2021年上半年，加工原油400.43万吨，同比增加41%，实现盈利6.51亿元；综合商品率同比提高1.08%，加工损失率和综合损失率创历史同期最低水平；综合能耗为63.44千克标油/吨，同比降低5.48千克标油/吨；单因耗能为7.50千克标油/吨·因数，同比降低0.41千克标油/吨·因数；吨油耗水为0.47吨，同比降低0.03吨。

这份成绩单，出自我国最早的炼油厂、已运行近60年的中国石油大庆石化公司炼油厂（简称大庆石化炼油厂）。

大庆石化炼油厂前身由1962年破土动工的黑龙江炼油厂、1963年建成投产的大庆龙凤炼油厂组成，现归属中国石油大庆石化公司。与眼下动辄一两千吨级的新型炼化一体化项目相比，历经沧桑的大庆石化炼油厂显然不具优势。但这家企业是如何求变的？

跻身千万吨级炼油

从1962年4月破土动工，到上世纪60年代末，大庆石化炼油厂加工能力由100万吨/年提高到500万吨/年。从上世纪90年代至21世纪初，通过改扩建，该厂原油加工能力达650万吨/年，乙烯产能达60万吨/年。2012年6月，该厂120万吨/年乙烯改扩建工程全面建成。同年10月，该厂600万吨/年常减压新装置建成投产。

到了650万吨/年加工能力后，大庆石化炼油厂又瞄准了新规模。2018年3月19日，国家发改委将大庆石化炼油结构调整转型升级项目列入国家《石化产业规划布局方案》，并于当年7月7日开工建设。2020年10月，炼油转型升级项目核心装置200万吨/年催化裂化装置率先一次成功开车。紧接着，350万吨/年常减压装置产品指标全部合格并外送。改造后的常减压装置采用俄罗斯原油。由此，大庆石化炼油厂原油一次加工能力跻身千万吨级。

大庆石化炼油厂厂长崔俊峰表示，千万吨炼油全面投产的意义重大。原来原油单一、装置单一。现在产品丰富了，可生产甲苯和二甲苯等芳烃产品，汽油牌号也可调和至95号和98号。成本降低、产品丰富、质量提高，市场竞争能力大大增强。同时，可助力大庆石化的化工生产。随着化工料产出增大，不仅大庆石化系统内互供实现了数量级飞跃，还支持地方化工产业链、中石油内部互供。原来只向炼油厂乙烯装置供裂解料，现在甲苯供中石油内部企业深加工，二甲苯和碳四供给地方化工产业链。物料大都用管道运输，条件便利。“如果我们的甲苯、二甲苯也铺设管道，会有几十条管道与不同客户连接，合作稳固性会更强，就不怕生存不下去了。”崔俊峰意犹未尽地说。

榨尽每一种资源

跻身千万吨级后，大庆石化炼油厂二次加工能力大大提高，加工量可以灵活调整以适应市场需求。计划科科长王湛介绍，在产品结构方面，控制成品油产量，多产化工原料和低碳烯烃。在提高乙烯裂解原料产量的同时，逐步实现优质轻质化，从基础能源型向能源材料型转型。

崔俊峰说：“每次价格调整我们都进行核算。比如渣油是去催化装置还是去焦化装置？蜡油是去催化装置还是进加氢裂化装置？要进哪套装置以发挥最大效益为准。每个月我们都根据各个产品的价格去测算，哪个路线要提高负荷、哪个路线该降低负荷。”

140万吨/年重油催化裂化装置每年可产出丙烯8万多吨。其中，丙烯、乙炔、氧含量等均满足优等品指标，但一氧化碳、二氧化碳含量不合格。这成为丙烯产品质量的短板。催化裂化车间副主任郭彦臣认为，要降低液态烃及丙烯产品中的一氧化碳、二氧化碳含量，一方面要从来源上限制，另一方面要找到合适去处。该车间通过摸索将催化装置反应器反吹介质由净化空气改为氮气，提高了脱乙烷塔的整体操作温度；将干气脱硫的胺液与液化气脱硫的胺液系统分开，提高解吸塔底温度及吸收解吸系统压力，分离精度提高。“与其他炼化企业的运行数据比较可以看到，提高解吸塔底温度即提高解吸强度，达到过解吸状态可使液态烃中的二氧化碳、一氧化碳和硫化氢等变成气相进入干气中。通过降低液态烃中的二氧化碳、一氧化碳和硫化氢总量，就可以降低丙烯产品中的含量。”郭彦臣说。从2020年11月至2021年3月，该装置丙烯产品一氧化碳、二氧化碳含量优等品率由0提高至100%。

今年以来，大庆石化炼油厂动员员工们开源节流，争取烃类物流的充分利用。

丙烯汽车装车时，气相丙烯返回低压瓦斯管网烧掉损失很大。重油催化一车间和输转联合车间在副总工程师张国静的带领下，将气相丙烯引入三催化装置分馏塔顶气液平衡罐，每车可回收气相丙烯0.6吨左右。与进入低压瓦斯管网相比，回收1吨丙烯可增收4000元，预计全年可增效近200万元。

2月份，芳烃产品价格大幅上涨。攻关小组积极联系设计院和专利商核算操作参数，与兄弟单位探讨优化连续重整装置芳烃加工路线，成功将进料中非芳烃含量从0.9%降至0.25%以下，达到了国标Ⅰ号指标甲苯含量大于99.9%的要求。

