汽煤柴加氢关键技能岗位培训.ppt

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1、汽煤柴关键技能操作岗位培训总结,中石化加氢技术交流群 QQ群：181732229,目 录,一、国内汽煤柴加氢新工艺介绍及应用二、航煤加氢生产中的问题分析及处理措施三、加氢装置重要设备介绍四、加氢装置腐蚀案例分析及经验交流五、齐鲁炼化工艺技术管理经验分享（齐鲁炼化生产技术处）,一、国内汽煤柴加氢新工艺及应用,在油品质量方面，因汽车尾气造成的空气污染已为世界各国所关注，因此已纷纷出台了新的法规，对发动机燃料的组成提出了越来越严格的限制。汽油：低硫低烯烃低芳烃、低蒸汽压柴油：低硫、低芳烃、高十六烷值、低干点,国外加氢技术发展趋势,为提高加氢裂化水平，开发多种形式的新工艺，提高装置处理能力，改善产品分

2、布，消除装置瓶颈；催化剂不断推陈出新，新催化剂的脱硫脱氮活性大幅度提高；发展深度脱硫脱氮技术，实现含硫VGO、LCO、LCGO直接生产超低硫柴油。,汽油加氢,催化汽油的特点：催化汽油从组成上可以分为正构烷烃（n-P）、异构烃（i-P）、环烷烃（N）、烯烃（O）和芳烃（A）五个组分。其中正构烷烃的辛烷值低，且碳链越长辛烷值越低；异构烷烃的辛烷值较高，且支链化程度越高、排列越紧凑辛烷值越高；烯烃、芳烃是高辛烷值组分，特别是芳烃的辛烷值最高。,催化汽油中硫的分布情况如下：轻汽油（C5120）占催化汽油的60%，含硫量占催化汽油含硫量的15%；中汽油（120175）占催化汽油的25%，含硫量占催化汽油

3、含硫量的25%；重汽油（175220）占催化汽油的15%，含硫量占催化汽油含硫量的60%。,高辛烷值组分集中在轻汽油（烯烃）和重汽油（芳烃）中。采用传统的加氢方法处理催化汽油虽然能有效地降低硫和稀烃含量，但造成汽油辛烷值急剧下降。因此，研究开发出了FCC汽油选择性加氢脱硫或异构加氢脱硫技术。,RSDS工艺（RIPP）FCCN切割分馏成LCN、HCN两个馏分 LCN碱洗脱硫醇 HCN选择性加氢脱硫 HCN选择性加氢脱硫生成油脱硫醇 处理后的轻、重馏分调合成为汽油产品,FCC汽油选择性加氢脱硫,特点：采用专有催化剂触媒，低压、高空速较好的脱硫能力，HDS80%较小的辛烷值损失，RON2化学氢耗低，

4、0.2m%液收高，100%C5+,OCT-M 工艺（FRIPP）OCT-M FCC汽油选择性加氢脱硫工艺的切割点温度选择为90左右。轻石脑油采用常规碱抽提方法脱除硫醇，重石脑油去加氢。FCC汽油的脱硫率为8590，烯烃饱和率为1525，而RON损失为小于2.0个单位，抗爆指数(R+M)/2损失小于1.5个单位，液收大于98。,S-ZORB汽油吸附脱硫,工艺原理 由于S-Zorb脱硫技术基于吸附作用原理，因此对不同化合物中的硫的脱除速度与加氢过程有本质的区别。在加氢过程中很难脱除的含硫化合物在S-Zorb过程中很容易地被脱除；由于反应产物中没有H2S，并且缓和的加氢条件及非加氢类的吸附剂避免了生

