连续液相柴油加氢装置长周期运行和效果分析
柴油加氢装置FHUDS-78催化剂体系工业应用总结
柴油加氢装置ＦＨＵＤＳ ７／８催化剂体系工业应用总结段为宇１，丁 贺１，刘 丽１ ，郭 蓉１，李 扬１，翟 俊２（１．中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院，辽宁省大连市１１６０４５；２．中国石油化工股份有限公司广州分公司，广东省广州市５１０７２５）摘要：中国石油化工股份有限公司广州分公司２．０Ｍｔ／ａ柴油加氢装置于２０１８年７月完成了ＦＨＵＤＳ ８和ＦＨＵＤＳ ７催化剂装填及预硫化，一次开车成功。
２０１８年９月后装置处理量逐渐稳定，维持在２１０～２３０ｔ／ｈ，主要加工硫质量分数为０．７％～１．４％的高硫直馏柴油，在较高的体积空速和相对缓和的条件下可稳定生产硫质量分数小于１０μｇ／ｇ的国Ⅵ精制柴油调合组分。
２０１９年１０月开始向原料中掺炼１０％的焦化柴油，控制精制柴油硫质量分数小于６μｇ／ｇ，装置的入口和出口温度略有提高。
结果表明：通过模拟装置入口和出口温度的变化曲线，以装置的出口温度计算装置的提温速率，得到装置反应提温速率平均约０．９℃／月，ＦＨＵＤＳ ８和ＦＨＵＤＳ ７柴油加氢精制催化剂体系具有良好的加氢脱硫性能，可以长周期稳定处理高硫直馏柴油或掺兑二次加工油的混合油，具有良好的活性和稳定性。
关键词：柴油加氢 ＦＨＵＤＳ ７／８ 催化剂体系 国Ⅵ柴油 焦化柴油 柴油超深度加氢脱硫（ＵＬＤＳ）催化剂的开发是解决产品质量升级最有效的手段［１ ３］，由于柴油加氢装置反应器上床层氢分压较高，温度、硫化氢和氨含量相对较低，有利于发挥Ｍｏ Ｎｉ型催化剂的加氢活性；反应器下床层正好相反，特别是运转中后期，反应温度更高，由于受热力学平衡限制影响了催化剂加氢活性，而具有烷基转移特性的Ｍｏ Ｃｏ型催化剂可以在此条件下发挥其不受热力学平衡限制的优势［４ ６］。
经过技术比选，中国石油化工股份有限公司广州分公司（广州石化）选用中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院（ＦＲＩＰＰ）开发的ＦＨＵＤＳ ８和ＦＨＵＤＳ ７柴油加氢精制催化剂。
汽柴油加氢装置节能改造及效果分析
第48卷第10期 当 代 化 工 Vol.48，No.10 2019年10月 Contemporary Chemical Industry October，2019收稿日期： 2019-04-22作者简介：王洪春（1979-），男，山东省济南市人，工程师，2002年毕业于抚顺石油学院化学工程与工艺专业，研究方向：从事石油化工技术工作。
E-mail：5626502@。
汽柴油加氢装置节能改造及效果分析王洪春1，盖涤浩1，杨耀森2（1. 利华益利津炼化有限公司，山东 东营 257400；2. 中国石油集团东北炼化工程有限公司 沈阳分公司 辽宁 沈阳 110167）摘 要：分析汽柴油加氢联合装置能耗现状，查找节能挖潜重点，从优化换热流程和调整工艺路线两方面着手，实施汽油加氢装置重沸器凝结水系统改造和柴油改质装置稳定系统改造，改造后加氢装置能耗大幅降低，同时解决了汽油加氢装置凝结水管道水击冲刷和加氢精制装置柴油闪点难调整问题，保证装置长周期安全稳定高效运行。
