VRDS渣油加氢装置开停工设备安全技术规定 UFR/VRDS装置是在高温、高压、临氢状态下运转，计算机控制、工艺复杂、联系紧密、要求严格，为了保证安全和保护设备的催化剂，在操作的几个阶段中为保证周期安全运行，制订以下规定： 1.1 反应器升压 反应器第一次升压，在反应器（包括管嘴）所有部件的金属温度达93℃以前，压力应不超过反应器加设计压力的四分之一（4.6MPa）；一旦反应器在高于357℃的温度下操作过，对于以后的所有开工在反应器各部件的金属温度没有达到93℃以前，反应器压力严禁超过反应器入口压力的四分之一，因为反应器尤其是焊缝金属可能已回火脆化，所有一定要保证这一限制。 1.2 反应器降压 与压力有关的另一现象是氢在钢里的溶解度，在反应器操作压力和温度下，钢材里的氢浓度可达几个μg。当反应器被冷却和降压时，溶解度降低，导致氢浓度过饱和，当反应器脱气时（特别是停工时）必须小心防止因为过饱和的氢浓度引起钢的氢脆变。 停工时，在任一表面降到93℃或更低温度前，反应器应降压到4.6MPa或以下。 降压时最后一个要考虑的问题是由于高流速产生高压
降而增加的反应器内部构件的应力，降压速度应控制到任何一个反应器的压降不超过0.74MPa。 1.3 反应器升温 在反应器升温期间，升温速度应保持在下列限度以内。 表11-11 反应器升温限制规定 1.4 反应器冷却 在反应器冷却期间，降温的速率应保持在下列温度以内： 表11-12 反应器冷却限制规定 1.5 反应系统吹扫 下述程序给出了反应器和反应系统吹扫的步骤，不管
吹扫的顺序有什么变化，下列重要问题应给予重视： 1. 不管含氧气体还是含氢或烃气体都是用惰性气体（氮气）来吹扫。 2. 绝不能将含氢或含烃的系统抽真空。 3. 当抽空一个系统时，要切断循环压缩机，对压缩机抽空会损坏密封，压缩机应该用氮气单独吹扫。 1.6 反应器系统允许的压力降 表11-13 反应器的压力降 上表中列出了各反应器最大允许压力降，操作时一定要注意各反应器压降，尤其是当事故状态下，紧急泄压时，一定要严格控制卸压压降，以防内构件损坏。 1.7 连多硫酸腐蚀 为防止奥氏体不锈钢受连多硫酸腐蚀，必须按以下方式
文/李立权中石化洛阳工程有限公司 渣油加氢技术包含固定床渣油加氢处理、切换床渣油加氢处理、移动床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢裂化、悬浮床渣油加氢裂化、渣油加氢一体化技术及相应的组合工艺技术。随着原油的重质化及劣质化、分子炼油技术的发展、环境保护要求的日益严格、市场对轻质油品需求、石油产品清洁化和石化企业面临的激烈竞争，各种渣油加氢技术将快速发展。 １国内外渣油加氢工程化技术应用现状 我国渣油加氢工程化技术起步较晚，１９９９年１２月我国开发的首套２．０Ｍｔ／ａ固定床渣油加氢技术实现了工程化；２０００年１月世界首套上流式渣油加氢反应器在我国某企业１．５Ｍｔ／ａ渣油加氢装置改造工程中实现工程化；２００４年８月我国开发的５０ｋｔ／ａ悬浮床渣油加氢技术进行了工业示范；２０１４年２月我国开发的５０ｋｔ／ａ沸腾床渣油加氢工业示范装置建成中交；２０１４年４５ｋｔ／ａ油煤共炼的重油加氢装置建成；目前引进的一套２．５Ｍｔ／ａ沸腾床渣油加氢装置正在建设中。截止到２０１１年底我国投产的渣油加氢装置处理能力仅１３．３５Ｍｔ／ａ，而２０１２—２０１４年１０月投产的渣油加氢装置处理能力就达到了１９．３Ｍｔ／ａ；正在规划、设计和建设的渣油加氢装置处理能力超过３０Ｍｔ／ａ。 中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院（ＲＩＰＰ）开发的固定床渣油加氢处理重油催化裂化双向组合ＲＩＣＰ技术２００６年工程化应用，将ＲＦＣＣ装置自身回炼的重循环油（ＨＣＯ）改为输送到渣油加氢装置作为渣油加氢进料稀释油，和渣油一起加氢处理后再一同回到ＲＦＣＣ装置进行转化，同时有利于渣油加氢和催化裂化装置，工艺流程示意见图１。
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。混合氢先与热高分气进行换热，一部分和原料油混合，另一部分直接和反应产物换热后直接送至加氢精制反应器入口。 从热高压分离器出的液体（热高分油）经液力透平（HT-101）降压回收能量，或经调节阀降压，减压后进入热低压分离器进一步在低压将其溶解的气体闪蒸出来。气体（热高分气）与冷低分油和混合氢换热，最后由热高分气空冷器（A-101）冷却至55℃左右进入冷高压分离器，进行气、油、水三相分离。为防止热高分气中NH3和H2S在低温下生成铵盐结晶析出，赌赛空冷器，在反应产物进入空冷器前注入除盐水。 从冷高压分离器分理出的气体（循环氢），经循环氢脱硫后进入循环氢压缩机分液罐（D-108），有循环氢压缩机（K-102）升压后，返回反应部分同补充氢混合。自循环氢脱硫塔底出来的富胺液闪蒸罐闪蒸。从冷高压分离器分离出来的液体（冷高分油）减压后进入冷低压分离器，继续进行气、液、水三相分离。冷高分底部的含硫污水减压后进入酸性水脱气罐（D-109）进行气液分离，含硫污水送出装置至污水汽提装置处理。从冷低压分离器分离出的气体（低分气）至渣油加氢装置低压脱硫部分：液体(冷低分油）经与热高分气换热后进入脱硫化氢塔。从热低压分离器分离出的气体（热低分气）经过水冷冷却后至冷低压分离器，液体（热低分油）直接进入脱硫化氢塔。 2、分馏和吸收稳定部分
