柴油加氢装置开工方案
加氢装置开工方案
一、准备工作
1、装置检修工作全部结束，工艺管线、设备均经试压验收合格。
2、机泵试运结束。
3、全装置的动火项目结束，现场卫生清理干净。
4、公用系统水、电、汽、风、瓦斯供应正常。
5、安全消防器材配备齐全，安全措施已落实。
6、提前联系合格的氢气。
7、气密用具、刷子、肥皂水、洗耳球等已准备好。
8、联系有关车间如成品、化验、仪表、电工、维修、配合开工。
二、装置吹扫气密与置换
（一）、管线设备吹扫
1、蒸汽吹扫试密：分馏系统、瓦斯系统、放空系统；
2、氮气吹扫试密：原料系统、临氢系统（反应系统及新氢系统）
（三）、试密检查方法
1、用氮气试压：充压至试验压力后，全面检查设备、管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形，保压压降不超过标准为合格；
2、用蒸汽试压：充压至试验压力后，全面检查设备、管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形为合格；
试密压力标准
备注：
1、正常生产时开工试密，实施第二段时，需点炉升温至反应器床层温度100℃左右；
2、反应系统
（1）试密步骤
A、隔离工作
①上述流程内所有放空、排凝阀关闭；
②P201出口阀关闭；
③反冲洗污油泵出口阀关闭；
④LICA2002、LICA2003下游阀及付线阀关闭；
⑤HIC2001下游阀及付线阀关闭；
⑥机201出口阀关闭；
B、首先用试密介质升压到2.2MPa，检查设备的严密性，合格后，保压4小时，允许压降每小时压力下降不大于0.02MPa；
C、第一阶段合格后继续用试密介质试密，开新氢机升压，并点炉201升温，只有反应器床层温度大于93℃以后，才能使系统压力超过2.2MPa（升压速度不大于0.05MPa/小时），否则，继续保压；
D、当V202压力达到4.0MPa时，检查设备的严密性，合格后，保压2小时，允许压降每小时压力下降不大于0.05MPa；
备注：在第二阶段升压及保压过程中，要始终保持反应器床层温度大于93℃，但系统各点温度也不能大于100℃。
（2）系统试压结束后，在以下部位泄压：
①V202顶部和底部放空排凝；
②V202顶部出口放空。
（3）注意事项：做好试密范围内的隔离工作，防止串压。
三、氢气试密：
1、系统氮气气密结束,反应器床层150℃恒温,系统降压至0.5MPa，N2从压缩机出口或V207顶排至大气，泄压过程中及时调整加热炉，泄压速度≯0.3 MPa ／10min。注意先降压后降温，即温度降至93℃以前，操作压力必须降至2.375 MPa 以下。
2、对氢气管线进行全面检查后，联系调度将氢气引入K－201/1、2进行系统置换，置换的方法是：关闭排大气阀，系统升压至2.0MPa后，通过高分泄压至0.5MPa,反复置换至氢纯度＞80%。
3、启动K－201，用压机返回阀或V206、V207调节阀控制升压速度，升压速度为0.3MPa/10min。将反应系统压力升至2.0MPa、4.0MP、6.0MPa、7.0MPa 进行四个阶段的全面氢气气密。每个阶段稳压8小时,压降〈0.05MPa/h为合格。
气密标准表
气密方法是：温度高时用法兰缠胶带纸扎孔、用肥皂水试密。
四、反应系统进油
1、罐区送原料进装置，经过SR201过滤后进入原料缓冲罐V201，收液位至80%。
2、系统泄压至6.0Mpa后，把反应器入口温度升至200℃时，启动原料油泵，原料油进反应器，进料量按要求控制，同时增点火嘴提原料油换热后温度，防止进油后，反应器床层温度大幅下降；
2、过热蒸汽改为炉后放空；
3、密切注意反应器床层温度变化，当反应器床层出现温升时，说明原料油已经进行反应。
五、调整操作
1、反应器床层出现温升时，启动P207，向反应系统注水，注水量按要求控
制；
2、反应器入口温度继续以25－30℃/h速度升温至所需温度；
3、启动A201风机，控制V202入口温度在规定值；
4、密切注意V202的液位、界位变化，当V203液位、界位达到50%时，将LICA2002、LICA2003、PIC2004、HIC2001投自动；
5、密切注意V203的液位、界位、压力变化，当V203液位、界位达到50%、压力达到0.7MPa时，将LICA2004、PIC2005投自动；
6、反应器进油后30分钟，引蒸汽至T201前脱水，当低分油进入T201，温度大于180℃后即可投汽提蒸汽，并由FIC202控制蒸汽量；
7、当V204液位达到50%时，启动P203建立回流，同时投用A202风机、L206；
8、当V204液位、界位、压力稳定时，将LICA2006、LICA2007、PIC2006投自动；
9、按照工艺卡片要求调整所有操作参数至正常值；
10、投用装置所有的计量、记录仪表；
11、当整个流程打通后，将不合格油送回原料油罐区；
12、当反应温度、压力、汽提塔、分馏塔等各系统参数稳定2小时后，联系化验采样分析，连续两个点合格以后，联系调度及有关单位将产品改入合格罐。
六、开工注意事项
1、开工时改流程，必须坚持操作员、班长、技术员三级检查制度；确保流程正确、畅通；
2、开工至正常生产初始阶段要加强各容器、管线压力和温度的检查力度，V201、V206、V207及燃料气罐加强排凝、切水；
3、装置生产步入正常后各尾气减少向火炬排放；
6、在升压过程中，只有当反应器床层温度大于93℃时，才允许高分压力超过2.2MPa，否则，停止升压。
柴油加氢装置开工方案
加氢装置开工方案 一、准备工作 1、装置检修工作全部结束，工艺管线、设备均经试压验收合格。 2、机泵试运结束。 3、全装置的动火项目结束，现场卫生清理干净。 4、公用系统水、电、汽、风、瓦斯供应正常。 5、安全消防器材配备齐全，安全措施已落实。 6、提前联系合格的氢气。 7、气密用具、刷子、肥皂水、洗耳球等已准备好。 8、联系有关车间如成品、化验、仪表、电工、维修、配合开工。 二、装置吹扫气密与置换 （一）、管线设备吹扫 1、蒸汽吹扫试密：分馏系统、瓦斯系统、放空系统； 2、氮气吹扫试密：原料系统、临氢系统（反应系统及新氢系统） （三）、试密检查方法 1、用氮气试压：充压至试验压力后，全面检查设备、管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形，保压压降不超过标准为合格； 2、用蒸汽试压：充压至试验压力后，全面检查设备、管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形为合格； 试密压力标准 备注：
