目录：

1.焦化汽柴油加氢精制装置原理

2.焦化汽柴油加氢精制装置图片

3.焦化汽柴油加氢精制装置图

4.焦油加氢的项目

5.焦油加氢精制的产品

6.柴油加氢精制工艺流程

7.焦油加氢装置的特性

8.焦油加氢工艺流程简图

9.焦油加氢工艺流程图

10.柴油加氢精制催化剂

1.焦化汽柴油加氢精制装置原理

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2.焦化汽柴油加氢精制装置图片

主要内容：对于汽柴油加氢装置来说，原料性质决定了加氢精制的反应方向和放热量大小，也是决定氢油比和反应温度的主要依据重点分析了原料性质发生改变对反应器床层温度、装置耗氢量和产品质量的影响分析结果表明：原料中轻组分增加、S和N含量增加、加氢精制反应器放热量增加，反应器床层温度上升，装置耗氢量增加，精制柴油中S,N含量增加。

3.焦化汽柴油加氢精制装置图

采取一些措施不仅保证产品质量合格，对催化剂长周期运行也有重大意义关键词：原料性质 汽柴油加氢装置 反应温度 氢气耗量 产品性质中国石化塔河炼化有限责任公司2号汽柴油加氢装置于2010年建成投产，处理量为1.4 Mt/a。

4.焦油加氢的项目

为了适应柴油质量升级要求[1]，2015年采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院的汽柴油加氢技术进行扩能改造，新增 1 台反应器和 1 台新氢压缩机，扩能改造后处理量达到1.67 Mt/a，产品满足国Ⅴ柴油标准。

5.焦油加氢精制的产品

2 号汽柴油加氢装置实行多路原料直供，原料性质变化较大，因此分析原料性质变化对反应系统产生的影响是很有必要的2019年8月9日，因上游装置生产需要，调整2号汽柴油加氢装置原料油比例，进料性质发生变化，影响了反应器反应温度、冷氢耗量、新氢耗量以及产品质量。

6.柴油加氢精制工艺流程

下文就当日调整原料比例后所引起的加氢反应器工艺参数变化进行分析，探讨具体调整方案，保证反应器平稳运行和产品质量合格1 加氢精制反应部分的工艺2号汽柴油加氢装置由反应部分和分馏系统组成，图1是反应部分的工艺流程。

7.焦油加氢装置的特性

图1 加氢反应工艺流程Fig.1 Process flow of hydrogenation reaction原料为2号焦化装置的焦化汽油、焦化柴油和2号常减压装置的直馏柴油以及少量的减一线柴油采用炉前混氢工艺，混合原料与反应器R101反应流出物换热后，依次进入新增反应器R102和原反应器R101进行加氢精制。

8.焦油加氢工艺流程简图

两台反应器第二和第三床层入口均设有冷氢线，冷氢将多余的反应热带出反应器，保护催化剂，保证反应器平稳运行反应流出物与原料换热后在高压分离器(高分)中进行气、油、水三相分离，油相进入分馏系统进一步分离出汽油和柴油。

9.焦油加氢工艺流程图

2 催化剂及反应条件2.1 催化剂R102采用中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院开发的超深度加氢脱硫组合催化剂RS-2100/2110[2]，R101采用FHUDS系列再生剂RS-2100/2110的性质见表1。

10.柴油加氢精制催化剂

表1 RS-2100/2110性质Table 1 Properties of RS-2100/2110

2.2 反应条件及原料油性质原料调整之前，2号汽柴油加氢装置处理量为180 t/h，其中焦化汽油45 t/h(30 t/h为直供，15 t/h由罐区供)，焦化柴油60 t/h(50 t/h为直供，10 t/h由罐区供)，常二线柴油70 t/h由2号常压装置直供，其余5 t/h为减一线柴油和常二线柴油混合直供(以下称直馏柴油)。

