江苏裕廊石化制氢装置操作运行规程.doc

30万吨/年汽油加氢装置工艺技术规程目录1裕廊石油化工有限公司加、制氢装置生产技术、操作运行规程12000Nm3/h催化干气制氢装置操作运行规程1 岗位任务综述江苏裕廊石化C4及废气综合利用项目，30万吨/年轻燃油加氢精制装置12000Nm3/h催化干气制氢单元，是由上海河图石化工程有限公司设计，主要为30万吨/年轻燃油加氢装置、40万吨/年轻油加氢装置提供工业氢，解决了工厂富余燃料气排放火炬存在的能源浪费、环境污染问题，而且以最低的制氢成本为上述两套装置供氢，变废为宝，实现综合利用。年开工时间为8000小时。制氢装置主要任务是负责制氢单元的正常操作、开停工操作及事故处理，负责装置所属设备的日常维护和保养工作，确保装置安全、平稳运行。装置的主要目的是以100万吨/年重油催化制烯烃装置的精制干气为原料（丙烷为临时备用原料），采用等温、绝热加氢技术将原料中的烯烃加氢饱和为烷烃，并将有机氯、有机硫等杂质转化为无机氯、无机硫，再通过脱氯、脱硫反应器脱除HCl和H2S，使精制后的气体氯含量小于0.2ppm，硫含量小于0.1ppm（要求0.2ppm），烯烃含量小于1%(v)。精制后的原料采用水蒸汽转化工艺将烃类转化为H2、CO、CO2，转化气中的CO采用中温变换，使其反应生成H2和CO2，变换气中的残余CO、CO2和CH4等杂质，采用变压吸附(PSA)净化技术进行脱除，从而得到纯度为99.9%(v)、COCO220ppm的产品氢气。本装置管辖范围管辖制氢装置区域内的所有反应器、加热炉、容器、汽包、换热设备、机泵和压缩机组、全部工艺管线及附属设施。2 工艺技术路线、工艺流程叙述2.1工艺技术路线1）以工厂上游重油制烯烃装置副产的精制干气为原料，采用烃类水蒸气转化造气，制氢成本低廉，可解决工厂富余燃料气排放火炬存在的能源浪费和环境污染问题。2）采用国内开发的“等温床+固定床”两段加氢反应工艺及高效加氢催化剂(JT-4/JT-1G)对原料气进行加氢精制，满足转化进料烯烃含量小于1%（V）的要求。3）采用可串可并的两台脱硫反应器及大硫容催化剂（T-408/T305）,使精制原料气硫含量小于0.1ppm（要求0.2ppm），提高操作灵活性，延长脱硫及脱氯催化剂的使用寿命。4）优化设计，合理选择工艺参数，采用较高的转化出口温度（820），合理的转化压力（3.0MPAG）,增加转化深度，提高单位原料的产氢率，从而降低原料和燃料消耗，选用合适的水碳比（3.9），有利于降低转化炉的燃料消耗。5）选用国内成熟可靠的轻烃蒸汽转化催化剂（Z417/Z418）、中变催化剂（B113-2）,提高装置操作的可靠性，确保装置长周期安全运行。6）一氧化碳变化部分采用中温变换流程，降低装置投资，简化制氢流程，缩短开工时间。7）采用上海华西化工科技有限公司的专有PSA氢提纯工艺技术，工艺流程简单，氢气提纯质量好，工艺能耗低。8）PSA氢提纯采用8-1-4PSA工艺流程，八台吸附塔中始终有一台吸附塔处于进料吸附的状态，其它吸附塔处于再生的不同阶段，可有效地延长再生时间，提高再生效果。9）采用二合一的自然循环产汽流程（即烟道气、转化气的产汽系统共用一台汽水分离器），操作安全可靠，即简化了余热回收流程，又降低了投资和能耗。10）优化换热流程，合理利用余热温位，提高有效能利用效率。a)利用一段加氢反应器中原料气加氢饱和反应热发生3.8MPA（G）中压饱和蒸汽，利用转化烟道气和转化气的高温位余热发生3.8 MPA（G）中压饱和蒸汽，利用转化炉烟道气高温位余热预热原料气、过热自产3.5MPA（G）中压过热蒸汽。所产中压过热蒸汽大部分作为装置工艺用汽，多余部分外输至工厂3.5 MPA（G）蒸汽管网。b)利用中变气高温位余热预热锅炉给水和除盐水，降低装置能耗。c)利用烟道气低温位余热预热燃烧空气，可降低转化炉能耗。d)在维持合理传热温差的前提下，降低排烟温度，提高转化炉、原料炉的热效率。以降低燃料消耗。11）回收工艺冷凝水，减少除盐水用量，降低装置能耗。12）以变压吸附尾气做为转化炉的主要燃料，不足部分补充工厂燃料气，降低装置能耗。13）采用成熟可靠的转化炉技术。转化炉设计采用顶烧炉，烟气下行，转化管为单排双面辐射。a)可提高辐射炉管的平均表面热强度。b)高温烟气与炉管内气体并流，沿炉管的供热量与反应的吸热量基本一致，炉管表面温度不会过高。炉管表面温度比较均匀。采用高效、大调节比顶烧燃烧器a)满足高压瓦斯和低压PSA尾气两种燃料的燃烧需要b)大调节比，操作弹性大。c)一、二次风比例可调。d)采用特殊设计，适用于高温空气预热工况。转化炉管支撑采用下部固定、上部用弹簧吊架的结构。a)由于炉管下部操作条件（管内介子出口温度820）比上部操作条件（管内介子入口温度500）苛刻，故采用炉管下部固定，向上膨胀的形式，使上尾管补偿大于下尾管补偿，安全可靠性提高。