固定床渣油加氫裝置生產(chǎn)低硫船用燃料油調(diào)合組分的工業(yè)實(shí)踐

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(nèi)外都對船用燃料油的硫含量進(jìn)行嚴(yán)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(zhì)量分?jǐn)?shù)將從之前的不大于3.5%降低至不大于0.5%[1]。新規(guī)定實(shí)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(zé)任執(zhí)行IMO的各項(xiàng)決議。我國交通運(yùn)輸部也印發(fā)了相應(yīng)的排放控制政策及實(shí)施方案[2]，進(jìn)一步加強(qiáng)了對沿海排放控制區(qū)和內(nèi)河排放控制區(qū)船用油的硫含量限制。目前，世界咨詢機(jī)構(gòu)對2020年全球低硫船用燃料油需求量的預(yù)測大體在230～290 Mt[3]，另據(jù)IHS Markit 預(yù)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(xiàn)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(jī)遇，進(jìn)一步優(yōu)化企業(yè)產(chǎn)品結(jié)構(gòu)和提升經(jīng)濟(jì)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(chǎn)研究，利用固定床渣油加氫裝置的加氫渣油生產(chǎn)低硫重質(zhì)船用燃料油。裝置于2018年9月開始生產(chǎn)船用燃料油調(diào)合試驗(yàn)油，并于2019年1月生產(chǎn)出國內(nèi)首批12 kt低硫船用燃料油。該船用燃料油用于行船試驗(yàn)取得了良好的效果，使上海石化成為國內(nèi)首家生產(chǎn)該油品的企業(yè)[4]。經(jīng)過一系列的試生產(chǎn)后，裝置從2019年第4季度開始正式生產(chǎn)低硫船用燃料油。從開始行船試驗(yàn)至2020年7月，裝置已累計(jì)生產(chǎn)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(chǎn)和正式生產(chǎn)低硫船用燃料油的過程進(jìn)行總結(jié)，討論影響低硫船用燃料油質(zhì)量的各項(xiàng)因素，分析生產(chǎn)低硫船用燃料油對裝置運(yùn)行的影響，并對今后低硫船用燃料油的生產(chǎn)提出相應(yīng)的建議。

1 裝置試生產(chǎn)

1.1 生產(chǎn)調(diào)合試驗(yàn)油

生產(chǎn)調(diào)合試驗(yàn)油時(shí)，對裝置進(jìn)行了兩次調(diào)整試驗(yàn)。

第一次調(diào)整試驗(yàn)的目的是將加氫渣油黏度(50 ℃)調(diào)整至160 mm2/s以上，具體調(diào)整內(nèi)容是：將分餾塔進(jìn)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(cè)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(diǎn)大于380 ℃；繼續(xù)將分餾塔進(jìn)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(cè)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(dá)到165.6 mm2/s。第一次調(diào)整試驗(yàn)期間，根據(jù)裝置操作進(jìn)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(zhì)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(dá)到了調(diào)整目標(biāo)，但其硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.5%，必須與其他油品進(jìn)行調(diào)合才能生產(chǎn)低硫船用燃料油。

表1 第一次調(diào)整試驗(yàn)中加氫渣油和精制柴油主要性質(zhì)

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(zhì)量分?jǐn)?shù)低于0.5%的催化裂化輕柴油(簡稱催化輕柴油)進(jìn)行油品調(diào)合試驗(yàn)。用于調(diào)合的催化輕柴油及調(diào)合所得混合油的主要性質(zhì)見表2。

表2 調(diào)合試驗(yàn)油品主要性質(zhì)

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(diào)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(diào)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(chǎn)參數(shù)來調(diào)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(yīng)部分分A、B兩個(gè)系列。第二次調(diào)整試驗(yàn)包括兩部分內(nèi)容：一是升高渣油加氫反應(yīng)溫度，降低加氫渣油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(xiàn)有原料的硫含量，要將加氫渣油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(jìn)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(jìn)料加熱爐出口溫度從362.0 ℃提高至370.0 ℃，將精制柴油側(cè)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(diào)整試驗(yàn)期間，根據(jù)裝置操作進(jìn)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(zhì)見表3。

