装置档案 REF-01炼油一部 密级：内部学习
REF-01炼油区 · 炼油一部

航煤加氢

Jet Fuel Hydrotreating
加工能力
85 万吨/年
操作弹性
60% ~ 100%
年开工时数
8400 小时
投产日期
2014 年（与炼化一体化工程同步投产，原始设计
航煤加氢
Exhibit 1 · 装置实景加氢反应器群+烟囱+黄梯护栏，仰视
85万吨/年
设计加工能力
7.43kg标油/t
单位能耗
8,400小时
年开工时数
1,866m²
占地面积
Executive Summary · 执行摘要
01 / 定位

定位要点

常减压常一线油变成可出厂航煤产品的必经关口：常一线直馏组分硫含量和硫醇硫超标、不能满足 GB 6537-2018《3 号喷气燃料》标准，必须加氢精制脱除硫氮杂质后才能作为航煤销售；航煤是炼油产品中附加值较高的品种，本装置即是把低值直馏馏分升级为高值航煤产品的增值环节。

SRC 规程 1.1
02 / 能耗

能耗要点

装置单位能耗 7.43 kg 标油/t。折合 311.03 MJ/t。 装置能耗合计 311.03 MJ/t 原料 = 7.43 kgEO/t 原料，属全厂单位能耗较低的加氢类装置。结构与常减压同属「燃料主导型」：燃料 276.36 MJ/t 占 88.9%（小时耗量 731 kg/h），主…

SRC 规程 1.2.7.9
03 / 财务

财务要点

主要产品产量：精制航煤 81.97（初期）/ 81.72（末期）万吨/年。

SRC 规程 1.1 / 1.2.7
01

装置概况

Unit Profile
Key
Takeaway
常减压常一线油变成可出厂航煤产品的必经关口：常一线直馏组分硫含量和硫醇硫超标、不能满足 GB 6537-2018《3 号喷气燃料》标准，必须加氢精制脱除硫氮杂质后才能作为航煤销售；航煤是炼油产品中附加值较高的品种，本装置即是把低值直馏馏分升级为高值航煤产品的增值环节。装置以常减压常一线油为原料，采用中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院开发的SRH 航煤液相加氢技术（国产化技术，无专利许可费），配套 FZC-106 保护剂和 FH-40A 催化剂。建设历程：原始设计规模 70 万吨/年（中国石油工程建设公司华东设计分公司 EPC 总承包、中油七建承建）；2025 年 4 月进行适应性改造（E+PC 模式，仍由华东设计分公司设计、中油一建施工），加工规模由 70 万吨/年提高到 85 万吨/年，投产后保持满负荷运行、生产平稳、产品质量合格——即本装置刚完成扩能，产能增幅 21.4%。装置设计规模 85 万吨/年，操作弹性 60…
Table 1-1 · 装置基础参数
参数项数值 / 说明
设计规模850
负荷调节范围60% ~ 100%
年运行时数8400
倒班制度四班二倒
面积（m²）1866
原料常一线油（来自常减压装置常一线侧线抽出）
投产时间2014 年（与炼化一体化工程同步投产，原始设计 70 万吨/年）
扩能历史• 2025-04 适应性改造：加工规模从 70 万吨/年提高至 85 万吨/年（E+PC 模式，华东设计分公司设计，中油一建施工）
设计/施工单位中国石油工程建设公司华东设计分公司设计；中油七建承建原始装置；中油一建承建扩能改造
Shutdown Overhauls• 2018-04 首次大检修（与炼化一体化同步四年一大修）
• 2022-10 大检修（与炼化一体化同步）
• 2025-04 适应性改造（不属常规检修，为扩能技改）
主要组成• 原料预处理：原料油过滤器 SR-101（滤除 > 25μm 颗粒）、原料油缓冲罐 D-101
• 反应部分：加氢进料泵 P-101A/B（6000V, 315kW）、氢气混合器 M-101、原料/反应流出物换热器 E-102A/B、反应进料加热炉 F-101、加氢反应器 R-101（单床层）、排放气空冷器 A-103、排放气分液罐 D-108
• 分馏部分：产品分馏塔 C-101（单塔流程）、产品分馏塔底重沸炉 F-102、产品分馏塔顶回流罐 D-102、产品分馏塔顶空冷 A-102、产品分馏塔顶水冷 E-103、塔顶回流泵 P-102A/B、产品泵 P-104A/B、底重沸炉泵 P-103A/B
• 精制航煤后处理：硫化氢吸附罐 D-103A/B、精制航煤过滤器 SR-102、注抗氧剂撬装、注缓蚀剂撬装（PK102）
• 尾气回收：尾气压缩机 K-101（2025-06 投运，一二级压缩 0.8MPa，送蜡油加氢脱硫）
装置类型液相加氢精制（中石油大连院 SRH 技术，单床层）
关键技术升级• 2020-11：分馏塔顶撇轻油返常压塔常一中回炼技改
• 2023-10 大检修：航煤加氢尾气氢气回收及硫化氢气体治理项目甩头
• 2024-01：新增撇轻油至拔头油流程（送乙烯原料）
• 2024-07：从拔头油碰头接线经 2#管廊碳九线至催化装置
• 2025-04：适应性改造 70→85 万吨/年扩能（新增分馏塔进料口）
• 2025-06-04：尾气压缩机 K-101 正式投运（尾气送蜡油加氢脱硫回收氢气）
资料来源：《航煤加氢操作规程》CH/WJ 201.007-2025 v7.0。
02

