劉 榮

(中國石化上海石油化工股份有限公司，上海 200540)

隨著全球環(huán)境污染的不斷加劇，國內外都對船用燃料油的硫含量進行嚴格的限制。國際海事組織(IMO)要求自2020年1月1日起全球船舶使用的燃料油硫質量分數將從之前的不大于3.5%降低至不大于0.5%[1]。新規(guī)定實行后，船用燃料油硫含量將下降86%。中國作為IMO的締約國及理事會A類成員國，有責任執(zhí)行IMO的各項決議。我國交通運輸部也印發(fā)了相應的排放控制政策及實施方案[2]，進一步加強了對沿海排放控制區(qū)和內河排放控制區(qū)船用油的硫含量限制。目前，世界咨詢機構對2020年全球低硫船用燃料油需求量的預測大體在230～290 Mt[3]，另據IHS Markit 預測2020年全球船用燃料市場需求量在260 Mt左右，高、低硫燃料油需求量必將出現此消彼長的過程。

為把握IMO 針對2020年船用燃料油低硫化政策的機遇，進一步優(yōu)化企業(yè)產品結構和提升經濟效益，中國石化上海石油化工股份有限公司(簡稱上海石化)積極布局低硫船用燃料油的生產研究，利用固定床渣油加氫裝置的加氫渣油生產低硫重質船用燃料油。裝置于2018年9月開始生產船用燃料油調合試驗油，并于2019年1月生產出國內首批12 kt低硫船用燃料油。該船用燃料油用于行船試驗取得了良好的效果，使上海石化成為國內首家生產該油品的企業(yè)[4]。經過一系列的試生產后，裝置從2019年第4季度開始正式生產低硫船用燃料油。從開始行船試驗至2020年7月，裝置已累計生產235.7 kt低硫船用燃料油。以下對該固定床渣油加氫裝置試生產和正式生產低硫船用燃料油的過程進行總結，討論影響低硫船用燃料油質量的各項因素，分析生產低硫船用燃料油對裝置運行的影響，并對今后低硫船用燃料油的生產提出相應的建議。

1 裝置試生產

1.1 生產調合試驗油

生產調合試驗油時，對裝置進行了兩次調整試驗。

第一次調整試驗的目的是將加氫渣油黏度(50 ℃)調整至160 mm2/s以上，具體調整內容是：將分餾塔進料加熱爐出口溫度從362.0 ℃提高至363.0 ℃，催化裂化重柴油(簡稱催化重柴油)摻煉量從20 t/h降低至15 t/h，渣油加氫精制柴油(簡稱精制柴油)側線抽出溫度從235.0 ℃提高至238.0 ℃，精制柴油抽出量從45.5 t/h提高至49.5 t/h，所得精制柴油的終餾點大于380 ℃；繼續(xù)將分餾塔進料加熱爐出口溫度逐步提高，從363.0 ℃提高至368.5 ℃，精制柴油側線抽出溫度從238.0 ℃提高至247.0 ℃，抽出量從49 t/h提高至52 t/h，所得加氫渣油黏度(50 ℃)達到165.6 mm2/s。第一次調整試驗期間，根據裝置操作進程，先后采集了4組樣品，每組加氫渣油和精制柴油的主要性質見表1。由表1可以看出，第四組樣品中加氫渣油的黏度(50 ℃)為165.6 mm2/s，達到了調整目標，但其硫質量分數大于0.5%，必須與其他油品進行調合才能生產低硫船用燃料油。

表1 第一次調整試驗中加氫渣油和精制柴油主要性質

采用表1中的第四組黏度(50 ℃)大于160 mm2/s的加氫渣油與硫質量分數低于0.5%的催化裂化輕柴油(簡稱催化輕柴油)進行油品調合試驗。用于調合的催化輕柴油及調合所得混合油的主要性質見表2。