5、成硫醇，因此S-Zorb技术较易得到低硫产品，而且氢耗小。另外由于其吸附剂完全不同于加氢催化剂，因此烯烃饱和少，所以其产品的辛烷值损失也比加氢脱硫少。,工艺流程,反应器采用流化吸附反应床，反应物料自反应器下部进入，技术新颖；装置中吸附剂连续再生，再生器也采用流化反应，再生空气一次通过；反应部分为高压临氢环境，再生部分为低压含氧环境，通过闭锁料斗步序控制实现氢氧环境的隔离和吸附剂的输送；为了避免工艺物料携带出吸附剂，再生器内通过旋风分离器实现气固分离；反应器、闭锁料斗、吸附剂储罐等设备则设置精密过滤器；,特点,吸附反应器操作压力高（3.1MPa），温度高（419），再生器操作温度高（511）；系

6、统无H2S气体生成，设备选材仅需要考虑SO2腐蚀问题；附剂年补充量大致同初装量一致，废吸附剂需要集中处理；辛烷值损失小,柴油加氢,柴油的低硫化是世界各国和地区柴油新规格的发展趋势。如何经济合理地生产低硫柴油将是我国目前和今后一定时期内炼油业需要重点解决的课题之一。柴油规格发展趋势：硫含量、T95、密度、十六烷值、多环芳烃,低硫柴油生产技术-RTS技术,维持了常规柴油加氢的循环氢系统，但是将柴油的超深度加氢脱硫通过两个反应器完成。第一反应器为高温、高空速（温度360390，空速3.0h-1）反应区，对深度脱硫和脱氮反应有利，在第一个反应区中完成大部分硫化物的加氢脱硫和几乎全部氮化物的脱除；第二反

7、应区为低温、高空速（温度280，空速6.0h-1）反应区，完成剩余硫化物的脱除和芳烃的加氢饱和，并改善油品颜色。,液相柴油加氢技术,理论基础：在传统加氢工艺中，氢气从气相到液相的传质过程是反应的控制步骤，因此需要大量过剩氢气循环。该技术将反应所需氢气溶解在循环液流中为反应供氢，将加氢反应由氢气的传质控制变为反应动力学控制，从而大大提高反应空速，减少催化剂用量和反应器体积；同时循环液流可作为热阱吸收反应热。,特点：取消了氢气循环系统（包括循环氢压缩机、冷热高分、高压空冷器、循环氢脱硫塔等设备），增加了加氢反应器流出物流循环系统（主要为反应器循环泵）；反应空速高、反应器体积小；脱硫脱氮效果显著，可

8、生产超低硫氮油品；反应温升小，反应器内不存在局部热点，催化剂不易结焦；操作费用和能耗低；特别适用于现有柴油精制装置生产超低硫柴油的改造；,二、航煤加氢生产中的问题分析及处理,问题分析,三、加氢装置重要设备介绍,固定床反应器,目前固定床反应器多采用热壁式，采用板焊或锻焊结构。固定床加氢反应器中采用各种内构件将气液两相物流充分混合、换热均匀，并分配到整个反应器横截面上。反应器内构件的性能直接关系到能否充分发挥高活性催化剂应有效能和加氢装置的“安、稳、长、满、优”运行。反应器内构件成为加氢装置工程研究的关键问题之一。,高压换热器,高压换热器的结构形式有两种：一种是与普通低压换热器相似的大法兰式，另一

9、种是螺纹锁紧环式。大法兰式高压换热器存在易漏的缺点，特别是在开工、停工或温度变化的阶段，更加容易泄漏，而且带温带压时无法紧固大螺栓以排除泄漏。螺纹锁紧环式高压换热器解决了大法兰的笨重、密封困难的两大难题，在操作过程中，可以随时通过拧紧内圈压紧螺栓来调整内密封垫片，排除泄漏。其缺点是结构复杂，机加工件多，各部件间配合精度要求高，给制造和装配带来很大不便。,目前,在加氢装置中采用着单壳程和双壳程两种结构型式。双壳程与单壳程的区别就是它有一个纵向隔板以及隔两侧的密封结构。加氢装置属深度换热，特别是加氢裂化装置。加热炉温升较小，反应热较大，冷热流每侧的温差很大。双壳程换热器与单壳程换热器相比有着较大的

