30万吨汽油加氢操作规程109修改后

30万吨/年汽油加氢操作规程东营市海科瑞林化工有限公司二零一五年九月目录第一章装置概述11、概述12、工艺设计技术方案23、原料、产品、催化剂和化学药剂34、物料平衡85、主要设备选型106、公用工程及辅助材料消耗127、能耗分析及节能措施18第二章工艺原理201、工艺原理202、选择性加氢部分的主要反应203、加氢脱硫部分的主要反应224、汽油脱硫醇部分的主要反应235、工艺流程简述266、主要操作条件29第三章装置开工方案331、装置大检查332、公用工程系统投用433、设备、管线的吹扫494、设备、管线的水冲洗525、机泵单试546、水联运607、气密628、加热炉烘炉659、催化剂干燥6610、催化剂预硫化6811、切换新鲜原料油72第四章装置停工方案741、装置正常停工742、催化剂需再生的停工753、非计划停车后的再开工754、维持循环气循环时的开工765、停止循环气循环时的开工766、装置紧急停电77第五章催化剂的性能及装填781、催化剂性能782、催化剂装填79第六章正常生产调节891、原料油的处置892、预处理系统的操作904、加氢脱硫反应操作935、脱硫醇反应操作966、进料性质977、冷凝水的注入988、系统压差999、分析项目及频次100第七章主要设备操作法1031、加热炉1032、循环氢压缩机1113、冷换设备的操作法1144、空冷器操作法1165、容器的操作法117第八章事故处理1261、事故处理原则1262、重大事故处理方法1273、一般事故处理方法132第九章安全操作规程1381、安全概述1382、氢气的基本知识1383、预防中毒1394、防毒器材使用方法1425、预防可燃气体泄露1446、装置安全防火知识1457、有关安全生产规定1488、消防设施管理及消防安全规定1489、车间安全技术措施14910、装置开工安全规定15011、工艺操作安全规定15112、设备操作的安全规定15313、装置停工安全规定15314、装置检修安全规定15615、防火防爆安全规定15816、防冻防凝安全规定160第十章环保及三废处理1611、废气治理1612、废水治理1613、废渣处理1624、噪声防治163第十一章附表1641、反应器、塔、容器、换热器规格表1652、空冷器规格表1733、泵类规格表1794、压缩机规格表1825、装置流程简图183第一章装置概述1、概述11设计依据东营市海科瑞林化工有限公司30万吨/年汽油加氢设计合同；北京安耐吉能源工程技术有限公司提供的东营市海科瑞林化工有限公司30万吨/年ALG催化汽油选择性加氢脱硫装置技术方案。12装置概况根据东营市海科瑞林化工有限公司工程安排，东营市海科瑞林化工有限公司拟新建一套30万吨/年催化汽油选择性加氢脱硫装置，生产满足国家标准的国硫含量小于10PPM汽油的需要。30万吨/年催化汽油加氢脱硫装置采用安耐吉最新开发的催化汽油选择性加氢脱硫ALG技术。该技术采用了全馏分液相加氢、重汽油选择性加氢脱硫和脱硫醇工艺，相配套的加氢催化剂ALT1、AGP1和APT21可将汽油中硫含量降低到满足国要求，同时硫醇硫满足要求，辛烷值损失很少。13装置规模及操作弹性装置公称规模为30万吨/年。操作弹性50110。14装置组成装置由选择性加氢部分、分馏部分、加氢脱硫部分（包括循环氢脱硫）、稳定部分及公用工程设施组成。15设计原则151充分依托东营市海科瑞林化工有限公司现有公用工程及辅助设施。152充分考虑该工程建设特点，最大限度节省建设投资，提高建设速度。153装置设计采用国内工程设计标准规范，认真贯彻国家有关环保、职业安全卫生、消防法规和要求，做到“三废”治理、安全卫生等保障措施与工程建设同时进行。达到国家及省、地方有关法规规定的指标要求。154采用高效、可靠的设备，以确保装置长周期安全稳定运转。16设计范围该装置为新建，设计范围包括装置界区内的全部工程内容。2、工艺设计技术方案本套装置工艺采用北京安耐吉能源工程技术有限公司开发的高选择性催化汽油加氢技术ALG，并由北京安耐吉能源工程技术有限公司提供设计基础数据。21工艺技术路线催化汽油采用传统的加氢脱硫（HDS）方法，虽然能有效的脱除有机硫化物，但催化汽油中的烯烃却因加氢饱和生成烷烃，在脱硫的同时使辛烷值急剧下降，耗氢大大增加。在加氢脱硫的同时，如何减少因烯烃饱和造成的催化汽油辛烷值的损失，是生产清洁汽油的难点。ALG技术是近年由北京安耐吉能源工程技术有限公司开发的一种高选择性催化汽油加氢脱硫技术。该技术直接生产国或国汽油，加氢装置产品的硫含量和硫醇硫直接满足要求，不需经碱洗，产品辛烷值损失较低，产品收率高，且装置满足长周期运行的需要。该装置详细设计采用ALG技术，并依据北京安耐吉能源工程技术有限公司提供的基础数据进行设计。22工艺技术特点211采用北京安耐吉能源工程技术有限公司ALG技术及催化剂。222设置两段加氢全馏分催化汽油首先进行选择性加氢和分馏；分馏后的重馏分依次进入选择性加氢脱硫、选择性脱硫醇。233为尽量减少换热器结垢和防止反应器顶部催化剂床层堵塞，延长运转周期，原料油缓冲罐采用燃料气保护，并设置原料过滤器。244氢气和原料油在反应流出物/混合进料换热器前混合，这样可简化流程，提高换热效率，减少结焦。