東北石化企業(yè)天然氣利用特征及經(jīng)濟(jì)性分析

趙 強(qiáng)，王 龍，崔 琳，王衛(wèi)強(qiáng)，王國(guó)付

(1.中國(guó)石油管道科技研究中心，河北 廊坊 065000； 2.中國(guó)石油管道公司，河北 廊坊 065000；3.遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001)

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東北石化企業(yè)天然氣利用特征及經(jīng)濟(jì)性分析

趙 強(qiáng)1，王 龍2，崔 琳1，王衛(wèi)強(qiáng)3，王國(guó)付3

(1.中國(guó)石油管道科技研究中心，河北 廊坊 065000； 2.中國(guó)石油管道公司，河北 廊坊 065000；3.遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001)

東北地區(qū)石化企業(yè)主要利用天然氣制氫和作燃料，用氣裝置包括原油蒸餾裝置、重整裝置、加氫裝置、催化裂化裝置、乙烯裝置、延遲焦化裝置、分子篩脫蠟裝置、烷基苯裝置、苯乙烯裝置等。年加工原油1 000×104t的石化企業(yè)日用天然氣量為(25～30)×104m3，影響天然氣用量的主要因素包括可替代能源、季節(jié)、維檢修、市場(chǎng)、突發(fā)事件等。應(yīng)用替代價(jià)值法對(duì)天然氣價(jià)格承受能力進(jìn)行計(jì)算的結(jié)果表明，石腦油、液化氣等可替代能源價(jià)格的高低直接影響天然氣利用的經(jīng)濟(jì)性。理清石化企業(yè)用氣特征和經(jīng)濟(jì)性，有利于企業(yè)用氣計(jì)劃的制定、成本控制及與上游供氣單位的協(xié)調(diào)。

石化； 天然氣； 經(jīng)濟(jì)性； 用氣特征

天然氣的利用一般可以分為城市燃?xì)狻⒐I(yè)燃料、化工、發(fā)電等四大類(lèi)，隨著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的持續(xù)發(fā)展以及國(guó)內(nèi)天然氣長(zhǎng)輸管道、地下儲(chǔ)氣庫(kù)等基礎(chǔ)設(shè)施的不斷建設(shè)和完善，2020 年全國(guó)天然氣需求量將超過(guò) 2 500×108m3，2030 年將達(dá)到 4 000×108m3以上，天然氣市場(chǎng)發(fā)育階段由快速增長(zhǎng)期步入成熟期。管道公司掌握下游企業(yè)天然氣的用氣特性，對(duì)于管道運(yùn)行安全以及調(diào)峰均非常必要。

東北地區(qū)是我國(guó)重要的石化產(chǎn)業(yè)基地，石油化工產(chǎn)業(yè)在地域空間上表現(xiàn)出特有的集聚發(fā)展態(tài)勢(shì)，僅中國(guó)石油就包括大慶石化、吉林石化、錦州石化、錦西石化、撫順石化、大連石化等。近年來(lái)，隨著東北天然氣管網(wǎng)的不斷完善，石化企業(yè)對(duì)天然氣的利用越來(lái)越重視。本文選取中國(guó)石油東北地區(qū)不同石化企業(yè)為研究對(duì)象，對(duì)其用氣特征和經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了研究分析。研究結(jié)果對(duì)企業(yè)用氣計(jì)劃的優(yōu)化、成本控制以及與上游供氣單位的協(xié)調(diào)、保障用氣的連續(xù)性和經(jīng)濟(jì)性具有一定的指導(dǎo)意義。

1 天然氣利用現(xiàn)狀

1.1 天然氣制氫

東北地區(qū)石化企業(yè)將天然氣主要用于制氫。水蒸氣重整(SMR)是目前工業(yè)上用于生產(chǎn)合成氣較為成熟的方法。天然氣中的主要成分CH4在催化劑的作用下，與水蒸氣發(fā)生轉(zhuǎn)化反應(yīng)生成H2、CO、CO2；轉(zhuǎn)化氣中所含的大量的CO在變換催化劑的作用下與水蒸氣進(jìn)一步發(fā)生變換反應(yīng)，生成H2和CO2，再經(jīng)變壓吸附(PSA)，得到純度為99.9%的H2。

