蜡油加氢装置工业运行总结

1 0.6 Mt/a 蜡油加氢装置工业运行总结 王晓璐 （中国石化安庆分公司生产部，安徽安庆 246001） 1 前言 安庆分公司Ⅱ套中压柴油加氢精制装置于 1995 年建成，装置原公称设计处理能力为 40 万吨/年， 公称压力等级为 8.0MPa，1996 年 6 月为适应焦化改扩建的生产需要装置扩能改造为 60 万吨/年，采用抚 顺石油化工研究院研制开发的 FH-5 加氢精制催化剂。2001 年底新建一套 80 万吨/年柴油加氢精制装置 后，该套装置自 2002 年以来一直处于闲置状态。根据分公司生产发展的需要，满足汽油质量升级的需要， 05 年 5 月改造为 60 万吨/年蜡油加氢处理装置，采用抚顺石油化工研究院研制新研发的 FF-14 蜡油加氢 处理催化剂。原料油为焦化蜡油和减压蜡油的混合油，混合比例 48:52，氢源为化肥合成气和重整氢混 合后，进 PSA 提纯后的高纯度氢气。主要产品为精制蜡油，以及部分精制柴油和少量石脑油。 2005 年 5 月 10 日，60 万吨/年蜡油处理装置开工一次成功，生产出合格的精制蜡油、柴油和汽油， 标志着安庆分公司重点 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 ——Ⅱ加氢装置 60 万吨/年蜡油改造一次开车成功，为安庆石化执行欧Ⅱ汽 油标准奠定了坚实基础。本文主要介绍此装置进行技术改造及工业运行的情况。 2 装置的技术改造 本次改造装置的主要设备基本保持不变，例如：反应器、反应加热炉、新氢压缩机、循环氢高压缩 机、换热器、高分、低分等。为了适应改为蜡油加氢后的新工艺，流程和设备做了一些调整。主要动改 如下： 1）增加分馏系统，以回收精制柴油，增加柴油的产量； 2）增加热高分和热低分； 3）增加一套原料蜡油自动反冲洗过滤器，以除去原料蜡油中杂质，特别是焦化蜡油中的焦粉； 4）原料加热炉（炉 201）对流段原料炉管取消，保留汽提蒸汽炉管并下移； 5）脱气塔（塔 201）21～24 层塔盘拆除； 6）增设一套加注阻垢剂系统： 3 第一周期生产情况 3.1 装置开工情况 3.1.1 催化剂主要物化性质及装填量 反应器两个床层的催化剂采用密相装填，上部保护剂 FZC-103 和保护剂 FZC-102B，保护剂下装主 催化剂 FF-14。见表 1。 2 表 1 催化剂物化性质及装填量 3.1.2 开工情况 本装置于 2005 年 4 月开工起步。催化剂的装填及气密合格后，即开始了催化剂的干燥和预硫化。 本次催化剂预硫化进行湿法硫化，自 5 月 6 日 12 时至 5 月 8 日 20 时预硫化结束，共历时 56 小时。催化 剂的预硫化严格按预定硫化 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 进行，硫化期间循环氢中硫化氢浓度均控制在指标要求范围之内。催化 剂硫化实际注入硫化剂 9.3 吨，超过理论注硫量，实际生成水量 4.09 吨，超过理论生成水量，可认为催 化剂的硫化较为完全。 催化剂硫化结束，用直馏柴油稳定了约 30 小时。于 5 月 10 日 9 时 40 分开始分步进直馏减压蜡油 （VGO）置换直馏柴油，VGO 进油量从 15 吨/小时逐步提至 50 吨/小时。10 时 30 分将精制蜡油改进成 品蜡油罐。5 月 11 日 22 时 CGO 停进催化，全部进入 II 加氢精制装置，装置平稳运转。 从下列初期运行数据表明，FF－14 蜡油加氢催化剂在 1.36 h-1 空速、氢分压较低、循环氢无脱硫设 施的条件下，脱硫率达到 91.1%，表明该催化剂具有较好的脱硫活性。 表 2 开工初期数据（2005.5.） 