催化裂化烟气脱硫技术综述
当前世界原油开采的总趋势是变重，重质含硫含酸等劣质原油增加，原油价格持续在高价位下运行。劣质原油由于加工能力限制，与优质低硫原油价差拉大。就国内而言，成品油价格与原油价格长期倒挂，中国石化加工进口高价原油占到加工总量的70%以上，造成炼油企业全面亏损的局面。本文主要就中国石化为降低原油采购成本，提高炼油企业效益，加工劣质
原油需采取的技术对策进行讨论，以供参考。
1 加工劣质原油是一项重大战略举措
1.1 劣质原油的范围
1)美国NPRA对原油轻重的分类为：API度大于38为轻质原油，API度小于22为重质原油，API度22-38为中质原油。但是在商品原油贸易中有一些习惯性的分类，例如阿拉伯重质原油API度为27.9等。因此，目前按API度大于36为轻质原油、API度小于27为重质
原油、API度27—36为中质原油，也是可行的。
2)商品含硫原油一般分类为：硫含量小于0.5%为低硫原油，硫含量大于1.5%为高硫原
油，硫含量0.5%-1.5%为中等含硫原油田。
3)原油总酸值(TAN)小于0.5mgKOH／g为低酸原油，TAN大于0.5mgKOH／g为含酸原油，
TAN大于1.0mgKOH／g为高酸值原油。
由此得出，符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mgKOH／g任何一项指
标的原油，可称为劣质原油。
1.2 2030年前石油仍将是主要能源来源
在20世纪最后10年，常规原油探明剩余储量平均每年在1400亿吨左右。进入21世纪，世界原油产量每年约为36—37亿吨。由于原油勘探技术的进步，世界原油探明剩余储量近年来出现增长趋势，2002年超过1600亿吨，2003年超过1700亿吨、到2005年达到1770亿吨(均是当年1月1日止的统计数据)。世界原油供需基本平衡，综合国际有关机构的预测，世界石油资源完全可以满足未来25年的消费需求，2030年前石油仍将是世界主要能源之一。
1.3 2030年前炼油仍是中国石化的主业
2005年我国原油加工量达到2.95亿吨，全国石油消费量为3.27亿吨，占世界石油消费量的8.5%。到2030年世界石油总消费量约为62.5亿吨。中国能源研究会预测，2030年我国石油消费量为6.3亿吨，占世界石油消费量的10%。中国的石油产量按维持2亿吨／年计，石油的进口依存度为68%。在世界原油供求基本平衡的前提下，如无重大国际事件，中国通过国际贸易应可获得相应的石油。中国石化2005年原油加工能力达到1.72亿吨／年，当年原油加工量达到1.49亿吨，中国石化已成为世界第四大炼油公司，预计再经15～25年的持续发展，将位居世界最大炼油公司前列。因此21世纪前几十年，炼油事业将始终是
中国石化的主业。
1.4 炼油行业面临国际油价高价位运行的严峻形势
20世纪70年代后，由于中东战争、两伊战争和海湾战争，发生了3次石油危机，引发石油价格大幅上涨，但事后价格回落。进入21世纪，国际原油价格出现波动，从2003年开始，持续上涨，2004年WTI原油平均价41.45美元／桶，2005年平均上涨到56.71美元／桶，2006年1月突破60美元／桶，4月突破70美元／桶，7月中旬纽约期油达到78.4美元／桶高峰。随着中东局势趋缓，库存增加，从10月开始回落，期油跌破60美元／桶。OPEC采取每日减产100万桶原油措施以提高油价，11月初在60美元／桶左右波动。分析这次油价上涨的背景，多数认为世界经济复苏、经济增长带动石油需求增长是主因，预计不会大跌，将继续维持在60美元／桶高价位下运行。高油价给中国石化的炼油事业带来了非常严峻的
形势。
1.5 劣质原油与低硫轻质原油之间价差拉大
国际原油价格上扬，高硫与低硫原油之间、重质与轻质原油之间、含酸与不含酸原油之间的价差也随之拉大。如低硫布伦特原油与含硫(迪拜+阿曼)／2原油价差2004年为4.26美元／桶，2005年为4.51美元／桶。据中国石化有关部门资料，原油含硫量每增加0.1个百分点，价格降低0.15美元／桶(8.8元／吨)；原油API度每降低1个单位，价格降低0.27美元／桶(15.8元／吨)；原油酸值每增加1.0mgKOH／g，价格降低2.5美元／桶(146元／吨)。目前炼油企业原油成本占到原料总成本的90%以上，采购价格较低的含硫、含酸重质原油进行加工，可以大幅度降低炼油成本，是提高炼油企业效益的重要途径。对中国石化来
讲，多加工劣质原油无疑是一项重大的战略举措。
2 加工劣质原油的技术对策
中国石化2005年高硫原油加工能力占到原油总加工能力的1／4，渣油加工能力比例高，具备一定条件，可以多加工劣质原油。但从2005年加工原油的资源看，API度小于27的原
油仅占19%，81%属于中质和轻质原油；硫含量大于1.5%的原油仅占加工原油总量的19.5%，低硫原油占37.7%，中等含硫原油占42.8%;TAN大于0.7mgKOH／g的含酸原油仅占22.4%，TAN大于1.0mgKOH／g的高酸原油则更是少量。由此看出，中国石化在增加劣质原油加工量
方面有相当的潜力。
提高劣质原油加工能力的技术关键，一是控制含硫含酸原油对设备的腐蚀，特别是常减压蒸馏装置；二是有足够配套的渣油加工能力，把重质渣油全部消化掉；三是加强产品加工过程中的脱硫和硫回收，促使成品油向低硫化发展，同时控制SOx的排放，改善环境保护。
2.1 控制设备腐蚀
含硫含酸原油对设备的腐蚀，首当其冲的是蒸馏装置。蒸馏装置的腐蚀可分为低温部位
和高温部位两大类。
2.1.1 控制蒸馏装置低温部位的腐蚀
2.1.1.1 腐蚀机理
加工一般原油就容易发生塔顶冷凝系统腐蚀，加工高硫高酸原油则更易增加腐蚀。发生
低温部位腐蚀的原因主要如下。
1)HCI腐蚀。原油电脱盐效果差，原油中的无机和有机氯化物带入蒸馏系统，经水解形成HCI,以气相形式进入初馏塔和常压塔顶，在露点附近溶解在水中形成浓盐酸，造成露点腐蚀。如与金属铁反应生成能溶于水的FeCl2，形成金属锈迹斑斑的桔皮表面，或造成点蚀。
2)H2S腐蚀。加工含硫原油时，原油中存在有H2S以及硫化物裂解产生H2S。气相H2S在塔上部一般不具腐蚀性，但当H2S溶于水中，在小于75℃时，腐蚀最为严重。H2S与金属反应形成金属硫化物如FeS，腐蚀程度取决于水中H2S的浓度。同时HCl、H2S与腐蚀产物
反应又生成新的HCl。