255预加氢反应器内设两个催化剂床层；第一加氢脱硫反应器内设两个催化剂床层，床层间设冷氢箱；第二加氢脱硫反应器内设一个催化剂床层。266装置设三相分离的低压分离器。277设置循环氢脱硫设施，所需MDEA由工厂提供。288为了防止铵盐析出堵塞管路和设备，在反应物流出物空冷器的上游侧设有脱盐水注入点。299分馏部分采用单塔汽提流程，采用中压蒸汽作为重沸器热源。2101稳定塔顶设注缓蚀剂设施，以减轻塔顶流出物中硫化氢对塔顶系统的腐蚀。2102装置不设新氢机，新氢直接注入循环氢压缩机出口。循环氢压缩机采用电动往复式，一开一备设置。2103催化剂预硫化采用湿法硫化，催化剂再生按器外再生考虑。3、原料、产品、催化剂和化学药剂31原料311原料油该装置原料油为催化汽油。催化汽油馏分性质见表11。催化汽油进装置边界条件进装置温度40，进装置压力07MPA（G）。表11催化汽油原料性质312新氢装置所需新氢来自原有干气制氢PSA出口，其边界条件及组成如下进装置温度40进装置压力29MPAG组成，见表12表12新氢性质组成H2COCOC02CLH2OH2SV99955NA,WPPMFE,WPPM05FE,WPPM20SI,WPPM05AS,WPPB3032产品催化汽油进入装置后，首先进行选择性加氢和分馏；分馏后的重馏分依次进入选择性加氢脱硫、选择性脱硫醇、汽提部分；轻馏分再与脱硫后的重馏分混合得到本装置产品低硫汽油。选择性加氢分馏后的重馏分与轻馏分的产品性质见表13，加氢脱硫部分重汽油产品性质见表14，装置产品性质见表15表13选择性加氢分馏后产品性质项目SOREOR产品轻汽油重汽油轻汽油重汽油硫含量，PPMW480480馏程/，ASTMD86IBP31311050503068685095957013013090168168FBP195195烯烃，V287282RON损失2830MN损失050533催化剂及保护剂性质和主要技术规格该装置采用的催化剂和保护剂。其主要物化性质见表16表16保护剂和催化剂的理化性质34化学药剂技术规格341缓蚀剂（SF121D）稳定塔顶H2S含量较高，为保护稳定塔系统，在塔顶管线注入缓蚀剂减缓H2S的腐蚀。性状淡黄色或棕红色液体油溶性密度（20）810890/M3水溶性密度（20）9601110/M3油溶性粘度（40）25MM2/S水溶性粘度（40）10MM2/S催化剂AIG1AIG2AAG11ALT1AGP1APT21化学组成ALSIALSINIMO/COMO/形状五星环齿轮环拉西环球形三叶草球形尺寸/MM19010060241624压碎强度，N/CM10230120100180100堆比,KG/M3850820550840660780PH值60溶解性油溶性，溶于油可分散于水；水溶性，溶于水可分散于油342二甲基二硫化物（DMDS）加氢催化剂活性金属组分为氧化态，为了提高催化剂活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进行预硫化，即进行催化剂的预硫化。装置所用硫化剂为DMDS，性质如下分子式C2H6S2分子量942沸点1097最小硫含量M672分解温度200相对密度D15610625粘度（20）062X103PAS343甲基二乙醇胺（MDEA）循环氢脱硫采用MDEA（甲基二乙醇胺）水溶液，MDEA浓度为30（W）贫溶剂自溶剂再生装置来，富液返回溶剂再生装置。MDEA性质如下分子式C5H13NO2分子量11916沸点247密度（20）10478/M3粘度（20）101X103PAS4、物料平衡41预处理部分物料平衡物料平衡见表17表17预处理部分物料平衡序号物料名称数量42加氢脱硫部分物料平衡物料平衡见表18表18加氢部分物料平衡（操作末期）数量序号物料名称W/H104T/A一入方1重汽油1000030015240122新氢0371110600888合计100373012606241008二出方1H2S0278104006482NH30041201000963C10072101001684C20103002002405C30226603005286C403811406009127重汽油99292980189238415合计100373012606241008W/H104T/A一入方1催化汽油100003750030002氢气004150012合计100003751530012二出方1轻汽油2000750062重汽油80003001524012合计100003751530012注物料平衡按多产汽油工况的实际处理量计算。43装置总物料平衡物料平衡见表19表19装置物料平衡（操作末期）数量序号物料名称W/H104T/A一入方1催化汽油1000037500003000002新氢0341260601008合计100343762606301008二出方1H2S022810405006482NH3003120060000963C1006210105001684C2008300150002405C3018660330005286C40301140570009127轻汽油2000750000600008重汽油79472980189238415合计100343762606301008注物料平衡按多产汽油工况的实际处理量计算。