第一节工艺技术路线及特点 一、工艺技术路线 300×104t/a渣油加氢脱硫装置采用CLG公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，该工艺技术满足操作周期8000h、柴油产品硫含量不大于500ppm、加氢常渣产品硫含量不大于0.35w%、残炭不大于5.5w%、Ni+V 不大于15ppm的要求。 二、工艺技术特点 1、反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。 2、反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。 3、反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。 4、反应器为单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是便于卸催化剂。 5、采用原料油自动反冲洗过滤器系统，滤除大于25μm以上杂质，减缓反应器压降增大速度，延长装置操作周期。 6、原料油换热系统设置注阻垢剂设施，延长操作周期，降低能耗，而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。 7、原料油缓冲罐采用氮气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。 8、采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。 9、第一台反应器入口温度通过调节加热炉燃料和高压换热器旁路量来控制，其他反应器入口温度通过调节急冷氢量来控制。 10、在热高分气空冷器入口处设注水设施，避免铵盐在低温部位的沉积。 11、循环氢脱硫塔前设高压离心式分离器除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向，有利于循环氢脱硫的正常操作。
渣油加氢装置反应部分设备腐蚀分析与防护 6#炼油张冕 摘要：本文根据中石化上海石化炼油改造项目渣油加氢装置的工艺流程，结合设备选材，对渣油加氢装置反应部分各个设备的腐蚀介质及其存在状况进行了核算，对其可能发生的腐蚀进行了分析，并在此基础上提出了防护措施。 关键词：渣油加氢反应部分腐蚀防护 一、概况： 中石化上海石化渣油加氢装置主要加工减压渣油、常压渣油、减压洗涤油、减压重蜡油以及焦化蜡油共390万吨/年。年开工时间为8400小时，装置设计水力学弹性为，双系列部分为原料总加工量的60％-110％，单系列部分为原料加工量的50％-110％。 二、各设备腐蚀分析与防护 1 加氢反应器的腐蚀分析与防护 渣油加氢装置反应器的主要腐蚀形式多为氢脆、氢腐蚀、高温氢与H2S腐蚀、珞钼钢的回火脆性以及不锈钢堆焊层的剥离。 上海石化渣油加氢装置反应器母材选用 2.25Cr-1Mo-V高强钢。与传统的2.25Cr-1Mo钢相比，该钢种提高了抗氢腐蚀、氢脆、回火脆性和堆焊层剥离性能。渣油加氢反应器的操作条件为高温、高压，并且具有H2+H2S的腐蚀介质，高温的H2+H2S对钢材有强烈的腐蚀性。为了抗H2+H2S的腐蚀，反应器的内壁采用不锈钢堆焊层，本装置反应器内壁采用双层堆焊方案，即309L+TP347. 2 混合氢与热高分气换热器的腐蚀分析与防护 混合氢与热高分气换热器壳程走循环氢，进口温度为157℃，出口温度为223℃管程走热高分气，进口温度为268℃，出口温度为228℃。由于循环氢内不存在液相，腐蚀性较低，这里主要考虑热高分气的腐蚀。 根据工艺介质和和运行参数，腐蚀原因从H2S-NH3-H2O型腐蚀和NH4CL结晶导致的垢下腐蚀两方面分析。 1）渣油加氢装置原料油中含有的硫、氮的化合物经后反应变成H2S和NH3，二者反应生成NH4SH，NH4HS晶体经常在空冷器管束内和下
关于渣油加氢处理催化剂及工艺技术 一、渣油加氢处理技术概况 当今世界，石油资源逐渐变劣、变重，使轻质油品收率下降，而世界经济的快速发展对轻质油品的需求却日益增长。如何合理利用和深度加工劣质或重质原油，是炼油工业面临的一个迫切需要解决的难题。在国内，原油资源满足不了我国国民经济快速发展的需要，进口中东原油以增加我国的能源供给势在必行。 中东原油加工的主要技术难点是高硫原油的合理利用，从当今炼油技术水平来看, 渣油固定床加氢处理是合理利用含硫渣油的最为有效的手段之一 二、渣油加氢处理过程的化学反应及催化剂 1、渣油加氢处理过程的化学反应 在重油加氢处理过程中，主要的化学反应有： 加氢脱金属（HDM）； 加氢脱硫（HDS）； 加氢脱氮（HDN）； 加氢裂化（HC）; 不饱和键的加氢（如芳烃饱和—HDA）等。 针对这些反应，渣油加氢处理催化剂主要包括渣油加氢保护剂，脱金属催化剂，脱硫催化剂和脱氮催化剂四大类。 2、减压渣油加氢处理系列催化剂（FZC —XX系列） 该系列催化剂自1986年开始研制以来，现已研究开发成功四大类共十六个牌号的催化剂。研究开发过程中共申请国内外专利六十余项，有效地保护了我国自力更生开发的渣油固定床加氢处理技术（简称S-RHT技术）。
3、常压渣油加氢处理系列催化剂（FZC-XXX系列） 1995年我国开始针对进口高硫原油开展了常压渣油加氢处理系列催化剂的研究开发工作。
