蜡油加氢裂化装置

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400万吨年蜡油加氢裂化装置动态仿真

水平提出了更高的要求ꎬ 动态仿真培训系统( ＯｐｅｒａｔｏｒＴｒａｉｎｉｎｇ
Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎꎬ ＯＴＳ) 的在员工培训、装置操作分析和控制系统的
研究起到了重要的作用 [１] ꎮ ＯＴＳ仿真模拟技术包括ＤＣＳ操作
过程、控制逻辑、联锁逻辑的动态过程模拟ꎬ 它基于精确的热
动力学方程和传质动力学模型ꎬ 可逼真地模拟工厂的开车、停
分离出来ꎬ 生成油在分馏塔内进行气液两相充分接触进行热交
换和质量的交换ꎬ 侧线产品有重石脑油、航煤、柴油ꎮ 脱丁烷
塔分离出Ｃ４及Ｃ４以下组分ꎬ 石脑油分馏塔对轻、重石脑油进
行有效分离ꎬ 脱异戊烷塔脱除轻石脑油中异戊烷组分ꎬ 为下游
乙烯裂解装置提高优质原料ꎮ 装置流程示意如图１所示ꎮ
浙江石油化工有限公司４００万吨 / 年蜡油加氢裂化装置由
反应部分、分馏部分、低分气脱硫部分、脱异戊烷部分和公用
工程部分组成ꎬ 采用双剂串联一次通过加氢裂化工艺 [４] ꎬ 是我
国目前规模最大的单段串联一次通过工艺流程装置ꎮ 在反应部
分原料蜡油和氢气混合后经加热后达到反应温度ꎬ 在反应器内
催化剂上进行加氢精制和加氢裂化反应ꎬ 完成蜡油裂化成轻质
ａｎｄｐｒａｃｔｉｃａｌｏｐｅｒａｔｉｏｎｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｏｆｏｐｅｒａｔｏｒｓＴｈｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍｈａｓｔｈｒｅｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｉｎｔｅｒｆａｃｅｓ: ｉｎｓｔｒｕｃｔｏｒｍａｃｈｉｎｅꎬ
ｆｉｅｌｄｓｔａｔｉｏｎａｎｄＤＣＳｔｒａｉｎｅｅｓｔａｔｉｏｎＩｔｈａｓｆｏｕｒｔｒａｉｎｉｎｇｆｕｎｃｔｉｏｎｓ: ｓｔａｒｔ－ｕｐꎬ ｓｈｕｔｄｏｗｎꎬ ａｃｃｉｄｅｎｔｈａｎｄｌｉｎｇａｎｄＳＩＳ

4.0Mta蜡油加氢裂化装置的运行优化

石油炼制与化工PETROLEUM PROCESSING AND PETROCHEMICALS2021年6月第52卷第6期加工工艺40Mt/a蜡油加氢裂化装置的运行优化郭振刚（浙江石油化工有限公司,浙江舟山316200/摘要：浙江石油化工有限公司4.0Mt/a蜡油加氢裂化装置采用UOP公司的Unicracking TM加氢裂化技术，级配装填加氢精制剂HYT6219与加氢裂化剂HC-185LT,装置开工后一直维持95%以上负荷稳定运行。

通过对装置运行优化研究及总结，拓宽加工原料范围，掺炼催化裂化柴油和焦化柴油总量平均为57t/h,掺炼催化裂化柴油和焦化柴油期间各产品质量合格，重石脑油+喷气燃料+柴油的收率增加5.17百分点；优化原料组成、改变裂化反应深度和调整分馏切割操作，柴油侧线生产出运动黏度（0O为4.345mm2/s、闪点（开口）为126c的5号工业白油（I）产品；优化分馏操作，喷气燃料收率由20.7%增加至26.6%，产量较设计值增加35.5t/h；脱异戊烷单元生产出异戊烷质量分数达99.20%、总的戊烷质量分数为99.66%的F。

型戊烷发泡剂。

通过一系列的优化运行，提高了装置产品附加值及高质产品收率，装置运行整体经济性明显提高，发挥了蜡油加氢裂化装置在炼化一体化项目中产品结构调整灵活的优势。

关键词：加氢裂化催化裂化柴油焦化柴油工业白油喷气燃料戊烷发泡剂随着国内经济结构的调整和经济增速的放缓,柴油消费量增速放缓，喷气燃料和化工原料市场需求逐步恢复，消费结构的转变将对中国炼油装置结构的适应性带来挑战。

加氢裂化技术是炼油结构中“油化纤”结合的核心，可生产优质喷气燃料、柴油、润滑油基础油原料、催化重整原料和乙烯原料等［1］。

对于产品方案较为灵活的加氢裂化装置，研究优化装置工艺操作，提高喷气燃料收率，降低柴油产品收率，开发增加高效产品，对于提高装置的综合经济效益具有重大意义。

浙江石油化工有限公司（简称浙石化）通过优化4.0Mt/a蜡油加氢裂化装置的运行，拓宽加工原料范围，掺炼催化裂化柴油（简称催化柴油）和焦化柴油，通过调整和优化分馏系统操作方案提高高质产品收率，摸索在柴油侧线生产更具附加值及市场前景的5号工业白油（I）产品，在脱异戊烷单元生产戊烷发泡剂，通过灵活调整转化率激发催化剂级配性能，充分发挥该装置在炼化一体化项目中产品结构调整灵活的优势。

加氢裂化装置加工焦化蜡油操作优化

加氢裂化装置加工焦化蜡油操作优化为了提高经济效益，降低成本，加大对石油资源的应用效率，在加氢裂化装置中掺入焦化蜡油成为很多工厂的选择，但是焦化蜡油本身存在很大缺陷，硫、氮元素含量很高，会影响加氢裂化装置使用周期，本文根据焦化蜡油特点，借助计算机软件深入分析了对其对加氢裂化装置的影响，并对反应系统进行优化，对产品质量进行跟踪对比总结，为系统降压提出合理的建议及有效的措施。