1、正常生产时开工试密，实施第二段时，需点炉升温至反应器床层温度100℃左右； 2、反应系统 （1）试密步骤 A、隔离工作 ①上述流程内所有放空、排凝阀关闭； ②P201出口阀关闭； ③反冲洗污油泵出口阀关闭； ④LICA2002、LICA2003下游阀及付线阀关闭； ⑤HIC2001下游阀及付线阀关闭； ⑥机201出口阀关闭； B、首先用试密介质升压到2.2MPa，检查设备的严密性，合格后，保压4小时，允许压降每小时压力下降不大于0.02MPa； C、第一阶段合格后继续用试密介质试密，开新氢机升压，并点炉201升温，只有反应器床层温度大于93℃以后，才能使系统压力超过2.2MPa（升压速度不大于0.05MPa/小时），否则，继续保压； D、当V202压力达到4.0MPa时，检查设备的严密性，合格后，保压2小时，允许压降每小时压力下降不大于0.05MPa； 备注：在第二阶段升压及保压过程中，要始终保持反应器床层温度大于93℃，但系统各点温度也不能大于100℃。 （2）系统试压结束后，在以下部位泄压： ①V202顶部和底部放空排凝； ②V202顶部出口放空。 （3）注意事项：做好试密范围内的隔离工作，防止串压。 三、氢气试密：
加油站土建施工方案
建设单位方案审批意见单
目录 1.编制说明 (2) 2.编制依据 (2) 3.工程概况 (3) 4.施工准备 (5) 5.施工程序和方法 (6) 6.施工技术组织措施计划 (22) 7.资源需求量计划 (26) 8.施工平面布置图 (28) 9.总体施工进度 (23)
1. 编制说明 1.1中国石油吉林销售分公司吉林江南加油站工程位于吉林市丰满区三亚路，我单位施工项目包括钢结构罩棚基础、站房、罐区、地坪等工程。为确保该工程各分部分项工程的施工质量，特编制此施工方案，用以指导工程施工。 1.2 本施工方案仅适用于该加油站土建工程的施工。 1.3 由于工程工期紧张，为保证施工工期，施工质量，需要一次性投入大量的周转材料，劳动力和机械设备，特别在技术措施上需要做大量的工作。 1.4 本工程处于吉林大街与三亚路交汇处，为吉林市繁华街区，考虑兼顾市容市貌需求，现场围挡暂设需按市政规划要求设置。 1.5 开、竣工日期：2008年9月24日至2008年11月7日。 2. 编制依据 2.1 哈尔滨天源石化工程有限公司设计的施工图纸 2.2 现行的国家工程施工质量验收规范： 《建筑工程施工质量验收统一标准》（GB50300-2001） 《建筑地基基础工程施工质量验收规范》（GB50202-2002） 《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2002） 《钢筋焊接及验收规范》（JGJ18-2003） 《砌体工程施工质量验收规范》 (GB50203-2002) 《建筑地面工程施工质量验收规范》 (GB50209-2002) 《建筑装饰装修工程质量验收规范》 (GB50210-2002) 《钢筋焊接及验收规程》(JGJ18-2003) 《钢结构工程施工质量验收规范》(GB50205-2001)
柴油加氢改质装置
柴油加氢改质装置 一工艺原理 1加氢精制 加氢精制主要反应为加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱氧、烯烃与芳烃的饱和加氢，以及加氢脱金属。其 典型反应如下 （1）脱硫反应： 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。 化学反应方程式： 二硫化物：RSSR’ + 3H2→RH + R’H + 2H2S 二硫化物加氢反应转化为烃和H2S，要经过生成硫醇的中间阶段，即首先S-S键上断开，生 成硫醇，再进一步加氢生成烃和硫化氢，中间生成的硫醇也能转化成硫醚。 噻吩与四氢噻吩的加氢反应： 噻吩加氢产物中观察到有中间产物丁二烯生成，并且很快加氢成丁烯，继续加氢成丁烷苯并噻吩在50－70大气压和425℃加氢生成乙基苯和硫化氢： 对多种有机含硫化物的加氢脱硫反应进行研究表明：硫醇、硫醚、二硫化物的加氢脱硫反应 多在比较缓和的条件下容易进行。这些化合物首先在C-S键，S-S键发生断裂，生成的分子碎片 再与氢化合。环状含硫化物加氢脱硫较困难，需要苛刻的条件。环状含硫化物在加氢脱硫时，首 先环中双键发生加氢饱和，然后再发生断环再脱去硫原子。 各种有机含硫化物在加氢脱硫反应中的反应活性，因分子结构和分子大小不同而异，按以下 顺序递减：
RSH＞RSSR＞RSR＞噻吩 噻吩类化合物的反应活性，在工业加氢脱硫条件下，因分子大小不同而按以下顺序递减：噻吩>苯并噻吩>二苯并噻吩>甲基取代的苯并噻吩 （2）脱氮反应 石油馏分中的含氮化合物可分为三类： a 脂肪胺及芳香胺类 b 吡啶、喹啉类型的碱性杂环化合物 c 吡咯、咔唑型的非碱性氮化物 在各族氮化物当中，脂肪胺类的反应能力最强，芳香胺（烷基苯胺）等较难反应。无论脂肪族胺或芳香族胺都能以环状氮化物分解的中间产物形态出现。碱性或非碱性氮化物都是比较不活泼的，特别是多环氮化物更是如此。这些杂环化合物存在于各种中间馏分，特别是重馏分，以及煤及油母页岩的干馏或抽提产物中。在石油馏分中，氮化物的含量随馏分本身分子量增大而增加。在石油馏分中，氮含量很少，一般不超过几个ppm。 在加氢精制过程中，氮化物在氢作用下转化为NH3和烃。几种含氮化物的氢解反应如下： 根据发表的有关加氢脱氮反应的热力学数据，至少对一部分氮化物来说，当温度在300－500℃范围内，需要较高的氢分压才能进行加氢脱氮反应。从热力学观点来看，吡啶的加氢脱氮比其它氮化物更困难。为了脱氮完全，一般需要比脱硫通常采用的压力范围更高的压力。 在几种杂原子化合物中，含氮化合物的加氢反应最难进行，或者说它的稳定性最高。当分子结构相似时，三种杂原子化合物的加氢稳定性依次为： 含氮化合物>含氧化合物>含硫化合物 例如：焦化柴油加氢时，当脱硫率达到90%的条件处，其脱氮率仅为40%。
汽油加氢装置工艺流程培训教案
汽油加氢装置工艺流程培训教案 1 汽油加氢装置简介 1.1 概况 乙烯装置来的裂解汽油（C5—C9馏份）中含有大量的苯、甲苯、二甲苯等芳烃成份，是获得芳烃的宝贵原料。裂解汽油中除芳烃外，还含有单烯烃，双烯烃和烯基芳烃，还含有硫、氧、氮杂质。由于有不饱和烃的存在，裂解汽油是不稳定的。裂解汽油加氢的目的就是使不饱和烃变成饱和烃，并除去硫、氮、氧等杂质，为芳烃抽提装置提供稳定的高浓度芳烃含量的原料—加氢汽油。 1.2 原辅料及成品的特性 本装置在工艺上属于易燃、易爆、高温生产线，易发生着火、爆炸和气体中毒等事故。 裂解汽油为淡黄色芳香味挥发性液体，是芳香族和脂肪碳氢化合物的混合体。主要是由苯、甲苯、二甲苯、乙苯及C5-C9以上烃类组成。对人体存在危害作用。 氢气是种易燃易爆气体。氢气与空气混合，爆炸范围为4-74%（V）。 加氢汽油主要是由由苯、甲苯、二甲苯、乙苯及C5-C8饱和烷烃组成，对人体也存在危害作用。 过氧化氢异丙苯为无色或黄色油状液体，有特殊臭味，易分解引起爆炸。 硫化氢属于高危害毒物，密度比空气重，能沿地面扩散，燃烧时会产生二氧化硫有毒蒸汽，对人体存在危害作用。 2 工艺流程简介
