加氢裂化装置工艺基础知识

1、加氢裂化装置工艺基础知识PAGE 1中海油气（泰州）石化有限公司运行一部加氢裂化装置工艺基础知识（2014年6月第1版）2014年6月审批页编制部门部门日期编制校对审核会签部门部门日期生产指挥中心技术质量中心运行保障中心信息中心HSE中心领导批准分管领导总经理加氢裂化装置工艺基础知识PAGE PAGE 232加氢裂化装置工艺基础知识目 录 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc392860106 1 石油炼制基础知识 PAGEREF _Toc392860106 h 1 HYPERLINK l _Toc392860107 1.1 石油化学基础 PAGEREF _Toc3

2、92860107 h 1 HYPERLINK l _Toc392860108 1.2 炼油工艺基础 PAGEREF _Toc392860108 h 6 HYPERLINK l _Toc392860109 1.3 加氢裂化反应基础 PAGEREF _Toc392860109 h 25 HYPERLINK l _Toc392860110 2 原料与产品 PAGEREF _Toc392860110 h 41 HYPERLINK l _Toc392860111 2.1 原料 PAGEREF _Toc392860111 h 41 HYPERLINK l _Toc392860112 2.2 产品 PAGE

3、REF _Toc392860112 h 46 HYPERLINK l _Toc392860113 3 催化剂 PAGEREF _Toc392860113 h 53 HYPERLINK l _Toc392860114 3.1 催化剂的组成及性质 PAGEREF _Toc392860114 h 53 HYPERLINK l _Toc392860115 3.2 催化剂的装填 PAGEREF _Toc392860115 h 63 HYPERLINK l _Toc392860116 3.3 催化剂的失活与再生 PAGEREF _Toc392860116 h 66 HYPERLINK l _Toc3928

4、60117 3.4 催化剂的预硫化、钝化 PAGEREF _Toc392860117 h 73 HYPERLINK l _Toc392860118 4 加氢裂化工艺过程 PAGEREF _Toc392860118 h 78 HYPERLINK l _Toc392860119 5 加氢裂化操作 PAGEREF _Toc392860119 h 90 HYPERLINK l _Toc392860120 5.1 反应系统操作 PAGEREF _Toc392860120 h 90 HYPERLINK l _Toc392860121 5.2 分馏系统操作 PAGEREF _Toc392860121 h 1

5、05 HYPERLINK l _Toc392860122 5.3 低分气脱硫操作 PAGEREF _Toc392860122 h 124 HYPERLINK l _Toc392860123 6 加氢裂化设备 PAGEREF _Toc392860123 h 128 HYPERLINK l _Toc392860124 6.1 阀 PAGEREF _Toc392860124 h 128 HYPERLINK l _Toc392860125 6.2 泵 PAGEREF _Toc392860125 h 130 HYPERLINK l _Toc392860126 6.3 压缩机 PAGEREF _Toc39

6、2860126 h 139 HYPERLINK l _Toc392860127 6.4 塔、容器和冷换设备 PAGEREF _Toc392860127 h 152 HYPERLINK l _Toc392860128 6.5 加热炉 PAGEREF _Toc392860128 h 169 HYPERLINK l _Toc392860129 7 公用工程及注剂 PAGEREF _Toc392860129 h 178 HYPERLINK l _Toc392860130 8 加氢裂化开停工 PAGEREF _Toc392860130 h 187 HYPERLINK l _Toc392860131 9

7、常见事故处理 PAGEREF _Toc392860131 h 216中海油气（泰州）石化有限公司运行一部加氢裂化装置工艺基础知识（2014年6月第1版）1石油炼制基础知识1.1石油化学基础1.1.1什么是石油？石油是有机物质在古地质年代沉积而成的，以碳氢化合物为主要成分，主要由碳、氢、硫、氮、氧等元素组成，常以液态、气态或液气混合形态存在。大多数油藏处于地下1507600米深的天然岩石中，故又称岩石油。石油的原始形态称为原油，或称天然石油，为复杂的烃类化合物，一般不宜直接使用。 1.1.2我国原油的主要特点是什么？（1）大多数原油的相对密度（d204）0.86，属较重原油； （2）凝点(CP)

8、高，含蜡量高，庚烷沥青质含量低； （3）含硫量较低，含氮量偏高，大部分原油N0.3%；（4）Ni含量大大高于V含量，Ni/V100。1.1.3石油的计量单位是什么？桶和吨是常见的两个原油数量单位。欧佩克组织和英美等西方国家原油数量单位通常用桶来表示，中国及俄罗斯等国则常用吨作为原油数量单位。吨和桶之间的换算关系是：1吨约等于7桶，如果油质较轻（稀）则1吨约等于7.2桶或7.3桶。另外美制1加仑=3.785升，英制1加仑=4.546升。1.1.4原油的元素组成是什么？石油的性质因产地而异，密度为0.81.0 g/cm3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（3060），沸点范围为常温到500以上，可容于

9、多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。 组成石油的化学元素主要是碳 （83%87%）、氢（11%14%），其余为硫（0.06%0.8%）、氮（0.02%1.7%）、氧（0.08%1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95%99%，氢碳原子比为1.651.95。1.1.5原油的烃类组成是什么？从化学组成来看，石油中主要含有烃类和非烃类这两大类，其中烃类主要是烷烃、环烷烃和芳香烃。 烃类和非烃类存在于石油的各个馏分中，但因石油的产地及种类不同，烃类和非烃类的相对含量差别很大。轻质石油的烃类含量高达90%以上，但是重质石油的烃类含量相对较

10、低，有的甚至低于50%。 在同一原油中，随着馏分沸程的升高，烃类含量在逐渐降低，而非烃类含量在渐渐增加。在轻油馏分中，烃类占绝大部分，非烃类的含量很少；相反，在高沸点的石油馏分中，尤其是在减压渣油中，非烃类的含量明显增多。1.1.6烷烃对石油产品性质的影响有哪些？烷烃的密度最小，粘温性最好，是燃料与润滑油的良好组分。异构烷烃较碳原子数相同的正构烷烃沸点要低，且异构化愈甚则沸点降低愈显著。另外，异构烷烃比正构烷烃粘度大，粘温性差。正构烷烃因其碳原子呈直链排列，易产生氧化反应，即发火性能好，它是压燃式内燃机燃料的良好组分。但正构烷烃的含量也不能过多，否则凝点高，低温流动性差。异构烷由于结构较紧凑，

