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' ^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－E－203）冷却至40℃后配入一定比例的抗氧剂经精制航煤过滤器（1002－SR－201A/B）和精制航煤脱水器（1002－D－204）作为产品送出装置去罐区。也可混入精柴出装置。

航煤出装置前需要在线加入抗氧化剂。装置内设抗氧剂配制罐（1002-D-202）、抗氧剂中间

罐（1002-D-203）和抗氧剂计量泵（1002-P-203A/B）。有关抗氧化剂的配制设备需放置在避风避雨场所。抗氧化剂母液配制浓度10g/L，抗氧剂配制罐（1002-D-202）每罐加抗氧剂25Kg。& \! [8 @9 T# Q6 ~! {) o' u

1.2.3 催化剂活化流程+ m% X' W6 G: C- r- t& l

为了提高催化剂活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进行活化。设计采用液相活化方法，以直馏煤油为活化油。

催化剂进行活化时，系统内氢气经循环氢压缩机按正常操作路线进行循环，活化油经原料泵升压进入反应系统，按催化剂活化升温曲线的要求，控制反应升温速度至催化剂活化结束。催化剂活化结束后，活化油通过不合格油线退出装置。

1.2.4 公用工程部分工艺流程

（1）净化风和非净化风系统$ ]/ ^( o' [7 z0 a" |

０.７MPa的净化压缩空气自净化风供风系统来，进入净化压缩空气罐（903－D－307）稳压后至气动阀及各仪表用点。非净化风自装置外来进入装置后引至各软管站。

（2）新鲜水系统* C/ E! k3 ]1 i7 C. x

新鲜水自新鲜水管网来进入装置各用水点。

（3）循环水系统' K- Y% s R* l& L3 A

循环冷水自循环水供水系统来，并联进入装置各冷却水用点，换热后的循环热水再汇成一路出装置。

（4） 1.0MPa蒸汽系统

1.0MPa蒸汽系统自管网来至各用汽点、吹扫点、加热器。: J' _5 t- O+ k1 A2 T

（5）燃料气系统6 b6 k. B' }* X {% I( A: a8 f

燃料气自装置外系统来部分至加热炉作燃料气，另一部分至（1001－D－101）作保护气。（6）氮气系统1 Y% l+ C) g) w

低压氮气(0.85MPa)由系统进入装置各用氮点。

高压氮气(2.5MPa)进入装置各用氮点。1 M2 ~6 G0 [5 @2 m0 @

3 o6 K( g- B9 K# I. a% ?. ?

4 v6 T

1.3 物料平衡原料产品性质

1.3.1 物料平衡见表1.3-1

表1.3-1* e. L# B! H7 j+ k$ W' t

物料平衡 w% 初期末期

入方：

原料油100.000 100.000

H2（化学耗氢）0.067 0.0652 B$ i. U6 c s5 F1 P

小计100.067 100.065

出方： 4 \# p7 X G& J

H2S 0.046 0.044

航煤馏分100.021 100.021

小计100.067 100.065( Y' y) G" y: r' j; B

1.3.2 原料、产品性质及主要技术规格5 f) c6 N8 O+ \) B, n6 y3 a1 L

（1）原料 ) t2 ^. ]5 i. b5 H* s" _

①原料油

该装置原料油为直馏航煤，其边界条件如下：+ w# `( j8 M* c' M$ R

进装置温度：常压蒸馏装置直供原料时为50℃

罐区供原料时为40℃

进装置压力： 0.6 MPa(G)