标签：焦化蜡油；加氢裂化；反应焦化蜡油是指在焦化装置收率最多的中间馏分，一般占焦化产品的20%-30%，是液体产物中收率最大的组分之一，为了科学合理利用焦化蜡油，提高其经济价值，一般作为催化裂化装置原料掺入加氢裂化装置中，但是由于焦化蜡油本身密度大，硫、氮元素含量高，特别是碱性氮含量高，还有较多的稠环芳烃、烯烃以及少量胶质，所以在掺入中要特别注意控制分量，掺入比例不能过高，以免影响催化裂化产品的质量。

本文借助了国外软件，通过计算机模拟测算，结合当前工艺水平，在实际的生产过程中对操作进行优化。

这对节约能源，减少对环境的污染具有十分重大的意义。

1 掺炼焦化蜡油对加氢裂化装置的影响经过实际检测后发现，掺入焦化蜡油后加氢裂化装置处理的原料性质变差，导致了加氢裂化尾油性质波动，BMCI指数较大，并对装置的运行周期产生了严重的影响，根据数据记录分析，在加氢裂化装置中加入焦化蜡油后，装置运行周期与BMIC之间关系变化，如表1：从表1中分析出，在加氢裂化装置掺炼焦化蜡油后，BMIC数值不断升高，最高达到了17.2，远远高于标准数据，同时，尾油终馏点指数也略有增加，达到512度，运行周期降低到了13天，从数据变化中得知，裂解炉的运行时间和加氢裂化装置中的原料性质有关，因此必须对加氢裂化装置进行优化，改善原料质量，才能有效提高加氢裂化装置的使用效率，提升工厂经济效益。

2 模拟测算分析借助软件测算加氢裂化装置原料性质、操作数据等。

2.1 原料性质分析根据软件模拟测算，发现在不同进料下，焦化蜡油的氮含量大于罐区蜡油，进而导致混合进料密度大、氮含量超标、残碳含量也比较高，在设计进料量为175 t/h的情况下，焦化蜡油的掺炼量应为11 t/h，但实际上焦化蜡油的掺炼量最高达到30 t/h。

蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化方向研究

蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化方向研究摘要：本文先是对蜡油加氢裂化装置概况及现状进行分析，其次蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化的影响因素，最后提出蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化的对策，促进企业可持续发展。

关键词：蜡油加氢；裂化装置；柴油转化；减油增化当前，为了促进企业可持续发展，很有必要探讨蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化的措施，降低成本，提高企业发展效益。

1蜡油加氢裂化装置概况及现状某石化千万吨炼油项目的主体装置为蜡油加氢裂化装置，其将美国UOP企业的加氢裂化专利技术与工艺包引进。

通过分析，加氢裂化设计规模为每年210万吨，一年操作时间为8400h，装置操作弹性为60%~110%。

这一装置的主要反应部分在于合理利用炉前婚氢、单段全循环、热高分工艺流程，且还设置了循环氢脱硫塔，分馏系统主要使用的是四塔分离流程出柴油方案，即分馏塔、硫化氢脱硫塔、柴油汽提塔、航煤汽提塔[1]。

该装置使用的操作方法为单段全循环方法，最大程度地完成中间馏分忧的生产，将其当做整个企业的调和组分，将少量加氢裂化还未转化的油去重油催化裂化当做主要的原料，冷低分气脱硫之后可以去PSA装置完成氢气提纯，含硫干气到轻烃回收装置中。

当前，企业原始设计方案采用低硫原油为主要原料，完成最大量生产中间馏分柴油方案。

2016年企业为了降低生产加工总成本，将其换成加工高硫原料油，生产的是高效的石脑油，让装置柴汽比方案明显降低。

2018年之前，基本维持装置重石脑油在0.5~1.2ppm。

从2018年开始，维持硫含量在2.0~4.0ppm之间。

为了给下游重整更优的原料，被迫将加裂装置的石脑油通过石脑油加氢装置脱硫之后将其送到重整装置，最终导致企业加工总成本明显提高。

2蜡油加氢裂化装置柴油转化、减油增化的影响因素2.1反应器后精制剂超负荷运行最初的蜡油加氢裂化装置设计原材料为轻蜡油，反应器之内的催化剂装填级配更多以原始方案为基础，主要设计在于生产中间馏分油。

加氢裂化装置简介

2.加氢裂化反应器（R-402）共有四个床层，催化剂装填数据见附表。ZHC-01为加氢裂化主催化剂，属无定型类催化剂，含有一定量的分子筛。因此，其裂化活性没有分子筛型的强，反应缓和，起始温度较高。 ZTS-3是后精制催化剂，用来饱和裂化反应产生的少量不饱和烃。
加氢裂化装置催化剂装填数据
• 反应器R401共计装入抚顺研究院产的精制催化剂 3936 167.55吨，保护剂CEN-2 4.675吨，保护剂 FZC-16 7.8吨。3936设计装填密度0.8 t/m3，实际装填密度0.78 t/m3,FZC-16装填密度0.69 t/m3， CEN-02装填密度0.42 t/m3。具体装填数据见附表。 • 反应器R402共计装入齐鲁第一化肥厂生产的抚顺研究院研制的裂化催化剂ZHC-01 162.96吨，后精制催化剂ZTS-03 12.99吨。ZHC-01设计装填密度0.88 t/m3，实际装填密度0.89 t/m3，ZTS03设计装填密度0.82 t/m3，实际装填密度0.88 t/m3。
140万吨加氢裂化装置简介
二00七年八月
加氢裂化装置概述
140万t/a加氢裂化装置，是齐鲁石化公司加工进口原油改扩建工程的重点项目，本装置与60万t/a 连续重整装置联合布局，由抚顺石油化工科学研究院提供工艺试验中试报告，由中国石化北京设计院设计，齐鲁胜利炼油设计院负责系统配套，大部分设备由国内制造，中石化集团公司第十建设工程公司负责施工安装。装置于1998年3月31日开工建设， 2000年11月23日实现中间交接，2001年3月5日产品合格，实现装置一次开汽成功。
加氢裂化主催化剂性质
物化性质孔容/mL/g 表面积/m2/g 堆密度/ g/100ml 压碎强度/ N/mm 烧减，mt% 磨耗，mt% 形状条长/mm 直径/mm

