汽油加氢操作规程

1、1目目 录录第一章 工艺技术规程.61.1 装置概况.61.1.1 装置简介.61.1.3 工艺特点与技术方案.61.1.4 工艺原理.61.1.5 工艺流程说明.81.2 工艺指标.91.2.1 原料指标.101.2.2 产品性质.101.2.3 公用工程条件指标.101.2.4 主要操作条件.111.2.5 原材料消耗、公用工程消耗及能耗指标.12第二章 操作指南.142.1 选择性加氢部分操作指南.142.1.1 选择性加氢部分操作原则.142.1.2 反应温度.152.1.3 反应压力控制.152.1.4 进料缓冲罐液位控制.162.1.5 轻汽油产品质量的控制.162.2 分馏塔操作

2、指南.162.2.1 分馏塔操作原则.162.2.2 分馏塔顶压力控制.172.3 加氢脱硫反应部分操作指南.182.3.1 加氢脱硫反应部分控制原则.182.3.2 反应温度.182.3.3 HDS 系统压力控制 .192.3.4 循环气与贫胺温差控制.202.3.5 重汽油产品质量控制.21第三章 开工规程.21第四章 停工规程.254.4 停工说明.31第五章 专用设备操作规程.325.2 循环氢压缩机的开、停与切换操作.325.2.1 开机.。5.2.2 停机.405.2.3 正常切换.4325.2.4 操作指南.44第六章 基础操作规程.496.1 机泵的开、停与切换操作.496.1

3、.1 离心泵的开、停与切换操作.496.1.2 柱塞泵、隔膜泵、齿轮泵的开、停与切换操作.686.3 冷换设备的投用与切除.836.3.1 冷换设备的投用.836.4 加热炉的开、停操作.836.4.1 加热炉的点火.836.4.2 加热炉的停炉.906.4.3 操作指南.906.4.4 常见事故处理 93第七章 事故处理.977.1 处理原则.977.2 紧急停工方法.977.2.1 紧急停车原因.977.2.2 紧急停车方法.977.3 事故处理预案.977.3.1 进料中断.977.3.3 循环氢中断.987.3.4 燃料气中断.987.3.5 中压蒸汽中断.987.3.6 仪表风故障.

4、997.4 事故处理预案演练规定.100第八章 操作规定.1018.1 定期工作规定.1018.1.1 加剂.1018.1.2 班组互查方案.102第十章 安全生产及环境保护.10410.1 安全知识.。10.1.2 环境保护法律和法规知识.10510.1.3 安全生产知识.10510.2 安全规定.10810.2.1 入厂安全须知.10810.2.2 人身安全十大禁令.10810.2.3 防火防爆十大禁令.10910.2.4 防止中毒窒息十条规定.10910.2.5 防止静电危害十条规定.109310.2.6 防止硫化氢中毒十条规定.11010.2.7 生产使用氢气十条规定.11010.2.

5、8 消防设施管理规定.11110.2.9 装置防冻防凝措施.11210.3 本装置易燃易爆物的安全性质.11210.3.1 汽油.11210.3.2 氢气.11210.3.3 瓦斯.11310.4 本装置主要有毒物介质的有关参数.11410.4.1 硫化氢.11410.4.2 氮气：.11510.4.3 羰基化合物.1164第一章第一章 工艺技术规程工艺技术规程1.11.1 装置概况装置概况1.1.1 装置简介装置简介 根据山东垦利石化有限责任公司规划，在130万吨/年蜡油缓和加氢裂化项目中新增一套精制区，即15104t/a汽油加氢脱硫装置，以满足国III汽油硫含量150g/g的需要。根据研究

6、单位提供的其它类似装置基础数据，并采用法国Axens公司的专利技术Prime G+技术，采用催化汽油先经选择性加氢反应器，将二烯烃加氢转化为烯烃，轻硫化物和轻硫醇转化为重硫化合物，在分馏塔底回收，重汽油再至加氢脱硫装置的流程，轻汽油中的部分硫转移至重汽油中，降低轻汽油中的硫含量；重汽油经加氢脱硫后，全馏分混合产品汽油硫含量可低至50g/g。1.2.1装置规模 选择性加氢部分：15万吨/年预分馏部分：15万吨/年重油加氢部分： 9万吨/年1.2.2 操作弹性及开工时数装置开工时数 8000小时/年操作弹性 60110%1.2.3 装置组成装置由选择性加氢部分、稳定塔部分、预分馏部分、反应部分(包

