航煤加氢催化剂的选型与应用_荆军航
航煤加氢精制反应器的设计
航煤加氢精制反应器的设计航煤加氢精制反应器的设计航煤在航空燃料中占有重要的地位，但由于其环境污染和安全等问题，需要进行精制。
航煤加氢精制反应器是一项关键技术，它能够将含氧、含硫等杂质去除，在保证航煤能够满足航空用途的同时，又不会对环境造成危害。
本文将详细讲述航煤加氢精制反应器的设计原理和方法，以期对相关研究人员提供一定的参考。
一、航煤加氢精制反应器的原理航煤加氢精制反应器是利用氢气对航煤进行氢化反应，将其中的杂质去除以获得高纯度的航煤。
该反应器主要通过加入氢气和反应催化剂，引发氢化反应，将航煤中的硫、氧等杂质转化为易挥发的化合物，然后通过精制工艺将其去除，最终得到高纯度的航煤。
具体地说，航煤加氢精制反应器的原理包括以下几个方面：1. 氢气与航煤的化学反应航煤加氢精制反应器中所用氢气的作用主要有两个，一是将航煤中的杂质转化为易挥发的化合物，二是与航煤中的氧和氮反应，生成水、氨等化合物，从而降低航煤的含氧和含氮量。
2. 反应催化剂的作用在航煤加氢精制反应器中，反应催化剂起着重要的作用。
它们能够引发反应，促进反应速率的提高，并且能够降低反应温度和氢气的使用量，从而在实际工业应用中能够降低成本。
二、航煤加氢精制反应器的设计航煤加氢精制反应器的设计包括反应器的材料、结构和工艺参数等多个方面。
1. 反应器的材料航煤加氢精制反应器需要使用高强度和高耐高温的材料。
因为反应器内需要承受高压和高温的条件，同时还要兼顾防锈和防腐的要求。
目前较为常见的反应器材料有不锈钢、钛合金、镍合金等。
2. 反应器的结构航煤加氢精制反应器的结构直接关系到其稳定性和反应效率。
一般来说，反应器可以采用垂直或水平结构，具体的选择应根据反应器所处的工艺流程和研究需求而定。
此外，为保证反应器内部的杂质不污染航煤，反应器的杂质收集器和分离器也应该合理设计。
3. 工艺参数的调节航煤加氢精制反应器的反应条件包括反应温度、反应压力、氢气流速等，这些参数的调节都对反应器的反应效率和成本产生影响。
基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验阐述
基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验阐述航煤加氢装置是一种重要的石油加工设备，用于将原油中的硫、氮等杂质去除，提高燃料的质量，在航空燃料领域起着关键作用。
在这个装置中，原油的性质变化对节能优化具有重要意义。
原油的性质变化对加氢装置的能耗有直接影响。
随着原油中硫化物和氮化物等杂质的含量增加，加氢装置需要消耗更多的氢气来进行反应。
为了降低能耗，可以采用更先进的催化剂和工艺流程，提高反应效率。
对原油进行预处理，如酸除硫、脱腥等，可以减少催化剂的负荷，降低能耗。
原油的性质变化还会影响加氢装置的热工条件。
不同性质的原油在加氢过程中需要不同的反应温度和压力。
针对原油的性质变化，可以调整加氢装置的运行参数，使其处于最佳工况下，提高热工效率。
还可以利用余热回收技术，对加氢装置的废热进行回收利用，降低能耗。
原油的性质变化还会对催化剂的选择和使用条件产生影响。
不同的原油性质对催化剂的选择有一定的要求，催化剂选择不当会降低反应效率和催化剂的使用寿命。
为了优化节能效果，可以根据原油性质变化的特点来选择合适的催化剂，提高催化剂的活性和稳定性。
还可以优化催化剂的再生和循环利用过程，延长催化剂的使用寿命，减少能耗。
原油性质变化对航煤加氢装置的操作和维护也会产生影响。
不同性质的原油在运行过程中会产生不同的反应产物和副产物，可能会对设备的性能和设备的寿命产生影响。
在操作和维护过程中，需要注意对原油性质变化的监测和分析，及时调整操作参数，保证设备的正常运行和长期稳定。