(完整ppt)290万加氢裂化装置简介

初期 0.7973
172/187 194/201 209/222
237 <5 <1 55 -54 27
末期 0.7992
国标
172/188 194/201 209/222
237 <5 <1 55 -54 25
不大于2000
不低于38 不高于-47 不小于25
保证值
2000 max 38 min -47 max 25 min
290万吨/年加氢裂化装置简介
中国石油华北石化公司
目录
• 一、装置概述 • 二、原料及主要产品性质 • 三、工艺技术方案 • 四、关键设备选型 • 五、仪表控制
中国石油华北石化公司
目录
• 六、能耗及物料平衡 • 七、平面布置 • 八、工艺流程简图 • 九、设备图片
中国石油华北石化公司
一、装置概述
中国石油华北石化公司
工艺技术方案
• 紧急泄放系统方案为确保催化剂、高压设备及操作人员的安全，设置2.1MPa/min和0.7MPa/min两个紧急泄压系统
中国石油华北石化公司
工艺技术方案
• 反应部分共设置了两个循环氢加热炉和两个加氢裂化反应器（并联使用），原料油自高压进料泵出口分为两路，经换热后分别与从两个循环氢加热炉出口来的循环氢气混合，进入加氢裂化反应器，反应器生成物经换热后合并进入热高压分离器进行气液分离。
轻石脑油主要技术指标
产品密度（20℃），g/cm3
初期 0.6413
末期 0.6418
硫，μg/g 氮，μg/g
<0.5
<0.5
<0.5
<0.5
保证值 10 Max
中国石油华北石化公司

蜡油加氢裂化装置低负荷生产及优化措施

蜡油加氢裂化装置低负荷生产及优化措施摘要：对炼厂而言，蜡油加氢裂化装置需要消耗较多的能耗，且其操作能力直接影响整个企业的能耗，因此还必须结合当前企业这一装置高能耗的现状，分析其原因，提出相应的改进措施。

结合实际工作可知，蜡油加氢裂化装置低负荷生产原因较多，比较常见的有单位能耗较大、尾油收率增加。

为此，本文从提高加热炉效率、控制氢油比、降低尾油收率等方面提出优化蜡油加氢裂化装置低负荷低负荷生产的建议，希望可以为企业高质量生产提供借鉴，提升企业的经济效益。

关键词：蜡油加氢裂化装置低；负荷生产；优化措施为适应市场需求，各地石化炼厂都调整了产品结构，所以当前阶段石化原料配额改变比较明显。

蜡油加氢裂化装置运行期间低负荷问题比较显著，同时能耗增大，尾油回收率增加。

这一问题的出现导致企业生成总成本明显增加，还会对企业的发展造成不良影响。

这就要求企业探索优化成本的方法，节约资源，提高自身经济效益，促进自身可持续发展。

1蜡油加氢裂化装置低负荷生产原因1.1单位能耗较大电耗与燃料气消耗是蜡油加氢裂化装置的主要能源消耗，其两项能耗占总能耗消耗的三成到四成左右。

生产制造工作开展期间因加工负荷不同，其能源消耗水平也不同。

但可以明确，低负荷生产其间加热炉的热效率要比高负荷运行其间热效率更低，燃料气消耗更高。

同时，随着时间增加，这就意味着能耗更高[1]。

若在低负荷情况下运行，除了燃料气消耗与电耗之外还会对安全生产产生不利影响，低负荷生产的过程中反应进料热处理加热炉负荷消耗主要有几大关键因素：一是冷蜡油与热蜡油配比进料量变化，导致混合原料油的进料温度降低。

二是若温度不变的情况下，低负荷运行期间反应热降低，反应馏出物换热器与原料油换热传热效果变差，降低了反应加热炉进料的温度。

1.2尾油收率增加为了实现节能减排的目标，可以通过该装置让尾油全循环回流给原料传热得以改善[2]。

提取了分馏塔底部的高温尾油之后其是轻柴油侧汽提塔底部再沸器的热量，必须确保轻柴油的闪点与初馏点合格，确保一定的总尾油量可以对轻柴油汽提塔底部温度进行维持，确保轻柴油的初沸点在135℃以内，闭口闪点在40℃以上。

蜡油加氢裂化装置

180万吨/年蜡油加氢裂化装置一、工艺流程选择1、反应部分流程选择A. 反应部分采用单段双剂串联全循环的加氢裂化工艺。

B. 反应部分流程选择：本装置采用部分炉前混氢的方案，即部分混合氢和原料油混合进入高压换热器后进入反应进料加热炉，另一部分混合氢和反应产物换热后与加热炉出口的混氢油一起进入反应器。

C. 本装置采用热高分流程，低分气送至渣油加氢脱硫后进PSA部分，回收此部分溶解氢。

同时采用热高分油液力透平回收能量。

因本装置处理的原料油流含量很高，氮含量较高，故设循环氢脱硫设施。

2、分馏部分流程选择A. 本项目分馏部分采用脱硫化氢塔-吸收稳定-常压塔出航煤和柴油的流程，分馏塔进料加热炉，优化分流部分换热流程。

采用的流程比传统的流程具有燃料消耗低、投资省、能耗低等特点。

B. 液化气的回收流程选用石脑油吸收，此法是借鉴催化裂化装置中吸收稳定的经验，吸收方法正确可靠，回收率搞。

具有投资少、能耗低、回收率可达95%以上等特点。

3、催化剂的硫化、钝化和再生A、本项目催化剂硫化拟采用干法硫化B、催化剂的钝化方案采用低氮油注氨的钝化方案C、催化剂的再生采用器外再生。

二、工艺流程简介1、反应部分原料油从原料预处理装置和渣油加氢裂化装置进入混合器混合后进入原料缓冲罐（D-101）,经升压泵（P-101）升压后，再经过过滤（SR-101）,进入滤后原料油缓冲罐（D-102）。