性质见表1.3-2

表1.3-20 G: G5 J+ \2 i2 J$ _

项目直馏航煤

密度kg/m3 775～8303 C8 c3 W- F! l+ A4 @1 y! ~- l5 R" o

硫，μg/g 1450; o: J. F2 I1 Z( o1 \

硫醇性硫，μg/g 105$ s# _4 e. | q" j; t; H

冰点，℃≤-50

倾点，℃-60

烟点，mm 31

馏程（ASTM D86），℃ 8 [# ^* Q# P+ E v3 w( U

2％/5% 135/166# D1 t# U8 r) f9 A4 {

10%/30% 177/191) Z; t' d7 m$ z

50%/70% 202/214

90%/95% 232/241$ F6 o3 J0 }! z5 V, t

98％252

②新氢

该装置所用新氢由重整装置提供，其边界条件如下：

进装置温度： 40℃

进装置压力： 2.0MPa(G), D3 H; }+ X7 Q v6 p

组成见表1.3-3

组成见表1.3-3

组成H2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 C6+

V％91.35 2.67 2.71 2.18 0.47 0.35 0.11 0.16; N a$ ^% n, \5 {# ~8 F9 V

（2）产品规格! R$ U# I0 L/ l5 G& | B# p

①石脑油1 O% V2 x! `& ~4 \4 F/ {' y

该装置产生的少量石脑油与柴油加氢精制装置产生的石脑油汇合后送至重整装置。

②航煤) T, _% T! {9 s5 W& F, _

该装置主要产品为优质3号喷气燃料，其质量满足GB6537-94要求，预期产品性质见, ?! D' O5 P" b/ n3 E0 a

表1.3-4

表1.3-43 t8 L0 S( r, Y7 p3 C

控制项目单位控制指标

颜色（赛氏比色）号透明无溶解水及悬浮物, R; X. Z" R5 o* Z& i: O* L8 g

总酸值mgKOH/g ≤0.0152 D; `% @% F: U {

芳烃含量%(V/V) ≤20

烯烃含量%(V/V) ≤5.0. r) B! t Z! {+ `

总硫含量%(m/m) ≤0.20

硫醇性硫%(m/m) 通过. c- k8 ?- e0 ^

或博士试验通过/ B' q& |; G y8 g4 M+ U

10％回收温度℃≤205

50％回收温度℃≤232

终馏点℃≤300

残留量%(V/V) ≤1.5' x0 h. W- u+ p; L' {

水反应界面情况级≤１b! _& X* L( |" t( [% H3 @

电导率(20℃) pS/m 50～450

实际胶质mg/100ml ≤7* J# y2 T: }6 v

闪点℃≥38' f% E$ y# X6 i, u

密度(20℃) kg/m3 775～830

冰点℃≤-47

粘度，20℃mm2/s ≥1.25

粘度，-20℃mm2/s ≤8# D! h) W$ K# S0 {9 O; j: g

净热值MJ/kg ≥42.8

烟点mm ≥25

或烟点最小为20mm时，萘烃含量%(V/V) ≥3.0

铜片腐蚀(100℃，2h) 级≤１; p7 x" B0 g( t

银片腐蚀(50℃，4h) 级≤１

热安定性(260℃，2.5h)，压力降KPa ≤3.3+ Y7 H# l) @# I

管壁评级<3,且无孔雀蓝色或异常沉淀物. c; G' A0 N1 w) I+ H/ _9 n

固体颗粒污染物含量Mg/l 报告

3 k' f7 z H, Q

' K C3 | H3 \, d8 i

1.4 能耗指标$ v; @" H: @) _, A7 d* i7 V

能耗指标及计算表/ d/ d# |) V: L) V6 T4 H, |

序0 T; \" S+ X- F% d4 N5 x b$ O

号项目年消耗量能耗指标能耗+ {) g; A+ e0 h7 ?) `: V7 r1 ?

单位数量单位系数MJ/a

1 循环水万吨45.70 千焦/吨 6.38 191.47

3 电万度233.5 千焦/度11.8

4 2765.77! |" }4 `( E {3 y4 K8 u

4 燃料气万吨78.96 千焦/吨39.464 3115.84

5 氮气万标米3 2.

6 千焦/标米3 6.28 16.35

6 净化风万标米3 75.60 千焦/标米3 1.59 120.2 d* a) \, [, U) s5 R

7 蒸汽（1.0MPa）万吨0.17 千焦/吨3182 534.58

8 凝结水万吨-0.17 千焦/吨320.3 -53.18

能耗合计422.29. }9 ^$ [3 k- y9 N4 Z! A

单位能耗 10.09×104kcal/t' s# }( p8 h" g/ D+ ]. y* }5 {

. H% w7 Q9 h) U/ F

1.5 装置设计的主要操作条件9 K$ j2 T' a* j" R5 D# C

1.5.1 反应温度

加氢反应的温度是根据催化剂和油品的性质决定的，提高反应温度会加快加氢精制的反应速度，生成油的含硫及含氮量会降低，只要能达到所要求的加氢深度，反应温度就不要再提高。

因为反应温度过高裂解反应加快，精制油的溴价反而上升，气体产率增加，温度过高对催化剂寿命及设备都有不利的影响，所以必须根据原料油的性质和产品的要求等条件来确定适宜的反应温度。& P- [5 i( W' ^1 X! p/ U1 a

反应温度是反应部分最重要的工艺参数，其他参数对反应的影响，可用调节反应温度来补偿。影响反应温度的因素很多，一般可归纳为以下几种情况：

（1）原料油的性质4 c6 o5 S& w, @" Q9 T

含硫含氮量越高，反应热越大，温度容易升高，溴价高反应热更大，温度也更容易升高，如果原料油性质变化过大，就会出现床层温度波动的情况。当原料油带水时，会使反应温度下降，催化剂强度降低，这时应迅速通知罐区加强脱水，同时加强对本装置原料系统的脱水。若带水严重，则立即切断进料，联系调度及罐区换罐切水。

（2）进料量的变化

若原料油的硫氮含量较高，进料量较大，会使床层温度上升，进料量减少，会使床层温度下降。所以加减进料量都要适当调整反应器的进料温度。在调节进料量时应遵循以下原则：先提量后提温，先降温后降量，正常生产时，提降量的速度不大于5-8t/h4 d- K- ^/ N5 L2 k& F% i

（3）氢油比# f2 ~3 Y; k3 }' U

氢油比大能带走更多的热量，有利于床层温度的控制，炉管和催化剂也不易结焦。氢油比过小床层温度容易波动对于本装置炉前混氢的流程来说，氢量的变化将直接导致反应温度的波动，维持一定的氢油比能保证反应所须的氢分压，同时也有利于原料油的均匀雾化。6 k( {9 J# t! I) M9 i. ^4 S