b)节省下尾管的高铬镍合金材料（UNS N8811）用量。c)由于下尾管变短，有利于下部整体保温，可减少高温散热损失。d)上部用弹簧吊挂炉管，可减轻在高温下炉管由于自重等原因而产生的弯曲变形。辐射炉管采用ZG40Cr25Ni35Nb-Ti,该材料高温性能好，在设计温度和设计压力下，可减少炉管最小壁厚，从而减少炉管重量，提高管壁温度的均匀性。对流室位于地面。便于安装及维修。对流室采用翅片管强化对流传热。转化炉高温段采用管式空气预热器，低温段采用热管式空气预热器。这种组合具有传热系数较大，结构简单，可靠性高，适应温度范围大，耐露点腐蚀等特点。为合理利用烟气能量，提高有效能利用率，根据加热各介质温位和烟气能级确定对流室各吸热段的位置，以节省燃料和减少对流段的体积。转化炉设计热效率为90%（LHV）,保证热效率88%（LHV）。14）原料预热炉为圆筒形立式加热炉，结构简单，体积小，重量轻，适合工厂预制。2.2 工艺流程简述1）原料气压缩、预热系统自重油制烯烃装置来的催化干气经过原料气分液罐（213-V-101）分液，再经过过滤器除去气体中的杂质，进入原料气压缩机（213-C-101A/B）升压至3.3MPa（A）。升压后的原料气送至原料气预热炉（213-F-101），加换热至280进入原料预处理系统脱硫。原料气预热炉（213-F-101）的燃料为燃料气。2）原料预处理系统加热后的原料气进入一段加氢反应器（213-R-101A）进行烯烃加氢反应，反应热由反应管外的锅炉水吸收后产生压力为3.8MPa（G）中压饱和蒸汽。由一段加氢反应器（213-R-101A）出来的原料气，再进入二段加氢反应器（213-R-101B），对尚未反应的烯烃继续进行加氢反应，同时将有机氯、有机硫转化为无机氯、无机硫，烯烃全部饱和后温度约360。该气体进入一段脱硫反应器（213-R-102A）、二段脱硫反应器（213-R-102B）脱除氯化氢和硫化氢。精制后的原料气中硫含量小于0.1ppm（要求0.2ppm），烯烃含量小于1%（V）、氯含量小于0.2ppm，然后进入转化系统，两个脱硫反应器既可以串联操作又可以并联操作。3）转化系统精制后的原料气在进入(213-F-102)之前，按水碳比3.9与3.5MPA(G)中压过热蒸汽混合，再经过转化炉对流段（原料预热段）预热至500，由上集合管进入转化炉辐射段。转化炉管内装有转化催化剂。在催化剂的作用下，原料气与水蒸汽发生转化反应。整个反应过程表现为强吸热性质，反应所需的热量由设在转化炉顶部的气体燃烧烧嘴提供，其主要燃料是自产变压吸附尾气，不足部分补充工厂燃料气。转化炉（213-F-102）炉膛出口残余甲烷含量在6%以下。出转化炉的820高温转化气经蒸汽发生器（213-E-101）发生中压蒸汽后，温度降至360，进入中温变换系统。4）中温变换系统由转化气蒸汽发生器（213-E-101）来的360转换气进入中温变换反应器（213-R-103），在催化剂的作用下发生变换反应，将变换气中CO含量降至3%（V）左右。变换后411的中变气依次经锅炉给水第二预热器（213-E-102AB）、锅炉给水第一预热器（213-E-103）预热锅炉给水、除盐水预热器（213-E-104）预热除盐水回收大部分的余热，再经中变空冷器（213-A-101AB）、中变气水冷器（213-E-105）冷却到40。中变气在冷却过程中依次经过中变气第一分水罐（213-V-104）、中变气第二分水罐（213-V-105）、中变气第三分水罐（213-V-106）、中变气第四分水罐（213-V-107）分水后进入PSA氢提纯系统。5）PSA氢提纯系统来自中温变换系统的中变气压力为2.3MPA（G）、温度为40。中变气进入PSA氢提纯系统后，从底部进入正处于吸附工况的吸附塔（213-T-201A-H始终有一台），在其中多种吸附剂的依次选择吸附下，一次性除去氢组分以外的所有杂质，从而得到浓度大于99.9%（V）的产品氢气。产品氢气经压力调节系统稳压后大部分送至30万吨/年轻燃料油加氢精制装置加氢精制单元作氢源。产品氢气出界区压力为2.2MPA（G），温度为40。从吸附塔再生阶段释放出来的脱附气经过缓冲罐稳定压力（约0.03 MPAG）及组成后，送至转化炉（213-F-102）作低压燃料气。6）工艺冷凝水回收系统在转化炉前配入的工艺蒸汽大部分参与转化、变换反应生成了H2、CO、CO2,剩余部分则在中变气冷却过程中被冷凝。冷凝水分别由中变气第一分水罐（213-V-104）、中变气第二分水罐（213-V-105）、中变气第三分水罐（213-V-106）、中变气第四分水罐（213-V-107）底部分离出来混合送入酸性水汽提塔(213-T-101)顶部，用1.0MPA（G）蒸汽作热源，将冷凝水中的CO2汽提出去，塔底净化水经酸性水汽提塔底泵（213-P-102AB）升压后与装置外来的除盐水（经除盐水预热器加热至104一起进入除氧器（213-V-108）除氧，除氧后作为锅炉给水回收利用。