原料油经反应进料泵（P-102）升压后与部分混合氢混合，混氢原料油与反应产物换热（E-101）,然后进入反应进料加热炉（F-101）加热，加热炉出口混氢原料和另一部分经换热后的混合氢混合，达到反应温度后进入加氢精制反应器（R-101），然后进入加氢裂化反应器（R-102），在催化剂的作用下，进行加氢反应。

催化剂床层间设有控制反应温度的急冷氢。

反应产物先与部分混合氢换热后再与混氢原料油换热后，进入热高压分离器（D-103）。

装置外来的补充氢由新氢压缩机（K-101）升压后与循环氢混合。

蜡油加氢裂化装置掺炼柴油技术应用

蜡油加氢裂化装置掺炼柴油技术应用作者：胡义来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第12期摘要：在当前柴油价格持续低迷的大背景下，采用掺炼柴油技术可以有效增加柴油中一些高附加值产品的裂化，从而提高炼厂的经济效益。

本文通过分析蜡油加氢裂化装置在掺炼柴油技术中的应用，发现将蜡油加氢裂化装置应用于柴油的掺炼中，确实可以有效增加柴油的转化率。

关键词：加氢裂化装置;掺炼柴油;产品质量;经济效益近年我国投资建设多家大型炼厂，柴油年产量大幅度提升，但是新能源加快增长，柴油需求量逐年下降，及炼厂环保投入增多，竞争加剧，效益降低。

为提高柴油经济效益，将蜡油加氢裂化装置应用于柴油的掺炼技术中，可增加航煤、液化气等高附加值产品的产出。

1 蜡油加氢裂化装置简介蜡油是指在焦化装置收率最多的中间馏分，一般占焦化产品20%-30%，是液体产物中收率最大的组分之一，为科学利用蜡油，一般作为催化裂化装置原料掺入加氢裂化装置中，但因其密度大，硫、氮含量高。

加氢裂化装置可优化加氢裂化生产运行条件，实现产品品质的提升。

为更好满足生产要求，部分炼化企业开创性地将蜡油加氢裂化与加氢裂化工艺组合。

在原有串联的生产工艺体系，新增一台加氢裂化反应装置，实现蜡油加氢裂化装置技改后管线回炼焦化汽柴油能力的升级。

同时，相关技改评测显示，这一组合策略对重质化、劣质化原油液有较好处理能力。

根据原料性质不同，对应采用相应催化剂体系，实现产品结构的调整和优化。

2 蜡油加氢裂化装置在柴油掺炼技术中的应用2.1 目标产品的总体裂化效果一般情况下，蜡油加氢裂化装置工作能力大致为35t/h，在掺炼柴油时总量一定要控制在装置正常工作范围。

为方便对比蜡油加氢裂化装置在柴油掺炼技术中的裂化效果，对比掺炼减一级柴油与掺炼加氢焦化柴油与掺炼前，统计结果见表1，掺炼加氢焦化柴油的总体转化率达到91.39%，转化率较高，说明蜡油加氢裂化装置对加氢焦化柴油裂化效果更好，获取目标产品转化率可达到最高。

4.0 Mta蜡油加氢裂化装置开工标定

４．０Ｍｔ／ａ蜡油加氢裂化装置开工标定郭振刚（浙江石油化工有限公司，浙江省舟山市３１６２００）摘要：浙江石油化工有限公司４．０Ｍｔ／ａ的蜡油加氢裂化装置（含Ｃ５正异构分离单元），采用ＵＯＰＵｎｉｃｒａｃｋｉｎｇＴＭ加氢裂化技术，装填加氢精制催化剂ＨＹＴ６２１９１．３Ｔ，ＨＹＴ６２１９１．３Ｑ与加氢裂化催化剂ＨＣ１８５ＬＴ，是国内目前规模最大的单段串联一次通过工艺流程装置。

装置开工后一直维持９５％以上负荷稳定运行，重石脑油收率２７．６７％，芳烃潜含量５８．３％，分馏增产３号喷气燃料收率达到２３．７４％。

催化剂在低反应温度下活性和选择性较好，单程转化率８３．３５％，Ｃ＋５收率达到９４．４２％，综合能耗１６５２．４１ＭＪ／ｔ，产品分布合理，质量达到设计要求。

关键词：蜡油加氢裂化装置　重石脑油　开工　标定　能耗１　装置概况浙江石油化工有限公司４．０Ｍｔ／ａ蜡油加氢裂化装置（含Ｃ５正异构分离单元）为４０Ｍｔ／ａ炼化一体化项目一期工程蜡油馏分处理的核心装置，采用单段串联一次通过工艺流程［１］，由反应部分、分馏部分、低分气脱硫部分、脱异戊烷部分和公用工程部分组成。

采用ＵＯＰ工艺包，由中石化洛阳工程有限公司设计，中石化第十建设有限公司承建。

加工原料来自１号常减压重蜡油、２号常减压轻蜡油、焦化轻蜡油。

反应部分采用炉前混氢、热高压分离（高分）工艺流程［２］，设置循环氢脱硫和低分气脱硫。

装置流程示意见图１。

图１　蜡油加氢裂化装置流程示意Ｆｉｇ．１　ＰｒｏｃｅｓｓｆｌｏｗｏｆＶＧＯｈｙｄｒｏｃｒａｃｋｉｎｇｕｎｉｔ２　装置开工过程２０１９年９月２７日引生产水进行管线冲洗，１０月１８日高压蒸汽打靶合格，１１月１４日建立石脑油系统水联运，１１月１７日建立分馏系统水联运，１１月３０日加热炉烘炉和反应系统热态考核结束，１２月１２日催化剂装填完成，１２月２２日氢气全压气密完成，１２月３１日催化剂硫化钝化完成，逐步切换新鲜蜡油进料。

