固定床渣油加氢装置生产低硫船用燃料油调合组分的工业实践

刘 荣

(中国石化上海石油化工股份有限公司，上海 200540)

随着全球环境污染的不断加剧，国内外都对船用燃料油的硫含量进行严格的限制。国际海事组织(IMO)要求自2020年1月1日起全球船舶使用的燃料油硫质量分数将从之前的不大于3.5%降低至不大于0.5%[1]。新规定实行后，船用燃料油硫含量将下降86%。中国作为IMO的缔约国及理事会A类成员国，有责任执行IMO的各项决议。我国交通运输部也印发了相应的排放控制政策及实施方案[2]，进一步加强了对沿海排放控制区和内河排放控制区船用油的硫含量限制。目前，世界咨询机构对2020年全球低硫船用燃料油需求量的预测大体在230～290 Mt[3]，另据IHS Markit 预测2020年全球船用燃料市场需求量在260 Mt左右，高、低硫燃料油需求量必将出现此消彼长的过程。

为把握IMO 针对2020年船用燃料油低硫化政策的机遇，进一步优化企业产品结构和提升经济效益，中国石化上海石油化工股份有限公司(简称上海石化)积极布局低硫船用燃料油的生产研究，利用固定床渣油加氢装置的加氢渣油生产低硫重质船用燃料油。装置于2018年9月开始生产船用燃料油调合试验油，并于2019年1月生产出国内首批12 kt低硫船用燃料油。该船用燃料油用于行船试验取得了良好的效果，使上海石化成为国内首家生产该油品的企业[4]。经过一系列的试生产后，装置从2019年第4季度开始正式生产低硫船用燃料油。从开始行船试验至2020年7月，装置已累计生产235.7 kt低硫船用燃料油。以下对该固定床渣油加氢装置试生产和正式生产低硫船用燃料油的过程进行总结，讨论影响低硫船用燃料油质量的各项因素，分析生产低硫船用燃料油对装置运行的影响，并对今后低硫船用燃料油的生产提出相应的建议。

1 装置试生产

1.1 生产调合试验油

生产调合试验油时，对装置进行了两次调整试验。

第一次调整试验的目的是将加氢渣油黏度(50 ℃)调整至160 mm2/s以上，具体调整内容是：将分馏塔进料加热炉出口温度从362.0 ℃提高至363.0 ℃，催化裂化重柴油(简称催化重柴油)掺炼量从20 t/h降低至15 t/h，渣油加氢精制柴油(简称精制柴油)侧线抽出温度从235.0 ℃提高至238.0 ℃，精制柴油抽出量从45.5 t/h提高至49.5 t/h，所得精制柴油的终馏点大于380 ℃；继续将分馏塔进料加热炉出口温度逐步提高，从363.0 ℃提高至368.5 ℃，精制柴油侧线抽出温度从238.0 ℃提高至247.0 ℃，抽出量从49 t/h提高至52 t/h，所得加氢渣油黏度(50 ℃)达到165.6 mm2/s。第一次调整试验期间，根据装置操作进程，先后采集了4组样品，每组加氢渣油和精制柴油的主要性质见表1。由表1可以看出，第四组样品中加氢渣油的黏度(50 ℃)为165.6 mm2/s，达到了调整目标，但其硫质量分数大于0.5%，必须与其他油品进行调合才能生产低硫船用燃料油。

表1 第一次调整试验中加氢渣油和精制柴油主要性质

采用表1中的第四组黏度(50 ℃)大于160 mm2/s的加氢渣油与硫质量分数低于0.5%的催化裂化轻柴油(简称催化轻柴油)进行油品调合试验。用于调合的催化轻柴油及调合所得混合油的主要性质见表2。

表2 调合试验油品主要性质

由表2可以看出：虽然催化轻柴油硫含量较低，但与加氢渣油调合后所得混合油的黏度过低，无法满足低硫船用燃料油对黏度的要求，因此通过催化轻柴油调整低硫船用燃料油硫含量的方案行不通，仍需通过改变渣油加氢生产参数来调整低硫船用燃料油的硫含量。

上海石化固定床渣油加氢装置反应部分分A、B两个系列。第二次调整试验包括两部分内容：一是升高渣油加氢反应温度，降低加氢渣油硫质量分数至0.46%左右；二是增加精制柴油抽出量，将加氢渣油黏度(50 ℃)控制在140～180 mm2/s。