7、括循环氢脱硫)、汽提部分及公用工程设施组成。1.1.2工艺技术路线工艺技术路线催化汽油中硫含量与催化裂化原料中硫的类型和含量密切相关，不同性质和不同硫含量催化裂化原料生产的催化汽油含硫量差别很大。采用传统的加氢脱硫（HDS）的方法，虽然能有效的脱除有机硫化物，但催化汽油中异构化程度较低的烯烃容易加氢饱和生成低辛烷值的烷烃，在脱硫的同时，辛烷值必然急剧下降，耗氢量也会大大增加。在加氢脱硫的同时，如何减少因烯烃饱和造成的催化汽油辛烷值的损失，是生产清洁汽油的难点。针对我国催化汽油的特点，近年来，国内各研究单位一直在致力于催化汽油选择性加氢脱硫催化剂及工艺技术的研究和开发，并取得了阶段性的进展。OC

8、T-M和RSDS技术分别是国内不同研究单位近年开发的两种催化汽油选择性加氢脱硫技术。OCT-M和RSDS工艺流程相近，不同之处是使用各自研制的专用催化剂。这两种技术针对催化裂化汽油有机硫富集在高沸点部分，而烯烃集中在轻馏分中的特点，均选择适宜的切割点温度，将催化汽油切割为轻汽油LCN和重汽油HCN后，采用专门开发的高选择性加氢脱硫催化剂在较缓和的工艺条件下对高硫含量的HCN进行加氢处理，在脱除重馏分中有机硫同时，尽可能减少烯烃加氢饱和，注重其选择性加氢，然后，加氢处理生成油与切割出的LCN混合，并一同送到无碱脱臭或碱抽提装5置进行脱硫醇处理。OCT-M、RSDS工艺的特点是HDS率较高，为80

9、以上，烯烃饱和率较低，为2248，产品汽油抗暴指数(R+M)/2损失 烯烃加氢 芳烃加氢1.1.5 工艺流程说明工艺流程说明（1） 选择性加氢部分选择性加氢部分1）原料油流程原料油自催化装置进入原料油过滤器 FI-001，滤后原料油进入原料油缓冲罐 V-001，经原料油升压泵 P-001 升压，与来自氢气管网的氢气混合。混氢后的原料油依次通过进料与稳定塔底换热器 E-001，进料与反应产物换热器 E-002 及蒸汽预热器 E-003 换热至 133（运行末期 200）后，进入选择性加氢反应器 R-001。在选择性加氢反应器 R-001（介质主要以液相形式存在）中，混氢进料在催化剂 HR-845

10、 作用下，主要进行二烯烃转化为单烯烃（防止 HDS 部分结焦） ，烯烃异构化（增加辛烷值） ，全部硫醇和部分其它轻硫化物转化为重硫化物等反应。稳定塔顶产品在稳定塔顶冷凝器(E-004)进行部分冷却，然后流回到稳定塔回流罐(V-002)在这里汽液相进行分离。气相（过量氢和来自新氢和原料的轻组分）放含硫气体。液体碳氢化合物由稳定塔回流泵(P-002 A/B) 送回塔顶，稳定塔顶压力通过压控来控制。 稳定塔底物通过稳定塔底重沸器(E-005)被中压蒸汽加热。稳定塔底产物通过SHU反应器进料 /稳定塔底换热器（E-001） ，被SHU反应器进料进行冷却，稳定产物经液位控制流向现有分馏塔。预分馏部分来自

11、稳定塔部分的全馏分汽油进入预分馏塔，塔顶气相经预分馏塔顶空冷器(A-101)预分馏塔顶后冷器(E-103)冷凝冷却后进入预分馏塔顶回流罐(V-101)，预分馏塔顶回流罐以氮气为气封气。回流罐的轻汽油经预分馏塔顶回流泵(P-101A/B)升压后，一部分在流量和预分馏塔顶温度10串级控制下作为预分馏塔顶回流，另一部分在流量和预分馏塔顶回流罐液位串级控制下与加氢后的重汽油混合出装置。塔底采用中压蒸汽作为重沸热源。预分馏塔底重汽油经加氢进料泵(P-201A/B)升压、反应流出物/混合进料换热器换热后，进入反应部分。反应部分来自反应流出物/混合进料换热器(E-201A/B)换热后的汽油进入反应进料加热炉

12、(F-201)，加热至反应器入口温度进入加氢反应器(R-201)进行加氢精制反应。反应流出物经反应流出物/混合进料换热器、反应流出物空冷器(A-201)、反应流出物冷却器(E-202)换热、冷却后进入低压分离器(V-202)，进行气、油、水三相分离，底部出来的低分油在流量、液位控制下至汽提部分；水相作为含硫污水至装置外；顶部出来的循环氢经循环氢脱硫塔入口分液罐(V-203)分液后进入循环氢脱硫塔(T-201)底部。自装置外来的贫溶剂在流量和由氮气保护的贫溶剂缓冲罐(V-206)液面控制下进入贫溶剂缓冲罐，再由循环氢脱硫塔贫溶剂泵(P203A/B)升压后进入循环氢脱硫塔第1层塔盘(循环氢脱硫塔设

