蜡油加氢装置简介
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。
蜡油加氢装置用能分析及节能降耗
峰顶位置变化不大，所以在DS C分析中应尽量控制样品量在5～10mg，以保证测试结果的稳定。
通常我们在分析时选择称样量为7～9mg。
5惰性气体的影响。
将同一试样以同样的升降温程序，分别在有无通流动氮气保护的情况下测试，两者结果存在一定的差异，通氮气的情况下要比不通氮气时熔点要高一些。
这是因为在无氮气保护的情况下，聚酯切片容易被氧化，产生氧化放热峰，使熔融峰变大，而在氮气气氛下，无氧化峰。
因此应尽量选择惰性气体保护，特别是在二次升温的情况下。
6.其他方面的影响。
由于我们目前采用用刀片切的方式取样，所以样片底部切得是否平，以及是否将较平的面朝下放在铝坩埚中等等都很重要，因为如果样片与坩埚及加热炉内样品支持架接触不良，就会导致峰形不稳，从而导致结果出现偏差，影响结果的重复性和准确性。
三、结论1.熔点的确定方式不同，熔点值差别很大。
对于聚酯切片我们通常采用峰值作为熔点。
2.升温方式不同，熔点结果不同。
应根据需要选择合适的操作方式。
3.随着升温速率的升高，样品峰值温度会有所增加，通常选择10℃/min的升温速率。
4.称样量控制在7～9mg。
5.有无惰性气体保护，样品的熔点有差异，尽量选择通入惰性气体。
6制样片时，应尽量用刀片切平，并且保证让平的一面朝下放入铝坩埚中。
洛阳石化蜡油加氢处理装置设计年加工能力220万t，年开工时数8400h。
蜡油加氢处理装置以减压蜡油、焦化蜡油和脱沥青油的混合油为原料，采用抚顺石油化工研究院（FRIPP）开发的FFHT蜡油加氢处理工艺技术，加氢处理催化剂采用FRIPP的FF－18（保护剂为FZC系列保护剂）。
主要生产低硫含量的精制蜡油，为催化裂化装置提供优质的原料，同时副产少量石脑油和柴油，富氢气体经脱硫后去制氢装置做原料。
为了节约资源、节约能源和提高装置运行水平，加氢车间采取各种用能优化措施，挖潜增效，取得了一定的成绩。
一、装置工艺特点及设计能耗1.装置工艺特点。
采用热高压分离系统等工艺技术，在满足产品质量和工艺要求的前提下，尽量提高中、高温位热量的利用，以最大限度地回收热量，有效地减少反应流出物冷却负荷，达到降低装置能耗的目的。
蜡油介绍(20110301)
隔离液系统1台、注油器（3泵）1套
压缩机厂房32/5桥吊、反应框架15t电动葫芦
安装在C-2002内
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装置涉及的设计专业
序
名称
图纸代号
序 8
名称 电气
图纸代号 1300#EE
1 2 3
工艺 热工 总图
13000PE 13000TM 13000GL
9
电信
13000TC
中国石油四川石化炼化一体化项目
270万吨/年蜡油加氢裂化装置介绍
蜡油加氢项目部
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装置概况
装置规模：加工原料（减压蜡油）270万吨/年，生产轻重石脑油，航煤、准柴油、尾油、液化气、干气等产品。 年开工8400小时； 装置占地：110m(东西)*225m(南北)=2.475万平米 技术方案：专利商 UOP 采用双剂串联一次通过的加氢裂化工艺、反应部分采用炉后混氢方案（加热炉加热混合氢）、分馏 部分采用硫化氢汽提塔+常压塔出柴油和航煤方案。 装置组成：反应部分、分馏部分、公用工程部分、热工部分、机泵机组部分组成； 主要工程量：建筑物3座(4867m2)、有构架6个及主管廊1个(钢结构~2200t)、工艺设备302台（主要设备248台）， 工艺管道~45km/1700t(高压管道~5km/550t)，仪表设备~2500台、电气设备~200台。 装置特点：本装置设计压力和设计温度高，接触高危介质(H2、H2S)的特种设备及高压管道多，工艺设备及管道的 材质多、厚度大、重量大、安装及施工困难，装置布局紧凑，施工区域狭小。 装置最高设计/操作压力达 20.0/16.0 MPa、最高设计/操作温度达 513/488℃； 装置接触高温、高压、高危介质的反应器、塔器、容器、换热器、机泵、加热炉等特种设备45台，其 中，加氢裂化反应器的壳体重量931吨、壁厚228mm，为四川石化单台设备重量之最，4台压缩机出口 压力达15.46MPa、轴功率均在5000kw以上，16台高压空冷管束采用Inconel-Alloy825材质，12台高压 换热器有10台采用螺纹锁紧环式，最大单台重量~120t。 装置工艺管道涉及的材质有TP347、TP321、304、316、P11、P22、15CrMoG、A106、 20#、20G 、L245、 Q235B等，其中高压SHA类管道~6km/550t，重量占工艺管道总量的30%以上，是整个装置施工的重点和 难点，尤其是铬钼钢的焊接更是关键。 装置地下采取防渗措施，地管及地下构筑物施工困难；
