最大液相航煤加氢装置满负荷生产航煤百资料.doc

最大液相航煤加氢装置满负荷生产航煤百**

中国**镇海**第三套航煤加氢装置自去年9月改造完成并开车以来,保持满负荷运行,已生产合格航煤产品超100**。

该套装置既增产航煤、节约氢**,又能提升乙烯装置石脑**原料质量,为镇海**进一步优化生产创造了有利条件。

第三套航煤加氢装置年产量为230**,是国内最大的液相航煤加氢装置,由柴**加氢老装置改造而成。去年9月开工以来,运行部成功攻克反应器液位失灵、航煤汽提塔分馏效果差等多项生产难题。在满负荷运行工况下,运行部把主要精力集中在精细操作保平稳上,做好装置的精细管理和技术攻关,全力增产优质航煤产品。(刘媛)

催化加氢总结

催化加氢学习知识总结 一、概述 催化加氢是石油馏分在氢气的存在下催化加工过程的通称。 ?炼油厂的加氢过程主要有两大类： ◆加氢处理（加氢精制） ◆加氢裂化 ?加氢精制/ 加氢处理 ◆产品精制 ◆原料预处理 ◆润滑油加氢 ◆临氢降凝 ?加氢裂化 ◆馏分油加氢裂化 ◆重(渣)油加氢裂化 ?根据其主要目的或精制深度的不同有： ◆加氢脱硫（HDS） ◆加氢脱氮（HDN） ◆加氢脱金属（HDM） 加氢精制原理流程图 1－加热炉；2－反应器；3－分离器； 4－稳定塔；5－循环压缩机 ◆加氢裂化：在较高的反应压力下，较重的原料在氢压及催化剂存在下进行裂解和加 氢反应，使之成为较轻的燃料或制取乙烯的原料。可分为： ●馏分油加氢裂化 ●渣油加氢裂化 加氢精制与加氢裂化的不同点：在于其反应条件比较缓和，因而原料中的平均分子量和分子的碳骨架结构变化很小。 二、催化加氢的意义

1、具有绿色化的化学反应，原子经济性。 催化加氢一般生成产物和水，不会生成其它副产物（副反应除外），具有很好的原子经济性。绿色化学是当今科研和生产的世界潮流，我国已在重大科研项目研究的立项上向这个方向倾斜。 2、产品收率高、质量好 普通的加氢反应副反应很少，因此产品的质量很高。 3、反应条件温和； 4、设备通用性 三、国内外几家主要公司的馏分油加氢裂化催化剂 四、加氢过程的主要影响因素 1 反应压力 反应压力的影响往往是通过氢分压来体现的，系统的氢分压取决于操作压力、氢油比、循环氢纯度和原料的汽化率等 ①汽油加氢精制 ?氢分压在2.5MPa～3.5PMa后，汽油加氢精制反应的深度不受热力学控制，而是取 决于反应速度和反应时间。 ?在气相条件下进行，提高反应压力使汽油的反应时间延长，压力对它的反应速度影 响很小，因此加氢精制深度提高。 ?如果压力不变，通过氢油比来提高氢分压，则精制深度下降。 ②柴油加氢精制 ?在精制条件下，可以是气相也可是气液混相。 ?处于气相时，提高反应压力使汽油的反应时间延长，因此加氢精制深度提高。 ?但在有液相存在时，提高压力将会使精制效果变差。氢通过液膜向催化剂表面扩散