13、有10层浮阀塔盘)，与自塔底上升的循环氢逆向接触，脱除硫化氢。脱硫后循环氢经循环氢压缩机入口分液罐(V-204)分液后由循环氢压缩机(C-201A/B)增压后分两路：一路作为急冷氢去加氢反应器控制反应器床层温升；另一路与装置外来新氢混合作为混合氢，再与原料油混合作为混合进料。为了防止反应流出物在冷却过程中析出铵盐堵塞管道和设备，将除氧水注至反应流出物空冷器上游侧的管道中。汽提部分低分油经精制油/低分油换热器(E-301A/B)换热后，进入汽提塔(T-301)。塔顶油气经汽提塔顶冷却器(E-302)冷凝冷却至40后进入汽提塔顶回流罐(V-301)中，进行油、气、水分离，闪蒸出的含H2S酸性气放低

14、压瓦斯，油相经汽提塔顶回流泵(P301A/B)升压后作为塔顶回流。汽提塔底采用中压蒸汽作为重沸热源，塔底精制汽油经精制油泵(P-302A/B)升压、精制油/低分油换热器换热、精制油冷却器(E-304)冷凝冷却后与预分馏部分来的轻汽油混合，作为产品送至罐区。1.21.2 工艺指标工艺指标1.2.1 原料原料指标指标1原料油性质：该装置原料油为催化装置稳定汽油。全馏分催化稳定汽油进入该装置后，首先经过选择性加氢反应器将原料油中的二烯烃饱和为烯烃，加氢后的全馏分汽油经稳定塔后进入预分馏部分将催化汽油切割为轻、重两个馏分，切割点的选择根据催化汽油的性质和加氢产品的要求而定。根据类似装置催化汽油性质及产

15、品目标，该装置轻汽油与重汽油暂以80为切割点，重量比按40:60计算，预估切割后轻重馏分性质见表3-1。该切割比例可根据实际生产原料性质及产品性质进行适当调整。催化汽油进装置边界条件： 进装置温度： 80进装置压力： 0.6MPa(G)项目LCN HCN 11比例，%40.060.0密度/gcm-30.6660.775硫/gg-1801280硫醇硫/gg-12.56.7烯烃，v%54.333.0RON94.089.0馏程/IBP348410%3711750%5814590%75190FBP89203备注：原料中的S含量、烯烃含量、S分布以及对产品汽油S含量的要求对脱硫后汽油产品的辛烷值影响较大

16、。随着S含量、烯烃含量、轻汽油中S含量的增加、S在重汽油中的组成结构复杂以及产品汽油S含量的降低，脱硫后汽油产品辛烷值损失增加。根据研究单位类似装置的数据，在原料S含量为1400PPm、脱后产品S150g/g的相同条件下，烯烃含量由49%下降至28%时，其RON损失由1.6下降至1.2；对于S含量为500PPm，烯烃含量为31.5%的原料，要求脱后S50g/g时，其RON损失0.5。为尽量减少加氢后汽油的辛烷值损失，建议尽量改善催化装置的操作，以减少催化汽油的烯烃含量，并尽量采用选择性较高的加氢催化剂。2新氢性质所需氢气由重整装置提供:组成H2C1C2C3IC4NC4C5+CO+CO2V88.

17、972.972.852.440.980.550.1.2320PPm1.2.2 产品产品性质性质：项目FCC汽油HCNHCN加氢生成油OCT-MD产品密度(20) /gcm-30.7450.7750.7750.7212硫/gg-1140012803050硫醇硫/gg-156.78.36.0RON91.889.086.090.3RON损失3.01.5烯烃，v%465633.021.034.3博士试验通过胶质/mg(100mL)-15.0铜片腐蚀(50, 3小时)1级初馏点5184845110%631171176350%10614514510690%177190190177馏程终馏点20020320

18、3200全馏分催化汽油进入装置后，首先经过选择性加氢反应器将原料油中的二烯烃饱和为烯烃，加氢后的全馏分汽油经稳定塔后进入预分馏部分，将催化汽油以80为切割点,切割为轻、重两个馏分。重馏分(HCN)在装置内进行选择性加氢脱硫后，与分馏出的轻馏分(LCN)混合作为汽油产品出装置。1.2.4 主要操作条件主要操作条件1.进料缓冲罐 V-001运行初期运行末期温度, 80110压力, MPa g0.3650.3652.SHU 反应器 -R-101指标单位运行初期运行末期入口温度150200出口温度162206反应器温升12613入口压力MPa2.302.30出口压力MPa2.202.10反应器压降MP

19、a0.100.203.分馏塔、汽提塔项目预分馏塔汽提塔塔顶温度88128塔顶压力MPa（G）0.130.35塔底温度168200进料温度1101604. HDS 反应器 R-201项目初期末期低分压力/MPa(G)1.6体积空速/h-13.0氢油体积比(反应器入口)300:1催化剂/m33.8催化剂床层1212催化剂装填体积比例，40604060床层入口温度/230247280295床层出口温度/252275300323床层温升/22282028总温升/5048化学氢耗 m%0.20.19循环氢压缩机 入口压力 MPa(G)1.5出口压力 MPa(G)2.32.5循环氢硫化氢含量(脱后) /L