工艺原理

Process Principle
Key
Takeaway
在中温（245~315℃）、中压（3.2~3.8MPa）临氢环境下，常一线油与氢气通过 FH-40A 催化剂床层，将原料中的硫醇、有机酸等含硫/含氮/含氧化合物加氢转化为烃类及易于除去的 H2S/NH3/H2O，从而提高油品品质。反应为放热反应；因常一线加氢所需氢气较少，无需氢气循环泵，单次溶解氢即可满足反应需求，故反应器为单床层。
详细说明
  • 加氢脱硫：石油馏分中的含硫化合物在加氢条件下氢解，转化为烃和 H2S；脱硫为放热反应，反应能力强（噻吩类最难脱除）。
  • 加氢脱氮：含氮化合物经加氢生成氨和烃；脱氮比脱硫难，需打断 C-N 键（能量高于 C-S），故脱氮为放热反应。
  • 加氢脱氧：环烷酸、酚、呋喃类酸性含氧化合物经加氢脱氧生成烃和水；脱氧为放热反应。
  • 反应温度：初始反应温度 245℃，设计操作区间 245~315℃，催化剂床层最高温度 ≤ 315℃、最大温升 ≤ 10℃。
  • 反应压力：基于氢气在常一线油中的饱和溶解度及反应所需温度，设计压力 2.5~3.8MPa，实际按 3.5MPa 设计。
  • 体积空速 LHSV：2.4~5.2 h⁻¹，设计值 4.0 h⁻¹。
  • 氢油比（H2/HC）：7~15。
资料来源：规程工艺原理章节。
03