表2 調合試驗油品主要性質

由表2可以看出：雖然催化輕柴油硫含量較低，但與加氫渣油調合后所得混合油的黏度過低，無法滿足低硫船用燃料油對黏度的要求，因此通過催化輕柴油調整低硫船用燃料油硫含量的方案行不通，仍需通過改變渣油加氫生產參數來調整低硫船用燃料油的硫含量。

上海石化固定床渣油加氫裝置反應部分分A、B兩個系列。第二次調整試驗包括兩部分內容：一是升高渣油加氫反應溫度，降低加氫渣油硫質量分數至0.46%左右；二是增加精制柴油抽出量，將加氫渣油黏度(50 ℃)控制在140～180 mm2/s。

按照現有原料的硫含量，要將加氫渣油硫質量分數降至0.46%，需要將脫硫率由85%提高至87%左右。為此，將A系列催化劑床層平均溫度(CAT)從372.5 ℃提高到376.0 ℃，B系列CAT從392.5 ℃提高至398.0 ℃。硫含量分析合格后開始進行提高渣油加氫柴油抽出量的操作，將催化重柴油摻煉量從20 t/h緩慢降至5 t/h，分餾塔進料加熱爐出口溫度從362.0 ℃提高至370.0 ℃，將精制柴油側線抽出溫度從238.0 ℃提高至250.0 ℃，抽出量從48 t/h提高至56 t/h。第二次調整試驗期間，根據裝置操作進程，先后采集了4組樣品，每組加氫渣油和精制柴油的主要性質見表3。

表3 第二次調整試驗中加氫渣油和精制柴油主要性質

由表3可以看出，通過提高渣油加氫反應溫度及提高加氫后的精制柴油拔出率，可以將加氫渣油硫質量分數降低至0.50%以下，黏度(50 ℃)提高至140 mm2/s以上，滿足低硫船用燃料油指標要求。然而，在此次調整試驗中，為降低加氫渣油硫含量，A、B兩個系列的反應器提溫幅度都較大，其中A系列CAT提高約4 ℃，B系列CAT提高約6 ℃，造成輕油收率過高，加上為了多抽出精制柴油，分餾部分的脫硫化氫汽提塔、分餾塔和柴油側線塔的塔頂負荷較高，塔頂溫度均超標。此外，為了提高加氫渣油黏度，需要增加精制柴油抽出量，使得分餾塔進料加熱爐出口和精制柴油側線抽出口溫度的提高幅度較大，導致精制柴油95%餾出溫度大于380 ℃，嚴重超過控制指標(小于368 ℃)。因此，在接下來的行船試驗和正式生產過程中，需進一步優(yōu)化反應條件，減少對裝置生產的影響。

1.2 生產行船試驗油

1.2.1 技術改造渣油加氫裝置試生產低硫船用燃料油，需要對目前的物料流程進行改造，改造時分別對精制柴油和加氫渣油新增了相應的管線。對精制柴油新增管線的改造流程見圖1，對加氫渣油新增管線的改造流程見圖2。

圖1 對精制柴油新增管線的改造流程

圖2 對加氫渣油新增管線的改造流程

由于精制柴油深拔后無法作為全廠柴油調合組分，需要分兩部分改送至催化裂化裝置，一部分高溫精制柴油(150～200 ℃)送LTAG噴嘴，另一部分低溫精制柴油(40～50 ℃)送封油罐作為封油使用，而之前裝置中精制柴油送催化裂化裝置只有一根管線，無法同時輸送兩種不同溫度的柴油，因此新增一根柴油管線至催化裂化裝置封油罐，此外還需新增低溫精制柴油送輕污油管線，避免催化裂化裝置不正常時精制柴油無法外送的情況。

由于低硫船用燃料油無罐區(qū)，現借用原瀝青罐區(qū)，因此需從加氫渣油外送罐區(qū)管線上新增一根管線至退油線，通過新退油線將低硫船用燃料油輸送至現有瀝青罐區(qū)暫時儲存。

1.2.2 生產調整按照計劃，裝置從2018年12月底開始調整生產，在2019年1月17—19日和25—26日分兩次共生產12 kt加氫渣油，要求產品硫質量分數不大于0.48%，黏度(50 ℃)在115～180 mm2/s之間。