按照现有原料的硫含量，要将加氢渣油硫质量分数降至0.46%，需要将脱硫率由85%提高至87%左右。为此，将A系列催化剂床层平均温度(CAT)从372.5 ℃提高到376.0 ℃，B系列CAT从392.5 ℃提高至398.0 ℃。硫含量分析合格后开始进行提高渣油加氢柴油抽出量的操作，将催化重柴油掺炼量从20 t/h缓慢降至5 t/h，分馏塔进料加热炉出口温度从362.0 ℃提高至370.0 ℃，将精制柴油侧线抽出温度从238.0 ℃提高至250.0 ℃，抽出量从48 t/h提高至56 t/h。第二次调整试验期间，根据装置操作进程，先后采集了4组样品，每组加氢渣油和精制柴油的主要性质见表3。

表3 第二次调整试验中加氢渣油和精制柴油主要性质

由表3可以看出，通过提高渣油加氢反应温度及提高加氢后的精制柴油拔出率，可以将加氢渣油硫质量分数降低至0.50%以下，黏度(50 ℃)提高至140 mm2/s以上，满足低硫船用燃料油指标要求。然而，在此次调整试验中，为降低加氢渣油硫含量，A、B两个系列的反应器提温幅度都较大，其中A系列CAT提高约4 ℃，B系列CAT提高约6 ℃，造成轻油收率过高，加上为了多抽出精制柴油，分馏部分的脱硫化氢汽提塔、分馏塔和柴油侧线塔的塔顶负荷较高，塔顶温度均超标。此外，为了提高加氢渣油黏度，需要增加精制柴油抽出量，使得分馏塔进料加热炉出口和精制柴油侧线抽出口温度的提高幅度较大，导致精制柴油95%馏出温度大于380 ℃，严重超过控制指标(小于368 ℃)。因此，在接下来的行船试验和正式生产过程中，需进一步优化反应条件，减少对装置生产的影响。

1.2 生产行船试验油

1.2.1 技术改造渣油加氢装置试生产低硫船用燃料油，需要对目前的物料流程进行改造，改造时分别对精制柴油和加氢渣油新增了相应的管线。对精制柴油新增管线的改造流程见图1，对加氢渣油新增管线的改造流程见图2。

图1 对精制柴油新增管线的改造流程

图2 对加氢渣油新增管线的改造流程

由于精制柴油深拔后无法作为全厂柴油调合组分，需要分两部分改送至催化裂化装置，一部分高温精制柴油(150～200 ℃)送LTAG喷嘴，另一部分低温精制柴油(40～50 ℃)送封油罐作为封油使用，而之前装置中精制柴油送催化裂化装置只有一根管线，无法同时输送两种不同温度的柴油，因此新增一根柴油管线至催化裂化装置封油罐，此外还需新增低温精制柴油送轻污油管线，避免催化裂化装置不正常时精制柴油无法外送的情况。

由于低硫船用燃料油无罐区，现借用原沥青罐区，因此需从加氢渣油外送罐区管线上新增一根管线至退油线，通过新退油线将低硫船用燃料油输送至现有沥青罐区暂时储存。

1.2.2 生产调整按照计划，装置从2018年12月底开始调整生产，在2019年1月17—19日和25—26日分两次共生产12 kt加氢渣油，要求产品硫质量分数不大于0.48%，黏度(50 ℃)在115～180 mm2/s之间。

2018年12月21—24日，A系列CAT从387.0 ℃升至389.5 ℃，B系列CAT从360.0 ℃升至362.0 ℃，此期间加氢渣油的主要性质见表4。由表4可知，此期间加氢渣油的硫含量变化很小。

表4 12月21—24日加氢渣油主要性质

12月24日，上游常减压蒸馏装置原油配比由m(巴士拉原油原油)∶m(阿曼原油)=55∶45调整为m(沙中原油)∶m(沙轻原油)∶m(阿曼原油)=42∶28∶30。12月25日，加氢渣油的硫质量分数下降至0.453%，黏度(50 ℃)为143.8 mm2/s，12月26日，A、B系列反应器的CAT各降低1 ℃，此后维持现有参数生产，加氢渣油各项指标良好，其主要性质见表5。

表5 12月25—28日加氢渣油主要性质

2019年1月11日，常减压蒸馏装置原油由沙中原油切换为m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=70∶30的混合油，直至低硫船用燃料油备料生产结束，由于加氢渣油硫含量高，渣油加氢装置处理量由485 t/h降至470 t/h，掺渣比由58.36%降至56.05%，此后分两批生产低硫船用燃料油，期间加氢渣油的主要性质见表6。

