渣油悬浮床加氢裂化技术进展

渣油悬浮床加氢裂化技术进展

1人类面临的共同任务原油是一种有限的战略资源。提高石油利用率是世界各国面临的共同任务。提高石油资源的利用率,关键是要把减压渣油最大限度地转化为市场大量需要的运输燃料,特别是柴油,这是当前炼油行业面临的一个世界级难题。2重瓦斯油的催化裂化技术目前世界各国炼油厂工业应用的渣油加工技术有以下5种:一是焦化,约占32%;二是减黏裂化,约占30%;三是催化裂化,约占19%;四是固定床和沸腾床加氢,约占15%;五是溶剂脱沥青,约占4%。焦化和减黏裂化约占渣油总加工能力的2/3,其他3种加工技术约占1/3。焦化(包括延迟焦化和流化焦化,现大量应用的是延迟焦化)是目前工业应用最多的渣油转化技术,2009年底世界各国炼油厂焦化装置的加工能力为442.1×104bbl/d(约为2.43×108t/a)。虽然焦化可以加工各种劣质重质渣油(包括高硫、高残炭、高金属、高沥青质渣油),但同时生产大量低价值的焦炭,原料油中的残炭越多,生产的焦炭越多。延迟焦化的焦炭产率是残炭的1.6倍,流化焦化的焦炭产率是残炭的1.3倍。美国炼油厂延迟焦化装置的平均焦炭产率在20%以上,委内瑞拉一家炼油厂延迟焦化装置的焦炭产率高达33%。前些年问世的低压、超低循环比延迟焦化技术,虽然可以降低焦炭产率、提高焦化重瓦斯油产率,但焦化重瓦斯油的干点提高,质量变坏,多环芳烃和沥青质含量大大增加,不能直接用作催化裂化原料,加氢预处理和加氢裂化都非常困难。减黏裂化是工业应用最早的渣油加工技术,其主要目的是最大限度地减少残渣燃料油需用的稀释组分。长期以来,残渣燃料油主要用于发电和船用燃料油。当前的趋势是用环境友好的低硫、高氢含量的天然气替代发电用残渣燃料油。由于环境保护的原因,船用燃料油要降低含硫量,北美污染控制区要把含硫量降至0.1%,公海船用燃料油的含硫量要降至0.5%,因此趋势是用低硫馏分燃料油替代高硫残渣燃料油。自2004年以来,残渣油的需求量逐年减少,目前全球残渣燃料油的需求量约900×104bbl/d,占世界石油需求量的10%多一点。因为需求减少,现在炼油厂一般都不再新建减黏裂化装置,有些炼油厂已把原有减黏裂化装置生产的燃料油用作联合循环气化(IGCC)装置的原料。渣油催化裂化只能转化相对干净的渣油,这种渣油的残炭含量要小于6%,金属镍+钒的含量要小于35μg/g。也就是说,只有低硫、低残炭、低金属石蜡基原油的渣油才能直接进行催化裂化。可是这样的资源很少,大量含硫/高硫中间基原油的渣油必须经过加氢预处理才能进行催化裂化。渣油固定床加氢处理主要用于催化裂化原料油的预处理。因为脱硫率的限制,很难把含硫量降至100~200μg/g;金属(镍+钒)含量在200μg/g以上的渣油还不能处理,且空速太低(0.2~0.3h-1),因此工业应用的局限性很大。渣油沸腾床加氢裂化虽然可以比焦化提供较清洁和价值较高的产品,但渣油转化率一般只能达到80%左右,加工高金属、高残炭、高沥青质的渣油不仅转化率降低,而且催化剂成本也随之升高。溶剂脱沥青本来就不是渣油转化技术,虽然可以得到质量较好的脱沥青油(催化裂化和加氢裂化原料),但大量的脱油沥青市场不能接受。由此可见,上述这几种渣油加工技术虽然已工业应用多年,但都存在一些局限性或问题,不能适应提高石油资源利用率的需要。此外,事实表明,高油价可以使建有渣油转化装置的复杂炼油厂得到更好的经济效益。