工业化丙烷脱氢装置

工业化丙烷脱氢装置
①
目前全球有14套工业化丙烷脱氢装置，分别采用美国环球油品公司(UOP)的催化脱氢(Olefle某)连续移动床工艺和ABBLummu的CATOFIN循
环多反应器系统工艺。

ABBLummu公司的CATOFIN丙烷脱氢技术可以生产
聚合级丙烯，是世界上丙烷脱氢主流技术之一。

第一套CATOFIN丙烷脱氢
装置于1992年投入运行，为Boreali（北欧化工公司）拥有，位于比利
时的Kallo，规模250000公吨/年。

最大的一套CATOFIN装置于2004年4
月在沙特的Jubail开工投产，规模455000公吨/年。

下一套即将投产的CATOFIN装置规模为455000公吨/年，也位于沙特。

目前已与ABB公司进
行前期的技术交流。

ABBLummu公司的CATOFIN工艺主要具有以下特点：1、采用循环固定床反应器，使用氧化铬－氧化铝催化剂将丙烷转化为丙烯，未反应的丙烷循环使用。

2、
较高的单程转化率(44％)和至少高出Olefle某工艺2％的催化剂选
择性使操作压力和温度较低。

操作条件：反应温度650℃，反应压力
0.05MPa。

3、
使用非贵金属催化剂，催化剂其组分为l8％以上的氧化铬载于
γ-Al2O3上。

催化剂脱氢性能稳定，丙烯总收率最高，原料消耗低，生产1t丙烯产品消耗新鲜丙烷1.18t。

4、1m:L!^0P(e0{2T
②
CATOFIN工艺的高丙烷转化率降低了循环比率，降低能耗和操作费用，使设备尺寸减小从而减少投资费用。

5、
由于反应中没有氢的再循环，不用蒸汽稀释，降低能耗和操作费用，CATOFIN工艺能耗为0.27吨标准煤/吨丙烯产品。

9U0u$C#m!p!O!~4P6、CATOFIN工艺的副反应随主反应发生，生成了一些轻组分和重组分，
以及在催化剂上结焦，催化剂必须烧焦再生。

使用几个周期切换的固定床
反应器来保证生产连续进行，CATOFIN工艺不同产能反应器台数有所不同，25万吨/年装置一般为5个，通常包括5台并联的固定床反应器，其中2
台反应，2台催化剂再生，1台吹扫。

7、
8、
工艺流程图如下：\r9J#^
ABBLummu公司CATOFIN工艺流程
一、&C.F(P%Y8\\28T7#O-Q
③
项目原料丙烷资源情况：;A.]-m2](W\I#g'}
2006年国内总计进口液化气535万吨，进口液化气行业的集中度比
较高，前十位的总进口量占整个进口液化气市场份额的87.25%。

进口液
化气原料为国外油田伴生气，故国外原油开采行业为进口液化气行业④
的上某某业。

世界各油田的原油产量对进口液化气的供应有着同方向
的影响。

油田开采的过程中，随着海外各大油田开采进入成熟期，开采的
油气比（油井生产时，采出每吨原油所带出的天然气体量）会不断升高。

随着国际各大油田开采的深入，液化气的国际供给相对石油将上升。

液化
气的产量将相对越来越高。

中东地区液化气供应连续增长，是全球液化气
供应增长的主要贡献力量。

在2022年前，作为世界主要的液化气供应地区，中东(包括巴林、伊拉克、伊朗、卡塔尔、科威特、阿联酋和沙特阿拉伯)的液化气出口有重新增加的趋势，到2022年出口量可达到3000万吨。

非洲地区（包括刚果、安哥拉、尼日利亚和阿尔及利亚）到2022年的液化气出口量将达到1700万吨。

随着国际液化气供给的相对增加，其国际价格将相对石油降低，这将有利于我国向国外进口液化气。

国际液化石油气市场供给整体向好。

如建设25万吨/年丙烷脱氢装置每年需进口30万吨丙烷,丙烷原料需求量相对国内进口丙烷总量和国际液化气市场贸易量比例较小，不会造成整体市场格局变化而引发进口丙烷价格上扬。

此外，国际液化气贸易是我国能源领域最早放开贸易管制的领域，符合国家发展多种能源的产业政策，我国不会对进口液化气实行贸易管制；同时液化气出口国政府均是以原油开采、出口为主要产业的国家，不会基于能源控制等原因对其出口给予限制，遭受出口管制的可能性极小。

总之以进口液化气作为化工原料，其资源供应是完全可以保证的。

目前液化气的国际交易，形成了一种类似于“俱乐部交易”的格局，液化气国际贸易供应商必须具备很强的经济实力，因而国际液化气供⑤
应由为数不多的跨国贸易商垄断经营。

全球的主要液化气贸易商为GlencoreInternationalAG(嘉能可国际公司)、
FerrellInternationalLtd(Ferrell国际公司)、VITOLS.A.GENEVA(维多公司)等大型的跨国贸易公司，这些国际贸易商直接向中东等地的石油生产商采购（采购基数为100万吨/年丙烷）。

