焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策
焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策
焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策广州分公司加氢精制装置在处理焦化汽油的过程中，一直被两方面的问题所困扰：一是催化剂的活性下降快，装置在处理其他原料油的工况下装置催化剂使用周期都可以达到6a 甚至更长，但是在处理焦化汽油后，催化剂的使用周期只有1—2a。
频繁的更换催化剂严重的影响了装置的经济效益；二是装置反应器床层压降升高得很快，在处理焦化汽油3-6 个月后装置就由于反应器压降达到指标上限而被迫停工。
通过对同类装置的调研发现，在焦化汽油加氢精制过程中都不同程度的存在反应器压力降升高过快的现象。
那么焦化汽油加氢精制到底存在哪些特殊性，又是那些特殊性造成了反应器压力降的快速升高就成为本研究探讨的主要内容。
1 生产中出现的问题1.1 广州分公司的问题广州分公司加氢精制装置处理焦化汽油作为乙烯原料，反应床层压力降快速升高，在2003-2005年期间由于压力降问题停工六次，对装置的平稳生产影响很大。
另外在压力降升高的过程中伴随着催化剂活性的下降，往往在压力降达到指标上限时伴随着产品质量下降。
其中在2003年12 月的撇头过程中发现，由于停工前的压力降较高，导致反应器内支撑梁弯曲变形，有两根出现裂纹，所以按照设备部门的意见将反映其床层压力降的指标修改为不超过0.3Mpa。
表1为处理焦化汽油后的催化剂分析情况。
表 1 待生剂 RN-10 催化剂分析结果 项目 上部剂 中部剂 下部剂指标压碎强度 /N -1 mm -1 2426 28 < 18.0w （硫） ，% 7.37.7 7.5 w （硫） ，% 5.55.1 3.8 w ( WO 3) % 21.421.5 21.4 < 26.0 w (NiO) ，% 2.12.1 2.1 w (SiO 2) ，% 6.56.97.9 w (As 2O 3) ，% 0.280.24 0.19 比表面积 /m 2 -1 2.g-1 101 103 104< 100孔容/ml.g -1 0.18 0.18 0.20< 0.25 带碳催化剂的含量，去掉杂质后催化剂金属含量为；w （W 3O 27.0 %, w （NiO ） 2.7 %从分析数据看出该催化剂的金属组分损失较大， 这就说明催化剂上的 活性组分减少， 同时孔容变小了许多， 导致反应物与催化剂接触面积 下降，这都直接反映在催化剂的活性下降上。
焦化汽油加氢催化剂床层结垢机理分析
3 结 语 (1) 垢的主要成分为烯烃聚合物 ,结垢机理为
非烃化合物引发的聚合反应 ,次要成分为 H2 S 腐 蚀设备生成的 FeS。
(2) 经过储存后的焦化汽油不适合作为加氢 原料 。在较高的加氢温度和压力条件下 ,经储存 后所形成的二烯烃的低聚物迅速向高聚物转变 , 从而造成严重的结垢 。
参考文献
采用美国 PER KIN EL M ER 公司的 Pyris 1 T GA 热重分析仪进行测定 。程序升温速度 20 ℃Π min ,气氛为流速 30mLΠmin 的高纯氮气 。35 ～ 300 ℃之间失重 3. 89 % ,300～870 ℃之间失重 34. 79 %。 1. 5 灰分测定
按照 GB508 - 1985《石油产品灰分测定法》在 高温炉中 (775 ±25) ℃加热 1. 5～2h 后 ,冷却到室 温后称准至 0. 000 1 ,再在高温炉中煅烧 0. 5h ,反 复煅烧后 ,直至连续两次称量间的差数不大于 0. 000 5g 。测定结果 : 灰份占 9. 45 % ,主要成分 为红色的Fe2 O3 。灰分元素分析 : Fe含量为35. 0 % ; Ni 含 量 为 0 . 1 7 % ; Cu 含 量 为 0 . 0 7 % ; V 含 量
