馏分油加氢处理加氢处理工艺的目的在于在高温高压和催化剂存在下用氢气处理原料，从馏分燃料—石脑油，煤油和柴油中脱出硫和氮等杂质。

最近几年，加氢处理已扩展到常压渣油，以减少渣油的硫和金属含量，生产低硫燃料油。

加氢处理的操作条件依赖于原料类型和处理产品希望的脱硫水平。

原料类型包括：石脑油、煤油、瓦斯油、常压渣油、拔顶油。

需要脱出的杂质通常是：硫、氮、氧、烯烃、金属。

加氢处理涉及的基本反应概括于图2-1脱硫甲基噻吩正戊烷戊硫醇正戊烷二丙基二硫脱氮甲基吡咯正戊烷喹啉加氢饱和加氢脱氧图2-1 基本反应硫含硫化合物主要是硫醇、硫化物、二氧化硫、多硫化物和噻吩类。

噻吩比大多数其它类型硫更难于脱出。

氮氮化物严重抑制催化剂的酸性功能。

它们通过与氢气反应转化为氨。

氧溶解的或以酚或过氧化物等化合物形式存在的氧与氢气反应后以水的形式脱除。

烯烃烯烃在高温下能引起催化剂上或加热炉中焦炭沉积物的形成。

他们易于转化为稳定的烷烃。

这样的反应是强放热反应。

来自原油蒸油装置的直馏原料通常不含烯烃。

然而，如果原料有大量烯烃，加氢反应器内要使用急冷液体来控制反应器出口温度在设计操作范围内。

金属石脑油原料中含有的金属是砷、铅、很少量的铜和镍。

他们能对重整催化剂造成永久性破坏。

减压瓦斯油和渣油原料可能含有大量的矾和镍。

在加氢处理过程中，含有这些金属的化合物分解，金属沉积到加氢催化剂上。

操作参数加氢脱硫（HDS）反应的基本操作参数是温度、反应器总压、氢分压（PPH2）、氢气循环比和空速（VVH）。

温度提高反应温度对加氢反应是有利的，但同时高温引起结焦反应，降低催化剂的活性，脱硫反应是放热反应，反应热大约为22-30Btu/mol氢。

必须找到反应速率和催化剂总寿命之间的一个折中温度。

根据进料的性质，操作温度（开工初期/开工末期）大约为625-698℉。

在运转过程中，逐渐升高催化剂温度以补偿由于焦炭沉积造成的催化剂活性下降，直到达到加氢脱硫催化剂限制温度。

这时催化剂必须再生或卸出。

压力氢分压增加能增加加氢脱硫速率，减轻焦炭在催化剂上的沉积，因而减轻催化剂的失活速率，增加催化剂的寿命。

很多不稳定的化合物也转化为稳定的化合物。

在较高压力下操作，因为反应器中氢分压较高增加了加氢脱硫速率，对于一定的加氢脱硫任务，只需要较少量的催化剂。

在一个操作单元内，较高压力操作能在维持一定脱硫速率的同时增加原料的通过量。

空速液时空速（LHSV）定义为：LHSV=进料的小时速率/催化剂体积VVH降低对加氢脱硫反应是有利的。

脱硫速率是（PPH2/VVH）或反应器内氢分压与液时空速比的函数。

在一定的脱硫速率下（恒定温度下），PPH2/VVH比值是固定的。

固定总反应器压力就自动固定分压和所需求气体循环比。

一般情况下，反应器总压可以利用氢气压力固定，调节氢气分压和其它变量的如VVH，直到这些变量处于可以接受的范围之内。

循环比在加氢脱硫（HDS）过程中，在高压分离器中分离出来的氢气通过循环压缩机和加热炉循环到反应器。

这股物流与在原料加热炉中加热的新鲜进料混合。

循环比是1atm，15℃下氢气的体积与15℃下新鲜液体原料体积的比。

补充氢当循环氢能够保证反应器内所需要的氢分压的时候，需要补充氢来代替在加氢脱硫反应中所消耗的氢气。

液相溶解和为调节装置压力进行吹扫及维持循环气体纯度造成了氢气损失。

吹扫比吹扫比是吹扫气中氢气体积与补充气氢气体积的比值。

需要吹扫来防止在循环气中累积惰性气体和轻烃。

吹扫量直接影响循环气中氢气的纯度。

对于重质，高硫原料，为了维持循环氢纯度，需要吹扫比相当高。

使用的吹扫比见表2-1。

表2-1 加氢脱硫工艺的吹扫要求催化剂催化剂有两部分构成，催化剂载体和活性组分。

载体由具有高空隙度并能承受温度，压力加氢脱硫反应器的环境。

加氢脱硫催化剂使用载体是球型或条状的氧化铝。

活性元素（成分）是以氧化物形式负载在载体上的金属。