7）热回收及产汽系统a)除盐水除氧系统自装置外来的除盐水与中变气在除盐水预热器（213-E-104）中换热至104左右，然后与酸性水汽提塔底泵（213-P-102AB）来的102净化水混合一并进入除氧器（213-V-108）中除氧。除氧水大部分经锅炉给水泵（213-P-103AB）加压后与中变气在锅炉给水第一预热器（213-E-103）、锅炉给水第二预热器（213-E-102AB）中换热至248，分别送至中压汽包（213-V-103）和加氢反应器中压汽包（213-V-112）作锅炉给水，少部分经除氧水泵（213-P-104AB）加压后送入30万吨/年轻燃油加氢精制装置加氢精制单元作锅炉给水。除氧器（213-V-108）的汽提蒸汽来自1.0MPA（G）蒸汽管网和连续排污扩容器（2130V-109)的扩容蒸汽。除氧器正常运行时，通过调节管网的1.0 MPA（G）蒸汽的流量来控制除氧器的压力。b)中压产汽系统经锅炉给水泵（213-P-103AB）加压后预热至248的除氧水，一部分送至中压汽包（213-V-103）中，饱和水通过自然循环方式分别进入转化炉对流段的蒸发段和转化炉蒸汽发生器（213-E-101）发生3.8 MPA（G）饱和蒸汽，该饱和蒸汽经过转化炉对流段的蒸汽过热段热至420后，大部分供转化炉配汽自用，其余送至3.5 MPA（G）蒸汽管网，另一部分除氧水送至一段加氢反应器中压汽包（213-V-112），饱和水通过自然循环方式经一段加氢反应器（213-R-101A）发生3.8 MPA（G）中压饱和蒸汽，该饱和蒸汽可直接外送至中压蒸汽管网或减压送至1.0MPA（G）低压蒸汽管网。c)加药系统及排污系统固体磷酸三钠送入加药装置（213-PK-101）溶解器中，用来自中压锅炉给水泵的除氧水溶解后经加药泵将药液分别送至中压汽包（213-V-103）、一段加氢反应器中压汽包（213-V-112）和30万吨/年轻燃油加氢精制装置加氢精制单元汽包。为了减少系统的热损失并保护操作环境，设置了连续排污扩容器（213-V-109）和定期排污扩容器（213-V-110）。由于中压产汽系统的排污水温较高，首先送至连续排污扩容器。扩容蒸汽引入除氧器。扩容后的排污水送入定期排污扩容器，并加入新鲜水冷却至40以下排放。8）公用工程系统该单元与30万吨/年轻燃油加氢精制装置加氢精制单元共用燃料气、除盐水、蒸汽、生产给水、循环冷却水、净化压缩空气、非净化压缩空气及氮气等公用工程管网系统。两个单元的公用工程统一计量。3 原料、产品、物料平衡、装置能耗、三剂消耗及公用工程要求3.1 原料性质本装置所用的原料主要为催化干气（性质见表3-1），因考虑催化装置异常情况，采用丙烷（性质见表3-2）作为备用原料。开工氢气：瓶装氢气，99。9%（V）表3-1 催化干气性质(设计数据)组分H2CH4C2H6C3H8C4H10CO2C2H4C3H6N2硫化氢O2C4H2O组成mol(%)24.18524.20513.2090.0860.0641.31913.2071.80820.420ppm0.750.0640.766表3-2 丙烷性质(设计数据)组分C3H8C3H6C3H8IC4H10NC4H10IC5H12NC5H12C6+N2CO2合计组成mol(%)94.815.191003.2 产品性质、副产品性质3.2.1 本装置产品为氢气，副产品为PSA部分脱附气（作转化炉燃料），另有部分多余蒸汽送公司管网。产品的主要技术规格见表3-3，脱附气组成见表3-4表3-3 产品的主要技术规格(设计数据)组 分H2COCH4N2合计组成(mol%)99.910ml/m30.020.08100.0表3-4 脱附气组成(设计数据)组分H2CH4C2H6C3H8C4H10CO2C2H4C3H6N2硫化氢O2COH2O组成mol(%)16.6913.725.7015.3627.770.783.2.2 氢气物化性质分子量 ： 2 相对密度(空气=1)： 0.07 熔点（）： -259.2 沸点（）： -252.8 自燃点（）： 400 爆炸上限%（V/V）： 74.1 爆炸下限%（V/V）： 4.1 危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热或明火即爆炸。气体比空气轻，在室内使用和储存时，漏气上升滞留屋顶不易排出，遇火星会引起爆炸。氢气与氟、氯、溴等卤素会剧烈反应。 健康危害：本品在生理学上是惰性气体，仅在高浓度时，由于空气中氧分压降低才引起窒息。在很高的分压下，氢气可呈现出麻醉作用。