超高充足率渣油深度转化技术工业应用前景

超高充足率渣油深度转化技术工业应用前景

自100年前以来，石油一直是运输燃料的主要来源。据预测,直到2030—2035年,石油仍将是交通运输燃料的主要来源。在世界经济缓慢复苏、石油需求量逐年增加和高油价形势下,世界炼油工业特别是石油消费大国的炼油工业面临着结构调整、提高石油利用率、清洁生产、油品清洁化、节能减排、提高经济效益等一系列严峻挑战,最重大挑战是渣油深度转化和提高轻油收率。世界炼油工业可持续发展和绿色低碳发展需要充分高效利用渣油,因为在高油价时代的今天,大量渣油还没有得到高效清洁利用。本文将简要介绍渣油,特别是重质劣质渣油深度转化技术工业应用的现状和存在的问题,还介绍了渣油深度转化新技术开发的现状和工业应用前景。1渣油深度转化的重要性和紧迫性1.1国际评论员普遍处于高位由表1可以看出,2001—2008年国际油价单调升高,受金融危机影响2008—2009年虽有所降低,但2010年便强势反弹。油价升高使炼油厂生产成本增大,赢利空间大大缩小。2011年以来国际油价呈跌宕起伏之势,1至11月WTI原油、布伦特原油现货平均价格分别为94.73,111.59美元/桶,2011年油价高于2010年已成定局。鉴于全球经济已进入高油价时代,全球石油需求将重现紧平衡,国际油价将持续处于高位。预计未来20年国际油价将长时间超过150美元/桶或低于80美元/桶的可能性都比较小,最大可能的波动区间为80~130美元/桶。油价处于高位,炼油厂原油成本占生产成本的比重越来越大,利润空间大大缩小,特别是加工轻质低硫原油的炼油厂已经达到难以为继的程度。以美国为例,近期美国东海岸加工进口高价轻质低硫原油的炼油厂都处于被迫关闭状态。美国太阳油公司已决定出售或关闭旗下17.5万桶/d的MarcusHook炼油厂和33万桶/d的费城炼油厂,康菲石油公司已决定出售或关闭旗下18.5万桶/d的Trainer炼油厂。1.2加大非常规石油资源开发力度常规原油已难以满足持续增长的需要,越来越多地加工利用非常规原油势在必行。据报道,世界常规石油资源储量约为3~4万亿桶,而非常规石油资源(重质原油、超重原油、油砂沥青等)储量近8万亿桶。由于主要产油国主力油田已进入开发中后期,所以采出的原油质量呈劣质化之势。特别是中东产油国,由于其主力油田已开采数十年之久,主要油田的储量已开采过半,轻质原油资源已开始枯竭,越来越多新开发油田的原油质量日趋重质化,因此一些产油国,如沙特、科威特等已开始加快重质原油的开采步伐,以保持原油产量的增长指标,满足世界原油增长的需求。与此同时,其他非常规石油资源的开发利用也受到越来越多的重视。超重原油和油砂沥青是最重要的非常规石油资源。委内瑞拉奥里诺科重油带超重原油的可采储量为2720亿桶,加拿大阿尔伯塔省油砂沥青的可采储量为1710亿桶,预计最终可采储量将达3150万桶,均超过沙特原油的可采储量2645亿桶。业内专家认为,这2种非常规石油资源将是今后常规石油最重要的接替资源。美国能源部预计,今后25年这2种非常规原油的产量将有较快增长(见表2)。值得注意的是,与常规原油相比,重质原油(API重度不大于22)、超重原油及油砂沥青(API重度为6~15)不仅重度很大,硫、氮、酸、残炭、金属、沥青质含量很多,而且轻馏分含量很少,重馏分(减压渣油)很多(见表3),炼油厂加工这些原油的难度很大。2010年全球石油需求量为8680万桶/d。欧佩克在最近发表的《2011年全球石油展望》报告中预测,2011,2015,2035年全球石油需求量将分别增加为8781,9280,10200万桶/d。