本项目包括三大类（加氢脱硫，加氢脱金属和保护）催化剂的开发，1998年底完成全部实验室研制和工业放大工作，先后申请专利12项。试验结果表明，FZC-XXX系列催化剂达到国际先进水平，填补了国内空白。 三、S-RHT渣油固定床加氢处理技术的工业应用 1、减压渣油加氢处理 S-RHT工业装置所用主要催化剂物化性质
炼化公司的各个装置工艺的流程图大全及其简介 从油田送往炼油厂的原油往往含盐(主要是氧化物)带水（溶于油或呈乳化状态），
可导致设备的腐蚀，在设备内壁结垢和影响成品油的组成，需在加工前脱除。电脱盐基本原理： 为了脱掉原油中的盐份，要注入一定数量的新鲜水，使原油中的盐充分溶解于水中，形成石油与水的乳化液。 在强弱电场与破乳剂的作用下，破坏了乳化液的保护膜，使水滴由小变大，不断聚合形成较大的水滴，借助于重力与电场的作用沉降下来与油分离，因为盐溶于水，所以脱水的过程也就是脱盐的过程。 CDU装置即常压蒸馏部分 常压蒸馏原理：
精馏又称分馏，它是在精馏塔内同时进行的液体多次部分汽化和汽体多次部分冷凝的过程。 原油之所以能够利用分馏的方法进行分离，其根本原因在于原油内部的各组分的沸点不同。 在原油加工过程中，把原油加热到360～370℃左右进入常压分馏塔，在汽化段进行部分汽化，其中汽油、煤油、轻柴油、重柴油这些较低沸点的馏分优先汽化成为气体，而蜡油、渣油仍为液体。 VDU装置即减压蒸馏部分
减压蒸馏原理： 液体沸腾必要条件是蒸汽压必须等于外界压力。 降低外界压力就等效于降低液体的沸点。压力愈小，沸点降的愈低。如果蒸馏过程的压力低于大气压以下进行，这种过程称为减压蒸馏。 轻烃回收装置是轻烃的回收设备，采用成熟、可靠的工艺技术，将天然气中比甲烷或乙烷更重的组分以液态形式回收。
RDS即渣油加氢装置，渣油加氢技术包含固定床渣油加氢处理、切换床渣油加氢处理、移动床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢裂化、悬浮床渣油加氢裂化、渣油加氢一体化技术及相应的组合工艺技术。
2 P R O C -2-b 第一节 工艺技术路线及特点 一、工艺技术路线 300×104t/a 渣油加氢脱硫装置采用CLG 公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，该工艺技术满足操作周期8000h 、柴油产品硫含量不大于500ppm 、加氢常渣产品硫含量不大于0.35w%、残炭不大于5.5w%、Ni+V 不大于15ppm 的要求。 二、工艺技术特点 1、反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。 2、反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。 3、反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。 4、反应器为单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是便于卸催化剂。 5、采用原料油自动反冲洗过滤器系统，滤除大于25μm 以上杂质，减缓反应器压降增大速度，延长装置操作周期。 6、原料油换热系统设置注阻垢剂设施，延长操作周期，降低能耗，而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。 7、原料油缓冲罐采用氮气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。 8、采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。 9、第一台反应器入口温度通过调节加热炉燃料和高压换热器旁路量来控制，其他反应器入口温度通过调节急冷氢量来控制。 10、在热高分气空冷器入口处设注水设施，避免铵盐在低温部位的沉积。
关于渣油加氢处理催化剂及工艺技术
关于渣油加氢处理催化剂及工艺技术 一、渣油加氢处理技术概况 当今世界，石油资源逐渐变劣、变重，使轻质油品收率下降，而世界经济的快速发展对轻质油品的需求却日益增长。如何合理利用和深度加工劣质或重质原油，是炼油工业面临的一个迫切需要解决的难题。在国内，原油资源满足不了我国国民经济快速发展的需要，进口中东原油以增加我国的能源供给势在必行。中东原油加工的主要技术难点是高硫原油的合理利用，从当今炼油技术水平来看，渣油固定床加氢处理是合理利用含硫渣油的最为有效的手段之一 二、渣油加氢处理过程的化学反应及催化剂 1、渣油加氢处理过程的化学反应 在重油加氢处理过程中，主要的化学反应有： 加氢脱金属（HDM）； 加氢脱硫（HDS）； 加氢脱氮（HDN）； 加氢裂化（HC）； 不饱和键的加氢（如芳烃饱和－HDA）等。 针对这些反应，渣油加氢处理催化剂主要包括渣油加氢保护剂，脱金属催化剂，脱硫催化剂和脱氮催化剂四大类。 2、减压渣油加氢处理系列催化剂（FZC－XX系列） 该系列催化剂自1986年开始研制以来，现已研究开发成功四大类共十六个牌号的催化剂。研究开发过程中共申请国内外专利六十余项，有效地保护了我国自力更生开发的渣油固定床加氢处理技术（简称S-RHT技术）。