3)有机酸腐蚀。加工含酸原油时，环烷酸裂解形成各种低分子挥发性有机酸，从甲酸到
庚酸等，在塔顶易溶于冷凝物造成露点腐蚀。
4)铵盐腐蚀。随着塔顶氨和氯浓度的增加，在一定温度下，形成铵盐，造成设备垢下腐
蚀。
2.1.1.2 低温部位腐蚀的控制
传统的一脱三注仍是控制塔顶低温部位腐蚀的最有效措施。
1)选用高效脱盐剂，提高脱盐效果，使脱盐后原油含盐量降到3毫克／升以下，可减少
因水解产生的HCl带入塔顶而产生的露点腐蚀。
2)选用高效有机胺中和剂取代传统的氨水，按露点和pH值确定注入量，与HCI中和形
成有机氯化铵盐。
3)注入高效油溶性成膜缓蚀剂，降低金属腐蚀速率。
4)采用水溶性缓蚀剂时，必须注入适量的水，稀释NH4Cl，防止铵盐垢下腐蚀。
5)一脱三注的效果以中国石化下发的《塔顶冷凝液指标》为准，即Fe2+小于3毫克／升(国外先进指标为小于1毫克／升)，氯含量小于30毫克／升(国外先进指标为小于20毫克／升)，当中和剂为有机胺时pH值为5.5—7.5，当中和剂为氨水时pH值为7-9，腐蚀率
小于0.2毫米／年。
6)建议大型蒸馏装置，通过引进或自主开发，均需在塔顶设置在线模拟腐蚀监控系统，
加强对塔顶低温部位腐蚀的控制。
2.1.2 控制蒸馏装置高温部位的腐蚀
原油中的硫和酸造成蒸馏装置高温部位的腐蚀。
2.1.2.1 高温部位的各种腐蚀
1)硫腐蚀
含硫原油中的H2S、硫醇及元素硫等活性硫化物能与金属产生反应，造成腐蚀。非活性硫化物如硫醚、多硫化物、噻吩等在高温下也会发生分解，生成H2S和元素硫。因此，加工含硫原油高温部位腐蚀主要来自H2S和元素硫。当原油中硫含量为0.2%时，在230—455℃
高温下就对碳钢产生很强的腐蚀，随着钢材中Cr含量的增加，腐蚀率明显降低。
2)环烷酸腐蚀
在240—400℃高温下，环烷酸与金属铁反应生成油溶性的环烷酸铁。腐蚀产物脱落或溶解，或受冲力剥落，露出的金属表面会产生新一轮的腐蚀，多次循环，设备不断减薄，直
至穿孔破坏。
由于涡流和紊流对弯头等管件的冲刷，腐蚀更加严重。以酸值为1.5mgKOH／g的原油为例，原油的流速从8米／秒增加到22米／秒时，碳钢的腐蚀速率则从6毫米／年提高到12
毫米／年，提高1倍。
各种钢材的腐蚀率有很大差异。例如，原油酸值为3mgKOH／g时，316钢在377℃高温下的腐蚀率仅为0.06毫米／年，而410钢腐蚀率则是其360倍，碳钢则达到800倍。
3)硫／酸相互作用腐蚀
高硫高酸原油由于硫、酸的相互作用，腐蚀性更加强烈。一些耐硫腐蚀的合金钢，如12Cr或更高的合金，酸的存在可破坏其形成的硫化物膜，加快腐蚀。在油流转弯、管道变径及冲刷大的部位，如弯头、阀门、大小头、防冲板、塔进料段等处，腐蚀更加剧烈。
2.1.2.2 控制高温部位腐蚀的措施
高温部位腐蚀的控制主要是提高设备材质，采取相应防腐钢材的措施。
1)高硫低酸原油在不同温度下的钢材腐蚀速率，可查看Mc-Conomy曲线；蒸馏装置加工高硫原油时具体钢材的选择可参考SH／T3096-2002《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》和SH／T3129-2002《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》。按照导则，加工高硫原油时，温度小于240℃的初馏塔、闪蒸塔的简体和底封头可选碳钢，常压塔、减压塔、汽提塔等壳体及塔盘均宜选用碳钢衬OCr13(OCr13A1)；加热炉炉管等温度大于240℃的部位宜选用Cr5Mo或Cr9Mo，转油线宜选用Cr5Mo、Cr9Mo或18-8、OCrl3A1等衬里
材料。
2)加工高酸原油(包括高硫高酸原油)时，钢材的选择也是参考SH／T3096-2002和SH／
T3129-2002两个导则。初馏塔、闪蒸塔大于240℃的筒体以及塔盘可选用碳钢衬
OCr13(OCr13A1)；常压塔、减压塔壳体宜选用碳钢衬316L，塔盘宜采用316L或317L，加热炉炉管采用Cr5Mo或Cr9Mo，但经验表明辐射炉管出口倒数4组炉管应使用316L，转油线均
需用碳钢+316L复合等。
在240—400℃高温下，环烷酸与金属铁反应生成油溶性的环烷酸铁。腐蚀产物脱落或溶解，或受冲力剥落，露出的金属表面会产生新一轮的腐蚀，多次循环，设备不断减薄，直
至穿孔破坏。
由于涡流和紊流对弯头等管件的冲刷，腐蚀更加严重。以酸值为1.5mgKOH／g的原油为例，原油的流速从8米／秒增加到22米／秒时，碳钢的腐蚀速率则从6毫米／年提高到12
毫米／年，提高1倍。
各种钢材的腐蚀率有很大差异。例如，原油酸值为3mgKOH／g时，316钢在377℃高温下的腐蚀率仅为0.06毫米／年，而410钢腐蚀率则是其360倍，碳钢则达到800倍。
3)硫／酸相互作用腐蚀
高硫高酸原油由于硫、酸的相互作用，腐蚀性更加强烈。一些耐硫腐蚀的合金钢，如12Cr或更高的合金，酸的存在可破坏其形成的硫化物膜，加快腐蚀。在油流转弯、管道变径及冲刷大的部位，如弯头、阀门、大小头、防冲板、塔进料段等处，腐蚀更加剧烈。
2.1.2.2 控制高温部位腐蚀的措施
高温部位腐蚀的控制主要是提高设备材质，采取相应防腐钢材的措施。
1)高硫低酸原油在不同温度下的钢材腐蚀速率，可查看Mc-Conomy曲线；蒸馏装置加工高硫原油时具体钢材的选择可参考SH／T3096-2002《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》和SH／T3129-2002《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》。按照导则，加工高硫原油时，温度小于240℃的初馏塔、闪蒸塔的简体和底封头可选碳钢，常压塔、减压塔、汽提塔等壳体及塔盘均宜选用碳钢衬OCr13(OCr13A1)；加热炉炉管等温度大于240℃的部位宜选用Cr5Mo或Cr9Mo，转油线宜选用Cr5Mo、Cr9Mo或18-8、OCrl3A1等衬里
材料。
2)加工高酸原油(包括高硫高酸原油)时，钢材的选择也是参考SH／T3096-2002和SH／
T3129-2002两个导则。初馏塔、闪蒸塔大于240℃的筒体以及塔盘可选用碳钢衬
OCr13(OCr13A1)；常压塔、减压塔壳体宜选用碳钢衬316L，塔盘宜采用316L或317L，加热炉炉管采用Cr5Mo或Cr9Mo，但经验表明辐射炉管出口倒数4组炉管应使用316L，转油线均