应用前，要对催化剂进行硫化以缓和其活性。

加氢脱硫使用的主要催化剂如下：1. 钴催化剂（氧化铝载钼）是加氢脱硫最基本催化剂。

2. 镍催化剂（氧化铝载钼）专门用于脱氮。

3. 钴催化剂（中性载体载钼和其它金属）。

中性载体防止烯烃聚合。

这类催化剂同其它催化剂联用，用于含烯烃原料。

石脑油加氢脱硫工艺加氢脱硫的石脑油适用于后续处理；催化重整以提高辛烷值或蒸汽重整用于制氢。

在第一种情况下，就称之为预处理。

该工艺在催化剂存在和适宜的操作条件下用氢气处理原料，除去原料中的杂质（见图2-2）。

石脑油原料通过进料泵进入装置，与来自催化重整或氢气装置的氢气混合。

原料/氢气混合物通过与E-101中的反应器流出物和加热炉H-101换热从而被加热。

然后，加热后的原料/氢气混合物从顶部进入脱硫反应器V-101。

脱硫反应在反应器中的C O-M O/Al2O3催化剂上进行。

由于原料中硫与氢气在催化剂存在下反应，反应器流出物包括脱硫后的石脑油，过量氢气，和原料与氢气反应生成的H2S，轻馏分。

反应器流出物在进入高压分离器V-102之前。

通过原料/流出物换热器E-101，空冷器和密封面冷却器E-103进行冷却和部分冷凝。

气相和液相在高压分离器中进行分离。

气相含有H2S，脱硫反应生成的轻烃和过量氢气经过清洗并送到装置界区外。

来自V-102的液体进入气提塔V-103之前通过与热交换器E-105的气提塔底油热交换而预热，同时溶解在HP分离塔液体中H2和H2S 作为塔顶产品而脱除。

来自V-103的上部粗产品通过热交换器E-104部分冷凝，含有部分分离出来冷凝气相中，该气相送到胺单元回收H2S。

液体通过泵103回流到塔V103。

塔底再沸采用点燃式加热炉H102。

循环由P102提供。

气提塔低产品通过在E105与进入的原料进行热交换而冷却，然后在E106中冷却到100℉，送到装置界区外。

石脑油加氢脱硫装置为催化装置制备原料的操作条件见表2-2。

相应的原料和产品性质，产率及消耗见表2-3到2-5。

表2-2石脑油加氢脱硫操作条件催化剂：C O-M O/Al2O3典型组成与性质：C O=2.2%，M O=12.0%表面积=225m2/gm孔体积=0.45cm2/gm压碎温度=30kg表2-3 石脑油加氢脱硫原料和产品性质表2－4 石脑油收率表2-5石脑油加氢脱硫装置公用工程原料消耗煤油加氢处理煤油加氢脱硫的目的在于改善原料煤油馏分的质量，生产出适用于作为煤油或喷气燃料销售的标准产品。

原料煤油馏分中的硫和硫醇来自原油蒸馏装置，它们能引起飞机发动机和燃料装卸和储存设备的腐蚀问题。

来自某些原油的煤油中的氮能引起产品稳定性问题。

对于航空涡轮燃料（ATF），加氢煤油ASTM蒸馏，闪点，冰点必须严格控制，满足严格的产品规格。

这一过程通过在一系列塔中蒸馏脱出气体，轻烃和重煤油馏分而实现。

通过在催化剂存在下用氢气处理，煤油得到改质，而硫和氮转化为硫化氢和氨。

由于产品标准十分严格，ATF 产品只能是直馏煤油或加氢处理的调和组分。

ATF另一个重要的性质是其烟点，它是煤油馏分中芳烃的函数。

煤油芳烃含量越高，其烟点越低，不能满足ATF标准。

煤油烟点取决于加氢处理的程度，将芳烃饱和成为相应的环烷烃烟点可以得到改善（见图2-3）。

来自储罐的煤油原料经过进料泵P-101打入，在E-103中预热，然后在加热炉H-101中加热。

从H-101中出来，与来自压缩机C-101的循环氢混合，然后在E-102中换热，在加热炉H-101中加热。

接着，加热后的煤油原料和氢气流过装有Co-Mo或Mo-Ni催化剂的反应器V-101。

在反应器中发生加氢脱硫和加氢脱氮反应。

这些反应都是放热反应，反应器流出物在换热器E-102、E-103、E-104中与煤油和氢气进行换热而得到冷却，然后在空气冷却器中冷却，最后在高压分离罐V-102中，140℉下闪蒸。