2.1工艺特点 汽油装置采用国产化汽油加氢技术，其生产方法是先切除C 5馏份和C 9馏份，剩下的C 6—C 8馏份进行一段加氢，二段加氢，最终得到芳烃抽提的原料—加氢汽油。 2.2装置组成 汽油加氢装置由以下三部分组成： A ：预分馏单元（主要包括切割C 5、脱砷、切割C 9） B ：反应单元（主要包括一段加氢、二段加氢、压缩、和过热炉） C ：稳定单元（主要包括脱硫化氢系统） 2.3工艺说明 2.3.1生产方法 利用裂解汽油中各组分在一定温度、压力的条件下，其相对挥发度不同，采用普通精馏的方法，将C 5馏份和沸点在其以下的轻馏份、C 9馏份和沸点在其以上的重组份，通过脱C 5塔和脱C 9塔分离，得到C 6—C 8馏份，然后通过钯或镍系催化剂和钴钼催化剂，进行选择性二次加氢，将C 6—C 8馏份中的不饱和烃加氢成饱和烃，并除去其中的有机硫化物、氧化物、氯化物，其主要化学反应有： (1)双烯加氢，在一段反应器进行。例如： (2)单烯及硫、氧、氮、氯化物加氢，在二段反应器进行。 例如： H 3C-CH=CH-CH=CH-CH 3+H 2 H 3C-CH=CH-CH 2-CH 2-CH 3 Pa Al 2O 3 CH 3-CH 2-CH=CH-CH 2-CH 3+H 2 CH 3-(CH 2)4-CH 3 Co+Mo Al 2O 3
加氢站施工方案
河滘加油加氢合建站安装工程 施工方案 编制： 审核： 批准： 编制单位：江苏天目建设集团有限公司 佛山市中禅投资发展有限公司 2020年7月
目录 一、编制依据 二、工程概况 三、施工前准备 四、组织机构责任范围 五、施工方法 五、施工进度计划 六、质量保证计划 七、健康，安全，环保，文明施工保证计划 八、附件
一。编制依据 1.1中国石化提供的安装标准一技术标准和设计图纸 1.2现场实际测量。 1.3汽车加油加气站设计与施工规范（GB 50156-2012)(2014年版） 1.4《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-2000 1.5《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98 1.6《石油化工企业设备与管道涂料防腐蚀技术规范》SH3022-1999 1.7《电气安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-92 1.8《电气安装工程旋转电动机施工及验收规范》GB50170-92 1.9《石油化工施工安全技术规程》SH3505-1999 2.0《加氢站技术规范》GB 50516-2010《燃料电池汽车加氢站技术规程（附条文说明》DGJ08-2055-2009 2.1《移动式加氢设施安全技术规程》GB/T31139-2014 2.2《氢气使用安全技术规程》GB4962-2008 2.3《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20592≈20635-2009 2.4《承压设备无损检测》NB/T4701 3.1-47013.13-2015 2.5《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012 2.6《管架标准图》HG/T21629-1999 2.7《卡套式管接头技术条件》GB/T3765-2008 2.8《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2017 2.9《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011 3.0《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010 3.1《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》GB50517-2010 3.2《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184-2011 3.3《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》GB50683-2011 3.4《压力管道规范工业管道》GB/T20801-2006 3.5《压力管道安全技术监察规程-工业管道》TSG D0001-2009 二。工程概况 本次新建内容为：吹扫阀组、仪表风阀组至卸气操作柱，加氢机，顺序控制盘和压缩机撬等设备之间的氮气管道，卸车操作柱，加氢机，压缩机撬以及储氢气瓶组等设备之间的高压氢气管道以及，压缩机撬，加氢机以及储氢气瓶组的安全放散管道连接安装调试。主要设备：氢气长管拖车2个、卸气操作柱2台、放散管1座、储氢瓶组2台，顺序控制盘1套，压缩机撬2套，工业冷水机组3套，套管式换热器1套以及加氢机1台。 工业流程：加氢系统：本站以氢气长管拖车为储氢罐，经氢气压缩机加压至45MPa，经过顺序控制盘输送到储氢罐。通过储罐氢连接加氢机，对氢燃料电池车辆充装。 氮气系统：来自氮气瓶集装格的高压氮气，经减压后压力降至0.8MPa,供给气动紧急切断阀的气动执行机构，作为其控制气体，同时在该氮气输送管路接各个吹扫口，当系统需要吹扫时，利用氮气对系统进行吹扫，也可用于系统调试，维修过程中的吹扫及气体置换。 三。施工前准备
最新240万加氢装置循环氢压缩机ITCC系统联锁逻辑说明汇总
240万加氢装置循环氢压缩机I T C C系统联锁逻辑说明
目录 目录 (2) 1 联锁逻辑 (3) 2 开车步骤 (5) 3 超速实验与正常停机 (7) 4 润滑油备泵自启动逻辑 (7) 5 防喘振控制 (7) 附：联锁报警值一览表 (9)