20、L-1100L/L5. 稳定塔 指标单位运行初期运行末期塔顶温度15215314进料温度166167塔底温度220221回流温度5555塔顶压力MPa0.80回流/进料比0.111.2.5 原材料消耗、公用工程消耗及能耗指标原材料消耗、公用工程消耗及能耗指标催化剂性质4.1选择性加氢部分物料平衡选择性加氢部分物料平衡 表4-1 选择性加氢部分物料平衡(操作初期)收 率数 量序号物料名称w%kg/h104t/a一入方1催化汽油100%18750 15.00 2新氢0.24%450.036 合计100.24%1879515.036 二出方1SHU加氢汽油99.62%1867914.94 2稳定塔顶

21、气0.624%117 0.0936合计100.244%1879615.034表4-2 选择性加氢部分物料平衡(操作末期)收 率数 量序号物料名称w%kg/h104t/a一入方1催化汽油100%18750 15.00 催化剂名称HR-845HR-806化学组成Mo-NiCo-Mo颗粒直径，mm2424比表面积，m2/g140130孔体积，cm3/g0.4/自然装填密度，g/cm30.840.46密相装填密度，g/cm30.880.48抗压强度，MPa1.55/152新氢0.24%450.036 合计100.24%1879515.036 二出方1SHU加氢汽油99.29%1861614.892稳定

22、塔顶气0.955%179 0.1432合计100.245%1879515.034.2预分馏部分物料平衡预分馏部分物料平衡 表4-3 预分馏部分物料平衡 收 率数 量4t/a序号物料名称w%kg/h10一入方1催化汽油100.00 1875015二出方1轻汽油40.00 750062重汽油60.00 112509合计100.00 18750 154.3反应部分物料平衡反应部分物料平衡 表4-4 加氢部分物料平衡(操作初期)收 率数 量序号物料名称w%kg/h104t/a一入方1重汽油100%11250 9.00 2新氢0.73%82 0.07 3除氧水8.89%1000 0.80 4贫胺液26.

23、67%3000 2.40 合计136.28%15332 12.27 二出方1精制汽油0.97%109 0.09 2汽提塔顶气99.66%11212 8.97 3含硫污水8.84%995 0.80 4富胺液26.81%3016 2.41 合计123.111533224.95收 率数 量序号物料名称w%kg/h104t/a一入方1重汽油100%11250 9.00 2新氢0.69%78 0.06 3除氧水8.89%1000 0.80 16表4-5 加氢部分物料平衡(操作末期)收 率数 量序号物料名称w%kg/h104t/a一入方1重汽油100%11250 9.00 2新氢0.69%78 0.06

24、3除氧水8.89%1000 0.80 4贫胺液26.67%3000 2.40 合计136.25%15328 12.26 二出方1精制汽油1.14%128 0.10 2汽提塔顶气99.47%11190 8.95 3含硫污水8.84%994 0.80 4富胺液26.81%3016 2.41 合计136.25%15328 12.26 4贫胺液26.67%3000 2.40 合计136.25%15328 12.26 二出方1精制汽油1.14%128 0.10 2汽提塔顶气99.47%11190 8.95 3含硫污水8.84%994 0.80 4富胺液26.81%3016 2.41 合计136.25%1

25、5328 12.26 17第二章第二章 操作指南操作指南2.12.1 选择性加氢部分操作指南选择性加氢部分操作指南2.1.1 选择性加氢部分操作原则选择性加氢部分操作原则对于 SHU 部分的操作应本着以下原则： （1）保持 H/烃比值不低于设计的最小值。这样才能更好地保持催化剂的稳定性，防止因氢气不足引起结焦而导致的反应器压降增大，如果氢气量过大，虽然对装置的运行是有好处的，但同时也增加了装置的能耗，所以保持合适的氢气量是非常关键的。（2）反应器入口温度保持在设计温度。最低温度必须满足规定的分馏塔底 DV 或 MAV 值。因此，当 SHU 操作条件改变时（处理量需要提高时） ，应该首先选择增加

26、氢烃比（氢油比） ，其次再考虑提高 SHU 反应器入口温度。这样操作调节的不足主要有两点：第一，需要增加稳定塔顶排放量； 第二，氢消耗量增大。与直接提高 SHU 反应器入口温度相比，该方案虽然增加了氢气用量，但从延长催化剂的寿命来考虑还是可行的。（3）SHU 反应器的温升（T）主要受二烯烃、烯烃含量和氢烃比的影响。通常情况下 T 应低于 20 C。在实际生产中，应根据产品的分析结果，选择合适的操作温度。调整新氢量（高于稳定塔回流罐排放气体的 20%vol）和反应器入口温度，使 HDS 进料 MAV 值降到 2 以下（二烯值小于 0.5） 。根据产品分析结果，反应器入口温度应始终保持在尽量低的范