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2 结果与讨论 红 外光谱中的2 920. 65cm - 1 和2 853. 45cm - 1
为 - CH2 - 基团的对称和不对称伸缩振动吸收 峰 , 没 有 观 察 到 - CH3 的 伸 缩 振 动 , 图 中 724. 80cm - 1 为 4 个以上串联 - CH2 - 的特征峰 , 1 450cm - 1 为 - CH2 - 的弯曲振动峰 ,这些结果表 明结垢来自于二烯烃的聚合 。此外 ,1 585. 97cm - 1 为芳环的特征峰 ,由于该垢是一种复杂的混合物 , 所以芳环的其它几个特征峰并不明显 ,垢中的芳 环可能来自于以下几种途径 : (1) 二烯烃在聚合过 程中可能还发生芳构化发应 ; (2) 苯乙烯等含芳环 的烯烃与二烯烃发生共聚反应 。结垢机理 :由于 焦化汽油中有含 N 、S 等非烃化合物 ,如硫醇和碱 性氮类化合物 ,这些化合物热稳定性较差 ,首先离 解成自由基 ,然后引发不饱和烃的自由基聚合反 应。
焦化粗苯加氢生产中常见问题的分析及对策
焦化粗苯加氢生产中常见问题的分析及对策摘要：在焦化生产企业中，焦化粗苯蒸馏工艺流程复杂，容易造成污染问题，这主要是因为在蒸馏工艺操作过程中必须加入大量过热蒸汽来提取单位标准重量的粗苯。
粗苯原料是通过硫化物、氮化物、水和其他烷基碳氢化合物及不饱和化合物等杂质的物理和化学方法去除的，以获得可用作原料的高纯苯、甲苯和二甲苯产品中国的焦化行业发展迅速，生产能力居世界前列。
但是，中国焦炭产业布局不合理，整体产能较大但不集中，小企业较多，焦炭产业总体设备水平较低。
虽然精炼苯产品的市场前景广阔，但经济良好但是，粗苯中杂质的处理质量直接影响精炼产品的质量，特别是硫、氮和氧等杂质的处理。
本文中希望探讨的是在焦化粗苯回收技术应用过程中的关键技术——减压脱苯，主要对其技术应用流程、特征、回收工段以及待优化问题等等进行了全面讨论。
关键词：焦化粗苯；加氢生产；常见问题分析；对策分析引言焦炉煤气是炼焦煤在高温干馏生产焦炭过程中产生的重要副产物，经煤气净化处理可回收大量高附加值的粗苯原料。
粗苯加氢精制过程，实际上是针对煤气净化回收的粗苯组分进行加工处理，得到化学品(苯、甲苯、二甲苯)和车用燃料油的工艺过程。
这一过程主要包括两种工艺途径，一为酸洗工艺;另一种为加氢工艺，将不饱和化合物转化为饱和轻苯化合物；该工艺去除了轻苯的硫、氮和其他杂质含量，然后提炼制氢油，得到高纯度的苯产品。
由于原料苯的生成工艺对环境无害，不会产生污染物，因此可以生产出高纯度、高质量的产品，报价非常迅速。
在国外，粗苯和氢精炼工艺于1950年代首次应用于工业。
1粗苯加氢精制工艺简介目前，我国粗苯加氢工艺多采用 KK低温催化加氢工艺，在采用KK工艺时，萃取剂多采用N-甲酰吗啉和环丁砜。
两种方法的效果都很好，产品的品质也没有太大的差别，但现阶段大部分工厂采用的仍是N-甲基吗啉萃取剂，工艺流程如下。
通过高速泵的加压，将粗苯和循环的氢混合，送入喷嘴预蒸发器，有效地阻止了高沸物的聚集和结焦。
汽油加氢精制过程中存在的问题及措施研究
汽油加氢精制过程中存在的问题及措施研究作者：赵宗文来源：《中国科技博览》2013年第25期[摘要]加氢精制装置在处理汽油的过程中，一直被两方面的问题所困扰：一是催化剂的活性下降快，装置在处理其他原料油的工况下装置催化剂使用周期都可以达到6a甚至更长，但是在处理汽油后，催化剂的使用周期只有1-2a。
频繁的更换催化剂严重的影响了装置的经济效益；二是装置反应器床层压降升高得很快，在处理汽油3-6个月后装置就由于反应器压降达到指标上限而被迫停工。
通过对同类装置的调研发现，在汽油加氢精制过程中都不同程度的存在反应器压力降升高过快的现象。
那么汽油加氢精制到底存在哪些特殊性，又是那些特殊性造成了反应器压力降的快速升高就成为本研究探讨的主要内容。
