润滑油加氢改质装置工艺技术操作规程

中国石油化工股份有限公司荆门分公司发布2003-××-××实施2003-××-××中国石油化工股份有限公司荆门分公司发布2003-××-××实施2003-××-××发布润滑油加氢改质装置工艺技术操作规程Q/JSHJ0401·50—2003代替Q/JSH0401·50—2001Q/JSH中国石油化工股份有限公司荆门分公司企业标准E01目次TOC\f\h\t"前言、引言标题,附录标识,参考文献、索引标题,章标题,附录章标题,一级条标题,附录一级条标题"前言 IV1范围 12规范性引用文件 13装置工艺原理概述 13.1加氢处理反应原理 13.2加氢后精制反应原理 23.3常、减压分馏工艺原理 23.4加氢过程的主要影响因素 24工艺流程概述 64.1加氢处理部分 64.2加氢后精制部分 64.3常、减压分馏部分 64.4辅助系统 75工艺设计数据和指标 85.1原材料质量指标 8分析方法 85.2馏出口油品质量性质 105.3动力指标 135.4环保指标 135.5主要工艺操作条件 145.6化学药剂性质、用途及消耗 146开工操作法 186.1开工前的检查准备工作 186.2低压部分的吹扫贯通、气密 196.3蒸汽贯通、吹扫、试压步骤 206.4减压系统试抽真空 236.5反应系统氮气置换 236.6反应系统氢气置换 246.7临氢系统气密检查 256.8地面火炬的调试确认 256.90.7MPa/min、2.1MPa/min紧急泄压试验 266.10装置FSC系统的说明与管理 266.11预处理及分馏系统柴油循环 286.12切换新鲜原料 286.13催化剂的装填、干燥、硫化 307停工操作法 377.1正常停工 377.2紧急停工 407.3停工注意事项 407.4卸催化剂 418事故处理 428.1事故处理的原则 428.2反应部分事故处理 428.3分馏部分事故处理 469反应岗位操作法 489.1反应岗位的主要工艺控制点 489.2原料油的预处理 489.3反应温度控制 499.4反应压力 499.5氢油比的调节 509.6高压分离器的操作 509.7注水 5010分馏岗位操作法 6010.1分馏岗位的主要控制点 6010.2影响常、减压分馏的主要操作因素 6110.3常压系统的操作 6310.4减压系统 6410.5常压系统操作因素调节 6710.6减压系统操作因素调节 6811加氢改质大型机组操作法 7011.1汤姆森C25-4压缩机操作法 7011.2德莱塞兰压缩机操作法 8011.3进口高压原料泵3IJ-11ST操作 8412加热炉岗位操作法 8912.1概述 8912.2点火前的检查准备工作 8912.3点火 8912.4正常操作及调节 9012.5正常停炉 9012.6紧急停炉 9012.7火焰的辨别与调节 9112.8不正常现象分析及处理 9112.9常见故障及处理 9212.10加氢反应加热炉(F-101)停炉联锁系统 9412.11加热炉烘炉 9413司泵岗位操作法 9713.1离心泵的操作 9714安全、环保与劳动保护 10114.1安全 10114.2火灾和爆炸事故 10214.3高压危险 10314.4化学品的管理和危害 10314.5安全保护措施 10514.6事故 10614.7事故处理概要 10914.8安全规程 11014.9环境保护 115附录A（规范性附录）设备一览表 117前言本规程是20万吨/年润滑油加氢改质装置的生产操作依据。主要内容有装置工艺原理、工艺流程、生产操作、设备性能及主要事故处理，是润滑油精制车间相关管理人员和各岗位进行操作的技术法规性指导文件。本规程是根据荆门分公司润滑油加氢改质装置试生产两年来的实际情况，对Q/JSHJ0401·50—2001《润滑油加氢改质装置工艺技术操作规程(试行)》进行修订的。本规程从实施之日起代替Q/JSHJ0401·50—2001《润滑油加氢改质装置工艺技术操作规程(试行)》。本规程与Q/JSHJ0401·50—2001相比，技术内容无大的差异，仅根据Q/JSHJ1102·01—2003《工艺技术操作规程管理标准》的要求对版式进行了全面调整。本规程的附录A是规范性附录。本规程由中国石油化工股份有限公司荆门分公司技术标准工作组提出并归口。本规程起草单位：中国石油化工股份有限公司荆门分公司润滑油精制车间。本规程主要起草人：蒲祖国董国平本规程校稿人：蒲祖国本规程审核人：何武章本规程审定人：本规程批准人：杨勇刚本规程所代替标准的历次版本发布情况：Q/JSHJ0401·50—2001。本工艺技术操作规程自2003年7月1日开始实施，有效期为五年。润滑油加氢改质装置工艺技术操作规程范围本规程规定了荆门分公司润滑油加氢改质装置开工、停工、正常生产及各岗位的操作方法，主要设备的操作及维护要点，常见事故判断及处理方法等内容。本规程适用于荆门分公司润滑油加氢改质装置的生产操作。规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。Q/JSHG1102·01—2003工艺技术操作规程管理标准荆石化字［2002］48号关于印发职业安全卫生管理制度的通知装置工艺原理概述加氢处理反应原理润滑油加氢处理的主要作用是改善润滑油基础油的粘温性能。这一点与溶剂精制工艺相同。但这两种工艺存在本质的差别。加氢处理工艺采用的是化学转化过程，即在催化剂及氢气的作用下，通过深度加氢处理反应，将非理想组分转化为理想组分，从而提高基础油的粘度指数，同时使油品得到深度精制。在加氢处理过程中会发生以下化学反应：含硫、氮、氧的杂环化合物加氢分解反应；稠环芳烃加氢饱和生成稠环环烷烃的反应；烷烃与环烷烃的临氢异构化反应；环烷烃的开环反应；烷烃的加氢裂化反应。以上化学反应的进行程度和反应速度与催化剂的性能、反应条件的选择有密切关系，同时与原料性质有关。对于中间基原油，在加氢处理过程中一方面要除去杂环化合物，另一方面要饱和芳烃，适度开环。同时，要防止加氢中间产物发生缩合反应造成催化剂表面积炭增加。脱除杂环化合物的化学反应润滑油原料中的含硫、氮、氧杂环化合物类型很多，它们对油品性能有一定影响。加氢的目的是将硫、氮、氧转化为H2S,NH3,H2O,再通过汽提或蒸馏最终从产品中分离。主要反应类型有以下几种：含氧化合物加氢生产水和烃含硫化合物加氢生成H2S和烃含氮化合物加氢生成NH3和烃稠环芳烃加氢生成稠环环烷烃的反应粘度指数－60粘度指数20凝点>＋50℃凝点>＋20℃稠环环烷烃部分加氢开环,生成长侧链单环环烷烃或单环芳烃的反应粘度指数20粘度指数110～140正构烷烃或低分支异构烷烃临氢异构化为高分支异构烷烃的反应C10CC10CCCCCCCC10CC10CCCCCCC10CC10CC2C2凝点19℃凝点-40℃加氢后精制反应原理在加氢处理过程中,由于芳烃的转化反应存在热平衡限制,因此加氢处理生成油中尚存在一部分未能完全转化的芳烃,这部分芳烃的存在最终会影响基础油的光安定性和热氧化安定性。为了改善油品的光安定性和热氧化安定性，改善油品的颜色，需要在较低的温度下对加氢处理生成油进行加氢后精制，促使芳烃进一步转化。加氢后精制过程的主要反应为烯烃和芳烃的加氢饱和反应。常、减压分馏工艺原理常压蒸馏主要是根据油品的沸点不同把加氢生成油进料通过汽提蒸汽汽提,降低油品分压,从常压塔顶部分离出石脑油,从塔中部分离出柴油,常压塔底重油送至减压部分。