脱碳型炼油厂全流程碳排放分析及减排策略

曲宏亮

（中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500）

炼油业既是当代社会能源的主要生产者，也是耗能和碳排放大户；炼油业对能源供应链和气候变化有重要影响，是全球CO2减排的重点行业之一，承担着巨大的碳减排责任与压力[1]。炼油业占全球温室气体排放的6%（其中98%为CO2），是全球第三大固定的温室气体排放行业[2]。2019年，中国炼油行业CO2排放总量约1.7亿吨，约占总排放量的1.65%[3]。为减少炼油行业CO2排放总量，我国将节能降耗放在炼油行业发展的战略高度上。

科学有效地量化原油加工过程的能耗与碳排放的构成及总量，才能有的放矢地制定减排计划及相关措施。全面研究炼油全流程的碳排放特征（排放类型、排放强度、排放量等），有利于精准分析判断碳排放的变化趋势和减排可能性，从而支撑当前精准治理的决策需求。本研究的目的在于构建针对典型脱碳型炼厂生产全流程的能耗与碳排放的量化方法，根据炼厂实际情况具体测算，并通过碳传递计算主要产品的碳排放量；基于测算结果，评估减排潜力，提出碳减排策略。

1 炼厂的碳排放种类及计算方法

1.1 碳排放种类

炼厂范围内的碳排放分为间接和直接两类。直接排放包括水（新鲜水、循环水、除氧水、除盐水、软化水）、蒸汽（厂区内自产）、风（氮气、净化风）、低温热等物料或能耗所折合的碳排放，化石燃料的燃烧排放（主要源自加热炉、锅炉、工艺炉、涡轮和火炬等），生产工艺导致的工艺排放（主要来自催化裂化装置的催化剂烧焦和制氢装置），以及各种设备泄漏造成的逸散排放（排放量小且不确定性较大，在碳排放量计算过程中可忽略）；间接排放指外购的由化石能源转化的电力所折合的碳排放[4-5]。由于工艺排放集中在催化裂化装置和制氢装置，本研究在计算碳排放构成时将工艺排放与直接排放、间接排放并列[6]。

1.2 碳排放量的计算方法

采用作业成本法计算各炼油装置的能耗、直接/间接碳排量。将装置生产过程中消耗的水、电、蒸汽、燃料、风与催化剂烧焦依据折标系数、碳排放系数（见表1）分别折合成综合能耗、碳排放量；天然气制氢装置的工艺排放采用碳排放系数6 950 kg/t来核算；然后将碳排放量平均分配到该装置的产物中，成为相应产物携带的碳排放，并逐级向下游装置传递[4,7-10]。

表1 能耗工质的折标系数和碳排放系数

1.3 生产装置

所研究的炼油厂采用典型脱碳流程，主要装置包括常减压蒸馏、连续重整、加氢裂化、催化裂化、延迟焦化、加氢精制等（见表2）；原油一次加工能力为1 100×104t/a，测算碳排放量当年的原油实际加工量为930×104t/a。该炼厂加工低硫和高硫中质原油（性质见表3），两类原油首先分别经过1#与2#常减压装置蒸馏。研究过程中将CO2排放系数引入工艺流程进行计算，分析各装置与全炼厂CO2的排放类型、排放强度、排放量等。

表2 某炼油厂生产装置及其加工量

表3 炼厂加工原油的基本性质

2 结果与讨论

2.1 各装置能耗

炼油过程中消耗的水、电、汽、燃料、风、催化剂烧焦、低温热等能耗折标核算的能耗基本可以反映碳排放的来源（除了制氢装置的工艺排放）。该炼厂19套装置的能耗如图1所示。从图1看出，对于大部分装置，燃料燃烧、电力、水是能耗的主要来源；而对于催化裂化装置，催化剂再生烧焦是能耗主要来源。另外，1#与2#催化裂化、天然气制氢、1#与2#硫黄回收装置通过高温取热器或废热锅炉分别回收催化剂烧焦烟气、粗合成气、Claus燃烧炉混合气的热量，从而副产大量蒸汽（对应的单位综合能耗分别为-15.52，-34.74，-419.64，-96.72，-163.02 kgoe/t）。