基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验包括调整加氢装置的运行参数、利用余热回收技术、选择合适的催化剂、优化催化剂的再生和循环利用过程以及对设备的操作和维护等方面。
通过这些优化措施，可以提高加氢装置的能耗效率，降低燃料生产过程的能耗，为航空燃料的生产和使用节能减排提供技术支持。
航煤液相加氢技术的研究及应用
用。由于装置反应系统不存在循环氢气，避免耗比较低，航煤液相加氢装置无需循环泵，进一步降低了生产 成本。航煤液相加氢装置由进料系统、反应系统和汽提分馏系统
Keywords: aviation kerosene；hydrofining；liquid-phase hydrogenation
伴随国家经济的快速发展，我国对喷气燃料的需求也迅速增 长，据统计数据显示[1]，航煤消费量约占全国煤油消费量的八成， 余下为军煤、灯煤和其他领域的消费。随着近年中国民航业的快 速发展，民用航煤的消费增势强劲。2016 年煤油消费为 3025.8 万吨，同比增加 9.2 %，是三大油品中增速最快的，十年来的年均 增速为 10.1 %。我国航煤主要来源于原油常压蒸馏出的直馏航煤 馏分，二次加工的航煤产量占据的份额较小。直馏煤油的加工工 艺分为加氢和非临氢技术两种[2]，相比之下，加氢工艺对原料油 的适应性和装置的易操作性要强得多，因而加氢工艺正逐步取代 传统非加氢工艺。随着航煤需求量的增长，航煤加氢精制技术在 炼油工业中的地位越来越重要，开发低成本的航煤加氢技术迫在 眉睫。抚顺石油化工研究院(FRIPP)开发的低成本航煤加氢精制技 术[3-4]，开发了系列航煤加氢催化剂、低压航煤加氢技术和航煤液 相加氢技术，主要对航煤进行脱硫醇、降酸值和改善颜色，生产 合格的航煤产品，已有 17 套工业装置应用。
适应于航煤液相加氢精制。工业应用结果表明，采用 FH-40B 催化剂，航煤液相加氢装置在满足装置平稳运转和航煤产品质量平稳的同时，氢气
利用率高达 58.7 %，说明航煤液相加氢技术是耗氢量低、氢气利用率高、投资成本低、运行费用低的先进可靠的技术。
关于航煤加氢装置存在的问题及解决措施
关于航煤加氢装置存在的问题及解决措施航煤加氢装置是将航空煤油加氢转化为低硫航空煤油的重要设备之一。
航煤加氢装置在运行过程中存在一些问题，这些问题可能对生产效率和能源效益产生负面影响。
为了解决这些问题并提高装置的运行效率，需要采取相应的措施。
航煤加氢装置存在着催化剂活性下降的问题。
随着装置的运行时间的增加，催化剂中的活性成分会逐渐失活，导致加氢反应的效果降低，从而影响产品质量。
为了解决这个问题，可以定期更换催化剂，或者采用再生技术对催化剂进行修复。
可以通过改变操作条件来延缓催化剂的失活速度，如调整温度、压力等参数。
航煤加氢装置在反应器内存在着催化剂的流化性差的问题。
催化剂会在反应器中形成团聚或颗粒堆积，导致流化性差，影响反应速率和传热效果。
为了解决这个问题，可以增加反应器内的流化剂循环速度，加强流化剂的流动性，减少团聚现象。
可以改变反应器结构，设计合理的流化床形状和大小，以提高催化剂的分散性和流化性。
航煤加氢装置还存在着催化剂损失和排放物处理的问题。
加氢反应会产生一定量的氢气和氢硫化物，需要进行有效的处理和回收。
催化剂中也会存在一定程度的损失，需要进行回收和再利用。
为了解决这个问题，可以引入适当的催化剂回收和排放物处理技术，如催化剂的再生回收技术、氢气的回收利用技术等。
还应加强对催化剂的管理和监控，减少催化剂的损失。
航煤加氢装置还存在着能耗较高的问题。
加氢反应需要提供一定的热能，在装置运行过程中会消耗大量的能源。
为了解决这个问题，可以改进加热系统，提高能源利用率，减少能源消耗。