表3 第二次調(diào)整試驗(yàn)中加氫渣油和精制柴油主要性質(zhì)

由表3可以看出，通過提高渣油加氫反應(yīng)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(zhì)量分?jǐn)?shù)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(biāo)要求。然而，在此次調(diào)整試驗(yàn)中，為降低加氫渣油硫含量，A、B兩個(gè)系列的反應(yīng)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(cè)線塔的塔頂負(fù)荷較高，塔頂溫度均超標(biāo)。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(jìn)料加熱爐出口和精制柴油側(cè)線抽出口溫度的提高幅度較大，導(dǎo)致精制柴油95%餾出溫度大于380 ℃，嚴(yán)重超過控制指標(biāo)(小于368 ℃)。因此，在接下來的行船試驗(yàn)和正式生產(chǎn)過程中，需進(jìn)一步優(yōu)化反應(yīng)條件，減少對裝置生產(chǎn)的影響。

1.2 生產(chǎn)行船試驗(yàn)油

1.2.1 技術(shù)改造渣油加氫裝置試生產(chǎn)低硫船用燃料油，需要對目前的物料流程進(jìn)行改造，改造時(shí)分別對精制柴油和加氫渣油新增了相應(yīng)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(diào)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(shí)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(shí)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(xiàn)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(xiàn)有瀝青罐區(qū)暫時(shí)儲存。

1.2.2 生產(chǎn)調(diào)整按照計(jì)劃，裝置從2018年12月底開始調(diào)整生產(chǎn)，在2019年1月17—19日和25—26日分兩次共生產(chǎn)12 kt加氫渣油，要求產(chǎn)品硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(zhì)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(zhì)

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(diào)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(zhì)量分?jǐn)?shù)下降至0.453%，黏度(50 ℃)為143.8 mm2/s，12月26日，A、B系列反應(yīng)器的CAT各降低1 ℃，此后維持現(xiàn)有參數(shù)生產(chǎn)，加氫渣油各項(xiàng)指標(biāo)良好，其主要性質(zhì)見表5。

表5 12月25—28日加氫渣油主要性質(zhì)

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(chǎn)結(jié)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(chǎn)低硫船用燃料油，期間加氫渣油的主要性質(zhì)見表6。

表6 生產(chǎn)低硫船用燃料油期間加氫渣油主要性質(zhì)

綜上，本次生產(chǎn)行船試驗(yàn)油第一階段2019年1月17—19日備料生產(chǎn)8 kt，第二階段1月25日至26日備料生產(chǎn)4 kt，國內(nèi)首批12 kt低硫重質(zhì)船用燃料油順利生產(chǎn)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(jìn)行試航。

從試生產(chǎn)調(diào)整過程來看，當(dāng)原油為巴士拉原油時(shí)，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(zhì)對生產(chǎn)低硫船用燃料油影響最大，在今后的生產(chǎn)過程中為保護(hù)催化劑，應(yīng)盡量通過調(diào)整原油來控制加氫渣油硫含量。

當(dāng)裝置處理負(fù)荷較高或摻渣比較高時(shí)，加氫渣油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)同樣難以降至0.48%以下，生產(chǎn)備料時(shí)同時(shí)需控制處理量及摻渣比。

此外，本次生產(chǎn)行船試驗(yàn)油過程中黏度指標(biāo)要求降低，未進(jìn)行精制柴油深拔，低硫船用燃料油黏度較低。

1.3 高負(fù)荷生產(chǎn)試驗(yàn)

