浙江石油化工有限公司(浙江石化)40 Mt/a(装置规模，下同)炼化项目位于浙江省舟山市，是目前为止全球最大的一次整体规划设计、分两阶段实施并建成投产的炼化一体化工程。一期项目包括20 Mt/a炼油、5.2 Mt/a芳烃(4.0 Mt/a 对二甲苯PX和1.2 Mt/a苯)、1.4 Mt/a乙烯及下游化工装置，二期项目包括20 Mt/a炼油、6.6 Mt/a芳烃(4.8 Mt/a PX和1.8 Mt/a苯)、1.4 Mt/a乙烯及下游化工装置，分别于*开通会员可解锁*和*开通会员可解锁*打通全流程，主要工艺装置规模和技术经济指标都达到了世界级水平，极大改善了国内芳烃产业链的原料供应情况，提升了华东地区的成品油供应能力和国内化工产品的保障能力，同时提升了全球竞争力。

在40 Mt/a炼化项目的规划设计阶段，重点解决了7个关键技术问题：设计原油品种的配置，重油加工工艺的优化选择，多产优质重石脑油的方案选择，副产轻烃的增值深加工，清洁工艺燃料和氢气的供应，海水的综合利用，以及大型化、标准化和模块化的设计。

1 规划设计的基本要求

40 Mt/a炼化项目的规划设计始于2014年，当时国内已经出现了炼油产能阶段性和结构性过剩问题，但主要化工原料产品依然需要大量进口，特别是PX自给率长期处于40%的局面，严重制约了下游PTA(精对苯二甲酸)-PET(聚对苯二甲酸乙二醇酯)-纺织行业的发展和整个产业链的定价权。

浙江石化选用远离大陆的孤岛——鱼山岛作为厂址，依托靠近市场的、优越的地理位置和海运条件，最初以多产PX产品为核心，为了充分利用副产的轻烃增加了蒸汽裂解等烯烃产品链。项目基本要求如下：按照炼化一体化的模式，最大化多产PX，尽量减少成品油收率(原则上低于40%)，化工产品走规模化、差异化、特色化、多元化、高端化发展道路，打造国际一流的炼化产业基地。

2 重点解决的7个关键技术问题

2.1 设计原油品种的配置

设计原油的选择是大型炼化项目规划设计的起点，需要从全球原油资源量、产量、贸易量的现状和预测出发，综合考虑原油供应可靠性和可获得性等多方面因素[1]。2014年，国内原油净进口量首次突破300 Mt，主要来自中东、非洲、美洲以及中亚-俄罗斯，且国产原油产量多年来基本维持在200 Mt/a的水平,项目规划的40 Mt/a原油加工能力使当时的进口比例直接增加了13.33%。对全球油气资源潜力与分布进行分析得知，中东地区是全球常规油气剩余探明储量、油气累计产量、油气储量增长量、待发现油气资源量最大的地区，其油气总资源量占全球的35.85%，其次是北美、南美、非洲地区[2-3]。

综上所述，将一期项目20 Mt/a原油分为高硫中质和高硫含酸两个常减压系列，高硫中质系列按照伊朗轻质原油∶沙特中质原油为1∶1，高硫含酸系列按照伊朗重质原油∶巴西Frade原油为 7∶3，其中巴西Frade原油是典型的高酸重质机会原油；二期项目20 Mt/a原油按照高硫中间基设计，沙轻原油∶沙重原油为1∶1。4套常减压蒸馏装置的设计混合原油基本性质见表1。同时，在原油罐区按照轻、中、重、酸分类存储和调合，具备加工全球90%以上原油的能力，增加了原油采购灵活性。

表1 设计混合原油基本性质Table 1 Basic properties of design blended crude oil

2.2 重油加工工艺的优化选择

重油馏分的经济性加工是原油增值最重要的手段之一。加工工艺按照技术成熟性、先进性、灵活性、可替代性的选择原则，同时尽量减少对外部资源的利用。该项目无天然气供应，煤炭供应也相对有限。

该项目减压渣油的产量达到了9.76 Mt/a，产量及基本性质见表2。由表2可知，减压渣油1，3，4的金属(Ni+V)含量相对较低，而减压渣油2的金属(Ni+V)质量分数高达376 μg/g。因此在一期项目中，减压渣油1适合作为渣油加氢装置原料，规划5.0 Mt/a渣油加氢脱硫装置(双系列)+4.2 Mt/a重油催化裂化装置，催化裂化汽油作为汽油池的主要调合组分；而减压渣油2则采用脱碳工艺，设置3.2 Mt/a延迟焦化装置，副产的高硫石油焦与煤一起作为气化装置的原料生产氢气和合成气，实现渣油组合加工和清洁化生产，同时该加氢与脱碳组合工艺的氢气消耗较低，仅需补充氢气96 kt/a。随着渣油加氢裂化工业化逐渐成熟，二期项目实际执行中调整为2套3.0 Mt/a渣油加氢裂化装置，进料的硫质量分数6.5%、氮质量分数6 mg/g、残炭26%、金属(Ni+V)质量分数350 μg/g，重油转化率高达93%以上，剩余的油渣作为气化原料并回收金属Ni，V和Mo。