需用碳钢+316L复合等。
3)中国石化科技委与有关部门对蒸馏装置的调查表明，许多加工高硫及高硫高酸原油的装置材质还没有到位，沿江炼油企业要加工含硫含酸原油，多套装置材质不到位。为提高中国石化加工劣质原油能力，对不到位的装置需适时投入，及早安排改造，进一步提升中国石
化加工高硫高酸原油的灵活性。
2.2 充分发挥渣油加工技术，提高加工深度
2.2.1 中国石化渣油加工能力较大，重油加工深度高
中国石化经过多年的经营建设，2005年渣油(均折成VR)加工能力对原油一次加工能力
占有较大比例(见表1)。
从表1可以看出，2005年中国石化各种减压渣油加工能力对原油一次加工能力之比已达到30%，当年轻质油收率达到73.5%。而焦化加工渣油的能力已远远超过重油催化裂化掺
炼减压渣油的能力，成为中国石化第一位的渣油深度加工装置。
美国渣油加工比例一直很高。据2005年美国NPRA统计，各种渣油加工对原油一次加工能力之比为焦化15.1%，溶剂脱沥青2.5%，渣油加氢裂化(包括渣油加氢处理)3.4%，重油催化裂化按世界渣油催化裂化能力占催化裂化总能力之比为15%；由此推算美国催化裂化加工减压渣油的能力约占一次加工能力的2.5%，以上合计为23.5%。可见中国石化焦化装置比例
和美国基本相当，中国石化总的渣油加工比例已位于世界前列。
2.2.2 深度加工仍感紧张
虽然中国石化重油深度加工比例较大，但还是感到重油加工能力紧张。这主要是因为：一方面大多数炼油企业是通过改造扩能的，有的装置结构不配套，有的瓶颈没有消除；第二是重油加工装置生产操作技术水平没有充分发挥，还存在很大潜力；第三是主要加工中等偏重的原油，渣油量较大。为此，要多加工劣质原油，还要进一步提高重油加工的水平。
2.2.3 延迟焦化已成为中国石化重油深度加工最关键的装置
1)国外经验：发展焦化装置，适应原油变重
从美国近期重油深度加工能力发展看，美国由于中质、重质原油进口比例增加，其加工原油的平均API度从20世纪80年代的32—33降到目前的30.5—31。为应对原油日益变重
的趋势，美国加快发展了焦化，特别是在1987-2001年，焦化能力增长了56%。
又据美国能源情报署(EIA)的报道，当研究一组4座炼油厂的原油API度从33.1降到25.7(API度降低了7.4)时，通过增加焦化能力，使其对一次加工能力的比例从7.5%提高到
23.1%，并适当增加加氢裂化等配套措施，轻质油品收率仍可达到84.1%。
2)中国石化已掌握延迟焦化大型化技术
中国石化工程设计部门掌握了延迟焦化大型化技术，采用双面辐射加热炉和直径9.4米的焦炭塔，延迟焦化一炉两塔单套能力可达160万吨／年，为旧装置改造和新装置建设提供了技术支撑。与其他重油加工装置比，延迟焦化设备较简单，投入低，建设周期短，对原料渣油的灵活性大，可加工包括含硫含酸、重金属含量高、残炭高的各种渣油，焦化生产的
低硫焦是电极原料，高硫焦可作CFB燃料，预计今后还将有一定发展。
3)进一步提高延迟焦化生产技术水平
尽量采用低循环比操作，提高装置处理能力，降低生焦率。缩短生焦周期，充分发挥焦化装置生产潜力。实现焦炭塔上下头盖自动拆装，遥控安全操作。开发以高硫焦为原料的气
化制合成气技术。
2.2.4 适当发展渣油加氢处理／重油催化裂化联合技术
1)渣油经加氢处理，进行脱硫、脱氮、脱金属、脱残炭，效果显著，氢含量增加，加氢后常渣可符合RFCC进料要求，可改善产品分布，将汽油质量提高到欧水平，并可有效控制催化裂化烟气中排放的NOx、SOx。组合工艺可最大限度提高轻质油收率，是提高原油资源
利用率的最优化方案。
2)中国石化已掌握以AR和VR为原料的固定床渣油加氢处理技术。茂名石化200万吨／年以VR为原料、海南炼厂320万吨／年以AR为原料的加氢处理装置，均可生产符合RFCC进料的加氢常压渣油。为此，当渣油中重金属含量小于200ppm时，在条件许可的情况下，
采用渣油加氢处理／重油催化裂化联合技术是加工高硫渣油的优选技术。
3)有些重质渣油重金属含量高，如塔河重质渣油重金属含量超过300ppm，固定床加氢无法承受脱金属能力，需采用LC-Fining或H-Oil等沸腾床加氢工艺。但存在工艺技术和设
备复杂，投资大，国内未掌握该技术，需要引进技术，在有廉价氢源的地区也可考虑，但应
进行认真评估。
2.2.5 发展减压深拔技术
1)中国石化常减压蒸馏装置减压切割点一般为540℃左右，渣油中小于520℃馏分超过
10%，提高拔出率，增加馏分油收率还有较大潜力。
据国外报道，减压切割点最高可达620—630℃，而且拔出的馏分油可满足下游加工要
求。
减压深拔有较大经济效益，特别是去焦化的渣油总量占中国石化总减渣的一半，按2005年7500万吨原油的减渣去焦化计，如采用深拔技术，VGO拔出率增加3%-5%，增加的VGO
和效益都相当可观。
2)减压深拔技术涉及到诸多工程技术。
塔顶残压要低，抽真空系统效率高。提高减压切割点，要提高蒸发温度，提高加热炉出口温度，转油线设计与塔顶残压密切配合，尽量减少减压炉管内的裂解和结焦。进料闪蒸段与塔顶压差要小于10mmHg，有些填料不易做到，需用高效低压降等规整填料。为提高深拔VGO的质量，洗涤段采用规整和格栅等复合填料，提高油洗效果。优化结构，汽提蒸汽均匀
雾化，提高汽提段效率以及中段回流喷淋技术等。
3)国外减压深拔经验。
康菲公司对其一座炼油厂的1号蒸馏装置进行了减压深拔改造。减压塔直径6.7米，采用填料湿法操作；减压切割点设计565.5℃；蒸发段压力37mmHg，塔顶残压27mmHg，两者压差为10mmHg；减压炉出口温度415.6℃；转油线扩径后分4路，2路从闪蒸段对面进入塔内，最高流速0.8马赫；减压炉辐射炉管平均热强度31.5千瓦／平方米，最高达55千瓦／平方米。通过改造，除能力增加和原油变重外，当原油切割点比改造前提高7%—9%时，HVGO对原油的收率增加60%-70%，渣油中小于565.5℃的馏分减少54%-56%，HVGO康氏残炭降低40%，重金属含量(Ni+V)减少85%，HVGO颜色从改造前的黑色或深黑绿色变成透明的深琥珀
色，作为催化裂化原料，质量明显改善。
4)根据以上效果，中国石化应加强开发减压深拔工程技术，把当作焦化原料的减压切割
点从现有的540℃，第一步改造到565.5t，增加减压馏分油。