石蜡加氢精制装置简介和重点部位及设备
石蜡加氢精制装置简介和重点部位及设备一、装置简介(一)装置发展及类型1．装置发展石蜡精制工艺有白土精制、渗透精制、硫酸精制和加氢精制四种类型，其中白土精制和渗透精制都不容易脱净蜡中的稠环芳烃，难以生产对于纯度要求很高的食品工业用蜡：而硫酸精制方法的主要缺点是产品产率低，劳动条件恶劣，有大量的废渣产生，污染环境。
无论在生产成本上，产品产率和质量及环境保护上，石蜡加氢精制均比其他精制工艺有明显的优越性。
因此，在国外主要炼油厂中，石蜡加氢精制己逐步代替其他精制工艺。
1957年加拿大萨尼亚炼油厂首先宣布用钼钻铝催化剂加氢精制生产白石蜡，由于该工艺对蜡中稠环芳烃组分有很好的加氢转化能力，容易制取食品级纯度商品蜡而进一步为人们重视；其后催化重整工艺的兴起，为炼油厂提供了廉价的氢气来源，尤为石蜡加氢精制装置的建设创造了有利条件。
1962年一套处理量为1．5X104t／a、10．OMPa的石蜡和凡士林加氢精制装置在西德汉堡建成。
1963年美国大西洋公司费城炼油厂建成日处理量300t ／a的石蜡加氢精制装置，代替原来的石蜡硫酸和渗透精制工艺。
我国从20世纪70年代初正式开始研究石蜡加氢精制催化剂和工艺，1979年11月大庆石化总厂首次采用5053催化剂进行处理量6X104t／a的低压石蜡加氢装置开工投产。
1981年10月石油工业部对481—2B催化剂及中压石蜡加氢精制工艺组织技术鉴定，本工艺先后在东方红炼油厂(现中石化燕山分公司炼油厂)、抚顺石油一厂、荆门炼油厂、大连石油七厂、茂名炼油厂实现工业化。
1983年11月第一套采用石蜡加氢专用催化剂处理量为6X104t／a的石蜡加氢装置在东方红炼油厂投产，1984年另两套石蜡加氢装置在抚顺石油一厂和荆门炼油厂投产，1986年又两套石蜡加氢装置在大连石油七厂和茂名炼油厂相继投产。
2．装置的主要类型20世纪60年代以来国外陆续发展的蜡加氢精制工艺有十多种，可归纳为五种类型见表2—85。
(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
蜡油加氢装置优化方案
蜡油加氢装置优化方案
蜡油加氢装置是一种重要的炼油工艺设备，用于将重油中的蜡状成分转化为液体状，提高石油产品的质量和产率。
为了优化蜡油加氢装置的性能，可以采取以下方案：
1. 优化反应器设计：通过增加反应器容积和改变反应器内的填料材料，可以增加反应器的饱和度，提高反应效果。
此外，采用多个反应器串联布置，可以使反应器之间的温度和压力不同，增加反应过程中的适应性。
2. 改进催化剂：选择更加优良的加氢催化剂，如负载型催化剂或复合型催化剂，可以提高蜡油加氢转化率和选择性。
此外，可采用中空颗粒催化剂，提高催化剂的稳定性和循环使用率。
3. 控制反应温度和压力：合理控制反应温度和压力，使其处于较佳的反应条件。
适当提高温度可以加快反应速率，提高产品产率，而降低压力有助于蜡油的转化和促进副反应的降低。
4. 提高氢气流量和纯度：增加氢气的流量和提高氢气的纯度，有利于蜡油的加氢反应。
较大的氢气流量可以提供足够的氢原子，促进蜡油的饱和和分解，同时高纯度的氢气可以减少催化剂的中毒作用。
5. 加强工艺控制：通过改进仪表仪控系统，提高反应温度、压力和氢气流量的控制精度，使其能够自动调节到最佳状态。
同时，加强过程监控，及时检测和排除可能影响装置运行的异常情况，保证设备的稳定运行。
6. 加强设备维护：定期对蜡油加氢装置进行检修和维护，清洗和更换催化剂，清除堵塞物，保持设备的良好状态。
加强设备维护，延长装置的使用寿命，提高装置的运行稳定性和可靠性。
综上所述，通过优化反应器设计、改进催化剂、控制反应温度和压力、提高氢气流量和纯度、加强工艺控制和设备维护，可以有效提高蜡油加氢装置的性能，提高产品的质量和产率。
新建蜡油加氢装置与柴油加氢装置共用氢气系统运行总结
新建蜡油加氢装置与柴油加氢装置共用氢气系统运行总结摘要：蜡油加氢是一类加氢(Hydrotreating),是指这些加氢过程通过加氢反应,原油的分子大小不发生变化,或者只有不到10%的分子变小。
蜡油加氢装置主要用减压蜡油(VGO)和蒸发装置的碳氢化合物(CGO)作为原料,通过加氢处理,去除原料中的硫和部分去除氮化物、氧化物和金属杂质。
同时,也有反应,如油和芳香族饱和度。
通过加氢可以达到以下效果:改善产品的性能,催化汽油的硫含量可以降低到小于0.015%(质量分数)。
奥林含量低于35%(体积百分比);催化柴油的密度和硫含量大大降低;Hexadhan值增加近10个单位;满足环保要求,大大减少催化裂化气体中的SOx和NOx。
它有利于提高中间蒸发器的产量,氢化过程的副产量约为低硫柴油的8%～12%,是一种优质柴油混合组分;与此同时,汽油和液化天然气的硫含量分别下降了61.1%。
64.7%和增加汽油和柴油的产量,并减少了催化干气的碳产量。