表6 生产低硫船用燃料油期间加氢渣油主要性质

综上，本次生产行船试验油第一阶段2019年1月17—19日备料生产8 kt，第二阶段1月25日至26日备料生产4 kt，国内首批12 kt低硫重质船用燃料油顺利生产并成功出厂，由中国石化燃料油公司全球船供油中心配送国际航线船舶进行试航。

从试生产调整过程来看，当原油为巴士拉原油时，加氢渣油硫含量较高且难以脱除，切换为沙中原油后硫含量大幅下降，表明原料性质对生产低硫船用燃料油影响最大，在今后的生产过程中为保护催化剂，应尽量通过调整原油来控制加氢渣油硫含量。

当装置处理负荷较高或掺渣比较高时，加氢渣油硫质量分数同样难以降至0.48%以下，生产备料时同时需控制处理量及掺渣比。

此外，本次生产行船试验油过程中黏度指标要求降低，未进行精制柴油深拔，低硫船用燃料油黏度较低。

1.3 高负荷生产试验

按照生产计划，渣油加氢装置从2019年第四季度开始长期生产低硫船用燃料油，将造成下游催化裂化装置原料的不足，为了同时满足低硫船用燃料油的生产和催化裂化装置负荷，需要渣油加氢装置长时间高负荷(进料量为500 t/h)运行，为及时发现高负荷下装置运行存在的瓶颈，探索装置在高负荷条件下低硫船用燃料油的生产条件，2019年8月对装置进行了高负荷生产试验。高负荷生产试验期间装置原料和配比保持稳定，主要运转数据见表7。

表7 高负荷生产试验主要运转数据

从表7可以看出，高负荷生产试验期间加氢渣油硫含量较高，无法满足低硫船用燃料油指标，黏度(50 ℃)都在160 mm2/s以上，可以适当减少减渣比例。从试验前后对比来看，“轻质原油+合适掺渣比”是适合渣油加氢生产低硫船用燃料油的方案，可以满足低硫船用燃料油低硫含量、高黏度的要求。

从试生产过程的一系列试验来看，渣油加氢装置通过一定的生产调整，加氢渣油完全满足低硫船用燃料油的指标要求，但在高负荷生产时还存在硫含量高的问题，需要在接下来的正式生产过程中逐步解决。

2 正式生产

渣油加氢装置从2019年9月开始正式生产低硫船用燃料油，并于当月生产了第一批次的低硫船用燃料油，此后又分十几个批次共生产了223.7 kt。从实际的生产结果来看，影响低硫船用燃料油主要指标(硫含量和50 ℃黏度)的因素有原油配比、装置负荷、原料掺渣比、反应温度、精制柴油95%馏出温度等，以下通过控制变量的研究方法分析各种因素对于低硫船用燃料油性质的影响，以期得到不同条件下低硫船用燃料油生产的最优方案。

2.1 原油配比的影响

为了考察原油配比对于船用燃料油性质的影响，选取2019年9月28—30日运行数据作为研究样本，主要运转数据见表8。期间装置运行负荷为480 t/h，掺渣比(w)为62.0%，A列、B列反应温度分别为371.6 ℃和380.6 ℃。

表8 2019年9月28—30日主要运转数据

由表8可以看出，在负荷、掺渣比等条件不变的情况下，沙轻原油中的硫较容易脱除，加氢渣油硫含量较低，但同时50 ℃黏度也偏低，随着原油变重，加氢渣油的硫含量及黏度也出现了较大幅度的上升。沙中原油、阿曼原油及巴士拉原油为主要加工原油品种，均可用于低硫船用燃料油的生产，其中阿曼原油性质较好，沙中原油性质适中，巴士拉原油中的硫较难脱除。

2.2 装置运行负荷的影响

为了考察装置运行负荷对于船用燃料油性质的影响，选取2019年11月23—25日运行数据作为研究样本，主要运转数据见表9。期间原油配比为m(科威特原油)∶m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=54∶13 ∶33,掺渣比(w)为61.5%，A列、B列反应温度分别为371.5 ℃和384.5 ℃。

表9 2019年11月23—25日主要运转数据

由表9可以看出，在原油、掺渣比等条件不变的情况下，加氢渣油的硫含量和50 ℃黏度与装置负荷呈正相关关系，随着负荷的提高，硫含量和黏度出现了明显上升。根据内控指标硫质量分数小于0.48%的要求，如果要在进料量500 t/h的负荷下生产低硫船用燃料油，需进一步降低原料掺渣比。

2.3 原料掺渣比的影响

为了考察装置原料掺渣比对于船用燃料油性质的影响，选取2020年1月20—22日运行数据作为研究样本，主要运转数据见表10。期间原油配比为m(科威特原油)∶m(阿曼原油)=67∶33，装置运行负荷为495 t/h，A列、B列反应温度分别为374.5 ℃和386.3 ℃。