2.3 劣质原油的脱硫和硫回收技术
2.3.1 脱硫和硫回收是控制环境污染和提高成品油质量的关键
1)我国目前成品油硫含量标准较低，而汽柴油实现超低化(硫含量小于10ppm)是迫在眉
睫的必然发展趋势，高硫原油的脱硫任务则更加艰巨。
2)SOx排放大气标准日益严格，催化裂化烟气SOx的排放量在我国还允许排放浓度550—700毫克／立方米，并可用140米高烟囱以适应高排放量。美国EPA于2000年12月提出的新资源性能标准(NSPS)要求催化裂化烟气中SOx年平均排放量小于25ppm，已有代表
美国一半以上炼油能力的13个炼油商签署了承诺书。
3)中国石化加工高硫原油的比例逐年增加，进口原油中硫含量大于1.5%的高硫原油比例从2004年的20.65%增加到2005年的24.56%，提高了3.91个百分点，炼厂加工难度增加。
4)目前较先进的炼油厂，含硫原油在加工过程中经脱硫、制硫，硫总的回收率可达到
75%以上，其他25%则留在石油产品中，或排放到大气和污水中。
因此，采用先进技术，在原油加工过程中进行脱硫和硫回收是加工劣质原油的关键技术。
2.3.2 含硫原油加工过程中的重要脱硫技术
1)催化裂化和焦化的于气、蒸馏装置的轻烃等需采用胺液吸收脱除H2s，以便进一步用作低硫燃料、液化气和制氢等原料。有很多炼油企业将未经脱硫的蒸馏塔顶气作为加热炉燃
料，经常造成炉管露点腐蚀。加工含硫原油的加氢装置，其循环氢也需脱除H2s。
2)催化裂化进料中含硫VGO、焦化CGO需加氢预处理将硫含量脱除到0.1%—0.2%的水平，用以直接生产符合欧Ⅲ、欧Ⅳ的汽油或调合组分，同时降低催化裂化烟气中的SO2排放。
3)硫含量超标的催化裂化汽油，需采用选择性加氢或临氢吸附脱硫等后处理技术，把汽
油硫含量降到欧Ⅲ或更高水平。
4)普遍采用加氢精制技术，将焦化石脑油、LCGO及催化裂化LCO以及含硫AGO硫含量
脱除到规定的水平。
5)上面已讲到金属含量小于200ppm的含硫渣油可采用加氢处理脱除硫等杂质，将进
RFCC的加氢常渣硫含量控制到0.2%—0.4%，生产符合欧Ⅲ以上的汽油。
6)结合高辛烷值汽油组分、BTX芳烃用石脑油以及乙烯裂解料等化工原料的需求，需适
度发展含硫VGO的加氢裂化，实现产品的深度脱硫，生产超低硫柴油等油品。
7)各种临氢状态下的加氢脱除硫化物是脱硫的主要工艺技术。为提高脱硫率，需开发脱
硫活性更高的各种加氢过程新催化剂。
8)加工含硫原油需用多种加氢过程，消耗大量的氢气，为此要大力挖掘氢气资源。诸如提高催化重整的苛刻度，多产氢气；收集焦化、加氢裂化、催化重整、蒸馏轻烃等资源增加制氢原料；采用变压吸附、膜分离等技术提纯回收催化裂化干气、合成氨驰放气中的氢气；有合成氨联产的石化厂可利用煤和沥青造合成气，提供氢气资源，以及在天然气产地附近，
利用价格优势制氢等；同时进一步探索利用高硫焦气化制合成气的技术。
9)CFB锅炉使用高硫焦作燃料，采用石灰石固定硫及烟气进一步脱硫，达到地方规定的
烟气排放标准。
10)开发催化裂化烟气脱硫新技术，包括硫转移助剂、烟气胺液吸收等技术。
11)搞好含硫污水的汽提技术。催化裂化、加氢、焦化等加工过程排放大量含硫污水，其中浓度高的超过20克／升，需采用污水汽提技术将H2S等脱除。污水汽提有单塔和双塔两种方式，脱除出来的含H2S酸性气进行硫磺回收，同时可回收氨，以防止带入硫磺回收系统生成硫氢化铵堵塞管道。含硫污水经汽提后，要求处理后的污水中H2S小于20毫克／
升,NH3小于50毫克／升。
2.3.3 优选硫磺回收技术
含硫原油加工过程中的含H2S酸性气进行硫磺回收，一般采用经典的Claus法。在严格控制H2S：S02为2：1的条件下，通过焚烧炉热力反应转化和Claus二级催化转化，硫的回收率可达到95%。尾气进行加氢，还原为H2S，经胺液吸收，再生脱出的H2S返回Claus系统，总的硫磺回收率可达到99.8%-99.9%。剩余含微量硫的尾气经焚烧以S02形式排入大气。中国石化自主开发的SSR硫回收技术以及中国石化镇海石化引进消化吸收的技术，均采用上
述方法。
炼油企业增加含硫或高硫原油加工量，需根据回收硫的数量对硫磺回收装置进行扩能改
造或新建，其技术可采用中国石化自主开发的技术。
3 小结
劣质原油加工技术对策简要归纳如下。
1)世界原油长期在高价位下运行，劣质原油与优质原油的价差拉大，多加工劣质原油，
可以大幅降低原油成本，为炼油企业带来显著的经济效益。
2)劣质原油的指标范围为：符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mgKOH
／S任何一项指标的原油，可称为劣质原油。
3)对蒸馏装置而言，加工劣质原油需加强一脱三注，控制塔顶冷凝液中铁、氯离子含量，
将低温部位的腐蚀率控制在0.2毫米／年以下。
4)加工高硫高酸原油蒸馏装置的高温部位，选用合适的钢材可以有效控制腐蚀，其选材标准可参考SHT3096—2002和SHT3129-2002两个导则。当加工高硫低酸原油时，高温部位一般采用OCrl3、Cr5Mo、Cr9Mo等材质或衬里；当加工高酸(含低硫及高硫)原油时，高温部
位一般需用316L合金钢或衬里。
5)API度低的重质原油含有大量渣油，需要扩大渣油加工能力。由于中国石化已掌握延迟焦化装置大型化技术，加上焦化具有设备简单、投入较低、建设周期短、加工深度高等特点，近几年延迟焦化已成为中国石化第一位的渣油深度加工装置，但是还需提高技术水平，
进一步挖掘焦化的加工潜力。
6)渣油加氢处理／重油催化裂化联合装置是可以优化原油资源利用、最大量生产轻质油
品的技术。根据含硫原油重金属含量，可视条件许可适度发展。
7)开发减压渣油深拔技术，把中国石化原油蒸馏减压切割点从目前的540℃，第一步提高到565.5℃，并在渣：油去焦化的原油蒸馏装置上首先推广应用，这样中国石化将有一半
原油实行减压深拔，可大幅提高炼油企业效益。
8)原油加工过程中的脱硫和硫回收是控制污染、提高油品质量的关键。
9)发展一系列加工过程的脱硫新技术。鉴于加氢过程是最主要的脱硫工艺，需进一步开
发脱硫活性更高的催化剂。
10)扩大制氢资源来源。除充分利用炼油企业本身氢气资源进行制氢、氢提纯外，有化
肥的石化企业，可充分利用煤或沥青造气的氢气。
11)搞好含硫污水的汽提技术，充分回收酸性气制硫
12)采用自主开发的硫磺回收技术，使硫磺回收率达到99.8%～99.9%。