在当今油品质量和环保要求越来越严格的情况下,催化裂化原料必须加氢,否则难以满足质量和环保要求。
因此,蜡油加氢装置得到了迅速发展。
关键词：蜡油加氢装置；柴油加氢装置；共用氢气系统；运行总结引言蜡油加氢是炼油工业生产中最重要的环节之一,其中氢的消耗量与炼油企业的生产成本有关,因此,为了降低投入成本,提高行业竞争力,炼油企业应做好蜡油加氢处理研究,优化相关加工工艺。
1蜡油加氢装置介绍某公司在产品质量升级改造项目中，为了充分利用剩余的重整氢资源、最大限度改善蜡油性质，根据产品质量升级改造规划，在现有的柴油加氢装置内新建了蜡油加氢装置。
装置原料为焦化蜡油和直馏蜡油，其中焦化蜡油占比55.1％，直馏蜡油占比44.9％。
装置生产的加氢蜡油全部送至催化裂化（催化）装置作为进料的一部分，可以改善催化装置的进料性质以及产品分布。
装置所需氢气由柴油加氢装置供给，与柴油加氢装置共用氢气系统，两套装置同开同停。
蜡油加氢装置氢耗影响因素分析及降耗措施
蜡油加氢装置氢耗影响因素分析及降耗措施摘要：在加氢裂化装置中，氢气是非常重要的一种原料，在蜡油加氢工艺中，装置工艺越来越先进。
加氢处理、加氢反应均要消耗氢气，机械泄漏、溶解损失以及微量排放等也会消耗氢气。
氢气成本约占加氢裂化装置加工成本的7%~13%。
蜡油加氢处理装置的氢耗与原料油的密度、硫含量及反应温度有直接的关系，研究蜡油加氢处理装置的氢耗，优化装置的生产过程，提高蜡油加氢处理的效率很有必要。
基于此，本文就影响蜡油加氢装置氢耗的因素进行了详细分析，明确了反应温度、原料油含硫量和原料油密度等因素会影响装置氢耗。
为了降低氢气消耗，应注意控制反应温度、原料油含硫量和原料油密度。
同时做好点火检查工作，避免机组发生漏氢，确保生产顺利进行。
关键词：蜡油加氢；氢消耗；影响因素；节能降耗0前言蜡油加氢处理是炼油工业生产的重要环节之一，其氢耗量与炼油企业的生产成本密切有关。
因此，实现蜡油加氢装置氢耗的节能优化在炼油企业中有着非常重要的意义，尤其是在当前油价持续走高的情况下，蜡油加氢装置要想实现节能降耗就必须明确导致蜡油加氢装置氢耗的主要影响因素，进而采取针对性的措施进行降耗。
1 蜡油加氢处理装置介绍蜡油加氢处理工艺的实施，主要是为了对蜡油进行精制，得到合格的蜡油。
装置生产过程中，具有高压，强放热的特点。
对原料油的预热、反应物的加热、产品的冷却处理过程均涉及热能的转换和储存。
合理控制反应温度，能够有效地降低氢耗。
蜡油加氢处理过程中，是氢气与催化剂存在的条件下的高温高压的反应过程。
实现加氢脱硫的反应，通过硫和氢的化学反应，得到硫化氢。
加氢脱氮反应以及加氢脱氧的反应，通过氢气的消耗，使原料油中的杂质硫、氮和过多的氧消耗掉，实质是对原料油的一个提纯的过程。
2蜡油加氢装置氢耗影响因素影响蜡油加氢能耗的原因有很多，根据生产实践，蜡油加氢装置的氢耗受反应温度、食用油含硫量和食用油密度的影响。
因此，在满足生产要求的基础上，做好这些参数的研究工作，掌握其影响规律，优化这些参数，并将其控制在合理范围内，以降低氢耗，更好地实现生产和经济目标。
蜡油加氢装置简介
100万吨/年蜡油加氢装置装置简介中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部2007年3月编制：何文全审核：严俊校对：周新娣目录第一章工艺简介 (1)一、概述 (1)二、装置概况及特点 (1)三、原材料及产品性质 (2)四、生产工序 (4)五、装置的生产原理 (5)六、工艺流程说明 (5)七、加工方案 (6)八、自动控制部分 (10)九、装置内外关系 (11)第二章设备简介 (13)一、加热炉 (13)二、氢压机 (13)三、非定型设备 (13)四、设备一览表 (15)五、设备简图 (20)第一章工艺简介一、概述中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部是具有五十多年历史的加工低硫石蜡基中质原油的燃料——润滑油型炼油企业，根据中国石化股份有限公司原油油种变化和适应市场发展的需求，上海高桥分公司到2007年以后除了加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。
由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。
为了使二次加工的蜡油达到催化裂化装置的要求，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制，因此上海高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置。
本装置的建设主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。