FZC－XX系列催化剂特点和作用 类别第一代第二代特点作用 保护剂FZC-10FZC-10Q大孔容（＞1.0ml/g），大孔 径（有400nm以上大孔） 脱金属杂质及垢物，保护下游催化剂，防 止床层压力降快速升高 FZC-11FZC-11Q FZC-12FZC-12Q FZC-13FZC-13Q FZC-14FZC-14Q FZC-15FZC-10U FZC-16FZC-11U FZC-17 FZC-18 脱金属剂FZC-20FZC-23大孔容（≥0.7 ml/g），大 孔径（有100nm以上大孔） 最大限度地脱镍、钒FZC-21FZC-24 FZC-22FZC-25 FZC-26 FZC-27 脱硫剂FZC-30FZC-33较强的酸性，较小的孔径， 较大的比表面积 脱硫、部分脱氮FZC-31FZC-34 FZC-32FZC-35 FZC-36 脱 氮剂FZC-40FZC-41 强酸性，小孔径，大比表面 积，高金属含量 高活性脱氮、转化 3、常压渣油加氢处理系列催化剂（FZC-XXX系列）
2 P R O C -2-b 第一节 工艺技术路线及特点 一、工艺技术路线 300×104t/a 渣油加氢脱硫装置采用CLG 公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，该工艺技术满足操作周期8000h 、柴油产品硫含量不大于500ppm 、加氢常渣产品硫含量不大于0.35w%、残炭不大于5.5w%、Ni+V 不大于15ppm 的要求。 二、工艺技术特点 1、反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱 硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。 2、反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。 3、反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。 4、反应器为单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是便于卸催化剂。 5、采用原料油自动反冲洗过滤器系统，滤除大于25μm 以上杂质，减缓反应器压降增大速度，延长装置操作周期。 6、原料油换热系统设置注阻垢剂设施，延长操作周期，降低能耗，而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。 7、原料油缓冲罐采用氮气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。 8、采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。 9、第一台反应器入口温度通过调节加热炉燃料和高压换热器旁路量来控制，其他反应器入口温度通过调节急冷氢量来控制。 10、在热高分气空冷器入口处设注水设施，避免铵盐在低温部位的沉积。 11、循环氢脱硫塔前设高压离心式分离器除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向，有利于循环氢脱硫的正常操作。 12、设置高压膜分离系统，保证反应氢分压。 13、冷低压闪蒸罐的富氢气体去加氢裂化装置脱硫后去PSA 回收氢气。 14、新氢压缩机采用二开一备，每台50%负荷，单机负荷较小，方便制造，且装置有备机。 15、分馏部分采用主汽提塔＋分馏塔流程，在汽提塔除去轻烃和硫化氢，降低分馏塔材质要求。 分馏塔设侧线柴油汽提塔及中段回流加热原料油，降低塔顶冷却负荷，提高能量利用率，减小分馏塔塔径。 16、利用常渣产品发生部分低压蒸汽。通过对装置换热流程的优化，把富裕热量集中在温位较高的常渣产品，发生低压蒸汽。 17、考虑到全厂能量综合利用，正常生产时常渣在150℃送至催化裂化装置。在催化裂化装置事故状态下，将常渣冷却至90℃送至工厂罐区。 18、催化剂预硫化按液相预硫化方式设置。 三、工艺流程说明 （一）工艺流程简述 1、反应部分 原料油自进装置后至冷低压分离器（V-1812）前的流程分为两个系列，以下是一个系列的流程叙述： 原料油在液位和流量的串级控制下进入滤前原料油缓冲罐（V-1801）。原料从V-1801底部出来由原料油增压泵（P1801/S ）升压，经中段回流 油/原料油换热器（E-1801AB ）、常渣/原料油换热器（E-1802AB 、E-1803AB ）分别与中段回流油和常渣换热，然后进入原料油过滤器（S-1801）以除去原料油中大于25μm 的杂质。过滤后的原料油进入滤后原料油缓冲罐（V-1802），原料油从V-1802底部出来后由加氢进料泵（P1802/S ）升压，升压后的原料油在流量控制下进入反应系统。 原料油和经热高分气/混合氢换热器（E-1805AB ）预热后的混合氢混合，混合进料经反应流出物/反应进料换热器（E-1804）预热后进入反应进 料加热炉（F-1801）加热至反应所需温度进入第一台加氢反应器（R-1801），R-1801的入口温度通过调节F-1801的燃料量和E-1804的副线量来控制，R-1801底部物流依次通过其它三台反应器（R-1802、R-1803、R-1804），各反应器的入口温度通过调节反应器入口管线上注入的冷氢量来控制。从R-1804出来的反应产物经过E-1804换热后进入热高压分离器（V-1803）进行气液分离， V-1803底部出来的热高分液分别在液位控制下减压后，进入热低压分离器（V-1804）进行气液分离，V-1803顶部出来的热高分气分别经热高分气/混合氢换热器、热高分气蒸汽发生器（E-1806）换热后进入热高分气空冷器（E-1807），冷却到52℃进入冷高压分离器（V-1806）进行气、油、水三相分离。 