3.3 物料平衡表项 目数 量Kg/h104t/a原 料催化干气51004.08水蒸汽1528512.228合 计2038516.308产 品工业氢1141（12543 Nm3/h）0.913解吸气98957.916酸性水93497.4792合 计2038516.3083.4 装置公用工程系统要求及消耗3.4.1 循环水入/出口温度：32/40入/出口压力：0.6MPa（A）/0.3MPa（A）3.4.2 锅炉除盐水压力：0.4MPa（A） 403.4.3 新鲜水压力：0.3MPa（A） 303.4.4 蒸汽低压蒸汽：1.0MPa（A） 2003.5 MPa（A） 3.6 MPa（A） 4203.4.5 压缩空气 净化风：0.5MPa（A） 常温、干燥 非净化风：0.6MPa（A） 常温3.4.6 氮气 压力：0.6MPa（A） 常温、纯度99.5%3.4.7催化干气压力：0.7MPa（A） 常温3.4.8 丙烷压力：1.80MPa（A） 403.5 主要操作条件3.5.1原料气压缩机（213-C-101AB）入口压力 0.8MPA（G）出口压力 3.3 MPA（G）3.5.2 原料气加氢、脱硫3.5.2.1一段加氢反应器（213-R-101A）入口温度 220-320出口温度 280-3203.5.2.2二段加氢反应器（213-R-101B）入口温度 280-320出口温度 360加氢后原料气烯烃含量 1%（V）3.5.2.3一段脱硫反应器（213-R-102A）入口温度 360出口温度 3603.5.2.4二段脱硫反应器（213-R-102B）入口温度 360出口温度 360脱硫后净化原料气总硫含量小于0.1ppm（要求0.2ppm）3.5.3 烃类水蒸汽转化转化炉（213-F-102）转化炉管入口温度 500转化炉管出口温度 820水碳比（H2O/C） 3.90转化炉管出口甲烷含量 6%(V)3.5.4 一氧化碳变换 中温变换反应器（213-R-103） 中温反应器入口温度 360 中温反应器出口温度 411 中温反应器出口CO含量 3.0%(V)4 异常情况处理4.1 装置停电装置停电分为瞬时停电和长时间停电，若瞬时停电，则立即启动停运机泵，及时调整，若短时间启动不起来，则按长时间停电事故处理。4.1.1 瞬时停电4.1.1.1 现象：a) 部分或全部机泵停运，流量指示回零。b) 照明灯闪动。4.1.1.2 处理：a) 转化炉适当降温。b) 检查干气压缩机应满足启动条件，并将负荷降至0%后启动电机，待机组运行正常后调整至100%负荷。c) 紧急启动锅炉给水泵及其它泵。d) 紧急启动空冷电机。e) 详细检查其他有无停运的设备，如有要及时启动。f) 保持各罐、汽包的正常液位，严防液位空或满。g) 严防反应器及转化炉管超温。h) 调整各操作参数至正常值。4.1.2 长时间停电4.1.2.1 现象：a) 室内及现场照明灯灭，动设备停运。b) 相关机泵联锁声光报警。4.1.2.2 处理： 装置停电，现场所有动设备停运，装置必须紧急停工。应通知调度及车间领导。a) 关闭脱硫气去转化双阀门，配汽量降至8000kg/h左右。b) 关闭转化炉顶所有火嘴及长明灯根部阀门。c) 关闭转化炉瓦斯调节阀副线阀，关闭瓦斯补解吸气调节阀。d) 投用中变气放火炬调节阀。e) 关闭干气压缩机入口催化干气调节阀及配氢调节阀；关闭压缩机出口返回调节阀。f) PSA按暂停，关闭PSA入口中变气阀门，关闭PSA出口氢气调节阀。g) 转化停进料1015min后关闭配汽调节阀，转化部分氮气置换。h) 转化及中变系统缓慢泄压至1.0MPa，泄压速度0.5MPa/10min。i) 原料预处理系统泄压至0.8MPa，保证转化压力高于原料预处理系统压力。j) 关闭汽包V-103、V-112蒸汽外送调节阀；关闭汽包V-103、V-112连、间排阀门；注意汽包V-103、V-112及V-108液位，防止液位空或满。k) 关闭锅炉给水泵P-103出口阀门。l) 其余按正常停工处理。4.2 DCS断电4.2.1 现象：a) 室内电脑黑屏，装置各参数无法监测、控制。b) 联锁指示灯熄灭，无报警声音。c) 所有联锁自保阀自启动。4.2.2 处理：a) 装置必须紧急停工，按紧急停工操作，由于室内参数无法获取，所有调整以现场指示为依据。b) 其它程序可参照长时间停电处理。c) 对汽包液位、压力等关键控制点必须安排专人现场监控。4.3 装置停循环水 本装置用循环水冷却的设备有：干气压缩机213-C-101A/B级间冷却器及润滑油冷却器；转化炉引风机213-C-103填料冷却；中变气水冷器213-E-105、放空冷却器213-E-107；压缩机循环气冷却器213-E-106。4.3.1 现象： a） 213-E-105出口中变气温度TE-10702升高。b） 压缩机213-C-101/A.B各级介质温度升高。c） 循环水流量急剧变小。