本装置由中国石化集团上海工程有限公司设计，基础设计于2005年6月份完成，2005年8月份进行了基础设计审查，工程建设总投资2638.73万元，其中工程费用2448.74万元。
2006年7月降蜡油含硫量由原设计2.44％提高至3.28％，工程建设总概算增加820.8万元。
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。
石蜡加氢精制装置说明与危险因素防范措施
石蜡加氢精制装置说明与危险因素防范措施石蜡加氢精制装置是一种用于将黄蜡或石蜡通过加氢处理转化为白蜡的一种工业设备。
这种设备将石蜡加热至一定温度后与氢气反应，通过饱和烃的裂解与合成反应，将石蜡中的不饱和化合物去除，从而得到更纯净的白蜡产品。
然而，在进行石蜡加氢精制过程中，也存在一些危险因素需要引起注意，并采取相应的防范措施来保证设备操作的安全。
下面将对石蜡加氢精制装置的危险因素和防范措施进行详细说明。
1.高温和高压：石蜡加氢精制过程需要高温和高压环境，而高温和高压环境下容易引发爆炸和火灾等危险。
因此，需要严格控制加热温度和操作压力，确保设备的安全运行。
同时，需要定期检查和维护设备的阀门、管道和容器，确保其能够承受高温和高压环境的要求。
2.氢气泄漏：石蜡加氢精制过程需要使用氢气，而氢气是一种易燃易爆的气体，一旦泄漏可能引发火灾和爆炸。
因此，需要在装置中设置可靠的气体泄漏报警装置，并定期检查其是否正常工作。
同时，需要定期对氢气系统进行检查和维护，确保气体管道的完整性，避免泄漏的发生。
3.工作环境污染：石蜡加氢精制过程中会产生一些有害气体和污染物，如硫化氢、二甲苯等。
这些物质对人体健康有一定的危害。
因此，需要在装置周围设置通风系统和排气装置，确保工作环境的良好通风。
同时，操作人员需要佩戴防护装备，如防毒面具、防护手套和防护眼镜等，避免有害物质的直接接触。
4.废水和废气处理：石蜡加氢精制过程会产生大量的废水和废气。
这些废水和废气中含有一些有害物质，需要进行处理，以避免对环境造成污染。
因此，需要在装置中设置废水处理和废气处理系统，并定期进行检查和维护，确保其正常工作。
综上所述，石蜡加氢精制装置的操作过程中需要注意防范各种危险因素，以保证设备操作的安全。
通过控制加热温度和操作压力、设置气体泄漏报警装置、保持良好的通风环境、佩戴防护装备和进行废水和废气的处理等措施，可以有效减少事故的发生，保障人员的身体健康和环境的安全。
蜡油加氢装置使用简介
100万吨/年蜡油加氢装置装置简介股份高桥分公司炼油事业部2007年3月编制：何文全审核：严俊校对：周新娣目录第一章工艺简介 (1)一、概述 (1)二、装置概况及特点 (1)三、原材料及产品性质 (2)四、生产工序 (4)五、装置的生产原理 (5)六、工艺流程说明 (5)七、加工方案 (6)八、自动控制部分 (10)九、装置外关系 (11)第二章设备简介 (13)一、加热炉 (13)二、氢压机 (13)三、非定型设备 (13)四、设备一览表 (15)五、设备简图 (20)第一章工艺简介一、概述股份高桥分公司炼油事业部是具有五十多年历史的加工低硫石蜡基中质原油的燃料——润滑油型炼油企业，根据股份原油油种变化和适应市场发展的需求，高桥分公司到2007年以后除了加工原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。
由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。
为了使二次加工的蜡油达到催化裂化装置的要求，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制，因此高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置。
本装置的建设主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。
本装置由集团工程设计，基础设计于2005年6月份完成，2005年8月份进行了基础设计审查，工程建设总投资2638.73万元，其中工程费用2448.74万元。
2006年7月降蜡油含硫量由原设计2.44％提高至3.28％，工程建设总概算增加820.8万元。
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。
蜡油加氢装置简介
蜡油加氢装置简介 Document serial number【KKGB-LBS98YT-BS8CB-BSUT-BST108】100万吨/年蜡油加氢装置装置简介中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部2007年3月编制：何文全审核：严俊校对：周新娣目录第一章工艺简介一、概述中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部是具有五十多年历史的加工低硫石蜡基中质原油的燃料——润滑油型炼油企业，根据中国石化股份有限公司原油油种变化和适应市场发展的需求，上海高桥分公司到2007年以后除了加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。