一般情況下CH4的轉(zhuǎn)化率與溫度呈正相關(guān)，如果溫度足夠高，甚至能夠?qū)崿F(xiàn)平衡轉(zhuǎn)換。水蒸氣重整就是通過(guò)這一機(jī)理來(lái)制氫的，因此屬于強(qiáng)吸熱反應(yīng)，天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化的催化劑為鎳基催化劑，水碳質(zhì)量比為3.0～3.5，反應(yīng)停留時(shí)間為幾秒，轉(zhuǎn)化溫度為820 ℃，轉(zhuǎn)化壓力為1.5～3.0 MPa，過(guò)量的蒸汽用來(lái)防止催化劑積炭失活，過(guò)量幅度取決于天然氣與所用催化劑的性質(zhì)。堿金屬(鉀)、堿土金屬(鈣/鎂)通常作為助劑加入到催化劑中，加速?gòu)拇呋瘎┍砻娉ヌ?。反?yīng)器中天然氣的典型轉(zhuǎn)化率為90%～92%。為避免催化劑積炭，重整期間通常使水蒸氣過(guò)量，這樣所得合成氣再進(jìn)行變換反應(yīng)后能得到額外的H2，有利于提高制氫率[1]。

1.2 天然氣作燃料

天然氣具有高熱值、高氫碳比和常溫下為氣態(tài)等特點(diǎn)。將其用作燃料時(shí)，與其他化石燃料相比，對(duì)環(huán)境的污染程度低，且具有較高的效率[2]。因此，將天然氣作為煤和石油的替代能源，是減緩CO2排放的重要措施之一，這一措施已在國(guó)內(nèi)許多省市實(shí)施，特別是吉林、遼寧等地陸續(xù)落實(shí)相關(guān)政策，重點(diǎn)強(qiáng)調(diào)煤改氣等項(xiàng)目，大力推廣發(fā)展清潔能源。

東北地區(qū)石化企業(yè)以天然氣作燃料主要用于各類(lèi)工藝爐燃燒產(chǎn)生裝置生產(chǎn)運(yùn)行所需的熱量，生產(chǎn)裝置包括原油蒸餾裝置(常減壓蒸餾裝置)、重整裝置、加氫裝置、催化裂化裝置、乙烯裝置、延遲焦化裝置、分子篩脫蠟裝置、烷基苯裝置等不同工藝流程中的加熱爐。

2 天然氣利用特征

2.1 天然氣利用工藝特征

東北地區(qū)各家石化企業(yè)的用氣工藝及裝置基本類(lèi)似，按裝置可分為作燃料裝置和作原料裝置，總體工藝與天然氣利用系統(tǒng)簡(jiǎn)要流程如圖1所示。

圖1 總體工藝與天然氣系統(tǒng)簡(jiǎn)要流程

用氣裝置主要包括原油蒸餾裝置、重整裝置、加氫裝置、催化裂化裝置、乙烯裝置、延遲焦化裝置、分子篩脫蠟裝置、烷基苯裝置、苯乙烯裝置等。

2.1.1 原油蒸餾裝置 原油蒸餾裝置為原油一次加工裝置，其工藝原理為：烴類(lèi)混合物中各組分的沸點(diǎn)不同，所以原油在受熱時(shí)輕組分(低沸點(diǎn)組分)優(yōu)先汽化；在冷凝時(shí)，重組分(高沸點(diǎn)組分)優(yōu)先冷凝[3]。原油蒸餾過(guò)程就是根據(jù)這一特點(diǎn)，對(duì)液體混合物進(jìn)行多次汽化，對(duì)氣體混合物進(jìn)行多次冷凝，由此將原油切割成沸點(diǎn)范圍不同的各種石油產(chǎn)品。

2.1.2 重整裝置 重整裝置為二次加工裝置，其工藝原理為：以石腦油為原料，在催化劑的作用下，使烴類(lèi)分子重新排列成新的分子結(jié)構(gòu)，以生產(chǎn)C6—C9芳烴產(chǎn)品或高辛烷值汽油為目的，并副產(chǎn)氫氣。