2018年12月21—24日，A系列CAT從387.0 ℃升至389.5 ℃，B系列CAT從360.0 ℃升至362.0 ℃，此期間加氫渣油的主要性質見表4。由表4可知，此期間加氫渣油的硫含量變化很小。

表4 12月21—24日加氫渣油主要性質

12月24日，上游常減壓蒸餾裝置原油配比由m(巴士拉原油原油)∶m(阿曼原油)=55∶45調整為m(沙中原油)∶m(沙輕原油)∶m(阿曼原油)=42∶28∶30。12月25日，加氫渣油的硫質量分數下降至0.453%，黏度(50 ℃)為143.8 mm2/s，12月26日，A、B系列反應器的CAT各降低1 ℃，此后維持現有參數生產，加氫渣油各項指標良好，其主要性質見表5。

表5 12月25—28日加氫渣油主要性質

2019年1月11日，常減壓蒸餾裝置原油由沙中原油切換為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備料生產結束，由于加氫渣油硫含量高，渣油加氫裝置處理量由485 t/h降至470 t/h，摻渣比由58.36%降至56.05%，此后分兩批生產低硫船用燃料油，期間加氫渣油的主要性質見表6。

表6 生產低硫船用燃料油期間加氫渣油主要性質

綜上，本次生產行船試驗油第一階段2019年1月17—19日備料生產8 kt，第二階段1月25日至26日備料生產4 kt，國內首批12 kt低硫重質船用燃料油順利生產并成功出廠，由中國石化燃料油公司全球船供油中心配送國際航線船舶進行試航。

從試生產調整過程來看，當原油為巴士拉原油時，加氫渣油硫含量較高且難以脫除，切換為沙中原油后硫含量大幅下降，表明原料性質對生產低硫船用燃料油影響最大，在今后的生產過程中為保護催化劑，應盡量通過調整原油來控制加氫渣油硫含量。

當裝置處理負荷較高或摻渣比較高時，加氫渣油硫質量分數同樣難以降至0.48%以下，生產備料時同時需控制處理量及摻渣比。

此外，本次生產行船試驗油過程中黏度指標要求降低，未進行精制柴油深拔，低硫船用燃料油黏度較低。

1.3 高負荷生產試驗

按照生產計劃，渣油加氫裝置從2019年第四季度開始長期生產低硫船用燃料油，將造成下游催化裂化裝置原料的不足，為了同時滿足低硫船用燃料油的生產和催化裂化裝置負荷，需要渣油加氫裝置長時間高負荷(進料量為500 t/h)運行，為及時發(fā)現高負荷下裝置運行存在的瓶頸，探索裝置在高負荷條件下低硫船用燃料油的生產條件，2019年8月對裝置進行了高負荷生產試驗。高負荷生產試驗期間裝置原料和配比保持穩(wěn)定，主要運轉數據見表7。

表7 高負荷生產試驗主要運轉數據

從表7可以看出，高負荷生產試驗期間加氫渣油硫含量較高，無法滿足低硫船用燃料油指標，黏度(50 ℃)都在160 mm2/s以上，可以適當減少減渣比例。從試驗前后對比來看，“輕質原油+合適摻渣比”是適合渣油加氫生產低硫船用燃料油的方案，可以滿足低硫船用燃料油低硫含量、高黏度的要求。

從試生產過程的一系列試驗來看，渣油加氫裝置通過一定的生產調整，加氫渣油完全滿足低硫船用燃料油的指標要求，但在高負荷生產時還存在硫含量高的問題，需要在接下來的正式生產過程中逐步解決。

2 正式生產

渣油加氫裝置從2019年9月開始正式生產低硫船用燃料油，并于當月生產了第一批次的低硫船用燃料油，此后又分十幾個批次共生產了223.7 kt。從實際的生產結果來看，影響低硫船用燃料油主要指標(硫含量和50 ℃黏度)的因素有原油配比、裝置負荷、原料摻渣比、反應溫度、精制柴油95%餾出溫度等，以下通過控制變量的研究方法分析各種因素對于低硫船用燃料油性質的影響，以期得到不同條件下低硫船用燃料油生產的最優(yōu)方案。