1 联锁逻辑 1.1联锁条件： （1）压缩机止推轴承温度TT11447A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11447A/B （2）压缩机止推轴承温度TT11448A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11448A/B （3）压缩机支撑轴承温度TT11446A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11446A/B （4）压缩机支撑轴承温度TT11445A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11445A/B （5）压缩机轴位移ZSHH11442A/B过大二取二（HH：0.7mm），分别带旁路软开关ZSHH11442A/B （6）压缩机轴振动VSHH11443过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11443 （7）压缩机轴振动VSHH11444过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11444 （8）汽轮机径向轴承温度TT11463A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11463A/B （9）汽轮机径向轴承温度TT11464A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11464A/B （10）汽轮机推力轴承温度TT11461A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11461A/B （11）汽轮机推力轴承温度TT11462A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11462A/B （12）汽轮机轴位移ZSHH11461A/B过大二取二（HH：0.8mm），分别带旁路软开关ZSHH11461A/B （13）汽轮机轴振动VSHH11461过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11461 （14）汽轮机轴振动VSHH11462过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11462 （15）驱动端一级密封泄漏量PDT11495高高（HH：78.6kPa），带旁路软开关PDI11495 （16）非驱动端一级密封泄漏量PDT11496高高（HH：78.6kPa），带旁路软开关PDI11496 （17）汽轮机速关油压力PT11460低(L:0.15MPa) ，带旁路软开关PI11460 （18）汽轮机转速高高自203 SSHH11463A，带旁路软开关SSHH11463A
蜡油加氢装置简介分解
100万吨/年蜡油加氢装置装置简介 中国石化股份有限公司 上海高桥分公司炼油事业部 2007年3月
编制：何文全审核：严俊校对：周新娣
目录 第一章工艺简介 (1) 一、概述 (1) 二、装置概况及特点 (1) 三、原材料及产品性质 (2) 四、生产工序 (4) 五、装置的生产原理 (5) 六、工艺流程说明 (5) 七、加工方案 (6) 八、自动控制部分 (10) 九、装置内外关系 (11) 第二章设备简介 (13) 一、加热炉 (13) 二、氢压机 (13) 三、非定型设备 (13) 四、设备一览表 (15) 五、设备简图 (20)
第一章工艺简介 一、概述 中国石化股份有限公司上海高桥分公司炼油事业部是具有五十多年历史的加工低硫石蜡基中质原油的燃料——润滑油型炼油企业，根据中国石化股份有限公司原油油种变化和适应市场发展的需求，上海高桥分公司到2007年以后除了加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。为了使二次加工的蜡油达到催化裂化装置的要求，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制，因此上海高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置。本装置的建设主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。本装置由中国石化集团上海工程有限公司设计，基础设计于2005年6月份完成，2005年8月份进行了基础设计审查，工程建设总投资2638.73万元，其中工程费用2448.74万元。2006年7月降蜡油含硫量由原设计2.44％提高至3.28％，工程建设总概算增加820.8万元。 二、装置概况及特点 1.装置规模及组成 蜡油加氢精制装置技术改造原料处理能力为100万吨/年，年开工时数8400小时。本装置为连续生产过程。主要产品为蜡油、柴油、汽油。 本装置由反应部分、循环氢脱硫部分、氢压机部分（包括新氢压缩机、循氢压缩机）、加热炉部分及公用工程部分等组成。 2.生产方案 混合原料经过滤后进入缓冲罐，用泵升压，经换热、混氢，再经换热进入加热炉，加热至350℃后进反应器进行加氢，反应产物经换热后进热高分进行气液分离，气相进一步冷却，进冷高分进行气液分离，气相进新增的循环氢脱硫塔脱硫后作为循环氢与新氢混合，组成混合氢循环使用；液相减压后至热低分，热低分的液相至催化裂化装置。热低分气相经冷凝冷却至冷低分，冷低分的液相至汽柴油加氢装置。 3.装置平面布置
柴油加氢装置产品质量升级的措施
加工工艺 石 油 炼 制 与 化 工 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＰＲＯＣＥＳＳＩＮＧＡＮＤＰＥＴＲＯＣＨＥＭＩＣＡＬＳ ２０１６年６月 第４７卷第６期 收稿日期：２０１５-１１-２５；修改稿收到日期：２０１６-０２-２３。 作者简介：孙明立，学士，工程师，主要从事加氢工艺管理 工作。 通讯联系人：孙明立，Ｅ-ｍａｉｌ：ｓｍｌ．ｑｄｌｈ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。 柴油加氢装置产品质量升级的措施 孙 明 立 （中国石化青岛炼化公司，山东青岛２６６０００） 摘 要：介绍了中国石化青岛炼化公司柴油加氢装置在催化剂使用末期，由生产满足国Ⅲ排放标准柴油改 产满足国Ⅳ排放标准柴油所面临的问题及应对措施。通过优化全厂柴油加工方案、优化原料性质、提高装置氢分压和氢油比等措施，自２０１４年８月起顺利生产出硫质量分数小于５０μｇ/ｇ的满足国Ⅳ排放标准柴油产品，且平稳运转至２０１５年６月，解决了柴油加氢装置产品质量升级所面临的一系列矛盾，为全厂带来了可观的经济效益。 关键词：柴油 加氢装置 国Ⅳ排放标准 工艺优化 中国石化青岛炼化公司（简称青岛炼化）４．