CN114410342A - 减少港口内硫排放的方法和抵消或减少燃料成本的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及减少港口内硫排放的方法和抵消或减少燃料成本的方法。一种减少港口内硫排放的一种技术方法，包括在港口中分析由陆基电力供应给港口电网和转运船舶的发电机产生的硫，其中：(a)船舶从所述电网接收电力，或(b)船舶向所述电网供电，然后(c)如果(a)的排放＞(b)的排放，则为了减少港口的排放，在进入港口的转运船舶连接到所述电网并控制船上的发电机负载以将电力发送到所述电网。在港口时，船舶能够使用这些燃料来生成并向基于陆地的电网出售电力，以便以环保的方式抵消燃料成本。

Description

减少港口内硫排放的方法和抵消或减少燃料成本的方法

本申请是申请日为2016年10月18日发明名称为“环保型船用燃料”的申请号为2016800867606(国际申请号为PCT/US2016/057540)的发明专利申请的分案申请。

技术领域

本发明涉及从原油、炼油厂残油和其它受污染的液体进料生产极低硫燃料的方法和装置。由本发明制备的极低硫燃料对于船上大型海上运输船舶和岸上大型基于陆地的燃烧气体涡轮机尤其具有成本效益。

背景技术

本发明针对一个长期众所周知的大型环境问题，此前尚未解决，当船舶“在公海上”燃烧廉价低品位重质燃料油以及其它硫、氮和金属含量高的重质渣油时，硫、氮和金属的氧化物进入环境。这种排放是世界范围的，而不承认国内地理边界。

各种第三方报告表明，这种用于水运的重质燃料的海上燃烧生成的某些全球排放比燃烧汽油的短车队和柴油车队的全球排放高出许多倍。这种海上燃烧产生Sox、NOx、CO₂、烟尘和有毒金属的排放。岸上车辆包括汽车、卡车和其它车辆，其中许多现在使用具有非常低硫含量的强制性“公路燃料”。因此，即使这种大型船舶的运输基于“每英里运费吨数”和燃料消耗量是高效的，现实情况也是这种船舶产生大量排放。

某些关键法规的实现要求船舶使用更清洁的燃烧海洋燃料，这取决于是否有足够数量的此类燃料可供使用。这样做是为了不在技术上或经济上指挥不可能或不实用的东西，但需要一种解决方案。

例如，国际海事组织(IMO)是联合国的一个部门，它发布有关国际航运的规定。IMO一直致力于通过对海洋燃料颁布更严格的硫限制来减少排放，同时认识到技术限制。IMO要求2011年之后在公海上燃烧的船用燃料必须具有不超过3.50％m/m的硫含量(例如，在美国、欧洲和其它某些海岸200海里以外的限定排放控制区(ECA)以外燃烧)。在2015年，IMO修订了其法规，将船用燃料硫含量限制在指定的ECA内商业船舶的硫含量一般低于0.1％。

但是，到2020年及之后，IMO再次将公海硫含量显著降低至0.50％m/m。但是，IMO指出，2020年的这种激进下降取决于“将于2018年完成的关于所需燃料油供应情况的审查结果”，并建议如果没有所需的燃料可用，那么可能会将这种下降推迟到2025年。有关海事行业空气污染的法规，请参阅“海洋污染公约”(Convention on Marine Pollution，MARPOL)附件VI。

因此，存在缺乏低硫船用燃料的供应可用性以及缺乏实现这种供应的技术的实际可能性。为了说明，2015年的一份行业出版物指出“已制定计划，将燃料中允许的硫含量降低到排放控制区域所要求的[2014]水平以下......但这需要几年时间，因为目前的技术对于很多船运公司会使成本过高”。该出版物进一步指出“由于额外的成本和可能的机械问题，这些法规不断被重新评估，并且分阶段的方法被用于实现”，因为许多船用引擎不是为处理低硫瓦斯油而设计的，因为它比重质燃油稀得多并且它没有重质燃油的润滑性能。公司正在使用各种变通方法使其发挥作用，诸如冷却燃料以增加粘度或在引擎的某些部位注入额外的润滑剂。由Quora发表的题为“Is it true that the 15 biggest ships in theworld produce more pollution than all the cars？”的互联网文章，作者：JosiahToepfer，CG办公室，船舶检查员/审计员，伤亡调查员。

另一个说明是，在2015年，IMO法规将指定ECA内商用船舶的船用燃料硫含量降至最高0.1％硫含量。在进入ECA之前，船舶必须将燃料从在公海燃烧的富含硫但低成本高硫的重质燃料油改为昂贵的低硫燃料，类似于高速公路柴油燃料。2010年1月1日之后，内部ECA燃料硫含量从1.00％m/m(2010年7月1日之后)降至0.10％m/m造成了市场供应和价格挑战。生产和供应符合IMO相关监管要求的用于海事用途的此类燃料与高速公路和其它陆上柴油应用的馏出物燃料需求竞争，并使可用的优选进料流以及现有的炼油装置和进料供应网络从柴油和其它低硫馏分油的公路使用偏离。而且，船上还出现其它技术问题。

关于2015年IMO在ECA内的硫含量下降，美国海岸警卫队发出警告称“使用含硫量较高的燃料的船舶必须更换为超低硫(ULS)燃油，以符合”新规定。船舶必须在码头上的入境和出境过境点以及ECA内的任何时间使用ULS燃油，因此每艘使用含硫量较高的燃油的船必须制定并实现转化规程，以便在进入ECA之前切换渣油燃料和馏出物燃料。海岸警卫队进一步警告称“在阶级社会(class societies)、保险公司、引擎制造商和行业协会制作的文件中，使用超低硫燃油和燃油转化还有许多其它重要的技术问题”并且“给定体积的ULS燃油的能源含量可能与渣油燃料不同，使得现有的节流阀设置可能无法给出期望的传动轴转速或发电机负载”。在进入排放控制区之前和在其中操作时，美国海岸警卫队美国国土安全部检查和合规局2015年3月3日安全警示2-15华盛顿特区超低硫燃油符合MARPOL要求。

严峻的现实是炼油厂价格昂贵，即使是对燃料产物或生产设备或增加单元操作的相对较小的改变，也需要大量的资本投资。在2003年，欧洲炼油厂评估研究是为了满足海洋燃料中较低水平的污染物的需求以及生产必要数量海洋燃料的要求和能力而进行的。参见例如船用燃料建议，0.5％S船用燃料的潜在价格溢价；欧盟各地燃料生产商面临的特定问题；以及关于船用燃料市场的评论，最终报告草案合同号ENV.C1/SER/2001/0063。订单单号为C1/3/2003。欧洲委员会-总局环境，2003年10月。

这些报告提出了许多挑战，诸如在许多国家寻求生产必要数量的合适船用燃料时成本较高或者炼油厂利用率或效率降低，包括在一些情况下，主要港口附近缺乏当地基础设施以供当地生产和供应这种船用燃料以及缺乏制造这种燃料的技术和装置。

引用的报告只看到三种选择。“重新混合选择”(将重质燃油与低硫燃料混合)被视为生产低硫燃料的最低成本选择，但这种选择并不充分，因为它将只处理最低数量的物质而没有主要成本。对于重新混合当时由欧洲炼油厂生产的不同类别的重质燃料，该选项具有与物流相关联的相对小的成本，但数量不合格。

通过增加成本的第二种替代方案是通过替代高硫含量原油来处理低硫原油，诸如用含硫量较低的原油(例如用诸如Bonny Light之类的非洲原油，据报道含有0.14％重量的硫)替代据报道含有1.8％硫的阿拉伯之光。由于报告中阐述的原因，这种替代方案招致的海洋燃料增加的估计成本被认为是过重的负担。

最后，旧时代的报告提到了通过真空渣油脱硫(VRDS)生产低硫海洋级燃料的第三个最昂贵的选择。该报告的结论是“但是，重要的是要注意到，与汽油或柴油所需的脱硫程度相反，桶底部的加氢处理(渣油脱硫)不是炼油厂本身目前正在考虑实现的过程，即，如果它没有与渣油转化为较轻产物的一些转化耦合。尽管如此，如果追求VRDS的唯一目的是真空渣油的脱硫，那么这种替代方案的成本”大约是第二种替代方案的两倍，因此更加不可接受。

为了满足现有技术的IMO要求，船舶操作者可以在海上使用含硫量高的燃油，在ECA中使用低硫含量的燃油；但是，这种选择可能面临与引擎技术、润滑性以及对不同燃料喷射系统的可能需求的问题，以实现切换燃料的最佳操作和机械。操作者可以添加后燃烧烟道处理装置，该装置可以相对大、昂贵且复杂，以维持最高性能水平。在一些情况下，液化天然气(LNG)可以被视为用作船用燃料，例如，LNG的一些运输载体可选择使用“蒸发气体”作为燃料，而将LNG引擎概念扩展到所有货物船舶需要广泛分布的液化天然气加油站基础设施，这是非常昂贵的，在没有当地天然气生产供应或液化设施的地方增加了这些港口的成本。但是，在所有情况下，代替液体载体的LNG使用带有这种使用的真正风险，在通过在加油或不完全燃烧时或在操作和维护期间进行通风而发生间隙时释放甲烷。这种甲烷释放是令人关注的，因为甲烷被一些人认为作为环境温室气体比二氧化硫的影响多许多倍。类似地，一些人断言，通过在运输过程中或在港口进行天然气燃烧，可以在海上应用中实现减排，这是由带有燃气供给基站的港口促成的。但是，从技术概述的角度来看，天然气保留甲烷泄漏问题，并且燃烧天然气减少二氧化碳排放，不是因为它释放的CO₂较少，而是与LNG相比，天然气的使用避免了液化天然气的处理期间产生的CO₂排放，并且在港口为供应船舶的发电厂燃烧在退油或更换煤炭时减少CO₂。推动LNG或天然气替代液体作为船用燃料的开发活动是有用的考虑因素，但是当缺乏全球天然气基础设施和新的加油基础设施时，这些开发活动无法提供任何实用的成本效益的海上解决方案，这些天然气分配基础设施在没有生产当地天然气供应的国家的港口是装备和资金密集的。

需要用已经认可的船用燃料解决这些全球环境问题，这些问题已经持续多年而没有经济有效的技术解决方案。此外，由新型过程配置和装置制造的新型低成本燃料的可用性应当鼓励船舶所有者安装高效的联合循环推进发电系统，其由于有效利用废热回收而具有比柴油引擎更高的效率，并且没有燃料润滑性不足的问题，就像在供应有限的情况下燃烧更昂贵的超低硫柴油时的许多引擎那样。