5、主要设备选型51反应器反应器为加氢装置中的核心设备，该装置设有预加氢反应器一台，壳体直径1400MM，脱硫反应器两台，壳体直径均为1600MM。加氢反应器为热壁板焊结构，按GB150钢制压力容器进行设计。预加氢反应器主体材料选用Q345R，考虑到高温临氢环境及高温H2S的腐蚀，脱硫反应器主体材料选用15CRMORS32168。预加氢反应器内设有两个催化剂床层；脱硫反应器一台设有两个催化剂床层，床层间设有冷氢入口；另一台设有一个催化剂床层。床层内装催化剂、保护剂和瓷球，另外设有入口扩散器、顶部分配盘、冷氢箱、再分配盘和出口收集器等内件。床层顶部和底部均设有热电偶套管。催化剂卸料口设在反应器床层的底侧面上。52加热炉该装置设有一台加氢脱硫反应产物加热炉，设计热负荷为2400KW，加热炉计算热效率为90；由于该加热炉负荷较小，采用辐射对流型立管圆筒炉，两管程，介质从对流段上部进加热炉，经对流段加热后进入辐射段，从辐射上部出加热炉。炉管内加热介质为混合氢重汽油，根据操作温度、压力及管内介质的腐蚀情况，炉管材质选用TP321。炉管国外引进，其制造标准和验收标准应符合ASTMA213的规定。辐射室底部安置一台燃烧器，以燃料气为燃料。53循环氢压缩机该装置设循环氢压缩机两台，一开一备。形式为对称平衡型电动往复式压缩机，由隔爆型异步电动机驱动。电机容量为约710KW。压缩机拟采用一级两列压缩，气缸都为双作用。压缩机中体采用长短双式中体。整个机组由压缩机主机、进出口缓冲器、驱动电机、注油器、漏气收集罐、润滑油系统、冷却系统、检测控制系统、管道阀门等辅助设备构成。机器采用二层布置，压缩机组和水站水箱布置在二层平台上，润滑油站、水站、漏气收集罐等辅助系统布置在楼下。电机与压缩机曲轴采用刚性连接。气缸及填料按无油润滑设计，少油润滑操作。压缩机流量调节采用吸气阀卸荷可实现0、25、50。75、100流量操作，气缸及填料设有相互独立的夹套。气缸和填料由循环水冷却。两台循环氢压缩机共用一台水站。所有电气设备及仪表均符合所在区域防爆要求。循环氢压缩机组国产。6、公用工程及辅助材料消耗61催化剂及化学试剂消耗催化剂及化学试剂消耗见表110110催化剂及化学试剂消耗62公用工程消耗621水用量水用量见表111，表112表111给水序号名称型号及规格数量T备注1催化剂AIG1086一次装入量，寿命；3年AIG2158一次装入量，寿命；3年AAG11151一次装入量，寿命；3年ALT12029一次装入量，寿命；3年AGP1928一次装入量，寿命；3年APT21746一次装入量，寿命；3年2瓷球3100一次装入量，寿命；3年6314一次装入量，寿命；3年19263一次装入量，寿命；3年3硫化剂DMDS7预硫化时用4缓蚀剂SF121D21年用量5MDEA溶液30水溶液5T/H连续用量给水T/H序号使用地点新鲜水循环冷水除氧水脱盐水伴热热水备注1E510524连续2E510682连续3E5202120连续4E5205288连续5E520625连续6反应注水225连续7K5201A/B润滑油冷却器60连续填料15连续气缸夹套135连续8其它泵冷却100连续9生活用水及洗眼器3间断10软管站2间断11开工用水25间断12ME530110连续合计84910225连续25间断表112排水排水T/H序号使用地点生活污水含油污水含硫污水循环热水凝结水伴热热水备注1E510524连续2E510682连续3E5202120连续4E5205288连续5E5206256E5103197E5104428E520418连续9反应注水1910K5201A/B连续润滑油冷却剂60连续填料15连续气缸夹套135连续11其它泵冷却0595连续12生活用水及洗眼器3间断13软管站2间断14开工用水25间断15蒸汽伴热09间断合计051984488连续325间断622电用量电用量见表113表113用电量设备数量台设备容量，KW序号使用地点电压V操作备用操作备用轴功率KW年工作时数备注一工艺部分1P5101A/B38011757560348000连续2P5102A/B3801122221068000连续3P5103A/B3801115157388000连续4P5201A/B3801175755148000连续5P5203A/B3801175751738000连续6P5204A/B38011303014948000连续7P5205A/B3801122225038000连续8P5302380111741500间断9P5303380111788500间断10CDS53083801110558000连续11A5101AD38043022428000连续12A510238011188000连续13A5201AD38043022428000连续14A52023801和A5203共用风机15A5203380130248000连续二机械部分1K5201A/B主电机10000117107104208000连续润滑油泵电机38013443328000连续注油器电机38010550558000连续主电机空间加热220112124000间断润滑油箱加热器22023232500间断三装置220504600间断照明四自控普通电源22025258000连续UPS电源22025258000连续合计10000420连续380/22033372连续380/2207249间断间断用电7249折