可以采取节能措施，如优化热交换器结构、使用高效的加热材料等。
航煤加氢装置在运行过程中可能存在催化剂活性下降、流化性差、催化剂损失和能耗较高等问题。
针对这些问题，可以采取相应的措施，如定期更换催化剂、增加流化剂循环速度、改进催化剂回收和排放物处理技术、优化加热系统等，以提高装置的运行效率和能源利用率。
浅谈航煤加氢装置在产品准入存在的问题及解决措施
浅谈航煤加氢装置在产品准入存在的问题及解决措施发布时间：2021-11-10T06:38:55.833Z 来源：《科技新时代》2021年9期作者：王应虎，杨坤，刘成，郭文花[导读] 分别于2019年4月和10月顺利通过国产航空（舰艇）油料鉴定委员会的预验收和正式验收，获得航空燃料生产准入资质。
（陕西延长石油（集团）有限责任公司榆林炼油厂陕西榆林 718500）摘要:某炼油厂液相航煤加氢装置采用中石化洛阳工程有限公司SRH液相循环加氢工艺，选用牌号为FH-40B的航煤加氢催化剂，对常压装置来的直馏煤油进行加氢精制处理，以生产满足GB 6537-2018要求的喷气燃料。
本文主要探讨航煤装置在产品准入验收存在的问题及解决办法。
关键词:液相航煤加氢；准入；问题；措施某炼油厂液相航煤项目于2017年7月由中石化洛阳工程有限公司完成项目可研报告，2017年10月经集团公司批复，2017年11月在县发展改革局进行备案。
2017年12月至2018年5月进行初步设计及详细设计后，于2018年5月施工建设至2018年12月20日航煤加氢装置建成中交，2019年3月15日进行首次开工并顺利产出符合GB6537-2018要求的3#喷气燃料。
分别于2019年4月和10月顺利通过国产航空（舰艇）油料鉴定委员会的预验收和正式验收，获得航空燃料生产准入资质。
1. 液相航煤加氢装置工艺本装置是由洛阳工程有限公司设计，设计建设规模为30×104t/a，设计操作弹性为50%～110%；装置主要由换热、反应、分馏、加药注剂、公用工程设施等部分组成。
反应器为单床层上进料形式，反应压力4.0MPa，原始设计反应温度245℃，为节约成本及降低能耗新氢依托厂区柴油加氢装置新氢压缩机供应，装置与常压装置联合布置所需热量由常压蒸馏塔重质油通过换热器提供。
2. 项目产品准入验收前后存在问题及解决办法2.1验收存在问题1）因原始设计将航煤产品添加剂设施全部设在油品调和车间在进航煤储罐前进行在线添加，且注剂设施已经在油品调和车间喷气燃料泵房安装就位，但是石科院专家在2019年3月初现场指导时提出抗氧化剂加注必须设在装置区，以利于抗氧化剂在进储罐前与精制航煤混合均匀，才能符合航鉴委验收要求。
航煤加氢精制反应器的设计m
航煤加氢精制反应器的设计引言航煤加氢精制反应器是石化工业中的关键设备之一，在煤炭转化为合成燃料的过程中起到了极其重要的作用。
本文将对航煤加氢精制反应器的设计进行详细介绍，并阐述其原理、结构和操作要点。
1. 反应器原理航煤加氢精制反应器主要通过催化剂的作用，在一定的温度和压力条件下，将航空煤中的杂质和不纯物质与氢气进行化学反应，从而实现煤炭的加氢精制过程。
常用的催化剂有铜-锌-铝氧化物和铁-铬-铝氧化物等。
反应器中的煤炭和氢气在催化剂的作用下发生氢解、脱硫、脱氮等反应，其中主要的化学反应包括硫化物的氢解，氮化物的还原，以及杂质和不纯物质的脱除等。
通过这些反应，航空煤的质量得到了有效的提高，达到了航空煤的标准要求。
2. 反应器结构航煤加氢精制反应器的结构主要包括反应器本体、催化剂填料罐、催化剂床层和进出口等部分。
反应器本体一般采用高强度的不锈钢材料制成，具有较高的耐压和耐腐蚀性能，能够抵抗高温和高压条件下的工作环境。
催化剂填料罐用于存放催化剂，一般采用金属网或多孔陶瓷等材料制成，可以保证催化剂的充分分散与接触。