减压分馏的目的，主要是将上游常压部分送来的常底重油，通过加热炉提供蒸馏所需热量和高真空抽空系统形成真空，降低减压塔的压力，从而使油品在低于其沸点的温度下汽化，防止油品裂解、结焦，以得到不同的目的产品。加氢过程的主要影响因素氢分压在加氢过程中,有效的压力不是总压,而是氢分压。氢分压的大于取决于补充新氢的纯度、系统总压、高分温度、循环氢弛放量、原料油的汽化率及反应气体产率等多种因素。由于加氢反应是体积缩小的反应，提高氢分压有利于加氢的反应的进行。因此，提高氢分压将有利于加氢脱氮脱硫，芳烃饱和等催化反应的进行，改善油品性质，还可以向有利于减少积炭的方向转移。较高的氢分压还可以使装置在运转末期，在产品质量、产率符合要求的前提下，允许采用更高的反应温度，延长装置运转周期。当然，氢分压的提高是以增加装置建设投资与操作费用为代价的。因此，应根据合理的产品需求确定氢分压，过高的氢分压是一种浪费，应在提高产品质量的同时降低氢分压。本装置加氢处理氢分压10.0MPa，加氢后精制反应由于压降与耗氢等原因稍低于10.0MPa，氢分压在装置操作周期内基本保持不变。氢分压（PH2）对催化剂活性和结垢速率有重大影响。提高氢分压可提高催化剂活性并可抑制催化剂的结焦，以延长催化剂的寿命，在反应器系统机械极限范围内，氢分压应当最大以便最大限度地延长运转周期。可循下列途径提高氢分压：·提高系统总压（操作尽量接近装置冷高分上安全阀的设定压力）；·提高补充氢纯度；·提高循环气的氢纯度；·提高排放气流率；·降低冷高分的温度。反应温度在一定温度范围内，提高反应温度可以加快反应速度，在催化剂不变的情况下，可以提高脱硫率、脱氮率等反应转化率，提高产品质量。但过高的反应温度对芳烃加氢饱和反应不利，还会使催化剂表面积炭增加。随着运转时间的延长，催化剂活性下降，需要提高反应温度予以补偿。为了使反应器中的催化剂均匀发挥功效，得到最佳的产品分布与产品质量，催化剂床层除控制平均反应温度外，还要控制最高反应温度。为延长装置操作周期，在满足产品质量要求的前提下，应尽量在较低的温度下操作。原料/反应产物换热器要借助于关闭原料油旁路将大量热量回收。而原料加热炉供热量将自动减少以便保持反应器入口温度不变。当调整旁路流率从反应器反应产物中回收更多的热量时，要记住反应进料加热炉应有最低温升≮28℃。此最低温升使操作人员能够借助停掉加热炉迅速地降低反应器入口温度。本装置有2台反应器，装入2种不同类型的催化剂，其反应温度条件各不相同，分述如下：加氢处理反应器装入RL-1催化剂，主要功能是加氢改质。加氢过程要放出大量反应热，床层总温升达(50～70)℃。为了充分发挥催化剂的功能，延长催化剂使用周期，除满足平均反应温度要求外，还要控制床层最高温度与各床层温升。为此，加氢处理催化剂分为4个床层，床层间采用急冷氢手段将上一床层较高的出口温度降下来。这样，虽然加氢处理过程床层总温升较高，但每个床层温升因注入急冷氢而大大降低，且床层温度分布极为接近，整个反应器温度分布均衡。由于加氢脱硫等速度较快的反应主要在反应器上部完成，因此反应器上部床层温升较大，根据反应器温升情况，加氢处理反应器按4段床层设计。本装置加工的3种原料油加氢处理温度见表1，这样会给生产过程造成一定困难。由于反应温度变化大，调整时间长，再加上分馏系统平衡操作，都会延长原料切换时间，增加过渡油量。为了减少原料切换带来的不利影响，建议在生产调度上尽可能延长每一种原料的加工周期，原料的改变也应由轻到重再由重到轻依次更换，尽可能不要跨级更换。加氢处理段反应温度(℃)原料油减三线糠醛精制油减四线糠醛精制油轻脱沥青糠醛精制油初期末期初期末期初期末期平均温度360392360392355387每床层入口352384352384347379每床层出口368400368400363395每床层温升161616161616床层总温升646464646464加氢后精制反应器装入RJW—2催化剂，主要功能是将原料中的少量烯烃饱和及进一步饱和芳烃，改善油品的氧化安定性。由于较低的温度有利于芳烃饱和，因此精制反应在较低的温度下(≈290℃)进行。精制反应过程是放热过程，床层温升约(6～10)℃，反应器设两个床层。体积空速空速是指一定时间内单位体积(重量)催化剂上通过的原料油量。空速大小表示催化剂活性高低。空速也是加氢过程的重要参数。加氢过程的空速大小取决于原料油的性质、产品质量要求及其它操作参数。空速过高会造成反应深度不够，产品质量下降。降低空速虽然可提高产品质量，但会影响装置加工能力。本装置加工3种原料，其中轻脱沥青油馏分最重，粘度也明显高于其它二种原料。加氢处理段体积空速为0.5h―1精制段反应条件比较缓和，三种原料体积空速均1.0h―1。氢油比反应器入口处的循环氢(包括补充新氢)与原料油的体积比称为气油比，循环氢中的纯氢与原料油的体积比称为氢油比。较高的氢油比可以为加氢反应提供足够的氢气，保证反应器氢分压，保证催化剂床层物料分布均匀；同时可以保护催化剂，减少积炭。但是过高的氢油比会增加能耗。因此，氢油比选择要适当。本装置加氢处理段加工三种原料油时氢油比(体积比)均为1000:1。补充氢流率送入加氢反应的大部分氢气都是化学消耗掉的。一小部分氢气溶于从反应部分来的产品中，很小量的氢气通过法兰和阀门垫片泄漏，通过压缩机轴封以及钢壁渗透。.有些可能是从循环气排放掉了。补充氢被送入装置以维持装置的氢气压力。随着氢气被消耗，就由反应器系统供应压缩的补充氢以补充上述化学消耗掉的和其他途径损失的氢。如果加入的补充氢量不能补偿操作中损失的氢量，系统压力和氢分压就会下降。循环气体流率循环气体有三个主要作用：维持反应器中的高氢分压。通过把从高压分离器来的循环氢循环送入反应器，来维持整个反应器系统所希望的氢分压（PH2）。如果循环气中没有过量的氢气，反应器中的氢浓度（分压）就会由于大多数补充氢气被反应消耗掉而变得很低。此外，用作反应器内床层间急冷的循环气补充了化学消耗掉的氢，并有助于维持整个系统高的氢分压。为催化剂床层内的高反应热提供蓄热手段。原料和氢的反应是高放热反应。由这种放热引起的加氢处理反应温度的升高可通过采用循环气作为其内部床层间急冷来控制。然而急冷气只能在各床层之间加入。保持反应器中高的气体流率（补充氢加循环气）可在较大的质量流量下限制催化剂床层温升。催化剂上反应物的分布。要想将富氢气体和油的两相反应混合物均匀地分布通过反应器内的催化剂是困难的。但把通过床层的原料保持在一个最佳范围内，高的循环氢流率就有助于流体均匀分布通过反应器，避免由于流速低或停滞以致不能有效地带走反应热而引起催化剂内出现热点，另外，均匀的分布对利用全部催化剂的体积并使之达到最佳性能，也是关键的。上面讨论的循环气的三项作用需要依靠高的循环气流率来支持，这些作用有助于把催化剂的结垢减少到最低限度。除影响反应器外，循环气流率还能影响其他设备的性能。改变循环气流率受到影响的设备包括原料/反应产物换热器、反应器进料加热炉和相互联结的管线。降低循环气流率会使通过这些设备的流率降低，这将导致较低的传热系数并可能导致炉中结焦和换热器结垢。冷高压分离器的压力高压回路安全阀装于冷高分罐顶管线上。该安全阀的设定压力（高于定压时安全阀就会开启开始使装置泄压）为冷高分罐的设计压力的105%。为了避免此安全阀不必要地突然开启，此冷高分的压力决不能在安全阀设定点的95%以上操作。这一界限考虑了安全阀弹簧设定的裕量以及如果系统压力开始建立的话也考虑了执行器的响应影响。同时应考虑到：一旦安全阀开启，就可能不能正确地复位。同时，泄出的气体会不必要地增加火炬系统和废氢的负荷。