航煤加氢资料

1.1 装置基本原理介绍 加氢精制是在一定的温度、压力、氢油比和空速条件下，借助催化剂的作用，将油品(直馏航煤)中的硫、氮、氧化合物转化成易除去的H2S、NH3、H2O 而脱除，并将油品中的杂 质如重金属截留在催化剂中。同时烯烃、芳烃得到饱和，从而得到安定性、燃烧性都较好的产品。, u- Z0 j/ D" s2 w4 J. f/ g 1.1.1 脱硫硫化物的存在影响了油品的性质，给油品的加工和使用带来了许多危害：对机械设备的腐蚀，给炼油过程增加困难，降低油品的质量，燃料燃烧造成环境污染等。其中，有代表的含硫化合物主要有硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩等。9 {5 S; D' A1 i1 i; X RSH+H古RH+ H2S' }8 K37 NO D7 I 1.1.2 脱氮 含氮化合物对产品质量的稳定性有较大危害，并且在燃烧时会排放出NOX 污染环境。石油产品中的含氮化合物主要是杂环化合物，非杂环化合物较少。 2 R" T! {O K2 a/ ]$ P: d! S R NH2 + H2 RH + NH3% V A- _. a- x' O 1.1.3 脱氧 RCH2OOH + 2 H2 RH3 + 2H2O' C3、3 I7 ', i. A* } 1.1.4 烯烃、芳烃的饱和; n7 \O y a) \$ U& u6 C1 R7 m9 M- z" n R/ CH=CH R R/ CH2¬&nOECH2R，x8 r0 W4 ~! B7 d- _ ! M3 p7 L: U8 H. O7 M4 u 1.2 工艺流程说明 1.2.1 反应部分 直馏航煤自原料罐区及常压装置来经原料油过滤器( 1001 —SR- 101A/B)原料油脱水器(1001 —D—104)进入原料缓冲罐(1001 —D—101 )。经加氢进料泵(1001 —P—101A/B ) 升压至约 2.7Mpa 与氢气混合,然后经反应流出物/反应进料换热器( 1001—E—101A/B/C/D) 壳程，换热后进入加热炉( 1 001 —F—1 01 )加热至反应所需的温度进入反应器( 1001—R—1 01 ) 。混氢原料在催化剂的作用下进行加氢反应,反应产物与反应进料换热后经空冷器(1001—A —101)冷却到50C，进入低压分离器(1001 —D—102)分离出大部分的生成油进入分馏部分，低分顶部出来的循环氢与装置外来新氢混合经循环氢分液罐( 1001 —D—103)脱液经循环氢压缩机 ( 1001 —K—101A/B )增压后与原料混合进入反应系统。6 m o6 U0 p) m$ c+ A# d 1.2.2 分馏部分W8 I. i g" Y- A( v3 C' I 自反应系统来的生成油经精制航煤/低分油换热器 (1002—E—201A/B/C/D )壳程与精制航煤 换热进入分馏塔(1002 —C—201 )第25层塔盘。塔顶油气经空冷器(1002 —A—201)与分馏塔顶后冷器(1002 —E—202)冷凝后入分馏塔顶回流罐(1002 — D —201)分出气/液两相。气相与柴油加氢精制装置塔顶气体合并后,送去轻烃回收装置；液相分出污水后经分馏塔顶回流 泵(1002 —P —201A/B)提高压力后一部分作为塔顶回流，控制塔顶温度。一部分与柴油加氢精制装置石脑油合并送出装置作重整进料。塔底油一路经分馏塔底重沸器(1002 —E—204)壳 程，与柴油加氢装置来的精制柴油换热后返回塔底，另一路经精制航煤泵 ( 1002 —P—202A/B ) 升压后经精制航煤/低分油换热器与低分油换热，经空冷( 1002 —A—202)和后冷器(1002

航煤加氢资料

装置基本原理介绍 加氢精制是在一定的温度、压力、氢油比和空速条件下，借助催化剂的作用，将油品（直馏航煤）中的硫、氮、氧化合物转化成易除去的H2S、NH3、H2O而脱除，并将油品中的杂质如重金属截留在催化剂中。同时烯烃、芳烃得到饱和，从而得到安定性、燃烧性都较好的产品。, u- Z0 j/ D" s2 w4 J. f/ g 脱硫 硫化物的存在影响了油品的性质，给油品的加工和使用带来了许多危害：对机械设备的腐蚀，给炼油过程增加困难，降低油品的质量，燃料燃烧造成环境污染等。其中，有代表的含硫化合物主要有硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩等。9 {5 S; D' ^1 i1 i; X RSH+H2→RH+ H2S' }8 K5 \7 N0 D7 I 脱氮 含氮化合物对产品质量的稳定性有较大危害，并且在燃烧时会排放出NOX 污染环境。石油产品中的含氮化合物主要是杂环化合物，非杂环化合物较少。 2 R" T! {0 K2 a/ ]$ P: d! S R NH2 + H2 RH + NH3% V A- _. a- x' O 脱氧 RCH2OOH + 2 H2 RH3 + 2H2O' C3 `3 I7 `, i. A* } 烯烃、芳烃的饱和; n7 \0 y a) \$ U& u6 C1 R7 m9 M- z" n RˊCH=CHˊR RˊCH2¬¬-CH2Rˊx8 r0 W4 ~! B7 d- _ ! M3 p7 L: U8 H. O7 M4 u 工艺流程说明 反应部分 直馏航煤自原料罐区及常压装置来经原料油过滤器（1001－SR－101A/B）原料油脱水器（1001－D－104）进入原料缓冲罐（1001－D－101）。经加氢进料泵（1001－P－101A/B）升压至约与氢气混合,然后经反应流出物/反应进料换热器（1001－E－101A/B/C/D）壳程，换热后进入加热炉（1001－F－101）加热至反应所需的温度进入反应器（1001－R－101）。混氢原料

航煤装置技术问答

中国石化塔河炼化有限责任公司管理体系 SHTH-T4.02.02.001.2014 加制氢车间航煤加氢装置技术问答 2014－03－01 发布2014－03－01实施 中国石化塔河炼化有限责任公司

目录 第一节化工工艺基础 (1) 第二节冷换设备 (10) 第三节燃烧 (14) 第四节司泵 (32) 第五节自控 (44) 第六节压缩机 (61) 第七节分馏单元 (67) 第八节航煤加氢岗位技术问答 (75)

