异 汽油燃烧排放因子约2.31kgCO2/L，柴油为2.68kgCO2L，低硫燃料油达3.15kgCO2/L，加工方案导致的成品油收率变化直接影响全生命周期碳排放。 轻质化产品减排效应 提高汽柴油收率虽增加炼厂过程排放，但替代高碳燃料（如重油）的终端燃烧可净减碳8%-12%，需结合LCA（生命周期评价）综合评估。 非燃料利用路径 每吨原料碳足迹较燃料路线减少1.8-2.5吨CO2当量。 总碳排放量变化趋势 加工深度与碳效率关系 深度转化工艺（如加氢裂化）初期碳排放高，但高附加值产品产出可摊薄单位产值碳排放，长期看呈下降趋势。 碳价敏感性分析 当碳价超过50美元/吨时，溶剂脱沥青-加氢路线经济性优于焦化，总碳排放成本差异可达20%-