由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。
为了使二次加工的蜡油达到催化裂化装置的要求，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制，因此上海高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置。
本装置的建设主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。
本装置由中国石化集团上海工程有限公司设计，基础设计于2005年6月份完成，2005年8月份进行了基础设计审查，工程建设总投资2638.73万元，其中工程费用2448.74万元。
2006年7月降蜡油含硫量由原设计2.44％提高至3.28％，工程建设总概算增加820.8万元。
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。
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。
联合装置设计—航煤加氢装置和蜡油加氢装置
69加氢技术是重质油轻质化、油品精制和改质的重要手段[1-6]。
航煤加氢和蜡油加氢是炼厂原油二次加工中重要的加氢装置之一。
蜡油加氢通常以减压蜡油（VGO）及焦化蜡油（CGO）为原料，通过加氢反应脱除其中的硫化物、部分氧化物、氮化物及金属杂质，传统流程是典型的高耗能装置。
航煤加氢装置生产的产品是航空煤油，由于直馏航煤产量及柴油装置增产航煤馏分，航煤杂质成分也变得越来越复杂，导致航煤加氢精制更加困难。
蜡油加氢和航煤加氢都有氢气系统和分馏系统，从装置集约化思想出发，通过物流和能量耦合，能够降低装置能耗、减少投资和占地[3-4]。
经过系统分析和全流程优化，开发了蜡油加氢和航煤加氢联合工艺技术，并在某炼厂实现了260万t/a蜡油加氢与60万t/a航煤加氢工程设计、建设和投用。
该联合装置一次投料开车成功，并产出合格产品。
标定结果表明，加工能力、产品质量、能耗、物耗及环保等各项指标均达到或优于设计值，催化剂活性、选择性及稳定性能良好。
1 工程设计的特点1.1 三大联合的采用—热联合、新氢压缩机联合、公用工程联合某炼厂260万t/a蜡油加氢与60万t/a航煤加氢采用联合设计模式，是国内为数不多的节能环保型联合装置。
蜡油加氢处理单元催化剂采用中国石化石油化工科学研究院（简称石科院）开发的RG系列保护剂，RDM-32脱金属剂和RVS-420等催化剂；航煤加氢单元采用石科院开发的直馏航煤加氢精制专用催化剂RSS-2及保护剂。
装置间热联合：蜡油装置的分馏塔底热油供热给航煤加氢装置产品分馏塔底重沸器实现间接汽提，省略航煤加氢分馏塔底重沸炉，节省了设备投资及燃料气消耗。
装置间新氢压缩机联合：航煤加氢装置不设新氢压缩机，装置新氢自蜡油加氢装置新氢压缩机送至航煤装置，节省了设备投资及电耗。
在装置间公用工程系统联合：联合装置的公用工程统一设蜡油加氢装置。
装置开停工及正常生产所需的新鲜水、循环冷水、除氧水、蒸汽、燃料气、氮气和压缩空气均由蜡油加氢装置送入；装置内排水系统设置循环压力回水，含油污水、生活污水及雨水等系统均送往蜡油加氢装置统一去相应系统处理或排放；装置内设置放空气体管线，收集正常生产泄放、事故排放及开停工、检修时泄压放空的各种气体，送至蜡油加氢装置放空罐排往工厂火炬系统。
100万吨年柴蜡油加氢精制装置操作规程
100×104t/a柴、蜡油加氢精制装置操作规程第一章装置概述第一节加氢工艺简介……………………………………………………4页第二节装置概况…………………………………………………………5页第二章加氢精制工艺原理第一节加氢工艺原理……………………………………………………7页第二节加氢精制反应机理………………………………………………8页第三章生产工艺过程第一节装置工艺流程简述………………………………………………12页第二节装置物料平衡及工艺操作条件…………………………………14页第三节催化剂性质及技术规格…………………………………………18页第四章装置生产工艺技术指标第一节原材料及产品质量………………………………………………20页第二节生产过程气体性质………………………………………………23页第三节装置消耗、能耗指标……………………………………………24页第四节装置生产控制分析………………………………………………27页第五章装置正常操作（岗位操作法）第一节氢气压缩机操作法………………………………………