在运转初期催化剂床层和设备都干净或进料量低时，通过反应器回路的压降就低。在这种情况下，反应器可在远低于其机械设计极限压力下操作。随着运转的进展，设备和催化剂结垢，反应器入口压力升高。如果达到了反应器机械设计压力，就有必要降低冷高分顶部压力控制器的压力，使其保持于反应器设计压力极限。冷高压分离器的温度可借助于调整反应产物空气冷却器风扇的速率控制冷高分的温度。降低分离器的温度，将会：提高循环气的氢纯度；降低循环压缩机所需马力。反应注水从装置外来的软化水或除盐水注入加氢处理反应器产物冷却器（A-101）的上游，以免硫氢化铵（NH4HS）在管线或空气冷却器中沉淀。NH4HS溶于水并从冷高分中除去。从冷高分中排出的酸性水中NH4HS的浓度应不超过4m%。向加氢处理反应部分的注水流率为3t/h。这是按设计进料流率操作时给定原料的额定注水流率。为了节约用水和减少酸性水处理费用，可适当降低注水流率操作。为便于操作，也可在所有进料工况下，将注水流率设定在额定流率。注水的含氧量必须小于50µg/g以便把腐蚀减少到最低限度并且注水的PH值在7.0和8.5之间。PH值低的水中会含有可以沉淀出来的溶解铁。空冷器中形成的铁沉积物会使换热器结垢并会引起管了大面积腐蚀。所含的溶解铁应不超过1µg/g，以免出现结垢和腐蚀问题。由于空冷器中存在着铵盐堵塞和管子大面积腐蚀的危险，如果不注水，加氢处理是不能长周期运转的。我们建议，在泵发生故障并且备用泵不能使用时，如果10天内不能恢复注水，则装置就应停工。工艺流程概述加氢处理部分原料油由装置内原料油泵抽入。由于原料油品种不同，性质差异较大，如轻脱沥青油，粘度高，流动性差，为保证能自罐区顺利抽入，必须维持储罐有足够且稳定的储存温度；但储存温度也不宜过高，保证流动即可。同时装置的输油管应取较低的流速，并应加强沿途的伴热和保温。原料油自中间罐经原料油升压泵（P101/3）抽入原料油脱水罐(D―101)，再被原料油升压泵（P-101/1,2）抽入装置与减底油换热（E－104），油温可达到120℃。换热后的原料油去自动反冲洗过滤器（SR101），除去油中大于25μ的机械杂质。过滤后的原料油进入原料油缓冲罐（D－102），原料油缓冲罐设有氮封，压力维持在0.93MPa左右。缓冲罐中的原料油被加氢处理进料泵（P－102/1，2）抽出，与循环氢混合后分别在换热器（E－102）和换热器（E－101）中与加氢后精制反应器（R－102）和加氢处理反应器（R－101）来的反应产物换热。通过调整原料油旁路，可控制加氢处理反应产物去加氢后精制反应器（R－102）和加氢后精制反应产物去高分（D－103）的温度。油、氢气混合物经换热器（E-102）和换热器（E－101）换热后达到290～383℃（不同原料油，不同工况温度不同），进入加氢处理反应进料加热炉（F—101），加热到370～400℃，而后去加氢处理反应器（R-101），从加氢处理反应器（R－101）来的物流经换热器（E－101）与原料油换热后进入加氢后精制反应器（R-102）。加氢处理反应器是装置最重要的设备，油品的改质主要在这里发生。原料油与氢气混合物料在高压（氢分压10.0MPa）,高温（370～400℃），低空速（体积空速0.5h-1）条件下，经专用催化剂的催化作用，发生一系列加氢改质反应，脱氧、脱硫、脱氮、芳烃加氢饱和、加氢裂化等反应，脱除原料油中的杂质，改善氧化安定性，粘温性质。为控制床层温升，加氢处理反应器(R—101)设有4个催化剂床层，3个冷氢段。加氢处理反应产物经过换热器（E-101）换热后，进入加氢后精制反应器（R-102）进行加氢后精制反应。加氢后精制部分加氢处理反应产物经过换热器（E-101）换热后，温度达到300～340℃，进入加氢后精制反应器（R-102）进行加氢后精制反应。进入R－102的物料。在氢气和精制催化剂的作用下，进一步进行加氢精制反应，除去烯烃与其它残存的杂质，进一步饱和芳烃，改善油品的氧化安定性与颜色。从加氢后精制反应器（R－102）出来的加氢精制生成油经过换热器（E－102）与混氢原料油换热后进入热高压分离器（D－103）进行气液分离。热高分顶部的油气经换热器（E－103）与循环氢换热，然后经过空冷器（A－101）冷却到50℃以下进入冷高压分离器（D－104）。在空冷器（A-101）入口管线上注入洗涤水，以洗去物料中的铵盐。在冷高分中进行气、油、水的三相分离。水相即为含硫污水，送到工厂污水处理装置处理。油相基本属于汽油馏分，直接送入冷低压分离器。气相分为两路，一路去循环氢压缩机（K－102）。另一路去氢提浓装置，经过提浓的氢气去新氢压缩机（K－101）与新氢混合作为新氢进入装置。由循环氢压缩机出来的循环氢也分为两路，一路经换热器（E－103）与热高分（D－103）气相物流换热后与原料油混合；另一路去加氢处理反应器（R－101）作为急冷氢，急冷氢分为三路，通过调节急冷氢量，将加氢处理反应器床层温度控制在一定范围内，确保产品质量与收率。热高压分离器（D－103）底部的油相进入热低压分离器（D－105）进行进一步的气液分离；热高分顶部的油气物流经过换热器（E-103）及空冷器（A－101）冷却后，温度达到50℃以下，进入冷高压分离器（D-104）。从热低压分离器（D－105）顶部来的气相物流经空冷器（A－110）冷却后与冷高压分离器来的油相混合进入冷低压分离器（D－106），在此进行进一步气相、油相和水相分离，分出的水相仍为含硫污水送到污水处理装置进行处理，顶部的气体出装置。油相混入热低分来的物流去蒸馏部分的加热炉（F－102）。至此，油品的加氢处理—加氢后精制过程全部完成。常、减压分馏部分热低分油与冷低分油混合后进F-102加热到320℃左右进入常压汽提塔C-101,塔底设蒸汽汽提,塔顶油气经空冷器(A-102),水冷器(E-105)冷却至40℃进常压塔顶回流罐(D-108)进行汽、油、水三相分离,分离出的不凝气送出装置,含油污水自流到减压塔顶大气罐(D-109),油相经常压塔顶回流及产品(P-105/1、2)升压后，一部分作为C-101回流，一部分作为副产品粗汽油送出装置。常压塔设柴油抽出侧线，从侧线塔C-106抽出的柴油经轻柴油产品泵（P-116/1，2）升压后经常压侧线空冷器（A-109）冷却到50℃与减压柴油侧线的重柴油混合送出装置。常压塔底油经常压塔底泵（P-104/1，2）抽出升压后，再进减压塔进料加热炉（F-103）加热至360℃左右，进减压塔（C-102）。减压部分由一个减压塔，三个侧线汽提塔组成，均用过热蒸汽直接汽提，减压塔（C-102）采用三级抽真空，真空度为40mmHg。减压塔顶油气经大气水封罐（D-109）分离后，不凝气送入减压炉（F-103），含油污水，经减压系统水泵（P-111/1，2）升压出装置；减顶油经减顶油泵（P-110/1，2）送至不合格油线出装置。减一线为柴油侧线汽提塔（C-103）。减一线油经柴油侧及减一线中段回流泵（P-112/1，2）自C-102填料第6床层底部抽出后，分成三部分。一部分返回C-102第五床层上部分，一部分进C-103汽提，另一部分经减一中段回流空冷器（A-107）冷却后回流至第六床层上部。侧线塔C-103顶蒸汽返回C-102第六床层上部，塔底油经柴油产品泵（P-109/1，2）升压经柴油产品空冷器（A-103）冷却后送出装置。减二线为轻质润滑油侧线汽提塔（C-104）。减二线油经轻质油侧线及减二中段回流泵（P-113/1，2）自C-102第4床层底部抽出后，也分为三部分。