操作条件：高分压力6.5 MPa，R102入口温度 322 ℃， R101入口温度 368 ℃，进装置新氢量为15.6 dam3/h，R102上部床层冷氢量为0，中部床层冷氢量为300～500 m3/h，R101上、下床层冷氢量均为0。

表2是各部分原料油的性质从表中可看出，焦化柴油与常二线柴油相比，初馏点低，密度大，S含量高(焦化柴油的S含量约为常二线柴油的3倍)，N含量高(焦化柴油的N含量约是常二线柴油的7倍)直馏柴油全部改出装置后，混合原料中S，N含量大幅增加，S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量虽没有超过设计值，但也增加了55%。

同时原料油初馏点降低，但其他馏出温度变化不大表2 原料油性质Table 2 Properties of feedstock

3 原料性质变化对反应部分的影响3.1 反应温度的变化2019年8月9日11∶00 改出38 t/h直馏柴油，用罐区的焦化柴油补足生产需求原料中焦化柴油比例由33%增加至54%，S，N含量大幅增加原料经加热炉加热至322 ℃进入R102第一床层，床层上部和下部升温较慢，中部温度涨幅约0.2 ℃/min，1 h后由360 ℃升到372 ℃。

12∶05改出全部直馏柴油，此时原料油中焦化柴油占75%，S，N含量进一步增加，R102第一床层中、下部温度快速上升2 h后达到最高点，上部334 ℃，中部393 ℃，下部400 ℃(反应器高点温度不大于420 ℃)。

图2为R102第一床层温度随时间变化趋势造成温度快速上升的原因：一方面可能是原料油中轻组分增加，S，N含量大幅增加，油品中脂肪族含硫化合物、不饱和烃增多，反应活性高，反应放热量大[3]；另一方面一小部分反应热被反应流出物带到R101出口与原料换热提高了原料进入加热炉的温度，使反应器入口温度有小幅升高。

图2 R102入口及第一床层温度变化趋势(2019-08-09)Fig.2 Change trend of R102 inlet and first bed temperature为保护催化剂，需降低反应器床层温度，而由于原料中S，N含量增加，要保证产品质量，必须增加反应深度，降低反应温度势必会影响产品质量。

因此适当降低反应空速，将处理量从180 t/h降至170 t/h，R102第一床层下部温度1 h后开始缓慢下降，最高温度降至395 ℃，反应器情况稳定反应器入口温度降低使整个床层温度下降，反应流出物温度下降，导致换热后的原料油温度下降，进而引起反应器温度进一步降低，最高温度降至393 ℃。

由于R102第二床层入口设有冷氢线，大量的冷氢使 R102从第二床层开始温度得到了较好控制，R102中、下部以及R101床层温度增幅不大3.2 装置用氢的变化装置用氢由循环氢和新氢两部分组成循环氢部分用作冷氢，维持反应器床层温度，部分作为炉前混氢，维持反应所需的氢分压。

新氢是2号制氢和2号重整产氢的混合氢，纯度不小于85%，经压缩机升压后进入加氢系统3.2.1 冷氢量变化图3是R102第二床层和第三床层入口冷氢量的变化从图3中可以看出，12∶05直馏柴油全部改出装置后，R102第二床层冷氢量迅速增加，最大超过了20 dam3/h。

这是因为大量的焦化柴油进入R102以后，在第一床层剧烈反应，产生大量反应热，需要大量冷氢将多余热量及时带走，保护催化剂，稳定反应器，保证装置能够长周期运行大量冷氢的介入很好地控制了第二床层入口温度，使R102下部床层温度变化不大，第三床层入口的冷氢量变化不大。

当降低反应入口温度、空速后，R102第二床层入口的冷氢量直降到15 dam3/h 左右，受换热影响反应器入口温度进一步降低，冷氢量减小至7 dam3/h左右19∶30，焦化单元恢复直馏柴油，原料中的轻组分减少，S，N含量下降，R102 第二床层入口冷氢量缓慢减少直到冷氢阀关闭，流量回零。