１Ｍｔ/ａ柴油加氢装置由中国石化洛阳石化工程建设公司承包设计，第一周期采用中国石化抚顺石油化工研究院（简称ＦＲＩＰＰ）开发的ＦＨＵＤＳ、３９６３柴油加氢催化剂及配套保护剂，以直馏柴油、焦化汽柴油及催化裂化柴油的混合油为原料，以重整氢为氢源，生产硫质量分数小于２０００μｇ/ｇ的柴油产品，同时副产部分石脑油作连续重整原料。为应对柴油产品质量升级［１］，满足国Ⅲ排放标准，该公司于２０１３年８月对柴油加氢装置整装催化剂进行更换，采用ＦＲＩＰＰ开发的ＦＨＵＤＳ-５和ＦＨＵＤＳ-６［２］催化剂及级配方案，生产硫质量分数小于３５０μｇ/ｇ的柴油产品（简称国Ⅲ柴油）。２０１４年８月１５日起，为满足国Ⅳ排放标准，要求生产硫质量分数小于５０μｇ/ｇ的柴油产品（简称国Ⅳ柴油）。在不更换催化剂的情况下，由国Ⅲ柴油加氢装置直接生产国Ⅳ柴油，工艺条件的苛刻度必然提高，较难保证催化剂运转到设计使用寿命。该柴油加氢装置原计划本周期运转到２０１５年６月全厂大检修期间对催化剂进行更换，因此装置面临催化剂长周期运行和高苛刻度操作条件之间的矛盾。青岛炼化针对柴油加氢装置现状，优化加工方案，改善操作条件，成功解决了装置面临的这一矛盾，装置平稳运转至２０１５年６月，顺利生产出国Ⅳ柴油产品。本文主要介绍该公司柴油加氢装置改产国Ⅳ柴油所面临的问题及应对措施。 １ 柴油加氢装置现状 青岛炼化柴油加氢装置自２０１３年８月更换催化剂后运转至２０１４年８月，一直生产硫质量分数小于３５０μｇ/ｇ的国Ⅲ柴油，此阶段反应器加权平均温度随运转时间的变化见图１。由图１中数据计算可知，柴油加氢装置生产国Ⅲ柴油产品的催化剂失活速率约为０．０４７８℃/ｄ，到２０１４年８月床层平均温度已达到３５８℃。按照生产国Ⅲ柴油的失活速率计算，运转到２０１５年６月全厂大检修时催化剂床层加权平均温度为３７１℃。结合上周期使用ＦＨＵＤＳ催化剂的经验（见图２），床层平均温度３７０℃为催化剂运转末期的反应温度。因此，在生产国Ⅲ柴油的工艺条件下，装置可平稳运转至２０１５年６月 。 图１ 反应器加权平均温度随运转时间的变化 自２０１４年８月１５日起，柴油加氢装置需要生产国Ⅳ柴油产品，在不改变其它工艺条件的基础
柴油加氢精制工艺(工程科技)
柴油加氢精制工艺 定义：加氢精制是指在一定温度、压力、氢油比和空速条件下，原料油、氢气通过反应器内催化剂床层，在加氢精制催化剂的作用下，把油品中所含的硫、氮、氧等非烃类化合物转化成为相应的烃类及易于除去的硫化氢、氨和水。提高油品品质的过程。 石油馏分中各类含硫化合物的C—S键是比较容易断裂的，其键能比C—C或C—N键的键能小许多。在加氢过程中，一般含硫化合物中的C—S键先行断开而生成相应的烃类和H2S。但由于苯并噻吩的空间位阻效应，C-S键断键较困难，在反应苛刻度较低的情况下，加氢脱硫率在85%左右，能够满足目前产品柴油硫含量小于2000ppm 的要求。 柴油馏分中有机氮化物脱除较困难，主要是C-N键能较大，正常水平下，在目前的加氢精制技术中脱氮率一般维持在70%左右，提高反应压力对脱氮有利。 烯烃饱和反应在柴油加氢过程中进行的较完全，此反应可以提高柴油的安定性和十六烷值。 当然，在加氢精制过程中还有脱氧、芳烃饱和反应。加氢脱硫、脱氮、脱氧、烯烃饱和、芳烃饱和反应都会进行，只是反应转化率纯在差别，这些反应对加氢过程都是有利的反应。但同时还会发生烷烃加氢裂化反应，此种反应是不希望的反应类型，但在加氢精制的反应条件下，加氢裂化反应有不可避免。目前为了解决这个问题，主要是
调整反应温度和采用选择性更好的催化剂。 下面以我厂100万吨/年汽柴油加氢精制装置为例，简单介绍一下工艺流程： 60万吨柴油加氢精制 F101D201 D102 D101 SR101 P101P102E103E101 R101 K101 D106 E104 D103D104 D105 D107 P103 P201 E201A202 P202 A201 K101 E101E102E103A101 产品柴油 循环氢 低分气 C201 催化汽油选择性加氢脱硫醇技术（RSDS技术） 催化汽油加氢脱硫醇装置的主要目的是拖出催化汽油中的硫含量，目前我国大部分地区汽油执行国三标准，硫含量要求小于150ppm，烯烃含量不大于30%，苯含量小于1%。在汽油加氢脱硫的过程中，烯烃极易饱和，辛烷值损失较大，针对这一问题，石科院开发了RSDS技术。本技术的关键是将催化汽油轻重组分进行分离，重组分进行加氢脱硫，轻组分碱洗脱硫。采取轻重组分分离的理论基础是，轻组分中烯烃含量高，可达到50%以上，通过直接碱洗，辛烷值
柴油加氢装置停工总结要点
柴油加氢装置停工总结 按照公司停工检修统一统筹安排，柴油加氢装置于2011年6月20日22时开始停工，现对柴油加氢装置停工过程中停工进度、对外管线吹扫、人员分工、盲板管理、停工过程中存在的不足等几个方面对本次停工总结如下： 一、停工过程与分析 表1 装置停工进度表
柴油加氢装置停工总结 图1装置停工反应器实际降温曲线与原先方案降温曲线比较 4
装置停工实际进度与原计划停工统筹差异主要有以下几点： （1）、装置停进料泵P-102A后，反应系统热氢带油阶段，原先计划安排热氢带油16h。实际停工阶段热氢带油10h后，热高分液位基本未见上涨，同时由于重整装置停工安排，氢气中断供应，反应系统热氢带油比原先计划缩短6h。 （2）、反应系统热氮脱氢阶段，反应器入口温度维持220℃，反应系统压力维持2.7MPa，进行热氮脱氢12小时，比原先停工计划缩短12h。原计划反应系统热氮脱氢阶段，循环气中氢+烃置换至<0.5V%后结束热氮脱氢。实际停工过程中，热氮脱氢结束时，循环气中氢+烃含量为25.86V%，反应系统降温阶段继续进行氮气置换，直至循环气中氢+烃含量<0.5V%。 （3）、反应系统降温阶段，停F-101后，F-101快开风门全部打开，A-101维持最大冷却负荷进行循环降温，R-101床层温度降至150℃前，实际降温速度为7℃/h R-101床层温度降至100～150℃阶段，实际降温速度为4～5℃/h，R-101床层温度自220℃降至70℃，实际降温时间为39h。与原先计划差别不大。由于装置反应器内径较大（5.2m），系统补充氮气量受公司氮气总量限制，R-101床层温度未降至原先计划德60℃。 （4）、反应器降温结束后，停K-102、K-101，反应系统泄压至0.5MPa，自K-102出口补入氮气继续置换反应系统18h后，反应系统循环气化验分析氢+烃<0.2V%，反应系统泄压至微正压。公用工程系统吹扫合格后，装置交出检修。 （5）、装置塔、罐蒸煮结束后，C-201、D-103、D-105、D-305、D-117高硫氢部位进行钝化清洗，由于D-103、D-105、D-117导淋堵塞，废钝化液外排比较困难。从开始钝化至废钝化液排净用时约为48h，远超过原先计划的钝化时间（16h）。 二、公用工程消耗 表2 装置停工公用工程消耗 （1）、由于柴油加氢装置低压氮气流量表量程为（0～1000m3/h），装置停工吹扫期间经常出现满量程问题，低压氮气实际耗量比MES数据要大。