HAR能源公司预测,2011—2030年全球原油产量将增加26.5%,达到9300万桶/d。在增加的1950万桶/d原油产量中,非常规原油(重质原油、超重原油和油砂沥青)增速为38%,即740万桶/d,2030年后非常规原油产量将逐渐增加到1600万桶/d,主要来自北美和南美地区。可以预计,今后炼油厂加工重质劣质原油的数量将越来越多,加工难度也越来越大。1.3降低跨油含硫量限值降低船用燃料油(残渣燃料油)含硫量的要求将越来越严格,需求量大幅度减少。过去10年,全球船用燃料油需求明显增长,2001年为300万桶/d,2010年增加到400万桶/d,与全球油品需求5%年均增速相当。北美炼油厂船用燃料油产量约为40万桶/d,其他地区特别是中东和亚洲炼油厂船用燃料油产量占全部油品的比重要大得多。国际海事组织(IMO)规定,从2005年7月开始,船用燃料油硫质量分数不得超过4.5%。2008年1月IMO颁布的新标准指出,由于污染物排放控制区(ECA)要满足更严格的排放标准,所以降低硫含量的时间要提前,降低幅度要更大(见表4)。可以看出,将船用燃料油的含硫质量分数由4.5%降至0.5%,脱硫率要达到90%;将含硫质量分数量由4.5%降至0.1%,脱硫率要达到98%。这对炼油商特别是小炼油商都是很大的挑战,主要原因之一是渣油深度脱硫的技术难度很大,之二是投资太大,之三是成本太高。炼油商的想法是既要能将含硫量降下来,又要能提高经济效益和投资回报率。目前提出2种办法,一是用船用柴油替代船用燃料油,二是用液化天然气替代船用燃料油。海运能源咨询公司和FACT全球能源咨询公司预计,随着船用燃料油含硫量限值的降低,虽然船用燃料油的需求量会逐年减少,但船用柴油的需求量会逐年增加。实际上,目前新加坡港的一家船运公司已经开始使用含硫质量分数为0.25%的船用柴油代替含硫质量分数为4.5%的常规380mm2/s船用燃料油。1.4全球石油产品需求结构为应对节能减排的需要,全球柴油需求量会强势增长。自2000年全球柴油需求量首次超过汽油需求量以来,这种趋势一直持续到目前,而且还将一直持续下去。主要原因:与汽油车相比,在同等条件下柴油车的运行油耗可减少30%,二氧化碳排放减少30%,石油资源利用效率提高,温室气体排放量减少。HART能源公司预测,2011—2030年全球石油产品需求量将增加31%,达到1.135亿桶/d,其中柴油、汽油、液化气、石脑油、喷气燃料、残渣燃料油及其他石油产品需求量的增加份额分别为49%,15%,9%,8%,7%,3%,9%。2010—2030年全球石油产品需求构成如表5所列。美国能源信息局预测,2009—2020年全球石油产品需求量将从2009年的0.86亿桶/d增加到2020年的1.03亿桶/d。在增加的1700万桶/d中,柴油、汽油、液化气、喷气燃料、石脑油、残渣燃料油及其他石油产品分别占42%,17%,10%,9%,7%,5%,9%。KBC先进技术公司最近预测,到2012,2015,2020,2025,2030年,全球柴油(含车用柴油和其他机具用柴油)需求量将分别达到2700,2800,3000,3050,3150万桶/d。为此,需要炼油厂增加更多的转化能力,特别是渣油转化多产柴油的能力。2当前和问题以及渣油深度转化技术的工业应用2.1延迟焦化技术目前全球渣油加工技术工业应用情况是焦化、减黏裂化、催化裂化、加氢处理/加氢裂化、溶剂脱沥青分别占32%,30%,19%,15%,4%。焦化技术是目前工业应用最多的渣油加工技术。