d) 压缩机循环气温度变高。4.3.2 处理： a） 投用空冷器213-A-101AB，尽量使中变气进PSA温度低于40。 b） 与轻燃油装置联合处理，关闭循环水进出装置阀门， 将新鲜水串进装置内循环水，并从最靠近循环水回水总阀处现场集中排放循环水。 c） 视情况作降负荷处理，直至PSA进料温度满足设计要求（40）。 d） 在中变反应器213-R-103出口CO3.5%(v)的情况下适当降低213-R-103出口温度。e） 若213-C-101/A.B出口介质、润滑油冷后温度及213-P-103轴承箱因超温无法运行可作停工处理。4.4 装置停仪表风4.4.1 现象： 仪表风压力低报警，各调节阀DCS无法控制，213-F-102炉膛温度下降较快，各路瓦斯无流量，各汽包上水量变大，配汽量、除氧器V-108上水量变大，各汽包、分液罐及除氧器213-V-108液位上涨很快，现场各风关阀全开，各风开阀全关。4.4.2 处理：装置仪表风停，所有气动阀无法动作，相应的处理必须现场手动进行，装置必须紧急停工。a) 关闭脱硫气去转化阀门，通过配汽调节阀下游阀控制配汽量在8000kg/h左右。b) 关闭转化炉所有火嘴及长明灯。c) 关闭转化炉瓦斯调节阀副线阀，关闭瓦斯补解吸气调节阀前后阀。d) 投用中变气放火炬调节阀。e) 停干气压缩机，关闭压缩机入口催化干气调节阀及配氢调节阀前后阀；关闭压缩机出口二返零调节阀前后阀。f) PSA按暂定，关闭PSA入口中变气阀门，关闭PSA出口氢气调节阀前后阀。g) 转化停进料1015min后关闭配汽调节阀。h) 通过中变气放火炬调节阀下游阀将转化及中变系统缓慢泄压至1.0MPa，泄压速度0.5MPa/10min。i) 原料预处理系统泄压至0.8MPa，保证转化压力高于原料预处理系统压力。j) 专人通过PV-10902，PV-10802后截止阀控制汽包213-V-112、213-V-103压力，控制汽包液位在（45-65）%。k) 通过除氧器213-V-108上水调节阀的下游阀控制液位在（45-65）%。l) 各分液罐及时排液。m) 其余按正常停工处理。4.5 停原料 制氢装置按设计是以催化干气作为原料，如催化干气中断时可切换丙烷进料（详细操作可见单元操作中催化干气改丙烷制氢）。若催化干气中断又无丙烷备用原料，可作紧急停工处理。4.6 停锅炉除盐水4.6.1 现象： a） 锅炉除盐水进装置流量无显示，压力偏低。 b） 除盐水/中变气换热器213-E-104中变气出口温度TI-10606升高。 c）除氧器213-V-108液位下降。4.6.2 处理： a） 关闭汽包213-V-103、213-V-112连、间排阀，控制213-V-103、213-V-112液位在（45-65）%。 b） 在设计许可的情况下，控制较高的汽包压力，减少发汽量。 c） 因213-E-104管程无介质换热，全开两台空冷器，关闭213-A-101AB、213-E-105跨线阀，防止PSA进料温度超高。 d） 如除氧器213-V-108液位低于20%，锅炉除盐水仍无法恢复供应时按紧急停工处理。4.7 停燃料气4.7.1 现象：a) 瓦斯压力低报警，指示下降或回零。b) 加热炉炉膛温度下降。4.7.2 处理：a) 通知调度及车间领导，迅速恢复。观察燃料气罐（213-V-110）压力变化。b) 若燃料气无法供应，可投用中变气补解吸气调节阀，适当降低装置负荷，同时可视氢气量适当降低加氢的负荷。5 正常开工步骤5.1 装置开工装置全面大检查 装置大检修结束后，对装置工艺管线、工艺设备、控制系统、安全设施等进行一次全面细致的检查，为开车工作顺利进行提供可靠的保证。5.1.1 检查的目的a) 装置施工结束后，组织人力对整个装置进行全面大检查，查隐患、查漏项、查缺陷、找问题，以便及时得到整改。b) 通过大检查组织职工队伍进行一次现场实际岗位练兵活动，以便使操作人员进一步掌握工艺流程，熟悉设备状况，为开车的顺利进行奠定基础。5.1.2 检查的要求a) 按照设备图纸的要求与设计规范，严格检查工艺管线、工艺设备、仪表、电气、安全、控制、环保设施等是否满足规范和设计要求，是否满足开工需要。b) 车间组织好技术人员和操作人员进行全面检查工作，要求认真检查、层层把关，对检查出的问题要做认真详细的记录，并及时整理上报主产部。5.1.3 检查内容5.1.3.1 总体检查a) 设备是否按设计施工，施工质量是否符合规范和标准要求。b) 设备是否按设计要求安装，是否配套，工艺流程是否符合要求。c) 消防设备、消防设施、劳动保护、防毒面具等是否齐全好用，安全通道是否畅通无阻。d) 框架、构架、梯子、护栏、平台是否符合设计要求，正常巡检路线是否畅通无阻。e) 装置照明完善，通讯设施齐全好用。f) 地漏畅通，房屋无损，仪表清洁，采暖通风及生活用水设施齐全。