深度报告-2026-08-01-中国化工学会烃资源评价加工与利用专委会-石油化工_不同成品油收率下渣油加工方案与碳排放研究_32页_9mb

报告摘要

不同成品油收率下渣油加工方案与碳排放研究总结

核心内容概述

本研究聚焦于在“双碳”目标背景下，不同成品油收率下渣油加工技术路线的碳排放强度、经济效益及政策适配性分析。通过构建多维度评价体系，结合多种加工方案（延迟焦化、渣油加氢裂化、溶剂脱沥青-气化组合），评估其在低碳转型中的技术经济性与环境影响，为炼化企业中长期战略规划提供决策支持。

主要观点

1. 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/吨原油），但后者通过化工产品固碳可降低全生命周期碳排放。
加氢裂化路线碳排放强度最低（约0.9吨/吨原油），但投资成本较高。
延迟焦化路线碳排放强度最高（约1.8吨/吨原油），适合低油价环境，但不符合碳中和目标。
溶剂脱沥青-气化组合工艺实现近零渣油排放，碳排放强度最低，但系统复杂度高。

2. 技术路径选择与低碳转型

绿氢炼化、CCUS、流程再造是炼化企业实现低碳转型的关键技术。
JESO浆态床加氢技术对劣质渣油（高硫、高金属）的转化率可达90%~95%，优于传统焦化工艺（50%~60%）。
溶剂脱沥青技术可有效分离DAO与沥青质，降低后续加氢处理的催化剂中毒风险。

3. 产品结构适配与“减油增化”

炼化企业需加快“减油增化”战略，提升化工产品收率，减少低效燃料产出。
高附加值化工原料（如乙烯、PX）或特种材料的生产可提高经济效益与碳排放控制效果。

4. 装置负荷与能耗优化

延迟焦化装置负荷率在低收率方案中较低（60%~70%），高收率方案中可提升至85%~90%。
热集成优化（如催化裂化余热用于常减压蒸馏）可降低全厂能耗8%~12%。
蒸汽动力系统占全厂能耗的35%~45%，采用热泵精馏技术可减少低压蒸汽用量20%以上。

关键信息

1. 不同加工路线的碳排放与轻质油收率

加工路线	碳排放强度（吨CO₂/吨原油）	轻质油收率
延迟焦化	1.6~2.0	50%~60%
渣油加氢裂化	1.1~1.4	60%~70%
溶剂脱沥青-气化	0.8~1.0	70%~85%

2. 投资回报周期与效益分析

延迟焦化：初始投资低（3~4亿元/百万吨），但回收期受油价压制。
加氢裂化：初始投资高（8~10亿元/百万吨），但轻油溢价可缩短回收期至5~7年。
溶剂脱沥青-气化：虽投资较高，但轻质油收率提升显著，且可联产氢气或电力，提升综合效益。

3. 碳排放核算边界与方法

范围1：企业控制范围内的直接排放（如燃烧、设备逸散）。
范围2：外购能源（电力、蒸汽）的隐含碳排放。
范围3：产业链上下游活动（如原油开采、催化剂生产）的碳排放。

4. 成品油燃烧碳排放

汽油燃烧排放因子约2.31kgCO₂/L，柴油为2.68kgCO₂/L，低硫燃料油达3.15kgCO₂/L。
提高汽柴油收率虽增加过程排放，但替代高碳燃料可净减碳8%~12%。

研究方法与方案设计

1. 多维度分析框架

构建包含原料特性、工艺参数、产品分布及碳排放强度的综合评价体系。
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. 三种主要渣油加工技术路线

延迟焦化：适用于高残炭渣油，但碳排放强度高。
渣油加氢裂化：需配套高活性催化剂，碳排放较低，但投资成本高。
溶剂脱沥青-气化组合：实现近零渣油排放，碳排放强度最低，但系统复杂度高。

3. 九种总流程方案构建

方案1~3（焦化主导）：焦化渣油收率40%~50%，碳排放强度1.6~2.0吨/吨原油。
方案4~6（加氢裂化主导）：轻油收率提升至60%~70%，碳排放降至1.1~1.4吨/吨原油。
方案7~9（气化集成）：渣油转化率超90%，碳排放强度0.8~1.0吨/吨原油，但需考虑经济性平衡。

经济效益与财务评价

1. 不同价格体系下的吨油效益

原油价格波动显著影响渣油加工效益，高油价下焦化路线效益下降，而加氢路线因轻质油收率提升更具经济性。
通过数字算法优化减压渣油掺炼比例，可提升汽油收率3%以上，直接提高吨油边际效益。

2. 政策补贴与碳价敏感性

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。
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路线。

3. 风险对冲与动态调整

通过效益持平价（PBP）模型，可量化不同加工方案的经济临界点，为工艺路线切换提供依据。
在沥青供应紧张时，优先选择气化路线可规避价格波动风险。

碳排放核算与分析

1. 碳排放强度变化趋势

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。
非燃料利用路径：将渣油转化为化工原料（如烯烃）可避免燃烧排放，每吨原料碳足迹较燃料路线减少1.8~2.5吨CO₂当量。

2. 碳捕集与利用（CCUS）与可再生能源

推广沥青气化联产IGCC、费托合成等碳循环利用技术，可使总碳排放量在2030年后下降40%~60%。

结论与展望

1. 炼化企业转型路径建议

原料适应性改造：根据渣油特性选择工艺，如重金属>200μg/g优先考虑溶剂脱沥青预处理。
低碳技术集成：推广密闭除焦、尾气净化系统（脱硫率>97%）等技术，减少无组织排放。
装置协同优化：构建“分子炼油”短流程（如乙烯-芳烃联产），提升高值化学品收率，降低无效加工能耗20%以上。

2. 未来研究方向与挑战

催化剂寿命突破：开发抗金属沉积（Ni/V<50μg/g）和抗氮中毒的新型催化剂，延长渣油加氢周期至2年以上。
低成本制氢方案：研究电解水制氢与渣油气化制氢耦合技术，降低氢能成本至$2/kg以下。
沥青高值化利用：探索沥青质制备碳材料（如石墨烯）或化工原料路径，替代传统气化路线。

图表与数据支撑

图1：研究背景与问题提出
图2：研究方法与方案设计
图3：总流程方案结果分析
图4：经济效益与财务评价
图5：碳排放核算与分析
图6：结论与展望

总结

本研究系统分析了不同成品油收率下渣油加工路线的碳排放强度、经济效益及政策适配性，提出以“减油增化”为核心的技术路径优化方案，强调通过低碳技术集成与装置协同优化，实现资源高效利用与环境友好型炼化转型。未来需进一步突破催化剂寿命、低成本制氢及沥青高值化利用技术，以支撑炼化行业在“双碳”目标下的可持续发展。

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