沿江炼化企业清洁生产的措施建议

林韩韩，魏永治

（中国石化经济技术研究院，北京 100029）

长江是中华民族的母亲河，也是我国重要的生态宝库。干流流经11个省、自治区、直辖市，是全国人口密度最大的区域之一。长江流域也是我国的经济重心之一。沿着长江两岸，中国石化部署了七家炼化企业，分别为金陵分公司、扬子石油化工股份有限公司、安庆分公司、九江分公司、武汉分公司、荆门分公司和长岭分公司，主要分布在江苏、安徽、江西、湖北和湖南等沿江省份。

目前，这七家沿江炼化企业加工的原油均来自于仪征长输管线，2017年原油加工总量超过6 000万吨。在原油加工过程中，重油加工均采用了延迟焦化路线，生产石油焦逾300万吨，其中高硫焦比例大于40%。延迟焦化路线对原油的适应性较强，但生产的石油焦属于低附加值产品，资源利用效率需要进一步提高。同时石油焦在切割、运输、消纳等过程中，易对环境产生不利的影响。近年来，随着管输原油的进一步重质化和劣质化，重油加工压力持续升高，石油焦出厂对环境的影响受到了国家和沿江各地方政府的高度重视。因此，当前分析沿江炼化企业清洁生产的必要性并提出措施建议，对于推进长江大保护、提高资源利用水平具有重要意义。

1 沿江炼化企业清洁生产的必要性

1.1 长江经济带绿色发展要求

2016年9月，推动长江经济带发展重大国家战略的纲领性文件《长江经济带发展规划纲要》正式印发。《长江经济带发展规划纲要》总体要求是“坚持生态优先、绿色发展”，目标是实现“到2020年，生态环境明显改善；到2030年，水脉畅通、功能完备的长江全流域黄金水道全面建成”。2018年，习近平总书记在考察长江时强调“长江经济带建设要共抓大保护、不搞大开发”；在全国生态环境保护大会上强调“生态文明建设是关系中华民族永续发展的根本大计”。因此，深入学习贯彻习近平生态文明思想和全国生态环境保护大会精神，必须坚持生态优先推动长江经济带绿色发展。沿江炼化产业是长江经济带产业的重要组成部分，推进沿江炼化企业打好打赢污染防治攻坚战，推动企业实现绿色发展，对于长江经济带绿色发展意义重大。

1.2 国家和地方相关环保法律法规要求

根据《中华人民共和国清洁生产促进法》第二条规定，清洁生产是指不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。

根据国家环保部《关于发布高污染燃料目录的通知》（国环规大气〔2017〕2号），各地依法划定的高污染燃料禁燃区禁止燃用石油焦。根据2015年修订的《中华人民共和国大气污染防治法》第三十八条规定，城市人民政府可以划定并公布高污染燃料禁燃区，并根据大气环境质量改善要求，逐步扩大高污染燃料禁燃区范围。

沿江各地方政府对当地的炼化企业也提出了不同的要求。具体如下：

根据南京市市政府关于《南京市建设项目环境准入暂行规定》（宁政发〔2015〕251号）的要求，全市范围内不得新（扩）建燃烧原（散）煤、重油、石油焦等高污染燃料的设施和装置。南京市政府发布通告，自2018年6月1日起，南京高污染燃料禁燃区范围扩大至该市行政区域，即该区域禁止燃用石油焦。

武汉市人民政府下发文件《市人民政府关于重新划定高污染燃料禁燃区的通告》（武政规〔2017〕53号）。禁燃区禁止燃用的燃料组合为石油焦、油页岩、原油、重油、渣油、煤焦油。石油焦燃用设施应于2020年12月31日前拆除或者改用清洁能源。

荆门市人民政府关于划定中心城区高污染燃料禁燃区的通告明确荆门分公司所在掇刀区为高污染燃料禁燃区，该区域禁燃石油焦。但同时说明关系社会民生的基础设施和促进荆门发展的重大项目排放的污染物在达到国家相应排放标准的排放限值（特别排放限值）时，暂不纳入高污染燃料禁燃区管理范围。目前当地环保部门对企业锅炉使用石油焦暂没有限制要求。

从以上国家和地方政府相关规定要求来看，沿江七家企业中，金陵、扬子、武汉和荆门四家企业处于禁燃区范围，安庆、长岭、九江三家企业暂未划入禁燃区。考虑到沿江七家企业重油加工均采用了延迟焦化路线，对沿江企业清洁生产通盘考虑，全局谋划，十分必要。

1.3 国内高硫焦消费持续萎缩

国内石油焦消费由2010年的2 176万吨上升到2017年的3 476万吨，年均增速6.9%。2010-2013年，国内石油焦表观消费年均增速达14.7%。2013年后，随着下游行业去产能及环保治理等因素，增速显著放缓。2013-2017年，年均增速下降至1.4%。其中，电解铝行业石油焦消费占总消费的近60%，未来电解铝行业是石油焦消费的刚性支撑。