合连续2669623蒸汽用量蒸汽用量见表114表114蒸汽用量蒸汽用量T/H压力，MPAG041035序号使用地点正常最大正常最大正常最大备注1E510317连续2E510437连续3E520416连续4伴热075间断5K5201A/B02间断6D530709连续7吹扫5间断合计70连续010间断624压缩空气用量压缩空气用量见表115表115压缩空气用量用量M3N/MIN非净化净化序号使用地点及用途正常最大正常最大备注1仪表用167连续2软管站30间断3K5201A/B004间断合计167连续30004间断625氮气用量氮气用量见表116表116氮气用量用量M3N/H序号名称使用地点及用途正常最大压力MPAG纯度要求备注1氮气最大瞬时用量06一次用量3000M32氮气K5201A/B806连续合计8连续626燃料用量燃料用量见表117表117燃料用量燃料油燃料气序号使用地点KG/HT/AM3N/HKG/H备注1F52011209燃料气热值3228632KJ/KG合计12097、能耗分析及节能措施71装置能耗装置能耗见表118表118装置能耗计算汇总总能耗单位能耗小时耗量燃料热值或能耗指标序号项目单位耗量单位耗量104MJ/AMJ/T1循环水T/H85MJ/T419284929502电力KWH/H78041MJ/KWH1089679893226633除盐水T/H225MJ/T9630173345784除氧水T/H10MJ/T38519308151027535MPA蒸汽T/H70MJ/T3684002063040687686凝结水T/H88MJ/T3202922548475167净化风M3N/H100MJ/M3N159127204248燃料气KG/H1209MJ/KG32341312802104279合计29196129732072能耗分析该装置预估能耗为97320MJ/吨原料，主要原因如下721该装置较煤油、柴油等加氢精制装置增加预分馏部分，加热炉没有采用余热回收设施，水、电、汽等公用工程消耗增加，能耗增加。722汽油加氢装置与其它装置相比，原料及产品均相对较轻，分馏部分、反应部分及稳定部分均存在较多需由空冷、水冷等冷却的低温热，不易回收，也增加了装置的能耗。723该装置处理量较小，采用设备投资相对较小的重沸器（非重沸炉），以35MPA蒸汽作热源，能耗增加较多。73节能原则及主要节能措施731节能原则进行装置工艺流程优化和用能优化；采用新型高效机泵；采取各种措施，提高加热炉效率；采用新型换热设备；采用先进分离设备。732节能措施通过过程综合模拟，优化装置操作条件，在满足产品质量和工艺要求的前提下，尽量提高中、高温位热量的利用，充分回收分馏塔底油、反应流出物、精制油的热量，减少物流的冷却负荷，达到降低装置能耗的目的。装置中采用高效塔板，提高分离效率，降低能耗。设备及管道布置紧凑合理，减少散热损失和压力损失。加强设备及管道保温，减少散热损失。加热炉设氧含量分析仪，控制烟气中的氧含量，以提高加热炉的热效率。采用高效机泵等有效地降低能耗。采用新型的换热设备，提高换热效率。第二章工艺原理1、工艺原理加氢原料为催化汽油，含有（二烯烃、硫、氮、芳烃等）杂质，在一定的温度、压力和氢气存在的条件下，在选择性加氢催化剂的作用下，主要发生双烯烃选择加氢转化为单烯烃，全部硫醇和部分轻硫化物转化为重硫化物，烯烃异构化等反应；选择加氢后产物又在加氢脱硫催化剂的作用下，发生加氢脱硫、脱氮等反应。2、选择性加氢部分的主要反应21二烯烃加氢反应二烯烃选择加氢为单烯烃。发生如下反应ACH3CHCHCHCHCH2CH3H2CH3CHCHCH2CH2CH2CH3BCH3CHCHCHCHCH2CH3H2CH3CH2CH2CHCHCH2CH3二烯烃很不稳定，极易聚合为胶质，因此将二烯烃转化为单烯烃可以提高产品的稳定性。22烯烃异构化反应CH2CHCH2CH2CH2CH3CH3CHCHCH2CH2CH3当二烯烃大部分被完全反应掉之后，根据动力学观点，低温有利于该反应的发生，有利于将烯烃由链端结构异构为更加稳定的链中结构，而且，链中结构的烯烃有很高辛烷值23烯烃加氢饱和直馏石油馏分中，不饱和烃含量很少，二次加工油中含有大量不饱和烃，这些不饱和烃在加氢精制条件下很容易饱和，代表性反应为因为烯烃加氢饱和会降低辛烷值，因此该反应是不希望发生。在反应的过程中，二烯烃加氢比烯烃加氢快，但是烯烃加氢又是很难避免的。不饱和烃加氢饱和是一个放热的体积减小的反应。因此，从动力学的角度看，低温、高压有利于该类型反应的进行。下面将列出该装置中典型的放热反应，并将其放热量进行比较二烯烃烯烃26KCAL/MOLE二烯烃烷烃30KCAL/MOLE从热力学的角度看，在合适的催化剂作用下，温度为150装置运转初期至200装置运转末期，已经可以完全除去二烯烃。24硫醇和轻的硫化物转化为重的硫化物催化汽油中的含硫物主要是硫醇、硫醚、二硫化物和噻吩。在选择性加氢催化剂的作用下，将轻的硫醇和硫化物转化为重的硫化物，同时H2S也转化为硫化物。硫转移反应比二烯烃加氢反应易于进行。241轻的硫醇转化为重的硫化物RSHRC5C7烯烃RSR242轻的硫醇转化为重的硫醇第一步RSHH2RHH2S第二步H2SRC5至C7烯烃RSH243硫化物转化为重的硫醇第一步CH3SCH3H2CH4H2SC2H5SCH3H2C2H6H2S第二步H2SRC5至C7烯烃2244H2S转化为重的硫醇尽管从本质上来讲，会有H2S产生，但是H2S转化的反应很快。