国内进口液化气经营企业采购规模在国际上大多偏小，主要是向各液化气国际贸易供应商采购。

国际贸易供应商往往不愿意与没有交易记录的公司进行类似的大宗交易，国际
液化气采购对采购主体即液化气一级经销商的进入门槛是比较高的。

对新
进入液化气国际贸易的公司设置了较高的进入限制条件，在资信证明、存
储设施、码头条件以及付款时间、方式上均有较高的要求。

因此，新的投
资者一般难以进入这一行业。

同时由于国际液化气采购以大型冷冻船运输，国际液化气供应市场大型冷冻船装载量一般都为4万吨以上，所以进口液
化气通常必须拥有交通便捷、可以停泊大型液化气冷冻船的液化气专用装
卸深水码头、大型低温冷冻罐等设施。

目前我国对内陆河道的码头、尤其
是危险品码头的新建审批已经非常严格控制，长江沿线深水码头资源已经
极为稀缺，要建设一个达到相当规模，能够满足大批量吞吐需要且直接面
对长三角广阔消费市场的长江下游码头已经非常困难。

码头资源的稀缺性
形成了进入进口液化气行业的一个较难跨越的壁垒。

丙烷原料价格对丙烷脱氢制丙烯装置生产成本影响较大，在国内工业
化应用关键是能否获得长期、稳定、相对低廉的丙烷资源，因此如能与有
进口液化气采购渠道和物流仓储资源的公司共同合作建设，将大⑥
大降低项目风险。

国内进口液化气的各主要贸易商、储运商大都多年
参与国际液化气采购，积累了长期的国际采购经验和国际交易优良信用记录，国际采购经验和交易资信优势可以在国际采购环节上享受多种便利，
采购的灵活性将大大增加，有效降低采购成本；码头、岸线、仓储等资源
优势使原料物流采购成本大大降低。

张家港东华能源股份有限公司(证券代码：002221，注册资本：
16,600万元人民币)拥有位于江苏张家港的可停靠5.4万吨级船舶的长江
码头一座，是长江沿岸最大的液化气专用码头。

码头条件非常优越，水深
达到14米以上，超过目前世界最大液化气运输船的吃水深度。

待长江吴
淞口疏浚完成，该码头将可以作为第一港直接承接国际供应商的整艘满装液化气运输船。

东华能源同时拥有与之配套设计的液化气仓储周转最大产能为50万吨/年的2某31000立方米的液化气冷冻罐和2某1000立方米常温压力球罐等生产设施。

该公司与国际知名跨国贸易商GlencoreInternationalAG(嘉能可国际公司)签订的年度期货采购合同获得了稳定的货源供应，并锁定了运费和FOB市场贴水。

随着目前国际市场采购贴水的不断上升，年度采购合同较低的贴水价格优势逐步显现。

如有增加大量订单，东华能源将利用现有良好采购渠道与国际液化气贸易商增加年度采购合同数量。

上海金地石化有限公司是一家经营进口液化气的国有企业，由上海石化股份有限公司和上海石化投资发展有限公司合资组建。

金地石化拥有位于浙江乍浦的两座丙烷、丁烷各为5万立方米冷冻储罐，1个10万吨，一个1.5万吨的装卸码头，设计的液化气存储周转能力为60万⑦
吨/年。

液化气冷冻储罐通过29公里的埋地长输管线与金山石化地区的压力库区相连接。

位于上海金山石化地区的液化气压力库存储能力为6,000立方米（4个1,500立方米球罐），通过长输管线与漕泾赛科公司相连接，金地石化可通过长输管线将进口液化气通过管道系统向漕泾提供作为化工原料。

金山至赛科的区间管输费用为30元/吨丙烷，管线丙烷输送量设计为50万吨/年，可以满足项目30万吨/年丙烷输送需要。

对张家港水路运输丙烷可能性进行初步调查。

截止到2006年底，国内已有液化气船舶65艘，总运力约6.7万载重吨，其中，长江内河船12艘，总运力约1万载重吨，以运输船舶平均1载重吨每年约能承运50吨货物的标准计算，年运输能力为50万吨，超过长江现有约30万吨液化气
运量，而且长江船舶的船龄都未达到10年，在正常情况下，20年内没有
自然报废减少的。

目前国内发展液化气运输的势头非常强劲。

从2006年
下半年到2022年底，国内已有液化气船舶运力指标的已建成或在建、购
置或正准备购置的新增船舶41条，新增总运力约7.1万载重吨，是2006
年6.7万载重吨运力总规模的1倍多。

到2022年底，新增的液化气船舶
运力将超过2006年国内的液化气总运力，2022－2022年新增的运力全部
投入市场，而老旧运力暂时还未到报废期限，富余的液化气运输能力年平
均将超过195万～215万吨。