27、围内。（4）由于 SHU 反应器应尽量在液相下操作。氢烃比（H2/HC 比）是氢气体积除以液烃进料体积。新氢量增大，则 H2/HC 比增大。这样可以加强二烯烃选择加氢的选择性，减少沉积物的形成，从而增加了催化剂的稳定性。然而，氢烃比过高，则新氢量过剩，会造成部分烯烃发生加氢饱和反应，从而使辛烷损失过高。而且，如果氢气余量过高，则导致石脑油在分配盘处大量汽化，给稳定塔的压力控制带来不利的影响。同时，大量的 LCN 组分损失在稳定塔顶放空气中。氢气量的设定标准是将 HDS 进料产品中MAV 值降到 2 以下（接近 2） ，同时，氢气余量至少保持在高于稳定塔回流罐排放气体的 20%。当 H2/HC

28、明显下降（注入新氢量的减少）时，可以导致液相溶解氢量降低。氢气含量过低不利于二烯烃的转换，也不利于保持催化剂的活性稳定。（5）一般情况下，较高的操作压力可以促进二烯烃的加氢反应，减少聚合反应，防止结焦，有利于延长催化剂的使用寿命。同时也增加了氢气在液相中的溶解量，改善反应器内的液体分布情18况，减少汽化造成的压力降问题。但反应压力过高，对设备的要求和整个装置的动力消耗都要增加，所以在日常操作中我们要严格按照设计的操作压力进行操作：2.1.2 反应温度反应温度控制范围：135200 控制目标：指令值+2。控制方式：通过与反应进料预热器 E-003（壳程）的蒸汽量调节控制反应器的入口温度进行调节正

29、常调整影响因素调整方法中压蒸汽量波动中压蒸汽温度波动调节的开度进料量波动1)冲洗过滤器2)联系上游装置，及时调整（6）异常处理：现象影响因素处理方法进料预热器蒸汽中断按蒸汽中断事故预案处理反应器入口温度大副降低仪表失灵改侧线控制，并通知仪表处理2.1.3 反应压力控制反应压力控制控制范围：反应器入口压力：PT 0102：2.32.7MPa。控制目标：反应器入口压力：PT 01022.7MPa。相关参数：新氢量、反应温度、耗氢量、进料性质。控制方式：反应器压力控制通过控制反应器出口 PV-0102 的开度实现的。 正常调整影响因素调节方法新氢量波动稳定新氢量反应温度升高适当调节新氢控制阀 FV0

30、104 开度，增大新氢补充量。如仍不能控制反应压力下降，则适当降低装置的处理量。进料性质发生变化联系上游装置调整操作质量2.1.4 进料缓冲罐液位控制进料缓冲罐液位控制控制范围：进料缓冲罐 V-001 液位 LIC0102：49%+5 控制目标：液位稳定控制在 49%相关参数：进料量变化，泵出口流量变化控制方式：v-001 的液位主要是通过选择性加氢进料调节阀，分馏塔进料调节阀及第二反应器进料调节阀来实现。19正常调整影响因素调节方法原料量波动调整操作回流量，保持液面平稳反冲洗过滤器压差大，液位波动调整反冲洗过滤器操作，稳定液位异常处理现象影响因素调节方法液位大幅波动仪表失灵立即改手动，控制液

31、面正常，并通知维护处理液位大幅降低原料中断按原料中断事故预案处理2.1.5 轻汽油产品质量的控制轻汽油产品质量的控制控制范围：轻汽油产品中硫含量的控制：50ppm控制目标：硫含量控制在50ppm相关参数：进料性质、反应温度、回流量、分馏塔低温度。控制方式：轻汽油抽出量 FV-1006 控制 来实现。（5）正常调整影响因素调节方法进料组成变化调整上游反应温度回流量减小调整回流操作分馏塔操作温度调整塔底重沸器温度（6）异常处理现象影响因素调节方法硫含量超标分馏塔底重沸器蒸汽仪表失灵手动调节，并通知维护处理2.22.2 分馏塔操作指南分馏塔操作指南2.2.1 分馏塔操作原则分馏塔操作原则在分馏塔段，

32、主要控制再沸器的出口温度和 LCN 流量。（1）分馏塔馏分点切割点由于分馏塔馏分点直接影响代表装置性能的两大目标值，即硫含量和辛烷值，因此，分馏塔馏分点是非常关键的操作参数。 （2）回流/进料如果回流/进料过低，分馏的质量会下降（LCN 干点和分馏塔底部初馏点出现过多的重迭） 。因此，越来越多的重硫组分进到 LCN 轻组分中，而在未处理的分馏塔底却发现越来越多的轻烯烃。20最终会导致损失更多的辛烷值。分馏塔的主要目的是把反应生成油切割成所需要的目的产品，影响产品质量的操作参数有：塔操作压力、温度、流量、塔底重沸器及进料温度变化情况。（3）压力分馏塔顶压力它是通过控制阀 PV1003 调节塔顶回