图1 各装置的单位综合能耗构成

从全炼厂的综合能耗构成来看，燃料燃烧、催化剂烧焦（主要是催化裂化催化剂烧焦）、电力、水、低温热、蒸汽对应的能耗占全厂综合能耗（57.39×104toe/a）的比例分别为42.17%，41.32%，18.28%，6.00%，2.54%，-10.31%；蒸汽耗量为负值，主要是因为催化裂化、天然气制氢、硫黄回收等装置副产的蒸汽量大于炼油过程的蒸汽总消耗；而用风的能耗极小，可忽略。

从各装置的单位综合能耗来看（表4），除天然气制氢装置外，烷基化、连续重整、气体分馏、1#与2#催化裂化、干气提纯提浓等装置较高，中压与高压加氢裂化、延迟焦化等装置次之，常减压蒸馏、蜡油加氢、加氢精制等装置最低；由于通过副产大量蒸汽回收Claus反应释放的热量，1#与2#硫黄装置单位综合能耗为负值，可视为能量供给装置。单位综合能耗明显高于能耗定额，表明装置能耗偏大，具有较大节能空间，此类装置包括：气体分馏、2#常减压、柴油加氢、1#与2#催化裂化等装置；单位综合能耗略高于能耗定额的装置是天然气制氢装置；单位综合能耗低于能耗定额，表明装置能耗水平较先进，在现有技术水平下降低能耗难度较大，此类装置包括：1#常减压、连续重整、延迟焦化、蜡油加氢、中压与高压加氢裂化、1#与2#S Zorb、航煤加氢、烷基化、干气提纯提浓、1#与2#硫黄回收等装置。此外，需要指出的是，2#常减压装置的单位综合能耗高于1#常减压装置，主要是因为后者停开减压蒸馏。

各装置的综合能耗与其加工量及单位综合能耗有关。从表4看出，2#催化裂化装置最高，连续重整、2#常减压、1#催化裂化、天然气制氢、气体分馏、高压加氢裂化、延迟焦化等装置次之，中压加氢裂化、柴油加氢、1#常减压等装置再次之。

表4 炼厂各装置的能耗

整体来看，单位综合能耗和综合能耗均较高的装置有：催化裂化、天然气制氢、连续重整、气体分馏、加氢裂化、延迟焦化等装置。该炼厂的单位综合能耗为61.709 kgoe/t，达到中国石化炼油企业的平均水平[11]，但是距离国际先进水平（53 kgoe/t）仍有差距[12]，存在节能降耗空间。

2.2 各装置的碳排放

从炼厂19套装置的碳排放构成来看（见图2），两套催化裂化和天然气制氢装置以工艺排放为主，高压加氢裂化、蜡油加氢、干气提纯提浓装置以间接排放为主，其他装置以直接排放为主；其中，2#催化裂化、1#与2#硫黄回收装置通过副产大量蒸汽回收反应热，抵消了水、电、燃料燃烧导致的碳排放，因而直接排放为负值。从整个炼厂的碳排放构成来看（见图3），催化裂化装置和天然气装置造成的工艺排放占全炼厂CO2排放总量的58.9%，直接排放和间接排放分别占CO2排放总量的26.6%，14.5%；可见工艺排放是最大的碳排放类型。

图2 炼厂各生产装置的碳排放构成

图3 全炼厂的碳排放构成

各装置的碳排放因子（反映了碳排放强度）与单位综合能耗的分布大体一致（见图4）。除天然气制氢装置（9.243 t/t）外，1#与2#催化裂化、烷基化、连续重整、气体分馏、干气提纯提浓等装置较高（分别为0.209，0.229，0.324，0.226，0.233，0.117 t/t），中压与高压加氢裂化、延迟焦化等装置次之（分别为0.095，0.061，0.055 t/t），常减压蒸馏、蜡油加氢、加氢精制等装置最低（0.006～0.036 t/t）；Claus反应产生的大量热量被以蒸汽的形式回收，因而1#与2#硫黄装置的碳排因子为负值（-0.226，-0.332 t/t）。

