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第一章工艺技术规程汽油加氢装置一、装置简介1设计能力装置设计规模为8万吨/年，年开工时间为8400小时，装置主要组成分为催化汽油脱砷与选择性加氢单元、分馏单元、加氢脱硫单元、稳定塔单元、循环氢脱硫和溶剂再生单元、制氢单元和公用工程几个部分组成。装置操作弹性60%-110%。2装置特点装置由中国石油工程建设公司新疆设计分公司设计，采用DSO-M催化汽油加氢脱硫降烯烃组合技术，装置预加氢部分催化剂为GHC-22B，加氢脱硫部分催化剂为GHC-11，原料油过滤，原料油保护，空冷器前注水，催化剂采用器外再生，设催化剂预硫化设施，为确保操作人员和装置的安全，装置设置紧急泄压系统。汽油加氢装置3原料及产品原料油来自催化裂化汽油，制氢单元所需的氢气由化肥厂氢氮气、重整氢气提供，产品为低硫汽油，副产品为燃料气。4工艺原理装置采用低压固定床加氢工艺，通过优化工艺条件最大程度降低烯烃的饱和及因烯烃饱和而带来的辛烷值损失。预加氢的主要目的是将二烯烃转化为单烯烃，轻的硫化物转化为重的硫化物。预加氢反应产物分离为轻、重汽油组分，重汽油送至加氢脱硫部分，进行深度脱硫。加氢脱硫后的重汽油与轻汽油混合作为精制汽油产品。汽油加氢装置DSO技术预加氢和加氢脱硫部分分别采用GHC-22B和GHC-11催化剂，反应条件缓和。重汽油加氢脱硫选择较低的氢分压，较高的氢油比。通过催化剂的选择性来实现脱硫，同时减少辛烷值损失。具有改质性能的M催化剂，加氢后FCC汽油重馏份的辛烷值恢复是本技术的核心技术之一。在该过程中，FCC汽油重馏份的辛烷值RON提高到加氢精制前的水平或更高，才能达到调合后的汽油RON不变。在该过程中提高辛烷值的主要反应机理是正构烷烃异构化、烷烃分子的芳构化、部分低辛烷值的长链烃分子裂解为高辛烷值的碳五、碳六短链烃分子，部分烃类分子的叠合。汽油加氢装置5预加氢反应在预加氢过程中，轻的硫化物转变为重的硫化物，且二烯烃含量降低，避免在加氢脱硫反应器中二烯烃聚合生成胶质，造成催化剂床层压降升高，缩短运转周期。预加氢反应器中主要发生如下反应。汽油加氢装置6加氢脱硫反应在加氢脱硫过程中，使用脱硫率高、选择性好的催化剂，在保证高脱硫水平的情况下控制烯烃饱和率尽量低，使辛烷值损失在可允许范围内。加氢脱硫反应器中主要发生如下反应。汽油加氢装置7工艺流程说明（1）预加氢部分来自装置外的催化裂化汽油首先经过催化汽油脱砷过滤器（SR-9101/AB），滤除原料中大于10µm的固体颗粒后进入原料油聚结器（M9101)后进入脱砷反应器（R-9101A/B）除去原料中的砷化物，然后进入原料油过滤器（SR-9102A/B），再进入原料油缓冲罐（D-9102），经原料油进料泵（P-9101A/B）升压至2.55MPa，原料油缓冲罐（D-9102）设氢气气封设施，使原料油不接触空气。来自膜分离装置的新氢经新氢分液罐（D-9101）分液，然后经新氢压缩机（K-9101A/B）升压至2.93MPa。与原料油进料泵（P-9101A/B）来的原料油，在流量比值控制下混合，混氢油经过预加氢进料/加氢脱硫反应产物换热器（E-9102A/B）加热后进入预加氢反应器（R-9102）。汽油加氢装置预加氢反应器（R-9102）采用GHC-22B催化剂。在催化剂的作用下，主要进行二烯烃转化为单烯烃，轻的硫醇转化为重的硫化物等反应。预加氢反应产物进入分馏塔（C-9101）进行轻汽油（LCN）、重汽油（HCN）的分离。分馏塔顶油气在分馏塔顶空冷器（A-9101）中部分冷凝，然后进入分馏塔顶回流罐（D-9103）。罐顶气体经分馏塔顶气体冷却器（E-9104）冷却后送至燃料气管网，液相经分馏塔顶回流泵（P-9102A/B）送回分馏塔顶作回流。分馏塔上部抽出的轻汽油（LCN）产品经轻汽油产品泵（P-9103A/B）后并入汽油产品空冷器（A-9203）冷却，再经汽油产品后冷器（E-9206）冷却至40℃后出装置。