11、性质安定，虽然发火性能差，但燃烧时不易产生过氧化物，即不易引起混合气爆燃，它是点燃式内燃机的良好组分。1.1.7环烷烃对石油产品性质的影响有哪些？环烷烃具有良好的化学安定性，与烷烃近似但不如芳香烃。其密度较大，自燃点较高，辛烷值居中。它的燃烧性较好、凝点低、润滑性好，故也是汽油、润滑油的良好组分。环烷烃有单环烷烃与多环烷烃之分。润滑油中含单环烷烃多则粘温性能好，含多环烷烃多则粘温性能差。1.1.8芳香烃对石油产品性质的影响有哪些？芳香烃化学安定性良好，与烷烃、环烷烃相比其密度最大，自燃点最高，辛烷值也最高，故其为汽油的良好组分。但由于其发火性差，十六烷值低，故对于柴油而言则是不良组分。润滑油中

12、若含有多环芳香烃则会使其粘温性显著变坏，故应尽量去除。此外，芳香烃对有机物具有良好的溶解力，故某些溶剂油中需有适当含量但因其毒性较大，含量应予控制。1.1.9不饱和烃对石油产品性质的影响有哪些？不饱和烃在原油中含量极少，主要是在二次加工过程中产生的。热裂化产品中含有较多的不饱和烃，主要是烯烃，也有少量二烯烃，但没有炔烃。烯烃的化学安定性差，易氧化生成胶质，但辛烷值较高，凝点较低。故有时也将热裂化馏分（含有烯烃、二烯烃）掺入汽油中以提高其辛烷值；掺入柴油中以降低其凝点。但因烯烃安定性差，这类掺合产品均不宜长期储存，掺有热裂化馏分的汽油还应加入抗氧防胶剂。1.1.10原油中的非烃化合物有哪些？ 石

13、油中的非烃化合物主要包括含硫、含氮、含氧化合物和胶状沥青状物质。（1）含硫化合物 活性硫化物：元素硫、硫化氢以及硫醇等，对金属设备具有较强腐蚀作用； 非活性硫化物：硫醚、二硫化物和噻吩等，对金属设备无腐蚀作用，但一些非活性硫化物受热分解后会变成活性硫化物。（2）含氮化合物 石油中的氮含量一般比硫含量低，通常在0.050.5%之间，仅有少部分原油的氮含量超过0.6%。石油中的氮分布也是随着馏分沸点的升高，其氮含量迅速增加，约有80%的氮集中在400以上的重油中。我国原油的氮含量偏高，且大多数原油的减压渣油中浓集了约90%的氮（3）含氧化合物 石油中的氧含量一般为千分之几，个别石油可高达23%。在

14、石油中，氧元素都是以有机含氧化合物的形式存在的，主要分为酸性含氧化合物和中性含氧化合物两大类。酸性含氧化合物主要包括环烷酸、芳香酸、脂肪酸和酚类等；中性含氧化合物主要包括醇、酯、醛及苯并呋喃等；石油中的含氧化合物主要以酸性含氧化合物为主，其中主要是环烷酸，占石油酸性含氧化合物的90%左右。 经受环烷酸腐蚀的一般光滑无垢，低流速部位仅留下尖锐的孔洞，高流速部位则顺着流向出现沟槽。处于环烷酸腐蚀条件下，碳钢腐蚀率可为79毫米年，高环烷酸含量及某些特殊部位达到20毫米年。石油中酸性含氧化合物的含量一般用酸值（酸度）来表示，酸性含氧化合物的含量越高，则其酸值就越大。原油的酸值一般不是随着其沸点的升高而

15、逐渐增大，而是呈现出若干个峰值，原油不同，其峰值也不同，但是大多数原油在300450馏分左右存在一个酸值最高峰。 （4）胶质胶质是红褐色到暗褐色并具有延性的粘稠液体或半固态物质。其密度约为1.01.1g/cm3，平均相对分子质量为6001000。馏分油中的胶质主要以双环为主，减压渣油中的胶质以高度稠化的稠环为主。 油品中的胶质在燃烧时易形成炭渣，引起机器磨损和堵塞。胶质受热或在常温下氧化，可以转化为沥青质，高温下甚至生成不溶于油的焦炭状物质油焦质。但胶质是商品沥青的重要组成部分。（5）沥青质沥青质是暗褐色或深黑色脆性的非晶形固体粉末，密度稍大于胶质，是石油中相对分子质量最大、结构最复杂的组分。

16、沥青质没有挥发性，石油中的沥青质全部集中在渣油中。 沥青质也是商品沥青的重要组成部分。沥青质的化学性质比较活泼，很容易起氧化、卤化和硝化反应，但较难进行加氢反应。1.1.11什么是原油的评价？原油评价是就是在实验室条件下，通过各种实验、分析，对原油进行一系列的分析、蒸馏等试验，以了解原油的性质、组成及类别，并估计直馏产品的产率及品质，取得对原油性质的全面认识，为选择合理的石油炼制过程、确定炼油厂的生产方案提供基础数据。原油评价也是制定原油加工方案的依据。1.1.12原油是怎样评价的？原油一般性质的测定：首先测定水分、含盐量。如水分大于0.5，需进行脱水。然后再测定密度、粘度、凝点、蜡含量、残炭

17、、硫含量、氮含量、胶质含量、微量金属(铁、镍、钒、铜)含量等项目。用未经处理的原油，以气相色谱法测定C1C8的轻烃含量。实沸点蒸馏：用实沸点精馏装置(具有15个理论板)蒸馏出400450C前的窄馏分或宽馏分，再用另外的减压蒸馏装置蒸出高沸点馏分。测定窄馏分及重质油的性质，绘制实沸点曲线及性质曲线。由宽馏分配制直馏产品，测定汽油、喷气燃料、灯用煤油、柴油、裂化原料油的性质。以气相色谱法或质谱法分析馏分油的单体烃组成或烃族组成，以折射率、密度、分子量计算的方法测定结构族组成（烷烃、环烷烃、芳烃的碳数百分比和环烷烃、芳烃的平均环数）。以溶剂脱蜡，吸附分离方法测定润滑油的潜含量（最大含量）及性质。测定