2.1.3 加氫裝置 加氫裝置為二次加工裝置，主要分為加氫精制裝置和加氫裂化裝置。加氫精制裝置的工藝原理為：在適當(dāng)?shù)臈l件下，脫除油品中的硫、氮、氧化物等雜質(zhì)；同時(shí)，一部分不飽和烴(包括芳烴)被加氫飽和，生產(chǎn)安定性、燃燒性均較好的產(chǎn)品。在加氫精制過(guò)程中，主要發(fā)生如下幾種反應(yīng)：加氫脫硫反應(yīng)、加氫脫氮反應(yīng)、含氧化合物的氫解反應(yīng)、加氫脫金屬反應(yīng)、不飽和烴的加氫飽和反應(yīng)、芳烴的加氫飽和反應(yīng)[4]。

加氫裂化是在催化劑的作用下，烴類(lèi)和非烴類(lèi)化合物加氫轉(zhuǎn)化，烷烴、烯烴進(jìn)行裂化、異構(gòu)化和少量的環(huán)化反應(yīng)，多環(huán)化物最終轉(zhuǎn)化為單環(huán)化物。

2.1.4 催化裂化裝置 催化裂化裝置屬于二次加工裝置，其工藝原理為：在催化劑的作用及適當(dāng)?shù)牟僮鳁l件下，原料進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)，生成氣體、汽油、柴油和焦炭。

2.1.5 乙烯裝置 乙烯裝置屬于化工裝置，其工藝原理為：烴和蒸汽的混合物在裝置裂解爐中通過(guò)高溫裂解生成復(fù)雜的富含乙烯和其他烯烴的混合物，同時(shí)生成粗裂解汽油和燃料油。所生成的其他副產(chǎn)品包括丙烯、混合C4，這些副產(chǎn)品類(lèi)似于乙烯，也是有價(jià)值的化學(xué)原料。

2.1.6 延遲焦化裝置 延遲焦化裝置為二次加工裝置，其工藝原理為：重油、減壓渣油、裂化渣油等重質(zhì)油在高溫條件下進(jìn)行裂解和縮合反應(yīng)，生成氣體、汽油、柴油、蠟油和石油焦等。原料油在高熱強(qiáng)度的條件下以很高的流速通過(guò)加熱爐爐管，使油品在短時(shí)間內(nèi)達(dá)到焦化反應(yīng)所需溫度后迅速離開(kāi)加熱爐，進(jìn)入焦炭塔反應(yīng)空間。

延遲焦化反應(yīng)的工藝流程[5]為：將減壓冷熱渣油加熱至500 ℃，通過(guò)四通閥進(jìn)入焦炭塔，生成油氣和焦炭；從焦炭塔頂逸出的高溫油氣和水蒸氣氣體混合物進(jìn)入分餾塔下段，在塔內(nèi)分餾出富氣、汽油、煤油、柴油、輕蠟油和重蠟油；富氣經(jīng)吸收穩(wěn)定系統(tǒng)分離出干氣、液化氣。

延遲焦化裝置的用氣環(huán)節(jié)：主要環(huán)節(jié)是用于加熱物料，使物料達(dá)到工藝所需溫度，以便于下一步的焦化反應(yīng)或產(chǎn)物的分餾。

2.1.7 分子篩脫蠟裝置 分子篩脫蠟裝置屬于三次加工裝置，其工藝原理為：在裝有固體吸附劑的固定床中采用模擬移動(dòng)床的方式，使原料與吸附劑形成逆流接觸；在等溫、等壓、液相條件下連續(xù)進(jìn)行選擇性吸附及脫附，使正構(gòu)烷烴分離[6]；通過(guò)精餾的方法將正構(gòu)烷烴與脫附劑分離，并回收脫附劑，將其循環(huán)使用。其工藝流程為：原料歷經(jīng)預(yù)分餾單元、加氫精制單元、分子篩脫蠟單元、后分餾單元生成C10、C11—C13、C14。