塔底的重汽油（HCN）产品经加氢脱硫进料泵（P-9201A/B）加压后送至加氢脱硫部分。分馏塔（C-9101）底热源由柴油加氢分馏塔底重沸炉（F-8301）提供。汽油加氢装置（2）加氢脱硫部分来自加氢脱硫进料泵(P-9201A/B)的重汽油（HCN）与来自循环氢压缩机（K-9301A/B）的循环氢混合，混氢油经加氢脱硫进料/反应产物换热器（E-9201A/B）换热后进入加氢脱硫反应器（R-9201）。加氢脱硫反应器（R-9201）分两个床层，采用GHC-11催化剂。在两床层之间注入冷氢以控制床层的温升。加氢脱硫反应器的反应产物进入加氢脱硫反应产物加热炉（F-9201），加热后进入稳定塔底重沸器（E-9205）为稳定塔提供热源，然后进入辛烷值恢复反应器（R-9202）。辛烷值恢复反应器（R-9202）分两个床层，采用GHC-11催化剂。在两床层之间注入冷氢以控制床层的温升。反应产物依次经过加氢脱硫进料/反应产物换热器（E-9201A/B）和预加氢进料/反应产物换热器（E-9102A/B）换热，再经加氢脱硫反应产物空冷器（A-9201）冷却至55℃后进入加氢脱硫反应产物分离罐（D-9202）。汽油加氢装置为防止反应生成的铵盐在低温下结晶堵塞管道和空冷器管束，在加氢脱硫反应产物空冷器（A-9201）前注入除盐水以洗去铵盐。加氢脱硫反应产物进入加氢脱硫反应产物分离罐（D-9202）进行气、油、水三相分离。加氢脱硫反应产物分离罐（D-9202）顶部气体经循环氢冷却器（E-9202）冷却后进入循环氢脱硫塔入口分液罐（D-9301）进一步分液，然后进入循环氢脱硫塔（C-9301），与从循环氢脱硫塔（C-9301）上部注入的贫胺液逆向接触以脱除H2S，富胺液从循环氢脱硫塔（C-9301）塔底流出进入溶剂再生以循环使用。脱硫后气体进入循环氢压缩机入口分液罐（D-9304）除去其中夹带的胺液，然后进入循环氢压缩机（K-9301A/B）升压后循环使用。加氢脱硫反应产物分离罐（D-9202）底部液体至稳定塔进料/稳定塔底油换热器（E-9203A/B/C）换热后进入稳定塔（C-9201）。稳定塔的作用是将重汽油产品中的轻烃和溶解的H2S分离出去。汽油加氢装置稳定塔顶部产物经稳定塔顶空冷器（A-9202）冷却至55℃后进入稳定塔顶回流罐(D-9203)。罐顶酸性气体经稳定塔顶气体冷却器（E-9204）冷却后送至硫磺装置富气再生塔，回流罐底油由稳定塔顶回流泵（P-9203A/B）送回稳定塔顶部作回流，回流罐底部含硫污水与加氢脱硫反应产物分离罐（D-9202）含硫污水合并后送出装置。在稳定塔顶管线注入缓蚀剂，最大限度减少设备腐蚀。稳定塔底物料一部分经稳定塔底重沸器(E-9205)加热后返回稳定塔，另一部分经重汽油产品泵（P-9204A/B）和稳定塔进料/稳定塔底油换热器（E-9203A/B/C）换热后与LCN混合，再经汽油产品空冷器（A-9203）、汽油产品后冷器（E-9206）换热至40℃以下后作为汽油产品出装置。汽油加氢装置（3）循环氢脱硫再生部分循环氢脱硫塔(C-9301)中操作条件为压力1.4MPa，温度40～45℃，循环氢与贫胺液逆流接触，贫胺液吸收循环氢中的H2S。脱除H2S的循环氢进入循环氢压机入口分液罐（D-9304）除去其中夹带的胺液，然后进入循环氢压缩机（K-9301A/B）升压后循环使用。为防止循环氢中的重烃在吸收塔中凝析，贫胺液入塔温度应至少比循环氢入塔温度高2～3℃。从循环氢脱硫塔（C-9301）底部出来吸收了H2S的富胺液与来自柴油加氢装置、硫磺回收装置、催化裂化富气脱硫装置的富胺液汇合，经过滤器(SR-9301A/B)、全自动紧密过滤器(SR-9302),再经贫液-富液二次换热器（E-9302A/B）加热至70℃，经塔底液位控制阀降压后，送往富液闪蒸罐（D-9305）。富液在富液闪蒸罐（D-9305）内进行闪蒸，在低压下使溶解于富液中的烃类气体闪蒸出来，进入低压瓦斯系统。