18、重质油的饱和烃、芳烃、胶质、沥青质含量。1.1.13原油的分类方法？（1）特性因数分类法特性因数K值与油品的化学组成有关，是油品的平均沸点和相对密度的函数。当沸点相近时，烷烃的K值最大，环烷烃的次之，芳香烃的最小。 特性因数K为 12.1 石蜡基原油 特性因数K为 11.512.1 中间基原油 特性因数K为 10.511.5 环烷基原油（2）关键馏分特性分类法第一关键馏分：常压蒸馏250275 的馏分；第二关键馏分：残油在40mmHg下减压蒸馏，切取275300 馏分（常压下395425 ）。测定关键馏分的密度，对照分类表，确定关键馏分的属性和原油类型。关键馏分石蜡基中间基环烷基第一关键馏分密

19、度40(K11.9)密度=0.82100.8562比重指数=3340(K=11.511.9)密度0.8562比重指数33(K11.5)第二关键馏分密度30（K12.2)密度=0.87230.9305比重指数=2030(K=11.512.2)密度0.9305比重指数20(K390.830中质原油39250.8300.904重质原油25150.9040.966特稠原油0.966 按硫含量的原油分类方法 原油的硫含量 0.5 低硫原油；0.5 原油的硫含量 2.0 含硫原油；原油的硫含量 2.0 高硫原油；按蜡含量的原油分类方法 原油的蜡含量 2.5 低蜡原油；2.5 原油的蜡含量 10.0 含蜡原

20、油；原油的蜡含量 10.0 高蜡原油；1.2炼油工艺基础1.2.1什么叫馏分？馏分是指用分馏方法把原油分成的不同沸点范围的组分 ，石油是一个多组分的复杂混合物，每个组分有其各自不同的沸点 ，其沸点范围很宽。用分馏的方法可以把石油分成不同温度段的馏分，如 二硫化物硫醚噻吩类。(2)类型相同，则：分子量大结构复杂的硫化物分子量小结构简单的硫化物。噻吩四氢噻吩硫醚二硫化物苯并噻吩二苯并噻吩；(3)噻吩类衍生物：多取代基少取代基与硫原子位置近（空间位阻）。加氢脱硫热力学特点加氢脱硫是放热反应，在工业操作条件下（不大于427），反应基本不可逆，不存在热力学限制，但随着温度的升高，某些硫化物的反应受热力学

21、影响，平衡常数变小，对反应不利，故较低的温度和较高的操作压力有利于加氢脱硫反应。其它杂原子对加氢脱硫影响：其它杂原子与溶剂一样对加氢脱硫有阻滞效应，主要通过与硫化物对活性位竞争吸附，阻滞加氢脱硫反应，尤其是碱性氮化物。深度脱硫的主要问题是噻吩类物质，平衡常数小，反应温度高（4，6-二甲基二苯并噻吩在420温度下脱硫率不足60%）。噻吩类硫化物的反应活性最低，而且随着其中环烷环数目和芳香环数目的增加，其加氢反应活性下降，到二苯并噻吩时最难。脱硫反应随温度上升速度加快，脱硫转化率提高（化学平衡常数在627以前均大于0）。对于噻吩脱硫反应，压力越低，温度的影响越明显；温度越高时，压力的影响也越显著。

22、对于噻吩而言，若想达到深度脱硫的目的，反应压力应不低于4Mpa，反应温度应不高于700K（约427）。噻吩硫化物脱硫有两条途径：加氢饱和环上的双键，然后开环脱硫；先开环脱硫生成二烯烃，然后二烯烃再加氢饱和。一般认为这两种反应均发生。噻吩的加氢脱硫反应是通过加氢和氢解两条平行途径进行的，由于硫化氢对C-S键氢解有强抑制作用，而对加氢影响不大，因此认为，加氢和氢解是在催化剂的不同活性中心上进行的。1.3.5脱氮反应特点是什么？加氢脱氮的作用是：一、将原料中的氮脱到符合工艺要求的程度，以便充分发挥加氢裂化催化剂的功能；二、生产符合规格要求的产品（油品安定性等使用性能与氮含量有关）。碱性氮化物脱氮反应

23、的速率常数差别不大（在一个数量级），其中以喹啉脱氮速率最高，随着芳环的增加，速率有所降低。不同氮化物受空间位阻的影响大致相同。在脱氮反应时氮化物不是通过氮原子的端点吸附到催化剂表面的，而是通过芳环的键吸附到催化剂上，在C-N键氢解前，先进行杂环的加氢饱和。因此，脱氮反应应该是先进行加氢饱和芳环，再进一步开环脱氮。所以加氢脱氮比加氢脱硫氢耗更高。含氮化合物的加氢活性特点是：单环氮化物加氢活性：吡啶吡咯苯胺苯环；多环氮化物：多环双环单环；杂环芳环。含氮化合物加氢反应在热力学上特征是：加氢过程常用温度范围内，加氢反应平衡常数小，且杂环加氢反应是放热反应，温度升高对杂环的加氢饱和不利；但对杂环氮化物的

24、氢解和脱氮反应在这一温度范围则属于热力学有利的。总之，在较低反应温度下操作，平衡有利于环加氢反应，但此时氢解反应速率较低，总的加氢脱氮速率较低；随着反应温度上升，一方面氮解速率提高，有利于脱氮速率提高，另一方面则是加氢反应平衡常数下降杂环加氢产物浓度减小，从而导致总的脱氮速率下降。因此，温度升高，总的加氢脱氮速率会出现一个最大值，在此之前，反应受动力学控制，之后受热力学控制。在某些情况下杂环氮化物与其加氢产物的热力学平衡能够限制和影响总的加氢脱氮速率。以吡啶为例，随着反应温度的升高，吡啶加氢饱和后的中间产物哌啶氢解的反应速率常数增加，但是达到一定高的温度后，由于哌啶的平衡浓度下降造成的影响大于