蜡油加氢裂化装置反应器飞温问题研究

蜡油加氢裂化装置反应器飞温问题研究摘要：蜡油加氢裂化装置因具特殊的反应机理而易导致超温、飞温现象，日常工作中需做好超温、飞温的防控工作，降低飞温对催化剂的影响。

基于此，本文先从原料性质、循环氢流量等方面对蜡油加氢裂化装置反应器飞温原因进行分析，再从循环氢稳定控制、联锁控制策略等方面对飞温控制措施进行分析，提高解决方案的针对性，保障装置能够稳定运行。

关键词：蜡油加氢裂化装置；飞温控制引言：蜡油加氢裂化装置反应器温度的控制是实现装置稳定生产的关键，需要着重对飞温问题进行研究，在高氢分压的作用下，合理对反应参数进行调节，从而提高油品生产过程的安全性。

加氢裂化过程总体是放热反应，需要对温度进行严格控制，降低飞温对装置的影响，确保飞温应对措施的有效性。

1蜡油加氢裂化装置反应器飞温原因分析1.1原料性质发生改变原料组分的变化对飞温现象具有一定的影响，需要对原料组分变化情况进行关注与分析，防止反应热的释放导致温度升高。

在日常生产过程中，原料组分一般随着全厂加工方案的调节而变化，原料性质的改变直接导致加氢反应热的大小从而带来反应器床层温度的变化。

对于硫、氮或烯烃含量较高的原料，反应过程中因不饱和烃的加氢饱和，导致反应器床层温度增加，将会直接影响到反应器温度的稳定控制，增加反应器床层飞温隐患。

当原料中掺入二次加工油（焦化蜡油、催化柴油等）原料性质将会发生质的飞跃，反应过程更加剧烈，反应器床层的温度也会随之而升高。

另外，反应器床层温度还会受到氢气纯度的影响，氢气纯度的改变直接影响反应器内参与加氢反应氢分子的多少，从而改变反应热的释放。

在日常的生产过程中及时采样分析氢气纯度，必要时可以通过排废氢来提高系统内的氢气纯度，保障加氢装置满足生产需求[1]。

1.2循环氢流量偏低蜡油加氢裂化反应过程中，将会释放出大量的热量，对装置稳定运行具有较大的影响，需要采用循环氢来控制反应器各床层温度，提高内部热量的散发效率，确保温度控制效果的稳定性。

蜡油加氢裂化装置循环氢脱硫塔预防发泡应急措施

蜡油加氢裂化装置循环氢脱硫塔预防发泡应急措施摘要：自蜡油加氢裂化装置开工以来已经连续多次发生循环氢脱硫塔胺液发泡事件，每次发泡都会严重影响加氢裂化装置核心设备循环氢压缩机正常运行，对蜡油加氢裂化装置的长周期平稳运行造成较大的安全生产隐患，同时对全公司的生产平衡和上下游产业链的衔接也会造成很大影响，为解决此项隐患和影响，现采取如下预防循环氢脱硫塔胺液发泡时的应急措施和方法。

关键词：循环氢、胺液、发泡、压差。

装置概况：装置由反应、分馏、脱硫和公用工程等部分组成，采用一段全循环加氢裂化工艺。

反应部分采用一段循环、炉后混油方案、热高分工艺流程:分馏部分采用汽提塔、分馏塔出航煤、柴油方案。

分馏塔采用分馏进料加热炉，催化剂的硫化采用湿法硫化方案，催化剂再生采用器外再生方案。

装置以减压蜡油为原料，主要产品为石脑油、航空煤油、柴油及未转化油。

少量的加氢裂化未转化油去重油催化裂化作为原料，冷低分气脱硫后去PSA装置进行氢气提浓，含硫干气至轻烃回收装置。

甲基二乙醇胺（MDEA）的主要特点和反应机理：复合型甲基二乙醇胺主要特点是:①对H2S有较高的选择吸收性能，溶剂再生后酸性气中H2S浓度可以达到70%(体积分数)以上。

②溶剂损失量小，其蒸气压在几种醇胺中最低，而且化学性质稳定，溶剂降解物少。

③碱性在几种醇胺中最低，故腐蚀性最轻。

④装置能耗低，与H2S、CO2的反应热最小，同时使用浓度可达35% ~45%，溶剂循环量低，故再生需要的蒸汽量减少。

⑤节省投资。

因其对H2S选择性吸收高，溶剂循环量降低且使用浓度高，故减少了设备尺寸，节省投资。

反应机理：胺分子中至少有一个羟基团和一个氨基团。

一般情况下，可以认为羟基团的作用是降低蒸气压和提高水溶性，氨基团的作用是使水溶液达到必要的碱性度，促使酸性气的吸收。

正是因为胺具有弱碱性，因此在温度较低时可以与硫化氢、二氧化碳等酸性物质起中和反应，生成胺盐，另外该反应是可逆反应，在较高温度时胺盐分解，析出酸性气，使胺液得到再生。