10、优越性。在同样情况下，双壳程的换热面积可比单壳程大约节省20%以上。,压缩机,加氢装置的氢压机一般都是采用往复式和离心式压缩机，从不采用轴流式或回转式类型的压缩机。往复式压缩机适用于吸气量为450m3/min以下的情况。离心式压缩机适用于吸气量为2530000m3/min的情况。在某些处理量小的加氢装置中，为了节省投资也有将补充氢的气缸和循环氢的气缸放在一台压缩机机组中共用一台电机进行操作。,四、腐蚀案例分析及经验交流,案例1 中压加氢装置新氢压缩机入口过滤器堵塞 2007年12月至2008年1月份期间中压加氢装置新氢压缩机K501共发生四次入口过滤器堵塞情况；过滤器打开后，发现滤网被白色粉末

11、状物质堵塞，溶于水，用水即可冲洗干净，采集样品送技术服务中心分析，分析结果为含有氯离子的铵盐。,氯化铵结晶原因分析,氢气中氯离子来源 压缩机氢气主要来源为重整产氢，及少部分膜分离产氢。来自重整的氢气已经过脱氯罐进行脱氯处理，应不含氯离子，但在脱氯剂失效的情况下，脱氯效果变差，氯离子随氢气进入中压加氢临氢系统。在中压加氢装置发生铵盐堵塞过滤器期间，检验中心做重整脱氯后氢气中氯离子定量分析，虽然分析结果为零，但装置技术人员用检测试管做氯离子定性分析，观察到试管内试剂变色，说明重整脱氯罐内脱氯剂已失效应，氯离子已穿透床层，应及时更换脱氯剂。,氢气中氨气来源 膜分离产氢的原料气为加氢裂化D505循环氢

12、分液罐的循环氢。在加氢原料的脱氮过程中生成氨气，因此循环氢中存在一定含量的氨气，经与膜分离厂家咨询，氨气为渗透速率快的气体，即“快气”，而装置的膜分离系统无预处理设备，原料气中含有的氨气会透过膜进入分离后的氢气中。因此可以推断，从膜分离氢气带入的氨气与重整产氢中的氯离子发生反应，生成氯化铵，铵盐结晶堵塞过滤器，造成压缩机出入口压差增大,采取的措施,2008年1月17、18日，连续重整装置更换204/B脱氯剂10.5吨，以保证脱氯效果。监控分析膜分离原料气中氨含量，当氨含量大于20ppm 时，应增上除氨预处理措施，防止对渗透膜的损害，影响膜分离效果。加强监控，发现新氢入口过滤器压差大，入口压力低

13、时及时换机进行清洗处理，并找出铵盐结晶原因。,建议关注以下几项措施 在加氢装置运行期应加强监测高压空冷器物料中H2S、NH3和流速，通过Kp预测高压空冷器的结垢和腐蚀情况。由于NH4Cl和NH4HS均易溶于水，因此增加注水量能有效地抑制NH4Cl和NH4HS结垢，在注水的过程中应注意注入水在加氢装置高压空冷器中的分配，避免造成流速滞缓的区域；为使注入水平衡分配，建议在每台空冷器的每条入口管线均设注水点，注水方式为连续注水。建议采用可变频调速空冷风机，及时调整空冷器出口温度，避免铵盐结晶。,经验总结,在加氢装置运行期应加强监测高压空冷器物料中H2S、NH3和流速，通过Kp预测高压空冷器的结垢和腐

14、蚀情况。由于NH4Cl和NH4HS均易溶于水，因此增加注水量能有效地抑制NH4Cl和NH4HS结垢，在注水的过程中应注意注入水在加氢装置高压空冷器中的分配，避免造成流速滞缓的区域；为使注入水平衡分配，可以考虑在每台空冷器的每条入口管线均设注水点，注水方式为连续注水。采用可变频调速空冷风机，及时调整空冷器出口温度，避免铵盐结晶。,在加氢装置高压空冷器注水点处加入水溶性缓蚀剂，缓蚀剂能有效吸附到金属表面，形成防护膜，从而起到较好的防护作用。可以考虑加入部分NH4HS结垢抑制剂，能优先与氯化物和硫化物生成盐类，这种盐结晶温度高于200，并且极易溶于水中，能有效抑制NH4Cl和NH4HS结垢，从而达到