催化剂床层是反应器中的核心部分，通过催化剂的填充，形成一个具有一定孔隙结构的床层。
这样可以提供大量的表面积和反应活性位点，使得反应物能够充分接触到催化剂，并进行有效的化学反应。
进出口是反应器的流体通道，用于将煤炭和氢气引入反应器，并将反应产物从反应器中排出。
进出口通常配备有流量控制和调节装置，以确保反应物料的输入和输出在一定的工艺参数范围内进行。
3. 反应器操作要点航煤加氢精制反应器的操作要点主要包括温度、压力、流量和催化剂的补充等方面：•温度：反应器的工作温度应根据具体的催化剂和反应条件进行调节。
一般来说，催化剂的活性随温度的升高而增加，但过高的温度会导致催化剂失活。
因此，反应器的温度应在催化剂的最佳工作温度范围内保持稳定。
•压力：反应器的工作压力对反应速率和产物质量有着重要影响。
一般来说，较高的压力有利于提高反应速率和产物分离。
关于航煤加氢装置存在的问题及解决措施
关于航煤加氢装置存在的问题及解决措施
航煤加氢装置是一种将煤直接转化为液体燃料的技术。
航煤加氢技术具有高效率、稳
定性强的特点，同时还具有可再生、可行性好等特点。
但是，在实践中，航煤加氢装置存
在以下问题：
第一，设备成本高。
航煤加氢技术的加氢设备成本较高，这是制约其推广应用的主要
原因之一。
第二，煤种适应性差。
航煤加氢技术目前只适合使用特定种类的煤进行转化，这限制
其在不同地区的推广应用，因为在某些地区，该种特定煤种并不丰富。
第三，技术不成熟。
由于航煤加氢技术还处在初步研究阶段，其技术相对较不成熟。
因此，在实际操作中会面临许多技术难题，如催化剂的选择、加氢反应参数的控制等。
为了解决上述问题，应该采取以下措施：
第一，降低设备成本。
可以通过技术创新和规模化生产来降低加氢设备的成本，使其
更加贴近市场需求。
第二，扩展煤种适应性。
可以试图改变航煤加氢技术中催化剂的成分，提高其适应性，或者开发更多种类的煤以满足不同地区的需求。
第三，加强技术研究。
可以加大研究投入，通过不断地探索和实践，逐步解决技术难题，提高技术稳定性和可靠性。
综上所述，面对航煤加氢装置存在的问题，必须采取一系列的措施才能解决。
只有在
技术不断创新和不断优化的背景下，航煤加氢技术才能发挥出其更大的作用，为可持续发
展做出更大的贡献。
基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验阐述
基于原油性质变化的航煤加氢装置节能优化经验阐述随着航空业的快速发展和对环保要求的日益提高，航空煤油（航煤）作为航空燃料的重要组成部分，其质量要求也越来越高。
为了满足航燃产品质量的提升要求和减少能源消耗，航煤加氢装置的节能优化成为了关注的焦点。
本文将从航煤加氢装置的原理、节能优化的必要性和关键技术等方面进行阐述，希望能够为相关行业的工程师和研究人员提供一些参考。
一、航煤加氢装置的原理航煤加氢装置是将原油等原材料通过加氢技术进行精制，使得航煤的硫含量、芳烃含量、密度等性质得到调整和提高，从而使得最终产品符合航空燃料的质量要求。
通常航煤加氢装置是采用催化加氢技术，通过催化剂的作用将原料中的硫化合物、芳香烃和双键等不饱和物质加氢成饱和的烷烃或环烷烃，来达到分子结构的变化，从而提高产品的质量。
二、航煤加氢装置节能优化的必要性在航煤加氢装置的运行过程中，消耗大量的能源，尤其是氢气、天然气等。
如何降低能源消耗，提高装置的运行效率成为了目前亟待解决的问题。
随着原油资源的逐渐枯竭和环保要求的提高，降低加氢过程中的废气排放量，减少对环境的影响，也成为了行业关注的焦点。
三、航煤加氢装置节能优化的关键技术1. 催化剂的选择和改良：催化剂是航煤加氢装置中至关重要的组成部分，其质量和性能对加氢过程的效率和产品质量有着直接的影响。
