我国炼油工业可持续发展的对策思考

我国已成为世界第二大炼油国,2008年炼油能力达到4.38×108t/a。通过结构调整,炼油装置平均规模越来越大;通过自主开发,我国已全面掌握原油加工技术,能自主建设年加工能力千万吨级的大型炼厂。据预测,到2020年我国汽煤柴油的需求量将达到3.5×108~3.9×108t,强劲的市场需求为中国炼油工业提供了难得的发展机遇。但同时我国炼油工业也面临着石油资源不足,原油品质呈现重质化、劣质化趋势,环保法规日益严格,石油产品质量亟待升级,二氧化碳减排压力大等制约因素。为了实现我国炼油工业的可持续发展,应努力优化炼油加工总流程,建设加氢型炼厂,充分合理地利用石油资源;调整油化一体化的发展思路,低碳烯烃可以用煤或天然气为原料进行生产,石油加工应以运输燃料收率最大化为目标,并提高柴油在运输燃料中的比例;发挥资源优势,适度有序发展煤制油、煤化工,合理安排煤制油和甲醇制烯烃、甲醇制丙烯项目;生产运输燃料是生物质大规模利用的最佳方式,应重视技术的集成创新,发展生物燃料产业,同时加强生物油藻的研究开发;减少能源使用是减排CO2最重要、最现实的措施,要大力推进技术创新,实现炼油过程的节能降耗,要推进二氧化碳的捕集、转化、储存(CCCS)技术的研发。     

世界炼油工业发展新动向及我国的对策

近年来,地处西半球的美国、加拿大、委内瑞拉等美洲国家的石油储产量大幅增长,正逐步成为继中东之后全球油气勘探开发的新兴热点区域,全球石油消费重心和炼油发展中心进一步转移至东半球国家。原油资源供应进一步趋紧,页岩气、页岩油等非常规油气资源开发成热点。与此同时．世界炼油工业发展格局也呈现出一系列新动向：原油重质劣质化趋势明显,重油加工难度增大,重油深加工技术主要在技术优化、催化剂升级等方面取得了进展;清洁燃料标准加速升级,向低硫、超低硫方向发展,清洁燃料生产技术向产品高品质化方向发展;炼厂增产丙烯、芳烃等化工原料技术伴随炼化一体化战略加快发展：替代能源技术受到高度重视,迈入规模工业应用阶段。当前我国炼油工业迎来了战略发展机遇期,但面临原油供应趋紧、原油品质重劣质化、环保要求趋严等严峻挑战,必须借鉴国际先进经验,采取相应对策：扩大原油来源,实现渠道多极化和资源多元化;积极应对原油重质化劣质化的挑战,提高重油深加工能力;加快清洁燃料质量升级换代,多产柴油调整油品结构;加强自主技术创新,支撑和引领业务发展。     

甲醇燃料——最具竞争力的可替代能源

从能源安全和环境问题的角度，指出用清洁燃料替代石油势在必行；分析了各种石油替代能源，指出煤制甲醇是最具竞争力的可替代能源；进一步分析了甲醇燃料的动力性能、毒性和对环境的影响，并分别比较了煤变油与煤制甲醇清洁燃料，甲醇燃料与石油燃料；最后得出的结论是：世界各国都将推行煤制甲醇燃料的技术路线，用于解决石油替代能源的问题。     

炼油行业发展清洁燃料面临的形势分析

经济、能源和环境是目前国际社会关注的三大焦点。随着经济形势的逐步向好,全球能源需求,特别是石油需求将持续增长,但同时也面临着治理环境污染的压力,这就需要提高燃油质量,发展清洁燃料。炼油行业面临的全球形势是原油品质趋于劣质化、油价走势依然存在不确定性、油品质量标准日趋严格、质量升级步伐加快、替代燃料发展迅速。当前我国的政策调整有利于炼油行业健康发展。国内"十二五"期间成品油需求刚性增长,预计2015年将达到2.86×108t;原油对外依存度居高不下,预计2015年将达到62%;节能降耗和安全环保要求不断提高;炼油技术有待进一步升级,自主创新能力亟待加强;高标号汽油消费比例不断上升;产品质量标准面临升级压力。基于这种形势,建议制定符合我国国情的汽柴油质量升级标准,政府应对汽柴油质量升级改造提供政策支持;做好加工高硫和劣质原油工艺路线的选择,选择适当的质量升级技术和加工工艺;增加烷基化油、异构化油生产能力,改善汽油调合组分构成;搞好区域资源优化;狠抓节能减排,建设节能环保型炼厂;同时加强与替代燃料的结合,实现资源多元化。     