（4）氢气质量4 k% _; _0 W: w% x+ h

总压不变时，氢纯度越高氢分压也越高，有利于加氢反应的进行，所以应控制新氢及循环氢的氢纯度，不能太低。新氢中的CO和氢气发生甲烷化反应并放出大量的热，所以新氢中的CO含量增加，会使床层温度升高。

CO+3H2→CH4+H2O+214.76千焦/克分子（摩尔）9 k$ e9 \ \& c. j5 ?( z

反应的结果不仅消耗了氢气，而且放出了大量的热使反应器催化剂床层有更大的温升，破坏反应平衡，同时生成的水蒸气为极性化合物，优先吸附于催化剂的活性中心，防碍催化剂的作用。 |+ ^; |$ M+ n1 z2 W( f

由于CO和CO2及其反应物在系统中的积累，可使循环氢的纯度降低。CO2在加氢反应中不大起作用，但CO2与加氢反应中生成的NH3容易生成（NH4）2CO3 。在低于170℃的管道容器中（NH4）2CO3容易形成结晶析出，堵塞管道而增大压差。O2的存在是一个危险因素，O2和H2反应并放热。

1/2 O2+ H2→H2O+241.86千焦/克分子（摩尔）. H; C! a% j( ^

新氢中的氧含量增高，会使反应温度突然升高，压力骤增，严重时会发生爆炸事故。氢气中混入氧气的爆炸极限，在常压为：4.1％～74.1％，在高压下无具体数字，一般规定系统中氧含量小于0.5％即可。- P% G1 b9 }# t1 ^$ M# |& X

（5）结焦的影响

原料油不能单独进入反应器，虽然几分钟内没有氢气不会损坏催化剂，但是延长无氢操作的时间，将会使催化剂表面严重结焦。操作温度过高也会因裂解而结焦。催化剂床层结焦不是十分严重时，只是反应器内催化剂床层温度的局部上升，这是因为有结焦，阻力大，气体不流动，故不能将该处的热量带走，造成温度上升。若催化剂结焦严重，气体难通过，则形成气体偏流或短路，使壁温升高。催化剂是否结焦可以通过压差值是否增加来判断。（6）加热炉操作的影响9 J6 o$ ~. ^, ?) ~; W& G5 E

加热炉出口温度是控制反应器入口温度的重要手段，它直接影响到反应器的入口温度和

催化剂床层温度，正常开停工时升温、降温速度不大于25℃/h。所以加热炉的加热效果，燃料气的压力、流量、燃料气的调节阀是否失灵以及火嘴燃烧效果都会影响反应器的入口温度。

（7）催化剂的活性" m o% ~& q* S: c4 K8 C

在催化剂使用初期，活性高，床层温度容易上升，所以，提量和提温的速度要求慢些，随着催化剂使用时间的延长，活性降低，要通过逐步提高反应温度的办法来维持产品的质量。; q ]% G! N6 Y

（8）系统压力的波动

系统压力波动会影响进料量氢油比和反应深度，故也会影响反应温度。

1.5.2 反应压力0 e/ a0 v0 E1 D+ r. s0 B0 e1 ^( K

反应压力的影响是通过氢分压来体现的。系统中的氢分压决定于氢油比、操作压力、循环氢及新氢纯度。反应压力是根据催化剂的性能、原料油的性质以及对产品质量的要求和设备情况决定的。在其他条件一定时，提高反应压力，可促使加氢反应的进行，烯烃、芳烃的加氢速度加快，脱硫、脱氮率提高，故所得产品的溴价低，含硫、含氮化合物少，油品的安定性好，同时，还可防止催化剂结焦，有利于保持催化剂的活性，提高催化剂的稳定性。但是，反应压力也关系到工业装置的设备投资和能量消耗。

影响本装置反应压力的因素：

（1）仪表故障

（2）反应温度：反应温度的高低直接影响反应系统的压力。在原料性质一定时，反应温度不同，耗氢量将不同，会对系统压力造成影响。

（3）系统泄漏：系统的阀门泄漏、设备泄漏或其它原因使系统气体向外泄漏时，对系统压力造成直接影响。

（4）原料油的性质：当原料油带水时会影响系统压力，其它化学性质有较大的改变时，引起耗氢量的变化，也会影响系统压力。! J- s1 C. J: p1 z1 S

（5）催化剂结焦：反应器催化剂结焦，使床层压降增加，反应器入口压力也会升高。

9 f9 ~9 a0 k+ S" l

（6）压缩机故障：由于压缩机的故障引起压力波动，压缩机切换过程中，压力也有波动。5 R7 c x1 i- o. w2 z

（7）进料量：进料量波动较大时也会引起压力的波动。* P* l! D" Q3 M, a% Z

1.5.3 氢油比

氢油比指的是工作氢气的体积（在标准状态下）和工作油料的体积（一般按常温的条件下的体积或冷油体积）之比。5 |$ |- K. `/ Q) G: {# d. ?" P. N