第一节化工工艺基础 1.常见物质的积聚状态有：气态、液态、固态三种。其各自的物理特征：气态 分子间引力小，可以自由的充满整个空间；液体分子间作用力较大，但有空缺，具有一定的流动性和扩散性; 固态微粒紧密堆积，其形态不易改变。 2.描绘气体状态的三个参数为温度、压力、体积。 3.理想气体状态方程式为PV = nRT(或PV = W/MRT) 。 4.气体方程中R称为摩尔气体常数，其数值对压力和体积的单位不同而不同。 5.当气体达到临界状态时，气体都有一个共性，即：气液不分的特点。 6.为了使理想气体状态方程能够用于实际气体提出了压缩因子的概念和对比 态原理。热力学上将体系分为：敞开体系、封闭体系、孤立体系三类。 8.如果体系各个状态性质均不随时间而变化，则该体系处于热力学平衡状态。 9.热容是指在不发生化学反应和物质聚积状态转变的条件下，使物质温度升高 1K所需的热量，称为该物质的热容。 10.标准状态是指1atm，热力学温度为273.15K 。 11.基元反应是指反应物分子在碰撞中一步直接转化为生成物分子的反应。 12.活化能是指使具有平均能量的普通分子变为能量超过一定值的活化分子所需 的最小能量。 13.反应化学平衡是研究反应可能性的关键。 14.PH是指溶液中[H+]浓度的负对数，用其来表示溶液的酸碱性。 15.测定PH值的方法有：酸碱指示剂、PH试纸、PH计等。 16.金属腐蚀按机理分为化学腐蚀和电化学腐蚀两类。 17.金属腐蚀的防护方法有：钝化法、合金法、包复法、阴极保护法等。 18.热力学三大平衡是：热平衡、化学平衡、相平衡。 19.相平衡是所有分离过程的基础，?它为选择适宜的分离方法与确定正确操作 条件提供了科学依据。 20.沸点是指当溶液的蒸汽压等于外压时的温度。

航煤加氢催化剂的选型与应用_荆军航

第 45 卷 第 10 期2016 年 10 月 Vol.45 No.10Oct.2016 化工技术与开发 Technology & Development of Chemical Industry 航煤加氢催化剂的选型与应用 荆军航，周婷婷，李兴彪 （锦西石化分公司研究院，辽宁 葫芦岛 125001）摘　要：分析喷气燃料加抗静电剂后水分离指数严重下降的原因，确定影响因素为原料油中携带的碱性氮化物。当处理碱性氮化物含量较高的原料时，需要选用脱氮率更好的加氢催化剂。通过实验筛选确定了新型加氢催化剂，工业应用结果表明，新型催化剂能够满足航煤生产需要。 关键词：喷气燃料 ；水分离指 数； 抗静电剂 中图分类号：TE 624.4+3 文献标识码：B 文章编号：1671-9905(2016)10-0057-02作者简介：荆军航，男，高级工程师，博士学位，长期从事炼油工艺及水处理技术研究管理工作 收稿日期：2016-08-02 生产工艺 锦西石化分公司航煤加氢装置以南、 北蒸馏常一线混合油为原料生产3＃喷气燃料， 产品执行国家标准GB 6537-2006，对水分离指数的要求是：加剂前水分离指数不小于85，加入抗静电剂后水分离指数不低于70。公司航煤加氢装置于2013年11月17日检修后开工，加工处理南、北蒸馏常一 线原料，航煤一直达不到质量指标要求，突出表现在固体颗粒污染物含量超标及加入抗静电剂后水分离指数不合格。经过调整操作、原料监控及更换过滤器滤芯等措施，航煤固体颗粒污染物含量达标，航煤质量问题集中表现为水分离指数不合格。具体表现为单独加入抗静电剂及抗磨剂，水分离指数下降不明显，同时加入抗静电剂及抗磨剂后，水分离指数下降至44，指标要求不小于70，水分离指数下降严重。装置曾考虑采用改性白土对航煤产品进行精制，产品可以达标，但由于油品碱性氮含量高，颗粒白土仅运行10d 便失活，代价昂贵。对南、北蒸馏原料进一步分析得出，南蒸馏常一线原料碱性氮含量较高，达12.9×10-6，北蒸馏常一线原料碱性氮含量较低，为1.7×10-6，因此目前装置采取将南蒸馏原料划出，只保留处理北蒸馏原料维持生产合格航煤，导致航煤加氢装置负荷降低，效益损失大。 1　航煤质量问题的原因分析 资料显示，水分离指数不合格的根本原因是油 品中碱性氮化物的存在[1]，使得抗静电剂活性成分冲突，衍生出了新的表面活性物质，大幅降低了水分离指数[2]。碱性氮化物的影响已形成共识，但目前还没有相关的机理分析。 抗静电剂加入量/×10-6 水分离指 数 图1 不同碱氮含量下水分离指数与加剂量关系 从图1中看出，加入抗静电剂后，航煤水分离指数发生变化。碱性氮含量不同的航煤，其水分离指数受抗静电剂加入量影响也不同。随着碱性氮含量升高，航煤水分离指数受抗静电剂加入量影响增大，证明碱性氮是影响航煤水分离指数的重要组分。 航煤加氢装置使用的是标准公司生产的DC-2551加氢精制催化剂，其主要成分为钴和钼，脱硫能力强，脱氮能力弱，而我公司航煤加氢原料来自于南、北蒸馏常一线，分析显示南蒸馏常一线的总氮及碱性氮均较高，碱性氮达到11×10-6。碱性氮与航煤产品抗静电剂T1502（聚醚聚砜类物质）和抗磨剂T1601（环烷酸）活性成分冲突，衍生出了新的表面活性物质，大幅降低了水分离指数。因此，解