g) 地面平整，下水井、排水沟等无杂物，盖板齐全完整。5.1.3.2 工艺流程检查a) 按照设计施工图的工艺流程认真逐条对照检查，进出装置与设备相连的位置是否符合设计要求，有无错接、漏接、多接的现象。b) 工艺管线及管件、法兰、螺栓、垫片、孔板等附件是否符合设计规定的压力、温度等级要求，以及材质是否符合要求，特别是对于高温及临氢介质部位更应详细检查，做好记录。c) 阀门是否符合设计规定压力、温度，盘根、压盖是否安装好，各阀门是否开关灵活（各阀门均应开关数次）、便于操作，截止阀、单向阀等有方向性的阀门安装是否正确。d) 热力补偿结构是否符合标准要求。管线的支撑、吊托是否完好、牢固可靠。e) 重点检查高温、高压及临氢系统的管线是否符合标准规范要求，各类施工档案材料应齐全。f) 温度计套管、热电偶套管、压力表等安装是否齐全，是否符合要求。g) 检查各下水井、排水沟、地漏是否完好畅通。h) 装置内管线上的盲板是否按要求拆装。i) 各管线刷漆、保温、伴热是否符合要求，介质流向是否标明。5.1.3.3 反应器、容器、换热器的检查a) 所有设备是否正确安装，设备基础应无下沉、裂缝，各部螺栓是否满扣、齐整、紧固，地脚螺栓有无弯曲、变形、裂纹及螺栓是否紧固，设备及管线的支撑、吊架是否安装正确。b) 设备级别、材质和规格是否符合设计要求，出厂合格证、质量证明书、竣工图及其它有关技术资料是否齐全准确。c) 设备的压力试验是否符合规范要求，资料是否齐全。d) 进出口法兰、人孔垫片是否符合材质规格和施工质量标准。e) 设备内是否有杂物，设备内构件是否完好，设备最后封孔是否有人检查并签字。f) 设备附件压力表、安全阀、放空阀、热电偶、液面计、静电接地线、设备铭牌是否齐全完好。g) 空冷电机是否符合设计要求，电流表、电机开关是否安装合适、操作方便；各部位润滑油脂牌号是否符合要求；皮带是否松紧适当。h) 所有设备进出口接管是否正确。i) 设备表面油漆、保温质量及外部铁皮质量是否符合要求，标识是否明确。5.1.3.4 加热炉的检查a) 加热炉安装是否符合设计规定。b) 各部材质、急弯弯头、炉管规格、胀接等质量是否符合设计规定，吊架、管板等受压受热部件有无断裂和变形。c) 炉内件、隔热陶纤、烟道烟囱衬里无裂缝、无脱落，热膨胀缝符合设计要求。d) 炉体内整洁无杂物，附属管线安装合理，横平竖直，炉管表面光洁无损，所有螺纹均应满扣、齐整、牢固。e) 火嘴、调风门、看火门、防爆门、烟道挡板、风道挡板是否开关灵活好用、开关标识准确，接地线、热电偶等部件是否齐全完好。f) 炉墙、吊砖无断裂和严重倾斜、脱落等现象，炉体、烟道、烟囱与基础完整、无下沉、无严重倾斜和裂缝。5.1.3.5 压缩机组的检查5.1.3.5.1 润滑油系统：a) 检查机身油池，并确认无杂物。b) 检查辅助泵、油冷却器、滤油器以及滤油器手动切换是否良好。c) 各油压、油温等一次表良好。5.1.3.5.2 冷却系统： a） 检查各个气缸和油冷却器进排水管线、阀门和管路附件，并确认冷却水走向无误。 b） 各部位进水压力、进排水温度等一次表完好。5.1.3.5.3 工艺管路系统：a) 检查进排气缓冲器和管道及管路的附件是否完好。b) 检查气体的走向是否符合工艺流程要求。c) 进、排气压力和温度等一次表良好。d) 止回阀的安装是否符合管内介质流向。e) 管道支吊架是否齐全并符合规范要求。5.1.3.5.4 气量调节系统： 检查气量调节系统是否有缺陷、顶开吸气阀动作是否灵敏。5.1.3.5.5 机械部分： 检查所有紧固件均已上好并紧固，盘车无阻滞或撞击等异常现象，安全设施齐全。5.1.3.5.6 电气部分： 电气系统良好，绝缘接地合格。5.1.3.6 机泵的检查a) 逐台检查机泵、电机型号以及安装是否符合设计要求，盘车是否灵活，地脚螺栓是否把紧。b) 电机隔音罩是否齐全、牢固，泵体丝堵是否严密。c) 液面计、油标及附件是否完整无缺，油位是否清晰，各压力表安装是否齐全，量程是否适宜。d) 电机接地是否牢固，电机开关是否安装正确、操作方便。e) 机泵油箱是否清洗干净，是否加入相应牌号的润滑油。f) 机泵冷却水给、排水系统是否齐全、畅通无阻、无泄漏。g) 机泵的出、入口阀、连通阀、放空阀、压力表手阀等安装是否齐全正确，是否开关灵活、操作方便，泵出口单向阀走向是否正确。h) 泵排污设施是否齐全，照明是否完好，润滑油三级过滤是否齐全且符合要求。5.1.3.7 自控系统及电气系统检查a) 所有仪表安装就位，规格型号符合设计要求，导线排列整齐，连接牢固。b) DCS系统控制灵敏，各种功能齐全好用，显示准确清晰。c) 各种联锁、自保系统试验合格。d) 各种瓦斯报警器、有毒气体报警器等是否准确好用。e) 各调节阀动作是否平稳、准确、灵活，有无松动及卡涩现象，是否能全开全关。