大量的冷氢消耗势必会影响炉前混氢用量，从当日数据看，炉前混氢最大下降了15 dam3/h 左右，但为时不长(25 min左右)，这是因为2号制氢装置大量新氢及时供应，并及时降温降量使得炉前混氢量很快恢复。

图3 R102第二床层和第三床层入口冷氢量变化(2019-08-09)Fig.3 Change of cold hydrogen at the second and third bed entrance of R102

3.2.2 对新氢耗量的影响含硫化合物(硫醇、硫醚)耗氢量理论值为12.5 m3/m3，含氮化合物(吡啶、吡咯)耗氢量理论值为53.7 m3/m3，焦化柴油的加氢反应耗氢量远高于直馏柴油图4为新氢耗量变化。

随直馏柴油部分改出装置，新氢耗量不断增加，全部改出后，新氢耗量最大接近19 dam3/h处理量降至170 t/h 后，新氢耗量降至18 dam3/h 左右降低反应器入口温度后新氢耗量降至17 dam3/h左右。

当日恢复直馏柴油后，反应耗氢量降低，冷氢耗量下降至16 dam3/h以下

图4 新氢耗量变化(2019-08-09)Fig.4 Fresh hydrogen consumption change由于化学耗氢量增加，高分短时间内压力骤降，氢分压的减小不利于原料中S，N的脱出[4]，压力骤降也会影响设备的长周期运行。

图5为高分压力变化，直馏柴油全部被焦化柴油代替后，高分压力降至最低值，化学耗氢量达到最大值降低反应器入口温度、空速，2号制氢装置补充大量新氢，高分压力按0.1 MPa/h 恢复至正常范围

图5 高分压力变化(2019-08-09)Fig.5 Pressure change of high pressure separator3.3 产品质量和能耗由于原料油中S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量增加了55%，需降低空速来降低进料S，N总量，保证产品质量。

同时，原料中轻组分增多，酸性气体增多，导致分馏塔顶部压力增大，为保证精制柴油闪点合格，将分馏塔底部温度提高 2 ℃产品性质和能耗情况见表3从表3可知，稳定汽油和精制柴油产品质量均合格但2019年8月9日所得精制柴油总硫较高，这可能是因为：①原料中S含量高；②原料中N含量高抑制了脱S反应进行[5]；③氢分压骤降影响了脱S效果。

但它们均小于设计值，可见RS-2100/2110 组合催化剂具有高的脱S、脱N活性8月10日恢复处理量，产品质量合格，可知8月9日采取的措施比较得当，催化剂的脱S、脱N活性未受到很大影响8月9日装置能耗较高，可能是氢耗、汽轮机蒸汽耗量(循环氢增加)、压缩机电耗和分馏塔底重沸炉的燃气耗量增加所致。

表3 产品性质和能耗Table 3 Products properties and energy consumption

4 总 结因上游原因使装置原料结构变化较大：原料中焦化柴油比例由33%增大到75%，原料中轻组分增加，S，N含量大大增加，S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量增加了55%原料进入反应器后，放出大量热。

为防止反应器超温并保证产品质量合格需要做到以下几点：(1)及时降低反应器入口温度，增加注冷氢量，降低反应空速；(2)由于装置耗氢量的急剧增大，上游制氢装置必须按允许的最大幅度提高产氢量，保证氢气供应，并且及时调整增压机负荷，防止高分压力出现骤降、骤升，损坏催化剂；

(3)含S气体量增大后要及时调节分馏塔顶部压力，保证精制柴油闪点合格；(4)原料组成变化后反应床层温度最大有20 ℃左右的波动，高分压力有 0.3 MPa 的波动，会影响催化剂的长周期运行，所以上游装置提供性质稳定的原料对该装置意义重大。

（作者：李丽蓉，张占彪  中国石化塔河炼化有限责任公司）感谢作者的辛勤付出和贡献！本文引自炼油技术与工程，超级石化整理发布，供参考了解，转载请注明出处。本文如果对您有帮助，请点击下方在看，留言交流！