25、哌啶氢解反应速率常数增加的影响，因而总的加氢脱氮反应速率下降。达到最高转化率的温度与操作压力有关，压力越高达到最高转化率的温度也越高，这个特点与多环芳烃加氢的特点非常相似。只有在相当高的压力下，吡啶与哌啶之间的平衡限制才可以忽略。低温高压有利于杂环氮化物的脱氮反应。其它杂原子的存在对加氢脱氮影响是由于氮化物在活性位的吸附平衡常数比其它杂原子大得多，其它杂原子对加氢脱氮反应的阻滞效应很小，相反，噻吩、硫化氢的存在，在高温条件下还会促进C-N键的氢解反应。以噻吩对吡啶脱氮的影响为例：在低温下由于竞争吸附使吡啶的加氢反应受到中等程度的抑制；在高温下因HDS反应生成硫化氢促进了C-N键断裂速度，从而使

26、总的HDN反应速度增加。但是氮化物之间的自阻滞和彼此阻滞效应要明显得多。1.3.6根据油品分子结构分析碱性氮化物和苯并硫化物脱除速度慢的原因？碱性氮化物和苯并硫化物脱除速度慢得主要原因在于分子结构空间位阻大，反应困难。其中苯并硫化物主要问题是噻吩类物质，平衡常数小，反应温度高，如4，6-二甲基二苯并噻吩（4，6-DMBT）在420温度下脱硫率不足60%。在氢分压较低的情况下，反应受热力学平衡的限制，再提高反应温度对深度脱硫无帮助，反而会降低脱硫深度。SCHCH 碱性氮化物和苯并硫化物的脱除一般采用“加氢饱和杂环氢解脱氮（硫）”的反应途径。可大大提高脱除速度，故宜采用加氢活性高的Ni-W或Ni-

27、Mo系催化剂。脱除过程首先是芳烃环进行饱和加氢，然后进行环的氢解反应，最后进行脱氮（硫）反应。碱性氮化物和苯并硫化物脱除首先选用高加氢活性的催化剂；采用高的氢分压和氢油比对芳烃饱和有利；芳烃加氢反应是摩尔数减少（耗氢）的放热反应，随着反应温度的提高，芳烃加氢转化率会出现一个最高点，此最高点对应的温度是最优加氢温度，低于这一温度为动力学控制区，高于这一温度为热力学控制区；在一定的压力下对芳烃饱和反应有一最佳的反应温度。1.3.7根据催化剂床层中油品扩散速度公式，分析加氢裂化动力学特征？多相催化反应分外扩散、内扩散、吸附和反应四个阶段（反应速率由最慢的阶段控制），七个步骤：(1)反应物通过催化剂颗

28、粒外表面的膜扩散到催化剂外表面；(2)反应物自催化剂外表面向内表面扩散；(3)反应物自催化剂表面上吸附；(4)反应物在催化剂内表面上反应生成产物(5)产物在催化剂内表面上脱附；(6)产物自催化剂内表面扩散到催化剂外表面；(7)产物自催化剂外表面通过膜扩散到外部。加氢裂化反应通常遵守一级反应动力学。尽管原料中不同组分的反应速度可以综合在一起得到一个总体的反应速度，但是各个不同组分的反应速度是各不相同的。通常情况下，不同组分的相对反应速度取决于组分吸附到催化剂表面的难易程度，因此可以根据各组分的吸附难易，从易到难列出其反应速度大小的排序。 杂环芳烃 最容易多环芳烃单芳烃多环环烷烃单环环烷烃链烷烃

29、最困难芳烃加氢有何动力学特征：苯同第物加氢反应速率常数：二个取代基（侧链）一个取代基无取代基；有缩聚环芳烃第一环加氢活性：蒽萘菲苯。尽管芳烃较链烷烃和环烷烃易于发生裂化反应，但是芳烃的完全饱和则是不可能的。因为在高温下，芳烃的饱和受到热力学过程的限制。此外，对于同一类型的反应物来说，分子结构较大的组分较分子结构小的组分反应速度大。这是因为：(1)较重组分在催化剂上的吸附强于轻组分，就使得重组分加氢裂化速度比轻组分表现的快；(2)重组分与轻组分中的C-C键键能不同，越轻所需要活化能越大。这就是为什么将裂化装置的产品重新投入裂化反应器中，那么这些产品将基本上不会发生转化作用。1.3.8加氢裂化反应

30、器内主要有哪些反应？主要包括：加氢反应，裂化反应，异构化反应，氢解反应和缩合反应等。（1）脱硫、脱氮、脱氧的氢解反应。（2）烷烃加氢裂化：生成分子量更小的烷烃，其通式为：CnH2n+2 + H2 CmH2m+2 + Cn-mH2(n-m)+2正构烷烃裂化特点是随着正构烷烃的沸点的提高，裂化反应速度明显提高，这是因为较重组份在催化剂上的吸附强于轻组份，就使得重组份加氢裂化速度比轻组份表现的快；重组份与轻组份中的C-C键键能不同，越轻所需要活化能越大。（3）烷烃的加氢裂化反应：烃类分解成分子量较小的烷烃和烯烃，生成烯烃又加氢饱和；烯烃还可以环化。（4）烯烃和芳烃的加氢饱和反应。（5）烷烃和烯烃异构

31、化反应：使加氢产物中异构烃与正构烃的比值较高。两环以上的环烷烃，发生开环裂解、异构，最终生成单环环烷烃及较小分子的烷烃。（6）环烷烃开环反应：脱烷基、六圆环异构和开环反应。（7）多环芳烃加氢裂化：逐环加氢、开环（包括异构）和脱烷基等一系列平行、顺序反应，多环芳烃很快加氢生成多环环芳烃（苯环本身加氢较慢），环烷环发生开环，继而发生异构化、断侧链（脱烷基）反应，生成苯类和小分子烷烃混合物。（8）加氢裂化副反应：发生分解产物的缩合反应，以及稠环芳烃的进一步缩合反应，这些反应将导致焦炭在催化剂上的沉积。不过在较高的氢分压下，这类反应将受到一定程度的抑制。1.3.9加氢裂化的反应机理是什么？加氢裂化反应