2.1 原油配比的影響

為了考察原油配比對于船用燃料油性質的影響，選取2019年9月28—30日運行數據作為研究樣本，主要運轉數據見表8。期間裝置運行負荷為480 t/h，摻渣比(w)為62.0%，A列、B列反應溫度分別為371.6 ℃和380.6 ℃。

表8 2019年9月28—30日主要運轉數據

由表8可以看出，在負荷、摻渣比等條件不變的情況下，沙輕原油中的硫較容易脫除，加氫渣油硫含量較低，但同時50 ℃黏度也偏低，隨著原油變重，加氫渣油的硫含量及黏度也出現了較大幅度的上升。沙中原油、阿曼原油及巴士拉原油為主要加工原油品種，均可用于低硫船用燃料油的生產，其中阿曼原油性質較好，沙中原油性質適中，巴士拉原油中的硫較難脫除。

2.2 裝置運行負荷的影響

為了考察裝置運行負荷對于船用燃料油性質的影響，選取2019年11月23—25日運行數據作為研究樣本，主要運轉數據見表9。期間原油配比為m(科威特原油)∶m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=54∶13 ∶33,摻渣比(w)為61.5%，A列、B列反應溫度分別為371.5 ℃和384.5 ℃。

表9 2019年11月23—25日主要運轉數據

由表9可以看出，在原油、摻渣比等條件不變的情況下，加氫渣油的硫含量和50 ℃黏度與裝置負荷呈正相關關系，隨著負荷的提高，硫含量和黏度出現了明顯上升。根據內控指標硫質量分數小于0.48%的要求，如果要在進料量500 t/h的負荷下生產低硫船用燃料油，需進一步降低原料摻渣比。

2.3 原料摻渣比的影響

為了考察裝置原料摻渣比對于船用燃料油性質的影響，選取2020年1月20—22日運行數據作為研究樣本，主要運轉數據見表10。期間原油配比為m(科威特原油)∶m(阿曼原油)=67∶33，裝置運行負荷為495 t/h，A列、B列反應溫度分別為374.5 ℃和386.3 ℃。

表10 2020年1月20—22日主要運轉數據

由表10可以看出，在原油配比、負荷等條件不變的情況下，加氫渣油的硫含量和50 ℃黏度與原料摻渣比呈正相關關系，隨著原料摻渣比的提高，硫含量和黏度同步上升。根據內控指標硫質量分數小于0.48%的要求，如果要在m(科威特原油)∶m(阿曼原油)=67∶33、進料量為495 t/h的負荷下生產低硫船用燃料油，需控制原料摻渣比在60.47%以下。

2.4 反應溫度的影響

為了考察反應溫度對于船用燃料油性質的影響，選取2019年9月28日、2019年10月17日、2019年11月26日和2019年12月17日運行數據作為研究樣本，4天的主要運轉數據見表11。4天的原油配比均為m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=67∶33,裝置運行負荷為480 t/h，摻渣比(w)為61.5%。

表11 2019年9—12月中4天主要運轉數據

由表11可以看出，在原油配比、負荷等條件不變的情況下，隨著反應溫度的逐步升高，加氫渣油的硫含量略有下降，而50 ℃黏度明顯下降，表明隨著催化劑運行至末期，渣油加氫反應過程中裂解反應逐步增多，輕油收率逐步增大，黏度逐步降低，因此在反應末期生產低硫船用燃料油時要特別注意黏度變化，防止黏度低于控制下限。

2.5 精制柴油95%餾出溫度的影響

為了考察精制柴油95%餾出溫度對于船用燃料油性質的影響，選取2020年6月29日—7月2日運行數據作為研究樣本，主要運轉數據見表12。期間原油配比為m(沙中原油)∶m(阿曼原油)=75∶25，裝置運行負荷為450 t/h,摻渣比(w)為61.0%,A列、B列反應溫度分別為384.1 ℃和371.1 ℃。