因此在选择性加氢反应器中没有H2S存在，大约95995的轻的硫化物都被转化为重的硫化物，二甲基硫化物和甲基硫化物的转化率只能达到4070。3、加氢脱硫部分的主要反应31加氢脱硫反应裂化汽油中硫主要以噻吩和苯并噻吩的形式存在。硫化物脱硫中要通过以下几个步骤完成的噻吩四氢噻吩硫醇H2S这些反应都是放热反应，但由于在反应进料中发生这类反应的物质含量较低，因此这不会引起反应器飞温。本质上苯并噻吩是可以转化的，因此残留的硫主要是噻吩和硫醇的形式。32加氢脱氮反应氮化物在氢作用下转化为NH3及相应的烃，从而被除去。由于CN键的断开很困难，而CS键较容易断开，加氢脱氮反应比加氢脱硫反应困难得多，因此，相同条件下发生脱氮反应的机率要比脱硫反应小的多。通常在裂解汽油中的氮化合物是甲基吡咯和吡啶。CHCHCHCCH4H2C5H12NH3甲基吡咯N戊烷氨由于原料中氮含量很少，因此加氢脱氮反应放出的热量可以忽略不计。33H2S影响H2S是加氢脱硫反应的强抑制剂，有利于形成硫醇的重组体。然而，却对烯烃加氢反应没有抑制作用。因此，H2S对加氢脱硫催化剂的活性和选择性都产生不利的影响。为此设计了乙醇胺吸收脱除硫化氢系统，使循环氢中的硫化氢含量始终保持最低，从而提高催化剂的脱硫活性和选择性。在一定的操作条件，合适的催化剂作用下，该反应器中各反应进行的难易程度加氢脱硫烯烃加氢芳烃加氢4、汽油脱硫醇部分的主要反应对炼厂汽柴油加氢后石脑油原料的分析，石脑油中的硫主要是硫醇，另外还有微量硫化氢，而硫醇由于高剧毒、具有挥发性、腐蚀性和令人恶心的臭味，而对环境造成极大的污染。为解决这一问题，我们在现场进行了脱硫剂LYT107和LYT109脱硫剂组合，以降低硫醇硫保证博士试验合格。41装置设计处理能力、原料组成、产品结构装置设计生产能力30万吨年，原料为催化裂化的稳定汽油，产品为脱除硫醇硫后的90汽油。42工艺基本原理及主要的影响因素汽油中的硫除以硫化氢的形式存在外，还以各种有机硫的方式出现，硫醇就是其中之一。尽管其含量不高，但有恶臭，污染环境，妨碍使用，影响汽油的产品质量，因此应设法将其除去。汽油脱硫醇装置的任务就是用氧化脱臭法脱去其中的硫醇，以满足汽油质量的要求。421预碱洗催化稳定汽油中的硫化氢、酚、部分硫醇硫等与氢氧化钠反应生成易溶于水的硫化钠、硫醇钠、酚钠盐等随碱渣一起排走。反应方程式如下H2S2NAOHNA2S2H2OH2SNAOHNASHH2ONA2SH2S2NASHRSHNAOHRSNAH2O慎乏AH2O当碱用量大时生成NA2S，用量小时生成NASH。由于NA2S和NASH均溶于水，故碱洗能除去硫化氢。由于酚及硫醇等与碱液的反应是一个可逆反应，生成的盐类可在很大程度上发生水解反应。随着它们的分子量的增大，其盐类的水解程度也加大，而它们本身在油品中的溶解度则相应地增加，在水中的溶解度相应地下降。因此用碱洗的方法，并不能将它们从油品中清洗除去。这些盐类的水解程度随碱液浓度加大及温度降低而降低，所以如果要用碱洗较彻底的除去硫醇及酚等非烃化合物，就必须采用较低的操作温度和较高的碱液浓度，但实际操作中，因温度过低碱液易乳化也不易做到、碱浓度过高易带碱且碱液浪费量太大，在实际操作中采用常温和812的碱液浓度。422无碱脱臭（）型汽油经预碱洗脱除了硫化氢和部分硫醇硫后，进入固定床反应器，硫醇硫在催化剂、活化剂的作用下被氧化为二硫化物，由于二硫化物易溶于油，故随汽油一起带出装置。反应方程式如下CAT4RSHO22RSSR2H2O助剂43主要影响因素分析影响汽油产品质量的主要因素有原料油性质、碱浓度及加碱量、反应温度、反应停留时间、注风量、注活化剂量、固定床反应压力、催化剂质量等。431原料油性质催化氧化法脱硫醇的效果取决于原料性质、硫醇类型、硫醇浓度及催化剂的活性等因素，据研究结果伯硫醇易氧化，仲、叔硫醇较难氧化。小分子硫醇易氧化，大分子硫醇（高于C6）难氧化。硫醇浓度低易脱除，高浓度较难脱除。针对以上情况，故当汽油中硫醇含量不高却难以脱除时，必须适当增加各段注碱量（如无碱脱臭则需提高活化剂量），以提高脱臭反应深度。432碱浓度及注碱量实践证明油品碱洗以浓碱洗涤效果较好。但碱浓度大粘度高易造成油品带碱，当用液液法脱硫醇时，油品带碱会造成油品反应碱性和催化剂的损耗加大、催化剂碱液使用周期缩短。当用无碱脱臭工艺进行脱硫醇时，预碱洗带碱进入反应器床层会使活化剂溶于其中并使催化剂床层受到污染，直接影响脱硫醇效果和催化剂床层使用寿命，从实际生产情况看，碱液浓度取812较合适。无碱脱臭进行脱硫醇时，设计要求预碱洗后汽油中的硫醇无需太低，只要能低于100PPM即可，否则不利于后段脱硫醇反应的进行。因此，无碱脱臭进行脱硫醇，预碱洗的注碱量要随时根据原料来量及性质的变化进行调节，在保证预碱洗效果的前提下，尽量减少注碱量。、反应温度温度对碱洗反应本身影响并不大，但可逆反应往往低温不利于水解反应的进行，故一般均在常温下进行。、反应停留时间油品在设备中的停留时间对碱渣的沉降分离效果和油品脱硫醇效果都有显著影响，停留时间长有利于反应进行和反应产物沉降分离，从而保证产品质量，反之就可能使反应不完全、油品杂质没有完全除去或带碱，使催化剂碱液跑损加大、反应器床层受污染、油品带碱、脱硫醇效果差等，但停留时间太长势必增加反应器体积，增加投资，因此也没有必要。