在石蜡、石油焦市场价格上涨时，攻关小组和相关车间积极调整常减压装置封油，降低两套催化裂化装置掺渣比，使原油资源向创效更高的装置倾斜，上半年生产的12.72万吨石蜡和10.09万吨石油焦实现即产即销。

计划科科长王湛介绍，经测算，3月份甲基叔丁基醚装置和烷基化装置效益好于液化气出厂。于是马上调整排产计划，提高甲基叔丁基醚装置负荷，调整甲基叔丁基醚配套烷基化装置负荷。上半年，炼油厂组织出厂甲基叔丁基醚2.16万吨。

厂里对石脑油资源进行了全面的原料烃分子质量组成分析，发现直馏石脑油和柴油脱硫石脑油烷烃含量高、芳烃含量低，适合作为乙烯料。经过优化后，上半年有10.12万吨直馏石脑油和柴油脱硫石脑油用于乙烯裂解原料。加氢精制石脑油烷烃含量较低、芳烃含量较高，是优质的重整原料。优化后，上半年改进加氢精制石脑油连续重整装置，置换出7.79万吨直馏石脑油用作乙烯裂解原料。

千方百计壮“化尾”

崔俊峰说：“我们厂投产近60年，只有管理不断迭代更新、技术日益创新，我们才会永保活力。”

动力站车间的6号和7号锅炉均为水煤浆锅炉，2003年底建成，主要在冬季运行，每年都会消耗水煤浆约9万吨，燃料成本约为12200万元。2019年，大庆石化公司提出利用旧有渣油管线以乙烯焦油替换水煤浆燃料，除了送至动力站车间作燃料，还送至焦化车间做原料。2020年，水煤浆锅炉改造烧裂解焦油项目和乙烯焦油延迟焦化装置回收利用项目同时展开。

锅炉燃烧器改造试运过程中发现，炉内燃烧器周围炉管和燃烧器边缘出现了严重结焦问题，给安全平稳生产带来巨大隐患。技术人员、岗位人员与机动科、燃烧器厂家共同进行专项分析，最终判断结焦的根本原因在于喷油雾化角过大，燃油喷出后，部分油滴与锅炉内部炉管接触，导致形成焦块。结焦原因确定后，车间立即组织优化试验，雾化角度由原设计90度改为70度。燃烧器运行无明显结焦，锅炉负荷能够正常提高至额定负荷。目前，动力站车间已完成两台水煤浆锅炉改造。从去年10月至今，投用的7号锅炉连续运行225天，不仅刷新了自身长周期纪录，并且一个冬季降低运行成本4000余万元。

同期进行的乙烯焦油延迟焦化装置回收利用项目改造发现，由于乙烯焦油属重质油，胶质和沥青质含量高，且焦化掺炼乙烯焦油后会破坏原有原料体系平衡，使得沥青质聚沉更严重，影响到装置的长周期平稳生产。今年3～5月，焦化装置界区至装置内原料罐处新增铺设裂解焦油管线约300米，增加焦油注剂系统，利用闲置设备退溶剂罐，新增2台注剂泵及相应配套管线作为高温抑焦剂的注入设施。这一成功改造，有效缓解了焦油产能过剩问题。与对外委托处理相比，焦油掺炼不但节省了加工成本，还转化为价值较高的组分产品，带来了良好的效益。焦化车间主任张兵颇为得意地说：“使用高温抑焦剂，这在国内属于首次呢！”

余油分离装置原设计加工能力为8.5万吨/年，1987年建成投产。主要原料是重整装置的副产品抽余油，主要产品是正己烷、6号溶剂油。2010年改为生产混合碳六，2017年停工。2020年末，大庆石化炼油厂从炼化一体化角度出发，重新投用闲置多年的余油分离装置，生产混合碳六产品。自2020年11月开始，历经117天检修，余油分离装置复工复产，目前每天可生产混合碳六产品12吨左右，全部供给大庆石化化工三厂和塑料厂。

“该套装置自2017年停工一直闲置，腐蚀严重，设备、管道均已超过设计寿命。由于时间紧迫，检修必须在冬季进行；加上操作人员分流，缺乏有经验的操作人员，在检修中设备管线冻凝、腐蚀，安全环保设施缺失等问题和困难暴露出来；开工中各种难题也接踵而至。”催化重整车间主任王冠勇介绍说，他们的技改方案是，余油分离装置设计工况按原半再生重整设计，由于原设计所产抽余油烯烃含量在1%，而新重整连续装置抽余油烯烃高达6%。原料变化如此之大，反应系统及分馏系统操作方案必须重新摸索。“催化剂氢气还原提温也是一大困难。按厂家要求，催化剂还原温度为170摄氏度、还原时间为72小时，但在实际操作过程中出现催化剂床层升温困难的情况。为了提高热载体温度、提高氢气循环量和还原压力等，我们联系厂家重新核算反应器设计温度，按要求完成了催化剂还原工作。此外，还解决了部分仪表不适应新工况、抽余油含水等问题。”王冠勇表示，下一步他们将继续挖掘装置潜力。

通过各种技改，连续重整装置投产后不断壮大“化尾”资源，置换出7.79万吨直馏石脑油用作乙烯裂解原料，今年上半年增收2055万元。经计划科效益核算后，将连续重整装置负荷控制在63%左右，增供化工区石脑油14万吨，上半年又增效3466万元。

一组数据反映了壮大“化尾”资源的效果：仅2021年上半年，该厂解决生产难题32个，采纳跟踪提质增效项目145项，增效1.73亿元。