影响氢油比的因素有：' j2 B v% ~( c9 [" c% w

（1）进料油量。

（2）新氢量及循环氢量。% |9 g8 J& L, w+ D' q7 E g+ T3 ~

（3）氢气纯度。* z1 y# A) C& e4 z( X

（4）仪表故障。4 Z, i, T- P& Q9 [. f

1.5.4 空速

空速是指单位时间内，单位体积(或重量)的催化剂所通过进料油的体积(或重量)数。

随原料油的性质和采用的催化剂的活性不同，所选用的空速也不同，空速增大意味着处理能力的增加，在不影响原料油反应深度的前提下，应尽量提高空速，从而达到优质多产的目的，本装置设计的空速为5.0h-1（体积空速）。一般来说，在温度压力一定的条件下，空速增加，原料油转化率及加氢深度下降，产品中含硫量、含氮量及溴价增加。空速降低，加氢深度加深，但空速过低不但影响装置的处理量，也会使裂解反应加剧，导致催化剂的积碳增加，缩

短催化剂的寿命。) L* ~* A$ d* f; A3 K

主要工艺过程操作条件见表1-1；2 d' ^- U8 I# ]1 L6 n* b

表1-16 z i. O% s9 _$ W1 C% Z3 `

项目主要操作条件

运转初期运转末期* |1 S* _0 A W/ O

一反应部分 4 ^% W/ v n) a: r, h

反应器入口温度，℃240～310 240～3108 [% O: i/ T: j# p( e

体积空速，h-1 5 5

氢油体积比，v/v 50～80 50～80

化学耗氢，m% 0．067 0．065: B% C! E! T7 _" z4 ]1 j6 Y! J

新氢量，Nm3/h 622 664$ P1 q# W x% f! L: ] ^ E( Q

循环氢量，Nm3/h 3613 36221 Z* g: |- m/ P3 m: }: a) W# A

低压分离器压力，MPa(G) 1.3～1.5 1.3～1.55 i! ?5 s+ t2 X, \9 y" k+ `+ I I5 ?- L

低压分离器温度，℃≤50 ≤50

; k3 @/ V. x4 p0 J1 p7 P% v

二分馏部分

分馏塔进料温度，℃200～240 200～240

分馏塔底温度，℃230～270 230～2700 M& G8 ^( N+ _0 m! q

分馏塔顶回流罐压力，Mpa(G) 0.15～0.21 0.15～0.213 {4 z; o' _' f; D

分馏塔顶回流罐温度，℃≤40 ≤40" \! c6 W& U5 r- }% R& m

分馏塔顶温度，℃165～185 165～185

" D1 k ]+ I C$ P G

第二章装置操作法4 _* H L" a! Q

2.1 系统（岗位）操作法* N5 z( [' Q9 M' d2 Z

2.1.1 反应部分操作

（1）原料油缓冲罐1001-D101的操作2 J, W" z; k1 ~; n w% n# W

①原料油缓冲罐压力调节

为了防止空气进入原料油缓冲罐，原料油被氧化，原料油缓冲罐设有燃料气气封保护措施，使原料油缓冲罐保持一定的压力，同时，可以使1001-P101的入口有较大的压头。当压力下降时，通过罐顶压力分程控制回路1001-PIC-0201控制调节阀1001-PV-0201B关闭，打开调节阀1001-PV-0201A补充入一定量的燃料气；当压力上升时，控制调节阀1001-PV-0201A关闭，打开调节阀1001-PV-0201B向火炬排气，直至压力平稳。 s* w3 P/ } v: |

影响原料油缓冲罐压力波动的原因及处理$ a1 g4 J/ E e0 \0 O t

影响因素处理方法" I6 s2 d0 S. y5 Y9 _

1.燃料气压力的波动。9 ~% X1 M( Y6 A1 x2 z: L

1联系调度，稳定燃料气系统的压力; U4 ^+ g( ?, r

2将压控改手动控制直至压力平稳

2.液位上升或下降过快，导致容器空容变化较快，压控系统不能及时调节。

1.压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动并全关B阀同时打开A阀进行调节。! } i& v* Z3 |7 T

2．控稳进料量。# U0 ^: Z @/ F: E- J" L- w

3．控稳反应进料量。

4.改用D-101顶的氮气进行补压。

3.仪表故障：压力测量为假信号。2 G% e& w; H% B8 m

1.查看现场压力指示配合内操操作。& i4 X7 `$ @, Q3 c

2.联系仪表工处理。

4.仪表故障：控制阀不动作。 1.使用调节阀副线配合操作。& N0 i1 @9 u- d+ z

2.联系仪表工处理。

②液面调节7 N+ C7 n. r2 M4 t5 g

原料油缓冲罐液位调节是通过液控1001-LICA0201控制直馏航煤进装置流量来实现的。液位高关小1001-FV0101，液位低则开大1001-FV0101。原料油缓冲罐液面控制高一些有利于原料进装置波动时有缓冲余地，但是如果液面过高，会引起罐顶燃料气带油；液面过低，容易引起1001-P101抽空。

1001-D-101液位的影响因素及处理3 Q) K0 f) o, W5 S

影响因素处理方法$ O9 X& e& n4 D1 ] U F% |* O

1.仪表故障：液位测量为假信号。 1.参考现场玻璃板液位控稳液位。0 e' C0 V- V0 ]& K: l$ J

2.联系仪表处理。

2.仪表故障：液控1001-LICA0201故障。 1.将1001-LICA0201改成手动，若无效则外操使用调节阀副线配合操作。# o6 w# ^1 Z( D1 {9 E8 v/ i3 V) F