、注风量对产品质量的影响注风量一般控制为理论风量的23倍（1727M3/H）即可，过多风量对脱硫醇率影响不大，但将使产品颜色变深，增加油品损耗，污染大气，同时过多的注风量有时还会造成产品腐蚀不合格。、注活化剂量433活化剂的作用在于、增加大分子硫醇在碱液中的溶解度。、清洗床层，稳定催化剂活性，增加催化剂寿命。因活化剂成本较高，固在保证产品质量的前提下，应尽量降低注活化剂量，一般控制在812KG/H。434固定床反应压力提高操作压力有利于提高空气在汽油中的溶解度，使反应器内空气和汽油不会分离，从而保证氧与硫醇能充分反应。但过高的操作压力也没有必要，一般控制在0506MPA。5、工艺流程简述30万吨/年汽油加氢在工艺流程设计上分为反应、分馏两大部分、脱硫醇部分，它们的工艺流程分述如下。51预处理反应部分催化裂化汽油自原料罐区或TMP装置送入本装置，经过SR5101A/B过滤后。过滤后的催化汽油进入催化汽油缓冲罐D5101；D5101原料油，经预加氢进料泵P5101A/B增压至25MPA左右，与适量新氢混合，经换热器E5101A/B，E5102换热后，进入E5103蒸汽加热器加热到140以上，然后进入ALT预处理反应器R5101进行液相选择性加氢脱除二烯烃和轻硫醇转化反应，R5101反应产物经换热器（E5102）与预加氢进料换热，再经压控阀减压后进入预分馏塔（C5101）分割轻、重汽油。52分馏塔部分换热后的预处理反应产物自第28层塔板进入汽油分馏塔C5101设50层塔板，进行轻、重汽油组分的分离。分馏塔顶物料经过空气冷却器（A5101AD）、水冷E5105冷凝冷却后进入塔顶回流罐（D5102），回流罐排出的少量气体经压控送工厂含硫瓦斯系统。轻汽油由预分馏塔第五层塔盘抽出，经空冷A5102、水冷E5106冷却后，由泵（P5103AB）送至水冷器E5205之后与重汽油混合出装置。轻汽油干点的控制依据原料性质和产品目标，达到国五时轻汽油干点控制约65，收率约为20W。预分馏塔轻汽油拔出率弹性范围为1525W。汽油预分馏塔底重沸器（E5104）的热源由25MPA中压蒸汽提供。塔底重汽油，在汽油分馏塔底液位控制下，经重汽油泵（P5201A/B）升压后与脱硫醇反应产物换热（E5201AC、E5201D/E），进入加氢脱硫部分。53加氢脱硫部分预处理后的重汽油经泵（P5201A/B）升压，与循环氢混合后，经E5201AC、E5201D/E换热升温后升高到加氢脱硫反应温度,进入加氢脱硫反应器R5201中进行选择性加氢脱硫反应,加氢脱硫反应器催化剂采用我公司的AGP系列催化剂，对进行过预处理的重汽油进行加氢处理，可以避免结焦，提高脱硫效果，该催化剂脱硫效率高，烯烃饱和程度低，汽油辛烷值损失较小。54加氢脱硫醇部分重汽油经过选择性加氢脱硫后，经过反应进料加热炉（F5201）加热，进入加氢脱硫醇反应器R5202，脱除在加氢脱硫单元生成的大分子硫醇，使总硫和硫醇都降低到符合国产品质量要求。APT21催化剂具有优良的脱硫醇功能，而不会发生烯烃饱和反应，因此脱硫醇过程中辛烷值不损失。55反应产物气液分离部分R5202反应器产物经E5201D/E、E5201AC与加氢脱硫反应进料换热，再与预加氢进料换热（E5101A/B）冷却，然后经空冷A5201AD、水冷E5202降温后,进入低压分离器D5201进行气、油、水三相分离。低分顶部气体进入循环氢脱硫部分。低分中部加氢生成油经过液位调节阀减压后，经E5203A/B与稳定塔（C5202）塔底产品油换热后进入稳定塔。低分底部含硫污水经界位控制阀减压后进入酸性水汽提装置。56循环氢脱硫塔和循环氢压缩机部分低分顶部循环氢，进入循环氢脱硫塔（C5201）20层塔盘下，脱除循环氢中的硫化氢至50PPM。来自于胺液再生装置的贫胺液自装置外来进入循环氢脱硫塔顶部1层。为了尽量避免胺液在循环氢脱硫过程中发泡，贫胺液温度应比循环氢温度高5左右。塔底富胺液在液位（LICA5410/2）控制下进入胺液再生装置再生。脱硫后的循环氢进入循环氢压缩机（K5201A/B）入口分液罐（D5203）进行分液后，经循环氢压缩机升压。增压后的循环氢，一路作为混氢至E5201AC管程入口与重汽油混合；另外一路去R5201床层之间做急冷氢。R5201和R5202反应压力，由低分顶部压控调节循环氢压缩机出口管线上的补充新氢调节阀进行控制。57稳定塔部分来自低分的加氢生成油经稳定塔进料/稳定塔底液换热器E5203A/B换热升温后进入稳定塔第5层塔盘（该塔设30层塔板），脱除汽油中的溶解氢、轻烃及H2S。稳定塔顶气经稳定塔顶气空冷器A5202和水冷器E5206冷却后进入稳定塔顶回流罐D5204进行油、气、水三相分离。含H2S的酸性气在稳定塔顶压力（PIC55102）控制下与预分馏塔顶回流罐气体合并至含硫瓦斯系统；水相去酸性水汽提装置；油相在稳定塔顶回流罐液位控制下由P5203A/B返回稳定塔，少量轻汽油去催化装置。由于稳定塔顶气中含有较高浓度的H2S，为了抑制硫化氢对稳定塔顶管道和冷换设备的腐蚀，在塔顶管道注入缓蚀剂。稳定塔C5202底由25MPA中压蒸汽提供热源。