2010年底全球炼油厂焦化装置的加工能力约为460.97万桶/d(约2.54亿t/a),其中延迟焦化的加工能力占90%以上,流化焦化和灵活焦化的加工能力不到10%。延迟焦化技术能够得到大量工业应用的主要原因:(1)能够加工各种渣油和污油,特别是加工高硫、高残炭、高沥青质、高金属含量劣质渣油;(2)可实现高转化率,能够将70%~80%渣油转化为高附加值运输燃料,金属脱除率接近100%;(3)不受渣油含酸量高影响,不产生高酸值液体产品,可以低硫、低金属、高酸原油的渣油为原料,通过延迟焦化直接生产炼铝工业用的高附加值阳极焦。预计今后延迟焦化技术的工业应用还会有所增加。减黏裂化是工业应用最早的渣油加工技术,主要目的是调节残渣燃料油的黏度,以减少稀释油用量。由于减黏裂化的转化率只有20%左右,80%仍然是重燃料油,所以炼油厂原有的减黏裂化装置有的已经停产,有的已改作他用,新建炼油厂都不再配置减黏裂化装置。渣油催化裂化虽能够实现高转化率,但只能加工残炭质量分数不大于6%且金属质量分数不大于35×10-6的相对清洁渣油,高硫、高残炭和高金属含量劣质渣油必须经过加氢预处理,而且催化裂化的优势是多产汽油,难以大量生产柴油,更何况催化裂化也生产一部分焦炭以用于催化剂的再生(烧焦)。预计渣油催化裂化难以大量工业应用。目前工业应用渣油加氢处理/加氢裂化技术的装置相对不多。据统计,目前工业装置的加工能力约为1.54亿t/a,其中75%为固定床加氢处理装置,25%为沸腾床加氢裂化装置。固定床加氢处理装置主要用于渣油催化裂化原料油的加氢预处理,虽然转化率可以达到35%~45%,但由于要兼顾脱硫、脱残炭、脱金属和使芳烃饱和的需要,所以一般转化率只有15%~20%。此外,固定床加氢处理装置还有两大缺陷:(1)只能加工金属质量分数小于200×10-6的渣油,也很难将高硫渣油的含硫质量分数降至(100~200)×10-6(催化裂化装置需要生产含硫质量分数小于10×10-6的清洁汽油组分);(2)催化剂用量很大,空速很低,投资较大,所以工业应用的局限性很大。渣油沸腾床加氢裂化的优点是可加工高硫、高残炭、高金属含量劣质渣油,一般转化率可以达到55%~70%,有的可以达到80%,脱硫率可以达到60%~85%;缺点是装置投资大,操作技术复杂,所以目前工业应用不多。渣油溶剂脱沥青是物理分离技术,可将渣油中的油和沥青分开,不属渣油转化技术,所以工业应用不多。但由于溶剂脱沥青可提高脱沥青油(用作催化裂化或加氢裂化的原料)的收率,使渣油的绝对量减少40%,将脱油沥青再进行延迟焦化,既可生产汽油、柴油和重瓦斯油,也可减少焦炭产率,所以预计今后工业应用会有所增多。综上所述,在上述5种渣油加工技术中,能够加工各种渣油特别是能够加工重质劣质渣油以实现深度转化的技术只有延迟焦化和沸腾床加氢裂化2种。2.2世界和国外焦化重瓦斯油的工业化情况延迟焦化技术能够得到较多应用的原因,除自动控制远程操作和环保状况有很大改进外,还有以下4个原因:(1)加热炉设计有很大改进。双面幅射加热炉能提高平均幅射热通量,缩短停留时间,降低压降。在线清焦技术可延长加热炉的运转周期。升级换代的炉管材料可提高炉管的设计温度。(2)焦化操作周期缩短,采用二塔一炉的新装置焦化周期为18~20h,老装置的操作周期为12~14h,因而可提高装置的加工能力。(3)焦化塔和焦化装置都实现了大型化,直径达8.84m的焦化塔已经工业应用,正在设计直径达9.75m的焦化塔。减压渣油加工能力达561万t/a、采用6塔3炉方案的延迟焦化装置已在美国印第安那州Whiting炼油厂投产。渣油加工能力达675万t/a、采用8塔4炉方案的延迟焦化装置已在印度Jamnagar炼油厂投产。