f) 电气设备外壳是否有额定铭牌，是否符合设计要求，防爆电器防爆标志是否与设计相符，是否有出厂合格证书。5.2 系统置换5.2.1 置换目的 置换的目的是：用N2将工艺管线和设备内的空气、有毒、有害气体赶出，使之氧含量及其它指标达到工艺要求。以防装置在开车时管道、设备中的氧、有毒害的气体与工艺气混合而发生事故。5.2.2 置换应具备的条件a) 置换所需的工具或设备均准备，并按要求送至现场。b) 检查所有的过滤器、盲板、阀门、孔板、安全阀、单向阀均已复位，且已装上正式垫片。c) 临时盲板、法兰均已拆除，整改项目均已完成。d) 电磁阀、变送器已送电，工艺调节阀已接通气源。e) 置换气源已联系好，气量有保证。f) 置换系统中现场压力表、变送器上的取压管根部阀已打开，所有液位计连接阀、流量变送器取压阀打开。g) 置换系统中所有放空阀、排液阀、采样阀、导淋阀、通向地沟的阀门均已关闭，所有变送器的排液阀、放空阀均已关闭。h) 就地排放点，要设有标记。i) 仪表、取样分析工作准备就绪。j) 置换操作人员组织落实，并对置换系统流程及置换方案熟悉。5.2.3 注意事项a) 给气阀与排气阀操作人员应及时联系，一旦超压应立即关进气阀，并及时放空。b) 只有在系统彻底泄压后，才能装、拆盲板、法兰等。c) 排放口原则上远离充氮口，尽可能选择死角及低点排放。d) 置换过程应作好记录。e) 置换所用到的临时设施拆除情况要有记录。f) 现场排放N2，要注意人身安全，防止发生人员窒息事故。5.2.4 置换方法 氮气置换采用多次氮气升压、现场泄压的方法进行，即用氮气升压到0.3MPa，然后泄至常压（或抽真空），重复升压、泄压35次，直至系统取样分析氧含量小于0.5%(V) 为合格。5.1.2.5 置换程序为了缩短置换时间，节省N2，可以分系统置换：物料系统、燃料系统、3.5MPa蒸汽系统、放空及火炬系统等。5.3 装置气密 管道经过强度试验，吹扫后，就可以进行装置的系统气密检查。5.3.1 气密的目的 气密的目的是检查所有法兰、阀门的填料，密封、焊口等处的严密性，以防止在正常开车时，因可燃气、有毒气泄漏而造成火灾及其它事故。5.3.2 具备气密的条件a) 装置开工所必需的设施全部完成并确认合格，所有的整改项目均完工；测量及控制仪表安装好并调试合格。b) 所有过滤器、盲板、阀门、孔板、安全阀、单向阀均已全部复位，并已装上正式垫片，临时隔离盲板拆除，并投用安全阀。c) 气密用的气源落实且符合要求。d) 系统内所有现场压力表取压管根部阀打开，所有现场玻璃液位计连接阀打开。e) 系统内所有变送器，电磁阀送电，调节阀的气源接通，变送器的放空阀，排液阀关闭。f) 系统所有流量孔板至变送器的取压管线上的取压阀应关闭，至现场分析仪的取样管的根部阀关闭。g) 系统内所有放空阀，导淋，采样阀通向地沟的阀门应关闭，并盲死。h) 气密检查处不要保温，已保温的要拆除。i) 气密所需人员组织落实。j) 气密用的压力表已选定并经检验合格。k) 气密的各类工具，临时材料（肥皂液、小塑料桶、洗耳球、手电、反射镜、粉笔等）已备齐并送至现场。l) 气密检查进度情况应有专人作记录。5.3.3 气密检查及安全注意事项：a) 给气阀与排气阀处，操作人员保证及时联系，一旦压力达到，应及时排放或关闭给气阀。b) 管道系统压力等级不同，应分别进行气密检查。c) 泄压排放处，要设有危险标志或用绳围圈。d) 只有在常压下，才能装拆盲板、法兰等。e) 高处作业应系好安全带，进入现场戴好安全帽。f) 高压系统试漏时，应注意与之相临近的低压系统隔开，以防压力相窜。g) 现场就地排放惰性气体时，要注意人身安全，以防窒息。h) 气密检查合格后，应由专人确认签字，所用临时材料应作记录并及时拆除。5.3.4 气密检查点： 检查设备、管道上所有连接点、法兰面。其中包括管线、仪表连接线的连接处，放空阀、导淋、阀门连接处。5.3.5 气密检查方法： 系统气密检查的压力等级应能满足实际操作压力。可先将系统升压至0.05MPa，对系统进行普查，若无泄漏，则继续升压至50%的操作压力；若检查仍无泄漏则继续升压至75%的操作压力。检查无泄漏后升压至操作压力检查。合格标准是在试验等级压力下4小时保证压力表显示压力下降不超过0.05MPa，为系统气密检查合格。低压部分(1.0MPa)总压降应小于0.02MPa。5.3.6 气密程序 为便于气密工作的进行，可将本装置分成若干系统： 原料预处理系统、转化及变换系统、锅炉给水系统、燃料系统、氮气、1.0MPa蒸汽与非净化风系统、催化干气系统、 3.5MPa蒸汽系统、开工系统、火炬及放空系统。5.4 装置开工5.4.1 开工具备的条件a) 整改项目已完成，无影响开工进程的工序，对新管线贯通吹扫或冲洗、试压合格。b) 塔、冷换设备、容器等试压完毕，所需证件齐全、所需附件齐全、工艺管线、法兰、阀门等无缺陷，现场压力表安全阀安装就位，盲板按开工要求拆装完毕，达到使用条件。