年产200万吨柴油加氢精制装置静设备的安装工程施工组织设计方案
年产200万吨柴油加氢精制装置静设备安装施工方案
目录 1 前言 (1) 1.1编制依据 (1) 2 工程概况及特点 (1) 2.1工程概况 (1) 2.2工程特点 (1) 3 施工技术方案 (2) 3.1施工程序 (2) 3.2设备安装主要原则 (2) 3.3基础验收 (3) 3.4设备到货验收 (3) 3.5立式设备安装 (4) 3.6塔盘安装 (5) 3.7卧式设备安装 (6) 3.8换热器安装 (6) 3.9塔器、容器类设备的清理封闭 (8) 3.10焊接 (8) 4 主要技术质量标准 (9) 4.1混凝土基础验收质量要求 (9) 4.2钢结构基础验收质量要求 (9)
4.3设备找正质量要求 (10) 5质量保证措施 (10) 5.1静设备质量监督计划 (10) 6 HSE保证措施 (15) 7安全隐患及对策（JHA分析表） (16) 8施工设备、计量器具、机具计划 (19) 8.1施工设备需用计划一览表 (19) 8.2施工量器具计划一览表 (19) 8.3施工工机具需用计划一览表 (20) 8.4施工手段用料一览表 (20) 9 施工计划 (21) 附件：柴油加氢精制装置静设备一览表 (21) 1 前言 1.1 编制依据 1.1.1 中国石油天然气华东勘察设计研究院设计的中国石油石化公司200万吨/年柴油加氢精制装置设备施工图。 1.1.2 中国石油天然气第七建设公司编制的中国石油石化公司200万吨/年柴油加氢精制装置施工组织设计及冬季施工技术方案。 1.1.3 有关施工标准及验收规。 1.1.3.1 GB150-1998《钢制压力容器》 1.1.3.2 /T4710-2005《钢制塔式容器》 1.1.3.3 GB151-1999《钢制管壳式换热器》 1.1.3.4 SH3532-2005《石油化工换热设备施工及验收规》 1.1.3.5 SH3524-2009《石油化工钢制塔、容器现场组焊施工工艺标准》 1.1.3.6 \T4709-2000《钢制压力容器焊接规程》 1.1.3.7 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》
加氢操作规程解析
目的 为了搞好加氢精制装置的正常操作，保证该装置的“安、稳、长、满、优”运行，特制订本规程。 范围 本规程规定了加氢精制装置工艺原理与流程、正常操作法、特殊情况处理、开停工方法和步骤、安全和环保要求等内容。 本规程适用于沧州分公司80×104t/a加氢精制装置的工艺操作。 引用依据 本规程是在参照沧州分公司80×104t/a加氢精制装置设计说明书以及国内其他同类型装置的操作规程编制而成的，对原版规程做了修订。 职责和权限 1. 生产管理部是本规程的归口管理部门。负责组织车间和有关部门或人员编写、修改修订本规程；每周负责按照本规程规定的要求对车间执行情况进行抽查、监督和考核。 2. 机动部、安环部是本规程的分管部门。参与本规程的编写、修改修订和审核会签工作；每周负责按照部门专业管理的职责和权限以及本规程规定的要求对车间执行情况进行抽查、监督和考核。 3.炼油二部是本规程的执行部门。参与本规程编写或修订的起草工作，负责组织岗位操作人员贯彻执行，并对本单位日常执行情况进行监督、检查和考核。 4．其他相关单位进入本装置进行施工、检维修作业时，必须遵守本规程
的有关安全、检维修规定。
1. 装置概述 1.1装置概况及特点 1.1.1 装置简介 中国石油化工股份有限公司沧州分公司60万吨/年汽柴油加氢精制装置是依据中石化（1997）建字293号文《关于沧州炼油厂改炼胜利原油改造工程初步设计的批复》，由中国石化北京设计院设计、中国石化第四建设公司承建，于1998年2月28日动工建设。1999年3月28日实现中交，4月29日开始催化剂预硫化，4月30日切换原料油实现一次开车成功。2001年1月由于加氢石脑油硫含量超高，进行了技术改造，增设了石脑油脱硫塔单元。2002年10月大检修期间，进行了装置扩能改造，增上了一台加氢大流量进料泵、注水泵，其它方面进行配套改造，由60万吨/年改为80万吨/年。2003年10月，再次进行技术改造，增上一汽提塔，用于生产低凝点柴油。2004年大修期间将加氢柴油泵改为大流量泵，并增上变频，满足柴油外送需求。2007年7月大修期间进行了加氢热料直供流程改造，打通了催化柴油、焦化柴油、焦化汽油和常三线直柴的热料直供流程(当前因焦化汽柴油携带的杂质过高而没有直接进装置)，实现了催化柴油热料直供。 1.1.2 装置规模： 初建设计公称规模60万吨/年。
加油站工程施工方案
第一章工程概况 1.1 工程概述 1.1.1 建筑设计概况：本工程为中国石油天然气股份有限公司海南分公司的投资兴建的海口海达路加油站改建工程，由海口市民用建筑设计院设计，该工程建筑：站房为原有建筑，此次要进行装修装饰工程改造；加油棚为单层混凝土结构，建筑高度6.5m；总建筑面积为204.72平方米(其中加油棚160.89m2；站房19 2.11m2)。工程类别为三级建筑，耐火等级为二级，六度设防。本站罐区共设四个储油罐：30M3汽油储罐1个，20M3汽油储罐1个，20M3柴油储罐1个，按规范总容积为45M3，属国家三级加油站。 1.1.2 加油站建设地址为平地，座落于海口海达路，整个场地呈三角形布置，东侧油站出入口紧邻市政主干道，其余三面均有原实体围墙，围墙内外为水泥砂浆打底外墙乳胶漆饰面。 1.1.3 加油站加油区防护雨蓬为钢筋砼混凝土平板结构，呈长方形。主体结构(加油区空间)净高5.5m，屋盖女儿墙檐高1.0m，平面尺寸为17.3×9.3m。 1.1.4 罐池基础：设计基础为预应力高强砼管桩，桩顶为满堂片阀基础，罐池油罐安装完毕后满填砼保护。 1.1.5 地坪结构从上到下层次为：25cm厚C30砼面层；15cm厚加6%水泥石粉层；30cm厚碎石层。加油区四周设置水封井，有组织排水至南侧接市政排水沟。 1.1.6 安装工程包括油罐、工艺管道安装、水电照明、防雷等组成，油罐由2个直径 2.5m、长度4.5m的球罐及1个直径2.5m、长度6.5m的球罐组成，水电由简单公共配电设施组成，防雷由—40×4镀锌扁钢埋地敷设，其接地极为现浇柱的角部钢筋组成。 1.2 工程地质情况 根据海口海达加油站地址的现场勘探情况，路面下部以杂填土层及淤为主，地质条件差，天然地基承载力不能满足要求，故本工程基础采用高强砼管桩。 1.3 施工条件 1、道路交通：本工程东临海达路交通便利。 2、施工用水、电：该工程的施工用水及用电可利用原油站供水管及总配箱引出进行供水、供电。 1.4 材料来源 本工程材料按中油《加油站工程实行模块化建设实施方案》的要求，除加油机、发电机、潜油泵、油罐等甲供材料外，其他材料均由承包人白行采购，所选产品须经过监理及业主的认可，水泥和钢材将从获得ISO9001质量体系的大厂采购；砂、石等地材从当地优质生产基地进行采购，并纳入地方运输力量。