32、遵循“正碳离子”反应机理。1.3.10影响加氢反应的主要参数有哪些？（1）反应温度反应器进口温度是最主要的控制参数。（2）反应压力在加氢过程中，有主要意义的不是总压力，而是其中氢气的压力，即氢分压：氢分压（Mpa）总压力（Mpa）氢纯度（v%）反应器入口氢分压反应器入口压力反应器入口循环氢氢纯度（4）氢油比在工业装置上通用体积氢油比，指工作氢标况体积流率与原料油体积流率之比。氢气量为循环气流量与循环气中氢浓度的乘积。（5）空速反应器中催化剂的装填数量的多少取决于设计原料的数量和质量以及所要求达到的转化率。通常将催化剂数量和应处理原料数量进行关联的参数是液体时空速度，即空速。空速是指单位时间内，

33、单位体积(或重量)催化剂所通过原料油的体积(或重量)数。液体体积时空速度（LHSV）可以定义如下：1.3.11提高加氢反应深度的措施有哪些？以哪个为主？（1）提高反应温度。（2）提高反应压力。（3）提高循环氢纯度。（4）降低空速。（5）提高氢油比。（6）更换高活性催化剂。其中以提高反应温度为主要手段。1.3.12对于加氢裂化装置，影响转化率的因素有哪些？如何调整？（1）影响因素：原料油相对密度和干点上升，反应转化率下降。原料油含氮量上升，反应转化率下降。原料含硫量过低或过高，反应转化率下降。反应WABT温度上升，反应转化率增加。反应压力增加，反应转化率增加。反应器空速增加，反应转化率下降。新氢

34、及循环氢纯度下降，反应转化率下降。随着装置运行时间增加，催化剂活性下降，转化率下降。（2）调节方法；通过反应加热炉控制精制反应器入口温度，用急冷氢控制精制反应器各床层温度和裂化反应器各床层温度，来实现控制反应转化率。监测原料及新氢的各项指标，若不能满足要求，应联系调度，改善原料及新氢量，以满足生产要求。监测精制油氮含量，保证精制油脱氮合格，若不合格提高精制反应温度；保证循环氢中的硫化氢含量在0.5%左右，防止硫化氢含量太低影响催化剂的活性，转化率低。1.3.13反应温度对加氢裂化反应有何影响？反应温度是加氢过程的主要工艺参数之一。加氢裂化装置在操作压力、体积空速和氢油体积比确定之后，反应温度则

35、是最灵活、最有效的调控手段。通过调节反应温度对转化深度进行控制。反应温度与转化深度两者之间具有良好的线性关系：增加10%的转化率，反应温度提高约4。同时随转化率的提高目的产品的分布发生变化，石脑油及喷气燃料的收率持续增加。而重柴油收率开始为缓慢增加，在转化率60%时达最大值。这时石脑油的产率快速增加，这充分说明了在高的反应温度和转化率下烃类分子的二次裂解增加，减少了中间馏份油的产率，柴油产率开始下降。1.3.14为什么要尽可能控制反应器各床层入口温度相等？（1）使床层的催化剂负荷相近，失活速率也相近，可以最大限度地发挥所有催化剂的效能。（2）催化剂床层入口温度相等对产品分布有一定好处。（3）可

36、以降低床层的最高点温度，大大减少二次反应的发生，降低气体产品和液化气组份，提高装置液收。1.3.15反应器（催化剂）床层温升的计算方法？1.3.16加权平均反应温度的定义是什么？为了监测加氢反应器催化剂床层内的温度，在各床层内设置了多组热偶，每一组检测的温度值不同，为了得到反应的平均温度，通常用反应器加权平均床层温度（Weighted Average Bed Temperature WABT）来表示整个反应器内催化剂床层的平均温度：加权平均床层温度（WABT）=（测温点权重因子测温点显示温度）当同一层测温点有多支热偶时，以所有热偶显示温度的算术平均值作为该测温点显示温度。权重因子的定义：假定床

37、层温升按直线分布，各测温点所能代表的催化剂质量作为各测温点的权重因子。具体描述如下：（1）从催化剂床层进口到第一层测温点的催化剂重量由第一层测温点代表；（2）相邻两层测温点之间的催化剂重量，一半由上层测温点代表，另一半由下层测温点代表；（3）从催化剂床层最低一层测温点到催化剂床层出口的催化剂重量由最低一层测温点代表；（4）每层测温点存在多支热偶时，以该层所有热偶测温值的算术平均值作为本层测温点代表。1.3.17影响床层平均温度的因素及调节方法？（1）影响因素：反应器入口温度高，反应床层温度上升冷氢增大，床层温度下降。原料变化：原料硫含量变高，床层温度上升；原料氮含量升高，床层温度上升；循环氢纯

38、度提高，床层温度上升。新鲜进料量增大，床层温度下降；原料含水量增加，床层温度下降。循环氢流量增大，床层温度下降。催化剂活性提高，床层温度上升。蜡油加氢进料中焦化蜡油比例大，床层温度上升。（2）调节方法：调节反应器入口温度。调节床层冷氢注入量。按照操作指导曲线图进行调节。控制好循环氢流量。联系调度及罐区，控制好原料油性质和混合比例。1.3.18催化剂床层温升代表的实际意义是什么？催化剂床层总温升决定于原料油的性质、原料加工量、循环氢量及加氢深度等。原料油中含有加氢反应放热量大的组份如硫化物、氮化物、烯烃和芳烃等越多，反应温升越大；原料油流率增加，总的放热量增加，催化剂床层总温升增加；表征加氢深度