按照生產(chǎn)計(jì)劃，渣油加氫裝置從2019年第四季度開始長期生產(chǎn)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(shí)滿足低硫船用燃料油的生產(chǎn)和催化裂化裝置負(fù)荷，需要渣油加氫裝置長時(shí)間高負(fù)荷(進(jìn)料量為500 t/h)運(yùn)行，為及時(shí)發(fā)現(xiàn)高負(fù)荷下裝置運(yùn)行存在的瓶頸，探索裝置在高負(fù)荷條件下低硫船用燃料油的生產(chǎn)條件，2019年8月對裝置進(jìn)行了高負(fù)荷生產(chǎn)試驗(yàn)。高負(fù)荷生產(chǎn)試驗(yàn)期間裝置原料和配比保持穩(wěn)定，主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)見表7。

表7 高負(fù)荷生產(chǎn)試驗(yàn)主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

從表7可以看出，高負(fù)荷生產(chǎn)試驗(yàn)期間加氫渣油硫含量較高，無法滿足低硫船用燃料油指標(biāo)，黏度(50 ℃)都在160 mm2/s以上，可以適當(dāng)減少減渣比例。從試驗(yàn)前后對比來看，“輕質(zhì)原油+合適摻渣比”是適合渣油加氫生產(chǎn)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(chǎn)過程的一系列試驗(yàn)來看，渣油加氫裝置通過一定的生產(chǎn)調(diào)整，加氫渣油完全滿足低硫船用燃料油的指標(biāo)要求，但在高負(fù)荷生產(chǎn)時(shí)還存在硫含量高的問題，需要在接下來的正式生產(chǎn)過程中逐步解決。

2 正式生產(chǎn)

渣油加氫裝置從2019年9月開始正式生產(chǎn)低硫船用燃料油，并于當(dāng)月生產(chǎn)了第一批次的低硫船用燃料油，此后又分十幾個(gè)批次共生產(chǎn)了223.7 kt。從實(shí)際的生產(chǎn)結(jié)果來看，影響低硫船用燃料油主要指標(biāo)(硫含量和50 ℃黏度)的因素有原油配比、裝置負(fù)荷、原料摻渣比、反應(yīng)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(zhì)的影響，以期得到不同條件下低硫船用燃料油生產(chǎn)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(zhì)的影響，選取2019年9月28—30日運(yùn)行數(shù)據(jù)作為研究樣本，主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)見表8。期間裝置運(yùn)行負(fù)荷為480 t/h，摻渣比(w)為62.0%，A列、B列反應(yīng)溫度分別為371.6 ℃和380.6 ℃。

表8 2019年9月28—30日主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

由表8可以看出，在負(fù)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(shí)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(xiàn)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(chǎn)，其中阿曼原油性質(zhì)較好，沙中原油性質(zhì)適中，巴士拉原油中的硫較難脫除。

2.2 裝置運(yùn)行負(fù)荷的影響

為了考察裝置運(yùn)行負(fù)荷對于船用燃料油性質(zhì)的影響，選取2019年11月23—25日運(yùn)行數(shù)據(jù)作為研究樣本，主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)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(yīng)溫度分別為371.5 ℃和384.5 ℃。

表9 2019年11月23—25日主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

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(fù)荷呈正相關(guān)關(guān)系，隨著負(fù)荷的提高，硫含量和黏度出現(xiàn)了明顯上升。根據(jù)內(nèi)控指標(biāo)硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于0.48%的要求，如果要在進(jìn)料量500 t/h的負(fù)荷下生產(chǎn)低硫船用燃料油，需進(jìn)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(zhì)的影響，選取2020年1月20—22日運(yùn)行數(shù)據(jù)作為研究樣本，主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)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(yùn)行負(fù)荷為495 t/h，A列、B列反應(yīng)溫度分別為374.5 ℃和386.3 ℃。

表10 2020年1月20—22日主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

由表10可以看出，在原油配比、負(fù)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(guān)關(guān)系，隨著原料摻渣比的提高，硫含量和黏度同步上升。根據(jù)內(nèi)控指標(biāo)硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(jìn)料量為495 t/h的負(fù)荷下生產(chǎn)低硫船用燃料油，需控制原料摻渣比在60.47%以下。