催化裂化烟气脱硫技术综述
当前世界原油开采的总趋势是变重，重质含硫含酸等劣质原油增加，原油价格持续在高价位下运行。劣质原油由于加工能力限制，与优质低硫原油价差拉大。就国内而言，成品油价格与原油价格长期倒挂，中国石化加工进口高价原油占到加工总量的70%以上，造成炼油企业全面亏损的局面。本文主要就中国石化为降低原油采购成本，提高炼油企业效益，加工劣质
原油需采取的技术对策进行讨论，以供参考。
1 加工劣质原油是一项重大战略举措
1.1 劣质原油的范围
1)美国NPRA对原油轻重的分类为：API度大于38为轻质原油，API度小于22为重质原油，API度22-38为中质原油。但是在商品原油贸易中有一些习惯性的分类，例如阿拉伯重质原油API度为27.9等。因此，目前按API度大于36为轻质原油、API度小于27为重质
原油、API度27—36为中质原油，也是可行的。
2)商品含硫原油一般分类为：硫含量小于0.5%为低硫原油，硫含量大于1.5%为高硫原
油，硫含量0.5%-1.5%为中等含硫原油田。
3)原油总酸值(TAN)小于0.5mgKOH／g为低酸原油，TAN大于0.5mgKOH／g为含酸原油，
TAN大于1.0mgKOH／g为高酸值原油。
由此得出，符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mgKOH／g任何一项指
标的原油，可称为劣质原油。
1.2 2030年前石油仍将是主要能源来源
在20世纪最后10年，常规原油探明剩余储量平均每年在1400亿吨左右。进入21世纪，世界原油产量每年约为36—37亿吨。由于原油勘探技术的进步，世界原油探明剩余储量近年来出现增长趋势，2002年超过1600亿吨，2003年超过1700亿吨、到2005年达到1770亿吨(均是当年1月1日止的统计数据)。世界原油供需基本平衡，综合国际有关机构的预测，世界石油资源完全可以满足未来25年的消费需求，2030年前石油仍将是世界主要能源之一。
1.3 2030年前炼油仍是中国石化的主业
2005年我国原油加工量达到2.95亿吨，全国石油消费量为3.27亿吨，占世界石油消费量的8.5%。到2030年世界石油总消费量约为62.5亿吨。中国能源研究会预测，2030年我国石油消费量为6.3亿吨，占世界石油消费量的10%。中国的石油产量按维持2亿吨／年计，石油的进口依存度为68%。在世界原油供求基本平衡的前提下，如无重大国际事件，中国通过国际贸易应可获得相应的石油。中国石化2005年原油加工能力达到1.72亿吨／年，当年原油加工量达到1.49亿吨，中国石化已成为世界第四大炼油公司，预计再经15～25年的持续发展，将位居世界最大炼油公司前列。因此21世纪前几十年，炼油事业将始终是
中国石化的主业。
1.4 炼油行业面临国际油价高价位运行的严峻形势
20世纪70年代后，由于中东战争、两伊战争和海湾战争，发生了3次石油危机，引发石油价格大幅上涨，但事后价格回落。进入21世纪，国际原油价格出现波动，从2003年开始，持续上涨，2004年WTI原油平均价41.45美元／桶，2005年平均上涨到56.71美元／桶，2006年1月突破60美元／桶，4月突破70美元／桶，7月中旬纽约期油达到78.4美元／桶高峰。随着中东局势趋缓，库存增加，从10月开始回落，期油跌破60美元／桶。OPEC采取每日减产100万桶原油措施以提高油价，11月初在60美元／桶左右波动。分析这次油价上涨的背景，多数认为世界经济复苏、经济增长带动石油需求增长是主因，预计不会大跌，将继续维持在60美元／桶高价位下运行。高油价给中国石化的炼油事业带来了非常严峻的
形势。
1.5 劣质原油与低硫轻质原油之间价差拉大
国际原油价格上扬，高硫与低硫原油之间、重质与轻质原油之间、含酸与不含酸原油之间的价差也随之拉大。如低硫布伦特原油与含硫(迪拜+阿曼)／2原油价差2004年为4.26美元／桶，2005年为4.51美元／桶。据中国石化有关部门资料，原油含硫量每增加0.1个百分点，价格降低0.15美元／桶(8.8元／吨)；原油API度每降低1个单位，价格降低0.27美元／桶(15.8元／吨)；原油酸值每增加1.0mgKOH／g，价格降低2.5美元／桶(146元／吨)。目前炼油企业原油成本占到原料总成本的90%以上，采购价格较低的含硫、含酸重质原油进行加工，可以大幅度降低炼油成本，是提高炼油企业效益的重要途径。对中国石化来
讲，多加工劣质原油无疑是一项重大的战略举措。
2 加工劣质原油的技术对策
中国石化2005年高硫原油加工能力占到原油总加工能力的1／4，渣油加工能力比例高，具备一定条件，可以多加工劣质原油。但从2005年加工原油的资源看，API度小于27的原
油仅占19%，81%属于中质和轻质原油；硫含量大于1.5%的原油仅占加工原油总量的19.5%，低硫原油占37.7%，中等含硫原油占42.8%;TAN大于0.7mgKOH／g的含酸原油仅占22.4%，TAN大于1.0mgKOH／g的高酸原油则更是少量。由此看出，中国石化在增加劣质原油加工量
方面有相当的潜力。
提高劣质原油加工能力的技术关键，一是控制含硫含酸原油对设备的腐蚀，特别是常减压蒸馏装置；二是有足够配套的渣油加工能力，把重质渣油全部消化掉；三是加强产品加工过程中的脱硫和硫回收，促使成品油向低硫化发展，同时控制SOx的排放，改善环境保护。
2.1 控制设备腐蚀
含硫含酸原油对设备的腐蚀，首当其冲的是蒸馏装置。蒸馏装置的腐蚀可分为低温部位
和高温部位两大类。
2.1.1 控制蒸馏装置低温部位的腐蚀
2.1.1.1 腐蚀机理
加工一般原油就容易发生塔顶冷凝系统腐蚀，加工高硫高酸原油则更易增加腐蚀。发生
低温部位腐蚀的原因主要如下。
1)HCI腐蚀。原油电脱盐效果差，原油中的无机和有机氯化物带入蒸馏系统，经水解形成HCI,以气相形式进入初馏塔和常压塔顶，在露点附近溶解在水中形成浓盐酸，造成露点腐蚀。如与金属铁反应生成能溶于水的FeCl2，形成金属锈迹斑斑的桔皮表面，或造成点蚀。
2)H2S腐蚀。加工含硫原油时，原油中存在有H2S以及硫化物裂解产生H2S。气相H2S在塔上部一般不具腐蚀性，但当H2S溶于水中，在小于75℃时，腐蚀最为严重。H2S与金属反应形成金属硫化物如FeS，腐蚀程度取决于水中H2S的浓度。同时HCl、H2S与腐蚀产物
反应又生成新的HCl。