39、的脱硫率、脱氮率、芳烃饱和率、加氢裂化转化率等也在一定程度上影响催化剂床层总温升。由于不同的原料性质和不同的反应深度有不同的化学氢耗，因此化学氢耗量与催化剂床层总温升有较好的相关性。1.3.19反应温升过大的影响？反应温升主要通过调节加热炉出口温度和催化剂床层间冷氢量进行控制的。加氢过程是强放热反应，随着反应的深入，释放的热量越来越大。因此在工业加氢装置上，沿反应器轴向存在催化剂床层温升。当反应温升过高而控制不当时，可能导致如下结果：（1）反应器内形成高温反应区。反应物流在高温区内激烈反应，大分子持续断裂，放出更多的热量，使温度更高，如此恶性循环导致飞温事故。（2）随着运转时间的延长，催化剂逐

40、渐失活，当提高反应温度加以弥补时，高温区催化剂过早达到最高设计温度，而被迫停工。而此时反应器顶部低温区催化剂尽管仍有较高活性，但却没有得到充分利用，使装置效益降低。（3）对产品质量和选择性不利。在加氢处理反应中，加氢脱氮和芳烃饱和反应受热力学平衡制约，当反应温度提高到一定数值后，平衡转化率下降，使脱氮、芳烃饱和率下降，产品质量下降。在加氢裂化反应中，高的反应温度会加速二次反应，导致中馏份油选择性下降，气体产率增加。1.3.20在正常生产中，床层热点有上升的势头，如何正确处理？（1）增大该床层冷氢量，降低床层温度；（2）提高循环机转速；（3）如果床层热点继续上升，考虑反应降温、泄压的必要。1.3

41、.21加氢裂化反应器最后一床层温度变化对产品质量有何影响？在加氢裂化产物离开裂化床层后，其所存在的极少量烯烃还会与H2S反应生成硫醇使产品腐蚀增加，因此必须通过后精制段进行脱除。裂化反应后部温度过低，造成脱硫醇效果差，直接影响轻石脑油，重石脑油等产品腐蚀不合格。1.3.22如何控制反应温度？通过反应加热炉控制精制反应器入口温度，从而控制反应器第一床层的反应温度，用急冷氢控制精制反应器其他床层及裂化反应器各床层温升在合理的范围内。在操作过程中，必须严格遵守“先提量后提温和先降温后降量”的操作原则。加氢裂化是强放热反应，由于某些原因导致反应物流从催化剂床层携带出的热量少于加氢裂化的反应热时，就可能

42、会发生温度升高-急剧放热-温度飞升的链锁反应，为满足类似这种特殊紧急情况的要求，加氢裂化装置的反应系统常设有0.7MPpa/min和1.4Mpa/min的紧急泄压系统，若启动0.7Mpa/min，温度仍然无法控制，装置必须立即按1.4Mpa/min的速度降压放空。最终通过快速放空，带走大量热量并终止反应达到温度降低的目的。1.3.23什么叫甲烷化反应，对反应操作有何危害？CO 和 CO2在氢气的存在下、在催化剂表面的活性位置可以转化为甲烷和水，这就叫甲烷化反应。CO 和 CO2的这个甲烷化反应与普通烃类反应物的反应造成对催化剂竞争。因此如果放任CO 和 CO2的积累，那么催化剂的温度就需要提高

43、。在极端的情况下，若极短时间内有大量的CO 和 CO2进入加氢裂化装置，因为甲烷化反应是高放热反应，因此在理论上来说就有可能发生飞温。在实际操作中要求，如果CO + CO2的含量超过最大设计允许值，催化剂的温度不允许提高以补偿由此造成的转化率的降低。催化剂的温度应给予维持或者降低，直至造成CO + CO2含量升高的问题得到解决为止。只有这样，催化剂的活性才不至于由于温度的升高而而受到损害，同时也可避免由于甲烷化反应可能造成的飞温事故。1.3.24系统中的一氧化碳、二氧化碳来源有哪些？加氢装置循环氢中的一氧化碳和二氧化碳主要下面几个来源：(1)制氢氢气携带进入反应系统；(2)原料中的水和催化剂表

44、面的积炭反应生成一氧化碳和二氧化碳（当原料水含量很小时基本不发生该反应）；(3)原料罐保护气含有的一氧化碳和二氧化碳，溶解在油中进入反应系统；(4)原料油中掺炼焦化蜡油，焦化过程产生的一氧化碳、二氧化碳溶解在焦化蜡油中，随焦化蜡油一起进入反应系统。1.3.25反应压力对加氢裂化反应有何影响？反应压力是加氢裂化工艺过程中的重要参数。反应压力越高对加氢裂化工艺过程化学反应越有利。在加氢过程中，有主要意义的不是总压力，而是氢分压。提高反应压力，在循环氢浓度不变情况下，即提高了氢分压。(1)对受平衡限制的芳烃加氢反应，压力的影响尤为明显。(2)对于加氢脱硫和烯烃的加氢饱和反应，在压力不太高时就可以达到

45、较高的转化深度。(3)而对于馏份油的加氢脱氮，由于比加氢脱硫困难，因此需要提高压力。脱氮反应需要先进行氮杂环的加氢饱和，而提高压力可显著地提高芳烃的加氢饱和反应速度。(4)对于气液相加氢裂化反应来说，反应压力高，氢分压也高，使加氢裂化反应速度提高，总的转化率提高。(5)在转化深度接近的条件下，无论是重石脑油、煤油还是柴油产品其芳烃含量随反应压力提高芳烃含量下降，煤油烟点提高。（6）一般来说，原料越重，所需反应压力越高。此外，提高压力还有利于减少缩合和叠合反应的发生，抑制焦炭生成而减缓催化剂失活，延长装置运转周期。1.3.26影响反应系统压力的因素有哪些？影响因素有：（1）反应温度升高，导致裂化

46、温度深度大，耗H2量增加，压力下降。（2）新氢量波动或新氢机故障，导致压力波动。（3）原料含水量增加，压力上升。（4）高低压换热器内漏，压力降低。（5）反应系统安全阀起跳，压力下降。1.3.27为什么要保证足够的氢分压？在加氢过程中，有主要意义的不是总压力，而是氢分压：(1)对于烯烃，芳烃以及非烃的硫化合物、氮化合物，不管是加氢反应，还是氢解反应，氢分压的增高都可使加氢的可逆反应朝有利于生成加氢化合物方向移动。(2)含氮稠环有机化合物的碱性大，对裂化催化剂活性的毒害大，要转化这些氮化合物，远比烯烃饱和、脱硫所需的氢分压高。所以维持足够的氢分压，保证精制反应器流出物氮含量达到较低的指标，对维持裂