(4)低压超低循环比新工艺得到比较好的工业应用。FosterWheeler公司开发的低压(0.103MPa)、超低循环比(0.05)新工艺(Sydec)最主要优点是能使焦化重瓦斯油收率提高,使焦炭产率降低25%。采用低压超低循环比延迟焦化和常规延迟焦化(压力0.35MPa、循环比0.15)获得焦化重瓦斯油的收率及性质如表6所列。采用低压、超低循环比延迟焦化新工艺(Sydec)生产的焦化重瓦斯油可以用作催化裂化和加氢裂化的原料,用低压零循环比Sydec工艺生产的焦化重瓦斯油虽不能用作催化裂化和加氢裂化的原料,但可用在超重原油和油砂沥青改质工厂生产合成原油。目前低压低循环比新工艺已在美国、委内瑞拉、智利、西班牙、匈牙利、印度、中国等多个国家的炼油厂应用。印度Jamnagar炼油厂675万t/a延迟焦化装置是世界上采用这种工艺的最大装置,焦化重瓦斯油用作催化裂化原料,焦炭用作循环流化床锅炉(CFB)燃料。延迟焦化技术存在的问题是除焦化重瓦斯油芳烃含量高较难进一步加工外,就是将20%~30%渣油变成了低价值焦炭。延迟焦化、灵活焦化(流化焦化)的焦炭产率分别为渣油残炭含量的1.6,1.3倍。渣油原料的残炭含量越高,焦炭的产量就越大。对由残炭、金属含量高的委内瑞拉超重原油、墨西哥玛雅重质原油等产生的减压渣油,即使采用低压超低循环比延迟焦化新工艺,焦炭的产率仍然较大(见表7),渣油仍然没有得到高效清洁利用。石油焦的价格不由原油的价格决定。1998—2007年,北美市场石油焦价格范围为0~1.67美元/百万英热单位。在原油价格为65美元/桶时,残渣燃料油的价格为315美元/t,石油焦价格为1.67美元/百万英热单位。石油焦的热值按30.33百万英热单位/t计,石油焦的价格为50.6美元/t,石油焦与残渣燃料油间的价格差为284美元/t。显然,在原油价格较高时焦化装置就不能得到较好的经济效益。据介绍,2005年全球焦化装置石油焦产量约为1亿t。沸腾床加氢裂化技术的工业应用情况如表8所列,操作条件和工艺性能如表9所列。自20世纪60年代工业应用以来,渣油沸腾床加氢裂化技术曾出现过不少问题,甚至发生了重大事故。自20世纪90年代以来,渣油沸腾床加氢裂化技术有了较多的工业应用,主要原因是以下一些新技术在工业上应用并取得了较好效果:(1)采用2代催化剂使转化率、脱硫率等都有提高;(2)新设计了反应器内构件和反应器顶部气液分离器,制造反应器时采用了新型钢材,反应器性能提高使单系列装置的加工能力提高到近5万桶/d;(3)在H-Oil装置串联的2台反应器间或在LC-Fining装置串联的第2台与第3台反应器间加设1台汽提塔,分离出来的液相生成油进入第2台(H-Oil装置)或第3台(LC-Fining装置)反应器继续进行反应,分离出来的气相生成油进入反应器下游的高压高温分离器,这样可以大幅度提高装置的加工能力;(4)沸腾床加氢裂化反应系统与生成油固定床加氢裂化或固定床加氢处理反应系统实现了一体化,装置投资和操作费用可降低40%。评估渣油沸腾床加氢裂化技术的主要指标为转化率、运转周期、未转化的渣油可否用作稳定性好的燃料油(即不发生沥青质沉淀)3个。部分已工业应用的沸腾床加氢裂化装置的转化率和运转情况如表10所列。由表10可以看出,渣油沸腾床加氢裂化装置的转化率差别很大。据ChevronLummus全球公司介绍,转化率的高低因渣油的性质而不同。中东原油减压渣油可以实现较高转化率,中东减压渣油A的转化率可达到70%,中东减压渣油B的转化率可达到80%,俄罗斯乌拉尔原油减压渣油实现55%的转化率都很困难。