柴油加氢装置的原理
由焦化柴油，催化柴油经过液控阀进入柴油反冲洗过滤器除去原料油中大于25μm的颗粒，过滤后的原料油经原料油/精制柴油换热器，与精制柴油换热后进入原料油缓冲罐稳压，然后经原料油泵升压，在流量的控制下，与混合氢混合作为混合进料混合进料经反应流出物/混合进料热热器与反应流出物换热后分四路进入加热炉进行加热，加热后汇成一路进入反应器（R101），反应后经反应流出物/混合进料换热器与混合进料换热后进热高压分离器。热高分气体经热高分气/混合氢换热器换热后，再经热高分器空冷器冷至49℃进入冷高压分离器。为了防止反应流出物中的铵盐在低温部分析出，通过注水泵将脱盐水注至上游处的管道中。冷却后的热高分气在中进行油、气、水三相分离。自塔顶部出来的循环氢（冷高分气）经循环氢脱硫塔入口分液罐分液后，进入循环氢脱硫塔底部，设有层浮阀塔盘，自贫溶剂缓冲罐来的贫溶剂，经循环氢脱硫塔贫溶剂泵升压后进入第一层塔盘。脱硫后的循环氢自塔顶出来，经循环氢压缩机入口分液罐分液后进入循环氢压缩机升压，然后分成两路，一路作为急冷氢去反应器（R101）控制反应器床层温升，另一路与来自新氢压缩机出口的新氢混合成为混合氢。自底部出来的富液在液位控制下与来自底部来的富液合并后至装置外。V102底部出来的热高分油在液位控制下经过液力透平（HT101）回收能量后进入热低压分离器（V104）。热低分气经热低分气/冷低分油换热器（E103）与冷低分油换热，再经热低分气冷却器（E104）冷却到49℃后与冷高分油混合进入冷低压分离器（V105）。自V104底部出来的热低分油与经热低分气/冷低分油换热器（E103）与热低分气换热后的自V105底部出来的冷低分油混合后进入产品分馏塔第26层塔盘。V105气相与产品分馏塔顶气及汽油脱硫化氢汽提塔塔顶气合并后去干气脱硫塔（T104）脱硫后送装置外管网。V103与V105底部排出的酸性水及分馏部分V106、V107排出的酸性水合并至公用工程部分含硫污水除油器（V117）进行脱气除油后，污水经泵送至装置外处理。 装置外来的新氢经新氢压缩机入口分液罐（V108）分液后进入新氢压缩机（C102A，B），经三级升压后与C101出口的循环氢混合成为混合氢。 二、分馏部分 从反应部分来的低分油直接进入产品分馏塔（T101），T101设与36层浮阀塔盘，塔底通入汽提蒸气。塔顶油气经产品分馏塔顶空冷器（A102）。产品分馏塔顶冷
柴油加氢精制说明书..
目录 1.总论1 1.1.加氢的目的、意义1 1.1.1.原油重质化、劣质化1 1.1. 2.环保要求越来越高1 1.1.3.特殊产品1 1.2.加氢精制的原理1 1.3.加氢精制催化剂2 1.4.加氢精制的工艺条件及影响因素2 1.4.1.加氢精制压力2 1.4. 2.加氢精制温度3 1.4.3.空速的影响3 1.4.4.氢油比的影响4 1.5.加氢精制的优缺点4 2.工艺流程说明5 2.1.技术路线选择5 2.2.流程叙述5 2.3.本装置流程特点6 3.原料和产品7 4.油品性质9 5.工艺操作条件10 6.装置物料平衡11 7.工艺计算结果汇总13 8.自控方案说明16 9.平面布置说明17 10.生产控制分析项目18 11.人员定编19 12.装置对外协作关系20 13.环境保护及消防安全21 13.1.排除“三废”数量和处理21 13.1.1.废气21 13.1.2.废水21 13.1.3.废渣21 13.2.噪音处理21 13.3.安全生产和劳动保护21
1.总论 1.1.加氢精制的目的、意义 1.1.1.原油重质化、劣质化 20世纪90年代中期，全球炼油厂加工原油的平均相对密度为0.8514，平均硫含量(质量分数，下同)为0.9％。进人21世纪后，原油平均相对密度升至0.8633，含硫量升至1.6％。原油密度升高，硫含量增大是21世纪原油质量变化的总体趋势。很多由这些重质、劣质原油生产出来的油品都需要加氢精制以提高质量【1】。 1.1. 2.环保要求越来越高 虽然原油质量不断劣质化，但世界各国对车用燃料油的质量要求仍然在不断提高。以柴油硫含量为例，美国已经开始要求l0ppm的超低硫柴油，欧洲也开始执行硫含量<50ppm的标准。国内而言，在北京，2005年已参照欧Ⅲ排放标准执行，硫含量控制在350ppm以内，2007年参照欧Ⅳ排放标准执行，硫含量控制在50ppm以内。可以预期，国内燃油质量指标必将进一步升级与国际标准接轨【2】。 1.1.3.特殊产品 某些特殊产品，如食品级的石蜡，对其中的重金属杂质含量、硫含量以及不饱和程度的要求非常苛刻，而加氢精制可以使其达到质量要求。 1.2.加氢精制的原理 加氢精制（也称加氢处理），是指在氢压和催化剂存在下，使油品中的硫、氧、氮等有害杂质转变为相应的硫化氢、水、氨而除去，并使烯烃和二烯烃加氢饱和、芳烃部分加氢饱和，以改善油品的质量。有时，加氢精制指轻质油品的精制改质，而加氢处理指重质油品的精制脱硫。 加氢精制可用于各种来源的汽油、煤油、柴油的精制，催化重整原料的精制，润滑油、石油蜡的精制，喷气燃料中芳烃的部分加氢饱和，燃料油的加氢脱硫，渣油脱重金属及脱沥青预处理等。氢分压一般分1～10MPa，温度300～450℃。催化剂中的活性金属组分常为钼、钨、钴、镍中的两种（称为二元金属组分），催化剂载体主要为氧化铝，或加入少量的氧化硅、分子筛和氧化硼，有时还加入磷作为助催化剂。 在加氢精制过程中，各类物质加氢反应活性总体趋势为：脱金属>二烯烃饱和>脱氧>单烯烃饱和>脱硫>脱氮>芳烃饱和。加氢精制中还存在加氢裂解副反应，可以从催化剂等途径控制副反应的发生。
柴油加氢改质装置