目前，针对航煤加氢装置的特性，一些研究机构已经开始研究开发新型催化剂，提高其硫抑制能力、活性和稳定性，从而降低氢气的用量，提高航煤的加氢率。
2. 装置的热工结构优化：通过对航煤加氢装置的热力平衡、传热传质和流体力学等方面进行优化设计，可以减少能量的损失，提高能源的利用率。
采用高效的换热设备、增加热回收装置等方式可以在一定程度上实现能源的节约。
3. 操作技术的改进：加氢装置的操作人员对装置的操作方式、参数调控等方面的技术水平也对节能优化有着重要的影响。
培养专业的操作技术人员、建立科学的操作管理体系，提高操作技术水平，可以有效地降低能源的消耗。
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第 45 卷 第 10 期2016 年 10 月
Vol.45 No.10Oct.2016
化工技术与开发
Technology & Development of Chemical Industry
航煤加氢催化剂的选型与应用
荆军航，周婷婷，李兴彪
（锦西石化分公司研究院，辽宁 葫芦岛 125001）摘 要：分析喷气燃料加抗静电剂后水分离指数严重下降的原因，确定影响因素为原料油中携带的碱性氮化物。
当处理碱性氮化物含量较高的原料时，需要选用脱氮率更好的加氢催化剂。
通过实验筛选确定了新型加氢催化剂，工业应用结果表明，新型催化剂能够满足航煤生产需要。
关键词：喷气燃料 ；水分离指 数； 抗静电剂
中图分类号：TE 624.4+3
文献标识码：B 文章编号：1671-9905(2016)10-0057-02作者简介：荆军航，男，高级工程师，博士学位，长期从事炼油工艺及水处理技术研究管理工作
收稿日期：2016-08-02
生产工艺
锦西石化分公司航煤加氢装置以南、 北蒸馏常一线混合油为原料生产3＃喷气燃料，
产品执行国家标准GB 6537-2006，对水分离指数的要求是：加剂前水分离指数不小于85，加入抗静电剂后水分离指数不低于70。
公司航煤加氢装置于2013年11月17日检修后开工，加工处理南、北蒸馏常一
线原料，航煤一直达不到质量指标要求，突出表现在固体颗粒污染物含量超标及加入抗静电剂后水分离指数不合格。
经过调整操作、原料监控及更换过滤器滤芯等措施，航煤固体颗粒污染物含量达标，航煤质量问题集中表现为水分离指数不合格。
具体表现为单独加入抗静电剂及抗磨剂，水分离指数下降不明显，同时加入抗静电剂及抗磨剂后，水分离指数下降至44，指标要求不小于70，水分离指数下降严重。
装置曾考虑采用改性白土对航煤产品进行精制，产品可以达标，但由于油品碱性氮含量高，颗粒白土仅运行10d 便失活，代价昂贵。
对南、北蒸馏原料进一步分析得出，南蒸馏常一线原料碱性氮含量较高，达12.9×10-6，北蒸馏常一线原料碱性氮含量较低，为1.7×10-6，因此目前装置采取将南蒸馏原料划出，只保留处理北蒸馏原料维持生产合格航煤，导致航煤加氢装置负荷降低，效益损失大。
1 航煤质量问题的原因分析
资料显示，水分离指数不合格的根本原因是油
品中碱性氮化物的存在[1]，使得抗静电剂活性成分冲突，衍生出了新的表面活性物质，大幅降低了水分离指数[2]。
碱性氮化物的影响已形成共识，但目前还没有相关的机理分析。
抗静电剂加入量/×10-6
水分离指
数
图1 不同碱氮含量下水分离指数与加剂量关系
从图1中看出，加入抗静电剂后，航煤水分离指数发生变化。
碱性氮含量不同的航煤，其水分离指数受抗静电剂加入量影响也不同。
随着碱性氮含量升高，航煤水分离指数受抗静电剂加入量影响增大，证明碱性氮是影响航煤水分离指数的重要组分。
航煤加氢装置使用的是标准公司生产的DC-2551加氢精制催化剂，其主要成分为钴和钼，脱硫能力强，脱氮能力弱，而我公司航煤加氢原料来自于南、北蒸馏常一线，分析显示南蒸馏常一线的总氮及碱性氮均较高，碱性氮达到11×10-6。