由表12可以看出，在原油配比、負荷等條件不變的情況下，隨著精制柴油95%餾出溫度的逐步升高，加氫渣油的硫含量略有上升，而50 ℃黏度明顯上升，表明隨著加氫渣油中柴油含量的減少，加氫渣油的硫含量變化較小，但50 ℃黏度變化較大。由于柴油黏度很低，為了提高低硫船用燃料油黏度，應盡量提高精制柴油的拔出率。

表12 2020年6月29日—7月2日主要運轉數據

3 生產低硫船用燃料油對固定床渣油加氫裝置的影響

由于低硫重質船用燃料油較正常的加氫渣油硫含量更低、黏度更高，因此必須提高催化劑床層溫度以提高脫硫率，同時提高分餾塔進料加熱爐出口溫度以提高柴油拔出率，裝置操作條件較正常運行發(fā)生了較大的變化，以下從反應部分和分餾部分兩個方面分析生產低硫重質船用燃料油對固定床渣油加氫裝置的影響。

3.1 生產低硫船用燃料油對反應部分的影響

生產低硫船用燃料油通常要提高反應溫度以提高脫硫率，根據中國石化石油化工科學研究院預測，預計每次生產低硫船用燃料油期間兩個系列的反應器CAT均提升2 ℃，因此推算生產低硫船用燃料油會將兩個系列的催化劑壽命各縮短1個月左右。在實際生產過程中，受新冠肺炎疫情影響，2020年3月裝置B系列第五周期運行473天后提前停工換劑檢修，在停工過程中保護反應器R-1801出現大面積熱點，裝置被迫延長了柴油循環(huán)和氫氣循環(huán)降溫時間。為了分析熱點產生的原因，對B系列第四周期和第五周期處理量、摻渣比等數據進行了對比分析，結果見表13。

表13 B系列第四周期和第五周期對比分析

從表13可見，B系列第五周期較第四周期運行時間短，渣油處理量少，但金屬鎳和釩總沉積量增加6.7 t，鐵和鈣的沉積量同比增大152.63%和87.5%，同時摻渣比從第四周期的56.81%大幅上升至第五周期的61.07%。因此可初步推斷：由于裝置在B系列第五周期運行至330天左右開始生產低硫船用燃料油，原料摻渣比的大幅提升，殘?zhí)亢徒饘俚脑黾訉е麓呋瘎┙Y焦加速，催化劑床層積炭[5-6]，催化劑活性降低，反應器床層壓降不斷升高，最終形成大面積熱點。A系列第五周期于2019年6月4日切換渣油，運行至2020年4月在保護反應器R-1101下部出現了兩個熱點，隨著運行時間延長，保護反應器R-1101中部及脫金屬反應器R-1103下部逐步出現熱點，系統(tǒng)總壓降同步出現快速上升。兩個系列的運行情況表明裝置開始生產低硫船用燃料油后，為了同時滿足下游催化裂化裝置負荷和低硫船用燃料油生產，裝置長時間在高負荷、高苛刻度條件下運行，催化劑結焦加速，最終導致熱點產生以及床層壓降升高等問題。

3.2 生產低硫船用燃料油對分餾部分的影響

生產低硫船用燃料油對于分餾系統(tǒng)的影響主要在于精制柴油深拔和分餾塔進料加熱爐出口提溫后對于整個裝置換熱網絡的影響，同時分餾塔進料加熱爐負荷較高，導致裝置排放煙氣中NOx濃度上升。

由于摻煉了大量焦化蠟油和催化重柴油，導致裝置精制柴油收率較7%的設計值高3%左右，開始生產低硫船用燃料油后，分餾塔進料加熱爐出口溫度從正常運行的355 ℃升至365 ℃以上，精制柴油收率從10%提升至12%左右，產量高達60 t/h以上，較35 t/h的設計值高出71.4%，導致精制柴油空氣冷卻器超負荷。在空氣冷卻器滿負荷的情況下，精制柴油外送溫度經常超出工藝控制上限，達60 ℃。