图4 各装置的碳排放量与碳排因子

各装置的碳排放量与其加工量及碳排因子有关。从图4看出，2#催化裂化最高（44.21×104t/a），天然气制氢、连续重整、2#常减压、1#催化裂化、气体分馏等装置次之，为（13.16～34.68）×104t/a，高压加氢裂化、延迟焦化、中压加氢裂化、蜡油加氢、柴油加氢、1#常减压等装置再次之，为（4.09～9.41）×104t/a，其他装置的碳排放量不超过2.30×104t/a。

整体来看，碳排放因子和排放量均较高的装置有：催化裂化、天然气制氢、连续重整、气体分馏、加氢裂化等装置，前两者的碳排放量分别占总排放量的32.3%和17.9%；可见，脱碳型炼厂的催化裂化和制氢装置是最大的碳排放源。该厂总碳排为193.55×104t/a，碳排放因子为0.208 t/t。由于延迟焦化装置的固碳作用以及加工过程的氢耗较少，该厂碳排放因子低于采用渣油加氢路线的炼厂（约0.32 t/t）[5，13]。

2.3 主要产品的碳排放

炼厂的碳排放强度与总量还受其产品结构影响[14]，该厂主要产品的碳排放情况如表5所示。从表5看出，汽油、柴油的单位产品生产碳排放分别为航煤的2.3倍和1.5倍。另外，汽油、煤油、柴油的单位产品生产碳排放约为基本有机化工原料类产品（二甲苯、丙烯）的1/5～1/2。这是因为生产低分子量的基本有机化工原料需要在炼油过程输入更多的能量以满足石油分子的裂解、重构及分离提纯。

表5 主要产品碳排放

3 应对策略

3.1 综合权衡炼厂原料结构、产品分布及质量

1）原料构成

根据测算结果看出，原油性质对炼油厂的碳排放强度及总量均有重要影响。在选择原油品种、产品结构时，应兼顾经济效益与碳排放。加工API度轻、硫氮含量高的低品质原油，可降低原料成本；但是，为生产满足质量要求的油品，要求能量密集型工艺和更多加工单元，这必将导致更多碳排放。因此，在选择加工原油的种类时，要兼顾未来碳税对企业经营成本的影响。

引入绿氢、生物质、废弃高分子材料（废塑料、橡胶等）将成为炼厂降低碳排放的重要途径之一[15]。化石燃料制氢装置的工艺排放是炼厂主要的碳排放源之一，所产氢气属于灰氢。加氢装置使用绿氢替代灰氢是实现炼厂碳减排的有力措施。炼厂可采用可再生电力电解水制氢来实现绿氢生产。目前，绿氢生产技术推广应用的最大障碍是成本高，但随着风光发电、电解水制氢技术的改进和生产规模扩大，成本有望大幅降低。未来10年将是绿氢技术成熟期[16]，炼油与绿氢生产耦合将极大推动炼厂减碳。

与常规化石原料相比，以生物质生产的燃料或化学品的全生命周期碳排放较低[17]。炼厂在传统的炼油工艺中利用生物质，既可增加原料来源多样性、降低成本，又能降低生产过程的碳排放[18]。

废弃高分子材料回收利用与炼油过程融合是一种高效的资源循环利用途径，既能解决废塑料/橡胶污染环境的问题，同时也扩展了炼油原料。另外，有关研究表明，废弃高分子材料回收利用与炼油过程融合具有显著的碳减排效应：废塑料热解油采用加氢改制—蒸汽裂解—聚合（SC）和加氢改制—催化裂解兼产丙烯—聚合方案（DCC）替代原油生产聚烯烃，全流程的碳排放因子分别降低44.8%和24.3%[19]。