为了防止铵盐在低温位析出堵塞管路，在热高分气空冷器前注入经注水泵（P-1803/S ）升压后的脱硫净化水等以溶解铵盐。 从V-1806顶部出来的冷高分气体（循环氢）进入高压离心分离器（V-1807）除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔（C-1801）的起泡倾向。 自V-1807顶部出来的气体进入C-1801底部，与贫胺液在塔内逆向接触，脱除H 2S ，脱硫溶剂采用甲基二乙醇胺（MDEA ），贫胺液从贫胺液缓冲罐（V-1809）抽出经贫溶剂泵（P-1804/S ）升压后进入C-1801顶部，从塔底部出来的富胺液降压后进入富胺液闪蒸罐（V-1810）脱气。富液脱气后出装置去溶剂再生，气体去硫磺回收。 自C-1801顶不出来的循环氢进入循环氢压缩机入口分液罐（V-1808）除去携带的胺液，V-1808顶部出来的循环氢分成两路，一路去氢提浓 （ME-1801）部分，提浓后的氢气经提浓氢压缩机（K-1804）升压后与新氢压缩机（K-1802A.B.C ）出口新氢汇合，释放气去轻烃回收装置；另一路进入循环氢压缩机（K-1801）升压，升压后的循环氢分为三部分，第一部分与新氢压缩机来的新氢混合，混合氢去反应部分；第二部分作为急冷氢去控制反应器入口温度；第三部分至E-1807前作为备用冷氢和K-1801反飞动用。循环氢压缩机选用背压蒸汽透平驱动的离心式压缩机。 从两个反应系列的冷高压分离器底部出来的冷高分液分别在液位控制下减压混合后，进入冷低压分离器（V-1812）进行气液分离，冷低分液体 在液位控制下从罐底排出并进入热低分气/冷低分液换热器（E-1809）、柴油/冷低分油换热器（E-1811）、常渣/冷低分油换热器（E-1812）换热后进入汽提塔（C-1803）。V-1812顶部出来的冷低分气去轻烃回收装置脱硫。 冷高压分离器底部的含H 2S 、NH 3的酸性水进入酸性水脱气罐（V-1823）集中脱气后送出装置。 两个反应系列的热低分油在液位控制下从V-1803底部排出去分馏部分。热低分气体经E-1809换热后进入热低分气空冷器（E-1810）冷却到54℃， 然后进入冷低压闪蒸罐（V-1811）进行气液分离，为了防止在低温位的地方有铵盐析出堵塞管路，在E-1810前注水以溶解铵盐。V-1811顶部出来的富氢气体直接送至加氢裂化装置进行脱硫，然后去PSA 装置回收氢气；从下部出来的冷低压闪蒸液进入到冷低压分离器。 新氢从全厂氢网送入，进入新氢压缩机经三段压缩升压后分两路分别与两个系列循环氢压缩机出口的循环氢混合，混合氢气分别返回到各自的 反应部分。新氢压缩机设三台，二开一备，每一台均为三级压缩，每台的一级入口设入口分液罐，级间设冷却器和分液罐。
渣油加氢技术应用现状与发展 摘要：综述了国内外首套不同类型渣油加氢技术的特点及应用现状，介绍了待工程化的渣油加氢技术研发现状及工业示范试验进展。指出我国渣油加氢技术开发要从反应器类型、大型 化、一体化组合技术研究方向发展。 关键词：渣油加氢转化率现状分析 1 前言 渣油加氢技术包含固定床渣油加氢处理、切换床（活动床）渣油加氢处理、移动床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢处理、沸腾床渣油加氢裂化、悬浮床渣油加氢裂化、渣油加氢一体化技术及相应的组合工艺技术。随着原油的重质化及劣质化、分子炼油技术的发展、环境保护要求的日益严格、市场对轻质油品需求、石油产品清洁化和石化企业面临的激烈竞争，各种渣油加氢技术将快速发展。 2 国内外已工程化渣油加氢技术应用现状 我国渣油加氢工程化技术起步较晚。1999年12月我国开发的首套2.0 Mt/a固定床渣油加氢技术实现工程化；2000年1月世界首套上流式渣油加氢反应器在我国某企业1.5 Mt/a 渣油加氢装置改造中实现工程化；2004年8月我国开发的50 kt/a悬浮床渣油加氢技术进行了工业示范；2014年2月我国开发的50 kt/a沸腾床渣油加氢工业示范装置建成中交；2014年45 kt/a油煤共炼的重油加氢装置建成；目前引进的一套2.5 Mt/a沸腾床渣油加氢装置正在建设中。2012~2014年10月投产的渣油加氢装置处理能力达到19.3 Mt/a，正在规划、设计和建设的渣油加氢处理能力超过30 Mt/a。 RIPP开发的固定床渣油加氢处理-重油催化裂化双向组合RICP技术于2006年工程化应用，将RFCC装置自身回炼的重循环油（HCO）改为输送到渣油加氢装置作为渣油加氢进料稀释油，和渣油一起加氢处理后再一同回到RFCC装置进行转化，同时有利于渣油加氢和催化裂化装置。 国外渣油加氢工程化技术起步较早。1963年首套沸腾床渣油加氢技术实现工程化；1967年着套固定床渣油加氢技术实现工程化；1977年首套可自动切换积垢催化剂床层的固定床渣油加氢技术实现工程化；1989年可更换催化剂的料斗式移动床+固定床渣油加氢技术实现工程化；1992年催化剂在线加入和排出的移动床+固定床渣油加氢技术实现工程化；1993年切换反应器的移动床+固定床渣油加氢技术实现工程化；2000年上流式反应器+固定床渣油加氢技术实现工程化。各种技术工业应用后都经过了不断的技术改进及完善，见下表1。 表1 首套渣油加氢技术应用特点及改进
仅供参考[整理] 安全管理文书 加氢裂化装置说明、危险因素及防范措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共18 页