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1.焦化汽柴油加氢精制装置原理

2.焦化汽柴油加氢精制装置图片

3.焦化汽柴油加氢精制装置图

4.焦油加氢的项目

5.焦油加氢精制的产品

6.柴油加氢精制工艺流程

7.焦油加氢装置的特性

8.焦油加氢工艺流程简图

9.焦油加氢工艺流程图

10.柴油加氢精制催化剂

1.焦化汽柴油加氢精制装置原理

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2.焦化汽柴油加氢精制装置图片

主要内容：对于汽柴油加氢装置来说，原料性质决定了加氢精制的反应方向和放热量大小，也是决定氢油比和反应温度的主要依据重点分析了原料性质发生改变对反应器床层温度、装置耗氢量和产品质量的影响分析结果表明：原料中轻组分增加、S和N含量增加、加氢精制反应器放热量增加，反应器床层温度上升，装置耗氢量增加，精制柴油中S,N含量增加。

3.焦化汽柴油加氢精制装置图

采取一些措施不仅保证产品质量合格，对催化剂长周期运行也有重大意义关键词：原料性质 汽柴油加氢装置 反应温度 氢气耗量 产品性质中国石化塔河炼化有限责任公司2号汽柴油加氢装置于2010年建成投产，处理量为1.4 Mt/a。

4.焦油加氢的项目

为了适应柴油质量升级要求[1]，2015年采用中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院的汽柴油加氢技术进行扩能改造，新增 1 台反应器和 1 台新氢压缩机，扩能改造后处理量达到1.67 Mt/a，产品满足国Ⅴ柴油标准。

5.焦油加氢精制的产品

2 号汽柴油加氢装置实行多路原料直供，原料性质变化较大，因此分析原料性质变化对反应系统产生的影响是很有必要的2019年8月9日，因上游装置生产需要，调整2号汽柴油加氢装置原料油比例，进料性质发生变化，影响了反应器反应温度、冷氢耗量、新氢耗量以及产品质量。

6.柴油加氢精制工艺流程

下文就当日调整原料比例后所引起的加氢反应器工艺参数变化进行分析，探讨具体调整方案，保证反应器平稳运行和产品质量合格1 加氢精制反应部分的工艺2号汽柴油加氢装置由反应部分和分馏系统组成，图1是反应部分的工艺流程。

7.焦油加氢装置的特性

图1 加氢反应工艺流程Fig.1 Process flow of hydrogenation reaction原料为2号焦化装置的焦化汽油、焦化柴油和2号常减压装置的直馏柴油以及少量的减一线柴油采用炉前混氢工艺，混合原料与反应器R101反应流出物换热后，依次进入新增反应器R102和原反应器R101进行加氢精制。

8.焦油加氢工艺流程简图

两台反应器第二和第三床层入口均设有冷氢线，冷氢将多余的反应热带出反应器，保护催化剂，保证反应器平稳运行反应流出物与原料换热后在高压分离器(高分)中进行气、油、水三相分离，油相进入分馏系统进一步分离出汽油和柴油。

9.焦油加氢工艺流程图

2 催化剂及反应条件2.1 催化剂R102采用中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院开发的超深度加氢脱硫组合催化剂RS-2100/2110[2]，R101采用FHUDS系列再生剂RS-2100/2110的性质见表1。

10.柴油加氢精制催化剂

表1 RS-2100/2110性质Table 1 Properties of RS-2100/2110

2.2 反应条件及原料油性质原料调整之前，2号汽柴油加氢装置处理量为180 t/h，其中焦化汽油45 t/h(30 t/h为直供，15 t/h由罐区供)，焦化柴油60 t/h(50 t/h为直供，10 t/h由罐区供)，常二线柴油70 t/h由2号常压装置直供，其余5 t/h为减一线柴油和常二线柴油混合直供(以下称直馏柴油)。

操作条件：高分压力6.5 MPa，R102入口温度 322 ℃， R101入口温度 368 ℃，进装置新氢量为15.6 dam3/h，R102上部床层冷氢量为0，中部床层冷氢量为300～500 m3/h，R101上、下床层冷氢量均为0。