工艺流程

Process Flow
Key
Takeaway
常一线油（来自常减压，110-E102 预热）→ 进料分支（一路进本装置）→ 原料油过滤器 SR-101（滤除 > 25μm 颗粒）→ 原料油缓冲罐 D-101 → 加氢进料泵 P-101A/B → 与新氢在 M-101 混合 → E-101/E-102A/B 换热 → F-101 加热至反应温度 → R-101 加氢反应（脱除硫醇/有机酸）→ E-102A/B 换热 → 产品分馏塔 C-101（10 层塔盘进料）→ 塔顶油气 A-102→E-103→D-102 三相分离（油/气/水）→ 塔底油分两路：一路 P-103A/B→F-102 重沸炉→返塔；另一路 P-104A/B→E-101→E-104→A-101→E-105→D-103A/B（脱硫吸附）→SR-102 过滤→注抗氧剂→送出装置
Table 3-1 · 主流程链 · 27 道工序
序工序
01常一线油（110-E102 预热后分支，FIC20809 控流量）
02原料油过滤器 SR-101（去
0325μm 颗粒）
04原料油缓冲罐 D-101
05加氢进料泵 P-101A/B
06氢气混合器 M-101（新氢 7.0~9.2MPaG，来自柴油加氢裂化）
07塔底油/混氢原料油换热器 E-101
08反应流出物/混氢原料油换热器 E-102A/B
09反应进料加热炉 F-101（245~315℃，燃料气 286 kg/h）
10加氢反应器 R-101（单床层，3.2~3.8MPa，LHSV 4.0）
11反应流出物/混氢原料油换热器 E-102A/B
12产品分馏塔 C-101
13塔顶 A-102（55℃）+ E-103（40℃）
14塔顶回流罐 D-102（油/气/水三相）
15塔顶酸性气经 D-109
16尾气压缩机 K-101
17蜡油加氢脱硫单元；分馏塔底油分两路：(1) 重沸炉泵 P-103A/B
18重沸炉 F-102（445 kg/h 燃料气）
19返塔；(2) 航煤产品泵 P-104A/B
20E-101
21精制航煤/热水换热器 E-104
22精制航煤空冷 A-101
23精制航煤后冷 E-105
24硫化氢吸附罐 D-103A/B
25精制航煤过滤器 SR-102
26注抗氧剂撬装（17~24 mg/L）
27送出装置（去罐区）
资料来源：规程工艺流程章节。
侧线产品
  • 粗石脑油（撇轻油）：2.85 万吨/年（初期）/ 2.94 万吨/年（末期）
  • 酸性气（H2S）：0.32 万吨/年（初期）/ 0.50 万吨/年（末期），送尾气压缩机回收或火炬罐
  • 副产 1.2MPa 低压蒸汽：0.4 t/h（间断，燃料气伴热）
04

投入产出物料

Material Balance
Key
Takeaway
共 3 项，前三大（精制航煤、粗石脑油（撇轻油）、酸性气 + 气体 + 损失）合计占 100.0%（851.4 万吨/年），是排产与效益测算的主要抓手。
Exhibit 4-1 · 产品构成帕累托分析（按万吨/年）
Bar = 各项数值（按最大值归一）　│　Line = 累计占比 %
项目数值（按最大值归一）万吨/年累计
精制航煤去罐区作精制航煤或乙烯裂解原料819.796.28
粗石脑油（撇轻油）送拔头油罐区或常一中回炼或催化分馏塔28.599.62
酸性气 + 气体 + 损失尾气压缩机 K-101 或 D-107 火炬罐3.2100.00
前三大项其他项累计占比 %
年运行时数8400
进料
名称常一线油
kg/h101190
万吨/年850.0
收率（%）100.0
产品（初期）
说明初期数据（催化剂活性高）
进料合计851.4
产品
名称kg/h万吨/年收率（%）主要去向
精制航煤97578819.796.43去罐区作精制航煤或乙烯裂解原料
粗石脑油（撇轻油）339028.53.35送拔头油罐区或常一中回炼或催化分馏塔
酸性气 + 气体 + 损失3853.20.38尾气压缩机 K-101 或 D-107 火炬罐
产品（末期）
说明末期数据（催化剂末期）
进料合计851.6
产品
名称kg/h万吨/年收率（%）主要去向
精制航煤97285817.296.14去罐区作精制航煤或乙烯裂解原料
粗石脑油（撇轻油）350129.43.46送拔头油罐区或常一中回炼或催化分馏塔
酸性气 + 气体 + 损失5975.00.59尾气压缩机 K-101 或 D-107 火炬罐
副产品
名称收率（%）kg/h万吨/年说明
撇轻油（初期 / 末期）3.35 / 3.463390 / 35012.85 / 2.94规程 1.3.2 副产品产量表，收率占常一线原料
酸性气（初期 / 末期）0.38 / 0.59385 / 5970.32 / 0.50规程 1.3.2 副产品产量表；末期较初期增加，反映催化剂活性衰减后脱硫选择性变化
副产品说明主产品航煤：初期 96.43% = 97577.5 kg/h = 81.97 万吨/年；末期 96.14% = 81.72 万吨/年。装置随运转周期（初期→末期）产品收率下降、副产酸性气上升，是催化剂活性衰减的直接体现。
资料来源：规程物料平衡章节。口径以规程原表为准，未做补全或估算。
05