关 键 词：加氢装置；重沸器；凝结水系统；节能中图分类号：TE 624 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2019）10-2353-04Energy Saving Reform and Effect Analysis of Gasoline and Diesel Hydrotreating UnitWANG Hong-chun 1, GE Di-hao 1, YANG Yao-sen 2（1. Lihuayi Lijin Refining & Chemical Co., Ltd., Shandong Dongying 257400, China;2. CNPC Northeast Refining & Chemical Engineering Co., Ltd. Shenyang Company, Liaoning Shenyang 110167, China ）Abstract : The present situation of energy consumption of gasoline-diesel hydrotreating unit was analysed,the key points of energy saving and potential tapping were found out. From two aspects of optimizing heat exchange process and adjusting process route, the reboiler condensate system reformation for gasoline hydrotreating unit was carried out as well as the stabilization system reformation for diesel hydrotreating unit. After the reformation, the energy consumption of hydrotreating unit decreased greatly, at the same time, the water shock scouring problem of condensate pipeline in gasoline hydrotreating unit was solved as well as the problem of adjusting difficulty of diesel flash point in diesel hydrotreating unit, ensuring the long-term stable and efficient operation of the unit. Key words : Hydrotreating unit; Reboiler; Coagulate water system; Energy saving世界石油需求量随着社会经济发展逐年增加，石油仍将是21世纪的主力能源[1]，因此在炼油行业推进节能技术改造具有重要的意义。
柴油加氢装置运行中存在问题及对策
柴油加氢装置运行中存在问题及对策近几年，随着国内汽车保有量的增加，汽油消费量保持较快增长；受国内经济发展增速放缓以及液化气（LNG）等清洁替代燃料等因素的影响，柴油消费量增幅放缓，消费柴汽比进入下行通道，造成柴油产能的过剩以及汽油产能的不足。
因此，通过调节炼油厂柴汽比来适应成品油市场需求的变化，对保证我国成品油市场的供需平衡、降低能源安全风险和促进我国经济健康发展具有重要意义。
标签：柴油加氢装置；运行；问题柴油加氢改质装置是炼油厂生产的关键装置之一，为了确保柴油加氢改质装置能够实现良好的节能降耗效果，提高资源的利用效率，我们生产人员有必要对柴油加氢改质装置的节能降耗技术与措施进行分析和研究。
笔者认为此项工作可以从脱硫化氢塔进料/柴油热换器增加、改造回收喷气燃料馏分油低温热源流程以及分馏塔进料加热炉停用这三方面着手。