一部分返回C-102第三床层上部；一部分进C-104汽提；另一部分经减二中段回流空冷器（A-108）冷却后回流至第4层上部。侧线塔C-104顶蒸汽返回C-102第五床层下部，C-104塔底油经轻质油产品泵（P-108/1，2）升压经轻质油产品空冷器（A-104）冷却后送出装置。减三线为中质润滑油侧线汽提塔（C-105）。减三线油经中质油侧线抽出泵（P-114/1，2）自C-102第三床层底抽出后，一部分返回至C-102第二床层上部，一部分至塔C-105，C-105顶蒸汽返回C-102第三床层底部，C-105塔底油经中质油产品泵（P-107/1，2）升压经中质油产品空冷器（A-105）冷却后送出装置。C-102塔底油经减底油泵（P-106/1，2）抽出升压后，与E-104换热，再由重质油产品空冷器（A-106）冷却后出装置。辅助系统装置除主要生产流程外，还设有硫化剂系统，催化剂器内再生系统。硫化剂系统硫化剂系统用于开工时催化剂的硫化及平时向加氢处理系统补硫。本装置的几种催化剂均为氧化态产品，必须在开工时通过硫化过程转化为硫化态以提高活性。硫化系统设备包括：硫化剂罐，注硫泵及相应的配管及仪表。硫化剂为桶装，平时存放于工厂的专用库房中，使用时运到现场，用注硫泵装入硫化剂罐（D－118/1，2）中。罐顶应设氮封保护。本装置的硫化可采用湿法或干法，多采用湿式硫化法。RL－1催化剂与RJW－2催化剂串联硫化。硫化剂采用二甲基二硫醚（DMDS），硫化剂自硫化剂罐（D－118/1，2）用硫化剂泵（P－121/1,2）抽出，将硫化剂注入进料缓冲罐D－102。预硫化流程与正常操作流程基本相同，加氢系统硫化油在系统内循环，根据装置实际情况建立循环流程，实现硫化油循环。催化剂器内再生系统催化剂经过较长时间运转后，表面积炭逐渐增加，活性逐渐降低，表现为反应温度提高，主产品收率下降，副反应增加，不适合继续运转，此时催化剂应进行氧化再生，即在高温下通入氮气－空气混合物，发生氧化反应将积炭转化为CO2除去，恢复催化剂活性。这一过程可在装置内进行，称为器内再生，也可将催化剂卸出用专门设备再生后再装入反应器，称为器外再生。本装置按照器内再生设计了有关设备。器内再生时，向系统引入氮气，循环氢压缩机（K－102）以最大量循环，控制反应器入口压力3.5MPa(G)左右。用新氢压缩机（K－101）向系统注入空气，根据再生需要调整注入的空气量。根据需要向空冷器（A－101）入口注入碱液，防止设备受到再生烟气腐蚀。再生时，可将加氢系统换热器(E―101)，(E―102)及热高分(D―103)，换热器(E―103)甩掉，接临时管线将反应器出口连接到烟气与循环碱液混合器，烟气从反应器出口直接进混合器，这样可避免再生时对高温换热器、热高分及管线的腐蚀。工艺设计数据和指标原材料质量指标加氢装置进料共同限制指标加氢装置进料共同限制指标序号项目单位指标1含水量不大于μg/g3002含砷量不大于ppb2003含盐量不大于mg/L1.04正庚烷不溶物不大于m%0.015总金属含量不大于μg/g1.0原料油质量指标减三线馏分油性质与限定指标见表3。减三线馏分油性质与限定指标项目典型数据限定指标分析方法运动粘度（100℃），mm2/s7.50≥7.50GB/T265脱蜡油粘度指数a67≥67密度（20℃），g/cm30.8775—GB/T1884、GB/T1885色度，号6.0＜6.5GB/T6540凝点，℃43—GB/T3535酸值，mgKOH/g0.12＜0.3GB/T4945闪点（开），℃228＞228GB/T3536硫，μg/g0.25—GB/T387氮，μg/g210—GB/T9170碱氮，μg/g177—GB/T0162苯胺点，℃＞105—GB/T262馏程，℃初馏点5%馏出温度10%馏出温度30%馏出温度50%馏出温度70%馏出温度90%馏出温度341393405441458475506—＞393————＜510ASTMD86总金属含量，μg/g＜0.1＜1.0RIPP124-90a脱蜡油倾点应不高于-5℃。减四线馏分油性质与限定指标见表4。减四线馏分油性质与限定指标项目典型数据限定指标分析方法运动粘度（100℃），mm2/s10.7≥10.50GB/T265脱蜡油粘度指数a57≥55密度（20℃），g/cm30.885—GB/T1884、GB/T1885色度，号6.5＜6.5GB/T6540凝点，℃47—GB/T3535酸值，mgKOH/g0.16＜0.3GB/T4945闪点（开），℃250≥255GB/T3536硫，μg/g0.35—GB/T387氮，μg/g350—GB/T9170碱氮，μg/g250—GB/T0162苯胺点，℃＞105—GB/T262馏程，℃初馏点5%馏出温度10%馏出温度30%馏出温度50%馏出温度70%馏出温度90%馏出温度95%馏出温度351413434470487506537544—＞410————＞530—ASTMD1160总金属含量，μg/g＜0.1＜1.0RIPP124-90a脱蜡油倾点应不高于-5℃。轻脱沥青馏分油性质与限定指标见表5。轻脱沥青馏分油性质与限定指标项目典型数据限定指标分析方法运动粘度（100℃），mm2/s25.6326～29GB/T265脱蜡油粘度指数a91＞86密度（20℃），g/cm30.8924—GB/T1884、GB/T1885色度，号7.5＜8.0GB/T6540凝点，℃59—GB/T3535酸值，mgKOH/g0.24＜0.5GB/T4945闪点（开），℃＞280≥280GB/T3536硫，%0.48—GB/T387氮，μg/g500—GB/T9170碱氮，μg/g437—GB/T0162苯胺点，℃＞105—GB/T262馏程，℃初馏点5%10%30%50%70%90%440492509541567592616—≥490——≥560——ASTMD1160总金属含量，μg/g＜0．5＜1．0RIPP124—90a脱蜡油倾点应不高于－5℃。氢气质量指标氢气质量指标序号项目单位指标1新氢纯度不小于%902H2O含量不大于μg/g3003CO含量不大于μg/g104CO+CO2含量不大于μg/g30馏出口油品质量性质主产品性质轻质润滑油馏分性质轻质润滑油馏分性质原料油减三线减四线轻脱沥青油馏分范围，℃320～370360～430360～430粘度等级75N100N150N密度（20℃），g/cm3运动粘度（100℃），mm2/s凝点，℃硫，g/g氮，g/g馏程（D1160），℃初馏点5％馏出温度10％馏出温度30％馏出温度50％馏出温度70％馏出温度90％馏出温度95％馏出温度0.85918929<10<102553093243373453623933990.861048435<10<103283453553793994074254390.83857.2033<10<10323340347357373394421436中质润滑油馏分性质中质润滑油馏分性质原料油减三线减四线轻脱沥青油馏分范围，℃>370430～490430～500粘度等级150N200N650N密度（20℃），g/cm3运动粘度（100℃），mm2/s凝点，℃硫，g/g氮，g/g馏程（D1160），℃初馏点5％馏出温度10％馏出温度30％馏出温度50％馏出温度70％馏出温度90％馏出温度0.831285033<10<103093833864294444594790.83556.77041<10<10350403410461480495－0.84899.2044<10<10353