公用工程与三剂

Utilities & Chemicals
水（t/h）
循环冷水146.5
循环热水146.5
新鲜水10（间断）
生产水10（间断）
除氧水0.5
净化水0.015
含油污水57.4（间断）
清净污水2（间断）
电（kW）
连续运行功率535.4
说明加氢进料泵 261kW + 重沸炉泵 61kW + 航煤产品泵 82kW + 加热炉鼓/引风机 27.2+26.3kW + 空冷电机等
蒸汽（t/h）
低压 0.9~1.2 MPa0.4（连续，燃料气伴热）
低压 1.2 MPa由系统供应
燃料（kg/h）
F-101 反应加热炉286（初期）/ 306（末期）
F-102 重沸器445（初期）/ 455（末期）
合计731（初期）/ 761（末期）
热值（MJ/kg）33.935
风（Nm³/h）
净化风236
非净化风20（间断）
氮气（Nm³）
低压6000（一次最大量）
高压1000（一次最大量）
化学药剂（t/年）
名称用量规格
催化剂（FH-40A）18.82一次装入，寿命 ≥ 6 年（八年一次）
保护剂（FZC-106）0.91一次装入，寿命 ≥ 3 年（四年一次）
惰性支撑剂（瓷球）9.5一次装入，寿命 ≥ 3 年（四年一次）
航煤脱硫剂31年用量 31 t/a + 单罐寿命 ≥ 1 年（一次装入 31×2 t）
抗氧剂（2,6-二叔丁基对甲基苯酚）21.71连续加注，17~24 mg/L 对产品
缓蚀剂6.5连续加注，密度 950~1050 kg/m³
二甲基二硫（DMDS）硫化剂5一次装入，湿法预硫化用
资料来源：规程公用工程消耗 / 三剂消耗章节。
06