一、装置存在问题永坪炼油厂140万吨/年柴油加氢装置由中国石化集团洛阳石油化工工程公司承担设计，陕西化建公司承建。
工艺技术采用抚顺石油化工研究院的柴油加氢-改质-临氢降凝工艺技术和洛阳石化工程公司成熟的柴油加氢工程技术，该装置于2014年4月建成投产，并与2015年7月、2016年5月对装置进行停工消缺处理。
（一）反应系统差压上涨快抽查柴油加氢装置2016年10月份操作记录，84个班次中，其中30个班次出现原料波动较大，约36%的班次原料波动，原料在110～150t/h波动导致操作波动大，对催化剂有一定负面影响。
同时柴油加氢装置被迫长期在66%～80%的负荷下运行，对催化剂有一定影响。
反应系统氢油比只有500∶1，芳烃饱和性差，影响催化剂活性，催化剂结焦加快，影响催化剂的使用周期。
以上几方面原因导致反应习同差压上涨快，影响装置长周期运行。
（二）原料过滤器不能正常运行140万吨/年柴油加氢装置原料过滤器采用江苏天宇石化冶金设备有限责任公司的直列式全自动原料反冲洗过滤器，3组共18个过滤器。
加氢汽油加氢催化剂长周期控制分析
加氢汽油加氢催化剂长周期控制分析摘要：乙烯系列汽油加氢装置两套，一般采用两段催化工艺，一段为双烯烃加氢反应，二段为单烯烃，同时脱硫脱氮，催化剂活性稳定是影响装置长周期的关键因素。
因此，对催化剂进行合理分析，并制定必要的调整手段，以确保催化剂长周期运行。
关键词：入口温度，活性、结焦、硫化氢1.常规控制1.1入口温度控制目前各段催化剂按照运行时间，已运行至协议中末期，日常过程中需及时调整入口温度。
一段催化剂控制按照出口双烯值、苯乙烯含量指标要求，进行动态调整。
因一段催化剂处于液相相对缓和环境下，不易出现结焦等堵塞催化剂的问题，可在协议范围内高限调整，保持较高反应活性，将双烯烃完全反应，减少双烯烃进入二段加速结焦的可能。
当出现一反出料指标缓慢上涨时，逐步提高入口温度，提高范围为2~5℃/次调整，并对一反出料关键指标:双烯及苯乙烯进行加样跟踪。
由于二段加氢催化剂工况比较苛刻，运行过程中逐步结焦积碳的情况是客观存在的，在没有备用床的情况下二段加氢反应器的运行周期就成为了影响裂解汽油系列装置以及乙烯装置大负荷长周期运行的主要瓶颈。
为减缓催化剂结焦速度，总原则为：在保障加强汽油溴值及硫化物合格的前提下，合理控制反应温度处于较低范围。
以二段催化剂控制按照出口溴值值、硫含量的指标要求进行动态调整二段反应器入口温度。
当出现加氢汽油指标缓慢上涨时，逐步提高入口温度，提高范围为5~10℃/次调整，并对二反出料关键指标进行加样跟踪。
重点监控，由于催化剂均已连续运行，催化剂选择性及活性必然下降，[1]对于原料组分发生较大变化或重金属、氨类、水等微量元素含量剧增的情况下，可能会出现溴值明显上涨的情况，此时根据化验分析数据，以保障产品质量为总原则，可将入口温度提高10-20℃/次，短时间内将产品质量调整合格，保障汽油系列正常运行。
同时对裂解汽油原料、一反进料、一反出料、二反出料进行采样，并联系分厂进行全组分和微量元素分析。
反应指标恢复稳定后，可对温度进行逐步回调，回调速度可保持2~5℃/次进行。
连续重整装置长周期运行存在的问题及对策
2017年03月连续重整装置长周期运行存在的问题及对策刘延平（中海沥青（营口）有限责任公司，辽宁营口115007）摘要:总结了某公司2.0Mt/a 连续重整装置运行存在的问题，并提出相应对策。
通过增加分离料斗大法兰伴热、提高氯吸附区入口温度解决了氯吸附区氯腐蚀的问题；通过增设重整液相脱氯罐，解决脱戊烷塔、脱丁烷塔塔顶氯腐蚀和铵盐堵塞问题；通过增设预加氢高温脱氯罐，解决预加氢经陶瓷喷涂，提高了四合一炉燃烧效率，降低了辐射室出口温度。