表2 渣油产量及基本性质Table 2 Yield and basic properties of residue

2.3 多产优质重石脑油的方案选择

对国内外连续重整装置和PX装置的工业运行情况进行了综合评价，分别将单系列连续重整装置和PX装置的规模设置为3.8，2.0 Mt/a，缘于技术进步将二期项目的PX装置规模定义为2.4 Mt/a，工业运行结果证明该方案是成功可行的[4-5]。

最大量生产三苯的重石脑油原料的馏程为60～165 ℃ ，即C6～C10的石脑油，而一般原油的直馏石脑油收率小于15%，因此大量获得优质重石脑油成为规划设计的重点。综上所述，该项目柴油馏分、轻蜡油馏分全部选择多产石脑油的加氢裂化工艺，其中一期项目柴油加氢裂化装置规模分别为3.5，3.5 Mt/a，蜡油加氢裂化装置规模为4.0 Mt/a，重石脑油产量合计5.20 Mt/a；二期项目柴油加氢裂化装置规模分别为4.0，3.5 Mt/a，蜡油加氢裂化装置规模为4.0 Mt/a，重石脑油产量合计5.65 Mt/a。整个项目的优质重石脑油可满足4套3.8 Mt/a连续重整装置的需求，重石脑油占加工原油的比例达到38.0%，裂化优质石脑油约占重整原料的75%。

2.4 副产轻烃的增值深加工

2.4.1 C2资源的回收利用

在规划设计中，为了优化乙烯裂解原料，充分回收了各工艺装置副产干气中的C2组分，一期项目和二期项目分别设置了规模为0.9，1.6 Mt/a的C1/C2分离装置，采用浅冷油吸收工艺回收C2。一期项目得到富乙烯气体73 kt/a和富乙烷气体320 kt/a，同时回收氢气38 kt/a[6]；二期项目得到富乙烷气体570 kt/a并将其作为蒸汽裂解原料，分离氢气83 kt/a。

2.4.2 C3～C4 液化石油气的综合利用

在规划设计中，液化石油气的综合利用按照饱和与不饱和两条路线展开。催化裂化和焦化液化石油气的加工流程较为常规：气体分离-MTBE(甲基叔丁基醚)-烷基化，分离出的丙烯作为化工原料，丙烷作为0.6 Mt/a丙烷脱氢装置原料。饱和液化石油气进C3/C4分离装置，分离得到丙烷、正丁烷和异丁烷。C3和C4产量及出路见表3。

表3 C3和C4产量及出路Table 3 Yield and plan of C3 and C4

2.4.3 C5轻烃的利用

一期项目的C5轻烃产量为2.13 Mt/a，主要是来自柴油和蜡油加氢裂化装置的轻石脑油，馏程25～75 ℃,密度655 kg/m3,硫和氮质量分数均小于0.5 μg/g，研究法辛烷值80，马达法辛烷值76，雷德蒸气压0.075 MPa。如果该C5轻烃作为汽油调合组分,存在辛烷值偏低、蒸气压偏高的问题;如果作为蒸汽裂解原料,存在乙烯收率偏低、干气收率过高的缺点，因此规划进行轻、重C5分离。异构C5富集在轻端，研究法辛烷值高达87；重端则富集了正构C5和部分C6(其中正戊烷约占73%)，属于优质的蒸汽裂解原料，实现了分子炼油，综合平衡了汽油池和蒸汽裂解原料。

2.5 清洁工艺燃料和氢气的供应

在项目规划中，清洁工艺燃料和氢气的供应也是一项需要考虑的重要内容。浙江石化一期项目所有工艺需要消耗标准燃料约2.6 Mt/a，而自产标准燃料约1.62 Mt/a，需要额外补充标准燃料约0.98 Mt/a；需要氢气(纯度99.9%)约560 kt/a，副产氢气约465 kt/a，在充分回收氢气资源的情况下，还需要氢气95 kt/a。

在缺少天然气供应的情况下，补充清洁燃料和氢气的供应只能依靠气化装置。一期项目的气化原料为自产的石油焦和煤，设置了6台2.5 kt/d的水煤浆气化炉，采用4开2备的运行模式，设计压力6.5 MPa，有效气680 dam3/h[7]，合成气的主要组成为55%CO+40%H2+4.55%CO2，热值约为11.304 MJ/m3。综合考虑合成气的低热值因素和CO浓度偏高的安全因素，设置了干气管网和合成气管网。该措施可以保证工艺反应炉(加氢反应炉、蒸汽裂解炉)使用副产的干气作为燃料，同时也可保证大负荷普通工艺物料加热炉(常减压加热炉、芳烃重沸炉、加氢重沸炉等)使用合成气作为燃料。