项 目 数 据 空速（v）， h-1 1.36 高分压力，MPa 7.0 入口氢油比（v） 550 氢分压 MPa 5.6 反应器入口温度，℃ 350 反应器出口温度，℃ 382 反应器平均温度，℃ 373 油品性质 原料油 精制蜡油 密度，（20℃）g/cm3 0.9048 0.8894 馏程，℃ HK/10% 297/382 293/368 50%/KK 436/543 419/525 项目 保护剂 FF-14（主催化剂） FZC-102B FZC-103 物理性质： 外观形状 拉西环 拉西环 三叶草条 条长，mm 3～10 3～8 3～8 压碎强度，M/mm ≥2.0 ≥3.0 ≥16 化学组成：m% Mo-Ni Mo-Ni Mo-Co-Ni CoO 1.3～1.9 MoO3 4.0～6.0 6.0～8.0 22.5～25.5 NiO 1.0～2.0 1.5～2.5 1.8～2.2 P 0.9～1.3 孔容，ml/g 0.6～0.8 0.5～0.65 ≥0.30 比表面，m2/g 260～330 150～220 ≥160 反 201 装填量，t 0.765 0.75 37.27 实际堆积密度，g/cm3 0.50 0.57 0.925 3 总硫/总氮，gg-1 6040/2500 540/1800 脱硫率/脱氮率，% 91.1/28 碱氮，gg-1 863 455 3.2 标定情况 为考察装置改造后的操作条件，催化剂性能及产品性质等情况，在 2005 年 8 月对装置分别在反应 入口温度 352℃（工况 1）和 360℃（工况 2）两种工况下进行标定。 表 3 主要操作条件 名 称 工况-1 工况-2 设计参数 VGO 与 CGO 混合比 36.5∶63.5 36.5∶63.5 52∶48 处理量 t/h 71 71 71.0 空速（v）h -1 1.94 1.94 1.94 高分压力 MPa 7.0 7.0 7.5 反应入口温度 ℃ 352 360 352 反应平均温度 ℃ 374 379 384 入口氢油比 v/v 631 631 ＞500 入口氢分压 MPa 6.43 6.43 循环氢纯度 % 86 87 ＞85 温升 ℃ 35 28 40 表 4 原料及产品性质 项 目 工况-1 工况-2 混合蜡油 精制蜡油 混合蜡油 精制蜡油 密度 kg/cm3 0.9023 0.8969 0.9103 0.8974 馏程 HK ℃ 308 339 310 349 50% 433 412 434 414 HK 537 503 517 504 总硫 gg-1 6550 1440 6210 1510 总氮 gg-1 4200 2900 3500 2400 胶沥质 m% 6.1 2.7 5.6 2.3 Fe gg-1 2.1 1.3 4.6 2.4 Ni gg-1 0.9 0.8 2.0 1.4 V gg-1 0.2 0.1 0.5 0.3 残炭 % 0.6 0.4 0.8 0.6 脱硫率 % 78 75.7 脱氮率 % 30.9 31.4 标定结果：⑴ 标定期间装置负荷达到 100%，装置改造后的工况及各项工艺指标基本上达到设计要 求，说明此装置的改造达到预期的效果。 ⑵催化剂活性：经过近 3 个月的运行，催化剂脱硫率较开工初期有一定下降。工况-2 的标定结果在 反应入口温度提至 360℃时，反应器的平均床层反应温度只提高 4℃，最高反应温度只提高 2℃，床层温 升只有 28℃，脱硫率有所降低，在提温的情况下，催化剂的活性降低，分析主要原因是:一是空速过高、 氢分压较低等操作条件苛刻；二是因为无循环氢脱硫设施，致使其中硫化氢含量高（1.9%），对催化剂 脱硫活性产生了抑制作用；三是原料蜡油性质低劣，有可能造成催化剂失活，抚顺研究院在开工时对其 4 原料蜡油采样分析沥青质高达 2000 g/g；四是由于脱气塔效果差，约有一半的精制蜡油未经脱气直接进 入分馏塔，精制蜡油中含有无机硫，导致总硫偏高。 ⑶ 设计工业纯氢耗 110Nm3/t 油，化学纯氢耗 89.4Nm3/t 油；此次标定工业纯氢耗 94.1Nm3/t 油，化 学纯氢耗 76.5Nm3/t 油，主要因为是平均反应温度条件低，反应操作条件缓和。 ⑷ 从标定情况看，反应器密相装填的两个床层的径向温差比较好，第二床层的径向温差在 3℃以下， 第一床层的径向温差在 5℃以下，说明本次反应器催化剂的密相装填质量较好。 ⑸ 原料油 VGO 与 CGO 混合目前采用两罐同抽的方式付加氢，掺炼比波动频繁，引起床层温度大 幅度波动。 ⑹ 脱气塔 201：开工时，加工量超过 55 t/h，脱气塔操作不正常，塔顶温上升 150℃以上，顶部回 流罐（D204）带有蜡油。经现场测压，脱气塔的差压达 0.13MPa。 从标定和正常生产情况看，脱气塔的操作弹性特别小，装置进料量超过 50t/h 时，脱气塔压降上升， 塔顶回流罐带蜡油，说明脱气塔降液管流通面积不足。后来在热低分调节阀后加一跨线至脱气塔底泵入 口，降低脱气塔进料量来维持装置的正常生产。 ３.3 后期生产 2005 年 12 月大检修期间，对反应器进行了撇顶，更新了保护剂。同时 06 年 2 月下旬对脱气塔进行 了改造，①恢复原塔的 21－24＃层塔盘，取消 19－20＃层塔盘；②鉴于进料口以下塔盘液相负荷较大， 液流强度较高，降低 1－18＃的出口堰高度（由 50mm 改为 30mm），1－17＃增大降液管底隙（由 60mm 改为 80mm）；③对进料口以上的塔盘进行堵孔，从而降低汽相负荷；开工后，塔的操作已正常。 2006 年 3－4 月份装置加工量在 60－70t/h，5 月份以后装置加工量都维持在 71t/h 时，但精制蜡油的 硫含量由年初的 0.12%逐渐上升，7 月份以后上升到 0.30%左右，脱硫率逐渐下降。 2006 年 5 月针对催化剂脱硫率低问题，与抚顺研究院专家商讨后，认为是反应温度较低，5 月逐步 将反应入口温度由 350℃提到 370℃，但效果不明显，精制蜡油的硫含量仍然在逐渐上升，催化剂脱硫率 逐步下降，催化剂失活较严重，产品已不能满足我厂生产要求，严重地影响安庆石化汽油的出厂。见表 5。 表 5 后期运行数据 时间 06.2.3 06.3.17 06.5.5 06.5.26 06.6.16 06.7.3 体积空速， h-1 1.32 1.65 1.65 1.94 1.94 1.94 入口氢油比 v 799 665 634 527 511 517 入口氢分压 MP a 5.7 5.48 5.95 6.23 6.53 6.56 反应入口温度，℃ 350 350 355 370 370 370 反应最高温度，℃ 382 378 376 395 390 395 床层平均温度，℃ 372 368 370 389.2 386.4 388.7 总温升，℃ 32 31 25 33 26 31 原料蜡油总硫 gg-1 5700 6370 5940 6530 5800 6150 精制蜡油总硫 gg-1 990 1830 2330 1930 2500 2930 脱硫率 % 82.7 71.3 60.8 70.4 56.9 52.4 3.3.1 催化剂失活原因分析 1）导致本装置催化剂活性下降、装置运转周期缩短的最主要原因是装置进料的沥青质含量较高。经 FRIPP 开工初分析，发现其装置进料的沥青质含量较高，高达 2000g/g，高出蜡油加氢装置原料最高限 5 制值的 5 倍以上。沥青质在加氢反应过程中难以加氢，且很容易发生聚合反应，而被吸附在催化剂的活 性中心上，严重影响催化剂的活性发挥，造成催化剂结焦、积碳，引起催化剂失活，根据文献报道，加 氢进料中的沥青质含量通常要求低于 100g/g，当沥青质含量达 1000 g/g 时，加氢装置运转周期最长只 有 205 天，最短为 178 天。因此导致本装置催化剂活性下降、装置运转周期缩短的主要原因是装置进料 的沥青质含量较高。 认为导致我厂进料的沥青质含量较高的主要原因是：①Ⅰ焦化装置的焦化蜡油干点较高，达 540℃， 其沥青质含量偏高；②由于常减压装置蜡油深拔导致减三线蜡油干点高，携带的沥青质偏高。 2）开工初期原料蜡油中的金属杂质含量较高，最高时 Fe、Ni 及 Ca 金属杂质含量分别为 5.27g/g、 2.07g/g 和 4.62g/g。06 年大修后，原料蜡油中的金属杂质含量有所改善，其中 Fe、Ni 金属杂质含量分 别为 2.6g/g、1.1g/g。