2.联系仪表处理。

3.抽出物料流量突然增大或减小导致液位变化大。

1.手动控稳反应进料流量；若不行使用流量调节阀副线配合操作。 k% l6 Y! }9 `

2.泵故障,启用备泵，并尽快对故障泵进行检查修理。

4.进料流量中断或减小。 1.适当降低反应进料量。% L; r$ I3 ? ^" A

2.联系调度查找原因。% V+ q0 M: s" d8 n. J$ u( l

5.原料油缓冲罐压力波动。通过1001-PIC0101分程控制将1001-D101的压力调节至正常值。 @0 |* M8 M& y4 }. n

（2）反应进料量调节

本装置以直馏航煤为原料，通过1001-P101升压后向反应系统进料。反应进料量的调节是通过1001-FV0201控制1001-P101出口进反应系统的流量来实现的。反应进料量偏大时关小1001-FV0201，反应进料量偏小时开大1001-FV0201。正常操作时，应先提量后提温，先降温后降量为原则。. C' p, T2 `5 r* m2 M4 t

影响反应进料波动的原因和处理方法4 e1 M/ c& y' K7 b" ^

影响因素处理方法

1. 1001-P101的故障。启动备用泵，恢复进料，并尽快对故障泵进行检查修理。

2. 1001-D-101液面过低，造成原料泵1001-P101工作不正常，容易抽空。通过1001-LICA0201将1001-D101的液面调节至正常值。

3. 1001-D-101压力过低，原料泵压头不足，原料泵vP101容易汽蚀。通过1001-PIC0101分程将1001-D101的压力调节至正常值。# r: K1 T8 M: w+ o

4.反应系统压力波动。通过1001-PIC0501将反应系统压力控稳。( j$ M4 `3 @7 A) K

5.仪表故障：流量测量1001-FT0201为假信号。联系仪表处理。

6.仪表故障：流控1001-FIC0201故障。 1.将1001-FIC0201改手动，若无效使用调节阀副线配合操作。% p: t2 b9 z6 J% D9 x

2.联系仪表工处理。8 K. l$ C: d7 E/ q c4 j I! r2 L( K3 V

（3）反应器入口温度调节

严格控制好反应器入口温度，防止温度过高使加氢裂化反应加剧，氢耗增大，加速催化剂结

焦；同时也要防止温度过低使加氢精制深度不够导致产品质量下降。1001-R101的入口温度是由1001-TICA0301与1001-PIC0303串级调节来控制的，当1001-R101入口温度高,关小1001-PV0303，当1001-R101入口温度低就开大1001-PV0303。提降温度速度应不大于25℃/h。

影响反应器入口温度波动的因素及处理* y# f% A* H0 P0 c" j9 ^

影响因素处理方法0 ?$ |8 [ h6 b

1．反应进料量及性质的波动。

1．控稳反应进料量。8 V, {( Y1 \3 S4 f; K' i

2．加强原料油缓冲罐的脱水。

3．联系调度切换原料。4 x5 T# ~% Z3 [+ f0 y$ {, m

2．循环氢、新氢流量或纯度的变化。1．联系调度及有关单位，稳定供氢压力。; q- M* N! P4 l, ^4 D

2．加强对压缩机的检查，稳定循环氢的流量。7 C. v# E5 g( i8 t. M0 n& f' O5 q

3．加大或减小废氢的排放，稳定循环氢的纯度。* V7 c! ~) u% q' P. [4 E. r6 F

3．加热炉出口温度变化。

控稳加热炉出口温度。" j5 h9 C1 u$ W

（4）低压分离器的操作

①低分压力的控制: N w; o( d, \* H

低分罐1001-D-102的压力调节是通过1001-PIC0501A和1001-PIC0501B的分程调节来实现的。低分罐1001-D-102的压力高时，就先关小1001-PV0501B，如果全关1001-PV0501B压力还高就开大1001-PV0501A，直至压力平稳。如果低分罐1001-D-102的压力低时，就先关小1001-PV0501A，如果全关压力还低就开大1001-PV0501B，直至压力平稳。: O3 k) Q9 o; S8 F a - J& Q$ H0 L$ f# ^) V

影响低分压力波动的因素及处理

影响因素处理方法

1．新氢量波动。联系调度，控稳新氢量。$ e7 V j; M* \( K! A, B

2．仪表故障（包括1001-PIC0501B和1001-PIC0501A以及系统的放空阀）。改手动控制，若无效改副线控制，并及时联系仪表处理。% X6 F& A Q1 z7 ]+ W

3．原料带水。原料油带水时，加强1001-D-101脱水及通知原料油罐区加强脱水。4．反应温度波动。控制好反应温度，使反应温度保持平稳，调整反应温度时，要控制好提降温的速度，正常操作，提降温的速度为20～25℃/h。

5．进料量：进料量波动大时会引起系统压力的波动。反应进料量要控制平稳，提降量时要缓慢进行。/ a7 l, h [6 M6 r1 g

②液位调节

低分罐1001-D-102的液面通过液控1001-LICA0502与流控1001-FIC0503串级调节来实现的。低分罐1001-D-102液位低就关小1001-FV0503，液位高就开大1001-FV0503。低分罐1001-D-102液位过高会造成循环机入口氢气带油，发生压缩机带液事故，损坏压缩机；液面过低会有可能造成低分气串入分馏塔影响平稳操作和正常生产，严重时造成串压事故。