47、化催化剂的活性十分必要。(3)增加氢分压不仅能够移动平衡的位置，而且能增加反应的速度裂化反应中生成氢原子较小的小分子。(4)如果氢分压低，其周围介质没有足够的氢气，不能及时加氢，就会使裂化反应生成的不饱和化合物产生缩合反应，在催化剂上结焦、积炭。因此为了保护裂化催化剂活性，抑制催化剂失活，加强原料油脱氮，避免裂化反应产物缩合生焦，要保证足够的氢分压。1.3.28如何提高加氢装置氢分压？ （1）提高系统总压力。（2）提高补充氢纯度。（3）提高循环氢排放。（4）降低冷高分温度。（5）提高循环氢速率。1.3.29影响氢耗的因素？氢耗包括化学氢耗、溶解氢耗、泄漏损耗和排放废氢。（1）加氢过程中大部分氢

48、气消耗在化学反应上，即消耗在脱硫、氮、氧以及烯烃和芳烃饱和反应、加氢裂化和开环反应中。不同的反应过程、不同的进料化学组成和对产品质量的不同要求而导致的不同苛刻度，是影响化学氢耗量的主要因素。（2）溶解氢是指在高压下溶于加氢生成油中的氢气，在加氢生成油从高压分离器减压流入低压分离器时随油排出而造成的损失。这部分的损失与高压分离器的操作压力、温度和生成油的性质及气体（含氢气）的溶解度有关。高压分离器操作压力越高或操作温度越高时，氢气的溶解损失越大；生成油越轻时，氢在油中的溶解度越大。（3）泄漏氢气损耗是指管道或高压设备的法兰连接处及压缩机密封点等部位的泄漏损失，该泄漏量大小与设备制造和安装质量有关

49、。主要的漏损出自新氢压缩机的运动部位，一般在开车前均经过试漏检查，因此泄漏量很小，一般设备漏损量取值为总循环氢量体积的1%1.5%。（4）加氢裂化只在氢气纯度低于85%时会排放废氢，这与新氢纯度、是否热高分流程、冷高分温度以及转化深度等有关，一般近似取值为510Nm3/m3(油)。 总的来说，改进催化剂性能、减少反应生成轻烃特别是甲烷，有利于提高氢纯度，而提高补充氢纯度则是降低加氢反应器的操作压力、减少排放废氢损失及降低补充氢耗量的关键。为了减少氢耗，一般尽量不考虑排放废氢。1.3.30反应器压降是如何形成的？反应器压降由反应器内构件压降和催化剂床层压降形成。其中内构件包括反应器入口预分配器、

50、积垢篮、每个床层上部的分配盘、催化剂床层支撑盘、冷氢箱、反应器出口收集器等。内构件的压力降随其结构和数量的不同而有差异，一般在0.020.03Mpa。反应器压降的最主要构成是催化剂床层压降。在工业实践中，床层压降有两部分组成，一是开工初期的床层压降，可称作为床层净压力降。二是随运转周期产生的压力降增量，它表示为时间的函数。因此整个床层压降随运转周期延长而逐渐提高。1.3.31为什么要监测反应器压差？有什么意义？虽严格地控制原料的过滤及反应温度，但随着生产周期的延长，催化剂床层也会出现结焦、结垢、催化剂颗粒粉碎及杂质堵塞现象。为了随时了解催化剂床层的结焦、结垢、催化剂粉碎及杂质堵塞现象的程度，需

51、要监测反应器出口及上下床层的压差，这样便于合理地分析原因，采取措施及掌握装置的开工周期。1.3.32影响催化剂床层压力降增加的因素有哪些？影响床层压降的因素较多，可归结为反应器顶部结垢、催化剂结焦、床层局部塌陷三类，其中反应器顶部结垢导致压降上升是最常见的一种。（1）系统管线的腐蚀产物铁锈等及原料油中带进来的焦粉沉积于床层表面，堵塞瓷球间的间隙和催化剂颗粒间的间隙，引起催化剂床层压力降升高；（2）原料油组份偏重或催化剂床层局部温度过高引起原料油结焦，催化剂积炭严重，甚至结块，引起催化剂床层压力降升高；（3）催化剂装填质量差，开工进油后，催化剂床层位移、塌陷，或者催化剂干燥时升温过快，或是原料带

52、水等原因引起催化剂颗粒破碎，粉末堵塞颗粒间隙，引起催化剂床层压力降升高；（4）操作方法不当，原料油量或气体量突然增大，也能使催化剂床层发生异常位移，也引起催化剂床层压力降升高。1.3.33氢油比对加氢裂化有何影响？就加氢过程而言，控制合理的氢油比非常关键，提高氢油比等同于提高氢分压，氢油比越大，对加氢反应越有利，如果氢油比降低，催化剂结焦的可能性增大，缩短了催化剂的寿命，氢气的作用是保证烯烃和芳烃的饱和，以及保证裂解烃类的饱和。还要确保防止过多的缩聚反应，以避免结焦。由于这个原因，装置长时间处于低于设计氢油比的状态下运行将加快催化剂的失活并缩短催化剂的再生周期。如果氢油比降低，意味着系统压力的

53、降低或循环气的纯度降低，会剧烈地影响产品的芳烃含量。对于煤油产品的芳烃含量的影响更是如此，这将影响煤油产品的烟点。氢油比的提高受到动力消耗大，运行成本以及设备能力的限制。1.3.34空速对加氢裂化有何影响？对于一定量的催化剂，加大新鲜原料的进料速度将增大空速，与此同时，为确保恒定的转化率，就需要提高催化剂的温度。提高催化剂的温度将导致结焦速度的加快，因此，会缩短催化剂的运行周期。如果空速超出设计值很多，那么催化剂的失活速度将很快，变得不可接受。空速小，油品停留时间长，在温度和压力不变的情况下，则裂解反应加剧、选择性差，气体收率增大，而且油分子在催化剂床层中停留的时间延长，综合结焦的机会也随之增