这些金属杂质不仅能堵塞催化剂孔隙和孔道造成催化剂床层压降升高，而且会覆 盖催化剂活性中心，降低催化剂活性和稳定性，缩短催化剂的使用寿命。金属杂质含量较高也是导致催 化剂活性下降、装置运转周期缩短的原因之一。 3.3.2 解决方法与 措施 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 3.3.2.1 原料的优化 1）建立原料中的 C7 不溶物（沥青质）含量的分析方法并对原料进行定期分析，以便控制蜡油加氢 装置原料中的沥青质含量。 2）优化装置的进料，改善原料性质：将目前进料中的减三线馏分甩出直接去催化裂化装置，同时降 低焦化装置焦化蜡油的干点。从表 6 看出原料优化后，其沥青质大幅度下降，原料性质有所改善。 3）稳定控制直馏蜡油与焦化蜡油入装置的比例在 1：1，以减少反应床层的温度波动，同时对焦化 蜡油罐采取氮封保护措施。 表 6 原料主要性质对比 取样时间 05 年 5 月 17 日 9：00 06 年 8 月 28 日 9：00 名称 优化前原料 优化后原料 密度，g/cm3 0.9151 0.9071 馏程，℃ IBP/10% 254/354 252/336 30%/50% 399/430 387/413 70%/90% 461/526 438/484 95%/EBP 547/— 512/528 硫/氮，gg-1 6900/3147 6100/3123 碳/氢，% 89.02/9.98 残炭，% 0.83 0.15 沥青质，% 0.20 0.08 金属组成分析，gg-1 Fe 5.27 3.225 V 0.42 0.0636 Ni 2.07 0.1550 3.3.2.2 催化剂处理 根据装置运转的情况，催化剂失活已较为严重，8 月初装置停工对催化剂进行器外再生。反应器第 一床层保护剂（1.5t）和催化剂（10.8t）全部更换，第二床层催化剂（27t）器外再生后继续使用。 6 在催化剂卸剂时，原 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 上床层催化剂从反应器顶卸剂，下床层催化剂从卸料口卸出，但是下床层 催化剂结块严重，卸料口无法卸出，也只能从反应器顶卸剂，底部有些结块催化剂还要用风镐钻开。另 由于床层温度较高，底部床层温度最高达 90℃，只能用干冰装袋放在催化剂上降温，从而影响了卸剂速 度。 从结块情况看，上床层结块较为松散，下床层结块较紧密。分析原因是由于原料中沥青质吸附在催 化剂表面上，随着时间延长和反应温度的升高，沥青质在催化剂上吸附会越来越多，直至缩合生焦。据 了解，国内同类装置都出现过催化剂均结块现象。催化剂结块程度与装置运行时间、操作条件和原料油 性质有关。 在催化剂烧焦时，由于催化剂结碳及结块较严重，再生厂家根据此催化剂烧焦第一炉情况，发现质 量达不到指标，拿不定主意，我们和抚顺研究院专家一起，重新制定烧焦方案，降低催化剂烧焦速度， 视催化剂烧焦颜色，定催化剂质量指标，从而保障催化剂烧焦顺利完成。 表 7 第二床层 FF-14 催化剂分析结果 项目 FF-14 待生剂 FF-14 再生剂 FF-14 新剂 元素分析，% C 6.10 0.63 S 8.96 0.89 ICP 组成，ppm Mo 108400 34600 160000 Co 10400 9800 12580 Ni 15300 18800 18000 Ca 3800 5100 V 1100 1200 Fe 1600 2200 Na 1400 2700 金属组成无机分析结果，% MoO3 20.04 22.98 24±1.5 NiO 2.41 2.58 2.0±0.2 CoO 1.63 1.78 1.6±0.3 P 0.87 1.02 0.9~1.3 催化剂孔结构 S 141.4 157.9 169.0 V 0.23 0.33 0.36 D 63.7 84.9 86.0-88.0 从再生催化剂分析结果表明，催化剂再生效果较好，其中 C 含量为 0.63%，S 含量为 0.89%，催化剂 的孔容和比表面接近新鲜催化剂指标下限。 