关键词:连续重整装置长周期问题对策1装置整体情况介绍本公司连续重整装置采用美国环球油品公司（UOP ）超低压连续重整专利技术，设计规模为2.0Mt/a 。
该装置有0.8Mt/a 预处理部分、2.0Mt/a 重整反映部分及2045kg/h 催化剂连续再生部分组成。
其中预处理部分采用加氢后分馏的技术，重整反映器采用重整布置，催化剂再生部分采用UOP 的Cyclemax 专利技术。
装置以直馏石脑油与加氢重石脑油为原料，主要产品是重整生成油、戊烷油、含氢气体等。
装置于2009年4月26日一次开车成功，2011年10月进行第一次检修，2014年10月进行第二次检修并更换了重整催化剂。
装置在长周期运行过程中出现了一系列问题，通过实施技术改造和操作优化，解决了相应的问题，确保装置的长周期运行。
2异常问题及处理2.1再生氯吸附区氯腐蚀问题及对策2009年4月26日重整装置投料试车成功，5月8日再生单元开始进行催化剂白烧，Chlorsorb 氯吸附系统正式投入使用。
2009年5月下旬开始，再生系统催化剂烧焦出现了不正常的偏烧现象，同时出现了分离料腿提升不畅通的现场。
经检查时分离料斗底部大法兰未进行伴热、保温、局部低温造成氯腐蚀。
同时发现再生氯吸附区入口的操作温度对设备的氯腐蚀影响较大。
UOP 公司推荐的吸附区入口温度为138℃，虽然在操作压力0.25MPa 下水蒸气的饱和温度是125℃，但由于影响因数不确定，实际在138℃已经有水析出，造成设备的氯腐蚀。
6[1].8炼化公司长周期运行实施方案
![6[1].8炼化公司长周期运行实施方案](https://img.taocdn.com/s3/m/9327d5c1aa00b52acfc7caea.png)
炼化公司生产装置长周期运行实施方案（初稿）为了切实提升我公司生产管理水平，提高生产装置运行质量，根据集团公司的安排，要求我公司生产装置由原来的“一年一修”逐步延长至“三年两修、两年一修”，这也是集团公司、炼化公司强化基础管理，降本增效的重大举措之一。
为此公司要求各厂进一步统一思想，提高认识，在精细管理上下功夫，认真研究生产装置长周期运行、努力实现“三年两修、两年一修”的措施，为装置安、稳、长、满、优生产和提高经济效益提供可靠的技术基础。
现制定以下方案。
一、指导思想认真贯彻落实集团公司一届一次职代会精神，以科学发展观为统领，紧紧围绕集团公司“十二五”发展规划，深入开展“基础管理年”活动，按照“发展要有新思路、工作要有新举措、效益要有新增长”的要求，强化管理创新，推动技术进步，精心组织炼化生产，把提高装置的长周期运行作为抓手，全面提升炼化公司生产装置运行水平，实现安全、平稳、优质、高效、长周期的运行目标，为延长石油的发展做出贡献。
二、总体要求一是各厂要认真制定实现装置长周期运行的方案及规划，延长装置运行周期，要把实现装置长周期运行作为本厂的自觉追求，组织相关部门认真进行讨论。
要对照上述目标，认真总结经验，找出当前制约装置长周期运行的问题和差距，通过对每套装置进行认真分析研究，制定出该装置长周期运行的目标和规划。
二是要在精细管理上下功夫，紧紧抓住制约装置长周期运行的主要矛盾，解决突出问题，在精细管理上狠下功夫，大力加强生产装置的设备管理和生产工艺管理，尤其是大型机组的管理，要尽快适应新形势、新情况，制定出新的管理措施，积极应用新技术新工艺攻克装置长周期运行难点，确定科学的管理模式，使设备保持良好的运行状态。
三是认真抓好装置的检修工作，努力提高装置检修质量。
停工检修是消除设备隐患，恢复设备性能、保证设备安全、平稳、长周期运行的一个重要手段，只有搞好装置检修，才能为装置长周期运行打下良好基础。