[关键词]汽油；加氢；精制；问题；措施研究中图分类号：TE624 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）25-0000-01加氢精制装置处理汽油作为乙烯原料，反应床层压力降快速升高，在由于压力降问题停工，对装置的平稳生产影响很大。
另外在压力降升高的过程中伴随着催化剂活性的下降，往往在压力降达到指标上限时伴随着产品质量下降。
由于停工前的压力降较高，导致反应器内支撑梁弯曲变形，有两根出现裂纹，所以按照设备部门的意见将反映其床层压力降的指标修改为不超过0.3Mpa。
1 原因分析通过对生产情况的分析，认为汽油加氢精制过程中主要存在着催化剂活性下降快和反应器床层压力降升高快的问题，所以要对产生原因的分析，提出解决的方法。
1.1 催化剂快速失活的原因分析1.1.1 原料油中硅元素的影响从减粘装置的防焦剂、装置的消泡剂入手，用X射线荧光光谱仪进行元素分析。
结果发现，减粘装置的防焦剂，装置的消泡剂都是含硅添加剂，其中减粘装置的防焦剂、装置的消泡剂硅质量分数均为15%左右。
由此推断加氢原料含硅元素是和减粘装置往系统加入含硅助剂后，助剂中大量的硅元素随汽油和减粘裂化汽油进入加氢原料罐所致。
浅谈延迟焦化生产中存在的问题及几点改进措施
浅谈延迟焦化生产中存在的问题及几点改进措施浅谈延迟焦化生产中存在的问题及几点改进措施摘要：分析了近几年中国石化延迟焦化生产中存在的问题，提出了几项提高生产技术水平的改进措施。
关键词：延迟焦化工艺技术重油深度加工一、延迟焦化生产中存在的问题近几年中国石化延迟焦化工艺技术虽然进展很快，但在生产工艺技术、生产操作等方面仍存在很多问题。
1.系统和设备不配套一半以上的焦化装置加热炉采用单面辐射，表面热强度低，不均匀系数低，不能在线清焦，热效率低，也影响长周期运转和提高能耗。
还有许多套装置没有配套的吸收稳定系统，影响液化气的收率等。
2.生焦周期长中国石化焦化装置采用24小时生焦操作周期，国内只有少数的装置生焦周期减少到20小时，而国外的焦化装置已普遍采用16～18小时的生焦周期，处理量显著偏低。
3.将催化裂化油浆掺炼到焦化原料中去的现象在很多炼油厂中出现，造成液体产品收率下降、蜡油残炭上升、芳烃含量增加、油焦灰分增加、产品质量下降等后果。
4.循环比不当中国石化大部分企业焦化装置采用的循环比在2.2～0.3，其中有几套装置的循环比超过0.3而导致生焦量高，装置处理能力下降，能耗增加，而同比的国外延迟焦化装置循环比一般在0.1以下。
5. 除焦系统等焦化装置大型化设备配套国产化有待解决例如，直径9.4米的焦炭塔高压水泵压力为33 MPa，流量300立方/小时；直径.4米的焦炭塔，高压水泵压力为28.8MPa，流量250立方/小时。
此外，保证安全配套降低劳动强度的头盖自动卸盖机等设备，仅有顶盖自动卸盖在个别装置上试用，底盖自动卸盖尚未试验，绝大多数装置处于手动操作状态。
6.少数装置的焦炭塔尚未安装中子料位计，或安装数量不够，多凭经验判断焦层和泡沫层高度，注入消泡剂的部位、时间也未曾规范化，影响了使用效果。
7.焦化装置能耗偏高，同类装置间能耗相差很大二、提高延迟焦化生产技术水平的几点措施1.通过消除焦化装置的瓶颈，把现有24小时生焦周期缩短到16～20小时的操作方案，充分发挥焦化装置的潜力。
焦化汽油氯含量超标原因分析及控制措施
焦化汽油氯含量超标原因分析及控制措施薛海峰（中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司，浙江省宁波市３１５２０７）摘要：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司焦化汽油氯含量超标，引起下游石脑油加氢装置换热器氯化铵结晶和设备氯腐蚀。
对其原因进行了分析，查找了氯的来源、存在形态。