但是，长期以来在有效燃料生产技术方面存在差距，导致低成本的大量极低硫船用燃料的供应短缺。填补这一空白的必要性仍然存在。

国际能源署(EIA)、石油工业和市场部发布官方公告，该公告描述用于生产燃料的过程和装置配置，并描述常规的炼油厂配置、产品和利润。除非另行定义或明确修改，否则本文中使用的术语应当具有“Glossary，Source：U.S.Energy InformationAdministration(2016年10月)”所赋予的含义，该词汇表结合于此，用于所有目的。EIA出版物定义和讨论用于处理原油的配置，将每桶原油原料分成多种产品，用于不同的应用或下游处理。

常规炼油厂的发展或增长的遗传基础是社会对产品需求的演变，从基本的煤油级馏出物发展到多种产品，诸如车用汽油和柴油，然后是航空级燃料，然后是许多下游的原料化学品应用。炼油厂的技术发展似乎通常以增量的方式发展，其目的在于调节以最大化特定细分市场的每桶原油的给定分配量，或使炼油厂适应下游化学品生产的各种流，同时保留生产多种产品用于不同的最终用途应用。

因此，使用大气原油和/或真空蒸馏单元、溶剂分离、加氢处理、气化和许多其它单元操作的现有技术炼油厂设计将每桶原油原料分成多个产品，每个产品具有不同的应用或下游加工的不同规范。

在常规的精炼中，反过来直接将进料分离成不同的单元流出物，然后重新组合所有这些流出物。为了说明，上述EIA参考文献定义并描述了常规或典型的大气原油蒸馏、真空蒸馏、燃料溶剂脱沥青、催化加氢处理和整体气化-联合循环技术，但没有这种过程的配置来转化基本上所有的原油进料以制备唯一的液体燃料。

在常规的精炼过程的范围内，有“升级”、“顶级”或“加氢固化”设施。对于原油升级器，主要目标是转化通常非常重、高粘度或固体夹带的物质，以便在现有的常规炼油厂中对其进行再处理，这些炼油厂处理更轻、可流动的物质，以生产全系列的燃料产物、化学原料和/或石油焦。升级器只是将较重的原油转化为较轻密度的原油用于馈送常规炼油厂，这些炼油厂被单独设计为用于解决硫以满足其相应的下游产品规范，并且减少硫或消除金属不是升级器的主要目标。目标是，与典型的低密度原油源相比，升级具有极高密度的源物质。较重的物质被排出或从源物质中分离出来，因此得到的升级产品物质的密度接近现有常规炼油厂装备被配置为处理的原油的密度。关于顶级或“小型”炼油厂，这些炼油厂常常位于偏远或原油来源机会地点。顶级炼油厂通常将每桶原油进料分成多个直馏馏分，目标是石脑油，而不是汽油生产，没有或最少的后续处理，除了在一些有限的情况下，石脑油重整用于汽油辛烷值提高和加氢处理多种馏分以生产各种产品。典型的顶级炼油厂目标是生产各种直接可用的燃料可用产品，诸如汽油、煤油、柴油和燃油，供当地市场消费。在一些顶级和使用其产品或其未能正确处理渣油的不良做法中，对环境的有害排放增加而不是减少。对于加氢精炼炼油厂，原油被转化为多种类似于顶级炼油厂的产品，但通常只添加有限的重石脑油重整器，这些重整器也会产生氢气，加氢处理器在生产柴油时会消耗氢气。与顶级炼油厂一样，加氢裂化器通常可生产各种汽油、煤油、柴油和燃油，供当地消费，而不仅仅是一种产品。

适应加氢处理的各个方面，包括具有单独的串联或并联加氢处理反应器区或具有整合的加氢处理反应器区，在本领域中是已知的。Cash等人公布的PCT/US1999/00478(1998)及其中引用的参考文献公开了不同进料的整合加氢处理，其中来自单独加氢处理区的含氢和含液体的物流以其中公开的方式共享或组合。使用溶剂分离，从重质渣油流中的沥青中提取脱沥青油，以及使用脱沥青油作为加氢处理进料的各个方面在本领域中已知用于生产多种产物流。例如，Brierley等人的美国专利7,686,941(2010)讨论了用于生产脱沥青油的溶剂脱沥青，基于在液体溶剂(诸如丙烷或其它链烷烃溶剂，如丁烷、戊烷及其它并包括庚烷)中的溶解度，通过分离进料而不裂化或降解。剩余的沥青含有高金属和硫含量。脱沥青油可以进行加氢处理以除去硫、氮、碳和金属，如在这种参考文献中所讨论的，用于生产几种产品，包括石脑油、煤油、柴油和残余物质。

全球市场需要提供大量低硫和氮的燃料，并且基本上不含金属污染物，以解决公海或在高硫燃油或天然气资源很少或没有天然气资源的岸上地区的全球环境问题。原油以低效率用于发电。

燃料生产商需要的设计不同于传统炼油生产多种产品的设计。为了保持低成本，设计应当以低资本投资的方式配备，只有装置必须以成本有效和热效率的方式制造大量清洁燃料。设计的目标应当主要是制造船用燃料，而不仅是提取每桶原油用于船用燃料的相对较小部分并且不是将更大部分的桶用于其它应用。

世界需要的是一种“改变游戏规则”的新处理，为如何以用于船舶应用的经济方式制造大量相对清洁的液体燃料提供解决技术问题的解决方案(以高效的形式用于避免以简短形式表示为英国热量单位(BTU)的能量浪费)。由于现有的基于液体的船用加油站(为了说明，供应高硫燃油(HSFO)的那些)遍布全球，因此这种处理应当具有最低限度的所需基础设施和相关的资本和运营成本。可用于分配此类燃料，而不必为LNG创建新的基础设施。与主要用于汽车和卡车用途的超低硫柴油(ULSD)相比，任何此类新处理都应当定向支持制造液体BTU成本效益由于成本和润滑性问题，大型海运运输船在海上不广泛使用ULSD用于许多现有的船用柴油引擎。

发明内容

本发明填补了有效燃料生产技术的空白，使得能够以低成本供应具有极低硫、氮和基本上不含金属的大量燃料，特别适用于海上应用以及大型陆上应用(诸如燃烧气体涡轮机)用于发电。如说明书和权利要求书中所使用的，术语“基本上不含金属”或“零金属”是指金属含量在0至小于100ppbwt(十亿分之一)或更低的范围内或者低至常规的在线仪器难以可靠地测量的含量。

在常规的精炼中，原油进料被切成许多块，每块被送到单独的市场路径上。与此相反，我们发现我们可以将每桶原油进料的最大量转化为单一的超净燃料，同时捕获污染物硫、氮和有毒金属，除了原油部分之外，这些部分为这种转化提供了处理实用程序和流并捕获。本发明将原油进料切成污染物捕获和控制所需的最少数量的块，然后重新组装块以形成一种燃料产物。

因此，本发明不同于常规的精炼，常规的精炼将每桶原油原料分开以解决多个市场，诸如汽油、柴油、燃油或用于下游化学生产或应用的原料，本发明的处理仅仅制造一种主要的清洁燃料产物。本发明提供了一种用于原油和残油的低成本抛光系统，该系统需要制造大量商业数量的清洁燃料，以替代商业运输船和发电厂燃烧系统中使用的高硫船用燃料和其它重渣油。本发明提供了这些燃料，以及制造这种燃料的方法和装置，以便以成本高效的方式减少硫。

这些新颖处理使用反直觉步骤来降低生产成本，同时以令人惊讶的有效方式将最终产品硫含量控制在目标硫水平或低于目标硫水平。本发明提供了将每桶原油原料的最大量转化为单一的超净燃料，同时在燃料生产过程中捕获污染物硫、氮和有毒金属的新方法。

在本发明的许多变化形式中，基本上所有的，在某些变化中表征为每桶原料的90％或更多的原料被转化为这种单一燃料，并且在这种变化中仅为最小量，小于约10每桶原油的百分比(10％)用于处理实用设施和流的转化和捕获污染物。本发明的处理使得能够调节分配给燃料产物的进料百分比和用于转化和捕获污染物的处理实用设施和流的分配，用于氢平衡，当地对沥青、焦炭和其它残余产品的需求，总产量经济和其它运营考虑因素，诸如替代低成本处理燃料和电力的当地可用性。在变体中，每桶原油原料的至少百分之七十(70％)体积转化为液体馏分，当随后处理或未处理但组合时，形成基本上一种液体燃料产物，而不是多种烃产物，硫含量不超过目标硫含量，并且每桶原油进料的剩余部分是渣油或其它蒸汽或产品。

与将原油进料切成许多块并且每个块沿着单独的市场路径送去的常规精炼不同，本发明将原油进料切切成污染物捕获和控制所需的最少数量的块，然后重新组装块以形成一种极低硫和氮燃料产物，基本上不含金属。本发明的处理和装置配置使得能够低成本、高效地生产大规模海洋和陆基涡轮机应用中的法规遵从所需的大量低硫燃料。与替代的常规原油精炼相比，这些新型燃料布置具有显著更低的资本和操作成本，从而以极其成本高效的方式生产具有极低硫、极低氮和基本上不含金属的大量燃料。这些新颖的工艺使得能够以非常经济的方式简化从油田到船舶引擎或陆基发电厂的能量供应链。

对于航运业而言，本发明的新颖构造提供了满足全球海洋硫减少目标所需的低成本、低硫船用燃料。本发明的新型燃料生产方法和装置布置具有比替代常规原油精炼低得多的资本和操作成本，由此以极具成本高效的方式生产大量具有非常低硫且基本上不含金属且氮含量极低的船用燃料。

本发明的燃料取代了高硫和金属的低品位重质燃油，显著减少了Sox、NOx、CO₂、烟灰和有毒金属的公海排放。代替在燃烧燃油时进入环境的硫和金属，在本发明的实践中，在燃料生产期间以环保的方式捕获和除去硫、氮和金属。在一些实施例中，本发明以低于柴油的成本提供某些低硫替代燃料，但这些燃料具有足够的润滑性以避免船舶引擎的过度磨损，并且与不加热燃料的其它替代方案相比，这些新型燃料可以使用现有的加注燃料基础设施，而不必加热以使其可流动，从而减少加热陆上或船上油箱所消耗的能量。

在一个变体中，本发明的燃料还提供了在由公用设施部署的大型基于陆地的燃烧气体涡轮机中燃烧原油或重渣油的替代方案，例如，单循环或联合循环发电厂，诸如那些产生电和脱盐水的发电厂。取决于进料来源，当燃烧受污染的重质原油或炼油厂残油时，燃烧本发明燃料的涡轮机具有显著更少的NOx、Sox、CO₂、烟灰、有毒金属和其它燃烧副产物的涡轮机废气排放，以及在灰分形成条件下更少的热区腐蚀或结垢。