3)有机酸腐蚀。加工含酸原油时，环烷酸裂解形成各种低分子挥发性有机酸，从甲酸到
庚酸等，在塔顶易溶于冷凝物造成露点腐蚀。
4)铵盐腐蚀。随着塔顶氨和氯浓度的增加，在一定温度下，形成铵盐，造成设备垢下腐
蚀。
2.1.1.2 低温部位腐蚀的控制
传统的一脱三注仍是控制塔顶低温部位腐蚀的最有效措施。
1)选用高效脱盐剂，提高脱盐效果，使脱盐后原油含盐量降到3毫克／升以下，可减少
因水解产生的HCl带入塔顶而产生的露点腐蚀。
2)选用高效有机胺中和剂取代传统的氨水，按露点和pH值确定注入量，与HCI中和形
成有机氯化铵盐。
3)注入高效油溶性成膜缓蚀剂，降低金属腐蚀速率。
4)采用水溶性缓蚀剂时，必须注入适量的水，稀释NH4Cl，防止铵盐垢下腐蚀。
5)一脱三注的效果以中国石化下发的《塔顶冷凝液指标》为准，即Fe2+小于3毫克／升(国外先进指标为小于1毫克／升)，氯含量小于30毫克／升(国外先进指标为小于20毫克／升)，当中和剂为有机胺时pH值为5.5—7.5，当中和剂为氨水时pH值为7-9，腐蚀率
小于0.2毫米／年。
6)建议大型蒸馏装置，通过引进或自主开发，均需在塔顶设置在线模拟腐蚀监控系统，
加强对塔顶低温部位腐蚀的控制。
2.1.2 控制蒸馏装置高温部位的腐蚀
原油中的硫和酸造成蒸馏装置高温部位的腐蚀。
2.1.2.1 高温部位的各种腐蚀
1)硫腐蚀
含硫原油中的H2S、硫醇及元素硫等活性硫化物能与金属产生反应，造成腐蚀。非活性硫化物如硫醚、多硫化物、噻吩等在高温下也会发生分解，生成H2S和元素硫。因此，加工含硫原油高温部位腐蚀主要来自H2S和元素硫。当原油中硫含量为0.2%时，在230—455℃
高温下就对碳钢产生很强的腐蚀，随着钢材中Cr含量的增加，腐蚀率明显降低。
2)环烷酸腐蚀
在240—400℃高温下，环烷酸与金属铁反应生成油溶性的环烷酸铁。腐蚀产物脱落或溶解，或受冲力剥落，露出的金属表面会产生新一轮的腐蚀，多次循环，设备不断减薄，直
至穿孔破坏。
由于涡流和紊流对弯头等管件的冲刷，腐蚀更加严重。以酸值为1.5mgKOH／g的原油为例，原油的流速从8米／秒增加到22米／秒时，碳钢的腐蚀速率则从6毫米／年提高到12
毫米／年，提高1倍。
各种钢材的腐蚀率有很大差异。例如，原油酸值为3mgKOH／g时，316钢在377℃高温下的腐蚀率仅为0.06毫米／年，而410钢腐蚀率则是其360倍，碳钢则达到800倍。
3)硫／酸相互作用腐蚀
高硫高酸原油由于硫、酸的相互作用，腐蚀性更加强烈。一些耐硫腐蚀的合金钢，如12Cr或更高的合金，酸的存在可破坏其形成的硫化物膜，加快腐蚀。在油流转弯、管道变径及冲刷大的部位，如弯头、阀门、大小头、防冲板、塔进料段等处，腐蚀更加剧烈。
2.1.2.2 控制高温部位腐蚀的措施
高温部位腐蚀的控制主要是提高设备材质，采取相应防腐钢材的措施。
1)高硫低酸原油在不同温度下的钢材腐蚀速率，可查看Mc-Conomy曲线；蒸馏装置加工高硫原油时具体钢材的选择可参考SH／T3096-2002《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》和SH／T3129-2002《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》。按照导则，加工高硫原油时，温度小于240℃的初馏塔、闪蒸塔的简体和底封头可选碳钢，常压塔、减压塔、汽提塔等壳体及塔盘均宜选用碳钢衬OCr13(OCr13A1)；加热炉炉管等温度大于240℃的部位宜选用Cr5Mo或Cr9Mo，转油线宜选用Cr5Mo、Cr9Mo或18-8、OCrl3A1等衬里
材料。
2)加工高酸原油(包括高硫高酸原油)时，钢材的选择也是参考SH／T3096-2002和SH／
T3129-2002两个导则。初馏塔、闪蒸塔大于240℃的筒体以及塔盘可选用碳钢衬
OCr13(OCr13A1)；常压塔、减压塔壳体宜选用碳钢衬316L，塔盘宜采用316L或317L，加热炉炉管采用Cr5Mo或Cr9Mo，但经验表明辐射炉管出口倒数4组炉管应使用316L，转油线均
需用碳钢+316L复合等。
在240—400℃高温下，环烷酸与金属铁反应生成油溶性的环烷酸铁。腐蚀产物脱落或溶解，或受冲力剥落，露出的金属表面会产生新一轮的腐蚀，多次循环，设备不断减薄，直
至穿孔破坏。
由于涡流和紊流对弯头等管件的冲刷，腐蚀更加严重。以酸值为1.5mgKOH／g的原油为例，原油的流速从8米／秒增加到22米／秒时，碳钢的腐蚀速率则从6毫米／年提高到12
毫米／年，提高1倍。
各种钢材的腐蚀率有很大差异。例如，原油酸值为3mgKOH／g时，316钢在377℃高温下的腐蚀率仅为0.06毫米／年，而410钢腐蚀率则是其360倍，碳钢则达到800倍。
3)硫／酸相互作用腐蚀
高硫高酸原油由于硫、酸的相互作用，腐蚀性更加强烈。一些耐硫腐蚀的合金钢，如12Cr或更高的合金，酸的存在可破坏其形成的硫化物膜，加快腐蚀。在油流转弯、管道变径及冲刷大的部位，如弯头、阀门、大小头、防冲板、塔进料段等处，腐蚀更加剧烈。
2.1.2.2 控制高温部位腐蚀的措施
高温部位腐蚀的控制主要是提高设备材质，采取相应防腐钢材的措施。
1)高硫低酸原油在不同温度下的钢材腐蚀速率，可查看Mc-Conomy曲线；蒸馏装置加工高硫原油时具体钢材的选择可参考SH／T3096-2002《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》和SH／T3129-2002《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》。按照导则，加工高硫原油时，温度小于240℃的初馏塔、闪蒸塔的简体和底封头可选碳钢，常压塔、减压塔、汽提塔等壳体及塔盘均宜选用碳钢衬OCr13(OCr13A1)；加热炉炉管等温度大于240℃的部位宜选用Cr5Mo或Cr9Mo，转油线宜选用Cr5Mo、Cr9Mo或18-8、OCrl3A1等衬里
材料。
2)加工高酸原油(包括高硫高酸原油)时，钢材的选择也是参考SH／T3096-2002和SH／
T3129-2002两个导则。初馏塔、闪蒸塔大于240℃的筒体以及塔盘可选用碳钢衬
OCr13(OCr13A1)；常压塔、减压塔壳体宜选用碳钢衬316L，塔盘宜采用316L或317L，加热炉炉管采用Cr5Mo或Cr9Mo，但经验表明辐射炉管出口倒数4组炉管应使用316L，转油线均