航煤加氢装置优化操作

航煤加氢装置优化操作 摘要：针对镇海炼化炼油四部航煤加氢装置的实际生产情况，分析装置生产存在的问题，并采取相应的对策。经过相应措施的实施，达到装置的长周期运行及全面达标。 关键词：航煤加氢压降达标 一、概述 航煤加氢装置2001年5月建成投产，该装置采用北京石油化工科学研究院开发的新一代航煤精制技术RHSS技术，它包括新型加氢脱硫醇催化剂RSS—1A以及与之相适应的临氢脱硫醇工艺，集合了非临氢及加氢两种工艺的特点，选用低温活性好的催化剂，操作费用较低，经济效益好，生产的高附加值航煤产品量占公司航煤成品出厂量的大头。 但航煤装置生产也存在不少难点。首先航煤质量指标多、要求严，操作条件苛刻，操作上稍有疏忽就会导致馏出口不合格并污染成品大罐，而且不能进行调和成为合格产品；其次装置开工周期短，投产时间不长，操作人员经验不足，操作条件有待变化；再次航煤原料/精制航煤换热器管程压降上升较快，影响到装置的处理量，相关管线振动幅度较大，甚至有可能造成装置非计划停工。 本文试图通过对航煤加氢装置操作特点的分析并采取相应措施，以达到克服各种不利因素，确保装置平稳长周期运行和全面达标的目的。

二、装置各项达标指标及难点分析 航煤加氢装置开工一来始终被公司定为二类达标装置，2004年装置的达标项及指标如表—1所示： 表-1：航煤加氢装置达标项目及指标 在实际生产过程中存在以下生产难点。 1、装置操作苛刻度高，馏出口合格率达标为工作难点。航煤质量指标多、要求严、特别是银片腐蚀指标不合格原因目前还没有明确定论，一般认为航煤银片腐蚀主要是由有机硫、小分子硫醇、单体硫和硫化氢引起的。从操作经验来看，本装置银片腐蚀不合格由微量硫化氢（均在1PPm以下）引起，但要定量分析，公司没有必要设备。且银片腐蚀分析时间长达4小时，分析结果严重滞后给操作带来不利影响。随着公司加工原油的劣质化趋势日益明显，航煤原料油性变化幅度较大，对操作影响较大，稍有疏忽会引起塔201底航煤银片腐蚀大于2级，从而导致精脱硫罐后航煤银片腐蚀在2级以上而不合格。 2、装置含硫污水含油量存在超标问题。航煤加氢装置含硫污水分级控制合格率是与Ⅰ加氢装置合并考核的。由于改造不彻底，特别

航煤加氢装置存在的问题及解决策略研究

航煤加氢装置存在的问题及解决策略研究 作者：李方志 来源：《中国化工贸易·下旬刊》2020年第05期 摘要：通过现代化技术，可将汽油加氢装置改造成航煤加氢装置。但是，很多经过改造后航煤加氢装置生产出来的产品，不但质量不达标，还存在能源消耗过大的问题。为此，本文分别针对航煤加氢装置所存在的问题及其解决策略进行了探索与研究。 关键词：航煤加氢装置;存在问题;解决策略 0 引言 航空煤油加氢装置具有较强的抗风险能力，所以具有较高的经济效益和环境效益。通过在油品当中加氢，不但可以改善其气味和颜色，还可以提高油品的安定性和整体质量，在降低生产成本的同时，为环保事业做出积极的贡献。但是，在航煤加氢装置运行的过程中，还存在一些问题与不足，亟待相关技术人员对其进行有效解决，使该装置的作用与性能得到最大限度的发挥。 1 航煤加氢装置运行中存在的问题 1.1 加氢反应器进出口压差过大 正常情况下，当原油料加热后，从反应器入口到反应器出口的压力差值应为0.25MPa。反应器压差是固定床加氢反应器中一项非常重要的控制参数，当压差加大时，会导致压缩机负荷的增大，与此同时，反应器或者管道的物流变乱，从而使加氢效果受到不利影响。例如在装置处理量为30.1t/h的条件下，反应器的实际压降为0.3MPa，较规定指标相整整高出20%。为此，操作人员特别针对设备运行情况进行了数据分析，并得出以下分析结论：首先，当原料油处理量增大时，原料油组分变重或者带有一定的水分，导致进料负荷增大，甚至超出反应器的正确处理范围;其次，反应器中的催化剂存在局部粉碎或者结焦现象，由此产生一定的阻力，导致原料在流通过程中受阻，最终造成反应器压差增大;最后，由于设计方案不够科学合理，使得压缩机自身排量较小。在这种情况下，即使反应器处于满负荷运行状态，其出口压力依然低于设计指标。 1.2 原料过滤器滤芯鼓胀或破损 为了能够有效去除原料中大于25μm的杂质颗粒，在绝大多数航煤加氢装置中，都会根据实际工艺条件安装一定数量的滤芯，避免杂质在催化剂床层聚集，对设备的运行质量造成不利影响。生产厂家不同，在过滤器压差的设计上也存在一定的差异。但是，无论是哪一种类型的