表2是各部分原料油的性质从表中可看出，焦化柴油与常二线柴油相比，初馏点低，密度大，S含量高(焦化柴油的S含量约为常二线柴油的3倍)，N含量高(焦化柴油的N含量约是常二线柴油的7倍)直馏柴油全部改出装置后，混合原料中S，N含量大幅增加，S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量虽没有超过设计值，但也增加了55%。

同时原料油初馏点降低，但其他馏出温度变化不大表2 原料油性质Table 2 Properties of feedstock

3 原料性质变化对反应部分的影响3.1 反应温度的变化2019年8月9日11∶00 改出38 t/h直馏柴油，用罐区的焦化柴油补足生产需求原料中焦化柴油比例由33%增加至54%，S，N含量大幅增加原料经加热炉加热至322 ℃进入R102第一床层，床层上部和下部升温较慢，中部温度涨幅约0.2 ℃/min，1 h后由360 ℃升到372 ℃。

12∶05改出全部直馏柴油，此时原料油中焦化柴油占75%，S，N含量进一步增加，R102第一床层中、下部温度快速上升2 h后达到最高点，上部334 ℃，中部393 ℃，下部400 ℃(反应器高点温度不大于420 ℃)。

图2为R102第一床层温度随时间变化趋势造成温度快速上升的原因：一方面可能是原料油中轻组分增加，S，N含量大幅增加，油品中脂肪族含硫化合物、不饱和烃增多，反应活性高，反应放热量大[3]；另一方面一小部分反应热被反应流出物带到R101出口与原料换热提高了原料进入加热炉的温度，使反应器入口温度有小幅升高。

图2 R102入口及第一床层温度变化趋势(2019-08-09)Fig.2 Change trend of R102 inlet and first bed temperature为保护催化剂，需降低反应器床层温度，而由于原料中S，N含量增加，要保证产品质量，必须增加反应深度，降低反应温度势必会影响产品质量。

因此适当降低反应空速，将处理量从180 t/h降至170 t/h，R102第一床层下部温度1 h后开始缓慢下降，最高温度降至395 ℃，反应器情况稳定反应器入口温度降低使整个床层温度下降，反应流出物温度下降，导致换热后的原料油温度下降，进而引起反应器温度进一步降低，最高温度降至393 ℃。

由于R102第二床层入口设有冷氢线，大量的冷氢使 R102从第二床层开始温度得到了较好控制，R102中、下部以及R101床层温度增幅不大3.2 装置用氢的变化装置用氢由循环氢和新氢两部分组成循环氢部分用作冷氢，维持反应器床层温度，部分作为炉前混氢，维持反应所需的氢分压。

新氢是2号制氢和2号重整产氢的混合氢，纯度不小于85%，经压缩机升压后进入加氢系统3.2.1 冷氢量变化图3是R102第二床层和第三床层入口冷氢量的变化从图3中可以看出，12∶05直馏柴油全部改出装置后，R102第二床层冷氢量迅速增加，最大超过了20 dam3/h。

这是因为大量的焦化柴油进入R102以后，在第一床层剧烈反应，产生大量反应热，需要大量冷氢将多余热量及时带走，保护催化剂，稳定反应器，保证装置能够长周期运行大量冷氢的介入很好地控制了第二床层入口温度，使R102下部床层温度变化不大，第三床层入口的冷氢量变化不大。

当降低反应入口温度、空速后，R102第二床层入口的冷氢量直降到15 dam3/h 左右，受换热影响反应器入口温度进一步降低，冷氢量减小至7 dam3/h左右19∶30，焦化单元恢复直馏柴油，原料中的轻组分减少，S，N含量下降，R102 第二床层入口冷氢量缓慢减少直到冷氢阀关闭，流量回零。