本发明涉及将复合烃进料聚焦转化为单一燃料产物，用于燃烧应用，诸如船用引擎、燃烧气体涡轮机或燃烧加热器。在本发明的一个基本实施例中，原油在前面，单一的超净产物燃料以受控的低硫水平和减少的氮和消除的金属返回。在变体中，蒸馏进料可以是一种或多种原油，与一种或多种高硫燃油或其它较重的残油组合，加入不透光油或高硫燃油或两者，作为料流进料的一部分一个或多个其它单元操作，诸如真空蒸馏、溶剂分离、加氢处理或气化。

在本领域的不同用法中，术语“高硫燃油”或“HSFO”在各种技术文章、专利和法规中被指定了不同的，常常不相似的，冲突且混乱的手段，其中一些随时间而变化。如说明书和权利要求书中所使用的，“高硫燃油”或“HSFO”是指硫含量超过0.50％m/m(0.5％(重量))的用作燃料的任何物质。如本文所使用的，术语“重油”、“重质残油”、“渣油”或“其它较重油”包括石油衍生的烃类物质，其硫含量超过0.50％m/m(0.5wt.％)。术语“高硫”是指高于目标硫含量限值或法定硫含量限值(如果适用)，以较低者为准。

在优选实施例中，最终产物燃料的硫含量通过具有不同硫含量的物流的组合来控制。在变体中，通过调节单元操作条件和流速、通过修剪添加或去除极低硫流，或通过混合不同硫含量的进料，将如此组合的每个流形成为中间目标硫含量。本发明的变体包括通过选定原油与以下一种或多种的可选馈送来控制产品硫含量：(i)其它原油，(ii)船用燃料，(iii)高硫燃油或其它馏出物(iv)来自其它来源的高硫或金属污染的渣油。如说明书和权利要求书中所使用的，术语“基本上不含金属”或“零金属”是指金属含量在0至小于100ppbwt(十亿分之一)或更低的范围内或者低至常规的在线仪器难以可靠地测量的含量。

我们已经发现，我们可以通过解决不同的原油进料硫含量分布来优化低硫燃料的生产。

我们可以解决(i)当在某些馏分中仅存在相对小部分的硫在碱性H2S或RSH硫醇型碱性形式中的硫时和(ii)当存在相对高比例的硫以更复杂的有机结构形式时，然后可以基于预测的断点分数来调节工艺流速和操作条件，其中硫含量开始比较低的馏分水平更快地，甚至指数地开始增加。

我们已经发现我们可以安排处理和装置布置以实现对某些流的旁路处理并最大化该旁路，并且避免或减少含有基本较不复杂的硫形式的流的处理并且不同地处理包含更复杂形式的流。这可以包括选择性地从某些流和其它流中除去加氢脱硫，将其加入不同的加氢处理器中并调节不同的加氢处理单元条件或通过一个或多个去除单元中一种或多种溶剂或其它去除剂在溶剂和/或反应性化学基处理中调节去除，其中每个单元中的每种去除剂的比例基于对每个单元的硫分布进行调节，以选择性地去除较少或更多的复杂含硫分子。

术语“煤油”和“轻质馏分”常常在不同的参考物质中赋予相同、重叠或甚至不同的含义，但仅基于大气原油塔温度区间切割点(诸如从190℃至250°或180℃至230℃或其它)统一定义，并且不基于硫含量来定义。相反，根据切割点温度间隔进行方便的硫含量测量并报告，该切割点温度间隔由来自常规炼油厂的每种产品的规范决定。我们发现它不是最佳的。

我们已经发现，如果我们改变原油蒸馏塔操作的基本方式，那么我们可以优化低硫燃料生产的降低成本。我们已经发现，我们应当根据侧流的硫含量确定某些蒸馏切割，反映原油原料的硫含量或塔的进料混合物的测定，而不是下游历史用途(诸如煤油、喷气燃料、柴油等)的标准产品温度范围规范。

我们已经发现了如何定义“断点”来解决这样一个点，在这个点上，每单位产量变化的硫含量的变化(实在运行上升)不再是基本平坦的，而是在断点处，当切割的量略有增加时，硫含量开始迅速增加，或呈指数增长，诸如随着每单位运行的高变化率。同样在断点处或断点之后，取决于原油进料的类型，通常含硫化合物的类型和组成以及复杂性发生变化。断点是分离流或部分流的指导，这些流需要从可以最小化或消除脱硫的那些中脱硫。

我们发现，如果我们最大限度地减少硫含量等于或低于断点的总液体产量，那么我们可以最大限度地降低低硫燃料的资本和生产成本，从而直接切割和收集硫含量在断点处或低于断点的最大量的物质，并避免或降低其下游处理硫减少或去除的成本。

我们发现在断点处或断点以下的相对大量的此类物质，并且在一些原油中，断点以上狭窄的某一区内的那些部分，与其它已经过的切割相结合时，不需要处理或随后进行大量的硫去除处理以便脱硫。我们通过推动大气蒸馏条件(主要通过进料或塔温度曲线增加)，还通过减少或消除回流或降低原油进料速率或混合或稀释来最大化这种未处理物质的生产以减少总流脱硫或其它处理操作成本进料原油以改变粗烃或硫组分，以使切割量最大化到接近或断点处。断点不是根据标准行业分类或法规设定温度范围来定义的。

为了说明书和权利要求的目的，参考原油的测定或其它测定方法，以原油的％质量或体积作为x轴，硫含量作为y-轴绘制，我们将“断点”定义为在每单位运行的高变化率上升时硫含量从水平或接近水平开始快速增加或指数增加的点，其中运行的增量是分数和单位体积的变化上升的三角形是硫含量单位的变化，斜率是超过运行的上升。这种上升的斜率从接近零或水平开始，快速移动超过0.2到快速超过1移动到硫含量的指数突然增加，断点将基于蒸馏塔的原油或其它进料而变化。“断点切割”或“硫断点切割，因此解决了确定含烃液体分裂的方法，其沸点高于石脑油范围的终点，例如高于不稳定的野生直馏石脑油的范围结束，但是在低于或在断点处，如上所述，就每单位运行的高变化率而言，硫含量开始快速增加或指数增加。

出于说明书和权利要求的目的，我们定义基本“断点切割”或基本“硫断点切割”，意指，参考馏分的硫含量，含有沸点高于不稳定野生直链运行石脑油范围终点但低于或处于断点的含烃液体，选择这样的断点，以便当在断点处或断点以下的所有未处理流的组合形成燃料产流时，选择加入到这种组合的断点切割之上的所有流，组合燃料的实际硫含量不超过目标硫含量。在变体中，可以根据其中目标硫含量是硫断点，或者高于或低于硫断点来生产燃料，并且参考断点有效地形成燃料的流的组合，使得所述燃料的实际硫含量不超过硫目标。

对于许多原油，大气蒸馏塔的硫断点切割将包括许多煤油范围物质(其在本领域中以各种方式定义)，诸如从180℃或190℃开始沸腾的那些(或其它煤油范围起点)，并且为了简化，这可以包括更低或更高范围的温度物质。但是，硫含量，而不是温度和煤油范围物质的历史定义，是硫断点范围终点的决定因素。燃料可以根据目标硫含量是硫断点和流的组合来生产，从而形成燃料，使得所述燃料的实际硫含量不超过硫目标。

在一个实施例中，将原油进料分离成流，处理这些分开的流的一个或多个液体部分，而其它部分未经处理。然后将所有经处理和未经处理的液体流的大部分体积重新组合以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的液体燃料。处理步骤包括(a)通过一个或多个蒸馏和溶剂分离步骤将原油分离成轻质塔顶静止气体、不溶于一种或多种用于所述溶剂分离的溶剂的富含金属的渣油、包含硫的气体和高于硫断裂点的液体馏分在断点处或以下的液体馏分，(b)通过一个或多个加氢处理步骤处理硫断点处的液体馏分，但不处理硫断点或不可溶渣油处的液体馏分，以形成一个或多个硫含量降低的加氢处理流，但是其它部分未经处理，(c)将所述加氢处理的流与断点或低于断点的液体馏分混合，形成具有硫断点或低于硫断点的实际硫含量作为目标硫含量的所述燃料。

在另一个不同的实施例中，本发明提供了一种通过使用根据本发明生产的燃料调节硫含量来减少公海，或在ECA或港口中的船舶对IMO规范的排放的方法，该排放小于在所述船舶使用所述燃料的位置处的最大适用IMO规范，无论是在海上、在ECA中，还是在港口。以这种方式，船舶可以超过IMO要求和公众期望。

在另一个实施例中，本发明提供了一种船舶在港口使用本发明的燃料以向陆基电网产生和销售电力的方法，例如，以抵消海上或港口燃料成本。

我们发现，我们可以生产低成本的超净船用燃料，同时以适当的方式考虑和调节闪点，并显著超过IMO对硫和金属限制的预期。

因此，我们发现了用(i)微不足道的闪点变化换(ii)巨大的环境效益(巨大的SOx和NOx减少以及基本上消除有害金属)的技术方法，尤其是与巨型货船消耗的大量燃料有关。其他人未能发现这一点。

“国际海上人命安全公约”(SOLAS)概述了燃料闪点和货船上的允许使用。“虽然对许多人来说SOLAS公约中给出的一般服务燃料的60℃最低闪点可能看起来似乎是海洋立法的基石之一，但这只是1981年的修正案。前三个SOLAS公约(1914年、1929年和1948年)对石油燃料闪点没有任何限制，甚至1960年公约也仅要求对“新”客船而言，内燃机使用的燃料的闪点不低于43℃-这项规定基本上延续到最初采用的现行1974年公约，引自“MarineDistillate Oil Fuels Issues and implications associated with theharmonization of the minimum flashpoint requirement for marine distillate oilfuels with that of other users”(2012年)由Wright等人撰写。由劳埃德船级社FOBAS为丹麦船东协会提供。

Wright等人注意到闪点是一个经验的，而不是现实世界的值，“闪点值不会，也从来没有，代表′安全′/′不安全′的边界线。”因此，从石油工业的一开始就不正确地使用闪点作为区分那些需要在存储和使用时需要更多关注和注意的产品的手段。实际上，在船舶应用中，通过泄漏或管道故障引发燃油火灾，从而允许燃料与高于其自燃温度的表面接触，而不是通过蒸汽点火。尽管如此，闪点从一开始就被用作石油安全立法中的安全参数，尽管有时会对某些任意设定的限制或适当考虑到它是经验值这一事实。

SOLAS为货船设立了例外。SOLAS规定不得使用闪点低于60℃的燃油；除非“在货船上使用闪点低于[SOLAS]第2.1段另有规定的燃料[例如，60℃](例如原油)可以被允许，只要这种燃料不存储在任何机器处所并经主管机关批准。”要注意的是，某些国家没有任何闪点标准，而其它国家允许在海洋应用中使用相对低的闪点。