需用碳钢+316L复合等。
3)中国石化科技委与有关部门对蒸馏装置的调查表明，许多加工高硫及高硫高酸原油的装置材质还没有到位，沿江炼油企业要加工含硫含酸原油，多套装置材质不到位。为提高中国石化加工劣质原油能力，对不到位的装置需适时投入，及早安排改造，进一步提升中国石
化加工高硫高酸原油的灵活性。
2.2 充分发挥渣油加工技术，提高加工深度
2.2.1 中国石化渣油加工能力较大，重油加工深度高
中国石化经过多年的经营建设，2005年渣油(均折成VR)加工能力对原油一次加工能力
占有较大比例(见表1)。
从表1可以看出，2005年中国石化各种减压渣油加工能力对原油一次加工能力之比已达到30%，当年轻质油收率达到73.5%。而焦化加工渣油的能力已远远超过重油催化裂化掺
炼减压渣油的能力，成为中国石化第一位的渣油深度加工装置。
美国渣油加工比例一直很高。据2005年美国NPRA统计，各种渣油加工对原油一次加工能力之比为焦化15.1%，溶剂脱沥青2.5%，渣油加氢裂化(包括渣油加氢处理)3.4%，重油催化裂化按世界渣油催化裂化能力占催化裂化总能力之比为15%；由此推算美国催化裂化加工减压渣油的能力约占一次加工能力的2.5%，以上合计为23.5%。可见中国石化焦化装置比例
和美国基本相当，中国石化总的渣油加工比例已位于世界前列。
2.2.2 深度加工仍感紧张
虽然中国石化重油深度加工比例较大，但还是感到重油加工能力紧张。这主要是因为：一方面大多数炼油企业是通过改造扩能的，有的装置结构不配套，有的瓶颈没有消除；第二是重油加工装置生产操作技术水平没有充分发挥，还存在很大潜力；第三是主要加工中等偏重的原油，渣油量较大。为此，要多加工劣质原油，还要进一步提高重油加工的水平。
2.2.3 延迟焦化已成为中国石化重油深度加工最关键的装置
1)国外经验：发展焦化装置，适应原油变重
从美国近期重油深度加工能力发展看，美国由于中质、重质原油进口比例增加，其加工原油的平均API度从20世纪80年代的32—33降到目前的30.5—31。为应对原油日益变重
的趋势，美国加快发展了焦化，特别是在1987-2001年，焦化能力增长了56%。
又据美国能源情报署(EIA)的报道，当研究一组4座炼油厂的原油API度从33.1降到25.7(API度降低了7.4)时，通过增加焦化能力，使其对一次加工能力的比例从7.5%提高到
23.1%，并适当增加加氢裂化等配套措施，轻质油品收率仍可达到84.1%。
2)中国石化已掌握延迟焦化大型化技术
中国石化工程设计部门掌握了延迟焦化大型化技术，采用双面辐射加热炉和直径9.4米的焦炭塔，延迟焦化一炉两塔单套能力可达160万吨／年，为旧装置改造和新装置建设提供了技术支撑。与其他重油加工装置比，延迟焦化设备较简单，投入低，建设周期短，对原料渣油的灵活性大，可加工包括含硫含酸、重金属含量高、残炭高的各种渣油，焦化生产的
低硫焦是电极原料，高硫焦可作CFB燃料，预计今后还将有一定发展。
3)进一步提高延迟焦化生产技术水平
尽量采用低循环比操作，提高装置处理能力，降低生焦率。缩短生焦周期，充分发挥焦化装置生产潜力。实现焦炭塔上下头盖自动拆装，遥控安全操作。开发以高硫焦为原料的气
化制合成气技术。
2.2.4 适当发展渣油加氢处理／重油催化裂化联合技术
1)渣油经加氢处理，进行脱硫、脱氮、脱金属、脱残炭，效果显著，氢含量增加，加氢后常渣可符合RFCC进料要求，可改善产品分布，将汽油质量提高到欧水平，并可有效控制催化裂化烟气中排放的NOx、SOx。组合工艺可最大限度提高轻质油收率，是提高原油资源
利用率的最优化方案。
2)中国石化已掌握以AR和VR为原料的固定床渣油加氢处理技术。茂名石化200万吨／年以VR为原料、海南炼厂320万吨／年以AR为原料的加氢处理装置，均可生产符合RFCC进料的加氢常压渣油。为此，当渣油中重金属含量小于200ppm时，在条件许可的情况下，
采用渣油加氢处理／重油催化裂化联合技术是加工高硫渣油的优选技术。
3)有些重质渣油重金属含量高，如塔河重质渣油重金属含量超过300ppm，固定床加氢无法承受脱金属能力，需采用LC-Fining或H-Oil等沸腾床加氢工艺。但存在工艺技术和设
备复杂，投资大，国内未掌握该技术，需要引进技术，在有廉价氢源的地区也可考虑，但应
进行认真评估。
2.2.5 发展减压深拔技术
1)中国石化常减压蒸馏装置减压切割点一般为540℃左右，渣油中小于520℃馏分超过
10%，提高拔出率，增加馏分油收率还有较大潜力。
据国外报道，减压切割点最高可达620—630℃，而且拔出的馏分油可满足下游加工要
求。
减压深拔有较大经济效益，特别是去焦化的渣油总量占中国石化总减渣的一半，按2005年7500万吨原油的减渣去焦化计，如采用深拔技术，VGO拔出率增加3%-5%，增加的VGO
和效益都相当可观。
2)减压深拔技术涉及到诸多工程技术。
塔顶残压要低，抽真空系统效率高。提高减压切割点，要提高蒸发温度，提高加热炉出口温度，转油线设计与塔顶残压密切配合，尽量减少减压炉管内的裂解和结焦。进料闪蒸段与塔顶压差要小于10mmHg，有些填料不易做到，需用高效低压降等规整填料。为提高深拔VGO的质量，洗涤段采用规整和格栅等复合填料，提高油洗效果。优化结构，汽提蒸汽均匀
雾化，提高汽提段效率以及中段回流喷淋技术等。
3)国外减压深拔经验。
康菲公司对其一座炼油厂的1号蒸馏装置进行了减压深拔改造。减压塔直径6.7米，采用填料湿法操作；减压切割点设计565.5℃；蒸发段压力37mmHg，塔顶残压27mmHg，两者压差为10mmHg；减压炉出口温度415.6℃；转油线扩径后分4路，2路从闪蒸段对面进入塔内，最高流速0.8马赫；减压炉辐射炉管平均热强度31.5千瓦／平方米，最高达55千瓦／平方米。通过改造，除能力增加和原油变重外，当原油切割点比改造前提高7%—9%时，HVGO对原油的收率增加60%-70%，渣油中小于565.5℃的馏分减少54%-56%，HVGO康氏残炭降低40%，重金属含量(Ni+V)减少85%，HVGO颜色从改造前的黑色或深黑绿色变成透明的深琥珀
色，作为催化裂化原料，质量明显改善。
4)根据以上效果，中国石化应加强开发减压深拔工程技术，把当作焦化原料的减压切割
点从现有的540℃，第一步改造到565.5t，增加减压馏分油。