1620801D2230-PD-00-S2 1 40万吨年航煤加氢精制装置 装置部分(00区)说明书

中国石油宁夏石化公司 500万吨/年炼油改扩建工程 40万吨/年航煤加氢精制装置 装置部分(00区) 编制车春媚 校对薛 峰 审核王 阳 审定刘 建 专业负责人车春媚 设计经理潘万群 主管总工程师刘 建 车春媚薛峰王阳刘建 20110114 修改编制校对审核审定日期

目 录 1 概述 (4) 1.1 设计依据 (4) 1.2 装置位置和占地 (4) 1.3 区域划分 (4) 1.4 设计范围与分工 (5) 2 装置布置设计说明 (5) 2.1 遵守的主要标准和规范 (5) 2.2 装置火灾危险性 (5) 2.3 设计原则 (5) 3 管道器材选用 (7) 3.1 管子、管件、阀门、法兰、紧固件和垫片的选用 (7) 3.2 隔热材料的选用 (7) 管道设计专业只负责工艺管道及其所属管件阀门等的保温材料。 (7) 3.3 涂漆材料的选用 (7) 4 管道材料的附加裕量 (7) 4.1 管子的附加裕量 (7) 4.2 法兰，管件的附加裕量 (7) 4.3 阀门的附加裕量 (8) 4.4 垫片，螺栓，螺母的附加裕量 (8) 4.5 隔热材料的附加裕量 (9) 4.6 管道支吊架材料的附加裕量 (9) 5 施工要求 (10) 5.1 主要规范 (10) 5.2 设备吊装 (10) 5.3 管道分类(分级)与焊缝的无损检测 (11) 5.4 管道预制 (12) 5.5 特殊管道的施工要求 (12) 5.6 焊后热处理 (12)

5.7 支吊架的安装 (13) 5.8 阀门的安装 (13) 5.9 管道材料代用 (13) 5.10 管道静电接地 (14) 5.11 其它 (15) 6 管道布置图识图方法 (16) 6.1 识图所需的资料 (16) 6.2 图示内容的基本画法 (16) 6.3 管道上标注内容的识别 (16) 6.4 尺寸、标高表示方法 (17) 7 装置内专业间的设计分工 (17) 7.1 配管专业与自控专业间的设计衔接 (17) 7.2 配管专业与工艺专业间的设计衔接 (18) 7.3 配管专业与设备专业间的设计衔接 (18) 7.4 配管专业与机械专业间的设计衔接 (18) 7.5 配管专业与加热炉供应商间的设计衔接 (18)

FITS加氢技术运用于航煤加氢

FITS加氢技术运用于航煤加氢 摘要：本文详细的介绍了公司60万吨/年航煤FITS加氢装置的技术特点，介绍了装置自2014年6月份开工以来的运行情况及目前存在的问题，经过一年多的运行和前后三次工业试生产，摸索出了一套适合装置的运行条件，在氢油比8-10，反应压力3.0MPa，反应温度255℃，空速4.5h-1的条件下，精制航煤各项指标控制较好，其中硫醇硫为0.004%，管壁评级为0级，磨痕直径为0.63mm，静态氧化安定性能达到 6.0mg/100ml，装置生产的产品能够满足GB6537-2006要求的3#喷气燃料标准。 关键词：液相加氢氢油比反应温度静态氧化安定性 为了进一步挖潜增效，提高高附加值产品的产量，实现炼油效益最佳化，中国石化长岭分公司于2014年新建了一套60 万吨/年航煤加氢装置。采用长岭石化科技开发有限公司FITS技术。该项目是由长岭设计院设计，2013年11月完成工程设计，2013年12月开始施工建设，于2014年5月底实现中交，2014年6月中旬开车一次成功。 装置主要由反应和分馏两部分组成，设计规模为60万吨/年，年开工时间为8400小时，装置操作弹性60～120%，运转周期与800×104t/a常减压装置同步。装置加工原料为800万吨/年常减压装置常一线直馏航煤，加工产品满足GB6537-2006要求的3#喷气燃料标准。 1 液相加氢反应原理及技术特点 1.1反应原理 航煤加氢过程包含许多复杂的化学反应，其中有利的反应包括加氢脱硫醇、脱酸、脱氮、烯烃和萘系饱和等反应，这类反应既能解决航煤腐蚀问题和提高安定性，并能适度改善航煤烟点；而不利反应主要是硫化物的过度脱除反应，这类反应会降低航煤的润滑性能。管式液相加氢技术具有较高的加氢选择性，在生产合格精制航煤时有较好的硫保留能力。 图-1 航煤加氢反应过程 图-1描述了航煤加氢反应的过程，由图可看出，反应只发生在湿润的催化剂表面，氢气必须先由气相克服气液界面阻力溶解入液膜内才能发生反应。60万航煤加氢装置采用FITS技术，是利用微孔分散技术，在反应器入口进行高效油气混合，部分氢气迅速溶于原料油中，剩余的过剩氢被分散成微气泡悬浮于原料油中，及时补充液相在反应过程中消耗的溶解氢，维持“反应氢推动力”，并可以通过精确控制氢气加入量来控制加氢反应进程；采用液相反应模式，反应物料自下向上流经催化剂床层，增加了反应物与催化剂的接触时间，催化剂的有效利用率提高；使用管式反应器，以