加拿大油砂沥青减压渣油是最难转化的原料之一,Shell加拿大公司的沸腾床加氢裂化装置能实现75%转化率,主要采取的2项措施,一是露天开采的油砂沥青经过了预处理,二是在渣油加氢裂化过程中添加了一些高芳烃油。乌拉尔原油减压渣油是最难转化的原料,虽然其沥青质质量分数只有5.69%,但在转化率达到53%时反应器中就会出现沥青质沉淀,致使下游设备结垢,使装置不能运转,还存在柴油及未转化渣油的安定性不好问题。荷兰Neste石油公司的LC-Fining装置和波兰PKNOrlen公司的H-Oil装置都是这样。芬兰Neste公司采取的措施是在使用多相催化剂的同时加入一种油溶性均相催化剂,以促进沥青质反应,维持装置运转。波兰PKNOrlen公司采取的第1项措施是换用1种新开发的催化剂,第2项措施是加入一些高芳烃油,以维持装置在低转化率下运转。沸腾床加氢裂化技术的问题除装置投资大、操作技术复杂外,就是渣油转化率不高,仍会产生25%~45%燃料油(未转化渣油),渣油还是没有得到高效清洁利用。2.3不同性能原料的对比实验结果最近,ChevronLummus全球公司从生产最大量液体产品的观点出发,对渣油延迟焦化和沸腾床加氢裂化工业应用情况进行了比较(见表11和表12)。可以认为,渣油延迟焦化和沸腾床加氢裂化各有优缺点。在低油价时代延迟焦化的优势似乎明显些,在高油价时代沸腾床加氢裂化的优势似乎更大些。KBC先进技术公司最近用自己开发的动力学模型,对加工加拿大Athabasca油砂沥青减压渣油的延迟焦化和沸腾床加氢裂化装置的运转结果进行了模拟。延迟焦化和沸腾床加氢裂化装置的加工能力均为550万t/a。延迟焦化装置采用6塔3炉方案;沸腾床加氢裂化装置采用2个系列,每个系列都是3台反应器串联。沸腾床加氢裂化装置的操作条件与表9所列LC-Fining装置的操作条件相同。原料油的性质如表13和表14所列,模拟得到的产品收率、硫平衡、氮平衡和液体产品质量如表15至表18所列。由表13可以看出,Athabasca油砂沥青属于高硫、高酸、高氮、高金属重质劣质非常规原油。表14可以看出,Athabasca油砂沥青减压渣油不仅相对密度极大,硫、残炭、金属含量极高,而且沥青质含量高达30%左右(来自其他文献),因此是一种极难加氢裂化的减压渣油。由表15可以看出,延迟焦化工艺的液体产品收率比沸腾床加氢裂化工艺低25.4个百分点,延迟焦化工艺的石脑油、轻瓦斯油和重瓦斯油总收率比沸腾床加氢裂化工艺高3.7个百分点。由表16可以看出,原料渣油所含的大部分硫在沸腾床加氢裂化装置中都变成了H2S,C5至538℃液体产品中的硫含量仅占原料油中硫含量的5%。在延迟焦化装置中,原料渣油中所含的大部分硫都进入了焦炭和H2S中,液体产品的硫含量约占原料油硫含量的25%。由表17可以看出,原料渣油所含的大部分氮在沸腾床加氢裂化过程中都进入了未转化的渣油中,且这些氮都集中在沥青质中,被脱除的氮大部分都进入NH3中。在延迟焦化装置中,原料渣油所含的大部分氮都进入了焦炭中,液体产品的氮含量约为加氢裂化液体产品的2倍。由表18可以看出,沸腾床加氢裂化工艺的液体产品均比延迟焦化工艺的液体产品轻得多,而且硫、氮含量也少得多。前已述及,在1998—2007年原油价格为65美元/桶时,按热值相当计,每吨残渣燃料油的价格比石油焦高264美元/t,仅此一项,550万t/a沸腾床加氢裂化装置的经济效益就比相同加工能力的延迟焦化装置高4亿美元/a以上。可是,尽管如此,残渣燃料油毕竟不是清洁燃料,减压渣油原料仍然没有得到高效清洁利用。3提高渣油转化率的技术转化率获得提高的渣油深度转化集成技术有10余种,其目的都是提高渣油转化率和轻油收率,或使已经工业应用的装置脱除瓶颈,提高加工能力。