15、减缓腐蚀的作用。一般碳钢材质的管束易被氯腐蚀，因此在装置受腐蚀较严重的部位应考虑选用抗HCl和氯离子腐蚀强的钢材或钛合金，提高设备抗腐的应变能力。如国内一些炼厂在空冷器或换热器管程入口加50mm250mm的钛保护套管，可使其寿命延长一倍以上。,案例2.加氢裂化E504A/B泄漏和处理 2006年7月6日，加氢新氢压缩机K501B入口氢气压力因突然降低，使压缩机的压比增大造成排气温度高而联缩停车，使系统压力下降到6.3Mpa。在再次启动压缩机给系统升压时，发现系统压力一直起不来，氢气去向不明，16:40脱丁烷塔顶压力突然上升，通过以上现象初步判断为E504内漏所致经过仔细研究判断E504A/B发

16、生内漏，氢气从E504的壳程串入分馏系统，造成分馏塔压力过高无法控制。,换热器检修处理情况：7月7日中午开始对E504A/B进行解体，检查泄漏情况。于7月8日中午进行第一次壳程水压试验查漏，两台换热器的管板胀口出多次发生泄漏。经过统计发现换热管和管板胀口焊口共有32个泄漏点，到7月9日早晨6点共试压6次，总共处理漏点52个，堵管8根，每次试压都有新漏点增加，在7月9日早晨6点最后一遍试压又发现新老漏点32个，很多漏点因为腐蚀减薄无法进行彻底处理，造成漏点越处理越多，详见图4。最后两台换热器共堵孔76个，堵管38根（284根管/台）堵管情况见图,图3 焊口焊肉减薄 图4 管板上泄漏点的分布,图5

17、 管束的堵管分布 图6 管箱内的腐蚀产物,腐蚀分析及总结,从以上对换热器的介质腐蚀性介质含量的分析我们可以看出，随着炼厂外油的掺炼，使原料中的硫含量和氯含量大幅度增加，已经大大超过了设备所能承受的腐蚀能力，反应所形成的HCl和H2S溶于水中形成酸性介质，另外HCl和H2S两种酸同时存在使腐蚀加速。即发生了HCl+H2S+H2O低温腐蚀，从拆下的管箱中可以看到附着有大量的腐蚀产物图6，这种产物主要是由于碳钢的管束的腐蚀融解所产生的，由于10钢的管束在Cl和S2的双重腐蚀下被腐蚀融解后产生大量的硫化亚铁（FeS），相当一部分附着到换热器表面，而形成垢下Cl离子的和S2离子的聚集并渗透，造成管束减薄

18、和焊肉减少最终导致换热管腐蚀内漏。所以从以上分析可以初步判断该环境是典型的低温H2O-HCL-H2S腐蚀，再加上及少量的NH4CL的冲刷，最终造成换热管束发生泄漏,航煤加氢精制装置加热炉的腐蚀,2009年1月23日7时许，仪表显示对流室温度突然升高，最高达到700800，因此判断对流室炉管爆裂，原料馏分油外泄燃烧造成对流室温度升高。操作人员立即采取应急措施。打开对流室人孔，检查发现由于对流室爆裂，原料油外泄，燃烧，部分空气预热器热管熔化，熔化物堆积在炉管上。在北数第2根炉管中间部位，有减薄形成的泄漏点，泄漏点周围有明显的坑蚀，爆裂处炉管壁厚因腐蚀减薄严重，在对流室炉管的外表面有2处存在严重的坑