当原油价格由40美元/bbl飚升至90美元/bbl时,运输燃料(汽油和柴油)与燃料油的价差会由18美元/bbl拉大到46美元/bbl。石油焦的价格与原油价格没有关系。1998~2007年石油焦价格变化在0~1.67美元/106Btu(1Btu=1055.06J之间。在原油价格为65美元/bbl时,燃料油的价格是315美元/t,石油焦的价格是50.6美元/t,燃料油与石油焦的价差为264美元/t。显然,焦化不是理想的渣油转化技术。如果能有一种新技术,可以把渣油最大限度地转化为运输燃料,炼厂就可以大幅度提高经济效益。3开发和储备的渣油悬浮床加氢裂化技术向世界合作就是在上述背景下,一些大石油公司最近几年先后把超前开发和储备的渣油悬浮床加氢裂化技术推向世界,以抢占市场、抢夺商机,提高经济效益。几种比较先进、相对比较成熟的渣油悬浮床加氢裂化技术的简要情况见表1。3.1est减压渣油悬浮液的氢化合技术3.1.1尾油的回收处理EST减压渣油悬浮床加氢裂化工艺的概念流程如图1所示。该技术的核心是悬浮床反应器。减压渣油于悬浮床反应器中在钼基催化剂存在和缓和的操作条件(温度400~425℃,压力16MPa)下进行加氢裂化,转化为轻产品。已转化的油进入分离系统,以回收气体、石脑油、中馏分油和催化原料油。气相产物在分出轻产品后进入胺洗部分,清洁气体经过再次压缩和补充氢气后循环回反应部分,从液相产物中回收馏分油。未转化的尾油与分散的催化剂一道循环返回反应器。根据原料油质量对工艺苛刻度(反应时间和温度)进行优化,以使渣油处于稳定状态,避免沥青质沉淀生成焦炭和设备结垢,部分转化后的渣油与新鲜原料混合并循环,能保持循环油的稳定性,因此可以再进行加氢裂化直至近完全转化。在多次循环后,系统一直处于稳定状态,最终结果是近全部原料都转化为有价值的产品。为限制来自原料渣油中的金属(镍和钒)的积累,必须排出少量(小于3%)未转化的尾油。排出的未转化尾油一是可回收渣油,二是回收金属(包括钼)。因此,EST减压渣油悬浮床加氢裂化不产生副产品,如石油焦和重燃料油。3.1.2催化剂的选择EST减压渣油悬浮床加氢裂化所用的催化剂是一种油溶性母体在反应器中转化为以纳米级薄层形式存在的无载体的MoS2。因为原料中的金属以硫化物形式沉积形成单独相,不干扰裸露的MoS2活性中心,所以在整个操作过程中催化剂实际上没有发生变化,因而不会老化,不需要像其他加氢处理工艺那样更换催化剂和装置停工。与固定床和沸腾床反应器中所用的常规载体催化剂的不同之处还有,EST悬浮床加氢裂化催化剂不会因金属和焦炭沉积在载体的孔隙中而出现堵塞问题。生焦的影响很小、表面积大和不存在传质扩散阻力,使EST催化剂比载体催化剂有更高的活性。很高的比活性(单位质量的活性)使EST催化剂的浓度仅保持在几千μg/g水平。因为催化剂在原料油中分散得很好,温度控制是均匀的,不会像载体催化剂那样容易出现局部过热。因此,杂质含量特别是金属和沥青质含量高的原料油,选用这种无载体的悬浮床催化剂特别有效。减压渣油转化由热反应通过C—C键断裂产生自由基开始,氢摄取反应快速骤冷,避免出现自由基的β裂变和它们的再结合而导致生焦。在悬浮床中MoS2薄层间的距离比载体催化剂与油分子间的距离要小几个数量级,因此缩短了自由基生成和在催化剂上加氢所需的时间,也就减少了生焦。Mo催化氢摄取反应,使芳环加氢、残炭减少以及通过C—杂原子键氢解进行的加氢脱硫(NDS)、加氢脱金属(HDM)和加氢脱氮(HDN)反应脱除杂原子。