航煤润滑性12

提高3号喷气燃料润滑性测定准确度 (化验分析监测中心:宋召鉴、王勇志) 摘要:随着航空工业的发展这种涡轮喷气发动机，通过把燃料燃烧转变为燃气产生推力，使用的燃料称为航空煤油，简称航煤。涡轮喷气发动机的高压燃料油泵是以燃料本身作为润滑剂的，燃料还作为冷却剂带走摩擦产生的热量。因此要求3号喷气燃料具有良好的润滑性。如何提高3号喷气燃料润滑性分析的准确度就显得十分关键。 主题词: 喷气燃料磨痕宽(WSD) 润滑性 一、前言 我厂生产的3号喷气燃料，由常压蒸馏出常一线生产的组分油，经航煤加氢脱去硫醇、水，经过脱色后而成；深度精制工艺生产的喷气燃料，由于天然抗磨组分被除掉，润滑性变差，会引起其它精密部件磨损，润滑性不能满足主燃油泵抗磨性能的要求。抗磨添加剂一般是含有极性集团的有机物，可吸附在摩擦部件的表面，从而改善燃料的润滑，所以进行成品调和航煤时要加入少量的抗摩添加剂抗氧剂、抗静电剂。我厂产品质量稳定，性能优良。喷气燃料喷气燃料的润滑性能取决于其化学组成，烃类中以单环或多环环烷烃的润滑性能最好。油料的好坏是通过一系列测试评定方法来确定的，每一次试验结果反映油品的某一性能，综合各项试验数据，可以全面衡量一个油品的质量。航煤的润滑性是指在实际使用中表现出来的性质。航空煤油主要用作航空涡轮发动机的燃料，通过测定航煤的润滑性指标，可以判断航煤对航空涡轮发动机的主要部件的磨损情况。航煤的润滑性试验是我厂刚刚投入的新仪器，在分析中存在一些不确定性，造成所数据不准确。 二、3号喷气燃料润滑性的实验方法 每批装车时装油工必须在装第一车时从鹤管采样并负责观察外观、水杂，发现问题立即停装并报告生产部，由槽车检验员到现场处理。常减压装置常一线生产喷气燃料原料本管理制度规定了25万吨/年航煤加氢脱硫醇装置生产3号喷气燃料过程中原料油质量控制、抗氧剂质量控制、精制航煤质量控制、不合格品管理以及日常技术管理等制度。25万吨/年航煤脱硫醇装置原料油是来自玉炼常减压装置的直馏航煤