逐一排查，最终确定气柜凝缩油进焦化回炼是引起焦化汽油氯化物超标的主要原因。
采取常减压闪顶低瓦回收、重整脱氯罐与低瓦隔离等措施，气柜凝缩油中氯含量逐步降低，焦化汽油中氯质量分数降至１．１μｇ／ｇ以下，满足了工艺要求。
关键词：焦化装置 加氢装置 焦化汽油 氯化物 中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司是以加工中东高硫、高酸劣质油为主的炼化一体化企业，具有加工链长、物料移动复杂、装置间关联度大等特点。
２０２０年７月２７日开始Ⅱ加氢（焦化汽油＋非芳为原料的石脑油加氢装置）焦化汽油原料氯质量分数为２．３μｇ／ｇ，超标（不大于１．１μｇ／ｇ）。
８月５日开始Ⅱ加氢装置高压换热器有铵盐结晶，管程压力降开始上升，装置受氯化物的影响慢慢显现。
为了彻底解决Ⅱ加氢装置高压换热器压力降上升和氯腐蚀带来的安全隐患，对焦化汽油原料中氯超标原因进行排查，及时采取措施。
１ Ⅱ加氢装置焦化汽油原料中氯含量２０２０年以来Ⅱ加氢装置焦化汽油原料中氯质量分数一直处于工艺卡片１．１μｇ／ｇ以内的较低水平，始终控制在指标范围之内。
但７月２７日开始氯质量分数连续出现超标现象，最高上升至３．４μｇ／ｇ。
２ 焦化汽油中氯化物的来源该公司目前有２套焦化装置（Ⅱ焦化设计能力２．０Ｍｔ／ａ，Ⅲ焦化设计能力２．１Ｍｔ／ａ），焦化装置反应过程完全是在封闭的塔器内进行，没有任何化学助剂加入，因此焦化汽油中的氯化物可能是原料带入。
２．１ 化验分析氯化物形态氯化物在原油中的存在形式分为无机氯与有机氯。
其中无机氯主要是氯化钙、氯化镁、氯化钠等从底层中带出的无机盐，他们溶解在原油的微量水中或者存在于原油的油水乳化液中，原油到港后通过原油罐沉降脱水，除去部分无机氯，大部分无机氯是在原油进入常减压装置的电脱盐罐中被高压电场除盐脱除。
浅谈煤焦油加氢预处理问题分析及优化措施
浅谈煤焦油加氢预处理问题分析及优化措施我国经济的快速发展，人们生活水平的提高，对于能源需求与日俱增，我国能源消耗量正在不断增大，石油作为主要的生产所用能源，因为国内石油能源的不足，很多石油是从国外进口而来，为了缓解我国石油能源紧张的情况，探索燃料油生产技术很有必要。
当前，从中低温煤焦油中通过加氢制作燃料油的技术工艺已经实现了成功的尝试和应用，这种技术工艺能够有效提供燃料油，且成本更低，更环保，值得推广使用。
标签：煤焦油加氢预处理问题；优化措施引言经济的快速发展使我国各行业有了新的发展空间。
煤焦油加氢精制裂化工艺是将煤焦油切割为小于480℃煤焦油馏分和大于480℃的煤沥青。
小于480℃的煤焦油馏分进行加氢处理以生产轻重芳烃，煤沥青可用于调合重质燃料油或生产改质沥青。
1 油水分离优化设计煤焦油原料在进装置前都需要脱除水。
煤焦油中含有水有几方面的危害，一是引起加热炉操作波动，另外水气化需要消耗燃料增加能耗；二是原料中大量水气化后引起装置压力变化，恶化各控制回路；三是对催化剂造成危害，高温操作的催化剂如果长时间接触水分，容易引起催化剂表面活性金属组分的老化聚结，催化剂颗粒发生粉化，堵塞反应器。
煤焦油脱水可以通过罐区沉降切水、离心机脱水、常压塔蒸馏脱水，具体过程如下。
（1）罐区沉降切水。
煤焦油初次脱水应在煤焦油原料罐区进行，可分为原料油中水的沉降和脱除两个过程。
为了脱水，煤焦油罐采用三个，一个用于接收油，第二个进行水、於渣的沉降并脱除，第三个出料，原料从此罐进入装置。
（2）进装置离心机，进行离心分离，脱除煤焦油中的水。
（3）煤焦油进入常压塔，通过蒸馏水和轻油进入常压塔顶油水分离罐，通过沉降分离出来。
由于煤焦油与水的密度很接近，罐区脱水及通过离心机效果很差，通过常压脱水，常压塔顶分离罐轻油和水的密度非常接近，油水在常压塔顶分离罐分不出来。
在常压塔顶部注入煤焦油加氢产生稳定塔分离出的间隔烃，能有效降低塔顶分离罐的轻油密度，密度从920kg/m3降到790kg/m3，油水能完全分离，并增加一油水分离罐。