因此各厂一定要按照实现装置长周期运行的要求，合理安排装置检修时间和检修项目，适当加大检修深度，创新检维修思路，努力提高检修质量，做到“应修必修、修必修好、修一次保两年“的目标。
锦西石化重催长周期运行情况
锦西石化重油催化车间长周期运行情况总结重油催化裂化在重油转化和炼油厂经济效益中占居重要地位，长周期安全平稳运行则是提高催化装置经济效益、降低检修费用、减少各种直接和间接经济损失的重要途径。
2009年9月1日停工检修完毕开车，本次长周期运行开始。
本次长周期运行过程中出现的问题及处理方法如下：9月20日~9月28日，由于汽提段藏量仪表引压点断，反再停工8天。
10月22日~11月6日，由于汽提段蒸汽管线磨漏，反再停工16天。
汽提段蒸汽管线磨损问题存在时间较长。
2006年8月份检修时就发现上汽提蒸汽管下部焊口处有冲蚀现象，当时怀疑是焊接质量不好或外部磨损，为此更换0Cr18Ni9管（Φ273×7）0.5m，并在汽提蒸汽管磨损处外部套管。
08年12月初，操作中发现干气量异常偏大，排除苯乙烯装置及柴油加氢改质装置所来干气的影响后，干气收率达5%（正常时在2.8%），因此判断汽提段与第一再生器之间可能穿孔。
12月16日，根据安排停工检修，对三器鉴定时发现，汽提段下数第1层环板处与一再之间磨穿大约直径为15cm左右的孔，同时上汽提蒸汽所加套管已磨穿，其它环板与汽提蒸汽管的相贯处间隙也有不同程度的磨损。
检修鉴定时发现汽提段下数第一层环板上汽提蒸汽管与环板之间磨损后的内侧间隙为20mm左右，外侧间隙大约为50mm左右，而安装时为保证汽提蒸汽管的膨胀自由度，汽提蒸汽管与汽提段环板之间存在5～15mm的间隙。
据此分析：在正常生产时，由于汽提段环板与内分布板间存在高密度的催化剂，汽提蒸汽由间隙上行的阻力降小于经内分布板上行的阻力降，因而有部分汽提蒸汽携带催化剂经间隙上行，而汽提蒸汽管外侧催化剂密度较低，使得经此上行的汽提蒸汽量较大，因而造成蒸汽线速过高，长期冲刷下使汽提蒸汽管磨穿，汽提蒸汽由此泄漏，并以极高线速携带催化剂冲刷汽提段外壁，造成汽提段穿孔。
为了解决环板与汽提蒸汽管相贯处气体密封而汽提蒸汽管又能受热自由膨胀的问题，我们设计了一个承插式填料函保护套，保护套外部与汽提段环板相贯处满焊，内部填料采用陶瓷纤维绳。
连续重整装置运行问题及对策分析
连续重整装置运行问题及对策分析作者：罗涛来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第02期摘要：催化重整是石油加工中的重要加工工艺，但是连续重整装置在运行的过程中会出现很多的问题，只有有效的解决了技术难题，才能为装置的运行提供保障。
本文对连续重整装置运行问题及对策进行了分析，旨为装置长周期的运行提供保障。
关键词：重整装置;运行;问题;对策连续重整装置在运行的过程中经常会出现还原电加热器失效、催化剂性能下降和设备腐蚀等现象，这些问题都会对石油加工产生重要的影响。
只有解决这些问题才能保证再生系统的稳定运行。
为连续重整装置的运行提供保障。
1 连续重整装置运行问题1.1 还原电加热器中的问题在连续重整装置运行的过程中最容易出现的问题就是还原电加热器的失效。
还原电加热器就是通过氢气体作为主要的工艺介质，然后将含氢的气体加热到377摄氏度从而将催化剂进行还原的过程。
但是在实际操作时，会出现还原电加热器失效的现象，这样就会使催化剂的效果达不到原本的要求。
造成这样现象的原因主要是含氢气体中氢气的纯度不够高，并且气体中还会含有重烃成分，重烃受热后就会产生积炭，还原电加热器在长期运行的过程中就会产生大量的积炭，从而导致传热的效果不佳。