03蜡油加氢裂化装置

3蜡油加氢裂化装置预评价报告3.1装置概况根据总加工流程安排，需建设一套220×104t/a加氢裂化装置。

加工原料为苏丹混合原油的减压蜡油，所用氢气由PSA装置提供。

采用一段全循环流程，最大限度生产中间馏分油，作为全厂产品调合组份。

少量的加氢裂化尾油去重油催化裂化作为原料，冷低分气脱硫后去PSA装置进行氢气提浓，含硫气体和不稳定石脑油至轻烃回收装置。

3.1.1装置名称中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司蜡油加氢裂化装置。

3.1.2装置规模及设计能力装置规模为220×104t/a，实际加工量为219.78×104t/a。

年操作时数8400小时。

3.1.3原料及产品3.1.3.1原料来源装置加工原料油为常减压蒸馏装置的减一、减二和减三线蜡油219.78×104t/a。

3.1.3.2产品及去向产品品种及去向见表3.1-1。

装置产品：石脑油、航煤、柴油和尾油。

副产品：冷低分气脱硫后去PSA氢提浓装置，汽提塔顶气至轻烃回收装置。

产品品种及去向见表3.1-1。

3.1.3.3物料平衡装置物料平衡见表3.1-2。

3.1.4公用工程消耗3.1.4.1水用量水用量见表3.1-3。

3.1.4.2电用量电用量见表3.1-4。

3.1.4.3蒸汽用量装置蒸汽用量见表 3.1-5。

3.1.4.4燃料用量燃料用量见表3.1-6。

3.1.4.5压缩空气用量压缩空气用量见表 3.1-7。

3.1.4.6氮气用量装置氮气用量见表 3.1-8。

3.1.5装置的平面布置占地面积：180×90=16200 m2。

压缩机厂房分两层布置，房内设置桥式吊车。

装置的所有管桥及构架均采用钢结构。

装置内留有足够的吊装检修用场地，以满足大型吊车接近与回旋。

反应构架上方设置单轨电动吊车与手动葫芦，大型泵的上方设置有检修用手动葫芦或检修吊梁，以方便检修与维护。

管桥成组合式布置，仪表电缆、电气电缆拟以槽盒的形式布置在管桥最上层，便于检修和维护，同时节省地下空间，所有设备与建、构筑物均沿管桥两侧布置；管桥下设置泵房。

蜡油加氢裂化装置设备操作规程

蜡油加氢裂化装置设备操作规程1. 引言本文档旨在规范蜡油加氢裂化装置设备的操作规程，确保操作人员能够正确、安全地操作设备，保障设备正常运行。

2. 设备概述蜡油加氢裂化装置是一种重要的炼油设备，用于将蜡油进行加氢处理和裂化分解，产生高质量的燃料。

该装置主要由以下部分组成：•加氢反应器•加氢循环系统•裂化装置•分离装置•脱气装置3. 设备操作流程3.1. 准备工作在操作设备之前，操作人员需要进行以下准备工作：1.检查设备的运行状态和工艺参数，确保设备处于正常工作状态。

2.检查操作所需的工具、仪表和耗材是否齐全。

3.确认操作区域内是否存在危险物品，做好防护措施。

3.2. 启动设备1.打开加氢反应器的给料阀门，并调节给料流量。

2.打开加氢循环系统的循环泵、氢气压缩机等关键设备。

3.检查各个装置的压力、温度、流量等参数是否正常，确保设备运行稳定。

3.3. 运行设备1.根据工艺要求，控制加氢反应器内的温度、压力、流量等参数，保持设备的正常工作状态。

2.监测裂解装置和分离装置的运行情况，及时调整操作参数，确保产物质量符合要求。

3.定期对设备进行巡视，并检查设备的运行状态和仪表的准确性。

4.注意设备周围的安全环境，及时排除可能存在的危险因素。

3.4. 停止设备1.逐步减少加氢反应器的给料流量，并关闭给料阀门。

2.停止加氢循环系统的循环泵、氢气压缩机等关键设备。

3.关闭各个装置的阀门，并排空介质。

4.对设备进行清理和维护，并记录设备停运情况。

4. 安全注意事项在操作蜡油加氢裂化装置时，操作人员需要严格遵守以下安全注意事项：•遵守操作规程和工艺要求，确保设备运行的稳定性和安全性。

•穿戴个人防护装备，包括安全帽、防护服、手套等。

•注意设备周围的危险区域，不要擅自进入。

•注意设备的运行参数和仪表的指示，及时发现异常情况并报告。

•禁止在设备周围吸烟或使用明火。

•熟悉并使用相应的应急设备和灭火器材。

5. 结束语通过遵守本操作规程，操作人员能够正确、安全地操作蜡油加氢裂化装置设备，并确保设备正常运行。

蜡油加氢裂化装置仪表高压注油器故障分析及处理

蜡油加氢裂化装置仪表高压注油器故障分析及处理摘要蜡油加氢裂化装置采用高压注油器连续注油的方式，对反应系统的23个仪表的正、负压侧共计46个引压点进行注油，使仪表引压管畅通，保证仪表测量值真实准确。

因此，必须清楚仪表高压注油器的结构和运行原理，及时准确发现注油器运行故障，快速解决问题，保证仪表高压注油器的良好运行。

关键词：注油器仪表蜡油加氢故障分析蜡油加氢裂化装置的反应压力一般为12MPa左右，反应系统的进料泵的流量表、高压分离器液位表及压力表接触的物质为蜡油。

由于蜡油易于凝固，为了防止仪表的引压管被蜡油堵塞导致仪表测量值失真，对反应部分与原料油、反应流出物及热高分油相接触的仪表采取高压注油器连续注油的方式，总共3台注油器，对23个仪表的正、负压侧共计46个引压点进行注油。

通过连续注油，使仪表引压管畅通，防止被易凝的蜡油堵塞，保证仪表测量值真实准确。

一旦注油器故障，极易使反应系统的仪表失去准确性，甚至引起装置联锁停车。

因此，需要关注蜡油加氢裂化装置仪表高压注油器的运行情况，及早发现并解决注油器运行故障。

1注油器结构蜡油加氢裂化装置仪表高压注油器是单柱塞真空滴油式注油器，为凸轮转子泵结构。

这种注油器结构简单，运行可靠稳定。

其主要包括电机、减速器、凸轮轴、注油泵等组成，具体结构见图1。

图1 注油器结构图图2 注油泵结构图2注油泵工作原理注油泵主要作用是将油箱里的润滑油通过注油管输送到仪表正、负压引压点处，保证引压管畅通，主要由吸油管、柱塞付、调节杆、真空罩等组成，其结构见图2。