表10 2020年1月20—22日主要运转数据

由表10可以看出，在原油配比、负荷等条件不变的情况下，加氢渣油的硫含量和50 ℃黏度与原料掺渣比呈正相关关系，随着原料掺渣比的提高，硫含量和黏度同步上升。根据内控指标硫质量分数小于0.48%的要求，如果要在m(科威特原油)∶m(阿曼原油)=67∶33、进料量为495 t/h的负荷下生产低硫船用燃料油，需控制原料掺渣比在60.47%以下。

2.4 反应温度的影响

为了考察反应温度对于船用燃料油性质的影响，选取2019年9月28日、2019年10月17日、2019年11月26日和2019年12月17日运行数据作为研究样本，4天的主要运转数据见表11。4天的原油配比均为m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=67∶33,装置运行负荷为480 t/h，掺渣比(w)为61.5%。

表11 2019年9—12月中4天主要运转数据

由表11可以看出，在原油配比、负荷等条件不变的情况下，随着反应温度的逐步升高，加氢渣油的硫含量略有下降，而50 ℃黏度明显下降，表明随着催化剂运行至末期，渣油加氢反应过程中裂解反应逐步增多，轻油收率逐步增大，黏度逐步降低，因此在反应末期生产低硫船用燃料油时要特别注意黏度变化，防止黏度低于控制下限。

2.5 精制柴油95%馏出温度的影响

为了考察精制柴油95%馏出温度对于船用燃料油性质的影响，选取2020年6月29日—7月2日运行数据作为研究样本，主要运转数据见表12。期间原油配比为m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=75∶25，装置运行负荷为450 t/h,掺渣比(w)为61.0%,A列、B列反应温度分别为384.1 ℃和371.1 ℃。

由表12可以看出，在原油配比、负荷等条件不变的情况下，随着精制柴油95%馏出温度的逐步升高，加氢渣油的硫含量略有上升，而50 ℃黏度明显上升，表明随着加氢渣油中柴油含量的减少，加氢渣油的硫含量变化较小，但50 ℃黏度变化较大。由于柴油黏度很低，为了提高低硫船用燃料油黏度，应尽量提高精制柴油的拔出率。

表12 2020年6月29日—7月2日主要运转数据

3 生产低硫船用燃料油对固定床渣油加氢装置的影响

由于低硫重质船用燃料油较正常的加氢渣油硫含量更低、黏度更高，因此必须提高催化剂床层温度以提高脱硫率，同时提高分馏塔进料加热炉出口温度以提高柴油拔出率，装置操作条件较正常运行发生了较大的变化，以下从反应部分和分馏部分两个方面分析生产低硫重质船用燃料油对固定床渣油加氢装置的影响。

3.1 生产低硫船用燃料油对反应部分的影响

生产低硫船用燃料油通常要提高反应温度以提高脱硫率，根据中国石化石油化工科学研究院预测，预计每次生产低硫船用燃料油期间两个系列的反应器CAT均提升2 ℃，因此推算生产低硫船用燃料油会将两个系列的催化剂寿命各缩短1个月左右。在实际生产过程中，受新冠肺炎疫情影响，2020年3月装置B系列第五周期运行473天后提前停工换剂检修，在停工过程中保护反应器R-1801出现大面积热点，装置被迫延长了柴油循环和氢气循环降温时间。为了分析热点产生的原因，对B系列第四周期和第五周期处理量、掺渣比等数据进行了对比分析，结果见表13。

表13 B系列第四周期和第五周期对比分析

从表13可见，B系列第五周期较第四周期运行时间短，渣油处理量少，但金属镍和钒总沉积量增加6.7 t，铁和钙的沉积量同比增大152.63%和87.5%，同时掺渣比从第四周期的56.81%大幅上升至第五周期的61.07%。因此可初步推断：由于装置在B系列第五周期运行至330天左右开始生产低硫船用燃料油，原料掺渣比的大幅提升，残炭和金属的增加导致催化剂结焦加速，催化剂床层积炭[5-6]，催化剂活性降低，反应器床层压降不断升高，最终形成大面积热点。A系列第五周期于2019年6月4日切换渣油，运行至2020年4月在保护反应器R-1101下部出现了两个热点，随着运行时间延长，保护反应器R-1101中部及脱金属反应器R-1103下部逐步出现热点，系统总压降同步出现快速上升。两个系列的运行情况表明装置开始生产低硫船用燃料油后，为了同时满足下游催化裂化装置负荷和低硫船用燃料油生产，装置长时间在高负荷、高苛刻度条件下运行，催化剂结焦加速，最终导致热点产生以及床层压降升高等问题。