3.1.3压力油的评价建在埃尼公司Taranto炼油厂的1200bbl/d半工业示范装置于2005年底开始运转,曾先后加工过俄罗斯、委内瑞拉、墨西哥、中东和加拿大等国多种原油的减压渣油,至2009年底,加工减压渣油的总量已超过23×104bbl。几种主要原料油的性质见表2,在不同工艺条件(温度、新鲜原料油停留时间、循环比和催化剂添加量)下得到的产品收率见表3。半工业示范装置稳定的运行情况和运行结果表明,EST减压渣油悬浮床加氢裂化技术有较好的原料适应性和灵活性,可使减压渣油近全部转化为轻、中、重馏分油,排出尾油很少,特别是能得到高质量的柴油和低硫、低芳烃的催化裂化/加氢裂化原料油,通过催化裂化或加氢裂化可进一步转化为汽油和柴油;能确保近完全脱金属,很好地脱残炭和脱硫,一定程度的脱氮。得到的实际结果(包括未转化的尾油循环)是:脱金属率(HDM)大于99%,脱残炭率(HDCCR)大于97%,脱硫率(HDS)大于85%,脱氮率(HDN)大于40%,产品的体积收率比新鲜原料油多10%以上,在技术上和经济上都是可行的。3.1.4减压渣油悬浮床加氢裂化工业埃尼公司决定在其意大利的炼油厂建设两套EST减压渣油悬浮床加氢裂化装置:其中一套建在意大利Taranto炼油厂,加工能力是14000bbl/d,利用原有设备进行改造;另一套建在意大利Sannazzaro炼油厂,加工能力是23000bbl/d,计划2012年第四季度投产,目前正在建设中,是世界上第一套减压渣油悬浮床加氢裂化工业装置,其工艺流程如图2所示。由图2可见,该装置主要由反应、蒸馏、改质和尾油处理4部分组成。此外,还有水蒸气转化制氢装置1套,氢气生产能力是10×104m3/h(标准);硫回收/制硫装置1套,两条生产线,单线硫磺生产能力为80t/d;公用工程(水、电、蒸汽)和装置外设施(含硫污水处理、胺再生等)。包括公用工程和装置外设施在内的总投资约10亿欧元。装置设计采用的原料油是低硫、高氮和高金属的乌拉尔减压渣油,替代原料是高硫、低氢/碳比的巴士拉减压渣油,原料油性质见表4。氢气消耗和产品分布与质量见表5,值得注意的是,由于加氢反应,液体产品的体积收率约比原料油高15%左右。埃尼公司认为,EST减压渣油悬浮床加氢裂化装置投产后可增加经济效益3~5美元/bbl原料,Sannazzaro炼油厂将可以加工100%的高硫超重原油,多产优质中馏分油。悬浮床加氢裂化装置高转化率运转,可使炼厂燃料油收率降低到零,如果市场需要,可以生产少量燃料油和沥青。3.2hdp12颗粒悬浮悬浮床加氢化合技术3.2.1操作条件选取HDHPLUS减压渣油悬浮床加氢裂化工艺流程如图3所示。HDHPLUS悬浮床加氢裂化可以加工高硫、高金属、高沥青质和高残炭难转化减压渣油。典型的操作条件是:总压18~20MPa,氢分压12.5~15.0MPa,反应温度440~470℃,空速0.4~0.7h-1。典型的运转结果(对新鲜原料)是:减压渣油转化率85%~92%,沥青质转化率80%~85%,气体产率8%~9%(质量分数),馏分油收率大于100%(体积分数,HDHPLUS)或大于110%(体积分数,HDHPLUS+SHP),未转化尾油小于10%(质量分数)。3.2.2hdhplus催化剂HDHPLUS所用的催化剂是委内瑞拉富产的一种天然矿物,其中含4%~5%(质量分数)的钒和1%(质量分数)的镍。它不仅有加氢转化功能,还能抑制气体和焦炭生成,促进脱金属,容金属能力强。催化剂用量为2%~5%(质量分数)。