加氢裂化装置说明、危险因素及防范措施 一、装置简介 (一)装置的发展及类型 1．加氢装置的发展 加氢是指石油馏分在氢气及催化剂作用下发生化学反应的加工过程，加氢过程可分为加氢精制、加氢裂化、临氢降凝、加氢异构化等，下面重点介绍加氢裂化加工过程。 加氢技术最早起源于20世纪20年代德国的煤和煤焦油加氢技术，第二次世界大战以后，随着对轻质油数量及质量的要求增加和提高，重质馏分油的加氢裂化技术得到了迅速发展。 1959年美国谢夫隆公司开发出了Isocrosking加氢裂化技术，其后不久环球油品公司开发出了Lomax加氢裂化技术，联合油公司开发出了Uicraking加氢裂化技术。加氢裂化技术在世界范围内得到了迅速发展。 早在20世纪50年代，我国就已经对加氢技术进行了研究和开发，早期主要进行页岩油的加氢技术开发，60年代以后，随着大庆、胜利油田的相继发现，石油馏分油的加氢技术得到了迅速发展，1966年我国建成了第一套4000kt／a的加氢裂化装置。 进入20世纪90年代以后，国内开发的中压加氢裂化及中压加氢改质技术也得到了应用和发展。 2．装置的主要类型 加氢装置按加工目的可分为：加氢精制、加氢裂化、渣油加氢处理等类型，这里主要介绍加氢裂化装置。 加氢裂化按操作压力可分为：高压加氢裂化和中压加氢裂化，高压 第 2 页共 18 页
加氢裂化分离器的操作压力一般为16MPa左右，中压加氢裂化分离器的操作压力一般为9．OMPa左右。 加氢裂化按工艺流程可分为：一段加氢裂化流程、二段加氢裂化流程、串联加氢裂化流程。 一段加氢裂化流程是指只有一个加氢反应器，原料的加氢精制和加氢裂化在一个反应器内进行。该流程的特点是：工艺流程简单，但对原料的适应性及产品的分布有一定限制。 二段加氢裂化流程是指有两个加氢反应器，第一个加氢反应器装加氢精制催化剂，第二个加氢反应器装加氢裂化催化剂，两段加氢形成两个独立的加氢体系，该流程的特点是：对原料的适应性强，操作灵活性较大，产品分布可调节性较大，但是，该工艺的流程复杂，投资及操作费用较高。 串联加氢裂化流程也是分为加氢精制和加氢裂化两个反应器，但两个反应器串联连接，为一套加氢系统。串联加氢裂化流程既具有二段加氢裂化流程比较灵活的特点，又具有一段加氢裂化流程比较简单的特点，该流程具有明显优势，如今新建的加氢裂化装置多为此种流程，本节所述的流程即为此种流程。 二、重点部位及设备 (一)重点部位 1．加热炉及反应器区 加氢装置的加热炉及反应器区布置有加氢反应加热炉、分馏部分加热炉、加氢反应加热器、高压换热器等设备，其中大部分设备为高压设备，介质温度比较高，而且加热炉又有明火，因此，该区域潜在的危险性比较大，主要危险为火灾、爆炸是安全上重点防范的区域。 第 3 页共 18 页
生产二部渣油加氢脱硫装置设备试题 一、单项选择题(选择一个正确的答案，将相应的字母填入题内的括号中) 1.加热炉有效利用的热量与燃料燃烧时所放出的总热量之比叫（ B ）。 A、热强度 B、热效率 C、热负荷 D、热损失 2. 往复式压缩机组中不用冷却水冷却的部件是( C )。 A 、汽缸 B、填料 C、连杆瓦 D、油冷却器 3. 离心泵在启动之前需要( D )，避免轴承卡死，损坏机泵。 A、切泵 B、加润滑油 C、灌泵 D、盘车 4. 设备管理“四懂三会”，其中“四懂三会”是指懂结构、懂原理、懂性能、懂( B )。 A、调节 B、用途 C、应用范围 D、维护方法 5. 机泵振动大时，采取的操作是( B )。 A、只要出口流量、压力正常，可维持运行 B、立即切换备泵 C、记录在机泵运行记录上 D、维持运行，检查振动大原因 6. 云南石化渣油加氢装置阻垢剂泵、缓蚀剂泵、磷酸三钠泵均为（ B ）。 A 离心泵 B 隔膜式计量泵 C 螺杆泵
7．云南石化渣油加氢脱硫装置哪台泵（ C ）带有能量回收液力透平。 A 分馏塔底泵 B 加氢进料泵 C 高压贫胺液泵 二、填空题 1. 常见的反应设备主要有管式反应器、固定床反应器、流化床反应器和搅拌反应器。渣油加氢脱硫装置反应器属于（固定床反应器）。 2. 管式加热炉炉体由（辐射室）和对流室两部分组成。 3. 当容器压力超过规定时，能自行开启泄压、防止容器管线破坏的设施称为（安全阀）。 4. 离心式压缩机的"段"是以( 中间冷却器 )作为分段标志。 5. 往复式压缩机活塞往复一次依次进行膨胀、( 吸气 )、压缩、排气四个过程。 三、判断题(正确的填“√”，错误的填“×”) 1. （√）为了防止离心泵发生汽蚀，有效汽蚀余量NPSHa 值必须大于泵必需的汽蚀余量 NPSHr。 2. （√）汽轮机速关阀是蒸汽管网和汽轮机之间的主要关闭机构，在运行中当出现事故时，它能在最短时间内切断进入汽轮机的蒸汽，使汽轮机迅速停机，起到保护汽轮机的目的。 四、简答题 1. 渣油加氢脱硫装置新氢压缩机安装贺尔碧格无级气量调节系统的主要作用有哪些？（5分） 答：1）节能降耗，使经济效益最大化。（2.5分）