33、流罐 V-101 的气体去低压放空总管的排放量实现。在塔的馏出物产量和汽化量一定时，改变塔的压力，就改变了塔底重沸器的热负荷。反之，塔底重沸器的热负荷一定时，降低塔压力，可增加过汽化量，从而提高了分馏塔馏出物的产率。降低塔压力，塔顶系统需在较低温度下操作。分馏塔的设计操作压力为 0.08MPa（g） 。（4）温度分馏塔 T-101 共有进料温度、塔顶温度、塔底温度、可用于调整分馏塔产品分离精度、拔出率、热量平衡和操作能耗。1 )进料温度进料温度指示着带入塔内热量的大小和汽化率，进料温度主要取决于稳定塔来油温，分馏进料温度设计值为 123。）塔底温度分馏塔底温度是通过对塔底重沸器热源调节来控制的

34、，它是塔底油品的泡点温度，塔底温度高，蒸发量大，塔底油轻组分少组分变重。塔底温度低时，合理组分蒸发不了，产品质量轻，所以在日常操作中应严格控制塔底温度。分馏塔塔底塔底温度的设计值为 1682.2.2 分馏塔顶压力控制控制范围：分馏塔 T-001 顶压力 PT1002：0.08MPa。控制目标：分馏塔的操作压力 0.08MPa。（3）正常调整影响因素调节方法进料温度波动调节进料温度进料组成变化调整反应操作塔顶回流量变化FV1005 手动控制分馏塔顶回流量T-101 塔底温度波动控稳 T-101 塔底温度T-101 塔底液位波动稳定塔底重汽油抽出量，使 T-101 塔底液位平稳（4）异常处理现象影

35、响因素调节方法压力大幅波动PV1003 仪表发生故障塔顶水冷后温度控制在 40 度左右，温度高分馏塔压力超高、压力低精致轻汽油加温器温度低无法维手动调节空冷变频，并通知仪表维护处理21持生产2.32.3 加氢脱硫反应部分操作指南加氢脱硫反应部分操作指南2.3.1 加氢脱硫反应加氢脱硫反应部分部分控制原则控制原则在 HDS 段，操作工主要控制反应器入口温度、床层温升、反应压力及氢烃比。控制的目标是： （1）HDS 反应器应始终尽量在液相状态下运行，以保证产品中硫的产品质量。 （2）调整急冷氢流量，以保证床层的温升不大于 20 度。（3）根据原料质量和产品要求，选择合适的氢烃比。H2/HC 比值的

36、增加，提高了催化剂的活性,而且使装置在低温条件下运行，从而改进了选择性。此外，烯烃和 H2S 分压的相应降低也减少了产品中硫醇的含量。除此之外，氢气分压高可以减少聚合反应和沉积物，同时可以延长催化剂周期时间。如果由于气体排放量不足而导致循环气纯度降低，H2/HC 也会降低。必须通过充分的排放（然后是氢气补偿）保证氢气循环的质量始终在设计范围内。（4）反应器入口温度既应满足汽油产品硫的质量要求，也应确保烯烃的损失不要太大。然而，由于新装的催化剂活性高，开车时的温度最好设定的低一些。 HDS 反应器内温度的升高是由烯烃含量和烯烃加氢程度决定。但是，应通过调整急冷氢和进料流量将穿过床层的温升维持在低

37、于 25C的水平。（3）较低的压力降低 HDS 活性。较高的压力提高了 HDS 活性，但降低了选择性 (HDS 与烯烃饱和比)，同时也增加了硫醇的含量。 一般情况下压力不做调节，按设计压力进行操作。2.3.2 反应温度反应温度控制范围：反应器温度 TIC1116：240300控制目标：设定反应温度2。相关参数：E-201（管程）温度、进料性质、进料量、配氢量。控制方式：通过反应器入口 TIC1116 来调节加热炉 F-201 的燃料气量实现反应器入口温度控制正常调整影响因素调整方法进料温度波动调节 PV2011 的开度原料性质变化1)调整选择加氢反应器、分馏塔操作E-201（管程）温度2）调整

38、加热炉燃料气量新氢或循环氢流量波动3）控制好氢气流量异常处理：现象影响因素处理方法22反应器出口温度大幅降低1)瓦斯中断2)瓦斯控制阀故障1)按瓦斯中断与案处理2）联系仪表处理反应器出口温度大幅升高循氢中断按循氢中断预案处理2.3.3HDS 系统压力控制系统压力控制控制范围：V-201 顶压力： 1.6MPa。相关参数：循氢量、反应温度、进料性质。控制方式：1）正常生产，产品分离罐的压力控制主要是通过 PV-2025A/B 组成串级回路来调节的。2)当大加氢新氢机出故障时，短时间氢气无法供应，短时间可维持生产.正常调整影响因素调节方法循氢量波动稳定 循氢量反应温度变化增大新氢补充量。如仍不能控