柴油加氢装置掺炼焦化汽油改造方案及运行分析
包括 常减 压装 置 直馏 柴 油 、 加氢 裂 化 柴油 、 油催 重 化轻 柴油 、 延迟 焦化轻 柴油 。
项
表 １ 柴油加氢精制装置的原料性质和产品质量
目 原料油 粗汽油 精制柴油 设计值 标定值 设计 值 标定值 设计值 标 定值
因该 厂 目前 在加 工 大 庆原 油 的基 础上 掺 炼 中 间基 含硫俄 罗斯 原油 达到 ３ Ｏ％以上 ，为保证 经 调 和后 柴油 的硫含量 、 氧化 安定性 等 主要 质量 指标满 足要 求【 Ｉ Ｉ 厂 于 ２０ ，该 ０ ３年 ７月建 成 投产 了 以 ２套 重油 催化 裂 化装 置 轻柴 油 和延 迟焦 化 轻 柴油 的 混 合油 为原料 的 、 理量 为 １ ／ 处 ．Ｍｔ ２ ａ的柴油 加氢 精 制
氢 油 比 氢 流量 ｈ ） ｍ ・
表 ４ 延 迟 焦 化汽 油加 氢 精 制 装 置 的原 料 性 质 和产 品质 量
原料处理量／ ・ １０ １８３ ｌ．５ １． ｌ９ １９３ （ ｈ） ｔ ５ ４ ． ８ ９１ ７ ７ ２ ２ ． ｌ ２ ８ ３ ２６ ０ ３２６ １ ２ ６ ９ ５７ ５ ８ ４ ３ ５７ ５ ７ １ ３
焦化汽油加氢装置反应系统结垢原因分析及对策
关键 词 ： 化 汽油 焦
加氢精制
垢物
二 烯 烃
ｌ 前 言
中 国石 化 茂 名 分 公 司焦 化 汽 油 加 氢 精 制 装 置 原 设 计 为 ６ ０ｋ／ 柴 油 、 油 加 氢 精 制 装 置 ， 第 二 套 ０ ｔ ａ 汽 在
结 焦 物 ； 含 量较 高 。两 垢 样 中 ， 机 结 焦 物 质量 碳 有
收 稿 日期 ：２ １ －０ ２ ；修 改 稿 收 到 日期 ：２ １ － ２（ 。 ０ ０１－８ ０ ０１ ） ６ 作 者 简 介 ：陈 远 文 （ ７ ） 男 ， 程 师 ， 氢 精 制 车 间 主 任 ， １ ３ ９ ， 工 加 主 要 从 事 加 氢 装 置 的 生产 管 理 工 作 。
石
加 工 Ｔ 艺
油
炼
制 与
化
工
ＰＥＴ ＲＯ ＩＥＵ Ｍ ＰＲＯ ＣＥＳＳ Ｎ Ｇ ＮＤ Ｉ Ａ ＰＥＴＲ Ｏ卷 第 ４期
焦 化汽 油 加 氢 装 置 反 应 系统 结 垢 原 因分 析 及 对 策
陈 远 文
呈黑 色 ， 有光泽 ， 硬度较大 ； 反应器 床层上部结垢 物亦
呈黑 色块 状 物 ， 中夹 带 有 许 多 细 小 颗 粒 ， 其 比较 疏松 。
１Ｍｔ 延迟 焦化装 置 建成 投产 后 ， ／ ａ 焦化 汽 油 产量 增 加 ， ２ ０ 年 ８月 改 为焦 化 汽 油加 氢 装 置 ， 于 ０６ 产能 为 ５０ｋ／ ， ０ ｔ 产品作 乙烯 裂解原 料 。该 装置 主要 用 于对 ａ
和 ２０ ０ ９年 １月 ２ 日 进 行 了 采 样 分 析 ， 果 见 ５ 结 表 ｌ 。从 表 １ 以看 出 ， 化 汽 油 很 不 稳 定 ， 存 半 可 焦 储 个 月 ， 实 际胶 质 变 化 很 大 ， 烯 烃 含 量 变 化 不 大 。 其 但
关于高温煤焦油加氢操作存在的问题
（ 3） 反应分精制和裂化系统，精制系统原设计 进料为预处理系统产中段油和减顶油混合直接入系 统，而裂化系统在精制运转正常后分馏出尾油送入 系统，两者在调节操作上极不方便。
其主要因为： a． 预处理系统进料负荷的变化影响产出精制原 料油量变化，也就影响精制反应进料波动； 预处理系 统开停工和事故停工都会影响反应系统的正常运行 和停工； 如果反应系统故障停工，预处理系统因产品无 去处而随着停工。 b． 反应精制、裂化系统同时运行，如精制系统停 工，会影响裂化系统停工。 c． 如果分馏系统故障停工造成裂化系统停工。 3 装置技改后运行操作 （ 1） 预处理系统重油出装置换热器（ E105） 更 换加大换热面积（ 15m2 变 30m2 ） ，取消壳程走减顶 油，改为进料煤焦油，并增加调节阀来调节煤焦油量 控制重油换后温度，从而降低重油出装置温度提高 进料温度，减轻进料加热炉负荷。其技改流程如图 1。