5 第二周期生产情况 5.1 催化剂装填 在催化剂填上，根据 FRIPP 建议，将新鲜剂装填在床层下部，主催化剂继续按密相装填。为充分 利用反应器有效空间，多装催化剂，减少了支撑物装填量，取消了锈垢篮。 7 表 8 催化剂装填数据 床层 物料名称 装填高度/mm 装填体积/m3 装填量//t 堆比/t.m-3 上 床 层 φ13 瓷球 60 0.29 0.25 0.85 FZC-102B 500 2.45 1.1 0.45 FZC-103 470 2.30 1.24 0.54 FH-5（再生剂） 290 1.42 1.61 1.13 FF-14 再生剂（普通） 250 1.23 1.02 0.83 FF-14 再生剂（密相） 1800 8.82 9.18 1.04 FF-14 新剂（粗条） 130 0.64 0.55 0.86 φ6 瓷球 80 0.39 0.3 0.77 φ13 瓷球 100 0.49 0.375 0.77 下 床 层 φ13 瓷球 100 0.49 0.375 0.77 FF-14 再生剂（普通） 1240 6.08 5.44 0.90 FF-14 再生剂（密相） 1430 7.01 7.14 1.02 FF-14 新剂（密相） 3360 16.46 16 0.97 FF-14 新剂（粗条） 110 0.54 0.45 0.83 φ6 瓷球 100 0.49 0.375 0.77 φ13 瓷球 高收集器面 200 0.575 φ18 瓷球 平收集器面 0.375 FF-14 与 FH-5 合计 42.19 41.39 5.2 装置进料 5.2.1 催化剂预处理 装置于 06 年 8 月 21 日进入开工阶段，经过气密、催化剂干燥、硫化后，催化剂活性稳定根据 FRIPP 专家建议，先用直馏柴油稳定 4 h，再用直馏蜡油 17 h。 表 9 活性稳定工艺操作条件及加氢效果 项 目 单位 直馏柴油 直馏蜡油 进料 T/h 50 50 空速 h-1 1.45 1.31 氢油比 V/V 785 808 氢分压 MPa 5.72 5.80 反应入口温度 ℃ 311 340 床层平均温度 ℃ 319.8 354.9 脱硫率 % 84.9 运行时间 h 4 17 5.2.2 引入焦化蜡油 催化剂活性稳定结束后，将焦化蜡油和直馏蜡油按 1：1 比例混和进料，进料 70t/h，经过操作调整 和优化，在反应温度较低时，精制蜡油的硫含量小于 1000g/g，目前整个生产操作平稳。根据全厂物料 平衡，降低了反应苛刻度，精制蜡油的硫含量控制在 1000g/g 左右，产品质量稳定。 8 表 10 主要操作数据及加氢效果数据 项 目 数据 1①（06.8.28） 数据 2（06.8.30） 数据 3（06.9.22） 数据 4（06.10.13） VGO：CGO 1:1 1:1 1:1 1:1 处理量/t.h-1 60 70 55 61 空速/ h-1 1.58 1.84 1.44 1.59 入口氢分压/MPa 6.19 6.18 6.09 6.42 反应入口氢油比 vv/v.v-1 697 572 643 575 反应入口温度/℃ 350 348 338 337 床层最高温度/℃ 380 380 374 372 床层平均温度/℃ 374.1 371.1 360 359.5 床层压降/MPa 0.15 0.153 0.12 0.13 55 油品性质 原料 产品 原料 产品 原料 产品 原料 产品 密度/（20℃）g.cm-3 0.9071 0.9010 0.9050 0.9031 0.8920 0.9082 0.8952 馏程，℃ HK 252 272 338 307 343 309 342 50% 413 388 401 402 400 420 408 KK 528 484 469 495 493 513 491 硫 gg-1 6100 8124 5100 915 6960 1030 7100 1210 氮 gg-1 3123 2044 3100 2500 4200 4200 沥青质 gg-1 800 500 420 110 480 1700 脱硫率% 86.7 82 85.2 83.0 脱氮率% 34.6 .19.3 金属组成/gg-1 Fe 3.225 2.3 0.6 6.7 6.7 Ni 0.155 0.1 ＜0.1 0.4 0.5 Cu 0.1323 ＜0.1 ＜0.1 ＜0.1 ＜0.1 V 0.0636 ＜0.1 ＜0.1 0.1 0.2 残炭% . 