如果需要，可以通过处理来调节燃料闪点。如说明书和权利要求书中所用，术语“闪点处理”是指当与物质结合时增加闪点的组合物。在一个变体中，闪点处理降低添加它的这种物质的蒸气压，以降低蒸气点火的风险。在一个变体中，闪点调节器是固体或液体添加剂，其具有60℃或更高的闪点，其被添加到低闪点燃料，以增加燃料的闪点。这些可以包括各种类型的颗粒和油。为了说明，已经公开了用于处理基于碳的燃料的高闪点添加剂，为了说明，包括授予Hughes等人的美国专利8,088,184(2014)，该专利讨论了“highflashpoint diluents”，诸如选自闪点为至少200℃的石蜡基油及其混合物或组合的那些，并且特别提到Calpar 100(FP 210℃)、Calpar 325(FP 240℃)和Calpar P950(FP 257℃)，得自Indianapolis，Ind的Calumet Lubricants Co.，以及闪点至少为200℃的石蜡基油，及其混合物或组合。

我们已经发现了用(i)微不足道的闪点变化换(ii)巨大的环境效益(巨大的SOx和NOx减少以及基本上消除有害金属)的技术方法，尤其是与巨型货船消耗的大量燃料有关。其他人未能发现这一点。

附图说明

图1是各种实际和假设原油的硫含量的示意图，示出了断点范围。

图2是根据本发明的、用于处理原油以产生作为涡轮机燃料有用的单一液体产物的过程布置的示意图。

具体实施方式

在本发明的一个实施例中，将烃进料(至少一部分是含硫和金属的原油)转化成单一液体产物的方法包括(i)通过一个或多个蒸馏和溶剂分离步骤分离所述进料分离成轻质塔顶静止气体(根据EIA定义，其可以只包括在大气蒸馏条件下不能凝结的静止气体或更多气体，无论是否出于特定的局部考虑而优先使用脱丁烷剂系统或在其它情况下消除其成本)、富含不溶于一种或多种用于所述溶剂分离的溶剂的渣油的金属、包括硫的气体以及包括硫的液体馏分，其包括馏出物(对于一些进料被处理为馏出物范围内的至少一部分煤油范围物质)和真空瓦斯油范围碳氢化合物，(ii)通过一个或多个加氢处理步骤，对在硫断点切割上选择的液体馏分进行加氢处理(其中优选地仅选择可溶性液体馏分用于加氢处理)，而不是在硫断点切割或低于硫断点处的液体馏分(并且优选地不是在溶剂分离中使用的所述溶剂中的任何馏分的那些部分)，以形成一个或多个经处理的硫含量降低的流，(iii)将所述未经处理的馏分与所述经处理的流组合，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的燃料。如本文所使用的，术语“步骤”或“区”可以指具有一个或多个处理操作的单元操作或区域，所述处理操作具有装备配置和/或单元操作或子区的一个或多个段。装备项可以包括一个或多个罐、容器、蒸馏塔、分离器、反应器或反应器容器、加热器、交换器、汽提器、管道、泵、压缩机和控制器。在本发明的优选变体中，所述进料的基本上所有烃组合物被分离成馏分，但随后重新组合以形成所述燃料，所述燃料是一种液体燃料产物，其包含一系列烃，从原始进料液化石油气或在一种变体中是石脑油到经加氢处理的脱沥青油，而不是多种烃产物，除了包括(i)馏出物的较轻塔顶气体、(ii)所述渣油不溶物和(iii)用于硫或金属回收的流内的那些的烃组合物。这种范围基本上是从C3或C5到大于C20的原油衍生的烃的整个范围，所述烃的初始沸点是在所述燃料中结合的未处理的流中的任何馏分的最低沸点，并且最高沸点是所述燃料中组合的经处理的流的最高沸点。如在说明书和权利要求书中所使用的，术语“未经处理的”是指未经受加氢处理以减少或除去硫、氮或金属。在一个变体中，这种燃料基本上包括从C3或C5到大于C20的一系列原油衍生烃或包含初始沸点在大约35℃至大约315℃及更高的那些的衍生烃，优选地至多脱沥青油末端的初始沸点和脱沥青渣油的开始，其不溶于选择用于溶剂分离的溶剂中。在更优选的变化方案中，本发明的燃料包括烃的组合，所述烃的范围从来自大气蒸馏的所述未经处理的液体馏分的最低沸点部分到来自溶剂分离的加氢处理的可溶物的最高沸点部分。因此，本发明的优选燃料与常规汽油、柴油、煤油和燃油相反，后者已被切割成选定的子范围并且不具有全范围的这种烃的有意义的含量。因此，本发明的一个实施例是衍生为加工原油的单一产物的燃料，所述燃料具有0.5wt.％或或更低，优选地0.1wt.％或更低的实际硫含量，包括基本上全部范围的原油衍生的烃，从C3或C5到大于C20，所述烃的初始沸点是在大气蒸馏条件下所述原油的任何馏分的最低沸点并且最高沸点是不溶于适于溶剂分离的溶剂的所述原油残余部分的最终沸点。在变体中，这种燃料基本上包括从C3或C5到大于C20的原油衍生的烃的全部范围，所述烃的初始沸点是在所述燃料中组合的未经处理的流中的任何馏分的最低沸点并且最终沸点是在所述燃料中结合的经处理的流的最高沸点。在一个变体中，将原油分离成轻质塔顶静止气体、不溶于一种或多种用于所述溶剂分离的溶剂的富含金属的渣油、包括硫的气体(包括含硫的吹扫气体)，以及包括硫的液体馏分，包括(i)在硫断点处或以下的液体馏分和(ii)在硫断点之上的液体馏分，其可溶于或不溶于溶剂分离中使用的溶剂，(b)通过一个或多个加氢处理步骤，对硫断点之上的所述可溶性液体馏分进行加氢处理，而不是在硫断点处或以下的液体馏分或不溶部分，以形成一个或多个具有降低的硫含量的经处理的流，(c)将所述未经处理的馏分与所述经处理的流组合，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的燃料。

在变体中，这种渣油在一个或多个气化器中燃烧，以生成电和至少一部分氢，用于所述加氢处理和用于捕获气化器固体中的被除去的至少一部分所述金属，或具有烟气硫和金属捕获的渣油在一个或多个锅炉中被燃烧，用于生成电和辅助氢气发电单元操作，以供应用于所述加氢处理的氢气。优选地，所有包括硫的气体被指引到一个或多个常见的硫回收单元。

通过本发明的实践，通过调节到组合的未经处理和经处理的流的连续流的量以形成燃料，可以调节所述燃料的实际硫含量以满足目标硫含量限制规范，例如用于船用燃料的IMO规范或用于燃烧气体涡轮机的硫限制。为了说明，可以调节燃料的目标硫含量以满足ECA内部或外部的一个或多个目标IMO规范，例如，选自3.5wt.％、0.5wt.％、0.1wt.％或其它IMO规范。根据本发明方法生产的燃料可用于船用引擎、燃烧气体涡轮机、燃烧加热器如锅炉和其它应用。

在一个变体中，至少一个所述加氢处理的流是具有10ppmwt或更少的硫的超低硫流，其用于通过将所述流的量减少或添加到所述组合中来调节具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的所述燃料的形成。在另一个变体中，当至少一种加氢处理的蒸汽是具有小于10ppmwt的硫的超低硫流，并且未经处理的馏分具有超过目标硫含量的硫含量并且未经处理的馏分用作调节对照时，通过将所述未经处理的馏分的量减少或添加到所述组合中，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的燃料。在另一个变体中，其中原油进料被转化为基本上一种液体燃料产物，而不是多种烃产物，产生硫含量小于10ppmwt硫的还原硫流的第一加氢处理流，和具有硫含量在0.12至0.18wt.％硫的范围内的硫流的第二加氢处理燃料馏分，以及硫含量或低于或高于断点硫的未经处理的馏分具有硫含量，在超过目标硫含量并且所述第一加氢处理流或第二加氢处理流或两者用作调节控制的情况下，通过将这些蒸汽的量减少或添加到所述组合中，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的燃料。

在更优选的实施例中，选择一种或多种原油、残油和其它原料的硫含量，或调节处理条件，其中每桶所述原油进料的至少70％体积被转化为液体。当随后处理或未处理但组合时，馏分形成具有不超过目标硫含量的硫的产品燃料而不是多种烃产物，硫含量不超过目标硫含量并且每桶所述原油不超过30％进料是针对燃料以外。在本发明的优选变体中，根据进料组成、氢平衡、处理经济学和其它因素，以及处理操作条件和流速的调节，每桶烃类进料的每桶进料体积的至少80％，更优选地接近90％或更多被转化为一种液体燃料产物，而不是多种烃产品，除了一种或多种极低硫流，用作调节以通过增加或减少调节流量来控制最终燃料产物硫含量达到不超过目标硫含量的水平。为了物质平衡和库存控制目的，可以单独转移过量的调节流。在本发明的这些优选变体中，在通过溶剂萃取进行常压和真空蒸馏后，每桶所述原油原料的不超过约10％至30％体积被捕获在富含金属的渣油中。

在另一个变体中，在组合所有经处理和未经处理的馏分以形成所述燃料之前或期间，单独或与轻致密油一起加入硫含量大于目标硫含量的高硫燃油。所述高硫燃油可以馈送到所述蒸馏步骤、溶剂分离步骤或加氢处理步骤中的一个或多个。在一个优选的实施例中，超低硫流具有小于10ppmwt或更少的硫，并且未经处理的馏分具有超过目标硫含量的硫含量，并且所述未经处理的部分用于通过还原或向所述组合中加入这种未处理部分的量，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的产物燃料。

用于实践本发明处理的装置可以具有减少的装备占地面积，在具有典型下游处理单元的常规炼油厂的装置占地面积的20％至30％的范围内。因此，经处理的每桶进料的资本成本大大降低。例如，本发明的一个具体实施例仅采用大气蒸馏、真空蒸馏、溶剂分离、加氢处理和气化中的一种或多种，具有用于捕获硫和金属的所需辅助设备，并且在加氢处理的下游没有任何烃处理操作，除了用所需的辅助设备气化以捕获硫和金属。

本发明的处理配置的变体通过有效地将公用设施岛集成到氢气、蒸汽和燃料气体的供应过程需求以及电力来提供高效率、低成本的操作，同时还提供集成金属和硫捕获手段。公用设施岛包括一个或多个气化器系统处理富含重金属的渣油以捕获和消除作为潜在空气排放源的组成部分的金属污染物，并且优选地使用集成的，因此较低的资本成本，来自所有来源的酸性气体和酸性气体的废气处理硫捕获，处理和清除作为潜在的排放源。本发明的岛配置产生用于加氢处理步骤的氢气，用于处理电气的蒸汽和燃料气体以及通过高效联合循环发电装置利用某些流(否则将是废流)来满足处理要求。