2）产品分布

根据国内汽油、煤油、柴油的市场消费需求，并结合三者生产过程的碳排放强度，适时增产碳排放强度较低的油品有利于炼厂减少碳排放，也能创造更多效益。

从中长期来看，“减油增化”是炼油产品结构调整的主要途径[15]，化工型炼厂是未来发展的主流方向。据测算结果，与油品相比，基本有机化工原料生产过程的碳排放强度更大。为控制炼油向化工转型过程中碳排放量的增加，需通过新型催化剂开发、反应与分离工程创新等手段，加大重油催化裂解、加氢裂化、轻石脑油催化重整等现有工艺技术升级改造[20-21]，以使其多产化工原料。此外，原油直接制烯烃工艺近年来在工业化方面取得较大进展，虽然该技术目前仍受原油品质的限制，但在多产化工料、简化生产流程、降低投资、控制碳排放等方面具有较大潜力[21-24]。

3）油品质量

需要指出的是，在未来较长一段时期，油品仍将是炼厂的主要产品之一。油品质量升级需要投入更大的能耗与氢耗，也意味着更大的碳排放量。我国汽油质量标准已处于世界先进水平，进一步降低汽油的有害物质含量对改善空气质量的效力已减弱，但需投入更多的技术、设备和能耗。当前改善环境的紧迫任务是减少碳排放，油品质量升级应该在绿色清洁的基础上兼顾低碳[25]。

3.2 节能减碳

节能是目前炼油业从源头减少碳排放实现绿色发展最有效的途径。经过多年发展，我国炼油单位综合能耗显著下降，但是多数炼厂的耗能水平与国际先进水平相比仍有差距。从所测算炼厂各装置能耗来看，催化裂化、天然气制氢、连续重整、气体分馏、加氢裂化、延迟焦化等装置较高。

加热炉燃料燃烧是炼厂的主要能耗源和碳排放源之一[26]。据测算，燃料燃烧占测算炼厂总能耗的42.17%，主要源于常减压蒸馏、连续重整、延迟焦化、加氢等装置的加热炉消耗。炼厂可通过换热网络优化、先进节能技术的应用、燃料低碳化以及生产用能电力化（甚至绿电化）等措施实现碳减排。

催化裂化催化剂再生烧焦过程是炼厂的第二大能耗源，催化裂化装置是其最大的碳排放源。减少催化剂生焦是从源头上实现炼油节能减碳的重要措施之一。从催化剂角度可采取以下措施：催化原料加氢处理催化剂要致力提高产物氢含量，催化裂化催化剂要进一步降低焦炭选择性[18]。从反应器角度，实现进料与高温再生剂快速均匀接触也能强化反应和传质效果，从而减少生焦。近几年催化进料乳化技术进步较大，取得了高附加值产物收率提高、生焦减少的效果。采用微纳尺度传质强化技术[27]，可进一步改善催化进料的乳化和反应转化效果。此外，催化裂化本质上是脱碳过程，生焦不可避免；因此，还需重视通过换热网络优化、中低温余热回收等方式回收催化剂烧焦产生的热量[28]。

加氢类装置的能耗在炼油系统占比也较大。传统加氢工艺的滴流床反应器需采用大氢油体积比，反应后大量过剩氢气经循环氢压缩机增压后反复通过加氢反应器，氢气循环过程由于物流升压、升温、降温导致耗能较大。液相循环加氢技术用液体溶氢循环取代了滴流床加氢技术所需的庞大氢气循环系统，具有能耗更低、投资更小、氢资源利用率更高的优势[29]。

化石燃料制氢装置产生大量CO2工艺排放，同时制氢过程具有高温高压的特点，可通过有效的能量回收方式节能减碳。在绿氢生产技术推广应用前，炼厂可采用气化联合循环发电（IGCC）技术，在制氢的同时通过生产廉价电力和蒸汽回收粗合成气携带的巨大能量，从而使制氢装置承担公用工程岛的功能，并达到大幅节能减碳的目的[30]。

3.3 推进CO2捕集、封存与利用（CCUS）

炼厂当前的碳排放主要集中在燃料燃烧和催化剂烧焦、化石燃料制氢。在用能电力化、绿氢规模化生产之前，炼厂要进一步大幅减少碳排放，应重视CCUS技术，在碳排放集中的装置增加CCUS设施[31]。