1.2 板式换热器冷侧压降不正常连续重整装置运行的过程中板式换热器冷侧压降会有不正常的现象发生。
造成这一现象的发生主要是因为连续重整装置在运行的过程中加氢裂化时因为重石油流量的不稳定造成的蒸发塔操作时的波动，从而就会导致重整板式换热器冷侧降压不正常。
在连续重整装置运行的过程中加氢裂化时所用的重石脑油碳粉杂质过多也会导致板式换热器冷侧降压不正常的现象发生[1]。
1.3 再生注氯线不畅的问题在连续重整装置中比较常见的问题还有再生注氯线不畅的问题。
再生注氯线主要的作用就是将全氯乙烯注入到连续重整装置的运行中去从而补充催化剂中所损耗的氯气体，从而维持后者的酸性。
但是在这一过程中会出现再生注氯线不畅的现象，主要原因是因为在运行的过程中，前氯乙烯液化时会利用到氮气进行吹扫，但是如果没有氮气进行吹扫就会导致氯化物体长期的存留在管道中，并在管道中出现结焦和积碳的现象发生，从而造成管道堵塞。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
连续液相柴油加氢装置长周期运行和效果分析李桂军;黄宝才【摘要】介绍了中国石油化工股份有限公司安庆分公司新建2.2 Mt/a连续液相柴油加氢装置生产国Ⅳ车用柴油的运行情况.装置运行27个月能够稳定生产国Ⅳ车用柴油,降低装置负荷后可生产国Ⅴ车用柴油.运行结果表明:①反应比较缓和,由于循环油的作用,最快提温速率为6℃/h,不存在飞温的问题;②该技术液相物料是连续相,在高效反应器内构件的共同作用下,床层径向温差最大不超过1.5℃,催化剂的平均提温速率为0.5℃/月,按目前原料硫质量分数为0.31％预测,RS-2000催化剂第一周期可以累计运行55个月;③生产国Ⅳ车用柴油时装置能耗为195.86 MJ/t,低于传统的滴流床加氢的能耗.另外对循环比的选择和分馏塔单塔流程提出了一些改进建议,建议适当放宽进料泵的设计温度,增大反应加热炉的热负荷,并在现有分馏塔上游增设汽提塔确保产品柴油腐蚀合格.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2016(046)002【总页数】5页(P31-35)【关键词】连续液相柴油加氢装置;长周期;车用柴油;硫含量;能耗【作者】李桂军;黄宝才【作者单位】中国石油化工股份有限公司安庆分公司,安徽省安庆市246001;中国石油化工股份有限公司安庆分公司,安徽省安庆市246001【正文语种】中文为解决柴油质量升级至国Ⅳ的问题，中国石油化工股份有限公司安庆分公司(安庆分公司)新建了1套2.2 Mt/a连续液相柴油加氢装置。
该装置采用中国石化工程建设有限公司(SEI)和中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院(RIPP)共同研究开发的连续液相加氢技术，设计原料为直馏柴油和焦化柴油(后者掺入比最大为20%，以质量分数计，下同)，生产满足国Ⅳ排放标准车用柴油。
装置于2013年9月15日一次开车成功并生产出合格产品，2014年2月18日—20日进行首次标定，结果显示产品硫含量满足国Ⅳ车用柴油标准。
至目前为止，在27个月的生产过程中虽然出现过波动，但是整体运行平稳。
该装置反应主要工艺流程如图1所示，原料与氢气混合之后加热，再与反应生成的循环油一起进入反应器内，进行深度脱硫、脱氮。
反应器内液相维持连续相，气相为分散相，高压分离器顶部外排少量气体，从而取消传统技术中的循环氢系统。
由于该装置没有循环氢压缩机，气路循环采用新氢机。
启动1台新氢机，用新氢机建立气路循环，对反应系统进行热态考核，同时进行反应加热炉烘炉和高压部位氮气气密性检测。