2.1.8 烷基苯裝置 烷基苯裝置屬于三次加工裝置，其工藝原理為：脫氫原料(C10—C13的正構(gòu)烷烴)在催化劑的作用下，脫氫制取相應(yīng)的單烯烴，再進(jìn)入烷基化工序，將苯和脫氫制取的C10—C13直鏈烷基烯烴混合，在氟化氫催化劑存在的條件下進(jìn)行烷基化反應(yīng)，即得到產(chǎn)品直鏈烷基苯[7]。

2.1.9 苯乙烯裝置 苯乙烯裝置采用乙苯直接脫氫生產(chǎn)技術(shù)，其工藝原理為：以乙苯為原料，按水與乙苯的質(zhì)量比1.3～1.8加入過(guò)熱水蒸氣，在軸徑向反應(yīng)器內(nèi)，于高溫、負(fù)壓條件下，通過(guò)催化劑床層進(jìn)行乙苯脫氫反應(yīng)，生成主產(chǎn)品苯乙烯，同時(shí)生成副產(chǎn)品苯、甲苯、CH4、C2H6、C3H8、H2、CO和CO2。

2.2 天然氣利用定額分析

東北地區(qū)各石化企業(yè)均擁有多套煉油化工裝置，其生產(chǎn)裝置及總體工藝流程是確定的，因此生產(chǎn)方案(包括原料方案及產(chǎn)品方案)對(duì)自身用氣的波動(dòng)影響不大，所以原料定額與燃料定額具有相對(duì)的穩(wěn)定性。綜合石化企業(yè)的生產(chǎn)特點(diǎn)及產(chǎn)品特點(diǎn)，影響用氣定額的主要因素有原油加工量、天然氣與替代物料(液化氣等)配比的變化、季節(jié)溫度、維檢修情況、市場(chǎng)情況等，其中天然氣與替代物料(液化氣等)配比的變化尤為重要，起決定性的因素是不同燃料或物料之間的市場(chǎng)供求及相互比價(jià)關(guān)系[8]。

由于生產(chǎn)負(fù)荷、裝置、替代能源等方面存在差異，石化用戶(hù)使用管道來(lái)氣，用氣定額存在一定差異。以年加工原油1 000×104t的石化企業(yè)為例，一般天然氣用量為(25～30)×104m3/d，當(dāng)天然氣全部替代其他燃料和制氫原料時(shí)，理論最大用氣量可以達(dá)到60×104m3/d。

2.3 天然氣利用波動(dòng)性

東北地區(qū)石化企業(yè)屬于燃料化工型天然氣用戶(hù)，一般均按照生產(chǎn)計(jì)劃采取全年不間斷的連續(xù)性生產(chǎn)方式，其生產(chǎn)工藝和生產(chǎn)方案特征決定了天然氣用量的相對(duì)穩(wěn)定性。但是，受到上下游相關(guān)產(chǎn)品的生產(chǎn)及銷(xiāo)售情況的影響而發(fā)生一定程度的波動(dòng)。此外，裝置檢維修、季節(jié)變化、異常事故事件等因素對(duì)用氣量也會(huì)產(chǎn)生一定的影響。

2.3.1 用氣量影響因素分析

(1)可替代能源。石化企業(yè)將天然氣主要作為生產(chǎn)過(guò)程中的燃料及制氫原料使用，與天然氣存在可替代關(guān)系的能源也可以從這兩方面考慮。燃料方面，管道天然氣進(jìn)入石化公司燃?xì)夤芫W(wǎng)與自產(chǎn)干氣及液化氣混合后，供給各類(lèi)裝置作為燃料。其中，自產(chǎn)干氣是石化企業(yè)正常生產(chǎn)流程中的副產(chǎn)物，不是外銷(xiāo)產(chǎn)品，只能進(jìn)入企業(yè)內(nèi)部燃?xì)夤芫W(wǎng)，因此管道天然氣無(wú)法替代；與管道天然氣存在可替代關(guān)系的能源為液化氣，石化企業(yè)選擇管道天然氣、液化氣的主要依據(jù)是能源的比價(jià)關(guān)系。在原料方面，制氫工藝可以以管道天然氣、干氣、石腦油為原料。其中，管道天然氣與石腦油兩者存在可替代關(guān)系，選擇何種能源、使用多少能源，同樣主要取決于能源的比價(jià)關(guān)系。