c) 全装置气密、置换合格，O20.5%（v）,反应系统中H2S0.5ml/m3。d) 现场彻底清扫，清洁卫生无杂物。e) 机泵单机试运无异常，检查机泵的润滑油、冷却水、密封、水系统是否畅通，电机转向正确。f) 配合仪表调试装置控制系统、现场仪表动作正常。g) 联系电气检查设备电源、装置照明及仪表电等已经正常。h) 联系好生产调度安排好原料气、氮气、水、电、汽、风等的供应工作。i) 联系质检部门做好开工分析项目的准备工作。j) 组织操作人员学习开工方案，并能熟练掌握。5.4.2 开工的安全措施a) 认真进行开工前的气密置换工作，车间要组织专门人员统一检查、验收，发现问题及时处理。b) 加强公用系统的管理，建立对外联系簿，以备后查。c) 严格按开工方案开工，每一步骤都要经过开工领导小组确认后方可进行下一步操作。d) 开工期间要加强现场巡检，车间要加强值班力量，进入现场要佩戴好劳动保护用品。e) 所有消防器材要放到位，齐全好用。5.4.3 开工步骤及操作要点5.4.3.1 加氢催化剂预硫化5.4.3.1.1 预硫化目的新鲜的加氢催化剂为活性低、性能稳定的氧化态，为了提高活性，开工时必须进行预硫化，使其转化为高活性的硫化态，催化剂预硫化的好坏，直接影响到催化剂的活性，因此需要特别小心，认真地进行预硫化。5.4.3.1.2 硫化反应方程式： C H3-S-S-C H3H2H2SCH4 MoO3H2SH2MoS2(MoS3)H2O CoOH2SH2Co9S8H2O NiOH2SNiSH2 5.4.3.1.3求：准备DMDS 1.29t。准备好氢气钢瓶，为装置硫化提供氢源。结束后吹净残留DMDS和H2S。用水冲洗DMDS管线。5.4.3.1.4硫化流程DMDS213-C-101A213-F-101213-R-101A（管）213-R-101B213-E-107213-V-111213-C-101A 5.4.3.1.5 预硫化要点（1）预硫化过程中催化剂床层温升20/h。（2）当注入DMDS后每30min分析一次循环系统H2S含量。（3）床层温升较小时注硫量最多40kg/h。（4）床层温升30时要降温或停注DMDS。（5）操作时要按提温不注DMDS，注DMDS不提温的原则，直至320时恒温。（6）反应系统H2S浓度在不注硫时含量不变为硫化结束。5.4.3.1.6 操作步骤整个系统气密并用N2置换合格后按上述工艺流程改好阀门，要求系统O2含量0.5%（v）。启动213-C-101A进行氮气循环，系统压力控制在0.8MPa。按点火程序点F-101，床层以（1525）/h升温至120进行催化剂的恒温干燥。其升温控制程序见表4-1。表4-1 升温控制程序温度范围升/降温速度(/h)时间h累计时间h常温1201588120恒温4121202501520820250恒温4242501801520428180配H2、注DMDS4321802201520234220恒温4382202601520240260恒温4442603201520347320恒温45132027015203545.4.3.1.7催化剂干燥结束后，床层温度降至180，给系统中配入合格的H2，使氢气浓度70%（v），空速达到（200500）h-1。这时开启配硫系统，先按25kg/h给系统配入DMDS，开始时混合气中H2S浓度维持在（0.51.0）%(v)。根据催化剂床层的温升情况，调整DMDS的配入量，床层以（1020）/h升温速度将床层温度升至220，床层温升较小时注硫量40kg/h。5.4.3.1.8催化剂床层达到220后恒温4小时，并将混合气中H2S浓度提高到（0.51.5）%(v)，再以（1020）/h升温速率将床层温度升至260，恒温4h后进入还原末期，以（1020）/h升温速率将床层温度升至320，恒温4h，直至按催化剂供货商提供数量将硫化剂加完为止，或在不注硫时，循环气中H2S浓度不变可认为硫化结束。床层温升较小时注硫量40kg/h。5.4.3.1.9化结束后，维持系统继续循环，将反应器温度以20-30的速度，降温至270，保温保压。5.4.3.2 转化、中变催化剂还原5.4.3.2.1氮气循环升温：打开原料气压缩机213-C-101B入口氮气阀，引氮气对系统充压。打开原料气压缩机213-C-101B出口管道上的手阀，打开转化开工线P-122管道上的手阀，打开转化气蒸汽发生器尾部塞阀，打开中变气压力调节阀PV-10701A前后手阀，打开开工线P-128管道上手阀，打开213-C-101B上相应的手阀。建立原料气压缩机213-C-101B、转化炉213-F-102、中温变换反应器213-R-103、原料气压缩机213-C-101B的循环。循环流程N2213-C-101B213-F-1022