………28页第二节加热炉操作法……………………………………………………37页第三节反应系统操作法…………………………………………………43页第四节分馏系统操作法…………………………………………………50页第五节装置循环流程操作法……………………………………………54页第六节机泵操作法……………………………………………………57页第六章装置正常开工第一节装置的大检查…………………………………………61页第二节水电汽风引进装置……………………………………63页第三节装置试压与气密………………………………………65页第四节临氢系统升温干燥……………………………………70页第五节催化剂装填……………………………………………71页第六节催化剂预硫化…………………………………………74页第七节分馏系统引油升温循环………………………………77页第八节反应投料………………………………………………79页第七章装置正常停工…………………………………82页第八章装置主要控制及联锁自保……………………83页第一节装置主要控制回路……………………………………83页第二节装置联锁自保…………………………………………86页第九章装置事故处理…………………………………87页第一节装置停电紧急处理预案………………………………87页第二节装置停风紧急处理预案………………………………90页第三节装置停水紧急处理预案………………………………92页第四节装置停蒸汽紧急处理预案……………………………94页第五节装置停瓦斯紧急处理预案……………………………95页第六节重大工艺设备问题处理………………………………97页第十章环境保护…………………………………………102页第十一章劳动安全卫生…………………………………103页第十二章操作技术问答…………………………………108页附图：工艺流程设备平面图附表：设备一览表第一章加氢精制装置概述第一节加氢工艺简介催化剂加氢对于提高原油加工深度，合理利用石油资源，改善产品质量，提高轻质油收率以及减少大气污染都具有重要意义。
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。
1.5 Mta蜡油加氢装置能耗分析与节能措施
郭林超：1.5Mt/a蜡油加氢装置能耗分析与节能措施第11卷第4期（2021-04）中石油乌鲁木齐石化公司150×104t/a蜡油加氢装置[1]，主要是以常减压装置的减压蜡油和焦化装置的焦化蜡油为原料，在高温高压和氢气以及催化剂的作用下脱除原料中的硫、氮等杂质，改进烃的分子结构，提高蜡油中的氢含量，为催化裂化装置提供优质原料，同时副产一部分柴油和石脑油[2]。
装置的设计规模150×104t/a，实际加工能力156×104t/a，年开工时间为8400h。
2014年7月一次试车成功。
1能耗影响因素分析1.1装置设计能耗150×104t/a蜡油加氢装置设计综合能耗见表1。
可见150×104t/a蜡油加氢装置设计综合能耗为13.84kg/t(标油)，设计能耗中考虑了低温热的产能输出，在实际生产过程中，此部分的产能并不考虑在综合能耗。
2016年8月150kg/t(标油)蜡油加氢装置检修完毕后按蜡油加工方案运行，加工减压蜡油、焦化蜡油。
加工负荷为94.6%（176t/h），此时蜡油加氢装置的综合能耗18.65kg/t(标油)，初期综合能耗见表2。
表1蜡油加氢装置设计综合能耗项目循环水/(t·h-1)脱氧水/(t·h-1)除盐水/(t·h-1)凝结水/(t·h-1)电/kWh1.0MPa蒸汽/(t·h-1)0.45MPa蒸汽/(t·h-1)净化风/(m3·h-1)氮气/(m3·h-1)燃料气/(t·h-1)消耗量535.5027.0020.00-12.005894.70-0.20-9.20300.00480.001.43能耗/(kg·t-1)(标油)0.291.340.25-0.498.26-0.08-3.270.060.398.56表2蜡油加氢装置开工初期综合能耗项目循环水/(t·h-1)脱氧水/(t·h-1)除盐水/(t·h-1)凝结水/(t·h-1)电/kWh1.0MPa蒸汽/(t·h-1)0.45MPa蒸汽/(t·h-1)净化风/(m3·h-1)氮气/(m3·h-1)燃料气/(t·h-1)综合能耗—消耗量927.004.5010.50-14.505910.0012.50-2.50425.0050.000.96能耗/(kg·t-1)(标油)0.500.220.13-0.608.285.12-0.890.090.045.7618.651.5Mt/a蜡油加氢装置能耗分析与节能措施郭林超（乌鲁木齐石化分公司）摘要：中石油乌鲁木齐石化公司1.5Mt/a蜡油加氢装置设计年开工时数8400h，主要是以减压蜡油和焦化蜡油为原料，在高温高压和氢气以及催化剂的作用下脱除原料中的硫、氮等杂质，改进烃的分子结构，提高蜡油中的氢含量，为催化裂化装置提供优质原料，同时副产一部分柴油和石脑油。