格式号:P R O C -2-b 第一节 工艺技术路线及特点 一、工艺技术路线 300×104t/a 渣油加氢脱硫装置采用CLG 公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，该工艺技术满足操作周期8000h 、柴油产品硫含量不大于500ppm 、加氢常渣产品硫含量不大于0.35w%、残炭不大于5.5w%、Ni+V 不大于15ppm 的要求。 二、工艺技术特点 1、反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱 硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。 2、反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。 3、反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。 4、反应器为单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是便于卸催化剂。 5、采用原料油自动反冲洗过滤器系统，滤除大于25μm 以上杂质，减缓反应器压降增大速度，延长装置操作周期。 6、原料油换热系统设置注阻垢剂设施，延长操作周期，降低能耗，而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。 7、原料油缓冲罐采用氮气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。 8、采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。 9、第一台反应器入口温度通过调节加热炉燃料和高压换热器旁路量来控制，其他反应器入口温度通过调节急冷氢量来控制。 10、在热高分气空冷器入口处设注水设施，避免铵盐在低温部位的沉积。 11、循环氢脱硫塔前设高压离心式分离器除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向，有利于循环氢脱硫的正常操作。 12、设置高压膜分离系统，保证反应氢分压。 13、冷低压闪蒸罐的富氢气体去加氢裂化装置脱硫后去PSA 回收氢气。 14、新氢压缩机采用二开一备，每台50%负荷，单机负荷较小，方便制造，且装置有备机。 15、分馏部分采用主汽提塔＋分馏塔流程，在汽提塔除去轻烃和硫化氢，降低分馏塔材质要求。 分馏塔设侧线柴油汽提塔及中段回流加热原料油，降低塔顶冷却负荷，提高能量利用率，减小分馏塔塔径。 16、利用常渣产品发生部分低压蒸汽。通过对装置换热流程的优化，把富裕热量集中在温位较高的常渣产品，发生低压蒸汽。 17、考虑到全厂能量综合利用，正常生产时常渣在150℃送至催化裂化装置。在催化裂化装置事故状态下，将常渣冷却至90℃送至工厂罐区。 18、催化剂预硫化按液相预硫化方式设置。 三、工艺流程说明 （一）工艺流程简述 1、反应部分 原料油自进装置后至冷低压分离器（V-1812）前的流程分为两个系列，以下是一个系列的流程叙述： 原料油在液位和流量的串级控制下进入滤前原料油缓冲罐（V-1801）。原料从V-1801底部出来由原料油增压泵（P1801/S ）升压，经中段回流 油/原料油换热器（E-1801AB ）、常渣/原料油换热器（E-1802AB 、E-1803AB ）分别与中段回流油和常渣换热，然后进入原料油过滤器（S-1801）以除去原料油中大于25μm 的杂质。过滤后的原料油进入滤后原料油缓冲罐（V-1802），原料油从V-1802底部出来后由加氢进料泵（P1802/S ）升压，升压后的原料油在流量控制下进入反应系统。 原料油和经热高分气/混合氢换热器（E-1805AB ）预热后的混合氢混合，混合进料经反应流出物/反应进料换热器（E-1804）预热后进入反应进 料加热炉（F-1801）加热至反应所需温度进入第一台加氢反应器（R-1801），R-1801的入口温度通过调节F-1801的燃料量和E-1804的副线量来控制，
加氢裂化装置设计能力简介 1.1装置概况 1.1.1 装置简介 中国石油乌石化分公司炼油厂新建100万吨/年加氢裂化装置于2005年5月10日破土动工，2007年9月30日实现装置中交。由中油第一建筑公司、中油第七建筑公司共同承建。其基础设计部分由中国石化工程建设公司（原北京设计院）完成，详细设计部分由中国石化工程建设公司（SEI）和乌石化总厂设计院（UPDI）共同完成。 100万吨/年加氢裂化装置位于炼油厂建南生产规划区，建东侧与消防二队相邻，建西侧与重催装置隔路相望，建北侧与二套低温热装置毗邻，建南侧为规划预留地。装置占地面积17927.5m2。 加氢裂化装置由反应、分馏吸收稳定两部分组成。装置采用“双剂串联尾油全循环”的加氢裂化工艺。反应部分采用SEI成熟的炉前混氢方案；催化剂的硫化采用干法硫化；催化剂的钝化采用低氮油注氨的钝化方案；催化剂再生采用器外再生方案。分馏部分采用脱硫化氢塔＋常压塔出柴油方案，设脱硫化氢塔底重沸炉、分馏进料加热炉；吸收稳定部分采用重石脑油作吸收剂的方案。 加氢裂化装置主要原料为炼油厂二套常减压装置的减压蜡油（VGO）和焦化装置的焦化蜡油（CGO），主要产品为轻石脑油、重石脑油、轻柴油，副产品为干气、低分气。加氢裂化装置设计能力为100万吨/年（尾油全循环方案），年开工时间为8400小时。 1.1.2 工艺原理 1.1. 2.1加氢精制 加氢精制是馏份油在氢压下进行催化改质的统称。是指在催化剂和氢气存在下，石油馏分中含硫、氮、氧的非烃组分和有机金属化合物分子发生脱除硫、氮、氧和金属的氢解反应，烯烃和芳烃分子发生加氢饱和反应。通过加氢精制可以改善油品的气味、颜色和安定性，提高油品的质量，满足环保对油品的使用要求。 