随着电解铝行业需求增速放缓，燃料用石油焦需求逐步萎缩，国内石油焦消费正逐步进入平台期，并在2022年前后出现下降，预计到2025年，国内石油焦需求将在3 235万吨左右，较2017年年均下降0.9百分点。国内石油焦需求预测见表1。

表1 国内石油焦需求预测 万吨

2 沿江炼化企业清洁生产存在的问题和差距

根据长江经济带绿色发展要求，以及日益趋严的国家和地方相关环保法律法规要求，同时面对高硫焦消费持续萎缩的市场前景，沿江炼化企业开展清洁生产势在必行。当前，沿江炼化企业开展清洁生产面临诸多问题。

1）高硫焦产量较高

2017年，沿江七家企业共生产石油焦316万吨，其中两家企业的石油焦硫质量分数均在5.5%以上，其余五家企业石油焦硫质量分数低于3%且高于1.8%，高硫焦产量占比超过40%。

2）焦化装置密闭除焦设施数量不足

2017年，沿江七家企业共有焦化装置12套，总能力1 285万吨/年，平均开工负荷80.5%。在传统的焦化工艺中，除焦、脱水、取焦、输送、存储及装车过程均为开放式作业，过程中挥发性有机化合物（VOC）、恶臭气体及石油焦粉尘会对环境造成严重污染[1]。然而，当前这些焦化装置已经完成或者正在进行密闭除焦改造的仍为少数。

3）石油焦出厂对长江存在污染隐患

2017年，沿江七家企业共出厂石油焦307万吨，销售市场除了遍布沿江各省市外，还有河南、山东等其他区域。当前，沿江企业石油焦的出厂方式有水路、公路和铁路，其中四家企业主要通过水路销往市场。石油焦的出厂方式对长江具有潜在的污染隐患。

4）原油资源利用水平不高

当前，由于延迟焦化工艺原料适应性强、投资和操作费用较低，沿江七家企业将均依靠该工艺处理重油。然而，延迟焦化工艺不仅存在环保问题，还存在资源利用水平不高的劣势。未来，高效率、清洁化加工劣质原油，提高轻质油收率仍然是中国炼油工业的首要任务[2]。为了使原油资源价值最大化，必须为石油焦寻求更合理的出路，实现沿江企业本质清洁生产。

3 措施和建议

3.1 措施

沿江炼化企业清洁生产应该以市场为导向，以沿江企业实际为基础，以提高资源利用水平为目标。根据石油焦需求预测，高价值石油焦消费未来仍有较大的增长空间。因此，沿江炼化企业清洁生产要尽可能减少低价值石油焦出厂，适当考虑生产高价值产品。

3.1.1 煤锅炉、煤制氢等掺炼低价值石油焦

循环流化床锅炉（CFB锅炉）床层温度分布均匀，燃烧快速[3]。CFB锅炉掺烧高硫石油焦被认为是目前炼厂减少石油焦出厂的有效途径之一。根据各企业锅炉及烧焦情况，2017年七家企业中仅有两家企业掺烧石油焦不超过10万吨，其余均外销，仍有较大的掺烧空间。

以A企业为例，目前有2台220 t/h CFB锅炉，产汽总能力440 t/h，2017年掺焦2.3万吨。由于锅炉设计烧焦量总计15万吨，在2017年的基础上还可减少石油焦出厂约13万吨。

当前七家企业所在地环保部门对锅炉使用石油焦暂没有限制要求，短期来看，部分企业通过这类措施可以消纳共计近50万吨石油焦。然而，部分企业由于煤粉锅炉及Shell煤气化装置上掺烧石油焦存在燃烧推迟、堵塞制粉系统、石油焦活性差、系统运行困难等问题，难以掺烧。长期来看，受现有锅炉数量及设计烧焦量限制，煤锅炉、煤制氢等掺炼低价值石油焦无法完全消减沿江企业年产上百万吨的石油焦，且与“从源头削减污染，提高资源利用效率”的环保要求不符。

3.1.2 生产低硫石油焦等高价值产品

考虑到高质量的低硫石油焦仍有较为强劲的市场需求，以及催化油浆的去向问题，距离长江较远的企业短期内可以结合企业实际考虑转产高质量高附加值低硫焦以及生产其他高附加值产品。企业可以通过原油分储分炼、掺炼催化油浆或者焦化原料脱硫技术等办法，同时优化焦化工艺操作条件，脱除延迟焦化装置进料中的硫[4]。

以B企业为例，距离长江较远，尚具备生产高质量石油焦的条件。在其规划新建固定床渣油加氢装置时，考虑增加加氢渣油分离、催化油浆加氢脱固等措施，生产硫质量分数低于1%的高质量石油焦，以进一步生产针状焦。

产低硫焦方案实施后，采用中国石化经济技术研究院“投资项目效益测算价格（2017版）”中60美元原油价格体系进行效益测算，若低硫石油焦价格为1 026元/吨，增量税后利润为-0.257亿元，增量税后内部收益率为0.30%，若低硫石油焦价格为4 104元/吨，增量税后利润为3.15亿元，增量税后内部收益率为17.55%。从B企业的经济效益评价结果来看，在较高低硫石油焦价格情景下，企业通过规划项目降低石油焦硫含量，生产低硫石油焦具有较好的盈利空间。