影响低分液位的因素及处理方法3 z: A& l, M# t+ X

影响因素处理方法1 _$ J# A5 b% D/ g& p

1.反应进料量波动。控稳反应进料量。

2．低分压力波动。控稳低份压力。

3.液位测量为假信号。联系仪表工处理。3 F' | B$ v8 g& Q4 K+ E ?. S

4.液控1001-LICA0502故障。1001-LICA0502改手动控制，若无效改副线控制，并及时

联系仪表处理。1 C! ]/ c w3 j, J# q" C

5.分馏塔压力波动。控稳分馏塔的压力。

③界面调节& [0 x! [' T6 H4 e

低分罐1001-D-102的界面是通过界控1001-LICA0501来控制的。低分罐1001-D-102的界面过高时，就开大1001-LVO501，过低就关小1001-LV0501。界面过高，造成分馏塔带水，使产品的腐蚀不合格，界面过低，则污水带油。2 A3 h7 e: d9 a, s$ ?) k

影响低分界位波动的因素及处理方法! W7 |4 j Z+ ~/ [& T# h% J

影响因素处理方法+ i+ l1 M9 X3 W4 J. h/ [$ |& q

1．界控1001-LICA0501故障。联系仪表处理改副线操作。7 ~* ^! D* H* L- j

2．原料带水过多。加强脱水。" G5 o1 }% b2 B# Z. g

3．低分压力波动。控稳低分压力。

（5）反应空冷出口温度控制

反应空冷出口的温度主要由空冷1001-A-101调节，控制在45-50℃之间，使油、气有一个较好的分离条件，同时减少油、水乳化的程度，温度过高易使循环机带液及氢气溶解量过大。1001-TIC0501 是通过1001-A-101的变频控制电机转速来调节1001-D-102入口温度的。

影响反应空冷出口温度的因素及处理方法

影响因素处理方法

1.反应温度的变化。变频调节电机的转速。! L5 h" a* }. h8 J9 E' z$ N

2.空冷故障。适当调节加氢反应器出口温度，联系维修处理。

（6）循环机入口分液罐1001-D-103的控制' [( l3 c, ?& }' d

1001-D-103液位是通过1001-LICA0602控制排液量来调节的，1001-D-103液位应尽量控低。保证1001-D-103内有一定液位的罐容以确保氢气既不泄漏出来，又不带液至气缸，确保装置安全运行。正常操作时要加强压缩机入口缓冲罐排液和检查压缩机入口排液阀是否工作，及时联系仪表处理。& f6 s' G( L4 A; ~1 m. `

影响液位的因素及处理9 e0 X9 j3 d3 Q& u4 A

影响因素处理方法

1.低分罐的液位过高。控稳低分罐的液位。

2.低分的进料温度过高。控稳低分进料的温度。, G; Q5 P6 ^' j ?: c7 ?% W

3.液位测量为假信号。内操联系仪表工处理。

4液控1001-LICA0602故障。 1. 将液控1001-LICA0602改成手动，若无效则外操将调节阀改副线配合操作。1 [1 l9 g0 z2 Y4 ]