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100万吨/年蜡油加氢装置装置简介中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部2007年3月编制：何文全审核：严俊校对：周新娣目录第一章工艺简介一、概述中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部是具有五十多年历史的加工低硫石蜡基中质原油的燃料——润滑油型炼油企业，根据中国石化股份有限公司原油油种变化和适应市场发展的需求，上海高桥分公司到2007年以后除了加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。
由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。
为了使二次加工的蜡油达到催化裂化装置的要求，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制，因此上海高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置。
本装置的建设主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。
本装置由中国石化集团上海工程有限公司设计，基础设计于2005年6月份完成，2005年8月份进行了基础设计审查，工程建设总投资2638.73万元，其中工程费用2448.74万元。
2006年7月降蜡油含硫量由原设计2.44％提高至3.28％，工程建设总概算增加820.8万元。
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。
热低分气相经冷凝冷却至冷低分，冷低分的液相至汽柴油加氢装置。
3.装置平面布置在总体布置，节约用地的基础上，根据生产流程、防火、防爆、安全、卫生、环境保护、施工、检修等要求，结合场地自然条件，紧凑、合理地布置。
力求工艺流程合理，物料流线短，并充分依托、利用现有设施和资源，节约建设投资，同时满足生产、操作、节能、有利管理的要求。
本装置建东有#3常减压蒸馏装置，建南是常减压装置的原料罐区，建西是延迟焦化装置，建北与催化重整装置组成联合装置，加热炉、氢压机、控制室等集中布置，功能分区，保留6米宽的消防、检修通道，达到节约用地、节能、安全、紧凑的要求。
防火间距符合规范。
4.工艺技术特点⑴ 为避免原料油与空气接触氧化产生聚合物，减轻高温部位的结焦，故在原料油缓冲罐的罐顶采用了燃料气保护。
⑵ 原料油经预热后与氢气在换热器前混合，这样可提高换热器的换热效率，减少进料加热炉炉管结焦。
⑶ 在热高分顶出口空冷器上游设置注水设施，避免铵盐析出堵塞管线和设备。
⑷ 循环氢系统增加脱硫塔，进行脱除硫化氢。
⑸ 在反应部分的流程设计中，考虑了催化剂预硫化设施。
预硫化采用液相预硫化方法，预硫化油为直馏煤油，硫化剂为二甲基二硫。
催化剂再生按器外再生考虑。
⑹ 分馏部分采用单塔汽提流程，即从反应油气中分离出来的液相反应生成油先进入脱硫化氢塔，用过热蒸汽汽提方法将硫化氢脱除，然后至催化装置热进料或者冷却后去罐区。
脱硫化氢塔脱除的含硫化氢干气自压至制氢装置或干气脱硫装置。
⑺ 本装置的最主要工艺特点就是采用了热高分流程。
热高分流程能充分地利用热能，降低能耗，它主要是将反应生成物经热高压分离器及热低压分离器分离后，大部分的液相物料不必经过冷却后再换热的过程，而直接由分离器压至分馏部分，这样使热量得到了最有效的利用。
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。
3。
2. 产品本装置的主要产品为汽油、柴油和蜡油。
3.⑴催化剂及保护剂的物化性质⑵二甲基二硫市售工业标准⑶苯甲酸胺市售工业标准⑷直馏煤油四、生产工序本装置的生产工序分为反应、分离和循环氢脱硫三部分。
1.反应工序混合原料自装置外来，在原料油缓冲罐液面控制下，通过原料油过滤器进入原料缓冲罐。
自原料缓冲罐出来的原料油经原料泵升压后，在流量控制下，经换热器换热后与混合氢混合，经反应流出物／混合进料换热器换热后进入反应进料加热炉加热至反应所需温度后进入加氢精制反应器，在反应器内进行加氢反应，主要是脱除其中的有机硫、氮、氧化物，以及烯烃饱和，以提高汽柴油的质量。
反应产物进入产物分离器，经气液相分离，气相经氢气循环机作为循环氢，液相则进入分馏系统。
2.分离工序分离工序是将加氢反应后的生成油中的H2S、NH3、H2O脱除，以保证产品中杂质含量合格。
反应生成油（柴油蜡油混合组分）从热低分D603进入脱硫化氢塔，塔底用过热蒸汽汽提，以达到脱除杂质的目的。
热低分的汽柴油组分直接进柴油加氢装置。