催化剂的粒度分布对反应器的稳定操作有很大影响,特别是在单程转化率高达90%的情况下,对避免局部缺氢和过热有着重要作用。HDHPLUS的催化剂成本很低,但需要减少添加量,以免排出过多的固体废物。在中试装置上研究了两种固体废物的处理方法,一种是将废催化剂作为冶金工业原料,另一种是将废催化剂再生,两种方法可以联合使用。根据20世纪90年代初的报道,在HDH工艺流程中加入流化床高温煅烧炉,使废催化剂除去炭和硫以后,不需要进一步处理就可以在冶金工业中使用。3.2.3工业应用方案hdd的结果以委内瑞拉重质原油的减压渣油为原料,其性质见表6。通过HDHPLUS悬浮床加氢裂化得到的产品收率及与延迟焦化的比较见表7。3.2.4优化高刻量油及项目原料HDHPLUS的原料油性质见表6,后加工(SHP)的原料油是HDHPLUS的反应流出物+直馏减压瓦斯油。SHP按高苛刻度加氢裂化方案操作,产品收率(对SHP原料)为:石脑油32.2%(体积分数),中馏分油63.5%(体积分数),减压瓦斯油17.1%(体积分数),总液收112.8%(体积分数)。氢气消耗2.9%(质量分数)。产品性质见表8。3.2.5非氢化反应流出物和低硫柴油委内瑞拉国家石油公司计划在其PuertoLaCruz炼油厂新建的大型减压渣油悬浮床加氢裂化装置的设计方案如下:HDHPLUS悬浮床加氢裂化装置原料油为Merey原油的减压渣油,加工能力为50000bbl/d,减压渣油转化率85%~92%;集成的高压加氢裂化装置的原料油为51000bbl/d的HDHPLUS反应流出物+47000bbl/d的直馏减压瓦斯油,转化率为85%,生产最大量的超低硫柴油(含硫量小于10μg/g,十六烷值大于51)和喷气燃料;计划2011年投产,投资17亿欧元。委内瑞拉国家石油公司另外一套计划在其ElPalito炼油厂新建的大型减压渣油悬浮床加氢裂化装置的设计方案为:HDHPLUS悬浮床加氢裂化装置原料油为Merey-Mesa原油的减压渣油,加工能力46000bbl/d,减压渣油转化率85%~90%;集成的缓和加氢裂化装置的原料油为44000bbl/d的HDH-PLUS反应流出物+44000bbl/d的直馏减压瓦斯油,转化率55%,生产超低硫柴油(含硫量小于10μg/g,十六烷值大于45)和低硫催化裂化原料油;计划于2011年投产,投资18亿欧元。2008年的国际金融危机对委内瑞拉的经济发展有很大影响,但是否会对两套大型减压渣油悬浮床加氢裂化装置的建设有影响?计划建设的两套装置进展如何?是否能够按计划时间投产?目前没有得到可靠信息。3.3悬浮床加氢裂化装置谢夫隆公司开发的VRSH减压渣油悬浮床加氢裂化工艺的中试装置采用立式悬浮床反应器,减压渣油、氢气和催化剂在上行的过程中进行转化,反应压力14~21MPa,反应温度413~454℃,渣油转化率可以达到100%。由于在转化过程中进行加氢,所以产品的体积收率可以达到115%~120%,产品主要是柴油和石脑油,还有一部分液化气和减压瓦斯油。催化剂与加氢裂化生成油分离以后连续再生并循环使用,保持工艺性能不变。谢夫隆公司称,目前先进的渣油转化技术,如沸腾床加氢裂化转化率也只能达到80%左右,在美国工业应用较多的渣油延迟焦化技术生产20%以上的低价值焦炭,悬浮床加氢裂化装置的运行成本与LC-Fining沸腾床加氢裂化差不多,但转化率高得多,经济优势明显,因此具有里程碑式的意义。由于工业示范装置的建设被推迟,因此工艺流程、操作条件、催化剂、转化率、产品收率和质量等都没有透露,大型工业装置的建设计划也没有透露。