本发明的这个实施例的一个变体解决了当轻致密油在其底部馏分和渣油中不含足够的重烃以提供烃处理和相应的氢生成的处理平衡时能够处理这种轻质原油以进行氢化，以便为了去污染而降低硫和金属的含量。这种方法包括将所述轻质原油单独或与其它进料混合加入任何或所有较重原料中以进行大气蒸馏、真空蒸馏或溶剂分离处理的步骤。

在一个变体中，用于在大气蒸馏下游的真空蒸馏、溶剂分离、加氢处理和气化操作的装置的设计的尺寸被设计成具有增加或备用的能力，以在所述操作的电池限制之外处理来自不同来源的高硫燃油或来自不同来源的额外更重的渣油，以形成具有等于或低于目标燃料硫含量限制水平的实际硫含量的燃料，并从所述附加的重质渣油中捕获至少一部分硫和金属。

在另一个实施例中，本发明提供了一种船舶在港口使用本发明燃料以减少局部排放，以及为基于陆地的电网产生和销售电力的方法。在一个变体中，本发明提供了一种用于减少港口处或附近的排放的技术方法，包括(a)技术分析以确定每千瓦时每小时(KWH)的硫或金属排放量，其产生的电力来自岸上发电设施，通常供应给在港口或港口附近的电网(为了说明，包括船舶在港口并连接到该电网时使用当地电力供应的排放)和(b)技术分析以确定每KWH硫含量或同一船舶在(a)所在地的船舶发电时产生的金属排放，然后比较(a)与(b)，并且如果(b)船舶发电所产生的排放低于(a)当地的电力来源，那么在船舶招标中减少全部或部分船上发电到电网的排放量。当本地供应的电力来自某些类型的燃煤源或重质原油或残油用于发电时，其中较低排放的选择不可用于本地发电，这个实施例对于减少环境排放特别有用。如果没有补偿，那么如果船舶发电的KWH成本高于当地电网的KWH成本，或者如果船舶到当地电网的此类招标对船舶无利可图，那么可能无法通过船舶向当地电网进行招标，除非抵消港口费或其它费用，除非通过减排信贷抵消，例如为低排放发电支付补贴。

如果船舶对当地电网的投标是有利可图的，那么船舶可以通过投标到岸上电网产生的收入抵消或减少在海上发生的燃料成本，同时在港口使用通过在港口使用本发明的燃料产生的全部或部分船上电力。在港口投标到电网产生的这种收入可以抵消海上燃料成本的航行到可能导致海上燃料成本实际航行的水平，这些新型燃料低于航海海上高硫燃油的成本，具体取决于港口的停止持续时间。

图1是示出断点范围的各种实际和假设原油的硫含量图的示意图。基于从由UNT由Rall等人出版的标题为“Sulfur Compounds in Crude Oil，Washington DC”的出版物中提取的实际数据的中心点绘制示例性粗硫剖面4、5、6。粗硫假设剖面1、2、3部分地来自改编自各种来源的实际数据，包括由J.P.Wauquier撰写的“Petroleum Refining，Crude OilPetroleum Products Process Flowsheets”(1995)，由Institut Francais du Petrole出版。

图1图示了如何为本发明的处理配置建议不同原油的“断点”定义。图1图示了断点是指每单位产量变化的硫含量变化(随着运行的上升)不再基本上是水平或平坦的点，而是在断点处，随着切割量略微增加，硫含量开始迅速增加，或以指数方式增加，导致每单位运行的上升速率发生较大变化。同样在断点处或断点之后，取决于原油原料的类型，含硫化合物的类型和组成以及复杂性发生变化。该断点使得能够确定如何最好地绕过成本密集的加氢处理，同时生产满足目标硫含量限制规范的燃料，以确定操作效率。即，断点可以是大气原塔塔馏分的最大硫含量，其远离或进一步下游处理以降低硫含量，例如被指引远离加氢处理。断点上方的馏分被指引到下游处理以降低硫含量，而断点处或断点以下的馏分未经处理，从而节省大量操作。在常规的精炼中，切割是通过温度范围而不是硫含量来固定的。为了说明最终用途要求，目标硫含量可以确定断点的选择。如果断点设置得太高，那么较高硫含量的未经处理的流的过量流动不能通过增加低硫加氢处理流的流量而容易地抵消。

图2给出了本发明另一个实施例的总体概述，并以简化的形式示出了用于生产适于用作燃料的单一液体产物的过程操作的主要组成部分。图2示出了大气和真空蒸馏、溶剂分离、加氢处理和气化相结合的方法，以产生单一的低硫、基本上不含金属的燃料产物。

在预处理(诸如脱盐)之后，包含硫、氮和金属的受污染原油流经管线2进入该处理，这对于原油是优选的。在这个示例中，原油进料2可以是单一原油或一种或多种原油的混合物或原油与残油(诸如高硫燃油)的混合物。将进料2指引到大气蒸馏塔100，在那里将进料分离成轻质塔顶气体4和多种切割。轻质塔顶气体4包括不可凝结的静止气体6，其可用作处理燃料或可被捕获用于其它用途。在一个优选变体中，相对于这种塔顶气体4，避免了与稳定系统相关的资本支出；但是，取决于当地需求，例如特殊船用燃料最大H2S规范，可以包括稳定系统。在图2所示的示例中，多个切割将包括这些范围内的一个或多个流(1)通过管线4在管线16处的不稳定的野生直馏石脑油、(2)在管线18处切断的硫断点、(3)管线24处的轻馏出物、(4)管线26处的中间馏出物、(5)管线28处的第一重馏出物，(6)管线30处的大气渣油。

在本领域的不同用法中，在世界的不同区域中赋予相同或相似的切割不同的含义，这些含义常常是不同的、重叠的、冲突的和混乱的。如说明书和权利要求书中所使用的，指定了以下含义：(a)“石脑油”是指含碳组合物，其范围从具有至少三(3)个碳的C3(诸如丙烷)到具有约为175℃(约350°F)的初始沸点(IBP)的那些，没有较轻沸腾的化合物，诸如甲烷或更轻的，(b)“稳定石脑油”是指石脑油或用作燃料混合物质的其它石脑油系列物质，沸点较轻的化合物(诸如丁烷或丙烷或更轻的)从石脑油或燃料中几乎完全除去了，例如，在常规炼油厂中，来自石脑油脱丁烷塔蒸馏塔的塔底流将是稳定的石脑油，(c)“不稳定的石脑油”是指没有除去C4或更轻组分的石脑油；例如，在常规炼油厂中，石脑油脱丁烷塔的原流将是不稳定的石脑油，(d)“不稳定的野生直馏石脑油”是指从大气蒸馏回收的含碳组合物，其范围至少为三(3)个碳的C3(诸如丙烷)直至初始沸点(IBP)约为175℃(约350°F)的那些，没有较轻沸腾的化合物(诸如甲烷或更轻的)，其中可能包括大气蒸馏塔顶馏分，(e))加氢处理上下文中的“野生石脑油”是指从分馏器或其它分离器回收的不稳定的较轻馏分加氢处理器流出物，可操作性被认为是加氢处理区的一部分，其在分离器底部或附近回收一个或多个较重馏分，诸如馏出物范围、重油范围，或到分离器的其它比石脑油部分重的进料并且不稳定，(f)“断点切割”在本说明书中在上文中定义，并且在图1中示出了示例，(g)“断点之上的轻质馏出物”或“轻质馏出物”，其中初始硫含量超过断点切割的最高硫含量，相应地具有超过断点切割的最高终沸点的沸点(IBP)，(h)“中间馏出物”是指轻质馏出物和重质馏出物之间的馏出物，基于优选的蒸馏塔设计分离为切割；例如，可以消除中间馏出物切割并与轻质馏出物或重质馏出物混合，(i)“第一重质馏出物”是指大气蒸馏装置中的最重馏分，其硫含量和沸点范围参考一个或多个操作因素(诸如蒸馏单元进料的硫组分、原油塔操作严格性和下游加氢处理条件)来确定，(j)“第一重质馏出物”是指具有硫含量和沸点范围的大气蒸馏单元的最重馏分。其硫含量和沸点范围参考蒸馏单元进料的硫组分和硫断点切割并通过参考一个或多个操作因素(诸如原油塔操作严格性和下游加氢处理条件)来确定，(k)“第二重质馏出物”是指真空蒸馏塔的最轻馏分，其硫含量和沸点范围参考蒸馏单元进料的硫组成和硫断点切割并参考一个或多个操作因素(诸如原油塔操作严格性和下游馏出物加氢处理条件的严格性)来确定，以及(j)“大气渣油”、“真空渣油”、“真空瓦斯油”，包括“轻质真空瓦斯油”和“重质真空瓦斯油”、“溶剂分离“和”加氢处理“和其它术语以及这些术语的变体是原油处理领域的技术人员已知的。

优选地，如果600目标硫含量的燃料组合为0.1wt.％或更少硫并且经处理的流70硫含量小于10ppmwt，那么蒸汽(1)通过管线4在管线16处不稳定的野生直馏石脑油和(2)在管线18处截留的硫断点的组合将包含小于0.06wt.％至0.08wt.％的硫，其中流10和70组合物的流速被调节为使得燃料组合600不超过目标硫含量。

在图2中，大气渣油经由管线30馈送到真空蒸馏塔200，以产生(1)在管线32处的第二重质馏出物、(2)在管线36处的轻质真空瓦斯油，(3)在管线38处的重质减压瓦斯油和(4)在管线50处的真空渣油。真空渣油经由管线50被指引到溶剂分离300，以产生(1)在管线80处的脱沥青油和管线90处的沥青，其为富含金属的重渣油。

图2示出了包括两个加氢处理区、馏出物加氢处理区430和重油加氢处理区460的集成加氢处理系统400。集成氢处理系统在本领域中是已知的，并且对于这个应用是优选的。但是，在约117巴至138(1700至2000psi)范围内的相对低压的温和加氢处理条件足以在区430和460中进行加氢脱硫和加氢脱金属。

轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28和第二重质馏出物32优选地被馈送到集成加氢处理系统400并在催化剂存在的情况下在加氢处理条件下用氢处理，以在管线60中形成馏出物加氢处理区430流出流。这种加氢处理器流出物60包括在以下范围内的物质：(1)野生石脑油，预期沸点范围从高于C5(含五个碳的组合物)至大约175℃(大约350°F)和(2)超低硫柴油，优选地具有低于10ppmwt的硫含量，是由经处理的馏分蒸汽蒸汽组合形成的还原硫流，其包含轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28和第二重质馏出物32。加氢处理领域的技术人员了解加氢处理的副产物在区域中430可以包括含硫的气体(诸如硫化氢、富含氢气的废气)，其至少一部分被处理以除去硫并作为氢气添加被再循环到馏分加氢处理器区域430或重油加氢处理器区域460或两者，以及通常少量的液体石油气体。

轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80优选地还被馈送到集成加氢处理器系统400中，并在加氢处理条件下在催化剂存在的情况下用氢处理，以形成重质真空瓦斯油加氢处理区460的流出流70。这种加氢处理器流出物包括在以下范围内的物质(1)野生石脑油，具有从高于C5(含五个碳的组合物)到大约175℃(约350°F)的预期沸腾范围和(2)超低硫柴油，优选地硫含量低于10ppmwt，是第一重油加氢处理区，减少由处理过的馏分蒸汽的组合的第一部分包括轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80，(3)第二减少硫的流，优选地硫含量为0.12-0.18wt.％硫，由经处理的馏出物蒸汽的组合的第二部分形成，包括轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80。加氢处理领域的技术人员了解区460中的加氢处理的副产物可以包括含有硫气体的气体，诸如硫化氢、富含氢气的废气，其中至少有一部分经过硫处理，并作为氢添加再循环到或者馏出物加氢处理区430或重油加氢处理区460或两者，并且通常有少量的液体石油气。

未经处理的流10和一个或多个经管线60和管线70的加氢处理的液体流在600处组合，以形成低硫的基本上不含金属的燃料产物，其中“组合”意指通过在线流混合或其它紧密组合形成。在一个变体中，经由4和16的未稳定的野生直馏石脑油以及经由18的硫断点切割在100中组合而没有添加的处理，然后通过与来自包含野生的馏分加氢处理器区430的一种或多种流出物组合在600处形成燃料组合。石脑油和超低硫柴油以及来自重油加氢处理区460的一种或多种流出物包括野生石脑油、超低硫柴油和在重油加氢处理区460中形成的第二减少硫的流。在另一个变体中，对于加氢处理区400，区430和460的流出物组合，以形成单一流，如同在该区域内组合(未示出)管线60和管线70一样，这种变体在加氢处理器430和460的流出物分离不优选的情况下是有用的。优选地，真空瓦斯油加氢处理部分460具有塔顶系统流和塔底系统流，流动的一部分是柴油沸程物质，与由区430或460对组合600贡献的组合柴油相比，其可以是相对小的量。组合的柴油侧加氢处理部分430还具有野生石脑油侧流，单独地或者是塔顶系统流和底部系统流的部分，包括被指引到块600的低硫柴油或用作调节或其它目的。

将包含沥青和富含金属的重渣油的脱沥青300底部重渣油90馈送到集成气化-组合循环系统500，该系统包括一个或多个气化器，用于在蒸汽和氧气以及任选含碳浆料淬火的情况下部分氧化所述重渣油90，以形成合成气，其至少一部分被转化为氢气，其经由管线502被指引，以用于包含馏出物加氢处理器430和重油加氢处理器460的加氢处理器系统400和用于在气化系统500内燃烧联合循环动力单元的燃烧气体涡轮机的合成气。用于处理用途和其它用途的504中的发电和热涡轮机气体，并且还包括热回收发电机，以从热燃气涡轮机气体回收热量以产生驱动蒸汽涡轮机的蒸汽，用于经由504作为电力指引的附加发电。每个气化器还产生富含金属的烟灰，其可以是颗粒附体的形式，其包含衍生自原油和/或重质进料的金属污染物，该固体经由管线506从每个气化器被指引，以除去金属。支撑系统包括一个或多个气体处理单元，来自所有单元操作的所有含硫气体流(无论是酸气还是酸性气体)经由508被馈送，以除去硫。优选地，这种硫去除系统是公用设施岛的一部分，其中气化系统是其中的一部分。更优选地，一种或多种含硫气体流作为总硫去除的一部分用于商业硫酸生产。气化系统500通常将包括酸性气体去除单元和酸CO变换系统，其在容量和配置方面被优化，以从气化系统内产生的至少一部分原始合成气产生所需的氢气。

在图2所示的集成加氢处理系统400变体中，来自气化系统500的补充氢气的气体502以加氢处理所需的量在加氢处理块400内的内部循环氢气内被压缩并加热至有效的加氢处理操作温度、压力、空间速度和压力，这些基于所选择的催化剂和本领域已知的其它条件进行调节，以达到所需的脱硫和脱金属水平。这种制备的氢502(以及循环氢)首先在重油加氢处理区460(高压区)中部署。包括经加氢处理的液体和含氢气体的重油加氢处理区460的流出物在高压分离器(未示出)中分离，这些液体被收集在区域460内并且含氢气被回收并经由管线410进入用于在这种低压区中加氢处理的馏出物加氢处理器430。包括来自加氢处理器区430的酸气和酸性气体的加氢处理液体和吹扫气体经由管线412进入重油加氢处理器区460，在那里实质性组合。区430和460的加氢处理的处理液体可以经由管线60和70分离，并分别用作组合燃料600的输入或作为调节添加以控制组合区域600的硫含量或者被取出(不是如图所示)，这取决于处理硫和物质平衡需求。在所示的集成加氢处理变体中，区430和460的吹扫气体420经由管线420被指引到包括硫回收系统和可选的气化或锅炉的公用设施岛500。图2中未示出，但加氢处理领域的技术人员已知的是各种辅助高、中、低压气液分离器、流加热器、气体再循环和吹扫管线、用于气体或灯的回流鼓和液体分离、压缩机、冷却系统和其它辅助应用。而且，如果不在常见的公用设施岛内，而是位于加氢处理区内，那么在加氢处理区400中将包括用于酸气或酸性气体处理的各种胺或其它硫回收剂吸收剂和汽提系统。

用于选择加氢处理催化剂和调节加氢处理区400的处理条件的参数在从事石油精炼工业的人员的技能范围内，并且不需要对本发明的加氢处理段的实践进行附加的解释。在馏出物加氢处理器430和重油加氢处理器460的反应区中，所用的加氢处理催化剂包括任何可用于催化烃进料氢化以增加其氢含量和/或除去硫、氮、氧、磷和金属杂原子污染物的催化剂组合物。所用的具体催化剂类型和各种层配置以及所选择的加氢处理条件将取决于各个单元处理的每种进料的烃组成、硫和金属含量以及重碳渣油、来自每个区域的产品流的期望的减少的硫和金属含量。这种催化剂可以选自任何可用于烃原料加氢处理的催化剂；但是，在本发明优选实施例的实践中，调节操作条件以避免或最小化环饱和或加氢转化。通过引用并入本文的Baldassari等人的出版物编号US20140221713A1(US13/758,429)2014描述了各种合适的加氢处理催化剂以及合适的加氢处理过程，包括集成加氢处理装置的变体。Baldassari等人进一步总结了馏出物和重油加氢处理的催化剂组成和条件范围的变体，并区分了加氢裂化和渣油加氢转化的条件，所有这些都是加氢处理领域的技术人员已知的。Ackerson等人的“Revamping Diesel Hydrotreaters For Ultra-Low SulfurUsing IsoTherming Technology”讨论了单元设计、催化剂选择、氢消耗以及其它用于通过氢化去除硫的操作条件，以通过使用高活性Ni/Mo催化剂生产硫含量低于8ppm的产物。Advanced Refining Technologies Catalagram Special Edition Issue No.113/2013第6页由Shiflet等人所写的“Optimizing Hydroprocessing Catalyst Systems forHydrocracking and Diesel Hydrotreating Applications，Flexibility ThroughCatalyst”也讨论了使用高活性CoMo催化剂加氢处理至10ppm或更低水平以去除无阻碍的硫以及高活性NiMo催化剂以保留空间受阻的硫。

在图2所示的另一个变体中，进料2的硫含量通过测定测量，该测定指示硫剖面指数断点和上升速率，为了说明，硫含量的断点在0.06-0.08wt.％的范围内(或基于对未经处理和加氢处理的蒸汽的相对流速及其各自的硫含量的考虑更高)和使用这种剖面来控制对大气蒸馏100的调节以最大化不稳定的野生直馏石脑油16和硫断点切割18的可用量，16和18可以流动，以通过流混合或通过在可用的产品收集区600中混合来组合，而无需处理，并且确定或者，如果需要的话，减少(1)轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32进入馏出物加氢处理区430，或者(2)将轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38或脱沥青油80流入重油加氢处理器460，其流以加入或减少的量被指引到加氢处理用于处理，以形成具有等于或低于目标硫含量限制水平的实际硫含量的燃料产物600。在另一个变体中，测定可以被用于控制除未经处理的未稳定的野生直馏石脑油16和未经处理的硫断点切割18之外的最大量的流，以确定要被指引到加氢处理以形成具有实际硫含量等于或低于目标硫含量限制水平的燃料600的流的量。即，将任何量的(1)轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32的流或(2)到重油加氢处理器460的轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38或脱沥青油80的流到加氢处理400的各种流速加入到馏出物加氢处理区430可以增加或减少量，以引起硫含量加氢处理区400流出物60或70或两者的调节，其在600处与未经处理的流10组合。

在一个变体中，具有等于或低于目标硫含量限制水平的实际硫含量的燃料产物600通过增加或减少组合区600的量来调节最终实际产品600硫含量，其中以下任何(a)、(b)或(c)中的一个或多个不稳定：(a)野生直馏石脑油16或硫断点切割18，每种都可以含有一些硫含量，因为它们不进行处理以除去硫，或(b)流入或流出馏出物加氢处理器430的流，诸如经处理的轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28和第二重质馏出物32，或(c)流入或流出重油加氢处理器的流，诸如经处理的轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80，其中这种调节基于每个流60或70对组合600的相对硫含量贡献的测量。

在一个实施例中，轻致密油或凝结物，或轻致密油等的组合(诸如非伴生气和页岩气生产凝结物)具有低金属含量和低于目标硫含量限制水平的硫含量。燃料600与以下(a)至(f)中的一个或多个组合，其中(a)到大气蒸馏100或真空蒸馏200、溶剂分离300的进料，轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32到加氢处理器430的任何进料，或者轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38或脱沥青油80到重油加氢处理器460的任何进料，或(b)由不稳定的野生直馏石脑油16和硫断点切割18形成的流10，没有添加的处理，或(c)由馏出物加氢处理器形成的流，包括野生石脑油和超低硫柴油，或(d)由重油加氢处理器形成的流，包括野生石脑油、超低硫柴油和第二减少硫的流，或(e)加氢处理单元400的组合流出物70，被指引到成品燃料600，或(f)否则添加到设施中产生的燃料，在生产这种燃料的设施的围栏内或围栏外，以形成成品燃料。