我国炼油工业发展趋势分析

2009年我国炼油能力达到4.78×108t/a,成为世界第二大炼油国,成品油产量和质量完全可满足国内需求并出口国际市场。预计2015年我国炼油能力将达到5.8×108t/a,成品油加工能力约3.5×108t/a,主要建成环杭州湾(含长三角)、珠三角、环渤海和西北炼化工业区,炼厂的规模化程度、炼化一体化程度、产业集中度及集约化程度、油品质量都将进一步提高。2015年我国石油需求约5.5×108t,成品油需求约3.0×108t,成品油需求增长有可能放缓,炼油能力将继续保持较快增长,呈现出供大于求的局面。"十二五"期间,我国炼油工业面临着石油资源不足和节能减排等因素的制约。生产清洁油品是炼油工业的发展重点,大力发展各类加氢工艺,采用劣质、重质原油生产清洁油品将成为我国炼油工业发展的必然趋势。炼油企业要进一步提高装置对高硫、高酸及重质原油加工的适应性,增加清洁燃料和石油化工原料供应,促进原油深度加工和炼化一体化整体协调发展。我国炼油行业在节能方面仍有较大上升空间,预计2015年单位综合能耗将降至60kg标油/t。同时,要科学有序地发展生物燃料等替代能源。     

科威特建设中东最大炼油厂的启示

2012年底,科威特国家石油公司(KNPC)启动中东地区最大炼油厂的建设计划。建设原油加工能力达61.5×104bbl/d的Al-Zour炼厂,其目的是生产高质量的石油产品,提高竞争能力,开拓新市场,同时为科威特国内发电厂提供环境友好的燃料。Al-Zour炼厂选用的技术集中在美国Fluor、美国Chevron Lummus全球、荷兰Shell全球解决方案和丹麦Hardor Topsoe等4家公司,常压渣油固定床加氢脱硫(ARDS)联合装置是该炼厂的核心装置,也是全球最大的渣油加氢脱硫装置。Al-Zour炼厂的工程建设由三大工程建设联合体承包,中国石化炼化工程公司作为第一联合体的成员,参与主要工艺装置的工程设计建设工作。Al-Zour炼厂选用的都是当今世界领先的炼油技术。世界炼油技术仍在推陈出新,许多炼油公司都在开发原创性、颠覆性的新技术,特别是加工重质劣质原油的技术。我国炼油技术已达到世界先进水平,但还称不上是炼油强国。从"世界先进"向"世界领先"转变是一个漫长的过程,现在是我国技术创新的最好时期,要拿出贯彻执行国家方针政策的具体办法,根除影响创新积极性的隐性弊端。     

煤制清洁低碳能源的技术经济评价

一、煤制清洁能源的技术路线和主要技术 （一）技术路线煤炭经过加工，制备出适合煤转化工艺需要的原料煤。不同的煤转化工艺对灰分、硫分、粒度、水分等都各有具体的要求。原料煤经过气化，生产出粗煤气，经过煤气净化和变换，产生出一定的H2CO合成气（H2＋CO）；通过脱碳工艺，生产出高浓度的CO2，可注入油田、煤层，提高石油开采收率和煤层气产量。     