即使到2022年集中报废1.1万载重吨的运力，2022年后也会有约3万载重吨运力过剩，至少有150万吨以上的液
化气运输能力富余。

国内液化气船舶运力过剩状态将导致液化气运输市场
的价格面临疲弱局面，水路运输液
⑧
化气将具备良好的议价能力。

目前内河液化气船的运价为145元/吨，近期将上调约5元/吨运价。

现内河运行的液化气船每航次可装载丙烷
1100吨，每来回航次包括装卸时间、航行时间及其他时间计5天，每月
可有6个航次，共计装载液化气6600吨，25万吨/年丙烷脱氢装置每月
需运输丙烷25000吨/年，需租用4艘液化气船。

从张家港至无为长江水
系运输30万吨/年丙烷从液化气船舶运力和运输价格来看基本可行。

二、7~0d4t+S3l4
丙烷脱氢制丙烯成本分析
以油田伴生气为源头的进口液化气作为油产品之一，其国际市场价格
与国际原油价格有很大相关性。

国际原油价格波动对国内进口液化气行业
的整体成本有很大影响。

进口液化气价格受到基础产品石油价格波动的影响，近三年来由于国际原油市场价格大幅上升，从2004年初35美元/桶
上升至2022年6月的140美元/桶，这导致报告期进口丙烷CP的价格也从2004年最低约250美元/吨左右涨至2022年6月895美元/吨。

进口丙烷与进口丙烯其价格均与国际原油价格强烈相关，价格走势整体趋同。

附表一为海关近四年来进口丙烯与进口丙烷价格及价格差情况，进口丙烯与进口丙烷平均价差（含税）为499美元/吨。

进口丙烯与进口丙烷相对一定空间的价差保证了国内建设丙烷脱氢项目的获利能力。

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+U0I0E9W!w某m
⑨
在安徽无为建设丙烷脱氢装置，如以2004年1月至2022年5月近四年国内实际进口丙烷平均价531美元/吨计算，以丙烷脱氢工艺产出丙烯含税成本价为8791元/吨，同期进口丙烯平均价为1031美元/吨，折含税价为9879元/吨。

丙烷脱氢工艺产出丙烯与进口丙烯相比有1088元/吨利润空间。

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如以08年6月进口丙烷原料价格895美元/吨时计算，测算丙烷脱氢产出丙烯含税成本价为12057元/吨（除主要原料外，其他制造成本及期间费用1522元/吨），与目前市场丙烯相比有近2000元/吨利润空间。

主要是近期丙烯价格高涨，丙烯与丙烷价格差加大引起利润空间上升。

具体见附表二。

25万吨/年丙烷脱氢装置副产1.1万吨/年氢气可用于煤气化多联产原料，可增产甲醇8.8万吨/年，减排CO2总量12.1万吨/年，实现煤化工和石油化工的产业优化整合，创造良好的经济效益和社会效益。

以丙烷脱氢副产氢气联产甲醇所带动经济效益如计入丙烯成本计算中。

以甲醇利润1000元/吨计，合并计算增产8.8万吨/年甲醇将减少丙烯成本352元/吨，以2004.1—2022.5期间进口丙烷、丙烯平均价格测算，同期丙烷脱
氢制丙烯实际含税成本与进口丙烯相比利润空间将上升为1440元/吨，以08年6月进口丙烷原料价格测算丙烷脱氢产出丙烯含税成本价为11705
元/吨，相对市场采购丙烯的优势进一步增强。

因此，丙烷脱氢项目选址
对项目投资收益至关重要。

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⑩
3、0q&R8P!\综合经济效益评价
根据目前掌握丙烷脱氢工艺数据进行经济效益综合测算，建设25万
吨/年丙烷脱氢装置，项目总投资168260万元，其中建设投资为150000
万元。

若丙烷、丙烯以2004.1-2022.5期间进口均价计算，初步测算项目
投资内部收益率18%（税前），投资回收期7年。

总体而言，项目从财务
分析上是可行的。

从长远来看，全球丙烯市场供应极度紧张状态今后还将延续较长时间。

中东地区新建乙烯大多以乙烷为原料，其丙烯产出量仅为2%，亚洲的石
化公司将从中东得到更多的有竞争力的乙烯以及很少的丙烯，丙烯可获得
量将滞后于需求增速，预计未来亚洲丙烯短缺状况还将进一步加剧。

预计
到2022年，中国对丙烯的当量需求将达到1905万吨，丙烯当量需求的年
均增长率将达到7.6%，超过丙烯生产能力的增长速度，供需缺口将达到
825万吨。

从当量需求来看，丙烯供需矛盾十分突出，丙烯价格将长期处
于上涨态势，未来丙烯供应短缺还将加剧。

而油田开采的油气比不断升高，可获得丙烷资源数量的不断增长，将逐步拉大丙烯与丙烷价格差，从而为
建设丙烷脱氢项目提供机遇。

长远来看丙烷脱氢项目具有稳定的投资收益。