39、制反应压力下降，则适当降低装置的处理量。空冷 A-201 出口温度高调整 A-201 负荷异常处理现象影响因素调节方法新氢中断按新氢中断预案处理新氢阀 PV-0105及 PV-2025A/B 故障改手动，并通知维护处理压力降低循氢中断按循氢中断预案处理2.3.4 重汽油产品质量控制重汽油产品质量控制控制范围：重汽油产品中硫含量的控制：180ppm控制目标：硫含量控制在180ppm相关参数：进料组成、反应温度控制方式：该控制没有设置控制回路，当硫含量不合格时，但可通过调整反应温度来实现（5）正常调整影响因素调节方法反应温度降低调节反应器入口温度催化剂活性降低逐渐升高反应温度直至达到反应器的最高温

40、度进料性质变化调节反应器入口温度23第三章第三章 开工规程开工规程 1 开工准备工作1.1 装置检查1.1.1 检查安全消防设施1.1.2 检查电气、仪表、控制系统1.1.3 检查工艺流程 检查设备1.1.4 做好开工前的联系工作1.2 公用工程投用1.2.引循环水1.2.引 3.0MPa 除氧水1.2.引 1.0MPa 蒸汽1.2.引 3.5MPa 蒸汽 1.2.引氮气1.2.引净化风1.2.放火炬系统蒸汽贯通、氮气试压1.2.燃料气系统氮气试压2 装置气（汽）密2.1 气（汽）密准备工作2.2 反应系统氮气气密2.2.1 反应系统氮气置换2.2.2 反应系统氮气升压气密 2.3 原料、分馏

41、、稳定系统汽密3 反应系统氢气气密3.1 SHU 系统引入氢气3.1.1 SHU 系统引入氢气至 0.7MPa243.1.2 SHU 继续用氢气升压至 1.4MPa3.2 HDS 反应系统氢气气密3.2.1 HDS 系统引入氢气 0.7MPa3.2.2 HDS 系统再次引氢升压至 1.4MPa3.2.3 启循氢压缩机 K-201，加氢脱硫部分氢气循环4 分馏、稳定引入开工油，进行系统油运4.1 建立油运流程4.1.1 打通循环流程4.1.2 投用 V-001 压控、液控 4.1.3 投用 V-001 压控4.2 引开工油建立循环4.2.1 向 V-001 引开工油4.2.2 向 T-001、T

42、-101、T-301 引油建立系统循环4.3 循环升温分馏部分循环升温、稳定部分循环升温、汽提部分循环升温5投用 R-001、R-201 5.1 投用 SHU 反应器 R-0015.2 投用 HDS 反应器 R-2015.3 调整分馏操作 5.4 投用胺吸收塔部分5.5 提量、调整操作5.5.1 原料油提量5.5.2 调整循环气量5.5.3 调节反应器 R-201 温度 5.5.4 装置调整正常，产品各项指标合格，改产品装置线1.1.3 检查工艺流程P 检查工艺管线管件、法兰、阀门安装正确P 检查工艺管线保温、防腐、钢结构防火完整P 检查工艺管线标识清晰、正确P 检查降压、限流孔板、单向阀方向

43、安装正确P 检查过滤器、阻火器内件完整、安装正确M 联系施工单位，按盲板表吊装盲板(M) 确认装置盲板符合盲板表标识的状态P 关闭系统内所有手动阀门I 关闭系统内所有控制阀、联锁阀251.1.4 检查设备P 检查反应器、塔、容器、加热炉所有人孔封闭P 检查现场液位计清洗干净、安装到位P 检查所有换热器、冷却器（见设备明细表）完好备用M 联系设备工程师确认循环氢压缩机、进料泵单机试运合格M 联系设备部确认各机泵（见设备明细表）单机试运合格、各空冷试运合格26 第四章第四章 停工规程停工规程1 反应系统降温I 打开 TV-0301BP 按照基础操作规程停 E-003I 控制 TIC-0325 以小

44、于 20/h 速度将 SHU 反应器入口温度降至 100I 控制 F-201 出口温度2 SHU 部分停止注氢I 关闭 SHU 部分新氢阀 FV-0104P 通过 PV-0104 控制稳定塔 T-001 压力3 停 SHU 进料泵 P-001，停 HDS 进料泵 P-201P 停 SHU 进料泵 P-001（新氢停后 2 个小时可以停该泵）I 减小分馏塔回流量 FV-1005.I 相应的调整重沸器 E-102 蒸汽流控阀 FV1007，以降低重沸器负荷I 相应的调整分馏塔回流量 FV-1005 以稳定 分馏塔回流操作I 关闭轻汽油出装置 FV-1006I 调节 LCN 回流阀 FV-1005I