(2)季節(jié)因素。一般而言，石化企業(yè)的生產(chǎn)裝置冬季燃料單耗及用量較夏季均有增加。其主要原因是：冬季環(huán)境溫度低，裝置需要保溫伴熱，且裝置散熱損失較大，裝置及設(shè)備運(yùn)行效率有所下降，造成燃料單耗增加。在加工量、生產(chǎn)方案、燃料配比等其他因素不變的條件下，隨著環(huán)境溫度的降低，裝置燃料單耗、消耗及天然氣用量一般會(huì)增加，部分石化企業(yè)冬季采取蒸汽外購(gòu)或使用燃煤鍋爐的方式補(bǔ)充蒸汽，這樣會(huì)在一定程度上降低季節(jié)變化對(duì)用氣量的影響。但是，并非所有石化企業(yè)冬季用氣量都比夏季高，當(dāng)市場(chǎng)對(duì)高牌號(hào)的汽柴油需求下降時(shí)，石化企業(yè)就會(huì)降低或停開(kāi)制氫裝置，這樣天然氣作為原料使用的量會(huì)明顯下降。

(3)維檢修因素。按照煉油化工裝置的正常運(yùn)行管理規(guī)律，必須進(jìn)行規(guī)律性檢修。在大型維檢修期間，全部或部分裝置燃料用氣會(huì)停止使用，明顯影響用氣量，各個(gè)企業(yè)維檢修的周期不盡相同，一般為3～4 a。

(4)市場(chǎng)因素。市場(chǎng)因素對(duì)石化企業(yè)用氣的影響主要體現(xiàn)在對(duì)氫氣需求的影響。隨著環(huán)保要求的提高，國(guó)家會(huì)實(shí)施對(duì)硫、烯烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求較高的汽柴油標(biāo)準(zhǔn)[9]，石化企業(yè)在生產(chǎn)中需要使用更多的氫氣進(jìn)行加氫精制。不同標(biāo)準(zhǔn)的汽油硫、烯烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)見(jiàn)表1，不同標(biāo)準(zhǔn)的柴油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)、十六烷值、密度見(jiàn)表2。目前，天然氣是制氫主要的理想原料，制氫裝置的開(kāi)工負(fù)荷越高，對(duì)天然氣的需求量就越大。因此，國(guó)家推行國(guó)V汽柴油的政策引導(dǎo)，對(duì)石化企業(yè)天然氣使用量有較大的促進(jìn)作用。

表1 不同標(biāo)準(zhǔn)的汽油硫、烯烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù) %

表2 不同標(biāo)準(zhǔn)的柴油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)、十六烷值、密度

(5)突發(fā)事件。如果原油蒸餾裝置等一次加工裝置、加氫裝置等二次加工裝置及天然氣制氫、熱電鍋爐等輔助裝置出現(xiàn)異常，則天然氣用量將產(chǎn)生大幅度的波動(dòng)。如果因原油蒸餾裝置出現(xiàn)故障而長(zhǎng)時(shí)間停工，則導(dǎo)致后續(xù)裝置的停工，在極端情況下可能造成天然氣用量降到0；如果冬季熱電鍋爐出現(xiàn)故障，則會(huì)導(dǎo)致部分裝置因蒸汽停供而停工，可能造成天然氣用量減少10%～60%。

2.3.2 配合調(diào)峰和應(yīng)對(duì)減停供氣 石化企業(yè)自身原料及燃料平衡較為復(fù)雜，但物料平衡調(diào)節(jié)能力較強(qiáng)，因此具備一定的配合上游企業(yè)調(diào)峰用氣的潛力。當(dāng)天然氣出現(xiàn)供給問(wèn)題時(shí)，石化企業(yè)采取液化氣、石腦油、渣油回送補(bǔ)充的方式，基本可以保證系統(tǒng)燃料及制氫裝置原料的平衡。