在图2所示的一个变体中，通过(a)向组合600馈送不稳定的野生直馏石脑油16和硫断点切割18，将燃料产物600的硫含量控制在或低于目标硫含量限制水平，而没有经由管线10对任意这种流的添加处理，然后(b)通过增加或减少以下(1)或(2)中任何一个或多个对组合的量来调节实际产物硫含量600，其中(1)到馏出物加氢处理区430的轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32的流，或(2)到重油加氢处理器460的轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38或脱沥青油80的流，以及(c)然后减少以下(1)或(2)中任何一个或多个对组合的量，其中(1)经由管线60来自馏出物加氢处理区430的流，其由轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32形成，(2)经由管线70来自重油加氢处理器460的流，其由轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80形成，如果任何或所有这些因任何原因需要将实际产品600的硫水平增加至目标硫水平，或(d)增加以下(1)或(2)中任何一个或多个对组合的量，其中(1)经由管线60来自馏出物加氢处理区430的所述流，或(2)经由管线70来自重油加氢处理器460的流，如果任何或所有这些因任何原因需要将实际产品600的硫水平降低至或低于目标硫水平。由于这种促进，可以高效地产生多个硫等级，例如针对海洋和陆地燃烧气体涡轮机的500ppmwt或更低硫燃料，或者在需要不同目标硫含量的不同位置的相同应用的不同范围。

在使用硫含量高于组合600的成品燃料的目标硫含量限制水平的高硫燃油的变体中，高硫燃油作为各种进料中的一种或多种到每个单元操作中的一个或多个的一部分被馈送。可以将高硫燃油添加到(a)到大气蒸馏100的进料管线2或到真空蒸馏200的管线30，或(b)管线50溶剂分离300，或(c)到馏出物加氢处理器430的管线20，或者单独地或者与轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32中的一种或多种组合，馈送到所述馏出物加氢处理器430，或(d)到重油加氢处理器460的管线40，或者单独地或者与轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80中的一种或多种组合，以形成具有等于或低于目标硫含量限制水平的实际硫含量的燃料组合600。精炼领域的技术人员理解，在关于使用高硫燃油作为进料和选择其进料点实践这些变体中的一个或多个时，将考虑其硫含量、沥青质含量和其它因素、与高硫燃油进料的性质和与共处理原油或其它进料的相容性、容器空间和能量消耗、沥青质含量、未溶解组分的含量、胶形成以及其它效率问题。

在另一个变体中，组合600区的清洁燃料通过将高硫燃油添加到以下(a)、(b)或(c)中的一个或多个而形成，所述高硫燃油可以具有大于目标硫含量限制水平的硫含量，其中(a)由不稳定的野生直馏石脑油16和硫断点18形成的流10，取决于高硫燃油的硫含量，没有添加的处理，(b)由馏分加氢处理器430形成的流60，包括野生石脑油和超低硫柴油范围物质，或(c)由重油加氢处理器460形成的流70，包括野生石脑油、超低硫柴油和第二还原硫流或来自加氢处理区400的组合流出物70，使得燃料600具有等于或低于目标硫含量限制的实际硫含量水平。

在制备燃料组合物600中使用高硫燃油的一个优选变体中，确定这种高硫燃油的硫含量，然后将高硫燃油作为进料50的一部分馈送到溶剂分离单元，以形成脱沥青油流80的一部分或者与轻质馏出物24、中质馏出物26、第一重质馏出物28或第二重质馏出物32的一个或多个馏出物流组合，作为进料20的一部分馈送到所述馏出物加氢处理器430，或者与轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油38和脱沥青油80的一个或多个重油流组合，或者与馏出物流和重油流都组合，以形成到或者馏出物加氢处理器430或者重油加氢处理器460或两者的进料的一部分，如由高硫燃油的硫含量确定的，以优化区430或460中加氢处理条件的调节，或调节两个区，以形成具有实际硫含量等于或低于目标硫含量限制水平的燃料。

在本发明的另一个实施例中，可以通过使用重质残油来形成等于或低于硫含量限制规范的清洁燃料，所述重质残油包括通常大气渣油或更重的高硫燃油，其可以具有超出规范或在用于高硫燃油的典型标准内的密度或者硫或金属含量。通常，由于市场考虑，这种重质残油可以从与燃料厂的电池极限不同的供应源获得。具有大于燃料600的目标硫含量限制水平的硫含量的重质渣油被馈送到(a)或(b)中的一个或多个，其中(a)真空蒸馏塔200，单独地或者经由管线30与到真空塔200的大气渣油进料组合，以产生至少所述第二重质馏出物32、轻质真空瓦斯油36、重质真空瓦斯油或真空渣油50中的任何一个或全部的一部分，或(b)溶剂分离300，单独地或者经由管线50与到溶剂分离300的真空渣油进料组合，以产生具有富含重金属渣油的脱沥青油80或沥青90的至少一部分，将其传递到气化系统500进行气化、硫回收和其它辅助处理。这种重质残油也可以经由管线90与沥青混合，作为到公用设施岛500的进料。在变体中，当使用具有相对高硫(超过0.5wt.％)或高金属含量的未经处理的高硫燃油时而没有本发明的用于调节燃料600硫含量的调节的处理时，当没有处理使用时，这种用途是相对较小的调节量，以确保组合600不超过目标硫含量限制。

示出各种中间单独产品的图2流程图用于说明和理解所描绘的每个单元操作的流出物中的主要产物和副产物。通过每个单元操作的选择的分离或处理变化取决于所选择的原油和进料以及为产生等于或低于目标硫规范的燃料而产生的中间体的优化。例如，如果区430中产生的超低温柴油未被分离出来并且所有加氢处理的物质在管线70中被组合，如图2所示，那么可以通过使用普通的气液分离器(未示出)将来自加氢处理器430和460的流出物60和70在加氢处理区400中组合，仅去除了气体。可替代地，如果分离或去除部分野生石脑油或超低硫柴油用于最终组合区600的燃料硫含量的调节控制或其它原因是个过程目标，那么来自加氢处理器430和460的流出物60和70可以或者单独地或者组合地被发送汽提塔或分馏器，以使得能够去除野生石脑油或超低硫柴油的馏分。

虽然已经描述了本发明的各种实施例，但是应当理解的是，它们仅仅是说明性而不是限制性的。为了说明，当不考虑燃料的闪点时，添加未经处理的轻致密油或凝结物，或未经处理的轻质油或凝结物的组合，具有低金属含量和低于目标硫含量的硫含量，作为所述未经处理的馏分与所述经处理的流的组合，以形成具有等于或低于目标硫含量的实际硫含量的燃料。如本文所使用的，术语“轻致密油”或“LTO”是指井口凝结物或页岩气凝结物，其具有(i)在0.1重量％至0.2wt.％范围内的硫含量，和(ii)密度，在38至57的范围内的API(Deg)，和(iii)基于烃范围的来源的广泛变化。LTO通常具有预期的重叠蒸馏切割馏分范围，以质量的重量百分比计，(a)5至20wt.％的液化石油气，(b)10至35wt.％的石脑油，(C)15至30wt.％的煤油，(d)15至25％的柴油，(e)中真空瓦斯油，以及(f)无(0％)至10％的重渣油。

在一个变体中，本发明解决以下(i)和(ii)的共处理产生具有低金属含量和低于目标硫含量的硫含量的低成本燃料，其中(i)具有未经处理的轻致密油或凝结物的质量的原油，或者轻致密油或凝结物的组合，例如当来自本发明的燃料生产厂的电池限制之外的可用油生产池时，(ii)到本发明的处理的一个或多个其它原油进料。这种轻致密原油，没有(例如0％或非常低的重渣油)可能在其底部馏分中不含其渣油范围为脱硫或其它加氢处理提供处理平衡的足够的重烃，也没有足以支持处理制氢的相应渣油，以使得能够经济有效地处理这种轻质原油以进行氢化，以降低硫和金属的去污或足够的润滑性，以支持在某些类型的引擎中使用。

参考由国际标准化组织(ISO)颁发的ISO 8217标准，可以更好地理解本发明的新型燃料的实施例。ISO 8217描述了船上消耗的一系列船用残余燃料的类别和详细规范。规范承认，作为其发展的基础，原油供应、精炼方法和其它条件的变化。这些规范表明它们考虑了诸如硫含量等特性的各种国际要求。目前最严格的ISO 8217是RMA 10，对规范和权利要求的解释应基于此。基于本发明的新型燃料的模拟组合物(通过模拟模型将原油分成馏分，其中一些是加氢处理的，并且排除在溶剂分离期间不溶解，然后重新配置这些未处理和处理的段的渣油)，这些新颖的符合和/或超过除闪点之外的所有ISO RMA 10规范，对于货船而言，闪点是符合SOLAS对货船闪点要求的例外情况，这些燃料具有新颖的特性或改进，我们声称这些新型燃料与这些来自渣油的海洋燃料区别开来。

在一个变体中，我们提供符合或超过所有ISO RMA 10(ISO2817-10)规范的改进燃料，除了闪点并具有以下任何或所有区别特征：(a)硫含量为0.50％m/m(wt.％))或更低，优选地在0.05-0.20m/m(wt.％)，(b)5.0mg/Kg(ppmwt)或更低的金属，优选地1.0mg/Kg(1.0ppmwt)或更低，例如0.2mg/Kg(0.2ppmwt)，以及(c)闪点不高于60℃，以及优于ISO RMA10规范的其它改进特征。在变体中，这些新型燃料具有这些附加区别特点中的一个或多个：(a)粘度不超过10cSt，(b)倾点为0(零)℃或更低，(c)密度范围为820至880Kg/M3，(d)CCAI不大于800，(e)钠为20mg/Kg或更低，优选地10mg/Kg或更低。所有上述内容均由ISO2817-10规定的测试或计算方法确定。这种燃料包括一系列具有石脑油初始沸点的烃，最高沸点是其组分的最高沸点，其可溶于适于溶剂分离的溶剂(诸如庚烷)。取决于进料成分和操作条件的调节，金属可以降低至100ppbwt。

我们已经发现我们可以以低成本的方式生产极低硫和金属燃料，这些燃料属于SOLAS例外，适用于货船的闪点要求。如果其它用途需要闪点处理，那么闪点处理使闪点在60℃或更高，或本领域已知的此类要求。

在船用引擎中使用本发明的低粘度、低倾点燃料，以避免或减少与加热常规残油有关的能量消耗，以便使得能够在加油站或海上的港口进行泵送和处理。重质残油是浓稠的，需要加热并保持热，因为它们在存储、泵送和供给船用引擎的过程中具有相对高的倾点和高粘度，这种加热消耗能量。