417427456476495510重质润滑油馏分性质重质润滑油馏分性质原料油减四线轻脱沥青油馏分范围，℃>490>500粘度等级500N120BS密度（20℃），g/cm3运动粘度（100℃），mm2/s凝点，℃硫，g/g氮，g/g馏程（D1160），℃初馏点5％馏出温度10％馏出温度30％馏出温度50％馏出温度70％馏出温度90％馏出温度0.85119.974320224624784935045165295350.854115.68502326467510519537562－－副产品性质汽油馏分性质汽油馏分性质原料油减三线减四线轻脱沥青油密度（20℃），g/cm3硫，g/g氮，g/g馏程（D86），℃初馏点5％馏出温度10％馏出温度30％馏出温度50％馏出温度70％馏出温度90％馏出温度干点0.7682<2<5971211391591751951992080.7791<2<5891121361501591791812040.7679<2<587113135153161182197201轻柴油馏分性质轻柴油馏分性质原料油减三线减四线轻脱沥青油馏分范围，℃180～320180～360180～360密度（20℃），g/cm3颜色，号硫，g/g氮，g/g酸度，mgKOH/100mL10%蒸余物残碳，％铜片腐蚀，级凝点，℃闪点（闭口），℃十六烷指数馏程（D86），℃初馏点5％馏出温度10％馏出温度30％馏出温度50％馏出温度70％馏出温度90％馏出温度干点0.8115<0.5<5<50.050合格-2089612032142242462622823123480.8258<0.5<5<50.10.1合格-17105511882092222522743023373700.8128<0.5<10<100.10.1合格-2010257190212225252277308341372动力指标动力指标序号项目单位指标1蒸汽压力不低于MPa0.82循环水压力不低于MPa0.43新鲜水压力不低于MPa0.44瓦斯压力不低于MPa0.255净化风压力不低于MPa0.46非净化风压力不低于MPa0.47软化水压力不低于MPa0.48氮气压力不低于MPa0.8环保指标环保指标序号项目单位指标1噪音不大于dB(A)852含油污水含油量不大于mg/L4003含油污水含硫量不大于mg/L4004工业污水排放量不大于t/h405假定净水含油量不大于mg/L106工业污水分级控制合格率不小于%85主要工艺操作条件主要工艺操作条件序号项目单位减三线油减四线油轻脱沥青油1加氢处理段2反应器入口压力MPa12.3812.3812.383反应器入口温度(初期/末期)℃360/392360/392355/3874反应器出口温度(初期/末期)℃378/408378/408372/4035体积空速h-10.50.50.56氢油比1000:11000:11000:17加氢精制段8反应器入口温度（初期/末期）℃295/336295/336295/3369反应器出口温度（初期/末期）℃303/344303/344303/34410热高分温度℃22022022011高分压力MPa11.7711.7711.7712冷高分温度℃48484813热低分压力MPa1.21.21.214冷低分压力MPa1.01.01.015冷低分温度℃70707016注水速率t/h33317常压分馏段18常压炉出口温度℃31031532019常压塔顶温度压塔顶压力MPa0.060.060.0621塔底压力MPa0.0770.0770.07722塔底温度℃29430631423常压塔顶气出装置温度℃40404024常压侧线轻柴油出装置温度℃50505025减压分馏段26减压炉出口温度℃32036034527减压塔顶真空度mmHg40404028减压塔顶温度℃1041039929减压塔柴油侧线抽出温度压塔轻质油侧线抽出温度℃23325021731减压塔中质油侧线抽出温度℃29030523532减底油温度℃33032026033柴油出装置温度℃50505034轻质油出装置温度℃75757535中质油出装置温度℃75757536重质油出装置温度℃757575化学药剂性质、用途及消耗RL-1、RJW-2催化剂催化剂理化性质催化剂牌号RL―1RJW―2催化剂名称加氢处理加氢后精制物理性质比表面，m2/g≮90≮150孔容,ml/g≮0.24≮0.32压碎强度，N/mm≮16≮16外观三叶草形三叶草形工业堆比，t/m3～0.95～0.77化学组成,m%WO3≮27.0≮27.0NiO≮2.7≮2.9助剂/≮0.4反-101内所装填的RL-1催化剂装填体积约为60.44m3，装填重量为57.42吨。反-102内所装填的RJW-2催化剂装填体积约为34.61m3，装填重量为26.65吨。RG-1、RG-10、RG-10A、RG-10B保护剂保护剂理化性质催化剂牌号RG―1RG―10RG―10ARG―10B物理性质比表面，m2/g≮180/≮120≮120孔容,ml/g≮0.6/≮0.55≮0.55压碎强度，N/mm≮12≮70N/粒≮10N/粒≮10N/粒外观三叶草形七孔球拉西环拉西环当量直径，mm～1.8/～3.4～16～6.0～3.0参考堆比，t/m3～0.65～0.73～0.37～0.43化学组成,m%MoO3≮5.5/≮2.5≮5.5NiO≮1.0/≮0.5≮1.0各规格保护剂用量汇总名称催化剂规格孔板尺寸mm堆比t/m3装填量kg建议订货量RG-1保护剂D1.8三叶草2.00.652600.00增加5-10%RG-1保护剂D3.4三叶草3.60.65444.76增加5-10%RG－10B保护剂Φ3.5拉西环/0.43588.45增加5-10%RG－10A保护剂Φ6拉西环/0.37421.95增加5-10%RG－10保护剂Φ16七孔球/0.73416.20增加5-10%硫化剂—二甲基二硫醚本装置催化剂采用湿式硫化时，以二甲基二硫醚作为硫化剂。二甲基二硫醚为无色易燃液体，不溶于水，溶于乙醚和乙醇，能刺激皮肤，并经皮肤吸收引起中毒。其物化性质如下：相对密度：0.8458（液体）；2.14（气体）熔点：-83.2℃沸点：37.5～38℃蒸气压：64.64kPa(25℃)闪点：＜-17.78℃爆炸极限：2.2～19.7%(体积分数)自燃点：206℃碱液—氢氧化钠催化剂器内再生时，为防止设备受到再生烟气腐蚀，需要注入碱液-NaOH以防腐。NaOH俗称烧碱，苛性钠，火碱。其水溶液显强碱性，具有腐蚀和刺激作用，吸收二氧化碳，而成碳酸钠。其物化性质如下：相对密度：2.13熔点：318℃沸点：1390℃缓蚀剂—多硫化钠常压塔顶油气注入的缓蚀剂为多硫化钠。多硫化钠是黄色至红棕色液，有硫化物气味，溶于水，不溶于烃类，遇酸可产生H2S，对眼有腐蚀作用，并刺激皮肤。其典型组成：多硫化钠：～28%；硫代硫酸钠：～12%；水：～60%。其物化性质如下：沸点：～104℃（220℉）密度1300kg/m3挥发百分数%（体积分数）：～60℃水本装置水有循环水、软化水、新鲜水。循环水主要供于全装置的各冷却器和各机泵使用，进装置压力≮0.4MPa(表压)、温度32℃。回水均采用压力流。软化水主要供于向高分气注水，以防止铵盐结晶析出堵塞冷换设备，以及用于碱液和缓蚀剂的配置，进装置压力≮0.4MPa(表压)、温度32℃。新鲜水主要为生活用水，以及常、减压塔顶回流罐的轻油线的冲洗，进装置压力≮0.4MPa(表压)、温度30℃。