择适当较高的空速可减少石蜡的生成。 （ 8） 优化原料气预处理工序操作，使合成新鲜
气中的烯烃尽可能低。有资料表明： 乙烯在甲醇合 成反应中部分产生了石蜡和聚合物。
（ 9） 选用有严格质量控制体系生产厂家提供的 优质催化剂，避免在催化剂制造过程中的沉淀、洗涤
醇分离器后，在联合压缩机循环段入口又设置了循 环段入口分离器，使循环气中的甲醇得以充分分离。
·89·
记录统计总量。 2 实际操作中存在的问题
（ 1） 预处理系统减压塔底重油出装置温度过高 （ 300℃ 左右） ，造成重油罐温度高，在装车时会出现 大量沥青烟，会对操作人员身体构成伤害和污染环 境； 而重油罐顶呼吸阀也会溢出沥青烟，遇空气冷凝 变成轻质焦油污染油罐和环境卫生。
其主要因为重油出装置两换热器（ E104、E105） 换热面积小，其中换热器（ E105） 是减顶油和重油换 热，由于减顶油量少，除大量回流用外，没有多少外 送，根本没有起到换热降温的作用，造成出装置油温 严重过高。
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焦化汽油加氢精制过程中存在的问题与对策广州分公司加氢精制装置在处理焦化汽油的过程中，一直被两方面的问题所困扰：一是催化剂的活性下降快，装置在处理其他原料油的工况下装置催化剂使用周期都可以达到6a甚至更长，但是在处理焦化汽油后，催化剂的使用周期只有1—2a。
频繁的更换催化剂严重的影响了装置的经济效益；二是装置反应器床层压降升高得很快，在处理焦化汽油3-6个月后装置就由于反应器压降达到指标上限而被迫停工。
通过对同类装置的调研发现，在焦化汽油加氢精制过程中都不同程度的存在反应器压力降升高过快的现象。
那么焦化汽油加氢精制到底存在哪些特殊性，又是那些特殊性造成了反应器压力降的快速升高就成为本研究探讨的主要内容。
1 生产中出现的问题1.1广州分公司的问题广州分公司加氢精制装置处理焦化汽油作为乙烯原料，反应床层压力降快速升高，在2003-2005年期间由于压力降问题停工六次，对装置的平稳生产影响很大。
另外在压力降升高的过程中伴随着催化剂活性的下降，往往在压力降达到指标上限时伴随着产品质量下降。
其中在2003年12月的撇头过程中发现，由于停工前的压力降较高，导致反应器内支撑梁弯曲变形，有两根出现裂纹，所以按照设备部门的意见将反映其床层压力降的指标修改为不超过0.3Mpa。
表1为处理焦化汽油后的催化剂分析情况。
表1 待生剂RN-10催化剂分析结果项目上部剂中部剂下部剂指标压碎强度/N.mm-124 26 28 ≮18.0 w（硫），﹪ 7.3 7.7 7.5w（硫），﹪ 5.5 5.1 3.8w（WO3），﹪ 21.4 21.5 21.4 ≮26.0 w (NiO) ，﹪ 2.1 2.1 2.1w (SiO2) ，﹪ 6.5 6.9 7.9w (As2O3) ，﹪ 0.28 0.24 0.19比表面积/m2.g-1 101 103 104 ≮100孔容/ml.g-1 0.18 0.18 0.20 ≮0.25 *带碳催化剂的含量，去掉杂质后催化剂金属含量为；w（WO3）27.0﹪，w（NiO）2.7﹪从分析数据看出该催化剂的金属组分损失较大，这就说明催化剂上的活性组分减少，同时孔容变小了许多，导致反应物与催化剂接触面积下降，这都直接反映在催化剂的活性下降上。
1.2 其他企业同类装置的情况根据对其他企业同类装置的调研发现，部分焦化汽油加氢精制装置存在反应器床层压降升高的情况，中国石油化工股份有限公司安庆分公司的情况和广州分公司的情况最相似，而且在某段时间也频繁撇头。
该装置1998年以后，为解决焦化汽油的出路问题，在I套加氢精致装置用焦化汽油先后生产了乙烯料，重整料，合成氨料，这三种原料的生产均要求有较高的操作苛刻度，加氢反应深度高，导致催化剂床层积碳加剧，压力降迅速上升。