渣油转化率提高的幅度取决于集成技术本身和(特别是)原料渣油的性质。目前已经工业应用和可能工业应用的只有4种。3.1延迟焦化装置这是工业应用最早的渣油深度转化集成技术。目前工业应用的2套装置为:(1)美国得克萨斯州BP公司得克萨斯城炼油厂的LC-Fining-延迟焦化集成装置。1984年投产,加工原料为混合原油的减压渣油。沸腾床加氢裂化装置渣油转化率为75%,脱硫率为89%,脱残炭率为66%,脱金属率为86%。未转化渣油进入延迟焦化装置进一步转化,以提高轻油收率。(2)加拿大Husky石油公司Lloydminster油砂沥青改质工厂的H-Oil-延迟焦化集成装置。1992年投产,加工原料为油砂沥青和超重原油的常压渣油(相对密度为1.0153,硫质量分数为4.85%,氮、钒、镍质量分数分别为5600×10-6,208×10-6,89×10-6,残炭质量分数为15.6%,减压渣油质量分数为68%),沸腾床加氢裂化装置渣油转化率为65%,硫、残炭、金属、氮脱除率分别为70%,53%,70%,27%。未转化渣油进入延迟焦化装置进一步转化,以提高轻油收率。3.2-流化焦化集成装置目前工业应用的只有加拿大合成原油公司FortMcuurray油砂沥青改质工厂的LC-Fining-流化焦化集成装置1套,1988年投产。这套集成装置加工露天开采的Athabasca油砂沥青常减压渣油的混合油,相对密度为1.0246,硫质量分数为5.2%,沸腾床加氢裂化装置渣油转化率为65%,脱硫率为65%,脱残炭率为47%。未转化渣油与常压渣油一起送入流化焦化装置进行焦化,以提高轻油收率。3.3沥青集成装置目前工业应用的只有加拿大Shell加拿大公司Scotford油砂沥青改质工厂的LC-Fining-溶剂脱沥青集成装置1套。沸腾床加氢裂化装置2011年5月投产,溶剂脱沥青装置尚未投产。加工原料为露天开采Athabasca油砂沥青的减压渣油。沸腾床加氢裂化装置渣油转化率为75%。未转化渣油送入溶剂脱沥青装置进行脱沥青,得到的脱沥青油用作合成原油的调和组分,脱油沥青用于气化工序制氢并捕集CO2封存,以减少CO2排放。3.4溶剂脱沥油-沸腾床加氢裂化集成技术这是Axens公司针对沸腾床加氢裂化难转化原料油(乌拉尔原油减压渣油和阿拉伯重原油减压渣油)在试验工作的基础上提出的集成加工新方案。3.4.1脱沥青油加氢裂化效果减压渣油进入溶剂脱沥青装置用C4和C5溶剂脱沥青,脱沥青油和脱油沥青产率分别为75%,25%。脱沥青油进入沸腾床加氢裂化装置进行加氢裂化,转化率为85%,15%未转化脱沥青油返回与新鲜减压渣油原料一起再次进入溶剂脱沥青装置进行脱沥青。最终得到74%加氢裂化产品和26%沥青。乌拉尔减压渣油的总转化率为74%。与只用沸腾床加氢裂化装置加工乌拉尔减压渣油相比,绝对转化率约可提高20%。3.4.2重氢裂化沥青油回收利用技术减压渣油进入溶剂脱沥青装置用C5溶剂脱沥青,得到70%脱沥青油和30%脱油沥青。脱沥青油的相对密度为0.996,硫、氮、康氏残炭、沥青质(C7不溶物)、Ni及V质量分数分别为4.45%,2.6×10-3,12%,小于0.05%,52×10-6。脱沥青油进入沸腾床加氢裂化装置进行加氢裂化,转化率为80%,20%未转化脱沥青油返回与新鲜减压渣油一起再次进行溶剂脱沥青。最终得到66.5%加氢裂化产品和33.5%沥青。阿拉伯重原油减压渣油溶剂脱沥青油沸腾床加氢裂化主要产品的收率及性能如表19所列,一次通过转化率为80%,氢耗[m(H2)/m(脱沥青油原料)]为3.03%。