来自分离器的富氢气体经离心压缩机C-101压缩后循环回到反应段。

循环氢在换热器E-102中预热，在加热炉H-102中进一步加热，与原料烃一起进入反应器V-101。

来自分离罐的液体烃降压后进入闪蒸罐V-104。

闪蒸出来的气体送到胺处理装置，除去H2S，再送到炼厂燃料系统。

来自闪蒸罐的液体送到稳定塔V-105。

稳定塔顶蒸气在空冷器E-106中部分冷却，然后流到收集罐V-106中。

部分收集的液体石脑油作为回流返回到稳定塔，余下的作为石脑油抽出。

稳定塔产品送到分馏塔V-107中，塔顶得到闪蒸石脑油馏分。

轻煤油基础料作为侧线从分馏塔中抽出，通过煤油侧线气提塔V-108调整其闪点，然后在E-111和E-112中冷却，送到储罐。

稳定塔底用加热炉H-103重沸。

来自分馏塔底的物料流到切割塔V-110，航空煤油作为塔顶产品抽出。

在最后航空煤油产品送到储罐之前加入抗氧剂。

切割塔V-110用受迫循环型重沸器加热，热量由H-106加热炉提供。

塔底产品通过空气冷却器E-114和水冷器E-115作为重煤油进入储罐，用作柴油的调和料或作为各种燃料油的调和料。

煤油加氢处理装置的操作条件列在表2-6中。

相应的原料与产品性质、收率和消耗见表2-7到表2-10。

表2-6煤油加氢脱硫操作条件操作参数单位温度（W ABT）初始温度℉600终止温度℉698 反应器温差℉30反应器压差psi 35反应器总压力psig 1350 氢分压Psia 1105循环比scf/bbl 3072氢耗scf/bbl 555脱硫率w% 99.6脱氮率w% 98.0分离罐压力psig 1240温度℉140 循环气体压缩机吸入压psig 1200进料压psig 1390进料温度℉161 表2-7煤油加氢脱硫装置原料与产品性质特性原料石脑油稳定塔底高闪点石脑油轻煤油常压煤油重煤油苯胺点0F 143 151.4 156.5比重指数46.44 58.89 45.4 56.02 47.93 44.82 41.17 密度0.7952 0.7432 0.7999 0.7564 0.7886 0.8025 0.8195 芳香烃22 10.3 12.3 18.2 19.1 19.9 v %浊点0F 2 银片腐蚀0 0恩氏蒸馏0F初馏点192 124 318 256 322 384 452 5 v % 306 178 344 264 338 396 464 10 324 202 354 268 342 400 472 20 346 232 368 272 346 404 478 30 362 256 386 276 250 406 484 50 396 292 424 280 362 412 500 70 440 316 468 286 382 422 518 90 504 348 520 296 418 440 544 95 526 360 536 302 436 448 556 终馏点556 394 562 326 470 470 576 闪点0F 138 140 184 226 冰点℃-59 -54 倾点0F 0 烟点mm 24 25 27 26 25 硫ppMW 4500 1900 17 6.4 3 3.6 41.1动力学粘1.1 1.31 0.66 0.99 1.322.2 度，1220F表2-8煤油加氢脱硫装置总产率物质质量百分率原料煤油 1.0000H20.0137总原料 1.0137产品加氢精制来的气0.0109体高压气体0.0060酸性气体0.0018石脑油0.1568常压煤油0.7582重煤油0.0800总产率 1.0137表2-9煤油加氢脱硫装置每吨原料的公用工程消耗公用工程单位消耗燃料mmBtu 1.7电kWhr 15蒸汽mmBtu 0.03 冷却水MIG 0.48 蒸馏水MIG 0.0034表2-10两用柴油的典型标准总酸量mg KOH/gm 最大0.015 ASTM D3242苯胺比重产品最小4800 ASTM D611或净特殊能J/gm 最小42800 ASTM D240芳烃VOL% 最大22 ASTM D1319赛波特颜色最小25 ASTM D156铜片腐蚀2小时100℃最大NO.1ASTMD130银片腐蚀4小时50℃最大NO.1 IP 227密度，15℃kg/L 最小0.775 最大0.83蒸馏ASTM D86初馏点℃最小14510％℃最大20595％℃最大275干点℃最大300闪点℃最小40 IP 170冰点℃最大-47 ASTM D 2386氢含量Wt% 最小13.8 ASTM 3227硫醇硫Wt% 最大0.003 ASTM D 1840萘VOL% 最大 3 ASTM 1319烯烃VOL% 最大 5 IP 27烟点mm 最小23 ASTM 1266硫Wt% 最大0.04 ASTM D 3241热稳定性滤压差mmHg 最大25 管沉积率，可见最大<3 动力学粘度@ -20℃Cst 最大8 ASTM D445水反应ASTM 1094界面率最大1b 分离率最大 2瓦斯油加氢脱硫瓦斯油加氢脱硫的目的是减少瓦斯油中硫和其他杂质（如氮）。