2.6 海水的综合利用

海水资源的综合利用是沿海石化基地的重要研究内容。浙江石化处于长江和钱塘江河口地带，呈孤岛状态，没有淡水供应。国内在海水利用方面做了很多研究，如海水直接冷却、海水循环冷却、海水淡化等[8]，但是一个大型石化基地的全部工业用水都依靠海水，这在国内尚属首次。

2.6.1 海水淡化获取工业水

一般炼化项目都面临低温余热多、经济利用难的问题。以该项目的连续重整-芳烃联合装置为例，预估单系列的低温热可达300 MW，若能充分利用可极大降低工艺装置的能耗和操作成本。

海水淡化系统采用低温多效蒸馏热法，同时以反渗透膜法作为补充，形成热法+膜法组合工艺模式。整个项目设置了7热+6膜和8热+8膜两种组合，相应的海水淡化能力分别为190，250 dam3/d，其中单套热法的淡化能力为25 dam3/d，单套膜法的淡化能力为15 dam3/d，初期核算的热法每吨水成本为 4.5～5.0元，膜法每吨水成本为6.5～7.0元。一期项目膜法工艺实际运行时，5套海水反渗透装置设置为4套17.64 dam3/d+1套35.28 dam3/d，配备6套15 dam3/d淡水反渗透装置，成本降至3.08元/m3[9]。

2.6.2 冷却循环水系统的设置

一期项目的循环水估算量高达500 dam3/h，其中炼油芳烃区约140 dam3/h，化工区约320 dam3/h。项目实施时采用成熟保守的模式，将循环水分为两个系统：①常规开式循环系统，满足炼油芳烃区的需求，主要考虑到换热器可能会发生泄漏，避免污染整个循环水系统；②闭式循环水与海水冷却相结合的系统，为化工生产装置服务。

2.7 大型化、标准化和模块化的设计

一次性规划40 Mt/a一体化项目在全球炼化发展过程中是比较罕见的巨型工程，多套工艺装置规模达到世界级最大水平，各种工艺、公用工程和系统物流数量巨大，因此规划设计时应在大型化、标准化和模块化方面进行大量细致的研究。

大型化、标准化和模块化的研究从工艺装置的配置和规模开始，包括工艺加热炉、蒸汽裂解炉等，再到配套公用工程的分区域设置和标准单元设置等。大型化和标准化典型实例见表4。二期项目部分工艺装置和系统直接参照了一期项目的设计图、采购订货方式等，缩短了设计和采购周期，加快了项目建设。同时尽可能采用模块化方式，减少现场人员和工作量，降低工作难度，保证施工质量。例如，3.80 Mt/a连续重整加热炉(23.21 m×18.9 m×40 m、约1 500 t)和200 kt/a液体原料乙烯裂解炉(高53 m、约3 689 t)等设备在工厂模块化制造，整体运输安装。

表4 大型化和标准化典型实例Table 4 Typical examples of large-scale and standardization

3 工业运行结果与结论

浙江石化40 Mt/a炼化一体化项目建成投产后，炼化一体化率高达62.4%，成品油收率仅为37.7%，工业运行结果充分证明了总体规划设计是成功的。

(1)原油品种采用高硫高酸设计，适应性好，2020年一期项目加工原油23.06 Mt，共计24个种类，原油采购灵活性高，装置加工适应性好。

(2)重油加工采用加氢与脱碳组合的工艺模式，既有固定床渣油加氢脱硫+催化裂化装置的深加工，也有成熟可靠的延迟焦化工艺，同时采用渣油浆态床加氢裂化工艺实现了渣油高效转化轻质化。

(3)采用柴油和蜡油加氢裂化工艺多产优质重石脑油，满足了4套3.8 Mt/a连续重整装置的原料需求，重石脑油占加工原油的比例达到 38.0%，裂化优质石脑油约占重整原料的75%。

(4)炼化转化过程副产的轻烃(C2～C5)得到了充分利用，供给2套1.4 Mt/a蒸汽裂解装置和1套0.6 Mt/a丙烷脱氢装置，实现了化工产业链的深度发展。

(5)煤和自产的石油焦采用气化工艺，满足了整个项目清洁工艺燃料和氢气的供应，实现了项目无固体黑色产品出厂的清洁化生产模式。

(6)实现了大型炼化项目工业用水全部依靠海水淡化的先例，充分利用低温余热，投资经济性较好。

(7)大型化、标准化和模块化设计的应用使多套工艺装置和系统的规模达到了世界级水平，同时缩短了设计和采购周期，加快了二期项目的建设。

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