3.循环氢脱硫工序自D-604顶部出来的冷高分气 (循环氢)经脱硫塔前分离器(D-621)分液后进循环氢脱硫塔(C-603)，由溶剂再生装置再生后的贫胺液经贫胺液水冷器(E-611)、贫胺液罐(D-620)、贫胺液泵(P-618/A.B)后进入C-603作为吸收剂吸收循环氢中的硫化氢，通过调节冷却水量控制进C-603的贫胺液与脱硫气体的温差为5℃。
C-603底部的富胺液回加氢裂化胺再生装置再生。
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。
六、工艺流程说明温度80℃的减压蜡油和焦化蜡油在罐区用泵送入装置后按一定比例混合，通过原料油过滤器(FL-601/A.B)除去原料中大于25微米的颗粒后，进入原料油缓冲罐(D-601)，该罐顶用燃料气进行气封，以达到隔绝空气、防止油品氧化之目的。
然后用进料泵(P-601/A.B)将混合蜡油从D-601抽出升压后，经原料油/精制蜡油换热器(E-604/A.B)换热后与混合氢混合，该混合进料经反应流出物/混合进料换热器(E-601/A~C)换热后进入反应进料加热炉(F-601)，加热至350?C(末期375℃)后进入加氢精制反应器(R-601)。
由R-601出来的反应物经E-601/A~C与混合进料换热温度降至220?C 后，进热高压分离器(D-602)。
热高分气体经热高分气/混合氢换热器(E-602)、热高分气空冷器(A-601/A~D)、热高分气冷却器(E-603)冷至45?C 后进入冷高压分离器(D-604) 进行油、气、水三相分离。
为防止热高分气在冷却过程中析出铵盐，堵塞管路和设备，通过除盐水泵(P-602/A~C)抽取除盐水罐(D-611)的除盐水，注入A-601前。
自D-604顶部出来的冷高分气(循环氢)经脱硫塔前分离器(D-621)分液后进循环氢脱硫塔(C-603)，由加氢裂化胺再生装置后的贫胺液经贫胺液水冷器(E-611)、贫胺液罐(D-620)、贫胺液泵(P-618/A.B)后进入C-603作为吸收剂吸收循环氢中的硫化氢，通过调节冷却水量控制进C-603的贫胺液与脱硫气体的温差为5?C。
C-603底部的富胺液回加氢裂化胺再生装置再生。
脱硫后的循环氢经循环氢压缩机入口分液罐(D-610)分液、循环氢压缩机(K-602)升压后，与来自新氢压缩机(K-601/A.B)出口的新氢混合成为混合氢循环使用。
D-604的油相经液控阀降压后进入冷低压分离器(D-605)。
D-602的热高分油经液控阀降压后，进入热低压分离器(D-603)，D-603气相经热低分气冷却器(E-605)冷却到45?C后与冷高分油混合进入冷低压分离器(D-605)。
D-603底部的热低分油（精制蜡油）进入脱硫化氢塔，塔底用过热蒸汽汽提，以达到脱除杂质的目的。
C601底油与原料油在E-604/A.B换热至160?C后作为热出料至催化裂化装置。
停工时精制蜡油通过精制蜡油空冷器A-604/A~D冷却至90?C去罐区。
D-605的冷低分油（汽柴油），去柴油加氢精制装置。
停工时去罐区。
D-604 、D-605底部排出的含硫污水自压至酸性水处理装置。
D-605顶部的含硫气体，自压至140万吨/年加氢裂化装置脱硫塔。
D-610排放的废氢自压至火炬管网。
压力为1.9～2.0MPa的补充氢由连续重整装置来，经新氢压缩机入口分液罐(D-608)分液后，再经新氢压缩机(K-601/A.B)升压后与K-602出口的循氢混合成为混合氢。
七、加工方案1.物料平衡表6 蜡油加氢精制装置技术改造物料平衡4.表8 蜡油加氢精制装置技术改造辅助材料消耗⒎7.1 加氢反应器影响加氢转化催化剂活性因素甚多，不同使用条件如温度、压力、空速、H/油，将直接影响原料中有机硫的转化率，故选择合适的操作条件对有机2硫加氢转化活性极为重要。
①反应温度有机硫加氢转化反应是放热反应，因此从热力学角度看，降低温度有利于转化反应，温度越低，有机硫的平衡浓度愈低，但因为加氢转化反应的平衡常数较大，因此从提高反应速度着想，反应应在较高温度下进行。
因此操作温度一般为280～370℃。
如400℃就有可能产生聚合结焦副反应(尤其对C7以上重质烃最重要)。
当温度超过430℃时可能发生析炭反应，放出的大量热使催化剂床层飞温，损坏催化剂和设备。
因此，反应温度应严格控制，特别是对含烯烃较多或碳氧化物含量较高的原料，反应起始温度不要控制的过高。
②操作压力从反应式可知，加氢反应所得产物，其总分子数稍有减少，因此，提高压力有利于反应向生成物方向进行。
反应速度与压力的0.5～0.6次方成正比，同时，提高压力可抑制结焦反应的发生，有利于保护催化剂的活性和延长催化剂的使用寿命。
③氢油比在加氢系统中，氢分压高对加氢反应在热力学上有利，同时也能抑制生成积碳的缩合反应．维持较高的氢分压是通过大量氢气循环来实现的。
因此，加氢过程所用的氢油比大大超过化学反应所需要的数值，提高氢油比可以提高氢分压。