石脑油收率较低,可用作重整原料油;中馏分油通过进一步加氢处理可得到超低硫柴油;减压瓦斯油通过固定床加氢裂化或催化裂化可进一步提高中馏分油收率。综上所述,目前采用渣油深度转化集成技术提高转化率的工业装置不多。原因可能是转化率提高幅度不大,特别是沸腾床加氢裂化难转化的渣油,如乌拉尔原油减压渣油、阿拉伯重原油减压渣油、加拿大Athabasca油砂沥青减压渣油,况且新建1套装置既要增加投资又要增加生产成本。预计今后工业应用也不会很多。可以认为,提高渣油转化率的可行办法还得依靠技术创新。4其他国家石油公司的超高速率增长技术转化率大幅度提高的渣油深度转化原始创新技术就是悬浮床加氢裂化技术。经过中试和示范装置运转或即将进行示范装置运转的目前有以下5种:(1)意大利埃尼公司的EST技术;(2)英国石油公司的VCCII技术;(3)委内瑞拉国家石油公司的HDHPLUS技术;(4)美国UOP公司的Unlflex技术;(5)美国Chevron公司的VRSH技术。这5种技术都能实现渣油90%左右或95%以上超高转化率。采用EST技术的第1套工业装置和采用VCCII技术的第1套工业装置都正在建设中,近期即将投产。4.1采用桶/d试验和示范装置EST技术采用相对缓和的操作条件(压力16MPa,温度400~425℃)和一种油溶性母体在反应器中转化为纳米级无载体MoS2催化剂,在悬浮床反应器中对渣油原料进行部分转化,未转化渣油循环,与新鲜原料油一起再次进入反应器进行转化。根据原料油的性质优化调节反应温度和空速,使反应器中的渣油始终处于稳定状态,避免沥青质沉淀生成焦炭使下游设备结垢。经过多次循环后渣油接近完全转化。为限制渣油中的金属(钒和镍)积累,可排出少量未转化的渣油。试验结果表明,渣油原料接近完全转化,硫、金属、残炭、氮脱除率分别大于85%,99%,97%,40%。2000—2003年埃尼公司进行了0.3桶/d中型试验,2005年进行了1200桶/d示范装置试验。2008年埃尼公司决定在Sannazaro炼油厂建设第1套加工能力为23000桶/d的工业装置(也是世界上第1套渣油悬浮床加氢裂化装置),其设计数据如表20和表21所列,目前这套装置正在按计划进行建设,计划在2012年底投产,目前已开始进行投产前的准备工作。4.2高转化率型低碳减压渣油含金属粉VCCⅡ悬浮床加氢裂化技术采用的压力(18~23MPa)和温度均相对较高,在1种非催化添加剂(吸附剂)存在下,渣油在悬浮床反应器中进行转化。非催化添加剂有活性很高的表面积,能够吸附发生沉淀的沥青质分子,反应器中的动力学返混为这些分子提供足够停留时间,以实现近乎完全转化。沸点小于525℃的反应产物中不含沥青质、残炭和金属。优化调节反应条件可以控制沥青质沉淀并避免结垢,可使渣油(大于525℃馏分)的单程转化率达到95%以上,沥青质(C7不溶物)转化率达到90%以上。在热分离器中使转化产物与未转化的渣油(包括滞留在添加剂上的全部金属)分离,分出的含有全部金属的未转化渣油进入减压闪蒸塔,回收所含馏分油后剩下的未转化渣油从塔底排出。回收的馏分油与热分离器顶部得到的馏分油一起进入加氢处理反应器进一步加工,以得到最终产品。为保持一次通过实现高转化率时能够稳定操作,优化选择操作条件是关键。VCC渣油悬浮床加氢裂化技术在20世纪80~90年代进行过200桶/d中型试验和3500桶/d示范装置试验。2002年BP公司收购维巴公司,2006年以后对VCC技术进行改进,包括改进工艺设计,扩大单系列装置加工能力,悬浮床加氢裂化与加氢处理实现一体化直接生产清洁燃料技术等,形成了今天的第2代VCC技术(VCCⅡ)。