0.15 0.05 0.109 0.037 0.155 0.106 注：①分析数据由 FRIPP 提供。 从表 10 中可以看出：⑴ 在高的空速（1.84 h-1）、反应入口温度在 350～337℃、平均床层反应温度 371℃左右时，脱硫率达到 82%～87%，在反应温度比设计温度低 10℃的条件下，精制蜡油的硫含量 ≯1000g/g，表明 FF-14 蜡油加氢催化剂具有较高的脱硫活性和良好的再生性能； ⑵ 精制蜡油的氮含量仍较高，其主要原因是操作压力较低，高分压力只有 7.0 MPa，而脱氮跟压 力有很大的关系，同时空速较高对脱氮影响较大。 6 问题与讨论 第二周期装置开工顺利，催化剂活性恢复较好，但装置要长周期生产，仍存在一些问题需要我们进 9 一步完善和改进。 1）原料优化后，装置进料的沥青质含量有所改善，但波动较大，有时高达 1700g/g，高沥青质含 量的蜡油进入反应器会沉积在催化剂表面，堵塞催化剂孔道， 导致催化剂活性迅速失活，影响装置的长 周期生产。因此尽可能将加氢进料的沥青质含量控制在 500g/g 以下，使加氢装置的生产周期大于 2 年。 2）原料蜡油自动反冲洗过滤器滤芯设计是 20m，以除去原料中的杂质。目前经常在原料换罐和罐 底付原料时，由于反冲洗过滤器压差上升较快，冲洗频繁，导致滤后原料液位保不住，只得降低加工负 荷，使得工艺操作调整幅度较大。分析原因：⑴ 加氢原料中的 Fe2+含量有时高达 6.7g/g，焦化及常减 压装置蜡油馏出口的 Fe2+含量不高，主要是原料罐及管线腐蚀所造成的。⑵ 焦蜡原料罐采样单罐付收， 到罐底时的脏物易带入原料中，在由于我厂原料罐紧张，清洗工作较困难。目前原料带杂质造成反冲洗 过滤器冲洗频繁，严重影响装置的正常生产和加工负荷。 3）根据催化剂再生 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 ，再生剂的碳含量≯0.5%。据我厂这次催化剂烧焦结果看，蜡油加氢催化 剂的积碳难烧。可能由于原料沥青质含量高，催化剂积的积较重碳，属于石墨碳，积聚在催化剂孔道里， 不易烧掉。因此蜡油加氢催化剂再生后的碳含量控制≯0.5%较难。这次我厂再生剂的碳含量 0.63%，活 性较好。我们认为蜡油加氢催化剂再生后的碳含量应控制≯1.0%。 4）由于无循环氢脱硫设施， 蜡油加氢后的循环氢中硫化氢含量高达 1.9%，对催化剂脱硫活性产生 了抑制作用，同时对设备也会有一定的腐蚀。因此只有加大注水量和循环氢排放量来降低循环氢中的硫 化氢含量。 5）Ⅱ加氢装置原为 40 万吨/年柴油加氢装置扩能为 60 万吨/年柴油加氢装置，后改造成 60 万吨/年 蜡油加氢装置，由于反应器仍是原 40 万吨/年柴油加氢装置的反应器，因此改造后的设计体积空速较高 （1.94 h-1）。从文献资料得知：蜡油加氢装置的体积空速大于 1.5 h-1 时，脱硫率下降加快，体积空速大 于 1.0 h-1 时，脱氮率下降加快。外厂大多数是由大的柴油加氢装置改为小的蜡油加氢装置。因此我厂蜡 油加氢装置的高空速，在保证产品质量同时，势必影响装置的生产周期。 七．结论 1、安庆分公司 0.6Mt/a 蜡油加氢装置的改造上是基本上成功的， 装置处理量及产品质量都基本达到 设计要求。精制蜡油改善了两套催化装置原料性质，降低了催化、裂解汽油硫含量，调和后汽油硫含量 能够满足汽油新标准的要求。 2、抚顺石油化工研究院研制新研发的 FF－14 蜡油加氢处理催化剂在我厂工业应用结果表明，该催 化剂具有较高的脱硫活性和良好的再生性能。 2008 年 5 月