蒸汽本装置蒸汽主要供于设备及管线的吹扫、伴热、以及用作各汽提塔的汽提蒸汽，进装置压力≮0.8MPa，温度≮180℃。氮气本装置氮气分为0.8MPa(表压)氮气和2.5MPa(表压)氮气两种。0.8MPa氮气主要用于氮封以及管线的吹扫,K-101,K-102入口压力不足时充氮。2.5MPa氮气主要用于装置开、停工置换、吹扫临氢系统。压缩空气本装置用压缩空气可分为净化风以及非净化风。净化风主要用于各仪表，作为动力源，压力≮0.4MPa(表压)。非净化风主要用于管线的吹扫、催化剂的再生烧焦，压力≮0.4MPa(表压)。电本装置用电可分为高压电、低压电。高压电用于泵-102/1、2，机-101/1、2，机-102/1、2，电压为6000V。低压电用于装置内其余各运转机泵以及所有空冷器，各加热器，其电压为380V。装置内照明以及仪表柜用电采用220V电源。各辅助材料的消耗指标水耗量新鲜水3.0t/h循环水669t/h软化水3.0t/h用电量年用电量1681.7万度(年开工时数按8000小时计)轴功率2277kW用汽量0.8MPa蒸汽:6.06t/h压缩空气用量净化风5m3/min(300m3/h)非净化风10m3/min(600m3/h)间断使用氮气用量0.8MPa氮气3.5m3/min2.5MPa氮气20m3/min开、停工使用燃料用量正常610kg/h氢气用量加氢反应83.4Nm3/min装置能耗指标装置能耗指标设计进料量20×104t/a序序号项目消耗量燃烧低热值或耗能指标能耗MJ/h备注单位数量单位数量1循环水t/h699kJ/t4186.82926.62软化水t/h3kJ/t1046731.43燃料气t/h0.61kJ/t20431.64电kW/h1681.7kJ/kW1256121123.850.8MPa蒸汽t/h4.06kJ/t12918.86氮气标m3/h210kJ/Nm31675351.87净化风标m3/h300kJ/Nm31675502.5能耗合计58286.5单位能耗233.1×104kJ/t进料开工操作法开工前的检查准备工作装置检修施工完毕后,组织人员进行全面检查和检修验收工作,以确保装置开工顺利。检查主要内容包括：工艺管线、机泵设备、电器、仪表、土建及容器内部检查等几个部分。工艺管线的检查：在试运前所有的工艺管线应进行系统检查，工艺管线的压力试验在系统吹扫、冲洗前进行。确保所有的配管连接已按施工图和管线、仪表流程图安装好。检验管线的材料、尺寸和等级是否正确。检查法兰面和法兰螺栓孔是否对中。检查垫片材料和尺寸是否正确。检查螺栓及双头螺栓的尺寸是否正确。检验是否安装了所有永久性和暂时性的过滤器。检查所有施工焊缝的完成程度和外观质量。所有临时吊架和支架都已拆除。检查所有阀门的型号和材料。检查所有阀门是否按流向正确安装。检查阀门手轮活动是否受阻。确保需要密封焊接的地方都已完成。管线伴热和保温是否完成、合格。机泵设备的检查：对压缩机、泵、电机等进行全面检查，应符合设备及电器的有关规定。对各种静设备检查是否干净，附件是否齐全。检查事项：所有设备是否已正确安装就位。设备的级别、材质和规格是否符合要求。所有设备是否经过强度试验，是否符合要求，资料是否齐全。有关设备是否经过清洗，内部是否清洁。设备的附件：压力表、安全阀、放空阀、热电偶、液面计、单向阀、消防管线等是否齐全。有关设备的保温刷漆是否符合要求。容器内部检查所有设备在现场安装之后必须经过检查，必须为装置内的所有设备作出详细检查程序和检查表，任何偏差都要记录下来，让有关施工组改正，在设备永久性关闭以前，所有未解决问题都要得到解决。在容器检查开始之前，必须拿到每个容器、内件、图纸、各种类型垫片以及栓接资料等相关的全套工程设计图纸和规范，所有需要检查的容器都应该保留一份完整记录。在进入封闭容器以前，要确保达到进入容器的要求，包括氧气试验、许可证，反复检查以确保连接于设备的氮气管线和所有其它管线绝对与设备隔离。所有检查必须以已获认可的设备设计图为基础来进行。验证铭牌数据和记录。验证塔盘类型和塔盘上的阀类型。检查塔盘支撑环的焊接和尺寸。检查确保塔盘阀没有受腐蚀或堵塞。检查塔盘各部分与支撑环的栓接情况必须没有错误检验塔/容器的施工资料。检查配件的安装方法。检查螺栓或双头螺栓的尺寸是否正确，螺母是否拧紧。检查垫圈的尺寸和安装是否正确。要清除所有塔和容器中的碎片、铁锈等，内部需清理擦净。检查所有塔和容器的裙座开口，确保清除了所有施工碎片和工具。检查直梯和通道是否安装合适，以及设备附件是否容易靠近。在适当的容器检查报告上记录错误或未解决的问题以便改正。所有的检查报告都须妥善存档。电器、仪表系统检查协助电器、仪表专业人员完成。确保装置照明设施完整、好用。高、低压电引至各转动设备前。检查各个仪表回路以确保仪表所有连接点已完成。检查每个回路安装和支撑是否准确，是否连贯。检查包括变送器、接收器、传感器、阀门定位器、调节阀、热电偶等完整回路的校准和性能，并有详细记录。其它部分检查拆除全部脚手架及临时管线，地面平整清洁，做到现场规范化。各上、下水道由施工单位冲洗并保证畅通。土建部分符合设计要求。公用工程系统处于备用状态：在装置试运前，各公用工程系统已完成安装并贯通试运完毕，以下介质均应引入装置前：循环水、软化水、新鲜水、氮气、工业风、仪表风、高低压电、蒸汽、消防水、燃料气、氢气、开工循环油等，均处于备用状态。物质准备齐全各种润滑油（脂）、化学药剂（催化剂、保护剂、瓷球、硫化剂、缓蚀剂、碱液等）、消防工具、生产记录、各种方案等均准备齐全。人员技术准备到位经技术培训，人员技术水平应达到以下要求：设备方面：了解并掌握机泵、设备工作原理、构造、性能和生产中的故障判断及预防、处理，做到会使用、维护。工艺方面：掌握生产过程、生产方案、操作条件、原料、产品、催化剂性质以及与有关单位协助关系，做到会平稳操作和开、停工以及事故判断和处理。具体学习内容：润滑油加氢处理、加氢精制、常减压分馏基础知识。工艺技术操作规程和开工方案。工艺卡片、安全操作规程。机泵、设备使用、维护、保养规程。低压部分的吹扫贯通、气密目的贯通试压，检查设备、管线密封点、焊口的泄漏情况。清除管线、设备内的铁锈等杂物以防止损坏设备、堵塞管线。检查管线设备在受热状态下的变化情况。注意事项及准备工作注意与高压系统隔离，严防蒸汽串入高压临氢管线以及泵冷却器等不宜进汽的设备。注意伐门的开关，以避免蒸汽的乱跑、乱窜。相关仪表引线阀根据需要有选择性地进行开、关操作。没有保温的管线，设备吹扫过程中注意安全，防止烫伤。蒸汽不宜长时间经过冷换设备和泵体，并且冷换设备单程受热时另一侧放空阀注意打开防止憋压并检查换热器是否内漏。关闭各控制阀，流量计等，蒸汽经副线向下游吹扫。吹扫过程中，专人负责，统一指挥，防止重复吹扫。吹扫完毕在吹扫表中登记，签字。向容器内引汽时，注意打开高点放空阀排汽，低点放空阀排水，专人监督压力表防止超压。试压检查出漏点注意记录，以便处理。试压完毕，泄压时应缓慢打开阀门防止冲坏设备。同时人不应站在设备和法兰面的垂直、平行方向，以免蒸汽喷出伤人。吹扫完毕，注意打开低点放空阀排水，在冬季、必要时可用工业风将管线，设备中存水吹净，以避免冻凝事故的发生。