下面的表1示出了本发明的两种燃料变体，与ISO RMA 10相比，一种具有0.1wt.％的极低硫含量，另一种具有0.05wt.％的更低硫含量，如下表1所示：

表1

具有表1中所示特性的本发明的这类燃料的进一步区别在于包括从C3或C5到大于C20的基本上全部范围的原油衍生的烃，所述烃的初始沸点是在常压蒸馏条件下所述原油的任何馏分的最低沸点，并且最高沸点是所述原油的不溶于适于溶剂分离的溶剂的残余部分的最终沸点。与此相反，渣油(无论是真空蒸馏渣油、溶剂脱沥青渣油，还是其它焦化剂等)都不含有这种宽烃范围，而是仅限于非常重的物质。

根据说明书和权利要求书中的公开内容，本发明使得能够制造满足或超过与现有船用往复式引擎兼容的标准的超净燃料，但也与可用于船舶应用的先进燃烧气体涡轮机兼容。这种先进的涡轮机引擎现在可用，但通常是基于陆地的。这些先进的涡轮机引擎一旦在船上发动，就可以通过在航行期间燃烧本发明的燃料而具有大的效率优势、具有较少的腐蚀或灰烬形成。而且，取决于港口的可用燃料经济性，船舶可以通过在港口提交这些新型燃料来获得效率优势，以产生电力并将这种电力发送到当地电网以获得收益。来自港口内发电的这种收益抵消了海上燃料成本，并且可以将船舶的海上燃料成本的实际总量降低到低于高硫燃油，从而抵消了本发明的低硫燃料的使用成本，如果这是更昂贵的航行燃料。最终的收获是针对环境，当在某些基本情况下进行比较时，可能实现超过百分之九十五(95％)的SOx和NOx排放减少，并可能减少航行期间有害金属的99％(几乎100％)的排放。此外，环境还可以受益于通过以下两种方式减少二氧化碳排放：(i)船舶上先进燃气涡轮引擎的效率和(ii)港口发电效率，其中煤炭、原油、残油或某些其它燃料的低效燃烧燃料被取代。

因此，显而易见的是，本发明广泛应用于生产具有降低的、低水平的硫和其它污染物的燃料以及使用这种燃料。在不脱离本发明的精神或范围的情况下，可以改变某些特征。因而，本发明不应当被解释为限于所讨论的具体实施例或示例，而是仅如所附权利要求或权利要求的实质等同物中所限定的。

Claims (26)

1.一种减少港口内硫排放的一种技术方法，包括在港口中分析由陆基电力供应给港口电网和转运船舶的发电机产生的硫，其中：

(a)船舶从所述电网接收电力，或

(b)船舶向所述电网供电，然后

(c)如果(a)的排放＞(b)的排放，则为了减少港口的排放，在进入港口的转运船舶连接到所述电网并控制船上的发电机负载以将电力发送到所述电网。

2.一种减少港口内硫排放的技术方法，包括分析如下发电机排放的硫：

(a)陆基供电至港口电网，其中

(i)船舶从所述电网接收电力，或

(ii)船舶向上述电网供电，然后

(b)临时转运船舶在港口所在的地方

(i)船舶从所述电网接收电力，或

(ii)船舶向上述电网供电，

(c)然后，如果((a)(i)+(b)(i)＞(a)(ii)+(b)(ii)的排放，则为减少港口的排放，过渡转运船舶在港口与该电网连接，并控制船上的发电机负载，以将电力发送到所述电网。

3.一种抵消或减少船舶招标时在岸上向电网供电而在海上发生的燃料成本的一种技术方法，该方法通过燃烧船上燃料产生的全部或部分船上电力在港口过渡转运，包括分析陆上供应产生的电力的KWH成本港口临时用船上燃料发电时，船上产生的电力和KWH成本

(a)陆基供电至港口电网，其中

(i)船舶从所述电网接收电力，或

(ii)船舶向上述电网供电，然后

(b)临时转运船舶在港口所在的地方

(i)船舶从所述电网接收电力，或

(ii)船舶向上述电网供电，

(c)然后，如果(a)(i)+(b)(i)＞(a)(ii)+(b)(ii)的排放，为了抵消或减少海上发生的燃料成本，过渡转运船在港口中连接到所述电网并控制船上的发电机负载以将电力发送到所述电网以补偿所述船，从而抵消或减少了海上发生的燃料成本。

4.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船载燃料是衍生自加工原油的燃料，并且其特征在于，所述燃料的实际硫含量为0.50％m/m(wt％)或更小，并且包括从C3或C5到大于C20的原油衍生的烃，所述烃的初始沸点是在所述燃料中合并的未处理物流中任何馏分的最低沸点，最高沸点是在所说的燃料中合并的加氢处理的物流中最高沸点。

5.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船载燃料源自加工原油，并且其特征在于，所述燃料的实际硫含量为0.50％m/m(wt％)或更小，并且满足或超过除闪点外所有ISORMA 10(ISO 8217-10)规范，并且包括一系列石脑油的初始沸点，最高沸点是可溶于适合于溶剂分离的溶剂中的烃的最高沸点组分，所述燃料具有低于

的闪点。

6.一种根据权利要求5所述的方法，其中，所述船载燃料具有这些附加区别特征中的一个或多个：

(a)粘度小于10cSt，

(b)倾点为0(零)

或更低，

(c)

的密度为820至880公斤/立方米，

(d)CCAI少于800。

7.一种根据权利要求5所述的方法，其中，所述船上燃料在货船满足除闪点要求的SOLAS的规定。

8.一种根据权利要求5所述的方法，其中，所述船载燃料基本上包括从C3或C5到大于C20的原油衍生的烃的整个范围，所述烃的初始沸点是常压蒸馏条件下的所述原油馏分的任何部分中的最低沸点，最高沸点是所述原油的剩余部分的初始沸点，该所述剩余部分不溶于适合于溶剂分离的溶剂中。

9.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船载燃料包括以下的组合：

(a)硫点以上的液体馏分的加氢处理物流，和

(b)硫断裂点或以下的未经处理的液体馏分，其中所述燃料的特征在于，所述燃料不包含不溶于一种或多种用于溶剂分离的溶剂的残留物。

10.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述船载燃料包括具有10ppmwt或更少的硫的加氢处理的超低硫物流。

11.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述船载燃料包括烃类的组合，所述烃类从所述未处理的液体馏分的最低沸腾部分到超过硫断裂点的加氢处理的液体馏分的最高沸腾部分，所述烃可从所述溶剂分离中溶解。

12.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述船载燃料包括具有10ppmwt或更少的硫的超低硫物流。

13.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述船上燃料包括原油衍生的烃的组合，所述原油的烃的初始沸点是在常压蒸馏条件下所述原油的任何馏分中的最低沸点，而其最高沸点是不溶于适合于溶剂分离的溶剂的原油剩余部分初始沸点。

14.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述的加氢处理50.(a)的物料流包括第一加氢处理物料流和第二加氢处理物料流，所述第一加氢处理物料流是硫含量低于10ppmwt的还原硫物料流，所述第二加氢处理物料流硫含量在0.12至0.18wt％范围内的硫含量降低的物料流，以及未处理的液体馏分50.(b)，其硫含量远远低于或等于目标硫含量。

15.一种根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述船上燃料的目标硫含量为船用燃料的IMO规范。

16.一种根据权利要求9所述的方法，其中，所述船载燃料包括轻质油或冷凝物的一种或多种未处理的馏分，加氢处理的物料流，并且其中不考虑燃料的闪点，所述轻质油的硫含量介于0.1重量％至0.2重量％之间，且其密度API(Deg)在38至57范围内，并且是取自包含两种或多种液化石油气，石脑油，煤油，柴油，减压瓦斯油和重质烃的烃中。

17.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船上燃料包括烃，所述烃的初始沸点在约35℃至约315℃的范围内，并且可以更高，直至最大沸点为在所述燃料中脱沥青油的初始沸点，和脱沥青的残渣油的初始沸点，该脱沥青的残渣油是不溶于为分离溶剂而选择的溶剂中，并且不在所述燃料中。

18.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船载燃料包括烃的组合，所述烃的组合范围是从处于或低于硫断裂点的常压蒸馏得到的未处理液体馏分的最低沸腾部分到从溶剂中分离出的硫断裂点上的液体而得到的加氢处理的可溶物的最高沸腾部分。

19.一种根据权利要求18所述的方法，所述船上燃料的初始沸点是所述燃料中未处理物流中任何馏分的最低沸点，而最高沸点是来自溶剂分离的处理的物流的最高沸点，所述燃料具有等于或低于目标硫含量极限水平的实际硫含量。

20.一种根据权利要求18所述的方法，其中，所述船载燃料包括

(a)未经处理的不稳定的野生直馏石脑油和其他处于或低于硫断裂点的常压蒸馏馏分，

(b)包含野生石脑油和全部或部分低硫柴油的加氢处理馏出物，以及

(c)加氢处理的油，其包括加氢处理的柴油和比柴油重的加氢处理的油，其最高沸点是来自溶剂分离的经处理的流出物的最高沸点。

21.一种根据权利要求18所述的方法，其中，所述船上燃料的实际硫含量等于或低于目标硫含量极限水平，所述船上燃料包括至少三种具有不同硫含量的组分，其中所述船上燃料的实际硫含量其特征在于未处理组分的硫含量，相对于其他两种高于硫断裂点的处理过的组分的硫含量，是处于或低于硫断裂点的，其中所述两种处理过的组分的最高沸点是来自溶剂分离的处理后流出物的最高沸腾部分。

22.一种根据权利要求18所述的方法，所述船上燃料具有实际的硫含量极限水平，其特征在于，相对于参考硫含量，增加或减少加氢处理的馏出物或加氢处理的重油的量。

23.一种如权利要求18所述的方法，其特征在于相对于所述硫临界点或单位体积中硫含量开始呈指数上升时，所述船上燃料具有实际的硫含量极限水平特点是通过增加或减少蒸馏，馏出物或重油加氢处理或溶剂分离的进料量。

24.一种根据权利要求18所述的方法，其特征在于相对于所述硫临界点或单位体积中硫含量开始呈指数上升时，所述船上燃料具有实际的硫含量极限水平特点是，相对于其硫含量大于或小于目标硫含量极限水平的组分是来自硫含量大于或小于加工的高硫燃料油或其他重质残余物，通过增加或减少蒸馏，馏出物或重油加氢处理或溶剂分离的进料量。

25.一种根据权利要求18的方法，其中所述船上燃料的实际硫含量极限水平大于或小于目标硫含量极限水平，其特征在于该燃料组分包含轻质油或冷凝物，或加氢处理的馏出物或加氢处理的重油或溶剂分离油，其中所有上述组分均在处于硫断裂点或以上沸腾，或者单位体积中硫含量开始呈指数上升时。

26.一种根据权利要求3所述的方法，其中，所述船上燃料的每个未处理组分的硫含量具有低于或在断裂点处的实际硫含量，并且其他组分均为已处理组分，并且所述船上燃料不超过硫目标硫含量。

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