柴油加氢改质装置 工艺原理 1加氢精制 加氢精制主要反应为加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱氧、烯烃与芳烃的饱和加氢，以及加氢脱金属。其 典型反应如下 (1) 脱硫反应: 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HS,从而硫杂原子被脱掉。 化学反应方程式： 二硫化物： 硫醇：RSH十Hz^RH十出也 硫瞇；RSR' + RH + R'H + HQ 二硫化物：RSSR 1+ 3H2 -*RH + if H 十RSSR + 3H2 T RH + R' H + 2H 2S 二硫化物加氢反应转化为烃和H2S，要经过生成硫醇的中间阶段，即首先S-S键上断开，生成硫醇，再进一步加氢生成烃和硫化氢，中间生成的硫醇也能转化成硫醚。 噻吩与四氢噻吩的加氢反应: 噻吩加氢产物中观察到有中间产物丁二烯生成，并且很快加氢成丁烯，继续加氢成丁烷苯并噻吩在50 - 70大气压和425 'C加氢生成乙基苯和硫化氢： 对多种有机含硫化物的加氢脱硫反应进行研究表明：硫醇、硫醚、二硫化物的加氢脱硫反应 多在比较缓和的条件下容易进行。这些化合物首先在C-S键，S-S键发生断裂，生成的分子碎片 再与氢化合。环状含硫化物加氢脱硫较困难，需要苛刻的条件。环状含硫化物在加氢脱硫时，首 先环中双键发生加氢饱和，然后再发生断环再脱去硫原子。 各种有机含硫化物在加氢脱硫反应中的反应活性，因分子结构和分子大小不同而异，按以下顺序递减： +H2S-
例如：焦化柴油加氢时，当脱硫率达到 90%的条件处，其脱氮率仅为 40%。 噻吩类化合物的反应活性，在工业加氢脱硫条件下，因分子大小不同而按以下顺序递减: 噻吩 ＞苯并噻吩 ＞二苯并噻吩 ＞甲基取代的苯并噻吩 (2) 脱氮反应 石油馏分中的含氮化合物可分为三类： a 脂肪胺及芳香胺类 b 吡啶、喹啉类型的碱性杂环化合物 c 吡咯、咔唑型的非碱性氮化物 在各族氮化物当中，脂肪胺类的反应能力最强，芳香胺(烷基苯胺)等较难反应。无论脂肪 族胺或芳香族胺都能以环状氮化物分解的中间产物形态出现 。碱性或非碱性氮化物都是比较不活 泼的，特别是多环氮化物更是如此。这些杂环化合物存在于各种中间馏分，特别是重馏分，以及 煤及油母页岩的干馏或抽提产物中。 在石油馏分中，氮化物的含量随馏分本身分子量增大而增加。 根据发表的有关加氢脱氮反应的热力学数据，至少对一部分氮化物来说，当温度在 500 'C 范围内，需要较高的氢分压才能进行加氢脱氮反应。从热力学观点来看，吡啶的加氢脱氮 比其它氮化物更困难。为 了脱氮完全，一般需要比脱硫通常采用的压力范围更高的压力。 在几种杂原子化合物中，含氮化合物的加氢反应最难进行，或者说它的稳定性最高。当分子 结构相似时，三种杂原子化合物的加氢稳定性依次为： 含氮化合物 ＞含氧化合物 ＞含硫化合物 RSH > RSSR> RSR >噻吩 在石油馏分中，氮含量很少，一般不超过几个 在加氢精制过程中，氮化物在氢作用下转化为 ppm 。 NH 3和烃。几种含氮化物的氢解反应如下 : 300 -
240万加氢装置循环氢压缩机ITCC系统联锁逻辑说明
目录 目录 (1) 1 联锁逻辑 (2) 2 开车步骤 (3) 3 超速实验与正常停机 (5) 4 润滑油备泵自启动逻辑 (5) 5 防喘振控制 (5) 附：联锁报警值一览表 (8)
1 联锁逻辑 1.1联锁条件： （1）压缩机止推轴承温度TT11447A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11447A/B （2）压缩机止推轴承温度TT11448A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11448A/B （3）压缩机支撑轴承温度TT11446A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11446A/B （4）压缩机支撑轴承温度TT11445A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11445A/B （5）压缩机轴位移ZSHH11442A/B过大二取二（HH：0.7mm），分别带旁路软开关ZSHH11442A/B （6）压缩机轴振动VSHH11443过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11443 （7）压缩机轴振动VSHH11444过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11444 （8）汽轮机径向轴承温度TT11463A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11463A/B （9）汽轮机径向轴承温度TT11464A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11464A/B （10）汽轮机推力轴承温度TT11461A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11461A/B （11）汽轮机推力轴承温度TT11462A/B高高二取二（HH：115℃），分别带旁路软开关TI11462A/B （12）汽轮机轴位移ZSHH11461A/B过大二取二（HH：0.8mm），分别带旁路软开关ZSHH11461A/B （13）汽轮机轴振动VSHH11461过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11461 （14）汽轮机轴振动VSHH11462过大（HH：88.9μm），带旁路软开关VSHH11462 （15）驱动端一级密封泄漏量PDT11495高高（HH：78.6kPa），带旁路软开关PDI11495 （16）非驱动端一级密封泄漏量PDT11496高高（HH：78.6kPa），带旁路软开关PDI11496 （17）汽轮机速关油压力PT11460低(L:0.15MPa) ，带旁路软开关PI11460 （18）汽轮机转速高高自203 SSHH11463A，带旁路软开关SSHH11463A （19）汽轮机转速高高203 SSHH11463B，带旁路软开关SSHH11463B （20）汽轮机转速ST11462A/B高选后<600rpm且转速调节去电液转换器输出SV11454>40%，带旁路软开关SV11454_FAULT （21）汽轮机转速ST11462A高高（HH：12304rpm），带旁路软开关SI11462A （22）汽轮机转速ST11462B高高（HH：12304rpm），带旁路软开关SI11462B （23）润滑油总管压力PT11440A/B/C低低三取二（LL：0.1MPa），分别带旁路软开关PI11440A/B/C （24）汽轮机排气压力PT11461A/B/C低低三取二（LL:0.9MPa（a）），分别带旁路软开关PI11461A/B/C （25）辅操台压缩机紧急停机按钮HSS11431_1按下