当压力降上升到设备允许的0.38Mpa 时，必须对催化剂床层进行处理。
2 原因分析通过对生产情况的分析，认为焦化汽油加氢精制过程中主要存在着催化剂活性下降快和反应器床层压力降升高快的问题，所以要对产生原因的分析，提出解决的方法。
2.1 催化剂快速失活的原因分析2.1.1原料油中硅元素的影响中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司胜利炼油厂加氢装置对上游装置来料和助剂情况进行调查，从减粘装置的防焦剂、焦化装置的消泡剂入手，用X射线荧光光谱仪进行元素分析。
结果发现，减粘装置的防焦剂，焦化装置的消泡剂都是含硅添加剂，其中减粘装置的防焦剂、焦化装置的消泡剂硅质量分数均为15％左右。
由此推断加氢原料含硅元素是焦化和减粘装置往系统加入含硅助剂后，助剂中大量的硅元素随焦化汽油和减粘裂化汽油进入加氢原料罐所致。
该厂通过大量的实验证明，造成石脑油溴价不合格的主要原因是原料中含有微量的有机硅在加氢条件下被氢解成游离硅，并沉积在加氢催化剂上，大大降低了催化剂的孔容、比表面积，导致催化剂弥漫失活，这种失活是不可再生的。
而导致原料含有机硅的主要因素是焦化和减粘裂化装置应用了含硅系列的消泡剂、防焦剂。
对广州分公司焦化汽油加氢装置原料油元素含量也进行了分析，从表1看出无论是上部、中部、还是下部的带碳催化剂，其中SiO2质量分数均超过6％，再生后的硅含量将更高，同时催化剂上的砷含量也较高，研究结果表明，当催化剂砷质量分数达到0.1％，催化剂的活性将大幅下降，而且砷化物中毒是永久性中毒。
催化剂中硅含量增加主要来源于延迟焦化装置。
延迟焦化装置为防止焦化汽油中携带焦粉所以注入含硅消泡剂。
经过计算每年消泡剂实际注入量在12t左右。
这就造成大量的硅被带入加氢装置中，从而使得加氢精制催化剂失活。
2.1.2 原料中含水的影响广州分公司加氢精制装置处理焦化汽油过程中原料油中的水含量波动较大，在正常情况下原料油中水的质量分数在300ug/g以下，当焦化装置的汽油分液罐液位不稳定时就会将大量的水混入到油品中，特别是在装置原料油改为灌区边进边出时，由于没有中间静止脱水过程，水质量分数明显增大，一般在700ug/g左右。
这就导致了反应器床层温度的变化，当水含量增大时床层温度就会不断下降，尤其是下床层温度降低幅度很大，一般在50-60℃。
温度的大幅波动和带水都对催化剂的活性影响很大。
2.2反应器床层压力降升高原因的分析2.2.1结垢反应机理姜恒等人对取自中国石油抚顺石化分公司石油一厂重整车间焦化汽油加氢装置的催化剂样品进行元素分析，结果表明，结垢主要来自于焦化汽油中的二烯烃聚合，原料焦化汽油储存时间过长是诱发二烯烃聚合结垢的根本原因。
进一步对灰分进行分析表明灰分中金属含量较高，这是由于加氢系统循环氢中的硫化氢体积分数高达2000uL/L，这不可避免的造成设备的腐蚀。
此外，焦化汽油本身所含的非烃类化合物也会造成腐蚀。
因此，垢中主要成分为含铁化合物。
铬含量较高也可能是不锈钢腐蚀所致。
总的来说反应器内的结垢有以下两个原因：（1）垢的主要成分为烯烃聚合物，结垢机理为非烃类化合物引发的聚合反应，次要成分硫腐蚀设备生成的硫化亚铁。
（2）经过储存后的焦化汽油不适合作为加氢原料。
在较高的加氢温度和压力条件下，经储存后所形成的二烯烃的低聚物迅速向高聚物转变从而造成严重的结垢。
2.2.2 原料油内金属杂质的影响原料油中二烯烃和金属是造成结垢积碳的主要原因，下面从停工时对反应器上部的结焦物质采样分析的情况（表2）作进一步的分析。
表2 撇头时采集的催化剂及上部结焦物质分析，从表2可以看出，沉积在反应器最上部的物质中铁含量最高，同时在其他同类装置反应器上部的结垢物质的分析中也发现铁含量相对较高，这主要是由于原料油输送过程中设备及管线腐蚀产生的部分铁离子混在油中，当到达反应器前换热器时与氢气中的硫化氢混合生成硫化亚铁沉积在管束上，在停工过程中（尤其是紧急停工）气流的波动导致大量的杂质和沉积物被带到反应器顶部造成压力骤升。