2.内操联系仪表工处理。 Q5 C6 u5 h3 D$ q. }" S9 I

5.液体放空压力过高。 1.检查放空流程是或畅通。

2.联系调度处理。

（7）产品质量的调节+ D$ R6 R- l0 K# `4 X

①产品溴价偏高. P4 b$ S* W$ B

影响产品溴价偏高因素及处理9 j7 t6 u1 o* k5 X" ^

影响因素处理措施

1.原料溴价高。提高反应温度，若无效联系调度切换原料。

2.反应压力低。在操作范围内，适当提高反应压力，增加氢分压。

3反应温度过高或过低。调节反应温度。/ M, T" L" ^* K

4.空速太大。联系调度降低处理量。3 J4 O9 ?( h5 A/ B& o8 h

5．催化剂活性下降。1．提高反应温度。8 G( l5 r' \1 s1 ~! w2 i

2．降低处理量。

3．停工更换催化剂。

6.循环氢纯度偏低。 1.加大废氢排放量。

2.加大新氢补充量。3 h0 ~4 W! r6 e( _! Q

7.氢油比小。提高氢油比，提高循环氢量或氢纯度。 V! M( C/ v$ D; g* J

8.换热器内漏。视产品质量的影响情况决定是否停工。! X1 i9 N9 Z% ?' I6 v) y

9.化验分析有误。重新取样分析。7 z8 K4 K- _0 Y+ J& Y h. R

②产品硫、氮含量高

影响产品硫、氮偏高因素及处理

影响原因处理方法

1．原料硫、氮含量高。提高反应温度，若无效联系调度切换原料。 ( t; o: {$ J, G 2．反应温度偏低。适当提高反应温度。

3．氢油比过小。1．增加循环氢量。

2．提高循环氢的纯度。$ f9 X9 \/ f/ s3 E+ Z- A9 k8 E

4．催化剂活性下降。1．提高反应温度

2．降低处理量。

3．停工更换催化剂。

5．空速过大请示调度降低处理量2 c( I! B7 ?5 T- ^7 C9 I; x# `* s4 @( M2 k. r

6．分馏部分操作波动。调节分馏塔操作，控制各参数在指标范围内。. a, I8 i# I! U; Q( E: u& n

7．换热设备内漏。视产品质量的影响情况决定是否停工

8．化验分析有误。重新取样分析。

2.1.2 分馏部分的工艺操作 2 y* S6 S& b. i0 e& j

在分馏塔正常操作时，由于塔顶回流塔底上升汽相的作用，沿着塔高建立了两个梯度，即温度梯度和浓度梯度。由于这两个梯度的存在，在每块塔板上，由下而上的较高温度和较低轻组分浓度的汽相与由上而下的较低温度和较高轻组分浓度的液相互相接触，进行传质和传热，达到平衡而产生新的平衡的汽、液两相，汽相中的轻组分和液相中的重组分得到提纯。如此经过多次的汽液相逆流接触，最后含硫燃料气、石脑油从塔顶分出，塔底得到合格的精制航煤。

（1）分馏塔进料温度) d" h) ^8 p+ j( X

分馏塔的进料温度主要由1002-TIC0201来控制，进料温度高开大1002-TV0201，反之关小。影响分馏塔进料温度波动的因素及处理方法

影响分馏塔进料温度的因素及处理方法

影响因素处理方法

1．分馏塔进料带水。加强1001-D-102脱水。: U0 P7 Y0 ^, B9 z* C2 u9 E

2．分馏塔进料量的波动。通过1001-LICA0502控稳低分1001-D-102液面，稳定1002-C-201进料。

3．温度测量为假信号。联系仪表工处理。8 C6 R- F. n) C8 J2 ]

4.进料温控1002-TIC0201故障。 1.将1002-TIC0201改手动控制，若无效外操使用调节阀副线配合操作。' x) Y/ o/ A0 Z" q$ L) @" S

2、联系仪表处理。! k2 J% Z7 f1 R: G. i& ^) P' A

（2）分馏塔塔顶温度

塔顶温度是调节塔顶粗汽油干点和塔底精制航煤的闪点的一个关键参数。塔顶温度调节是通过1002-TIC0101和1002-FIC0101串级来实现的。塔顶温度高开大回流调节阀1002-FV0101

反之关小此阀。

影响塔顶温度波动的因素及处理. {: C" B! J q& I/ u

影响因素处理方法) W1 h1 P; k; h& v8 Q; H

1．1002-C201顶回流量的波动。通过1002-TIC0101控稳塔顶回流量，必要时可以改手动，用1002-FIC0101单参数控制。$ ?6 r0 K H6 H8 p8 Y0 N+ ~

2．1002-C201的回流罐压力波动。 1.通过1002-PIC0101控稳1002-D-201压力，必要时可以改手动控制。

2．压力超高时可以打开压控后至火炬的手阀，尽快降低1002-D-201的压力。

3.回流温度波动。 1.加强检查塔顶空冷1002-A-201和后冷1002-E-202的运行情况，可以通过变频调节空冷器的冷却效果。! Y0 G& |6 ^8 S$ {, }, H7 X) I0 R

2.必要时可以调节后冷1002-E-202的循环水，控稳回流罐入口温度。

4．进料温度波动。控稳塔进料温度。6 A! U4 A3 P6 `" c5 `9 R2 J8 ^

5．塔底温度波动。控稳塔底温度。' R$ z& d2 {( r2 v* v' y

（3）分馏塔塔底温度

1002-C201塔底温度是通过1002-TV0102A和1002-TV0102B两阀的分程调节来实现的。塔底温度高先开大1002-TV0102A阀，如果全开还高就关小1002-TV0102B阀直至平稳；塔底温度低,先开大1002-TV0102B阀，如果全开还低就关小1002-TV0102A阀直至平稳。塔底温度决定塔的分离效果，操作中应注意塔底温度不能过低，避免过量的轻组分、H2S留在塔底而影响产品质量；塔底温度也不能过高，以免造成1002-C201顶气相负荷过大,航煤产品初馏点高。

影响塔底温度的因素及处理方法7 l+ V/ C) B8 f/ S, j& }

影响因素处理方法

1．进料温度波动。控稳塔进料温度。; i: x3 [: x4 _

2．塔顶回流量波动。通过1002-TIC0101控稳塔顶回流量。

3．进料带水。加强1001-D-102脱水。6 y, |* @5 P6 Y9 b$ S$ E

4．1002-TIC0102A和1002-TIC0102B故障将控制阀改成手动，若无效则外操将调节阀改副线配合操作。5 w8 j- j' G, M2 I; X- l" }

（4）塔底液面' I: v% Y1 P. l* s4 Y" A

1002-C201的塔底液面是由1002-LICA0101调节精制航煤出装置的流量来控制的。液面高开大1002-FV0401或1002-FV0201，液面过低关小1002-FV0401或1002-FV0201。液面过高影响分馏效果，液面过低容易引起塔底泵抽空。