3.2 生产低硫船用燃料油对分馏部分的影响

生产低硫船用燃料油对于分馏系统的影响主要在于精制柴油深拔和分馏塔进料加热炉出口提温后对于整个装置换热网络的影响，同时分馏塔进料加热炉负荷较高，导致装置排放烟气中NOx浓度上升。

由于掺炼了大量焦化蜡油和催化重柴油，导致装置精制柴油收率较7%的设计值高3%左右，开始生产低硫船用燃料油后，分馏塔进料加热炉出口温度从正常运行的355 ℃升至365 ℃以上，精制柴油收率从10%提升至12%左右，产量高达60 t/h以上，较35 t/h的设计值高出71.4%，导致精制柴油空气冷却器超负荷。在空气冷却器满负荷的情况下，精制柴油外送温度经常超出工艺控制上限，达60 ℃。

分馏塔进料加热炉出口升温幅度高达10 ℃以上，对整个装置换热网络也有较大的影响，在A、B系列反应器进料温度不变的情况下，加氢渣油温度显著上升，为了减少热量损失，一方面将加氢渣油口对口送催化裂化装置的温度从175 ℃提升至182 ℃，另一方面为了降低加氢渣油空气冷却器负荷，将4台空气冷却器由正常的并联方式改为串联方式。加氢渣油空气冷却器由并联改为串联后不仅解决了平时不投用空气冷却器的腐蚀和泄漏问题，还节省了空气冷却器的电能消耗，特别是在高负荷生产低硫船用燃料油时，可有效控制加氢渣油外送温度在80～90 ℃，取得了良好的改造效果。

分馏塔进料加热炉火嘴未进行低氮火嘴改造，导致整个烟气中NOx排放浓度增大，分馏塔进料加热炉提温前后CEMS在线监控数据显示，烟气中NOx排放浓度从提温前的62 mg/m3升至69 mg/m3，接近 80 mg/m3的预警值，因此分馏塔进料加热炉提温后要密切关注烟气中NOx排放浓度变化，防止超标。

此外，在出现渣油加氢下游催化裂化装置长时间停工抢修的状态下，加氢渣油可以作为低硫船用燃料油产品外送，无疑成为了整个炼油装置的一条新的“生命线”，保证了在下游催化裂化装置长时间停车的情况下，上游常减压蒸馏等装置可以正常运行，避免因全线被迫停工而造成更大损失，具有重要的意义。

4 结论与建议

4.1 结 论

上海石化作为国内最早布局低硫船用燃料油生产的企业之一，从2018年9月开始进行台架试验油生产，2019年1月国内首批低硫船用燃料油出厂，到2019年第4季度开始正式生产，至今已累计生产和销售低硫船用燃料油235.7 kt。影响低硫船用燃料油产品质量的因素众多，主要包括原油配比、装置负荷、掺渣比、反应温度以及柴油95%馏出温度，其中合适的原油配比和掺渣比是影响低硫船用燃料油质量的关键因素。固定床渣油加氢装置生产低硫船用燃料油调合组分的难点主要在硫含量和黏度需要同时满足要求，提高反应温度，可以降低硫含量，但黏度会降低，此为两个矛盾点，在生产时应加以平衡。此外，渣油加氢生产低硫船用燃料油对整个装置的运行产生了较大的影响，特别是催化剂长时间在高负荷高苛刻度的条件下运行，催化剂积炭加速，最终导致热点产生以及床层压降升高等问题，影响固定床渣油加氢装置运行周期。

4.2 建 议

降低低硫船用燃料油生产成本。目前低硫船用燃料油生产组分单一、成本较高，建议开展相关课题研究：一是考虑采用沸腾床渣油加氢等新工艺降低低硫船用燃料油生产成本的可行性；二是研究常减压蒸馏装置完善减压流程方案，加工低硫原油，兼顾增产低硫船用燃料油调合组分的可行性；三是优化低硫船用燃料油配方和生产方案，除加氢渣油外，增加脱沥青油、催化裂化油浆、重芳烃等调合组分，降低生产成本。

抓住机遇做大做强船用燃料油的业务。IMO2020新规提高了船用燃料油的生产门槛，打破原有的市场格局，给全球炼油产业带来深远的影响，对炼油企业来说是重要的机遇，应发挥炼销一体化优势，研究申请低硫船用燃料油监管保税仓，直接供燃料油公司开展船加油业务，以降低转库成本，实现效益最大化。