3.4bvcc减压渣油悬浮液压力[12.14]3.4.1悬浮床反应系统工艺流程BPVCC减压渣油悬浮床加氢裂化工艺的概念流程如图4所示。可以看出,这种减压渣油加氢裂化工艺实际上是悬浮床热反应系统与滴流床加氢处理系统在相同温度和压力下运行的集成工艺,中间连接的是热分离器,它能够确保转化产物与未转化尾油完全分离。与其他技术相比,这种集成工艺的优点是投资省、产品质量高和热效率高。实际工艺流程如图5所示。减压渣油与催化剂和氢气混合,经换热和加热至反应温度以后进悬浮床反应器。反应系统是几台反应器串联,以克服返混的不利影响。通常反应系统的操作压力较高,在18~20MPa之间。调节反应条件可以使渣油(大于524℃馏分)的单程转化率达到95%。原料油中的沥青质(C7不溶物)转化率几乎达到渣油的转化水平。在热分离器中,转化产物与未转化尾油分离,未转化尾油从热分离器底部排出,进减压蒸馏塔回收馏分油后,剩下的加氢渣油从减压塔底排出。回收的馏分油与热分离器顶部得到的馏分油一起在加氢处理反应器中进一步加工。含有催化剂、金属和未转化渣油的加氢渣油可以用作焦化原料,也可以外销作水泥厂燃料或气化原料。3.4.2镍基半焦法BPVCC所用的催化剂是一种炼铝工业的废料或褐煤半焦,并且含有镍和铁,呈粉末状,其用量通常为不大于2%(质量分数),成本较低。根据最近报道,BPVCC所用的是一种非金属催化剂。3.4.3中馏分油料油、加氢预处理和油体系BPVCC减压渣油悬浮床加氢裂化在单程转化率85%、90%和95%时的产品收率如图6所示。石脑油、中馏分油的收率随原料渣油转化率的提高而提高,但减压瓦斯油的收率保持不变,气体收率随转化率的提高而提高。加氢处理的操作苛刻度对最终的产品分布有很大影响。加氢处理在高、低苛刻度操作和悬浮床加氢裂化的产品分布如图7所示。石脑油收率从近10%提高到近20%,中馏分油收率从40%提高到近60%,而减压瓦斯油收率从50%下降到20%。这种灵活性可以通过设计时选择空速或调节加氢处理反应器的入口温度来进行控制。绝对值决定于原料,也受选用催化剂的影响和对产品质量要求的限制。产品质量高是BPVCC悬浮床加氢裂化的特点。表9数据表明,石脑油质量基本符合重整原料油要求,对重整预处理装置不构成负担,经过脱硫就可进行重整;柴油符合超低硫柴油调合组分的要求;减压瓦斯油不经加氢预处理就可直接用作催化裂化原料;煤油馏分的数据未列出,但烟点大于20mm,浊点小于-30℃,都符合喷气燃料要求。BP公司认为,3500bbl/d工业示范装置已成功运转10多年,主要特点是渣油转化率在95%以上,高压操作,稳定性和可靠性高,可用原料多,产品收率分布灵活,产品质量符合清洁燃料标准。炼厂加工方案的研究表明,在原油价格为50美元/bbl左右时,BPVCC悬浮床加氢裂化装置的净现值与延迟焦化相当,但在原油价格高时有很大优势。VCC技术曾在20世纪90年代初转让给两家用户,并已准备好整套设计,后来由于炼油行业的经济环境恶化而撤销。目前BPVCC技术还没有用户选用的消息。3.5unified减压渣油悬浮液的氢化技术3.5.1悬浮床反应流程见图2Uniflex减压渣油悬浮床加氢裂化工艺流程如图8所示。可以看出,这个流程与UOP公司的常规加氢裂化(Unicracking)流程相似。主要特点是原料油与循环氢经过不同的加热炉加热,一小部分循环氢与所用的催化剂都送进原料加热炉加热。