大量的冷氢消耗势必会影响炉前混氢用量，从当日数据看，炉前混氢最大下降了15 dam3/h 左右，但为时不长(25 min左右)，这是因为2号制氢装置大量新氢及时供应，并及时降温降量使得炉前混氢量很快恢复。

图3 R102第二床层和第三床层入口冷氢量变化(2019-08-09)Fig.3 Change of cold hydrogen at the second and third bed entrance of R102

3.2.2 对新氢耗量的影响含硫化合物(硫醇、硫醚)耗氢量理论值为12.5 m3/m3，含氮化合物(吡啶、吡咯)耗氢量理论值为53.7 m3/m3，焦化柴油的加氢反应耗氢量远高于直馏柴油图4为新氢耗量变化。

随直馏柴油部分改出装置，新氢耗量不断增加，全部改出后，新氢耗量最大接近19 dam3/h处理量降至170 t/h 后，新氢耗量降至18 dam3/h 左右降低反应器入口温度后新氢耗量降至17 dam3/h左右。

当日恢复直馏柴油后，反应耗氢量降低，冷氢耗量下降至16 dam3/h以下

图4 新氢耗量变化(2019-08-09)Fig.4 Fresh hydrogen consumption change由于化学耗氢量增加，高分短时间内压力骤降，氢分压的减小不利于原料中S，N的脱出[4]，压力骤降也会影响设备的长周期运行。

图5为高分压力变化，直馏柴油全部被焦化柴油代替后，高分压力降至最低值，化学耗氢量达到最大值降低反应器入口温度、空速，2号制氢装置补充大量新氢，高分压力按0.1 MPa/h 恢复至正常范围

图5 高分压力变化(2019-08-09)Fig.5 Pressure change of high pressure separator3.3 产品质量和能耗由于原料油中S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量增加了55%，需降低空速来降低进料S，N总量，保证产品质量。

同时，原料中轻组分增多，酸性气体增多，导致分馏塔顶部压力增大，为保证精制柴油闪点合格，将分馏塔底部温度提高 2 ℃产品性质和能耗情况见表3从表3可知，稳定汽油和精制柴油产品质量均合格但2019年8月9日所得精制柴油总硫较高，这可能是因为：①原料中S含量高；②原料中N含量高抑制了脱S反应进行[5]；③氢分压骤降影响了脱S效果。

但它们均小于设计值，可见RS-2100/2110 组合催化剂具有高的脱S、脱N活性8月10日恢复处理量，产品质量合格，可知8月9日采取的措施比较得当，催化剂的脱S、脱N活性未受到很大影响8月9日装置能耗较高，可能是氢耗、汽轮机蒸汽耗量(循环氢增加)、压缩机电耗和分馏塔底重沸炉的燃气耗量增加所致。

表3 产品性质和能耗Table 3 Products properties and energy consumption

4 总 结因上游原因使装置原料结构变化较大：原料中焦化柴油比例由33%增大到75%，原料中轻组分增加，S，N含量大大增加，S含量增加了27%，比设计值高出20%，N含量增加了55%原料进入反应器后，放出大量热。

为防止反应器超温并保证产品质量合格需要做到以下几点：(1)及时降低反应器入口温度，增加注冷氢量，降低反应空速；(2)由于装置耗氢量的急剧增大，上游制氢装置必须按允许的最大幅度提高产氢量，保证氢气供应，并且及时调整增压机负荷，防止高分压力出现骤降、骤升，损坏催化剂；

(3)含S气体量增大后要及时调节分馏塔顶部压力，保证精制柴油闪点合格；(4)原料组成变化后反应床层温度最大有20 ℃左右的波动，高分压力有 0.3 MPa 的波动，会影响催化剂的长周期运行，所以上游装置提供性质稳定的原料对该装置意义重大。

（作者：李丽蓉，张占彪  中国石化塔河炼化有限责任公司）感谢作者的辛勤付出和贡献！本文引自炼油技术与工程，超级石化整理发布，供参考了解，转载请注明出处。本文如果对您有帮助，请点击下方在看，留言交流！

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