蒸汽贯通、吹扫、试压步骤原料预处理部分原料泵-101/2、3容-101原料泵-101/2、3容-101泵-101/1、2换-104壳程SR-101/1、2付线容-102泵-120容-105给汽点：泵-101/3入口容-102出口冷、热低分部分容-105空冷-110顶容-105空冷-110顶容-106顶含硫气体出装置空冷-106/1-4底底炉-102给汽点：原料预处理蒸汽常顶油气部分顶顶顶顶炉-102塔-101空冷-102/1、2水冷-105容-108干气出装置a)试压压力：0.2MPa给汽点：低分汽，塔-101过热蒸汽容-108底容-108底泵-105/1、2粗汽油出装置塔-101顶部试压压力：0.8MPa给汽点：泵-105/1、2入口常压柴油侧线部分塔-101侧线塔-106顶塔-101侧线塔-106顶塔-101试压压力：0.2MPa给汽点：柴油侧线抽出口处塔-106过热蒸汽塔-106底塔-106底泵-116/1、2空冷-109轻柴产品出装置不合格油出装置塔-106底塔-102顶试压压力：0.8MPa给汽点：泵-116/1、2入口常底油部分塔-101泵-104/1、2塔-101泵-104/1、2炉-103塔-102底试压压力：0.2MPa给汽点：塔-101底出口塔-102顶塔-102顶M-104/1E-110M-104/2E-111M-104/3容-109顶炉-103底(水)泵-111/1、2含油污水出装置试压压力：0.1MPa给汽点：常压部分来汽、塔-102过热蒸汽塔-102侧一塔-102侧一泵-112/1、2塔-103顶塔-102空冷-107/1、2塔-102回流塔-102返回a)试压压力：0.1MPa给汽点：柴油侧线抽出口塔-103底塔-103底泵-109/1、2空冷-103柴油出装置试压压力：0.8MPa给汽点：塔-103底塔-102侧二塔-102侧二泵-113/1、2塔-104顶塔-102空冷-108/1、2塔-102回流塔-102返回a)试压压力：0.1MPa给汽点：轻质油侧线抽出口塔-104底塔-104底泵-108/1、2空冷-104/1、2轻质油出装置不合格油出装置试压压力：0.8MPa给汽点：塔-104底中质油侧线部分塔-102侧三塔-102侧三泵-114/1、2塔-105塔-102顶塔-102返回试压压力：0.1MPa给汽点：中质油侧线抽出口塔-105底泵-107/1、2塔-105底泵-107/1、2空冷-105/1、2中质油产品出装置不合格油出装置试压压力：0.8MPa给汽点：塔-105底减底油部分塔-102底泵-106/1、2塔-102底泵-106/1、2换-104（管）空冷-106/1-4减底油出装置不合格油出装置给汽点：塔-102底燃料气进装置容-115燃料气进装置容-115炉-101各火嘴炉-102各火嘴炉-103各火嘴容-101顶放空线试压压力：0.5MPa给汽点：燃料气进装置处碱液部分碱液进装置泵-117容-119容-120碱液进装置泵-117容-119容-120泵-117泵-118废碱液出装置碱液混合器-102给汽点：碱液进装置处减压系统试抽真空目的检查减压系统有无泄漏，同时考查抽空器性能。准备工作改通流程,切断与减压系统相连接的所有阀门。关闭柴油侧线、轻质油侧线、中质油侧线、减底油抽出线阀门。关闭塔-102各侧线回流线及返回线上阀门。关闭塔-103、塔-104、塔-105进料阀、塔底出口阀及汽提蒸汽阀。关闭塔-101底出口阀、塔-102汽提蒸汽阀。容-109装水，并保持一定水封。抽空器用蒸汽引至抽空器前，使用前排凝。减顶冷却器E-110、E-111、E-112投用冷却水。抽真空步骤先开抽空器M-104/3，待真空度上升到最高时，记下真空度。投用抽空器M-104/2，待真空度不再上升时，记下真空度。同样方法投用抽空器M-104/1。用薄膜覆盖各法兰面，全面检查系统有无泄漏，抽空器有无倒气，若法兰、阀门等有泄漏，卸压至常压后，联系施工人员进行紧固，再重复步骤进行抽真空检查，直至压力稳定在30mmHg为止，方为合格。检查完毕后，先停M-104/1抽空器蒸汽，待真空度不再下降，记下最低值，同理依次停M-104/2，M-104/3抽空器蒸汽。停E-110、E-111、E-112冷却水，缓慢消除真空。反应系统氮气置换联系调度及氮气站，引高压N2进入装置。系统隔离改通进料泵P-102/1、2至E-102壳程流程。P-102/1、2出口阀关闭，循环回流阀关闭。流量控制阀FV-103打开，并打开P-102/1、2入口放空阀。改通E-102至R-101流程温控阀FV-103、FV-105稍开，E-101、E-102壳程、旁路均切换投用。F-101烘炉蒸气线切断，“8”字盲板调向。改通R-101至D-103流程打开R-101急冷氢控制阀TV-104A、TV-104B、TV-104C。打开R-102急冷氢三道阀。改通D-103至D-104流程关闭D-103液相出口阀LV-104A、LV-104B。关闭D-103底部脱液阀。打开D-103液面计上、下游阀。打开循环氢至A-101/1-4的入口阀。关闭软化水注入A-101/1-4入口阀。关闭D-104油线出口阀LV-107A、LV-107B。关闭D-104水线排出阀LV-106A、LV-106B。打开D-104液面计上、下游阀。改通D-104至D-122流程D-122排污线出口阀关闭。D-122液位计上、下游阀打开。N2置换在D-122顶部出口紧急放空处间断排放。改通K-101/1、2和K-102/1、2至系统流程打开K-101/1、2一、二、三级出、入口阀门。K-101/1、2一、二、三级气缸级间缓冲，分液罐排凝阀关闭。K-101/1、2各级安全阀投用。K-101/1、2各级回流阀关闭。K-101/1、2各级间冷却器投用。将压控阀PV-105手动操作至全开。打开K-102/1、2出、入口阀门。K-102各级安全阀投用。氢气进装置阀门关闭。抽真空置换系统抽真空前,将反应系统所有压力表手阀关闭,压力表不投用。将D-122顶、E-101管程出口、D-103顶上压力表换成真空表，打开手阀，在抽真空时投用，充氮气时可隔离。开M-103抽空器蒸汽阀，改通流程，打开D-122顶部至抽空线阀，将“8”字盲板调向。所有控制阀处于手动状态。系统抽真空，但要缓慢进行，观察三处真空表指示值，判断系统隔离情况，以D-103顶压力为准，抽至最大负压。停止抽真空，关闭D-122顶部抽空线阀门。系统充氮气从D-121入口处及K-101,K-102入口处引氮气,通过压缩机而进入系统,破坏真空。打开反应系统的压力表手阀，投用压力表。压缩机各级回流控制阀手动打开。火炬系统水封罐停止投水封，将罐内存水排尽，并将火炬长明灯熄灭。当高压系统充满N2，压力升至0.5MPa后，从D-122顶部出口紧急放空处间断排放。反应系统各容器及管线高处也可排放至放空总管。HV-301A反应系统主紧急泄压阀HV-301B反应系统备用紧急泄压阀FV-302循环氢压缩机入口排放气PV-301A新氢压缩机入口排放气从D-122顶部放空处排放氮气至火炬系统时，相应置换放空管线，当氮气置换临近结束时，投水封罐冷却水，建立水封，并点燃长明灯。从D-104顶部出口及D-121顶部出口处采样分析，氧含量若≯1.0%则合格,氧含量若＞1.0%，则继续置换，直至合格。置换合格后，关闭氮气给气阀及排放阀，保持系统氮气压力为0.8～1.0MPa。1：氮气置换期间，尽量将反应系统的所有死端管线均置换到。（如冷、热高分的顶部放空线，压缩机缓冲、分液罐的排凝线等）2：抽真空及氮气置换期间，可进行初步的气密检查，发现漏处，联系施工人员紧固。反应系统氢气置换氢气置换流程与氮气置换流程相同,打开氢气入装置阀,将氢气引至压缩机入口前脱液。氢气脱液完毕后,切氢气进入压缩机,对压缩机进行氢气置换,采样分析氧含量<0.5%,则合格。