经过两台加热炉分别加热以后的物料从底部进入悬浮床反应器,加氢裂化反应在中等苛刻度条件(温度435~470℃,压力14MPa)下进行。反应流出物在反应器出口通过骤冷终止反应,然后进入一系列分离器中进行分离。气体循环返回反应器中,液体进入蒸馏塔回收轻组分、石脑油、柴油、减压瓦斯油和未转化的尾油(沥青),部分减压重瓦斯油循环回反应器进一步转化。3.5.2催化剂的用量Uniflex减压渣油悬浮床加氢裂化所用的催化剂是一种能抑制生焦的廉价催化剂,不会因焦炭和原料油中高含量的有机金属化合物而中毒。这种专用的纳米级固体催化剂(硫酸铁-水化合物在反应器中转化为硫化铁)与原料油混合,可使重组分的转化率达到最高并抑制生焦。催化剂的用量决定于原料油质量和操作苛刻度。催化剂具有双功能,主要为裂化产物的稳定提供缓和的加氢活性,同时限制芳烃饱和,这样就可使反应器在沥青质和不可馏出物转化率很高时仍可操作。催化剂使原料油的转化率与残炭之间不存在线性关系,而延迟焦化是原料油的残炭含量越高,相应的焦炭产率就越高。因此,Uniflex工艺对原料油的灵活性比延迟焦化要大得多。催化剂的表面积大能阻止生焦母体的聚结(包括甲苯不溶物和中间相),使其转化为低分子产品。催化剂的双功能使反应在正常操作和不正常操作时都能实现很高转化率下的稳定操作。3.5.3uniflex与延迟焦化的比较加拿大Montreal炼油厂5000bbl/d工业示范装置曾以冷湖沥青的减压渣油为原料进行长期运转,结果表明能够实现高转化率并得到很高的中馏分油收率。在转化率为85%、90%和94%时得到的产品收率如图9所示。在最苛刻的条件下运行,大于524℃馏分的转化率达到94%(质量分数),中馏分油收率是53%(体积分数),C4~524℃收率略高于102%(体积分数,对原料)。为了把Uniflex与延迟焦化进行比较,特别是中馏分油和总液体产品收率,UOP公司用典型含硫渣油的运行结果与延迟焦化比较,如图10所示。Uniflex有三大优势:一是低价值副产物少2/3;二是总液收高出25%(体积分数)以上;三是中馏分油收率高1倍以上。此外,由于催化剂的加氢功能,Uniflex的产品质量高于延迟焦化。Uniflex得到的减压瓦斯油质量由于部分减压重瓦斯油循环回反应器进一步转化而得到提高,高沸点馏分减少,中馏分油收率提高,石脑油收率略有减少。可是,延迟焦化要得到最高的液体产品收率,就要提高焦化重瓦斯油的干点,使杂质和多环芳烃含量大大增加,加速了下游加氢装置催化剂的失活。3.5.4uniflex与加氢处理的集成由于Uniflex工艺是在适合其产品加氢处理和加氢裂化的氢分压下操作,所以有几种工业应用的集成方案,视炼厂的需要而定。目前UOP公司提出的集成方案主要有两种:一种是Uniflex与加氢处理集成生产超低硫柴油,工艺流程如图11所示。在此流程中,中馏分油(如果需要还有石脑油)在下游的低压加氢处理反应器中进行加氢处理,低压补充氢来自装置内的低压补充氢压缩机。这种设计与常规中馏分油加氢处理装置相比,可以省掉补充氢和循环氢压缩机以及循环氢洗涤塔。另一种是Uniflex与加氢处理集成生产船用燃料油,其工艺流程如图12所示。Uniflex装置蒸馏系统的设计使Uniflex生产的全部馏分油都进行加氢处理,从常压蒸馏塔得到的塔底油很容易满足船用燃料油含硫0.1%(质量分数)的规格要求。Uniflex通常排出的未转化尾油(沥青)约占装置原料油的10%(质量分数),它可以作为替代燃料用作常规锅炉、流化床锅炉和水泥厂的燃料,也可以用作延迟焦化的一部分原料。