稳定塔底油经精制重汽油泵P5204A/B在液位和流量串级控制下经稳定塔进料/稳定塔底油换热器E5203A/B换热降温后，经过空冷器A5203、水冷器E5205冷却，然后与汽油分馏塔来的轻汽油混合后作为产品汽油送至汽油罐区。58脱硫醇部分从上游装置来的混合油经截止阀从底部进入脱硫塔T5701，同时有非净化风注入，提供反应所需要的氧气，使混合油与脱硫剂接触，除去含在混合油油组分中部分易脱除的硫化物，同时把硫醇硫转化为二硫化物，确保博士试验合格。活化剂由P5703从D5702底抽出连续注入T5701，从塔顶出来的混合油进入D57O1进行碱液和汽油的分离，罐顶不凝气送至瓦斯系统，罐底由泵P5702送出装置。6、主要操作条件61主要操作条件611预加氢反应部分预加氢反应部分见表21，表22表21预加氢反应器（R5101）操作条件项目初期末期进料流量，万吨/年3030进料流量，吨/H375375反应器入口压力，MPAG2424反应器入口氢油比，NM3/M377反应器入口纯氢流量，NM3/H360360反应进料体积空速，H12020反应器出入口压差，MPA3000MM30MM水平度上缘最高点与最低点之差塔径1500RAM2500MM45MM2500MM60MM167检查降液板下端塔盘板表面的高度其误差在30MM之内。168升气管顶端的水平度允许差在下列范围之内塔径3000MM最大30MM3000MM最大为塔内径的1169检查浮阀是否灵活好用，有无卡涩、活动不灵和断脚变形漏装现象。1610检查塔内安装时用的脚手架及其它杂物是否清理干净。1611检查塔盘的密封垫片是否装好，螺栓卡子是否紧固，螺纹有无损坏，其它如升气管分配盘，降液管的位置是否正确。1612检查塔保温是否良好，铁皮是否完整可靠，油漆是否符合要求。1613检查地脚螺栓是否双螺母，有无不满扣现象，检查塔体及各部件有无碰撞现象，检查塔体及各部件有无碰撞现角，损坏或严重锈蚀。1614检查静电接地情况。1615铭牌是否完好，所标内容是否与设备相符。17冷换设备171铭牌是否完整，铭牌内容与设备是否相符。172安装是否垂直、牢固，地脚螺栓及静电接地是否完好。173壳体表面有无变形、碰伤裂纹、锈蚀、麻坑等缺陷，接管的加强板有无漏气孔。焊缝有无裂纹、夹渣、气孔，咬边不超过05MM。174法兰紧固螺栓是否数量足够，规格一致，有无满扣、滑扣、裂纹和其它损伤。175保温和油漆应符合规定。176各空冷器风扇保护罩是否完好，电机、皮带轮、风扇的安装及找正是否良好，皮带是否过松、过紧，盘动风扇，运转有无碰撞，松紧不均匀现象。177手动操作百叶窗，检查开关是否灵活，百叶窗的开度与指示是否一致，手动控制系统，逐次增减风压，察看风扇角度的变化情况。178检查管子集合箱有无变形、弯曲损坏现象及裂纹、沙眼，麻坑和锈蚀现象。检查风箱板的安装是否严密符合要求，风箱内的杂物应清除干净。179检查翘片管有无被压变形，弯曲现象。1710放空口，采样口，进出口压力表，温度计，是否符合生产要求。18容器181铭牌是否完整，内容应与设备一致。182检查容器的安装情况，支承座及垫板是否牢靠，地脚螺栓及静电接地是否符合要求。183对照有关图纸检查容器的开口和接管是否符合工艺要求，阀门的流向，尤其是单向阀、截止阀是否与工艺流向一致。184安全阀定压值是否符合工艺要求，铅封是否完好。185液面计、压力表、温度、放空阀等的安装是否符合要求。186壳体表面是否光滑，平直，有无因制造不良或施工中受碰造成的凹凸，变形和损伤。187检查器壁和焊缝有无裂纹、夹渣、砂眼和严重锈蚀现象，咬边不超过05MM。188法兰密封面是否光滑无划痕，垫片安装是否正确，材质规格是否符合要求，法兰装配是否平行，有无错口，偏斜现象。189检查连接法兰包括人孔和接管的螺栓规格和材质是否符合要求，紧力是否一致，有无不满扣，滑扣现象。1810检查内构件安装情况，其中杂物是否清扫干净。1811平台、梯子是否符合要求，对操作和维修是否方便。1812检查所有开口规格、等级和长度是否符合要求。19反应器（R5101、R5201、R5202）191反应器外观检查1）反应器基础有无裂纹崩碎；地脚螺栓是否上紧，是否用了双螺母；有无满扣现象，反应器有无偏斜现象。铭牌是否完好，准确，静电接地是否符合要求。2）保温层没有安装之前，应仔细检查壳壁（特别是焊缝处），开口接管处有无裂纹、麻坑和碰伤等缺陷。3）仔细检查各法兰面的螺栓，螺母材质是否符合要求，其规格（包括螺栓长度）是否一致且符合要求，各组螺栓不得装错、混装。检查螺栓螺母是否有弯曲和裂纹等缺陷，检查螺冒有无裂纹、损伤，安装后，螺栓至少应凸出二、三扣左右，不得有满扣或滑扣现象。4）在安装复位前，检查各法兰面的垫片是否符合材质要求，检查其表面是否有沉积物、锈蚀、划痕等，检查表面光洁度，如有径向划痕或光洁度不够等缺陷均不准安装。5）检查各开口接管法兰规格、长度、等级及方位是否符合图纸设计要求，开口补强是否符合要求。6）检查反应器群座的防火层是否符合消防要求。7）反应器的梯子、平台、支架是否符合安装要求，正常操作和检修是否方便可靠。192反应器内部检查1）仔细检查堆焊层的表面有无裂纹、麻坑、锈蚀和碰伤，要特别注意支承圈及接管的转角处。2）检查各内部构件的材质、规格是否符合设计要求，构件有无变形、裂纹、损伤，安装的位置是否符合要求。3）检查分配盘、冷氢盘与支承圈的安装情况。各卡子和垫板的安装位置是否符合要求，螺栓紧固程度是否均匀良好。