2.2.3 原料油在中间存储过程中性质发生变化广州分公司的焦化汽油从焦化装置出来后在中间灌区要经过静止脱水和分析后进入加氢精致装置，中间灌区有3个罐交替使用，油品在进入加氢精制前要在罐区停留7-8天的时间，而且在中间罐储存的过程中由于储罐不可能做到与空气完全隔绝，所以加氢焦化汽油原料必然与氧气接触发生一定反应，使油品的性质发生变化。
这样的油品进入到加氢装置后再换热系统温度升高的时候，很容易发生烯烃聚合等复杂的反应，这样就在反应器前的换热器中形成积垢。
2.2.4 炉前换热器壳程结焦在装置检修时对原料油/反应产物换热器进行的抽芯检查中发现换热器壳程结焦积碳现象非常严重。
该组换热器管程为反应器出来的物料，温度在350-370℃，壳程为原料油，温度大约在175-200℃，在操作时通过该换热器前的三通阀来调节加热炉入口及汽提塔入口温度，2004-2005年期间为了便于调节加热炉，三通阀被控制在40％-50％，这样与管程高温介质换热的原料油（即壳程物料）就比较少，导致壳程原料油温度过高，在较高的加氢温度和压力条件下，这些二烯烃的低聚物迅速向高聚物转变，所以在该组换热器的壳程就会形成大量的结焦物和积碳。
这也解释了装置在原料油干点升高的情况下，由于所含组分变化，在反应入口温度下无法得到合格的产品，必须提高反应温度，但提高反应温度有加剧了结焦物的生成，导致反应器压力降的急速上升。
3 措施3.1针对催化剂失活的措施3.1.1硅元素的控制在认识到硅元素的来源之后，广州分公司焦化装置更换了原使用的消泡剂，新型的消泡剂中硅含量较以前有较大幅度的降低，这样在保证焦化装置正常生产的前提下也适当缓解了加氢精制催化剂的中毒现象。
3.1.2原料有汗水的可控制在原料油边进边出的情况下，要解决带水问题只有将装置的原料油缓冲罐适当增大，在原料油性质不变化的前提下尽量延长原料油沉降时间。
3.2 针对反应器压力降快速上升的措施3.2.1 对原料油流程进行优化前文分析指出，焦化汽油在从焦化装置到加氢装置过程中，在灌区储存过程中的变质反应对反应床层的压力降升高影响很大。
为了缩短焦化汽油输送的中间环节，可以实行焦化装置向加氢精制装置直接供料，油品从焦化装置出来后使用一个固定的中间罐作为缓冲后直接进入加氢精制装置，减少油品在中间环节发生反应的机会和时间。
但在装置直接供料后要做好加氢原料油的脱水工作。
3.2.2 对反应系统进行清洗及爆破吹扫反应器前的换热器中的积垢现象也是造成反应器床层压力降升高的一个具体原因，那么在停工时对反应器系统的换热器进行抽芯清洗，并在开工前对反应系统的管线和设备分段进行爆破吹扫（爆破压力通常在0.5-0.7Mpa）通过爆破吹扫，装置开工后压力降可较长时间保持平稳。
3.2.3 调整炉前换热器壳程流量加热炉前的换热器由于三通开度不足，造成壳程物料流量过低而发生高温缩合结焦，所以将三通阀开度控制在90％以上，使壳程冷流物料的流量提高近一倍，这样就可以降低壳程物料的温度，发生聚合反应的程度就下降。
在调整操作4个月后装置检修期间对该组换热器进行了检查，发现结焦明显减少。
3.2.4 采用柴油和焦化汽油混炼的方式生产在对多数加氢精制装置的调研过程中发现，大部分的焦化汽油加氢精制装置都是采用焦化汽油和柴油混炼的方式生产，在多篇文献中都有关于焦化汽油和其他油种混炼的报告，这样可以避免反应床层压力降快速升高，但由于广州分公司焦化汽油加氢精制装置是一套老装置，如果改为柴油/焦化汽油混炼就要对装置流程进行较大的改造。
4 实施后的效果上述措施对稳定反应器压力降起到了一定的作用，为装置长周期运行提供了保障；装置最长连续运行了23个月，运行周期达到国内石化行业同类装置先进水平，且产品烯烃质量分数保持在2％以下。
由于长期运行，装置的设备检修费及更换催化剂的费用急剧下降，取得了可观的经济效益。
摘自《炼油技术与工程》2009..10。