这种集成工艺的流程如图13所示。在这种集成的工艺流程中,减压渣油一部分进Uniflex装置,另一部分进延迟焦化装置。Uniflex装置排出的未转化尾油(沥青)用作一部分延迟焦化装置的原料,焦化重瓦斯油直接返回Uniflex装置进一步转化。这样做的最终结果是大大提高了液体产品收率,同时降低了焦炭产率。Uniflex所用的催化剂中不含昂贵的钼,所以成本低。新一代催化剂的开发,在催化剂性能提高的同时,消耗量也降低50%以上,因此操作成本进一步降低。与此同时,UOP公司也改进了Uniflex装置的设计,使装置投资和操作费用都有所降低。但是,目前还没有用户选用的信息。4抗高血压悬浮床和氢裂化技术的现状综合归纳上述几种减压渣油悬浮床加氢裂化技术的有关情况,可明确了解几个重要技术问题。4.1加氢处理或加氢裂化5种技术大体上可以分为3类:第一类是采用较高的压力、成本较低的催化剂和较高的空速,悬浮床加氢裂化反应系统与生成油加氢处理(或加氢裂化)集成在一套装置中,有利于提高产品质量并节省投资和操作费用,这类技术包括BPVCC技术和HDHPLUS技术;第二类是采用较低的压力、成本较高的催化剂和较低的空速(新鲜原料),悬浮床加氢裂化产品在另外的装置中加工,EST技术就属于这一类;第三类技术介于前两类之间,高压低空速,需要较大的压力容器,但稳定性好、灵活性大。4.2采用高转化率的瓦斯油pcr在5种技术中,除了VRSH技术没有透露工艺方案以外,BPVCC、HDHPLUS和Uniflex都采用一次通过高转化率方案,Uniflex把部分减压重瓦斯油循环,UOP公司称是为了提高减压瓦斯油的产品质量;EST采用低转化率未转化尾油多次循环方案,最终实现高转化率。4.3具有尾油的转化率减压渣油悬浮床加氢裂化技术成熟的首要标志就是转化率高,排出的尾油量少。上述5种技术均可实现高转化率,但都不是100%,都要排出一些尾油,有的还比较多。EST的单程转化率相对不高,但通过未转化尾油多次循环实现高转化率,大型工业装置设计排出的尾油量是新鲜原料的2.5%~3.8%(因原料而异)。HDHPLUS大型工业装置设计单程转化率在85%~92%之间(因原料而异),沥青质转化率在80%~85%之间,排出的尾油量低于新鲜原料的10%。谢夫隆公司的报告称,VRSH中试的转化率可达到100%,也就是说沥青质可全部转化。但由于没有工业示范装置数据,所以还很难说。BPVCC工业示范装置的最高转化率是95%,要排出5%以上的尾油。BP公司最近的报告称,当原料油转化率为95%时,沥青质转化率为90%。Uniflex工业示范装置的最高转化率是94%,未给出沥青质转化率的数据,但UOP公司的报告称,排出的尾油(沥青)量约占新鲜原料油的10%。4.4工业装置的运转周期除了UOP公司的报告中提到Montreal炼油厂5000bbl/d工业示范装置在持续5年的运转中平均开工率是5年外,其他公司都没有提到工业示范装置的运转周期。工业装置安全、稳定、长周期运转是渣油悬浮床加氢裂化技术成熟的另一个重要标志。即使工业示范装置能够长周期运转,也不能保证工业装置能够长周期运转。采用悬浮床合成油技术的卡塔尔Oryx天然气合成油厂(生产能力34000bbl/d)就是一例,2006年8月投产以来,很长一段时间不能长周期运转。4.5大型工业装置计划概念目前只有埃尼公司在意大利建设的23000bbl/d工业装置仍在紧张施工,估计2012年能够投产。