2.4 反應(yīng)溫度的影響

為了考察反應(yīng)溫度對于船用燃料油性質(zhì)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(yùn)行數(shù)據(jù)作為研究樣本，4天的主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)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(yùn)行負(fù)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(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

由表11可以看出，在原油配比、負(fù)荷等條件不變的情況下，隨著反應(yīng)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(yùn)行至末期，渣油加氫反應(yīng)過程中裂解反應(yīng)逐步增多，輕油收率逐步增大，黏度逐步降低，因此在反應(yīng)末期生產(chǎn)低硫船用燃料油時(shí)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(zhì)的影響，選取2020年6月29日—7月2日運(yùn)行數(shù)據(jù)作為研究樣本，主要運(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)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(yùn)行負(fù)荷為450 t/h,摻渣比(w)為61.0%,A列、B列反應(yīng)溫度分別為384.1 ℃和371.1 ℃。

由表12可以看出，在原油配比、負(fù)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(yīng)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(yùn)轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)

3 生產(chǎn)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(zhì)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(shí)提高分餾塔進(jìn)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(yùn)行發(fā)生了較大的變化，以下從反應(yīng)部分和分餾部分兩個(gè)方面分析生產(chǎn)低硫重質(zhì)船用燃料油對固定床渣油加氫裝置的影響。

3.1 生產(chǎn)低硫船用燃料油對反應(yīng)部分的影響

生產(chǎn)低硫船用燃料油通常要提高反應(yīng)溫度以提高脫硫率，根據(jù)中國石化石油化工科學(xué)研究院預(yù)測，預(yù)計(jì)每次生產(chǎn)低硫船用燃料油期間兩個(gè)系列的反應(yīng)器CAT均提升2 ℃，因此推算生產(chǎn)低硫船用燃料油會將兩個(gè)系列的催化劑壽命各縮短1個(gè)月左右。在實(shí)際生產(chǎn)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(yùn)行473天后提前停工換劑檢修，在停工過程中保護(hù)反應(yīng)器R-1801出現(xiàn)大面積熱點(diǎn)，裝置被迫延長了柴油循環(huán)和氫氣循環(huán)降溫時(shí)間。為了分析熱點(diǎn)產(chǎn)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(shù)據(jù)進(jìn)行了對比分析，結(jié)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(yùn)行時(shí)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(shí)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(yùn)行至330天左右開始生產(chǎn)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?dǎo)致催化劑結(jié)焦加速，催化劑床層積炭[5-6]，催化劑活性降低，反應(yīng)器床層壓降不斷升高，最終形成大面積熱點(diǎn)。A系列第五周期于2019年6月4日切換渣油，運(yùn)行至2020年4月在保護(hù)反應(yīng)器R-1101下部出現(xiàn)了兩個(gè)熱點(diǎn)，隨著運(yùn)行時(shí)間延長，保護(hù)反應(yīng)器R-1101中部及脫金屬反應(yīng)器R-1103下部逐步出現(xiàn)熱點(diǎn)，系統(tǒng)總壓降同步出現(xiàn)快速上升。兩個(gè)系列的運(yùn)行情況表明裝置開始生產(chǎn)低硫船用燃料油后，為了同時(shí)滿足下游催化裂化裝置負(fù)荷和低硫船用燃料油生產(chǎn)，裝置長時(shí)間在高負(fù)荷、高苛刻度條件下運(yùn)行，催化劑結(jié)焦加速，最終導(dǎo)致熱點(diǎn)產(chǎn)生以及床層壓降升高等問題。