从试车情况看，该装置开工主要经历反应系统干燥、催化剂装填和干燥、气密、预硫化等操作步骤，步骤简单，易于操作。
催化剂采用柴油超深度加氢脱硫催化剂RS-2000和保护剂RG-1，RG-20［1-2］。
催化剂共装填主剂187.02 t，各类保护剂14.33 t。
原料性质、主要操作条件、主要产品性质分别见表1～3。
原料主要以加工直馏柴油为主，掺炼少量焦化柴油。
实际加工的原料油的硫含量低于设计值，但氮含量超过设计值。
3.1 反应压力变化装置操作压力以热高分顶部压力为监控点，正常控制在9.0 MPa(设计值为9.8 MPa)。
随着供氢流量的波动，装置压力会出现小幅波动(见图2)。
正常情况下压力在8.8 MPa以上时，产品都能合格。
变压吸附(PSA)装置检修期间，装置新氢改用纯度较低的重整氢气，在温度压力都不变的情况下，产品仍然合格。
在PSA吸附剂穿透期间，氢气提纯效果变差，氢气纯度下降至94%，甲烷体积分数上升至4%，氮气体积分数为2%，此时装置的脱硫效果变差，但通过将反应压力由9.0 MPa提高至9.2 MPa，产品脱硫效果又恢复至控制指标内。
说明在超深度脱硫时，提高反应压力对加氢反应产生促进作用，惰性气体含量对加氢反应产生抑制作用［3］。
新氢短时间大幅波动，对装置的平稳运行影响较大。
由于该工艺高压系统气相空间很小，短时间氢气供应不足将造成高分压力骤降，引起高分液位大幅上升，进而影响原料与反应产物换热以及带来反应器入口温度的波动，造成整个装置的联锁波动。
因此稳定新氢流量是控制装置压力稳定的重要手段。
3.2 反应提温情况由原料中硫含量数据和产品硫含量变化可以看出，反应温度提至一定程度后，原料硫含量变化对脱硫效果影响较小(见图3)。
从目前生产情况看，原料中氮含量的变化对深度脱硫影响较大［4］。
提高反应温度有利于脱硫、脱氮，但是液相加氢反应温升低，反应比较缓和，依靠反应加热炉升、降温速率很慢，目前生产提温速率最快只能到6℃/h。
3.3 催化剂脱硫情况图4为原料硫含量和产品硫含量变化。
由图4可知，原料的脱硫率大于99%。
从装置生产国Ⅳ标准柴油至今，装置的平均提温速率为0.5℃/月，按目前原料硫质量分数为0.31%进行预测，装置还能运行30个月，催化剂第一周期可以累计运行55个月。
由于液相物料是连续相，能将催化剂充分浸泡，以及在高效反应器内构件的作用下，使各床层径向最大温差不超过1.5℃。
以上两点因素保证了催化剂具有较好的活性稳定性。
3.4 循环油的使用情况装置开工初期，循环比按2.0控制，产品总硫质量分数在100 μg/g左右，在仅将循环比降至1.5的情况下，产品总硫质量分数降至50 μg/g以内。
循环比的变化与反应器入口温度变化基本一致，即循环比大，则反应器入口温度高，反之亦然。
但若循环比过大，二次柴油中的硫将很难脱除。
总结目前的生产经验，当加工放热量较小的直馏柴油时，建议提高循环比，以减轻加热炉的负荷;当加工放热量较大的二次混合柴油时，则降低循环比。
装置循环油采用分床层注入方式，从目前使用效果看，分床层注入对提高脱硫效果不明显。
当掺炼比最大不超过20%的焦化柴油时，建议新建装置循环比按1.9设计，按1.5操作，床层间不需要注入循环油，则高压部分循环油管径、管线长度、高压阀门的数量均会大幅减小，投资将会大幅下降。
3.5 低分气排放情况图5为新氢纯度93%以及投用汽提氢气1.5 dam3/h时低分气的排放情况。
从图5可以看出，液相柴油加氢低分气排放量比传统的滴流床中的低分气量大。
在新氢气纯度控制99%以上时，低分气排放量比传统的滴流床中的低分气量大1倍左右。
3.6 装置能耗直供料未全部进装置时，装置标定总能耗为232.79 MJ/t，与设计值231.57 MJ/t 基本吻合。