碱性氮与航煤产品抗静电剂T1502（聚醚聚砜类物质）和抗磨剂T1601（环烷酸）活性成分冲突，衍生出了新的表面活性物质，大幅降低了水分离指数。
因此，解
58化工技术与开发 第 45 卷
Selection and Application of Hydrogenation Catalyst for Jet Fuel
JING Jun -hang, ZHOU Ting -ting, LI Xing -biao
(Research Institute of Jinxi Petrochemical Company, Huludao 125001, China)
决航煤产品水分离指数不合格问题的关键，是选用同时具备脱硫和脱氮能力的航煤加氢精制催化剂，脱除航煤中的碱性氮，从而消除航煤中碱性氮化物对水分离指数的影响，确保水分离指数合格。
2 催化剂筛选实验结果
在实验室小型加氢装置上，筛选评价相关催化剂，脱碱氮能力作为考察催化剂性能的关键指标。
典型实验结果见表1。
表1 航煤加氢催化剂筛选实验结果
油品性质参比剂-1
参比剂-2
DN-3620
精制航煤加抗静电剂后精制航煤加抗静电剂后精制航煤加抗静
电剂后水分离指数9776
9670
9591
碱性氮/μg・g -1
3.63
4.320.23脱碱氮率/%59.3
51.6
97.4
总硫含量/μg・g -16812248脱硫率/%
73.4
52.3
81.2
从表1可看出，在相同的加氢操作参数下，催化剂脱碱氮活性有很大差别，DN-3620催化剂脱碱氮活性更高，其精制产品碱氮含量更低，加抗静电剂后水分离指数更稳定。
另外，从3种催化剂的脱硫活性看，DN-3620催化剂脱硫率更高，所以DN-3620催化剂加氢活性更优，为首选催化剂。
3 工业应用结果
2015年10月DN-3620催化剂在锦西石化20万t・a -1航煤加氢装置上投入应用。
装置开工正常后，工艺卡执行率100％，质量合格率100％，装置在满负荷条件下运行比较平稳。
航煤成品各项分析指标均达到指标要求，水分离指数80以上，满足航煤产品标准要求，结果见表2、表3。
从表3结果看出，339#罐、340#罐总硫脱除率分别为87.6%、78.7%，硫醇脱出率分别为98.3%、
94%，表明DN-3620催化剂具有良好的脱硫和脱硫醇效果，339#和340#罐航煤成品各项分析指标均达到指标要求，水分离指数分别是86和80，均满足航煤产品标准要求，两罐航煤产品已经出厂销售。
表2 馏出口产品氮含量
项目
原料标定期馏出口平均值
总硫/μg・g -1
267.5658.47脱硫率/％77.66硫醇硫/μg・g -10.00490.0002脱硫醇率/％
91.2总氮/μg・g -110.00 4.81总氮脱除率/％50.2碱氮含量 /μg・g
-1
5.29
2.23碱性氮脱除率/％
55.6
表3 航煤成品主要指标情况
原料(平均)航煤339#罐脱出率/%原料(平均)航煤340#罐脱出率/%总硫/μg ・g -12913687.6244.35278.7硫醇/μg ・g -160.3198.333.3294总氮/μg ・g -19.96 2.1178.810.88 4.1986.8碱性氮/μg ・g -1
4.78
1.9160
6.52
3.1352
铜片腐蚀1b 1b 银片腐蚀01水分离指数
86
80
4 结论
航煤中的碱性氮化物是加入抗静电剂后影响水分离指数下降的关键因素。
通过实验筛选出了脱硫、脱碱氮性能更好的催化剂，工业应用结果表明，新型催化剂精制后航煤产品水分离指数稳定，满足3#喷气燃料指标要求。
参考文献：
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