闪蒸后的富液经过富液泵（P-9303A/B）升压，再经贫液-富液一次换热器（E-9303）换热升温至92℃后进入到溶剂再生塔（C-9302）。在溶剂再生塔（C-9302）中富液吸收热量解吸出H2S，使溶剂得以再生。再生所需热量通过溶剂再生塔底重沸器（E-9305）提供。再生塔底重沸器（E-9305）的蒸汽通过塔底温度控制阀来调节流量，以保证热量的供给。汽油加氢装置溶剂再生塔顶解吸出来的H2S和水经过再生塔顶冷凝器（E-9304）冷却至42℃，进入再生塔顶回流罐（D-9306）。回流罐（D-9306）的气相经过压力控制阀送出装置，液相做为塔顶回流，用再生塔回流泵（P-9304A/B）送入再生塔顶。再生塔底出来的溶液称为贫液，用再生塔底泵（P-9305A/B）升压，与再生塔的进料富液在贫富液一次换热器（E-9303）、贫富液二次换热器（E-9302A/B）换热后，再用贫液冷却器（E-9301）冷却到42～43℃，送入溶剂贮罐（D-9302）。贫液从溶剂罐（D-9302）出来用溶剂循环泵（P-9301A/B）升压，经过流量控制阀进入循环氢脱硫塔（C-9301)上部，另一部分送至柴油加氢装置、硫磺回收装置和催化裂化富气脱硫装置。吸收了H2S的富液从循环氢脱硫塔塔底部经富液闪蒸罐（D-9305）去溶剂再生塔(C-9302)脱附，溶剂通过吸收和解吸过程达到循环使用。汽油加氢装置（4）膜分离单元来自化肥厂的氮氢气作为膜分离装置的原料气，原料气首先进入除雾器，除去大部分可凝液体和粒子。然后进入加热器预热至40℃（使其远离露点，不致因氢气渗透后，滞留气中的烃类含量升高，冷凝形成液膜而影响分离性能）后膜分离器组(M-101)进行分离，在低压侧即得到产品氢气。汽油加氢装置汽油加氢装置（5）公用系统流程说明①净化风系统：净化风自装置系统外来，送到仪表用风部位。送至各服务点，用于吹扫用。②水系统：a.循环水系统来，至E9101，至E9103，至E9104，至E9202，至E9204，至E9206，至E9301，至E9304，至P9101，至P9102，至P9103，至P9104，至P9201，至P9202，至P9203，至P9204，至P9301，至P9302，至P9303，至P9304，至P9305，至P9101，至P9001，至P9002，至P9003，至压缩机K9101，至压缩机K9301。b.除盐水自系统来，至压缩机水箱，至D9201注水罐。c.新水自系统来，至D-9102，至D-9103,至E-9102,至D-9203,至P-9204。汽油加氢装置③燃料气系统：燃料气自系统来，至F9201火嘴及长明灯。④氮气系统：氮气至装置内各服务点，至K9101A/B，至K9301A/B入口，至D9101,至SR9101A/B,至R9101A/B,至SR9102A/B,至P9101A/B,至R9102，至C9101，至D9103，至D9102出口，至P9103出口，至P9201出口，至R9201，至F9201，至R9202，至D9202，至C9201，至P9204出口，至D9201补压，至M9201。⑤蒸汽，凝结水系统：蒸汽至各服务点，至F-9201炉膛吹扫，至各伴热线返凝结水系统。汽油加氢装置柴油加氢装置一、装置简介1设计能力装置设计规模为30万吨/年，年开工时间为8400小时，运转周期按三年一大修考虑。装置主要组成分为加氢反应单元、汽提脱硫单元、柴油精制单元和公用工程四个部分。装置操作弹性为60%-110%。2装置特点本装置由中国石油工程建设公司新疆设计分公司设计，采用中压加氢精制工艺，催化剂选用中石油研究院开发的PHF-102催化剂，保护剂为PHF-102P-2、PHF-102P-3，反应部分采用国内成熟的炉前混氢方案，高分部分采用冷高分分离流程，分馏部分采用硫化氢汽提流程，催化剂的硫化采用湿法硫化方案，催化剂的再生采用器外再生。柴油加氢装置（1）原料油保护及过滤装置内原料油缓冲罐采用燃料气保护，避免原料油与空气接触，以减轻原料油在换热器、加热炉管及反应器