航空煤油加氢装置的职业危害及防护

航空煤油加氢装置的职业危害及防护 石油加氢技术是石油产品精制、改制和重油加工的重要手段。加氢精制能有效地使原料油中的硫、氮、氧等非烃化合物氢解，使烯烃、芳烃选择加氢饱和并能脱除金属和沥青质等杂质，具有处理原料范围广、液体收率高、产品质量好等优点。航空煤油加氢装置可以充分利用现有设施设备，节约投资，以确保装置设计经济合理，操作可靠。 危害因素辨识 该装置在生产过程中主要产生的职业病危害因素有： 硫化氢 急性中毒随接触浓度的不同而临床表现有明显的差别。较低浓度主要引起眼和上呼吸道刺激症状。当接触浓度在200?300mg/m3时，出现中枢神经系统中毒症状，同时引起上呼吸道黏膜刺激症状，出现“毒气眼病”。接触浓度在700mg/m3以上时，以中枢神经系统的症状最为突出。患者可首先发生头晕、心悸、呼吸困难、行动迟缓，如继续接触，则出现烦躁、意识模糊、呕吐、腹泻和抽搐，迅即陷入昏迷状态，最后可因呼吸麻痹而死亡。接触极高浓度(1 000mg/m3以上)时，可发生“电击样”中毒。 亚急性中毒主要为局部刺激表现。常见的眼刺激症状为发痒、异物感、流泪甚至视力模糊。慢性接触低浓度可致嗅觉减退。关于是否引起慢性中毒尚有争论。 根据GBZ2.1-2007《工作场所有害因素职业接触限值第1部分：化学有害因素》的要求，硫化氢最高允许浓度值(MAC)为10mg/m3。 苯 苯的挥发性大，暴露于空气中很容易扩散。人和动物吸入或皮肤接触大量苯进入体内，会引起急性和慢性苯中毒。 短期接触苯对中枢神经系统产生麻痹作用，引起急性中毒。重者会出现头痛、恶心、呕吐、神志模糊、知觉丧失、昏迷、抽搐等，严重者会因为中枢系统麻痹而死亡。少量苯也能使人产生睡意、头昏、心率加快、头痛、颤抖、意识混乱、神志不清等现象。摄入含苯过多的食物会导致呕吐、胃痛、头昏、失眠、抽搐、心率加快等症状，甚至死亡。吸入20‰的苯蒸气5?10min会有致命危险。 长期接触长期接触苯会对血液造成极大伤害，引起慢性中毒，引起神经衰弱综合征。苯可以损害骨髓，使红血球、白细胞、血小板数量减少，并使染色体畸变，从而导致白血病，甚至出现再生障碍性贫血。苯可以导致大量出血，从而抑制免疫系统的功用，使疾病有机可乘。有研究报告指出，苯在体内的潜伏期可长达12?15年。苯对皮肤、黏膜有刺激作用。国际癌症研究中心(IARC)已经确认为致癌物。

40万吨航煤加氢装置标定方案(修改版)分析

航煤加氢装置首次标定方案 一、标定目的 对装置进行生产能力、物料平衡、工艺指标、环保指标、产品质量、催化剂性能、氢耗、设备性能、加热炉效率、自控水平、消耗定额等是否达到设计要求的全面考核。 二、标定原则 1.装置进料按照近期生产能力25万吨/年控制，原料油为新区Ⅱ常直供和原料罐区同 付。 2.主要操作参数控制： 反应进料量:29-31t/h。 反应系统压力：2.9-3.1MPa。 反应器入口温度：280-285℃。 循环氢纯度：96-98%。 循环氢流量：11000-12500Nm3/h。 其他参数按照工艺卡片指标控制。 3、标定期间，II常、罐区与航煤加氢之间物料互供要保持平稳，以确保标定工作正常进行。如发生较大生产波动，如物料中断、主要设备故障等导致生产无法正常运行，严重影响标定数据正确性，标定工作应停止，再择机重新标定。 三、准备工作 1、Ⅱ常航煤原料分析合格后正常供料，确保标定时原料性质和流量稳定。 2、对公用工程系统进行一次全面检查，对检查出的问题及时进行处理，确保标定期间满足要求。 3、对装置进出物料计量仪表及关键仪表进行校验，确保测量准确。 4、标定之前要对所有机组、泵等动设备进行一次全面检查，运行不良的机泵予以切换检修，标定期间尽量减少切换，备用机组处于良好备用状态； 5、改好装置外送物料流程：精制航煤送往五罐区；C-202粗汽油送至轻烃回收；塔顶酸性气送低瓦系统；排放氢送膜分离脱硫。 6、安排好标定期间的采样、计量数据记录、操作数据记录人员，分工明确。 7、3月22日18:00开始提量，3月23日0:00前将反应进料量提至30t/h，待23日8:00成绩合格后，14:00开始标定。若8:00成绩不合格，则加样分析（每2小时1次）至连续2个点合格后再开始标定。