影响塔底液面波动的因素及处理方法

影响因素处理方法

1．1002-C201进料量波动。控稳塔进料量。

2．1002-C201的压力波动。通过1002-PIC0101控稳1002-D-201压力。 G) i4 \% t, V5 f$ d3 p# E

3．塔底泵故障。及时切换备用泵，并联系维修处理故障泵。& w6 d# }8 _; D# L 4．1002-LICA0101故障。及时改手动或副线控制，并及时联系仪表处理。( t/ P# |5 w% z) S

（5）1002-D-201液面

1002-D-201的液面是通过1002-LICA0102控制粗汽油出装置流量来实现的。液面高就开大1002-FV0102，液面低就关小1002-FV0102。液面过高会使1002-D-201顶排气带油，液面过低容易引起回流泵抽空，导致塔顶回流中断，影响产品的质量。) x8 |9 i6 f: Z5 X/ Q

影响D201液面波动的因素及处理1 v1 z! e! U" ^% S' U! W

影响因素处理方法; k7 i' T8 n1 L

1．塔顶温度波动。控稳塔顶温度。

2．塔底温度波。控稳塔底温度。) W* j4 v B' p7 s; R

3．塔顶回流压力波动。控稳塔顶回流罐压力。' A5 f: m7 k5 j( s

4．回流泵故障。启动备用泵，并联系维修处理故障泵。

5．LIC0102故障。及时改手动或副线控制并及时联系仪表处理。

2.1.3 加T501抗氧剂操作

(1) 目的

为确保加氢精制煤油质量符合要求，故在航煤加氢装置脱水前注入T501抗氧剂。0 E& w6 t$ p4 r2 _

(2) T501理化指标 O& J2 m/ M* D, J& X" U: P3 e5 @

T501中文名为：2，6一二叔丁基对甲酚。& P' I7 k4 g! H3 v& y

理化指标

项目指标5 `* F$ k- r) O, h

一级品合格品+ l6 W* b0 s6 \) L

外观白色结晶白色结晶

初熔点69℃-70℃69℃-70℃' D% r; ^. P- A$ M9 R

游离甲酚0.0015%≯0.03%≯

灰分0.01%≯0.03%≯

水分0.05%≯0.08%≯5 W6 O+ y5 |+ a4 x/ _1 D& J) h

(3) 母液的配置3 C) b X" i" c" h, X8 L: E* m2 {

①检查流程，检查并确认关闭放空阀、出口阀、液面计排污阀。# n3 s) v6 h( q6 n

②打开液面计引出阀。7 ~ A" {6 F$ a7 L

③打开1002-D202罐的进油阀1002-HV0401装油至液面计的中间位置。

④按搅拌器的启动程序，启动该罐顶部搅拌器。

⑤确认搅拌器运转正常后，缓慢加入规定量T501抗氧剂25kg。4 F5 c) y" H; w0 ^6 _

⑥当抗氧剂母液液面距红线所示上限位置时，停止注油。: H a' j- e7 U

⑦当所须抗氧剂加完后，如母液液面还未到红线所示上限位置时，则打开进油阀。（不要超过上限10cm处）

⑧当抗氧剂母液配置好后，保持搅拌器连续运转。( C+ G J6 W w6 ?9 H; D$ t* I, @

⑨打开1002-UV0402将1002-D202中的抗氧剂母液全部加入1002-D203，当液位达到80%时停止加入，关闭1002-UV0402。关闭罐顶部搅拌器。1 q+ q- V/ i( K0 W& z8 g

⑩在生产过程中当1002-D203液位降至20%时按以上所述加入抗氧剂母液。; C: B+ a5 `* C: N% }( I" E0 Y

注意：

在装油过程中，操作人员不得离开现场。

(4) 注T501

①改好注T501的流程。. f$ B; Z D: N+ S; ^# V0 L

②按规程启动注剂泵，并按需要调量。% B0 m! z, _/ t2 s

③在装置正常生产是须根据处理量的变化来及时调整注入量。

④注入量按下列公式计算：

X=V÷C

式中：X为T501抗氧剂母液的注入量。单位：L/h% d! V& O6 j% \/ U1 W

V为在精航流量下T501抗氧剂的注入量。单位：g/h

C为抗氧化剂母液的浓度（按10g/L计）。单位：g/L

P203行程调整：5 T# S2 F. _- ^1 C5 v

T501抗氧剂母液的注入量÷ P203设计流量

(5) 停注

①按规程停注剂泵。3 y0 r" J) R, {) M- q9 b% F- T

②关闭1002-D203去注剂泵的出口阀。

(6) 日常检查与维护/ `: Z9 @/ }6 u, h3 R" X# R% N C* N+ M

①按时巡回检查，确认泵的振动、压力、温度和流量正常。( C9 R% ^0 c7 n* q) H! D- n0 ~) Q

②检查搅拌器是否运转正常。" A2 L( Q: |" ^' D2 v

③检查罐1002-D203母液的液面变化情况。; r a+ I* R$ C

④及时配置好抗氧剂配制罐的T501母液备用。

2.1.4 装置循环流程建立示意图

(1) 改反应小循环操作! q( n- s) }# m4 M* f2 w

3 e+ {6 w- J8 h, p" t

K* k, m# T9 q3 w4 h

(2) 改分馏小循环操作. F' m3 \6 Z! V5 U* u2 ?

(3) 改反应分馏大循环操作( I/ _7 O" c7 m

(4) 反应气循环流程

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