四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案

四川广元市苍溪利用超大储量天然气田的优势可发展天然气化工基地。乙烯生产工艺路线有石油乙烯路线即石脑油裂解制乙烯、煤制甲醇生产烯烃路线和天然气制甲醇生产烯烃路线。石油制烯烃路线需与大炼厂相结合,工艺流程及环境治理复杂,设备多造成投资费用大、能耗高,而且原料石油价格昂贵。乙烯生产由石油乙烯向天然气或煤炭制甲醇生产乙烯转变已成为今后的工艺技术发展方向。四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案为:建天然气为原料制50×104t/a甲醇的装置共4套(共生产甲醇200×104t/a),天然气制甲醇生产乙、丙烯40×104t/a的装置共两套(共产乙、丙烯80×104t/a)。基地总年用天然气16×108m3/a,用电10×104kW,总投资约100亿元,总年产值约92亿元,利税约26.5亿元。甲醇生产采用国内开发已成功用于大规模生产的节气减排CO2的二段炉纯氧自热转化合成甲醇工艺;甲醇脱水制乙、丙烯技术也采用国内开发已实现工业化生产的新工艺。规划设计采用的工艺技术先进、能耗低、投资省、效益好、天然气中碳元素充分利用。天然气制乙、丙烯的生产成本比以石油为原料的低,且无环境污染,产品有竞争力。     

高硫原油的炼油设计与生产

缘于国际原油价格持续走高的现状,优化以劣质高硫原油为原料、生产高附加值产品的加工流程,成为各大炼化设计公司关注的焦点.具有高硫原油加工能力的炼厂,尽管存在加工高硫原油物耗、能耗及操作费用偏高的问题,但综合效益较好,能在一定程度上控制成本、提高利润.通过对比高硫原油馏分的炼油设计硫含量数据与实际生产标定值发现,Aspen软件模拟数据与生产标定数据的吻合度较好,应用到炼油设计中有助于提高设计精度.对硫含量与腐蚀速率建立线性拟合公式,显示高硫馏分油的腐蚀速率与其硫含量有关.在制定高硫原油全厂总加工路线时,优先采用加氢路线,同时综合考虑装置设备的承受能力,在全厂总投资和设备材质抗腐蚀性允许下进行选油工作,争取做到总加工流程既满足生产高品质清洁油品的需要,又提升劣质原油加工的适应性,还能保障安全生产.     

车用甲醇汽油的生命周期能源消耗与温室气体排放分析

结合生命周期评价原理,对煤制甲醇与原油制汽油混合而成的甲醇汽油路线的能源消耗与温室气体排放进行生命周期分析。发现煤气化方法对甲醇路线影响较大,燃料的制造环节所消耗的能源与产生的温室气体占全生命周期相应指标的比例均超过50%。在所考虑的四种煤气化方法中,谢尔法的一次能源消耗与温室气体排放最低。若考虑车辆技术的进步,甲醇汽油路线的一次能源消耗可比传统汽油路线降低9%,温室气体排放量仅增加3.5%。此外,分析结果还表明利用煤制甲醇来代替部分传统汽油,每投入1.8t原煤便可以节省1.0t原油。由于我国的能源生产以煤为主,故以甲醇代替汽油的策略既能有效缓解我国对原油进口的依赖,又不会对能源生产造成明显压力。     

对优化加工劣质原油前期设计的探讨

炼油行业根据原油的一般性质,把原油大致分为优质、中质和劣质三大类.劣质原油除了(.)API值小、硫含量大、总酸值高外,还呈现如下特点:常压拔出率低,常压重油产率(或减压渣油产率)高,黏度大,且杂质含量高,主要表现为硫含量、重金属(Ni+V)含量高,残炭值高.以加工能力为20Mt/a Merey-16原油的燃料型炼油厂为例,阐明优化加工劣质原油前期设计的全过程,即在建立LP模型基础上,利用相关软件对全厂总加工流程进行优化.因为原油性质太差,需要在其公用工程、特别是公用工程岛的优化-评价后,才能得出最终结果.当利用石油焦作为IGCC原料时,只有选用热回收方案,才能实现余热回收量、超高压水蒸气产量、酸性气回收量最大化,从而实现水蒸气能量的全过程、逐级优化利用;实现硫磺、CO2高回收率;在保障本装置低碳化的同时,使全炼油厂最大限度地节能减排.     