結(jié)合燃料及相關(guān)系統(tǒng)設(shè)備設(shè)施情況，若天然氣停供，則燃料管網(wǎng)的調(diào)整大約需要1～3 h，氫氣原料系統(tǒng)的切換及調(diào)整需要1～4 h，其余裝置的負(fù)荷調(diào)整大約需要24 h。天然氣的突然停供，可能造成燃料氣系統(tǒng)壓力下降，進(jìn)而造成加熱爐的供熱負(fù)荷及相關(guān)裝置運(yùn)行溫度的急劇下降，引發(fā)設(shè)備連接法蘭等部位的松動(dòng)(不同材質(zhì)熱脹冷縮的影響系數(shù)不同)，存在易燃易爆物料泄漏等風(fēng)險(xiǎn)。天然氣的突然停供，可能會(huì)造成本企業(yè)部分裝置的波動(dòng)。若因其他原因，天然氣供應(yīng)端降量或波動(dòng)，對(duì)石化企業(yè)的總體運(yùn)行方案和裝置運(yùn)轉(zhuǎn)也會(huì)產(chǎn)生影響。因此，從天然氣供應(yīng)端降量角度考慮，需要石化企業(yè)配合調(diào)峰和應(yīng)對(duì)上游減停供氣，應(yīng)加強(qiáng)與上游供氣單位的溝通，最好在企業(yè)制定月度綜合計(jì)劃之前確認(rèn)需求，以便提前做好準(zhǔn)備，重新調(diào)整原料加工計(jì)劃、產(chǎn)品生產(chǎn)計(jì)劃和燃料平衡計(jì)劃。若有臨時(shí)性通知，則需要在短時(shí)間內(nèi)重新調(diào)整總體物料平衡和燃料平衡，因此極易引起生產(chǎn)波動(dòng)甚至安全事件、事故的發(fā)生。

3 天然氣利用經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 天然氣價(jià)格承受能力

天然氣價(jià)格承受能力是指用戶(hù)愿意支付的購(gòu)買(mǎi)價(jià)格。從用戶(hù)的角度分析，愿意支付的購(gòu)買(mǎi)價(jià)格受如下因素的影響：一是天然氣價(jià)格對(duì)用戶(hù)的產(chǎn)品成本、產(chǎn)品市場(chǎng)供應(yīng)價(jià)格及用戶(hù)盈利能力的影響，二是天然氣替代能源的等熱值價(jià)格[10]。

應(yīng)用天然氣價(jià)格承受能力理論對(duì)東北石化企業(yè)用氣經(jīng)濟(jì)性特征進(jìn)行研究，有利于企業(yè)按照自身用氣規(guī)模、價(jià)格承受能力進(jìn)行針對(duì)性管理。用氣規(guī)模大、價(jià)格承受能力強(qiáng)的企業(yè)可以發(fā)揮規(guī)模效益；用氣規(guī)模大、價(jià)格承受能力弱的企業(yè)可以有限控制成本；用氣規(guī)模小、價(jià)格承受能力強(qiáng)的企業(yè)可以爭(zhēng)取扶持發(fā)展，培育為成長(zhǎng)型用戶(hù)[11]。

目前，廣泛應(yīng)用替代價(jià)值法對(duì)用戶(hù)天然氣價(jià)格承受能力進(jìn)行計(jì)算。替代價(jià)值法是根據(jù)單位有效熱值等價(jià)的原則，利用替代能源的價(jià)格來(lái)計(jì)算用戶(hù)對(duì)天然氣價(jià)格的承受能力，可用式(1)—(2)表示。

Pi≤min{Pij}，i=1，2，…，m；j=1，2，…，n

(1)

(2)

Pij的最小值就是第i類(lèi)天然氣用戶(hù)的最高承受價(jià)格[12]。

3.2 天然氣與替代能源的競(jìng)爭(zhēng)