分餾塔進料加熱爐出口升溫幅度高達10 ℃以上，對整個裝置換熱網絡也有較大的影響，在A、B系列反應器進料溫度不變的情況下，加氫渣油溫度顯著上升，為了減少熱量損失，一方面將加氫渣油口對口送催化裂化裝置的溫度從175 ℃提升至182 ℃，另一方面為了降低加氫渣油空氣冷卻器負荷，將4臺空氣冷卻器由正常的并聯(lián)方式改為串聯(lián)方式。加氫渣油空氣冷卻器由并聯(lián)改為串聯(lián)后不僅解決了平時不投用空氣冷卻器的腐蝕和泄漏問題，還節(jié)省了空氣冷卻器的電能消耗，特別是在高負荷生產低硫船用燃料油時，可有效控制加氫渣油外送溫度在80～90 ℃，取得了良好的改造效果。

分餾塔進料加熱爐火嘴未進行低氮火嘴改造，導致整個煙氣中NOx排放濃度增大，分餾塔進料加熱爐提溫前后CEMS在線監(jiān)控數據顯示，煙氣中NOx排放濃度從提溫前的62 mg/m3升至69 mg/m3，接近 80 mg/m3的預警值，因此分餾塔進料加熱爐提溫后要密切關注煙氣中NOx排放濃度變化，防止超標。

此外，在出現渣油加氫下游催化裂化裝置長時間停工搶修的狀態(tài)下，加氫渣油可以作為低硫船用燃料油產品外送，無疑成為了整個煉油裝置的一條新的“生命線”，保證了在下游催化裂化裝置長時間停車的情況下，上游常減壓蒸餾等裝置可以正常運行，避免因全線被迫停工而造成更大損失，具有重要的意義。

4 結論與建議

4.1 結 論

上海石化作為國內最早布局低硫船用燃料油生產的企業(yè)之一，從2018年9月開始進行臺架試驗油生產，2019年1月國內首批低硫船用燃料油出廠，到2019年第4季度開始正式生產，至今已累計生產和銷售低硫船用燃料油235.7 kt。影響低硫船用燃料油產品質量的因素眾多，主要包括原油配比、裝置負荷、摻渣比、反應溫度以及柴油95%餾出溫度，其中合適的原油配比和摻渣比是影響低硫船用燃料油質量的關鍵因素。固定床渣油加氫裝置生產低硫船用燃料油調合組分的難點主要在硫含量和黏度需要同時滿足要求，提高反應溫度，可以降低硫含量，但黏度會降低，此為兩個矛盾點，在生產時應加以平衡。此外，渣油加氫生產低硫船用燃料油對整個裝置的運行產生了較大的影響，特別是催化劑長時間在高負荷高苛刻度的條件下運行，催化劑積炭加速，最終導致熱點產生以及床層壓降升高等問題，影響固定床渣油加氫裝置運行周期。

4.2 建 議

降低低硫船用燃料油生產成本。目前低硫船用燃料油生產組分單一、成本較高，建議開展相關課題研究：一是考慮采用沸騰床渣油加氫等新工藝降低低硫船用燃料油生產成本的可行性；二是研究常減壓蒸餾裝置完善減壓流程方案，加工低硫原油，兼顧增產低硫船用燃料油調合組分的可行性；三是優(yōu)化低硫船用燃料油配方和生產方案，除加氫渣油外，增加脫瀝青油、催化裂化油漿、重芳烴等調合組分，降低生產成本。

抓住機遇做大做強船用燃料油的業(yè)務。IMO2020新規(guī)提高了船用燃料油的生產門檻，打破原有的市場格局，給全球煉油產業(yè)帶來深遠的影響，對煉油企業(yè)來說是重要的機遇，應發(fā)揮煉銷一體化優(yōu)勢，研究申請低硫船用燃料油監(jiān)管保稅倉，直接供燃料油公司開展船加油業(yè)務，以降低轉庫成本，實現效益最大化。