注油器工作时，电机带动凸轮轴转动，进而使凸轮轴上的偏心凸轮转动。

当凸轮的偏心距逐渐减小时，在弹簧的作用下柱塞向下运动，形成一定的真空，在大气压的作用下，润滑油进入滴油管内后再被吸入真空罩内，进入真空罩后再由真空罩内的小孔进入泵体。

当凸轮的偏心距逐渐增大时，凸轮推动柱塞向上运动，将润滑油经单向阀排出，送到各仪表引压管。

如此循环往复，进而实现连续注油，从而保证各仪表引压管畅通。

蜡油加氢裂化装置反冲洗过滤器压差高的对策

蜡油加氢裂化装置反冲洗过滤器压差高的对策摘要针对270万吨/年蜡油加氢裂化装置由于常减压装置掺炼污油，导致直供减压蜡油杂质较多，反冲洗过滤器压差高，原料油过滤器反冲洗频繁的问题，采取降低常减压直供蜡油量、蒸汽吹扫过滤器、柴油浸泡滤芯后蒸汽直吹滤芯等方法，最终借助柴油的高渗透性和有机溶解性，通过对反冲洗过滤器的滤芯进行柴油浸泡后，蒸汽直吹滤芯的方法，能将堵塞滤芯的杂质较为彻底的清除，使过滤器压差恢复至设计值，降低反冲洗频次，减少污油排量，保证装置平稳运行。

关键词：加氢裂化反冲洗过滤器频繁冲洗压差某公司270万吨/年蜡油加氢裂化装置采用双剂串联一次通过加氢裂化工艺，主要以常减压直供减压蜡油和罐区来蜡油为原料，掺炼部分催化柴油。

加氢裂化工艺的核心是催化剂，为了防止杂质堵塞催化剂空隙影响反应活性，造成催化剂压降增加过快，装置设有自动反冲洗过滤器对原料油进行过滤，滤去原料油中大于25μm的固体颗粒和杂质。

近来，由于常减压装置掺炼污油，导致直供减压蜡油杂质较多，反冲洗过滤器压差高，原料油过滤器反冲洗频繁或一直处在反冲洗状态而压差却不降低，甚至由于过滤器差压过高，导致常减压直供料流量降低，总进料量低于处理量，原理油缓冲罐液位持续下降，严重影响装置的长周期平稳运行。

1反冲洗过滤器概况蜡油加氢裂化装置的原料过滤器采用自动反冲洗过滤器，制造厂家为EATON-PRO，由8个独立的过滤组排组成，每个组排由6个滤筒组成，总过滤面积为97.9m2，采用ACCUFLUX滤芯，每次反冲洗液的消耗为6.16m3，整个反冲洗时间为大约8分钟。

反冲洗操作共三种模式可选，分别为手动冲洗、时间冲洗和压差冲洗，当时间≥6h或者压差≥0.15Mpa时开始自动反冲洗。

反冲洗过滤器工艺参数和要求见表1。

表1 反冲洗过滤器工艺参数和要求项目参数参数最大值操作温度℃120260操作流量m3/h385423固体含量ppm40-80200入口压力Mpa0.711.5操作范围%80-150清洗后压差Mpa0.0 34最大结垢压差Mpa0.1 5出入口管径mm250＞25μm颗粒脱除率%992过滤器压差高的对策2.1降低直供蜡油量鉴于反冲洗过滤器压差过高是由于常减压掺炼污油导致，所以降低常减压的直供蜡油，提高罐区来蜡油的量，可以适当降低总进料中所含杂质的量，进而降低反冲洗过滤器压差。

壳牌蜡油加氢裂化工艺与运行特点

壳牌蜡油加氢裂化工艺与运行特点摘要：本论文通过实际参与工厂装置生产学习和实践后，介绍了国内首套引进Shell Global Solutions 技术（以下简称壳牌技术）的400万t/a 加氢裂化装置的工艺流程、工艺原理及反应、技术特点和运行工况以及装置开停工、自动化控制等。

该装置采用炉后混油流程、分馏系统汽提塔和稳定塔采用双再沸器设计、反应注水部分循环利用等新技术，产品收率高，能耗少。

在原料密度和馏程相比设计值略小，精制和裂化催化剂平均反应温度比设计值低约20℃，反应器入口压力比设计值低0.4MPa，空速和氢油比与设计值相当的情况下，产品重石脑油、航煤和柴油中都不含烯烃，其硫含量、氮含量均小于或接近设计值；产品液体总收率为98.07%，轻、重石脑油，航煤和柴油的总收率为86.12%，中馏分油收率为56.30%，气体收率仅为4.55%，化学氢耗只有2.70%。