2020年航煤加氢资料

作者：旧在几 作品编号：2254487796631145587263GF24000022 时间：2020.12.13 1.1 装置基本原理介绍 加氢精制是在一定的温度、压力、氢油比和空速条件下，借助催化剂的作用，将油品（直馏航煤）中的硫、氮、氧化合物转化成易除去的H2S、NH3、H2O而脱除，并将油品中的杂质如重金属截留在催化剂中。同时烯烃、芳烃得到饱和，从而得到安定性、燃烧性都较好的产品。, u- Z0 j/ D" s2 w4 J. f/ g 1.1.1 脱硫 硫化物的存在影响了油品的性质，给油品的加工和使用带来了许多危害：对机械设备的腐蚀，给炼油过程增加困难，降低油品的质量，燃料燃烧造成环境污染等。其中，有代表的含硫化合物主要有硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩等。9 {5 S; D' ^1 i1 i; X RSH+H2→RH+ H2S' }8 K5 \7 N0 D7 I 1.1.2 脱氮 含氮化合物对产品质量的稳定性有较大危害，并且在燃烧时会排放出NOX 污染环境。石油产品中的含氮化合物主要是杂环化合物，非杂环化合物较少。 2 R" T! {0 K2 a/ ]$ P: d! S R NH2 + H2 RH + NH3% V A- _. a- x' O 1.1.3 脱氧 RCH2OOH + 2 H2 RH3 + 2H2O' C3 `3 I7 `, i. A* } 1.1.4 烯烃、芳烃的饱和; n7 \0 y a) \$ U& u6 C1 R7 m9 M- z" n RˊCH=CHˊR RˊCH2¬¬-CH2Rˊ x8 r0 W4 ~! B7 d- _ ! M3 p7 L: U8 H. O7 M4 u 1.2 工艺流程说明 1.2.1 反应部分 直馏航煤自原料罐区及常压装置来经原料油过滤器（1001－SR－101A/B）原料油脱水器（1001－D－104）进入原料缓冲罐（1001－D－101）。经加氢进料泵（1001－P－101A/B）升压至约2.7Mpa与氢气混合,然后经反应流出物/反应进料换热器（1001－E－101A/B/C/D）壳程，换热后进入加热炉（1001－F－101）加热至反应所需的温度进入反应器（1001－R－101）。混氢原料在催化剂的作用下进行加氢反应,反应产物与反应进料换热后经空冷器（1001－A－101）冷却到50℃，进入低压分离器（1001－D－102）分离出大部分的生成油进入分馏部分，低分顶部出来的循环氢与装置外来新氢混合经循环氢分液罐（1001－D－103）脱液经循环氢压缩机（1001－K－101A/B）增压后与原料混合进入反应系统。6 m o6 U0 p) m$ c+ ^# d 1.2.2 分馏部分 W8 I. i g" Y- ^( v3 C' I 自反应系统来的生成油经精制航煤/低分油换热器（1002－E－201A/B/C/D）壳程与精制航煤换热进入分馏塔（1002－C－201）第25层塔盘。塔顶油气经空冷器（1002－A－201）与分馏塔顶后冷器(1002－E－202)冷凝后入分馏塔顶回流罐(1002－D－201)分出气/液两相。气相

航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施

航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施 摘要：某石化公司航煤加氢装置在2013年运行期间多次出现泄漏、穿孔事故，16台/次换热器及管线都出现了不同程度的腐蚀，导致装置多次紧急停工更换管线，不但严重影响装置的 正常运行，还增加了设备更换及修补等费用开支。通过对原料、污水氯含量等影响因素进行分 析，发现反应产物切水的氯含量高达18134ppm，原料中的氯含量超高是腐蚀的主要原因。并就 装置反应流出物换热器具体腐蚀情况进行了腐蚀机理原因分析，借鉴金陵石化航煤加氢装置反 应进出料换热器有16根管束出现了不同程度的腐蚀后采取的应对措施，对某石化公司航煤加氢 装置应对高氯原油腐蚀提出了调整原料混合比例来降低原料中的氯含量、增加脱氯设施、升级 双相不锈钢材质、提高注水量、关注结晶温度等建议。 关键词：航煤加氢腐蚀分析应对措施 某石化公司40万吨/年航煤加氢装置在2013年6月开始陆续出现高分换热器泄漏、空冷翅片管破裂等问题，装置被迫多次非计划停工进行设备更换。虽然装置采取了增加注水、从源头控制原料氯含量等措施来控制腐蚀，但在2014年3月航煤加氢装置停工检修，拆检又发现换热器管束泄漏、铵盐堵塞、管线穿孔等问题，亟需对腐蚀部位及原因进行调查分析，采取相应对策来保证再次开工后的平稳安全运行。 1.腐蚀现象 1.1运行期间腐蚀情况 某石化公司航煤加氢装置自2012年投入运行后，一直运行良好。但在2013年6月以后，加氢装置陆续出现了腐蚀裂纹的情况，造成装置多次停工处理故障，具体腐蚀部位及泄漏情况见表1。 表1 2013年6月-2014年4月装置腐蚀泄漏情况 设备编号设备名称泄漏时间泄漏部位 C101-3 反应器出口空冷器2013.6.7 空冷入口管箱与管束的结合处 C101-2 反应器出口空冷器2013.6.12 管板泄漏着火 E101 反应产物与加氢进料换热器2013.6.14 2013.6.24 管程出口压力表管嘴焊缝开裂采样阀引出接头腐蚀开裂 管线管线E102出口至E103入口管线 E102出口至E103入口管线 2013.7.15 2013.7.12 入口弯头焊缝裂纹 入口弯头焊缝裂纹 管线E101出口至E102入口管线2013.7.20 入口弯头焊缝裂纹 管线 C104-1 C104-2 C104-3 C104-4 C104-5 C104-6 C104-8 C104-7 E102出口至E103入口管线 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 反应器出口空冷器 C104-6 2013.8.19 2013.10.11 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014.1.27 入口弯头焊缝裂纹 管束 管束 管束 管束 入口阀门泄漏或裂纹 入口阀门泄漏或裂纹 入口阀门泄漏或裂纹 管束 1.2停工检修拆检腐蚀情况 2014年4月航煤加氢装置停工检修，在拆开检查后发现管束发生了裂纹泄漏，部分换