新疆炼油与化工产业发展现状及面临的挑战

新疆石油远景资源量达到221.67×108t,占全国总量的20.4%;煤炭预测资源量为2.19×1012t,占全国总量的42%,居全国之首。为了开发利用本地丰富的石油、天然气、煤炭资源,新疆以独山子克拉玛依、乌鲁木齐、吐哈、南疆四大石化基地为基础,布局了一批与大型石化产业相关的深加工项目。目前中国石油和中国石化在新疆的炼油能力已达到2750×104t/a,约占全国炼油总能力的5.6%;乙烯生产能力122×104t/a,约占全国总能力的10%。目前规划建设的煤化工项目有哈密广汇甲醇/二甲醚项目、潞安合成氨/尿素项目、湖北宜化合成氨/尿素项目等。新疆炼油与化工产业发展面临加工原油种类多、品质差;油品质量与国内外先进水平差距较大;石化产品品种少,缺乏高附加值产品牌号;节能减排形势严峻;煤化工发展面临压力等挑战。与此同时,由于国家政策的支持、资源地域优势明显、炼化产业基础好,新疆炼油与化工产业也面临良好的发展机遇。新疆地区应大力发展炼油化工产业,谨慎发展煤化工;提高油品和石化产品质量,扩大下游产业链;重视节能减排,推进绿色生产;加快人才队伍建设,强化国内外交流合作。     

我国天然气供需现状及煤制天然气工艺技术和经济性分析

我国天然气消费市场持续增长,2008年天然气消费量达807×10^8m3,比上年增长10．1％;2020年天然气需求将增至2500×10^8m3,供应缺口达1000×10^8m3。与国际天然气价格相比,我国天然气价格水平仍然偏低。煤制天然气可以作为液化石油气和常规天然气的替代和补充,缓解我国天然气供应缺口。其竞争力主要源于可采用低价劣质煤．需要选择的主要是煤气化及甲烷化技术。含水含灰高、低热值的褐煤比较适于碎煤加压固定床或流化床气化。鲁奇煤气化工艺是煤制天然气项目首选的煤气化技术,此外还有流化床气化炉技术、BGL块／碎煤熔渣气化技术。鲁奇甲烷化技术是世界上首个商业化业绩,此外还有托普索公司甲烷化循环工艺技术和Davy甲烷化技术。以某年产10×10^8m3（标准）煤制天然气项目为例,其投资利润率16．16％（平均）,全部投资内部收益率16．21％（所得税后）,投资回收期7．72年,在经济上是可行的。目前一些地方和企业对煤制天然气项目的风险认识不足,首先应正确评价煤制天然气的能源效率和CO2排放,过分强调和夸大煤制天然气这个单一过程的高能源效率是不客观的：其次应认识到原料煤及产品价格是制约煤制天然气项目的关键因素;同时此类项目产品关联度低,并会受到天然气管网建设和管理的制约。     

我国现代煤化工技术发展路线探讨

根据我国的能源状况分析了我国必须发展现代煤化工的理由：2005年我国能源生产和消费结构中,煤炭分别占73．3％和68．7％,煤炭现在是,将来仍然是我国能源的主力;我国原油进口量不断增加;传统的煤炭利用方式不仅效率低,而且造成了严重的环境污染。因此发展以煤气化为核心的生产洁净和可替代石油的能源和化工产品的现代煤化工已成为解决我国能源与环境问题的关键。介绍了我国有关的发展煤化工的政策和规划。分析了煤基甲醇路线是适合我国国情的现代煤化工技术路线．指出煤制油项目虽是国家能源安全的萤要组成部分,但要谨慎发展．     