結(jié)合東北地區(qū)不同石化企業(yè)的用氣特征，與天然氣存在競(jìng)爭(zhēng)關(guān)系的替代能源主要包括石腦油和液化氣。液化氣和石腦油為石化公司的附屬石油產(chǎn)品，石化企業(yè)可以將液化氣作為燃料銷(xiāo)售，同時(shí)也可作為燃料自己使用，石腦油可以作為原料或者作為燃料使用，這主要取決于天然氣相對(duì)于兩者的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。本文應(yīng)用天然氣價(jià)格承受能力理論和替代價(jià)值法，通過(guò)與替代能源的對(duì)比，分析天然氣利用的經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)東北天然氣管網(wǎng)門(mén)站價(jià)格和不同石化企業(yè)的用氣價(jià)格，天然氣價(jià)格選取1.760、1.782、1.980、2.018、2.027、2.216、2.225元/m3，測(cè)算石腦油和液化氣的臨界價(jià)格及對(duì)比關(guān)系。

3.2.1 石腦油 天然氣作為原料制氫時(shí)，石腦油具有一定的替代性，生產(chǎn)1 t氫氣需要石腦油3.33 t，相應(yīng)地生產(chǎn)1 t氫氣需要3.90 t天然氣，折合5 421 m3。以石腦油替代天然氣的工業(yè)用戶(hù)主要是東北地區(qū)的石化企業(yè)。按照不同天然氣價(jià)格，計(jì)算了石腦油臨界價(jià)格。石腦油臨界價(jià)格的計(jì)算式如下：石腦油臨界價(jià)格=生產(chǎn)1 t氫氣所需的天然氣體積×單位體積天然氣價(jià)格/生產(chǎn)1 t氫氣所需的石腦油質(zhì)量。生產(chǎn)1 t氫氣的天然氣價(jià)格與石腦油臨界價(jià)格對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 生產(chǎn)1 t氫氣的天然氣價(jià)格與石腦油臨界價(jià)格對(duì)比

由表3可知，當(dāng)天然氣價(jià)格為1.760元/m3時(shí)，石腦油的臨界價(jià)格為2 865.150元/t；天然氣價(jià)格為2.225元/m3時(shí)，石腦油的臨界價(jià)格為3 622.140元/t。與2015年相比，2016年石腦油價(jià)格有所下降，主流成交價(jià)格為3 250.000～3 600.000元/t，根據(jù)結(jié)算方式的不同，有200.000～350.000元/t的價(jià)差。因此，對(duì)于用氣成本較高的石化企業(yè)，石腦油具有價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)，當(dāng)天然氣價(jià)格下降0.200元/m3時(shí)，天然氣比石腦油更具價(jià)格優(yōu)勢(shì)。

3.2.2 液化氣 天然氣作為石化用戶(hù)燃料時(shí)，液化氣可作為替代能源，根據(jù)單位有效熱值等價(jià)原則，1.1 m3天然氣等于1 kg液化氣，應(yīng)用替代價(jià)值法進(jìn)行計(jì)算。取1×104m3天然氣熱值為35.61 MJ，液化氣與天然氣等熱值價(jià)格對(duì)比見(jiàn)表4。

表4 天然氣價(jià)格與液化氣等熱值價(jià)格對(duì)比

由表4可知，當(dāng)天然氣價(jià)格為1.760元/m3時(shí)，液化氣等熱值價(jià)格為2 480.060元/t；當(dāng)天然氣價(jià)格為2.225元/m3時(shí)，液化氣等熱值價(jià)格為3 135.310元/t。與2015年相比，2016年液化氣價(jià)格持續(xù)低迷，從2016年上半年?yáng)|北地區(qū)石化用戶(hù)液化氣出貨價(jià)格看，出貨價(jià)格較高的石化企業(yè)出貨價(jià)格區(qū)間為2 870.000～3 416.000元/t，均價(jià)為3 212.000元/t；價(jià)格較低的均價(jià)維持在2 400.000～2 750.000元/t。液化氣價(jià)格低迷，石化企業(yè)出貨意愿不強(qiáng)，與天然氣相比，一定時(shí)期內(nèi)液化氣具有價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)，但對(duì)于用氣成本相對(duì)較低的石化企業(yè)，天然氣仍具有明顯的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。