3.2 生產(chǎn)低硫船用燃料油對分餾部分的影響

生產(chǎn)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(jìn)料加熱爐出口提溫后對于整個(gè)裝置換熱網(wǎng)絡(luò)的影響，同時(shí)分餾塔進(jìn)料加熱爐負(fù)荷較高，導(dǎo)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(dǎo)致裝置精制柴油收率較7%的設(shè)計(jì)值高3%左右，開始生產(chǎn)低硫船用燃料油后，分餾塔進(jìn)料加熱爐出口溫度從正常運(yùn)行的355 ℃升至365 ℃以上，精制柴油收率從10%提升至12%左右，產(chǎn)量高達(dá)60 t/h以上，較35 t/h的設(shè)計(jì)值高出71.4%，導(dǎo)致精制柴油空氣冷卻器超負(fù)荷。在空氣冷卻器滿負(fù)荷的情況下，精制柴油外送溫度經(jīng)常超出工藝控制上限，達(dá)60 ℃。

分餾塔進(jìn)料加熱爐出口升溫幅度高達(dá)10 ℃以上，對整個(gè)裝置換熱網(wǎng)絡(luò)也有較大的影響，在A、B系列反應(yīng)器進(jìn)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(fù)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(shí)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(fù)荷生產(chǎn)低硫船用燃料油時(shí)，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(jìn)料加熱爐火嘴未進(jìn)行低氮火嘴改造，導(dǎo)致整個(gè)煙氣中NOx排放濃度增大，分餾塔進(jìn)料加熱爐提溫前后CEMS在線監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)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(yù)警值，因此分餾塔進(jìn)料加熱爐提溫后要密切關(guān)注煙氣中NOx排放濃度變化，防止超標(biāo)。

此外，在出現(xiàn)渣油加氫下游催化裂化裝置長時(shí)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(chǎn)品外送，無疑成為了整個(gè)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(shí)間停車的情況下，上游常減壓蒸餾等裝置可以正常運(yùn)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(jié)論與建議

4.1 結(jié) 論

上海石化作為國內(nèi)最早布局低硫船用燃料油生產(chǎn)的企業(yè)之一，從2018年9月開始進(jìn)行臺架試驗(yàn)油生產(chǎn)，2019年1月國內(nèi)首批低硫船用燃料油出廠，到2019年第4季度開始正式生產(chǎn)，至今已累計(jì)生產(chǎn)和銷售低硫船用燃料油235.7 kt。影響低硫船用燃料油產(chǎn)品質(zhì)量的因素眾多，主要包括原油配比、裝置負(fù)荷、摻渣比、反應(yīng)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(zhì)量的關(guān)鍵因素。固定床渣油加氫裝置生產(chǎn)低硫船用燃料油調(diào)合組分的難點(diǎn)主要在硫含量和黏度需要同時(shí)滿足要求，提高反應(yīng)溫度，可以降低硫含量，但黏度會降低，此為兩個(gè)矛盾點(diǎn)，在生產(chǎn)時(shí)應(yīng)加以平衡。此外，渣油加氫生產(chǎn)低硫船用燃料油對整個(gè)裝置的運(yùn)行產(chǎn)生了較大的影響，特別是催化劑長時(shí)間在高負(fù)荷高苛刻度的條件下運(yùn)行，催化劑積炭加速，最終導(dǎo)致熱點(diǎn)產(chǎn)生以及床層壓降升高等問題，影響固定床渣油加氫裝置運(yùn)行周期。

4.2 建 議

降低低硫船用燃料油生產(chǎn)成本。目前低硫船用燃料油生產(chǎn)組分單一、成本較高，建議開展相關(guān)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(chǎn)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(chǎn)低硫船用燃料油調(diào)合組分的可行性；三是優(yōu)化低硫船用燃料油配方和生產(chǎn)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(diào)合組分，降低生產(chǎn)成本。

抓住機(jī)遇做大做強(qiáng)船用燃料油的業(yè)務(wù)。IMO2020新規(guī)提高了船用燃料油的生產(chǎn)門檻，打破原有的市場格局，給全球煉油產(chǎn)業(yè)帶來深遠(yuǎn)的影響，對煉油企業(yè)來說是重要的機(jī)遇，應(yīng)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(wù)，以降低轉(zhuǎn)庫成本，實(shí)現(xiàn)效益最大化。