2.3 劣质原油的脱硫和硫回收技术
2.3.1 脱硫和硫回收是控制环境污染和提高成品油质量的关键
1)我国目前成品油硫含量标准较低，而汽柴油实现超低化(硫含量小于10ppm)是迫在眉
睫的必然发展趋势，高硫原油的脱硫任务则更加艰巨。
2)SOx排放大气标准日益严格，催化裂化烟气SOx的排放量在我国还允许排放浓度550—700毫克／立方米，并可用140米高烟囱以适应高排放量。美国EPA于2000年12月提出的新资源性能标准(NSPS)要求催化裂化烟气中SOx年平均排放量小于25ppm，已有代表
美国一半以上炼油能力的13个炼油商签署了承诺书。
3)中国石化加工高硫原油的比例逐年增加，进口原油中硫含量大于1.5%的高硫原油比例从2004年的20.65%增加到2005年的24.56%，提高了3.91个百分点，炼厂加工难度增加。
4)目前较先进的炼油厂，含硫原油在加工过程中经脱硫、制硫，硫总的回收率可达到
75%以上，其他25%则留在石油产品中，或排放到大气和污水中。
因此，采用先进技术，在原油加工过程中进行脱硫和硫回收是加工劣质原油的关键技术。
2.3.2 含硫原油加工过程中的重要脱硫技术
1)催化裂化和焦化的于气、蒸馏装置的轻烃等需采用胺液吸收脱除H2s，以便进一步用作低硫燃料、液化气和制氢等原料。有很多炼油企业将未经脱硫的蒸馏塔顶气作为加热炉燃
料，经常造成炉管露点腐蚀。加工含硫原油的加氢装置，其循环氢也需脱除H2s。
2)催化裂化进料中含硫VGO、焦化CGO需加氢预处理将硫含量脱除到0.1%—0.2%的水平，用以直接生产符合欧Ⅲ、欧Ⅳ的汽油或调合组分，同时降低催化裂化烟气中的SO2排放。
3)硫含量超标的催化裂化汽油，需采用选择性加氢或临氢吸附脱硫等后处理技术，把汽
油硫含量降到欧Ⅲ或更高水平。
4)普遍采用加氢精制技术，将焦化石脑油、LCGO及催化裂化LCO以及含硫AGO硫含量
脱除到规定的水平。
5)上面已讲到金属含量小于200ppm的含硫渣油可采用加氢处理脱除硫等杂质，将进
RFCC的加氢常渣硫含量控制到0.2%—0.4%，生产符合欧Ⅲ以上的汽油。
6)结合高辛烷值汽油组分、BTX芳烃用石脑油以及乙烯裂解料等化工原料的需求，需适
度发展含硫VGO的加氢裂化，实现产品的深度脱硫，生产超低硫柴油等油品。
7)各种临氢状态下的加氢脱除硫化物是脱硫的主要工艺技术。为提高脱硫率，需开发脱
硫活性更高的各种加氢过程新催化剂。
8)加工含硫原油需用多种加氢过程，消耗大量的氢气，为此要大力挖掘氢气资源。诸如提高催化重整的苛刻度，多产氢气；收集焦化、加氢裂化、催化重整、蒸馏轻烃等资源增加制氢原料；采用变压吸附、膜分离等技术提纯回收催化裂化干气、合成氨驰放气中的氢气；有合成氨联产的石化厂可利用煤和沥青造合成气，提供氢气资源，以及在天然气产地附近，
利用价格优势制氢等；同时进一步探索利用高硫焦气化制合成气的技术。
9)CFB锅炉使用高硫焦作燃料，采用石灰石固定硫及烟气进一步脱硫，达到地方规定的
烟气排放标准。
10)开发催化裂化烟气脱硫新技术，包括硫转移助剂、烟气胺液吸收等技术。
11)搞好含硫污水的汽提技术。催化裂化、加氢、焦化等加工过程排放大量含硫污水，其中浓度高的超过20克／升，需采用污水汽提技术将H2S等脱除。污水汽提有单塔和双塔两种方式，脱除出来的含H2S酸性气进行硫磺回收，同时可回收氨，以防止带入硫磺回收系统生成硫氢化铵堵塞管道。含硫污水经汽提后，要求处理后的污水中H2S小于20毫克／
升,NH3小于50毫克／升。
2.3.3 优选硫磺回收技术
含硫原油加工过程中的含H2S酸性气进行硫磺回收，一般采用经典的Claus法。在严格控制H2S：S02为2：1的条件下，通过焚烧炉热力反应转化和Claus二级催化转化，硫的回收率可达到95%。尾气进行加氢，还原为H2S，经胺液吸收，再生脱出的H2S返回Claus系统，总的硫磺回收率可达到99.8%-99.9%。剩余含微量硫的尾气经焚烧以S02形式排入大气。中国石化自主开发的SSR硫回收技术以及中国石化镇海石化引进消化吸收的技术，均采用上
述方法。
炼油企业增加含硫或高硫原油加工量，需根据回收硫的数量对硫磺回收装置进行扩能改
造或新建，其技术可采用中国石化自主开发的技术。
3 小结
劣质原油加工技术对策简要归纳如下。
1)世界原油长期在高价位下运行，劣质原油与优质原油的价差拉大，多加工劣质原油，
可以大幅降低原油成本，为炼油企业带来显著的经济效益。
2)劣质原油的指标范围为：符合API度小于27、硫含量大于1.5%、TAN大于1.0mgKOH
／S任何一项指标的原油，可称为劣质原油。
3)对蒸馏装置而言，加工劣质原油需加强一脱三注，控制塔顶冷凝液中铁、氯离子含量，
将低温部位的腐蚀率控制在0.2毫米／年以下。
4)加工高硫高酸原油蒸馏装置的高温部位，选用合适的钢材可以有效控制腐蚀，其选材标准可参考SHT3096—2002和SHT3129-2002两个导则。当加工高硫低酸原油时，高温部位一般采用OCrl3、Cr5Mo、Cr9Mo等材质或衬里；当加工高酸(含低硫及高硫)原油时，高温部
位一般需用316L合金钢或衬里。
5)API度低的重质原油含有大量渣油，需要扩大渣油加工能力。由于中国石化已掌握延迟焦化装置大型化技术，加上焦化具有设备简单、投入较低、建设周期短、加工深度高等特点，近几年延迟焦化已成为中国石化第一位的渣油深度加工装置，但是还需提高技术水平，
进一步挖掘焦化的加工潜力。
6)渣油加氢处理／重油催化裂化联合装置是可以优化原油资源利用、最大量生产轻质油
品的技术。根据含硫原油重金属含量，可视条件许可适度发展。
7)开发减压渣油深拔技术，把中国石化原油蒸馏减压切割点从目前的540℃，第一步提高到565.5℃，并在渣：油去焦化的原油蒸馏装置上首先推广应用，这样中国石化将有一半
原油实行减压深拔，可大幅提高炼油企业效益。
8)原油加工过程中的脱硫和硫回收是控制污染、提高油品质量的关键。
9)发展一系列加工过程的脱硫新技术。鉴于加氢过程是最主要的脱硫工艺，需进一步开
发脱硫活性更高的催化剂。
10)扩大制氢资源来源。除充分利用炼油企业本身氢气资源进行制氢、氢提纯外，有化
肥的石化企业，可充分利用煤或沥青造气的氢气。
11)搞好含硫污水的汽提技术，充分回收酸性气制硫
12)采用自主开发的硫磺回收技术，使硫磺回收率达到99.8%～99.9%。