装置能耗

Energy Consumption
Key
Takeaway
装置单位能耗 7.43 kg 标油/t。装置能耗合计 311.03 MJ/t 原料 = 7.43 kgEO/t 原料，属全厂单位能耗较低的加氢类装置。结构与常减压同属「燃料主导型」：燃料 276.36 MJ/t 占 88.9%（小时耗量 731 kg/h），主要用于反应进料加热炉 F-101 和产品分馏塔底重沸炉——液相加氢反应本身放热，燃料消耗集中在把原料加热到起始反应温度和分馏重沸上。电 47.42 MJ/t 占 15.3%（535.4 kWh/h）；热输入 45.91 …
Exhibit 6-1 · 单耗构成瀑布图（MJ/t）
单位：MJ/t　│　从左至右逐项累加　│　绿色为回收抵扣项　│　末列为净合计
0
178.8
357.7
536.5
715.4
+276.36
燃料（燃料…
+47.42
电
+3.71
净化风
+4.36
循环水
+12.58
低压蒸汽
+1.34
除氧水
+0.01
除盐水
−0.91
工艺凝结水…
+0.23
污水
−79.98
低温热回收
+45.91
热输入
+311.03
合计
622.06
净合计
读图：各项自左向右累加（单位 MJ/t），绿色为回收抵扣项，最终落在净合计 622.06。柱子越高代表该项对总量的贡献越大。
计算标准GB/T 50441-2007《石油化工设计能耗计算标准》
总能耗 MJ/t311.03
总能耗 kg 标油/t7.43
适用范围航煤加氢装置整体（含初期能耗）
能耗构成
项目单位消耗占比 %MJ/t
燃料（燃料气）7.52 kg/t88.85276.36
电5.15 kWh/t15.2547.42
净化风2.33 Nm³/t1.193.71
循环水1.73 t/t1.44.36
低压蒸汽0.004 t/t4.0412.58
除氧水0.005 t/t0.431.34
除盐水0.0002 t/t0.00.01
工艺凝结水（回收）0.004 t/t-0.29-0.91
污水0.005 t/t0.070.23
低温热回收—-25.71-79.98
热输入—14.7645.91
合计—100.0311.03
结构说明装置能耗合计 311.03 MJ/t 原料 = 7.43 kgEO/t 原料，属全厂单位能耗较低的加氢类装置。结构与常减压同属「燃料主导型」：燃料 276.36 MJ/t 占 88.9%（小时耗量 731 kg/h），主要用于反应进料加热炉 F-101 和产品分馏塔底重沸炉——液相加氢反应本身放热，燃料消耗集中在把原料加热到起始反应温度和分馏重沸上。电 47.42 MJ/t 占 15.3%（535.4 kWh/h）；热输入 45.91 MJ/t 占 14.8%；低压蒸汽 12.58 MJ/t（0.4 t/h）占 4.0%；循环水 4.36（1.4%）、净化风 3.71（1.2%）、除氧水 1.34（0.4%）、污水 0.23（0.1%）、除盐水 0.01 MJ/t。负项：低温热回收 -79.98 MJ/t，抵扣 25.7%，是本装置能耗低的关键——加氢反应放热与产品冷却过程的低温热被回收外送，抵扣了四分之一以上的总能耗；工艺凝结水 -0.91 MJ/t（抵扣 0.3%）。即「燃料 88.9% + 电 15.3% + 热输入 14.8%，低温热抵扣 25.7%」构成本装置能耗全貌，其中低温热回收水平的变化对净能耗影响最大。
资料来源：规程能耗计算章节。计算标准见规程原文。
07

装置关联

Unit Interconnections
Key
Takeaway
上游 2 项，下游 8 项。上游断料即本装置降负荷或停工。

上游进料 · 2 项

常减压装置
输送方式：管线（110-E102 原油/常一线换热后分支）　说明：常一线油 85 万吨/年（终馏点 210~255℃，硫 500~2200 mg/kg）
柴油加氢裂化装置
输送方式：管线（7.0~9.2MPaG 新氢）　说明：提供新氢（H2 92~100 v%）
航煤加氢
炼油一部

下游去向 · 8 项

航煤产品罐区
物料：精制航煤 81.97/81.72 万吨/年　输送方式：管线
乙烯装置（裂解料方案）
物料：精制航煤切换为乙烯裂解原料　输送方式：管线
拔头油罐区
物料：撇轻油（粗石脑油）2.85/2.94 万吨/年　输送方式：管线（2024-01 投用）
常一中回炼
物料：撇轻油回炼至常压塔　输送方式：管线（2020-11 技改，2025-04 扩能后暂停）
催化裂化装置
物料：撇轻油经 2#管廊碳九线至催化分馏塔　输送方式：管线（2024-07 接线，2025-04 试送后回退）
蜡油加氢脱硫装置
物料：尾气酸性气（K-101 二级压缩 0.8MPa）　输送方式：管线（2025-06 投运，回收氢气及烃类）
D-107 火炬罐
物料：尾气压缩机停运或检维修时的酸性气　输送方式：管线（至外火炬总管）
酸性水汽提装置
物料：塔顶回流罐水包酸性水　输送方式：管线（经 P-105A/B 升压送出）
装置内循环
  • 反应流出物经 E-102A/B 与混氢原料油换热（最大热回收）
  • 分馏塔底油经 E-101 回收热量预热混氢原料油
  • 精制航煤经 E-104 与热水换热，回收低温余热
  • 注水点 A-102 前注入除氧水 0.5 t/h 溶解铵盐，防止低温部位结晶
资料来源：规程上下游关联章节。
08