3.1.3 焦化路线向渣油加氢路线转型

当前，渣油加氢被认为是解决劣质重油深加工最合理也是最有效的方法[5]。渣油加氢工艺主要有固定床、沸腾床和浆态床等。其中，沸腾床和浆态床渣油加氢裂化工艺均能够处理残碳高且金属含量高的渣油原料。

以C企业和A企业为例，考虑到浆态床生产的未转化油相对较少，且能加工催化油浆，C企业焦化转型采用浆态床渣油加氢裂化方案。新建一套220万吨/年规模的浆态床渣油加氢装置处理重蜡油和渣油混合料（残碳≥20%）。从装置产品分布结果来看，与焦化工艺路线相比，浆态床渣油加氢方案汽油产量显著增加，柴汽比下降。A企业则考虑采用沸腾床渣油加氢裂化方案，新建120万吨/年沸腾床渣油加氢装置替代延迟焦化装置，由于沸腾床生产的未转化油较多，考虑将未转化油送入溶剂脱沥青装置加工。表2列出了方案实施后两家企业主要技术经济指标情况。根据测算，与生产现状相比，C企业的轻油收率和高附加值产品收率均增加了近4%。A企业的轻油收率增加1.8%，高附加值产品收率增加2.9%，两家企业的资源利用水平均得到提升。

表2 A和C企业主要技术经济指标情况

沿江企业通过渣油加氢取代焦化的措施可以真正实现清洁生产。然而，还应该清晰地认识到重油深加工路线转型存在的诸多问题。

1）新建渣油加氢装置带来的氢气供应不足问题

沿江企业重油加工工艺由延迟焦化转向渣油加氢，将增加较多的氢气消耗。以往通过煤、沥青或渣油等气化措施低成本获取氢气变得困难。新增氢气需要通过天然气制氢等手段来获取，成本较高。

2）渣油加氢裂化未转化油处理和催化剂固体废物处置问题

渣油加氢裂化装置未转化油难以转化，部分企业拟采取催化油浆和未转化油在渣油加氢装置和催化装置之间循环处理的方式，装置实际运行非常困难，且最终也有很大一部分转化为焦碳。此外，渣油加氢装置需要耗费大量催化剂，这些催化剂的处置也是清洁生产必须要考虑的问题。

3）焦化装置停产后含泥含水污油的处理及催化油浆的转化问题

随着延迟焦化装置的逐步淘汰，原先进焦化装置的催化油浆和含泥含水污油缺少了转化路径，必须寻求新的出路。

4）渣油加氢装置的长周期运转问题

沸腾床、浆态床渣油加氢裂化将逐渐成为主要的渣油转化新工艺，工艺本身目前所固有的运转周期短的问题将会成为炼厂长周期运转的新挑战。

3.2 建议

1）分阶段分企业推进停产石油焦方案

建议沿江企业的石油焦生产从提高资源利用率和全过程清洁生产出发，着眼于停产高硫焦，有条件的地方转产高质量高附加值低硫焦以及生产其他高附加值产品，并尽快完成焦化装置的密闭除焦改造，减少石油焦生产过程对环境的污染。当前消除高硫焦生产及销售比较迫切，生产高硫焦的两家企业清洁生产方案要加快研究推进，其他企业可结合地方政府的环保需求及中国石化总部已规划项目的安排，统筹推进。

2）研究低成本氢气供应途径

建议尽快根据企业装置结构、产品结构的特点，研究落实IGCC等新的制氢措施，以降低生产成本，如考虑到部分炼厂中有较多的硫化氢产生，可加快研究硫化氢制氢。

3）研究其他焦化原料等出路问题

建议进一步研究集中转化催化油浆和渣油加氢裂化未转化油的新途径，提高资源利用率，如部分企业可考虑利用催化油浆、渣油加氢裂化未转化油生产燃料油；高度重视渣油加氢催化剂固体废物处置对环境的影响；建议专题研究含泥含水污油的处理及加工问题，真正从源头上实现清洁生产。

4）重视渣油加氢装置长周期运转问题

企业应该大力加强产学研用的协同创新，在装置长周期运转上形成新的自主创新技术，以确保生产效益提升。

4 结论

为响应长江经济带绿色发展要求以及国家和地方相关环保法律法规要求，综合考虑国内高、低硫石油焦消费现状和需求前景，沿江炼化企业开展清洁生产势在必行。针对当前沿江炼化企业高硫焦产量较高、焦化装置密闭除焦设施数量不足、石油焦出厂对长江存在污染隐患、原油资源利用水平不高等问题，以市场为导向，以提高资源利用水平为目标，提出了掺炼低价值石油焦、生产高价值低硫焦和重油深加工路线转型三类清洁生产措施，并结合典型企业案例，从技术经济角度分别论述了可行性，分析了焦化向渣油加氢路线转型所面临的新问题。提出了沿江炼化企业清洁生产的建议，对长江大保护意义重大。