若进料全部采用设计的热供料，装置能耗能进一步降低到195.86 MJ/t。
装置耗电量远低于设计的主要原因:新氢压缩机采取无级调量系统，新氢机负荷只有设计负荷的55%，装置电耗大幅下降。
优化调整换热网络，尽可能减少燃料气消耗，可使总体能耗下降。
4.1 工艺技术的优越性(1)连续液相柴油加氢装置取消了循环氢系统，增加了循环油系统。
从循环油泵实际运行情况看，循环油泵操作简单、运行平稳、故障率低，几乎为零维护，避免了传统技术中循环氢系统故障率高的困扰。
(2)正常生产时，只要维持氢气管网压力稳定，则装置高分压力就能控制稳定，装置操作控制点少，控制难度小。
(3)连续液相加氢技术在循环油的作用下减小了反应器的温升，降低了反应器床层超温的风险。
该技术一方面反应系统操作难度小，另一方面催化剂性能得到很好的保持，有利于保证装置长周期运行。
4.2 工艺的不足和操作难点(1)分馏塔采用单塔流程，加工高氯原油时，分馏塔上部和顶部有铵盐结晶现象，若分馏塔设计采用单塔流程，可以将分馏塔顶气相部分改为连续注水。
同时控制产品柴油腐蚀合格和石脑油干点难度大，尤其当原料变化时，低收率的石脑油干点较难控制，建议在现有分馏塔上游增设汽提塔以确保产品柴油腐蚀合格。
(2)循环油降低了反应器床层温升，但在装置调整操作初期，由于当反应温升较小或者无时，循环升温速率缓慢。
所以装置恢复时间要比滴流床恢复时间长。
建议适当放宽进料泵的设计温度，增大反应加热炉的热负荷。
(3)高压系统气体空间小，装置在恢复生产期间，温度升高增加化学耗氢和溶解氢，除此之外，还有氢气管网压力变化等综合因素都将影响到装置系统压力稳定，故在开工初期平衡难度大。
同时新氢机切换须做到零扰动，否则切换过程中将会出现大幅波动。
4.3 设备改进部分(1)循环泵P-104备用泵进出口电动阀阀体法兰大，无法充分预热，装置紧急切换泵时，容易导致泄漏。
在装置开停工时，特别是装置加工负荷变化大时，由于管线温差变化大，泄漏量较大。
建议循环油泵仅设置1台，不设在线备用，可大幅降低投资。
(2)分馏塔顶酸性水泵设计为单泵，由于分馏塔顶回流罐水包小，单次酸性水泵送水量少，导致酸性水泵启停频繁。
建议分馏塔顶采用连续注水的方式，增设1台酸性水泵，并更改控制方式。
4.4 改造效果安庆分公司计划2016年对现有连续液相柴油加氢装置进行改造，在原反应器之后新增二段加氢反应/分离器，增设一段反应生成油与混氢原料换热器及硫化氢汽提塔，2016年底生产国Ⅴ车用柴油。
目前某炼化公司一套2.6 Mt/a连续液相柴油加氢装置国Ⅴ升级改造完成并已经投产运行。
为了解决循环油泵进出口阀门、管线受热不均的问题，装置采取双泵运行的方式，解决了泄漏问题。
增加二反与原料换热器，能够提高换热终温，降低反应加热炉的负荷。
新增的硫化氢汽提塔能够脱除大部分硫化氢，分馏塔的负荷降低，产品柴油腐蚀容易合格。
连续液相柴油加氢技术具有操作简单，能耗低等特点，该技术有利于装置长周期运行。
在生产国Ⅴ车用柴油时，该技术以加工直馏柴油为主，需注意控制二次柴油的掺炼量。
【相关文献】［1］叶立峰，杨勇，吴远明，等.RS-2000催化剂在中国石化镇海炼化分公司柴油加氢装置的工业应用［J］.石油炼制与化工，2013，44(6):49-52.［2］翟俊.RS-2000催化剂生产超低硫柴油影响因素分析［J］.石油炼制与化工，2015，46(10):56-59.［3］李大东.加氢处理工艺与工程［M］.北京:中国石化出版社，2004:637-640.［4］邵志才，聂红，高晓冬.氮化物对柴油深度和超深度加氢脱硫的影响Ⅱ.工艺条件和催化剂的影响［J］.石油学报(石油加工)，2006，22(5):14-19.。