19、蚀。剩余壁厚只有2.8毫米。对流室炉管内表面没有明显腐蚀，对流室炉管表面附着有黄绿色灰垢，空气预热器的换热管原始壁厚3mm，局部因腐蚀减薄如纸张（1.5mm），具体情况见图1、2、3、4、5、6。测厚表明炉管弯头没有明显减薄。,图1 烧毁的空气预热器热管 图2 空气预热器热管热管形貌 图3 爆裂的对流室炉管 图4 对流室炉管弯头 图5 对流室炉管的外貌 图6 空气预热器换热管,原因分析,近年来，由于炼厂加工原油硫含量的升高，从客观上造成炼厂燃料瓦斯气中硫化氢含量升高，空气预热器采用在对流室上方安装空气换热管，利用高温烟气与冷空气换热方式，空气预热器热管内充满着有一定压力的冷空气，对流室炉管内流

20、动着原料油。换热后空气温度在110左右，换热后烟气温度约130。为了提高换热效率，热管的原始壁厚比较薄，只有3mm。而且空气预热器热管长时间处于烟气的腐蚀环境中，热管首先因腐蚀造成泄露，冷空气与烟气混合，甚至吹在对流室炉管上，致使局部温度低于烟气露点温度，引起对流室炉管的烟气露点腐蚀。对流室炉管外表面存在局部坑蚀也表明存在烟气的露点。露点腐蚀造成对流室炉管严重减薄，出现穿孔 造成泄露。,由于炼厂加工原油硫含量的升高，从客观上造成炼厂燃料瓦斯气中硫化氢含量升高，而燃料硫化氢含量的升高会提高烟气的露点温度。因此，所有加热炉燃料瓦斯气必须经过脱硫，经分析合格后方可供应加热炉使用。这样不但可以降低烟气

21、的露点温度，而且可以提高加热炉的热效率。,五、齐鲁石化产品柴油浑浊问题的解决措施,齐鲁石化260万吨/年柴油加氢装置精制柴油经过双塔汽提后，产品柴油含水量分析结果稳定在100200ppm之间，但是产品柴油有时仍会出现外观浑浊现象或者静置一段时间后柴油颜色变化、产生浑浊现象，影响了厂内柴油产品的调和、出厂，直接关系到了客户满意程度和公司的信誉。,原因分析,硫化氢汽提塔吹入蒸汽，另外反应生成水、加氢注水造成少量水带至分馏系统，汽提塔、分馏塔均在压力下操作，由于相平衡，部分蒸汽溶解于柴油中，当产品柴油采样时，样品最终降至环境温度，样品中的微量水以许多微小的水雾的形式出现，悬浮在油中，造成外观浑浊。原

22、料柴油变重，各上游各装置增产柴油时，提高了柴油干点。柴油密度增高，硫、氮化合物增加，导致原料中硫、氮形态更为复杂，如在较低的反应苛刻度下，加氢处理后未能有效地脱除杂原子，安定性改善的程度不高，造成产品颜色不稳定或颜色加深，另外由于原料的变重，柴油中胶质及蜡含量增加，对于精制柴油中的微量水具有更强的亲合力并与之形成较为稳定的悬浮浑浊液，使柴油外观浑浊并且通过长时间静置脱水后依然浑浊。原料柴油凝点上升，环境温度高时，柴油浑浊不明显，但当环境温度随季节变化下降时，由于原料凝点低，大分子正构烷烃（蜡类物质）在精制柴油中析出，造成柴油外观浑浊。,采取的应对措施,提高产品分馏塔C202底温，C202底温由270逐步提高，目前280。柴油外观与含水量和油温均有一定关系，下述情况可导致产品柴油浑浊。40环境温度下柴油含水在300ppm左右，30环境温度下柴油含水在200ppm左右，20环境温度下柴油含水在150ppm左右，10环境温度下柴油含水在100ppm左右。因此在冬季生产中，对浑浊产品柴油取样分析水含量，有时产品柴油含水100ppm，仍会出现外观浑浊的现象密切关注上游原料变化，上游装置原料干点出现长时间370的情况时，相应掺量部分焦化汽油。,可考虑的其他措施：1 硫化氢汽提塔由吹蒸汽改为吹氢气或瓦斯2 分馏塔增设瓦斯汽提流程,谢谢！,