4 結(jié) 論

東北地區(qū)石化企業(yè)利用天然氣總體上有兩個(gè)用途：第一是用天然氣作燃料，用于各類(lèi)工藝爐燃燒產(chǎn)生裝置生產(chǎn)運(yùn)行所需的熱量，第二是用天然氣作原料，主要用于天然氣制氫。用氣裝置包括原油蒸餾裝置、重整裝置、加氫裝置、催化裂化裝置、乙烯裝置、延遲焦化裝置、分子篩脫蠟裝置、烷基苯裝置、苯乙烯裝置等。

研究結(jié)果表明，年加工原油1 000×104t的石化企業(yè)日用氣量(25～30)×104m3，影響天然氣用量的主要因素包括可替代能源、季節(jié)、維檢修、市場(chǎng)、突發(fā)事件等。應(yīng)用替代價(jià)值法對(duì)天然氣價(jià)格承受能力計(jì)算的結(jié)果表明，石腦油、液化氣等可替代能源價(jià)格高低直接影響天然氣利用的經(jīng)濟(jì)性；當(dāng)天然氣用氣價(jià)格維持在1.800元/m3時(shí)，石腦油、液化氣臨界價(jià)格較低，適合高價(jià)賣(mài)出；當(dāng)天然氣用氣價(jià)格達(dá)到2.200元/m3時(shí)，相比石腦油和液化氣，利用天然氣經(jīng)濟(jì)性較差，成本相對(duì)較高。

從天然氣供應(yīng)端降量角度考慮，需要石化企業(yè)配合調(diào)峰和應(yīng)對(duì)上游減停供氣時(shí)，建議加強(qiáng)與上游供氣單位溝通，在企業(yè)制定月度綜合計(jì)劃前確認(rèn)供氣計(jì)劃，以便提前做好準(zhǔn)備，及時(shí)調(diào)整原料加工計(jì)劃、產(chǎn)品生產(chǎn)計(jì)劃和燃料平衡計(jì)劃，以免引起不必要的生產(chǎn)波動(dòng)或其他安全事件事故的發(fā)生。

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(編輯 宋錦玉)

Characteristics and Economic Analysis of Natural Gas Utilization in Northeast Petrochemical Enterprises

Zhao Qiang1，Wang Long2，Cui Lin1，Wang Weiqiang3，Wang Guofu3

(1.PetroChinaPipelineR&DCenter，LangfangHebei065000，China； 2.PetroChinaPipelineCompany，LangfangHebei065000，China； 3.LiaoningShihuaUniversity，F(xiàn)ushunLiaoning113001，China)

Petrochemical enterprises in Northeast China mainly produced fuel hydrogen from natural gas; the gas units included crude distillation unit, reforming unit, hydro-treating unit, catalyst unit, ethylene unit, delayed coking unit, molecular sieve dewaxing unit, benzene and styrene unit. About (25～30)×104m3gas was consumed for one petrochemical enterprise processing ten million tons of crude oil per annum. The main factors that affected the total amount of natural gas consumption included alternative energy, seasonal variation, maintenance, market, emergencies, etc. The calculation of natural gas price bearing capacity with the surrogate worth trade off method showed the price of alternative energy such as naphtha and liquefied gas directly affected the economy of natural gas utilization. Clarifying the use regulation and economic characteristics of nature gas in petrochemical enterprises was conducive to optimizing the plan design of gas utilization, controlling cost and coordinating with the upstream gas suppliers.

Petrochemical； Natural gas； Economic； Characteristics of natural gas utilization

1672-6952(2017)03-0070-06 投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-11-17

2016-12-26

遼寧省自然科學(xué)基金計(jì)劃項(xiàng)目(2015020604)。

趙強(qiáng)(1985-)，男，碩士，工程師，從事油氣儲(chǔ)運(yùn)及技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)研究；E-mail：kjzhaoqiang@petrochina.com.cn。

王衛(wèi)強(qiáng)(1974-)，男，博士，教授，從事油氣儲(chǔ)運(yùn)相關(guān)研究；E-mail：wwq920285@163.com。

F407.22

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.03.015