54、加。1.3.35影响反应产物氮含量的因素有哪些？如何调节？影响因素：（1）原料含氮量的变化；（2）原料组成变化；（3）精制反应器床层温度、压力的变化；（4）循环氢流量及纯度的变化；（5）催化剂活性的变化；（6）进料量变化。调节方法：（1）根据原料组成和含氮量的变化，调节精制反应器床层温度，当氮含量上升较大时，应及时联系采样分析精制油氮含量，根据精制油氮含量，调节精制反应温度。（2）要精心操作，避免精制反应器床层温度的大起大落；（3）合理控制循氢中含量，H2S含量过低时，会影响脱氮效果；（4）因催化剂活性太低，满足不了要求时，应及时更换；（5）调整氢分压，提高循环氢纯度。1.3.36对于全循环流

55、程，对循环油有何要求？生产中应避免循环油携带柴油组分回到裂化反应器是分馏塔操作的关键,循环油应进行常规采样和进行实沸点蒸馏的检查，确保柴油含量小于3(体)。由于各炼厂加工含硫原油和高硫原油的比例逐年增加，同样加氢裂化装置处理原料含硫量不断增高，造成分馏系统腐蚀加速，导致进入裂化反应器的循环油含铁离子过高,最终导致裂化反应器第一床层积垢（硫化亚铁）压降上升过快，增加撇头停工次数。控制Fe的关键是增加循环氢脱硫系统解决上游腐蚀。另外裂化反应器可以采用大孔径脱Fe保护剂，脱Fe剂与催化剂分级装填。1.3.37对于全循环流程，循环油量是如何确定的？根据单程转化率来确定循环油量：设转化率为n，进料m1，

56、产品之和m2，循环油量m3.则（m1m3）n=m2，另外，可认为进料m1与产品之和m2在数量上是相等的。循环油量进料量/转化率进料量2原料与产品2.1原料2.1.1加氢裂化原料的主要有哪些？ 加氢裂化过程可以加工的原料范围相当广泛。二战时期德国曾经利用褐煤作为原料生产优质发动机原料作为军用燃料，但因经济性较差，装置在战后停运。由于现代石油化工工业的发展，对化纤、乙烯原料以及轻质油品的需求，加氢裂化技术得到迅速发展，轻至石脑油，重至常压馏份油、减压馏分油、脱沥青油、减压渣油均可作为加氢裂化原料，二次加工产品如催化裂化循环油和焦化瓦斯油也可以作为加氢裂化生产原料，目前国内装置加氢裂化使用量最多的是

57、减压馏分油。2.1.2为什么要控制原料油中的氮含量？ 氮化物按其氮原子在分子中是否有孤对电子而分为碱性氮化物和非碱性氮化物二大类，由于碱性氮化物中氮杂原子存在有自由的孤对电子，即一些胺类、二氢吲哚类和六员环杂环氮化合物，这些碱性氮化物很容易吸附在催化剂酸性活性中心，因此对催化剂的毒性很大。有分子筛的催化剂比无定型催化剂更怕碱性氮化物，这是因为有机碱氮化物在催化剂上吸附与酸碱强度有关,分子筛酸性比无定形强，而脱附与温度有关，分子筛催化剂反应温度相对低，脱附慢。 氮化物不仅影响催化剂的稳定性，对催化剂积炭也有很大影响。日本有些研究表明催化剂结炭成分含氮量远高于油中含氮化合物含量。有学者认为，中小型

58、含氮化合物是生焦生碳的前驱物，芳烃及氮化合物受催化剂吸附过强，集中在B酸分子中心时间过长发生缩聚反应生成积炭覆盖了活性表面，造成裂化催化剂活性下降。实验室数据也表明NiMo系催化剂在相同转化率的条件下氮含量2000ppm以及0ppm两种原料，其反应温度差可以达到85，对贵重金属催化剂的影响更大，达到110。当氮含量由500ppm增加到1300ppm时，催化剂的失活率增加近3倍。因此在各项指标中首要关注的是原料中的氮含量。与众多国外原油相比，我国原油的特点是多数含硫少含氮高，因此加工我国陆上原油时，对原油中的氮含量应倍加关注。直馏馏分油中的氮化物一般是以杂环氮化物形式存在的，其中有五员环和六员环

59、。最常见的有吡啶、喹啉、吡咯、吲哚、咔唑及其衍生物。氮化物的分布与原料馏程有很大的相关性。当馏分变重时，一方面氮化物含量增加，另一方面多环杂氮原子化合物大量出现。因为杂环氮化物在催化剂表面的强烈吸附对加氢脱氮有自阻作用，由于原料油中的碱性氮化物及所有的加氢脱氮反应的中间产物均具有较强的碱性，它们可与催化剂活性中心产生很强的吸附作用，且又难于脱附，因此在一定程度上对催化剂反应活性产生抑制作用或暂时中毒。原料油的氮含量大幅度增高往往意味着原料油变重、变劣，绸环化合物、芳烃含量相应增加，其他杂质含量也上升，需要提高反应温度以补偿催化剂活性的下降。氮化物的脱除一般先经过氮杂环的加氢饱和，因此要达到深度

60、脱氮总是伴随大量耗氢。氮化物在催化表面上的吸附比含氧、含硫化合物和芳烃容易得多，因此可能出现这样的情况：催化剂表面上氮化物的覆盖率相当大，但并非所有吸附的氮化物都经受加氢、氢解而脱氮，这不仅阻滞其它的加氢反应，还可能导致催化剂表面积炭的生成，使催化剂由原来的可逆吸附中毒变成了永久失活，也会造成酸性载体中毒。由于分子筛易被有机氮化物中毒，因此需要严格控制进入裂化反应器原料中的有机氮化物含量，一般要求低于10ppm。当进料油中氮含量增加时，应适当提高前置精制反应器的反应温度。同时高的氮含量还会引起较高的氨分压，这对裂化催化剂的裂化活性有一定抑制作用，导致较高的裂化段反应温度。2.1.3为什么要控制