4）检查分配盘上的螺冒是否上紧可靠。5）检查出口收集器的安装是否符合要求，以及不锈钢丝网的规格是否符合设计要求，有无损伤现象。6）检查热电偶的安装是否符合要求，有无弯曲损伤现象，支承是否可靠。7）检查反应器内部的催化剂卸料管的安装是否符合要求。8）最后检查器内是否清扫干净。110公用工程系统检查公用工程系统包括新鲜水、循环水、除盐水、中压和低压蒸汽、凝结水、工业风、仪表风、氮气、开工氢气、燃料气、低瓦火炬线、伴热蒸汽管线、消防蒸汽（水）、雨水、含油污水等系统。1101检查公用工程系统的边界阀、计量孔板、计量仪表的配制是否符合设计要求，数量是否齐全。1102检查公用工程系统的安装布置是否符合装置的总体设计。1103检查装置公用工程系统各低点放空的设置是否符合设计要求。1104检查蒸汽各低点排凝、放空疏水器的设置安装是否符合设计要求。1105检查装置公用工程系统的各法兰、阀门走向、螺栓的装配是否齐全，符合工艺要求。1106检查装置伴热蒸汽管线、阀门的流向是否符合设计要求。1107检查装置公用工程系统的保温是否良好，符合施工质量要求。1108检查装置吹扫蒸汽、灭火蒸汽、消防蒸汽的设置是否符合设计规定。1109检查仪表风管线的设置是否齐全。检查有无漏风现象，阀门流向装配是否正确。11010检查工业风管线的设置是否齐全，有无漏风现象，阀门流向装配是否正确符合要求。11011检查新鲜水管线的设置是否齐全，阀门流向装配是否正确。11012检查氢气、氮气系统、空气系统是否良好。11013检查燃料气管线及其它附件是否安装齐全，符合设汁要求。11014联系有关单位检查装置外水、电、蒸汽、燃料气、原料、产品、半成品等管线是否装配齐全，各种介质能否送入或送出。11015检查装置各放空地漏否齐全、对正，地漏内泥土清理干净，地下管线畅通无阻。11016检查装置内明沟、暗沟清理干净，雨水排放畅通。11017检查装置消防设施的存放是否符合安全规定，消防通道是否畅通。11018检查装置平台、梯子的设置是否符合设计要求和安全规定。11019检查装置所有的供电系统，包括照明、停电应急照明等设施是否齐全完好。11020检查与装置开工有关的工程是否完全竣工，能否保证装置开工的需要。11021化验、分析是否已做好了准备，可随时投入配合生产。11022仪表经检查可投入使用，机、电、仪等单位是否做好配合生产的准备工作。11023准备足够开启阀门的工作器具。11024做好其他的一切检查工作。111电气仪表检查1111全装置所有仪表安装就位，符合设计要求，调节阀的型号规格，安装方向是否符合要求。1112DCS是否全部按设计要求控制回路，检测部位是否正确。所有控制阀灵活好用，投入DCS系统后，检查所有仪表运行情况，主要仪表的指示值，相互比较核对，应无异常现象。各控制回路要联校合格。1113易燃易爆气体的报警器是否按设计要求安装并灵敏好用。各报警系统和指示灯是否已全部安装完毕，有无漏接等现象。1114所有一次表（液位计、流量计、热点偶、差压计）安装是否符合要求，1指示是否正确。1115加热炉，进料泵，氢压机，紧急放空的自保联锁调校好用。1116电器设备外壳均有铭牌，是否符合设计生产要求，防爆电器应有明显防爆标志，均应有出厂合格证书，封闭电器应封闭完好。各控制回路、测量元件、控制阀、现场表柜、现场表盘、表箱等设备是否齐全，标志是否正确清楚。1117各调节阀的动作是否平稳，灵活，有无松动及卡涩现象，并能全开，全关。1118检查全部电气设备（电动机、电开关）的电缆接地有无因施工而被碰伤、损坏和绝缘不好等缺陷。112安全消防设施检查1121对照图纸检查消防水系统的管线，消防器材的安装是否合乎要求，法兰及接头的密封是否良好，阀门及水枪是否灵活好用。1122检查各消防点的消防设施是否齐全。1123检查消防蒸汽系统的配管是否合乎要求，各蒸汽接头点及数量是否能满足消防需要并便于操作。1124检查消防报警系统和通讯设施是否安装完毕并好用。消防道路是否畅通无阻。1125安全阀是否按规定值定压并且铅封齐全。2、公用工程系统投用21循环水系统的投用211通知调度、供排水等有关单位，准备引循环水进装置，由供排水将循环水送至装置打阀前，在确定装置达到循环水系统水冲洗条件后，缓慢打开循环水进出装置总阀。212引入前先打开循环水地上线高点放空，将管线内的存气排出，各机泵所用的循环冷却水，在上水排净后，先向地沟排放（水冲洗前，本着先远再近，先粗管线后细管线的原则，直至所放出的水干净为止）。213在引入循环水排放时，顺便检查自流水回水井的连通情况及下水道运行情况。214所有用循环水做冷却介质的换热器，引入循环水之前，先将上水与回水法兰拆开，在入冷却器处挡上铁皮，避免将赃物带入换热器内。215循环水线分上水和下水分别吹扫进行水冲洗，并进行各设备循环水上下水接线是否正确进行确认。216循环水总线畅通，各分支线畅通，水清无漏点为合格条件，否则继续冲洗或汇报处理。217在循环水冲洗干净后，若设备达到要求，将其循环水上下水线连接好，投用循环水。22新鲜水系统的投用211通知调度、供排水等有关单位，准备引新鲜水进装置。212打开新鲜水进装置总阀前阀兰，用新鲜水冲洗干净后再引水到各使用设备入口。213各水表、流量元件拆掉，新鲜水冲洗干净后再恢复。214在新鲜水引入使用设备之前，应先