我国发展煤制天然气误区分析

从煤炭中的C转化成CH4,需要进行煤气化、脱硫、CO变换、脱除CO2,然后甲烷化反应。在这一生产过程中,碳的利用率和热能转换率均约为1/3,制取1000m3的CH4要放出约3.34t的二氧化碳。按照我国拟建和在建的煤制天然气规模360×108m3/a、碳的利用率1/3计,将浪费煤炭5664×104t标煤,排放二氧化碳1.2×108t,总投资需2100亿元。据测算,煤制天然气生产成本约为3元/m3CH4,与管输进口天然气相比,价格上没有竞争性,并带来环境污染。由于煤制天然气投资费用高(1000m3/a天然气的投资费用约合5833元)、碳与热能利用率低、污染源处理费用高,所以煤制天然气不应该是煤清洁利用的发展方向。我国常规天然气储量和产量迅速增加,预计到2020年天然气产量将达到2000×108m3(约合2×108t油当量),而有关机构预测我国2020年天然气消费量为1.46×108t油当量,国产常规天然气产量就可满足国内燃料消费需求,为此我国完全没有必要大规模建煤制天然气项目。     

对我国炼油化工产业链发展的思考

炼油化工产业链就是以原油为主要原料,经过不同工艺流程所进行的各类油品的生产及深加工,并包括以其副产品为原料进行各类化工产品的生产而构成的产业集合。一体化、园区化、大型化已成为当前完善的炼油化工产业链应具备的3个特点。2007年我国原油加工能力已达3．8×10^8t／a,成为世界第二大炼油国;我国乙烯产能为996．5×10^4t／a,居世界第二位。我国炼油业存在着产品结构不合理,生产柴汽比低于消费柴汽比;炼厂规模偏小,分布不合理;原油加工适应性差,装置结构不合理：深加工能力不足,能耗偏高等问题。我国石化工业乙烯自给率低,油化结构不合理．产业集中度低,规模不够经济,产品档次低。应借鉴发达国家炼油化工产业集中化、基地化发展的经验,加强产业结构和布局调整。注重提高资源利用率,突出核心业务。针对影响炼油化工产业链效益的内外部因素,建议应强化国家宏观政策指导,协调产业链与供应链的关系,重视科技创新,加强产品的升级换代,注重环境保护。     

炼油联合装置节能减排优化措施

巴陵石化炼油联合装置以105× 104t/a MIP-CGP装置为核心,配套产品精制、气体分离及循环水、空压站等公用工程系统.该装置直接以200×104t/a常压装置的渣油为原料,具有多产高辛烷值汽油和气体烯烃的特点.针对重油催化装置高气体收率和大注汽量的工艺特点,从催化生焦理论人手,进一步分析了随着进料密度、残炭和重金属含量的增加,装置的能耗越显著,联合装置的用能优化越复杂.通过对再生器取热系统、烟气余热回收系统、蒸汽能量梯级利用、烟机系统、供风系统、加热炉燃烧器系统、高低温位热能回收以及循环水、酸性水、凝结水系统的用能分析及优化改造,充分综合利用了各类能源,减少了装置对水的消耗.炼油联合装置能耗由72.20kg标油/t原油降至61.74kg标油/t原油,吨原油取水南0,72t/t降至0.61t/t,吨原油排水由0.64t/t降至0.30t/t.     

劣质残渣油的加工和应用技术进展

原油的日趋重质化和劣质化导致炼厂劣质残渣油数量随之增大.目前劣质残渣油主要作为燃料油的调合组分或直接作为重质燃料油使用,经济效益和能量利用效率非常低,寻找高价值的加工和应用途径是目前急需解决的问题.劣质残渣油可通过掺炼延迟焦化、渣油加氢或渣油气化等常规工艺进行加工,但由于重金属、灰分等杂质含量高,应用常规工艺加工时存在装置损坏严重、结焦严重、管道堵塞等问题,而且产品质量差、催化剂更换频繁、成本高.劣质残渣油还可作为化工原料,如用作常减压蒸馏强化剂、道路沥青调合组分以及生产针状焦、生产炭黑、气化制氢等,应用非常广泛,但大多数处于实验阶段,工业应用需进一步研究.劣质残渣油热解气化技术具有原料适应性强、产品质量好等特点,对于解决炼厂劣质残渣油的出路问题极具潜力,应用前景广泛,目前正处于实验研究阶段.