行业技术特点

Industry Position
规模等级国内中等规模航煤加氢装置（85 万吨/年，2025 年由 70 万吨扩能）
装置类型液相加氢精制（中石油大连院 SRH 专利技术）
设计单位中国石油工程建设公司华东设计分公司
关键技术
  • SRH 航煤液相加氢技术（中石油大连石油化工研究院开发）
  • FZC-106 保护剂（Mo-Ni，四叶轮形）+ FH-40A 催化剂（Mo-Ni，三叶草条形）
  • 湿法预硫化（DMDS 硫化剂，器外再生）
  • 单塔流程分馏（产品分馏塔 C-101 + 塔底重沸炉 F-102）
  • 尾气氢气回收（K-101 一二级压缩，2025-06 投运）
  • 适应性扩能改造（70→85 万吨/年，新增分馏塔进料口）
2023 年大检修航煤加氢尾气氢气回收及硫化氢气体治理项目甩头完成（详细技改见概述）
环保合规精制航煤产品满足 GB 6537-2018《3 号喷气燃料》全部指标；闪点 40~53℃、烟点 ≥ 25mm、冰点 ≤ -50℃、硫醇硫 ≤ 0.0020 wt%
资料来源：规程装置概况 / 技术特点章节。
09

财务关注点

Financial Focus
加工能力
850千吨/年（精制航煤）
SRC 规程 1.1.1（85×10⁴ t/a，2025 年由 70 扩能）
原料
常一线油 85 万吨/年 + 新氢 0.14~0.16 万吨/年
SRC 规程 1.2.7 表 1-11/1-12
主要产品产量
精制航煤 81.97（初期）/ 81.72（末期）万吨/年万吨/年
SRC 规程 1.3.1 + 1.2.7
副产品价值
粗石脑油（撇轻油）2.85/2.94 万吨/年 + 酸性气 0.32/0.50 万吨/年万吨/年
SRC 规程 1.3.2
能耗 kg 标油/t
7.43kg 标油/吨原料
SRC 规程 1.2.7 表 1-19
总能耗 MJ/t
311.03MJ/吨原料
SRC 规程 1.2.7 表 1-19
燃料气年耗
731（初期）/ 761（末期）kg/h（反应炉 286+重沸炉 445）
SRC 规程 1.2.7 表 1-15
化学品年耗
抗氧剂 21.71 t/a + 缓蚀剂 6.5 t/a + 航煤脱硫剂 31 t/a（年用量）t/年
SRC 规程 1.2.4 表 1-7
催化剂年耗
FH-40A 18.82 t（8 年装一次）+ FZC-106 0.91 t（4 年装一次）+ DMDS 5 t（4 年…t（一次装入）
FH-40A 18.82 t（8 年装一次）+ FZC-106 0.91 t（4 年装一次）+ DMDS 5 t（4 年装一次）
SRC 规程 1.2.4 表 1-7
设备功率
加氢进料泵 261 kW（轴功率）+ 整套装置连续 535.4 kWkW
SRC 规程 1.2.7 表 1-14
行业对标
国内中等规模航煤加氢（85 万吨级，液相加氢 SRH 技术）
SRC 规程 1.1.1
Note · 核算口径提示
1. 数据边界：本页所有数据均摘自规程原文，未做估算、外推或行业平均值填补。 缺失字段标注为「待补充」。
2. 口径一致性：物料量为规程设计值 / 典型工况值，非实际核算数据， 用于学习与量级判断。
3. 检修与折旧：涉及大修周期的装置，费用计提须按实际周期平滑， 避免年度间大幅波动。