新建1桶/d中试装置2008年开始运转,对19种不同原料油进行了试验。原料油为加拿大Athabasca油砂沥青的减压渣油(极难转化,硫质量分数为6.0%)时,渣油转化率大于95%,沥青质转化率大于90%,产物收率及性质如表22所列。原料油为阿拉伯重原油的减压渣油(极难转化,硫质量分数为4.3%)时,渣油转化率大于95%,沥青质转化率大于90%,产物收率及性质如表23所列。国内第1套采用VCCⅡ技术的工业装置加工能力为50万t/a,正在延长石油公司建设,计划2013年投产。BP公司根据对VCCⅡ技术工业应用的经济性进行了评估,结果表明,无论是高油价还是低油价,采用VCCⅡ悬浮床加氢裂化工艺加工减压渣油的经济效益都优于沸腾床加氢裂化工艺,只要国际油价高于50美元/桶,采用VCCⅡ悬浮床加氢裂化工艺加工减压渣油的经济效益就优于延迟焦化工艺,油价越高,VCCⅡ悬浮床加氢裂化工艺的经济效益就越好。KBR公司认为,采用渣油悬浮床加氢裂化技术的第1套工业装置一旦运转成功并证明有效可行,将会极大地改变炼油厂的经济效益,成为新一代的炼油技术平台,使延迟焦化、固定床和沸腾床加氢裂化技术在经济性和环境保护两方面都处于劣势并终遭淘汰。5思考和启蒙从战略的角度来看，中国渣油深度转化的重要性和紧迫性充分认识了国外渣油悬浮床加氢化合技术的复杂性和复杂性高度重视残余化和变换机的基础研究重视残余渣油悬浮渣和氢裂化剂的开发和过滤重视油沉积层析成像油挤出工艺结构的开发和设计煤液化过程中渣油的前景展望2010年我国石油消费量为4.39亿t,石油对外依存度已上升至53.7%,2011年上半年更上升到54.8%。如果不采取控制消费的有效措施,预计到2015和2022年我国石油对外依存度将超过65%和70%。在2011年初召开的全国能源工作会议上,国家能源局提出争取到201年将全国的石油消费量控制在5亿t左右。这就意味着在“十二五”期间,我国石油消费的增量要控制在6100万t左右,年均增量仅为1220万t左右,比“十一五”期间(6.2%)低近3.6个百分点因此,可以认为,既要保证我国经济又好又快发展,又要控制我国石油消费总量在5亿t左右,难度很大,必须采取有效措施,开源和节流并举除了合理用油以提高石油利用效率外,还要用好原油资源特别是用好渣油,努力提高轻油收率。2010年我国炼油厂的原油加工能力已超过5亿t/a,生产汽、煤、柴成品油2.53亿t;加工渣油的延迟焦化装置加工能力达1.096亿t/a,占原油加工能力的18.6%,居世界第1位,也超过我国催化裂化装置的渣油加工能力,成为我国居第1位的渣油深度加工装置。可是,延迟焦化装置会产生25%~30%石油焦,2009年我国就生产石油焦1425万t。与此同时,我国正在步入煤液化生产石油产品的时代。渣油深度转化生产轻质油品,在技术上要比煤液化容易得多,投资上比煤液化少得多。因此,在当今高油价时代,从高效清洁利用石油资源和提高轻油收率出发,都不应该再将渣油变为焦炭,完全应该将渣油都转化为轻油。为此,建议有关部门和有关企业抓紧开发渣油悬浮床加氢裂化技术,尽快掌握当代炼油工业渣油深度转化的这项核心技术并尽快工业应用,以提高轻油收率,使我国炼油厂的渣油得到充分高效清洁利用。渣油悬浮床加氢裂化技术是当今炼油工业世界级的难题和前沿技术。成功的关键是要能实现超高转化率和装置的长周期运转。据介绍,一是要选择合适的催化剂或添加剂,二是要优化调节操作条件。据KBR公司介绍,在开发VCC悬浮床加氢裂化技术的过程中,为解决超高转化率和长周期运转的难题,用了几十年时间,在催化剂和添加