这说明催化剂有较强的脱硫、脱氮和芳烃饱和能力，对中间馏分油的选择性较高，二次裂解少。

另外，产品馏程切割清晰，说明分馏部分的设计和操作合理。

正常生产能耗仅为设计值的73%，且低于2007年中石化加氢裂化装置能耗的最低值（28.8/t）。

关键词：加氢裂化蜡油加氢催化剂加氢反应分馏轻石脑油重石脑油Shell Oil Hydrocracking ProcessAnd Operating CharacteristicsAbstract: This paper presents the 4000000 t/a of hydrocracking unit process principle and reaction, technical characteristics and operating conditions as well as device startup and shutdown, automatic control using.Shell Global Solutions Technology (hereinafter referred to as the shell technology)which is first introduced through the process of the actual participation of learning and practice of production plant. The device adopts the furnace after mixed oil flow, fractionation system stripper and stabilization tower with double reboiler design, reaction injection parts recycling and some other new technologies, which can achieved high product yield, less energy consumption. Compared with the design values it is smaller than in the raw material density and distillation, refining and cracking catalyst average reaction temperature about 20 ℃lower than the design value, what is more, the reactor entrance pressure is 0.4MPa lower than the design value, space velocity and ratio of hydrogen to oil and the design value below the condition of the same product, heavy naphtha, aviation kerosene and diesel oil does not contain olefin, sulfur content, nitrogen content is less than or near to the design value; the total yield of liquid product is 98.07%, and the total yield of light, heavy naphtha, aviation kerosene and diesel is 86.12%, the distillate yield is 56.30%, while the yield of gas is only 4.55%, chemical hydrogen consumption is only 2.70%. This shows that the catalyst has high desulfurization, denitrogenation and aromatics saturation capacity, high selectivity to middle distillates, and less secondary cracking. In addition, the product range cutting is clear which can prove that the design and operation of fractionation is normal, The normal production and energy consumption is only 73% of the design value, and lower than the lowest energy consumption in 2007 Sinopec plus hydrogen cracking unit (28.8/t).Key words :hydrocracking wax oil hydrogenationg catalyst hydrogenation reaction distillation light naphtha heavy naphtha目录1公司及装置简介 (1)1.1公司概况 (1)1.2装置概况 (1)2加氢装置工艺流程及特点 (3)2.1装置工艺原理 (3)2.1.1加氢精制和加氢裂化 (3)2.1.2反应器内主要包括加氢精制反应和加氢裂化反应 (3)2.2装置工艺流程 (4)2.2.1反应部分 (4)2.2.2分馏部分 (5)2.2.3吸收稳定部分 (5)2.3技术特点 (5)3加氢装置运行工况 (7)3.1原料性质 (7)3.2主要工艺参数 (9)3.2.1反应部分主要工艺参数 (9)3.2.2分馏工艺参数 (10)3.3半成品、成品主要质量指标 (10)3.4物料平衡 (13)3.5能耗 (13)4装置开停工及自动化控制 (14)4.1装置开工 (14)4.1.1装置检查 (15)4.1.2投用公用工程系统 (15)4.1.3催化剂装填 (15)4.1.4反应低压系统及分馏系统气密 (16)4.1.5反应系统高压气密，催化剂干燥 (16)4.1.6分馏系统冷、热油运 (17)4.1.7急冷氢试验与紧急泄压试验 (17)4.1.8反应系统引低氮油，催化剂预硫化 (17)4.1.9反应分馏系统调整操作，各产品合格引出装置 (18)4.2装置停工 (18)4.2.1反应系统停工 (18)4.2.2低压系统停工 (19)4.2.3吸收稳定系统水洗，氮气吹扫 (19)4.2.4低压系统蒸汽吹扫 (20)4.2.5 低压系统蒸塔、蒸罐,C201碱洗 (20)4.2.6公用工程停用，装置交付检修 (21)4.3装置自动化控制 (21)4.3.1工艺控制回路 (21)4.3.2连锁仪表 (22)5结束语 (22)参考文献 (23)附录 (23)附1：装置详细流程图 (24)附2：装置中所有控制回路表格 (29)附3：装置内的各个联锁的名称及其作用 (33)致谢 (35)1公司及装置简介1.1公司概况中国海洋石油（以下简称中海油）炼化有限责任公司惠州炼化分公司（以下简称惠州炼化）是中海油总公司独资建设的第一座大型炼厂，位于广东省惠州市大亚湾开发区。

蜡油加氢装置简介

二、装置概况及特点
1.装置规模及组成蜡油加氢精制装置技术改造原料处理能力为100万吨/年，年开工时数8400小时。本装置为连续生产过程。主要产品为蜡油、柴油、汽油。本装置由反应部分、循环氢脱硫部分、氢压机部分（包括新氢压缩机、循氢压缩机）、加热炉部分及公用工程部分等组成。 2.生产方案混合原料经过滤后进入缓冲罐，用泵升压，经换热、混氢，再经换热进入加热炉，加热至350℃后进反应器进行加氢，反应产物经换热后进热高分进行气液分离，气相进一步冷却，进冷高分进行气液分离，气相进新增的循环氢脱硫塔脱硫后作为循环氢与新氢混合，组成混合氢循环使用；液相减压后至热低分，热低分的液相至催化裂化装置。热低分
三、原材料及产品性质
1.原料
本装置的原料为焦化蜡油和减压蜡油的混合原料。表1 原料油组成（设计值）原料名称焦化蜡油减压蜡油原料组成(w%) 万吨/年表2 名称密度 g/cm3 馏程 ℃ IBP 10% 30% 50% 70% 90% EBP 硫m% 294 354 373 408 430 480 520 2.84 455 --510 --520 --545 2.224 20℃ 35 35 65 65
FF-14 催化剂三叶草 22.5～25.5 1.8～2.2 1.3～1.9 0.9～1.3 1.4～1.6
内孔径Ф， mm 长度，mm 孔容，mL/g 比表面，m2/g 堆积密度， g/cm3 压碎强度， N/mm 催化剂形态第一周期寿命，a 总寿命，a ⑵ 二甲基二硫市售工业标准 ⑶ 苯甲酸胺市售工业标准 ⑷ 直馏煤油
五、装置的生产原理
焦化蜡油和减压蜡油在一定的温度、压力下，借助于催化剂进行加氢脱金属、脱硫、脱氮、烯烃和芳烃饱和、部分转化等反应，同时对含硫量较高的循环氢进行脱硫。从而使精制蜡油符合催化裂化装置进料的要求。加氢精制经过几十年的发展，工艺技术水平有了很大提高，并趋于成熟。FF-14催化剂是针对蜡油而开发的加氢精制催化剂，它具有孔结构合理、酸性适中等特点，中型加氢装置评价结果表明：FF-14催化剂在保持高加氢脱氮活性的同时，催化剂的加氢脱硫活性明显高于参比剂，可以提高蜡油加氢精制装置脱硫能力，并且不降低脱氮和芳烃饱和能力。故本次设计采用FF-14催化剂。本次蜡油加氢精制装置技术改造，利旧原汽柴油加氢精制装置，工艺流程仍采用热高分流程，新增循环氢脱硫系统，停开分馏塔C602。