石油馏分加氢精制过程的主要反应包括：含硫、含氮、含氧化合物等非烃类的加氢分解反应；烯烃和芳烃（主要是稠环芳烃）的加氢饱和反应；此外还有少量的开环、断链和缩合反应。这些反应一般包括一系列平行顺序反应，构成复杂的反应网络，而反应深度和速率往往取决于原料油的化学组成、催化剂以及过程的工艺条件。一般来说，氮化物的加氢最为困难，要求条件最为苛刻，在满足脱氮的条件下，也能满足脱硫、脱氧的要求。 (1)加氢脱硫反应 硫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。硫在石油馏分中的含量一般随馏分沸点的上升而增加。含硫化合物主要是硫醇、硫醚、二硫化物、噻吩、苯并噻吩和二苯并噻吩（硫芴）等物质。含硫化合物的加氢反应，在加氢精制条件下石油馏分中的含硫化合物进行氢解，转化成相应的烃和H2S，从而硫杂原子被脱掉。几种含硫化合物的加氢精制反应如下： 硫醇通常集中在低沸点馏分中，随着沸点的上升硫醇含量显著下降，＞300℃的馏分中几乎不含硫醇。硫醇加氢时发生C-S键断裂，硫以硫化氢形式脱除。 硫醚存在于中沸点馏分中，300—500℃馏分的硫化物中，硫醚可占50%；重质馏分中，硫醚含量一般下降。硫醚加氢时首先生成硫醇，再进一步脱硫。
VRDS渣油加氢装置概况 1.1 装置简介 为适应原油逐年重质化、劣质化的趋势，提高轻油收率和减少环境污染，胜利炼油厂于1989年10月份从美国雪弗隆（Chevron）公司引进了设计能力为84×104t/a的固定床减压渣油加氢脱硫装置（简称VRDS）。该装置由华鲁工程公司设计，中石化十化建承建，1992年5月21日建成投产。 1998年，根据中石化公司整体原油加工方案的安排，胜利炼油厂需要掺炼75%（6.0 Mt/a）的进口中东高硫原油，胜利炼油厂原有以加工胜利原油为主的加工流程难以适应劣质高硫原油的加工，为此，1999年10月份装置进行了扩能改造，增加了Chevron公司的最新专利—上流式反应器（Up Flow Reactor，简称UFR），因此，装置又简称为UFR/VRDS。2000年1月7日完成并投产。装置改造后的设计处理能力150×104t/a（其中包括120×104t/a减压渣油及30×104t/a减压蜡油），主要对中东减压渣油进行脱硫、脱氮、脱金属并部分裂解为石脑油、柴油和蜡油。设计运转初期，349℃产品馏份的MCR为<8.5%，S<0.5%,末期MCR<9.2%、S<0.8%，生产的石脑油可作为乙烯原料，柴油是优质的低硫轻柴油产品，常压渣油是优质的催化裂化原料。 2005年，随着VRDS—FCC组合工艺的投用，常压和
减压渣油混合做为催化原料，催化回炼油改进本装置处理，优化了FCC装置原料性质，提高了FCC装置轻油收率。 2006年10月份，利用第五周期停工检修时机，进行了装置节能改造，主要改造内容是停开减压塔，对原料/产品换热网络进行优化和流程动改，及对加热炉烟气余热回收系统进行改造。2006年11月14日装置开工正常。 目前随着催化剂级配及操作的不断优化，装置运行周期已延长到480天。 图3-1 渣油加氢装置方块流程图
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一、工艺技术路线 300×104t/a渣油加氢脱硫装置采用CLG公司的固定床渣油加氢脱硫工艺技术，该工艺技术满足操作周期8000h、柴油产品硫含量不大于500ppm、加氢常渣产品硫含量不大于0.35w%、残炭不大于5.5w%、Ni+V不大于15ppm的要求。 二、工艺技术特点 1、反应部分设置两个系列，每个系列可以单开单停（单开单停是指装置内二个系列分别进行正常生产和停工更换催化剂）。由于渣油加氢脱硫装置的设计操作周期与其它主要生产装置不一致，从全厂生产安排的角度，单开单停可以有效解决原料储存、催化裂化装置进料量等问题，并使全厂油品调配更灵活。 2、反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷；优化换热流程，充分回收热量，降低能耗。 3、反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。 4、反应器为单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是便于卸催化剂。 5、采用原料油自动反冲洗过滤器系统，滤除大于25μm以上杂质，减缓反应器压降增大速度，延长装置操作周期。 6、原料油换热系统设置注阻垢剂设施，延长操作周期，降低能耗，而且在停工换剂期间可减少换热器和其它设备的检修工作。 7、原料油缓冲罐采用氮气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。 8、采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。 9、第一台反应器入口温度通过调节加热炉燃料和高压换热器旁路量来控制，其他反应器入口温度通过调节急冷氢量来控制。 10、在热高分气空冷器入口处设注水设施，避免铵盐在低温部位的沉积。 11、循环氢脱硫塔前设高压离心式分离器除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向，有利于循环氢脱硫的正常操作。 12、设置高压膜分离系统，保证反应氢分压。 13、冷低压闪蒸罐的富氢气体去加氢裂化装置脱硫后去PSA回收氢气。