委内瑞拉国家石油公司计划建设的两套大型工业装置目前没有任何消息,估计不会按计划在2011年投产。谢夫隆公司的3500bbl/d工业示范装置2010年恢复建设,建设35000bbl/d工业装置的计划遥遥无期。在固定床和沸腾床渣油加氢技术方面具有丰富经验的谢夫隆公司2008年的报告称,在10年内可使悬浮床加氢裂化装置投入工业生产。4.6存在的主要问题几家公司的工业示范装置实际运行的结果已经证实,悬浮床加氢裂化的渣油原料转化率和轻油(特别是柴油)收率都比延迟焦化和沸腾床加氢裂化高得多,产品质量也好得多,对于加工重质原油和超重原油的炼厂而言,优势更加突出。尽管目前在建的工业装置不多,且工业装置投产后还会出现一些问题,但国际金融危机的影响会逐渐消失,国际油价已止跌回稳,工业装置会逐渐增多。在新技术开发和工业应用过程中出现的一些问题总是可以解决的。渣油沸腾床加氢裂化技术在20世纪60年代开始工业应用时,曾出现过许多技术问题,特别是一些机械设备和工程放大问题,有一套工业装置发生爆炸事故,造成重大损失。可是,以后所有技术问题都圆满解决,目前全世界已投产和在建中的渣油沸腾床加氢裂化工业装置有19套之多,总加工能力达到79.95×104bbl/d(4000×104t/a以上)。可以相信,悬浮床加氢裂化技术工业应用的前景乐观。5重质原油和检查硫原料加工的必要性受国际金融危机影响,2009年全球经济衰退,石油需求减少,炼油厂负荷率下降,加工能力过剩,利润减少,有些炼厂亏本而被迫关闭。2010年全球经济已开始复苏,预计GDP增长2.8%,2013年增长3.5%。路透社2009年底的调查报告预测,2010年全球石油需求将增加130×104bbl/d,达到8590×104bbl/d,出现2007年以来的第一次增长。国际能源机构(IEA)2010年4月13日发表的报告,再次调高了2010年全球石油需求预期,预计2010年全球石油需求将增至8650×104bbl/d,比2009年的8490×104bbl/d增加约160×104bbl/d。预计国际油价将在70~90美元/bbl之间波动,不会返回到低油价时代。国际能源机构(IEA)预测,随着经济增长,2030年全球石油需求量将达到1.07×108bbl/d(低增长为9800×104bbl/d,高增长为1.16×108bbl/d)。BP公司预测,到2030年全球汽车拥有量将从目前的9亿辆增加到21亿辆,从石油得到的运输燃料(汽油和柴油)将继续主导运输燃料市场,炼油厂仍将是运输燃料的主要来源。经济复苏,石油需求增加,炼油厂的利润也会随着增加———炼油厂的负荷率将会提高,轻质低硫原油与重质高硫原油的价差将会拉大。2000~2003年,美国路易斯安那低硫轻质原油与墨西哥高硫重质原油的平均价差为7美元/bbl,从2004年开始价差拉大,到2008年5月拉大到22美元/bbl,此后又跌,2009年的平均价差只有5美元/bbl。原油价格越高,轻重原油的价差越大,炼厂加工低成本重质原油的利润就越丰厚。近期的情况表明,轻重原油的价差会返回到历史高水平。但是,也应该清醒地看到,炼油厂也面临着巨大的挑战。首先是低硫轻质原油的供应将越来越少,高硫重质原油的供应会越来越多,加工难度越来越大。据报道,常规石油的储量只有3×1012~4×1012bbl,而重质/超重质原油和沥青的储量近8×1012bbl。整个中东地区的石油储量仅为2×1012bbl,能够采出的只有7430×104bbl。而非常规石油(沥青和超重原油)的储量就有4×1012bb