将D-122顶,D-103顶,E-101管程出口所换真空表改成相应量程压力表,并检查反应系统所有压力表的量程是否满足要求,防止升压过程出现事故。启动新氢压缩机,缓慢加载,向系统内送氢气,用氢气顶氮气,从紧急放空处间断排放。采样分析系统中氧含量,当氧含量%(体积分数)<0.5%,则确认置换合格,若氧含量>0.5%,则继续排放,直至分析合格。临氢系统气密检查系统3.0MPa气密当氢气置换合格后，应逐渐提高反应系统压力至3.0MPa。打开循环氢压缩机入口阀，投用循环氢压缩机，将循环氢与新氢混合后送入系统。用肥皂水反复检查系统中各设备、法兰、阀门等有无泄漏，有泄漏则降至0.5MPa以下紧固，在进行下一步骤前，应修理好所有发现的任何漏点。加氢反应炉点火当反应系统所有漏点处理完全且压力升至3.0MPa无泄漏后,按照加热炉的点火步骤点燃F-101的长明灯火嘴。将压缩机负载提至70%，增大其流通氢气量，同时注意观察压缩机的运行状况。根据温度情况点燃F-101的若干个主火嘴，以提高加热炉的出口温度，在点F-101主火嘴前，应将进料流量连锁解除。在增加主火嘴时，应错开位置，使整个燃烧炉膛内温度尽可能保持一致。将F-101温控阀FV-101投用自动控制，缓慢增加其设定值以提高炉出口温度。以10～15℃/h的速度升温至R-101,R-102入口温度至150℃。应严格控制升温速度，缓慢提高F-101出口温度，以防止对加热炉、管道系统及反应器有热冲击或产生热应力的危险。同时注意系统压力，以防止气流温度升高而造成系统压力上升。升温过程中，将温控阀TV-103，TV-105全开，以缩短升温时间。F-101过热蒸汽改炉顶放空，以防止炉管干烧。升温至150℃可将高压螺栓进行一次热紧。反应系统6.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、12.0MPa分阶段气密检查当反应系统3.0MPa气密检查合格后，缓慢提高系统压力。将循环氢气量提到接近设计值。以1.0MPa/h的速度将系统压力升到6.0MPa。认真检测系统有无泄漏，若有泄漏则降压至0.5MPa下紧固，紧固完毕再以1.0MPa/h的速度升压至6.0MPa检测，直至合格为止。同样方法缓慢将系统压力分别提升至8.0MPa、10.0MPa、12.0MPa进行气密检查，若有泄漏则降压至0.5MPa处理。处理完毕后再升压至该阶段继续检测，直至无泄漏为止。在高压反应系统维持12.0MPa的同时，尽可能地检查和试验反应器热电偶、急冷氢系统、各控制仪表的灵敏度。调试紧急泄压等连锁系统符合要求。维持操作压力，进行K-101/1、2与K-102/1、2的在线切换。中断补充氢与泄放氢，监测系统的压力损失。按照开泵程序启动注水泵P-103/1，试运注水系统，并进行气密检查，同时检查冷高分D-104介面控制系统。当介面控制系统与酸水排放系统功能无误后，可切换P-103/1至P-103/2进行，正常后停注水泵。地面火炬的调试确认地面火炬长明灯的调试确认将长明灯用燃料气从系统管网引自界区内；将点火器和仪表用净化风由系统管网引至焚烧炉界区；地面火炬系统所有控制仪表和显示仪表灵活好用；打开仪表空气进焚烧炉界区阀；投用仪表空气电磁阀TV9001和压控阀PCV9001；打开燃料气进入焚烧炉界区阀，并在放凝罐V9003中排液，排净液后打开其下游阀；投用燃料气主线上压控阀PCV9003和流量计FT9001；投用混合气燃料线上电磁阀TV9002和压控阀PCV9002；打开混合气至其中一组长明灯系统的最后一道阀，启动地面点火器，同时立即打开燃料气主线至该组长明灯系统最后一道阀，将该组长明灯点燃。用同样方法点燃另外两组长明灯。当三组长明灯燃烧正常后，可确认现场手动点火操作合格。将点火系统投自动控制，关闭其中一组长明灯系统燃料气阀门，让该组长明灯熄灭，确认熄灭后，然后打开该阀，若DCS自动发出命令执行点火程序将长明灯重新点燃，可确认自动点火操作合格。地面火炬的确认将水封罐液位加到规定水封液位；打开紧急放空泄压阀，将氢气小流量引入放空管线，经长明灯引燃，观察地面焚烧炉第一级燃烧器（3个）处于燃烧状态，增大排放量，第二级燃烧器（58个）也投入运行，呈燃烧状态。0.7MPa/min、2.1MPa/min紧急泄压试验试验前的检查准备工作氢气气密已全部合格，维持反应系统压力为操作压力。F-101燃烧正常，常明灯全点燃，主火嘴部分点燃，R-101、R-102入口温度约180℃。K-101/1、2，K-102/1、2运转正常。火炬系统畅通。0.7MPa/min、2.1MPa/min的相应控制系统、联锁仪表已调试完毕，处于联锁投用状态。泵P-102/1、2的电机与泵脱开，电机空转。紧急泄压试验步骤循环氢采样分析,确定循环氢的组成。记录冷高分D-104、循氢机K-102出口处压力及反应系统各点温度。启动0.7MPa/min泄压按键，泄后5分钟内复位。泄压开始时，每15秒钟用摄像机记录一次下列参数。D-104压力、K-102出口温度、压力。注意观察火炬线，相关设备的振动、位移等。检查各联锁动作是否符合联锁逻辑图的要求。反应进料泵P-102/1、2电机停转。流量控制阀FV-103切断。反应加热炉F-101燃料气供给阀TV-101切断，F-101熄火。紧急放空阀HV-301A打开。重新恢复建立泄压试验前状态。启动2.1MPa/min泄压，记录前述参数，同样方法检查联锁动作是否符合要求。反应进料泵P-102/1、2电机停转。流量控制阀FV-103切断。反应加热炉F-101燃料气供给阀TV-101切断，F-101熄火。紧急放空阀HV-301/A、B打开。装置FSC系统的说明与管理因本装置工艺过程复杂，技术难度大，为保证装置安全，平稳运行，设计了一套紧急停车系统（FSC），对关键参数采用FSC系统进行联锁保护。在反应系统开工前，需要对FSC系统中所有的联锁保护进行确认，与仪表和电器专业的人员共同完成。输入模拟信号，检测联锁动作是否符合联锁逻辑，在引油开工前，所有的联锁动作均须符合要求。其具体启动条件及动作情况如下：热高分液位低低联锁启动条件：D-103液面低低报（LALL116、LALL104）联锁启动：D-103液控阀LV104A/B关闭。（二条件具备一条）冷高分液位低低联锁启动条件：D-104液面低低报（LALL115、LALL107）联锁启动：D-104液控阀LV107A/B关闭。（二条件具备一条）循环氢压缩机入口分液罐液位高高联锁启动条件：D-122液面高高报（LAHH302A、LAHH302B、LAHH303）联锁启动：停循环氢压缩机。（三条件具备两条）混氢流量低低联锁启动条件：混合氢流量低低报（FSLL313）联锁启动：切断F-101燃料气注水流量低低联锁启动条件：注水泵出口流量低低报（FSLL214）联锁启动：注水流量控制阀FV-214关闭，停注水泵-原料进料流量低低联锁启动条件：泵-102出口流量低低报（FSLL103）联锁启动：①切断F-101燃料气②切断流量控制阀FV-103③停进料泵P-102A/B新氢机、循环机停机联锁启动条件：新氢与循环氢机组同时停机联锁启动：①切断F-101燃料气②切断流量控制阀FV-103③停进料泵P-102A/B装置0.7MPa/min自保联锁动作启动条件：以下条件只要有一个成立，则手动启动0.7MPa/min自保联锁①反应温度超过440℃,或任一床层温度超过正常温度25℃,正常操作调节无效。②反应器任一床层温升＞30℃，正常操作调节无效。③循环氢中断，临氢系统大量泄漏。联锁启动：①切断F-101燃料气