45、 观察 T-101 液位 LI-1001 降低（I）确认分馏部分全回流操作正常P 停 P-201、停循环氢脱硫。4 HDS 部分 240循环 4 小时I 调节炉出口温度控制以小于 20/h 速度将 HDS 反应器入口温度降至 240（I）尽量保持 HDS 压力、确认 R-201 反应器 240氢气循环 4 小时5 R-101 氮气汽提P 反应器 R-001 入口阀关闭P 反应器 R-001 入口氮气线拆盲板P 打开反应器 R-101 入口氮气阀P 反应器 R-001 退油至分馏塔 T-001（P）确认 R-001 退油完毕注 意：氮气条件：温度 210 C；压力 0. 6MPa；流量 150

46、Nm3/m3R-101 氮气汽提持续 8 至 12 小时，排放气中烃含量0.2，则汽提合格27P 开反应器 R-001 出口阀（P）确认反应器 R-001 以 1250 Nm3/h 的速度进行氮气汽提6 停分馏塔 T-101I 观察分馏塔液位的变化P 分馏系统产品改走不合格线回原料油罐。P 关闭 HCN 产品去催化，打开 HCN 至不合格线阀门至原料油罐I 控制 C-101 塔顶回流，注意观察回流罐液位变化I 当回流罐液位空时通知外操停重沸器 E-102P 按操作规程停 A-101A/BP 按操作规程停 P-102P 打开 T-101 顶氮气线阀，以保证装置处于正压状态确认（M）SHU 部分降

47、温至 100（M）P-001 停（M）P-201 停（M）P-101 停（M）反应器 R-001 汽提完毕（M）分馏塔停运结束,降压至 0.2MPa4HDS 降温，设备停运4.1 HDS 降温I 控制炉出口以 30/h 的速度,逐渐将反应器 R-201 入口温度降至 100I 观察 R-201 入口温度(I) 确认系统温度降至 100I 加热炉 F-201 熄火。4.2 停汽提塔系统 P 停 E-302I 观察汽提塔底液位低于 30I 观察汽提塔顶压力注 意：氮气条件：温度 20 C；压力 0. 6MPa；流量 1250 Nm3/hR-001 氮气汽提持续 5 小时，排放气中烃含量 0.2，则

48、汽提合格SHU 部分降温至 100，反应器 R-001 汽提完毕，HDS 部分 240循环结束，分馏塔停运结束28I 观察稳定塔回流罐液位变化P 按基础操作规程停 P-301 P 打开 V-301 吹扫氮气线，以保证压力 （P）确认汽提塔部分停车4.4 停循环压缩机 C-201 I 循环氢把 R-201 冷却到小于或等于 100 P 按专有设备操作规程停运循环氢压缩机 C-201I 控制系统压力低于 0.2MPaP 用氮气置换 C-2015、分馏,稳定系统蒸汽吹扫6、 建立系统吹扫流程停工说明在整个停工过程中，一切工作必须以安全为前提，装置各物料退净加盲板完毕前不允许任何动火现象的发生，要特别

49、注意保护人员的安全，尽量避免设备出现损伤。装置在停工过程中，操作人员必须严格按照停工规程中规定的步骤进行，必须严格听从车间的指挥与调度，在降温和降压过程中，必须严格遵守停工规程中规定的速度，以确保停工过程的安全与顺利。29第五章第五章 专用设备操作规程专用设备操作规程5.5.1 1 循环氢压缩机的开、停与切换操作循环氢压缩机的开、停与切换操作开机操作适用范围：汽油加氢装置循环氢压缩机初始状态：(P)确认压缩机单机试车完毕、地脚螺栓无松动(P)确认机组周围环境整洁(P)确认保温完整(P)确认消防设施完备(P)确认联轴器安装完毕(P)确认联轴器防护罩安装好(P)确认曲轴箱油位、油温正常(P)确认压

50、缩机入口、出口隔离(P)确认氮气管线隔离(P)确认放火炬线隔离(P)确认压缩机出、入口隔离阀之内的放空阀打开(P)确认压缩机出、入口隔离阀之内的排凝阀打开(P)确认压缩机出口安全阀校验合格并投用(P)确认机体排凝阀打开润滑油系统(P)确认油箱液位正常，油面应在油标的 1/2-2/3 之间(P)确认润滑油化验分析合格a.润滑油粘度:40时的运动粘度为150mm2/sb.灰份 0.005%c.机械杂质:无d.水分:无e.闪点(开口)：180f.凝点：-10g.酸值：（KOHmg/g）0.02(P)确认过滤器干净(P)确认轴头泵、辅油泵处于完好备用状态，辅油泵盘车正常冷却水系统(P)确认水站水箱液位

51、正常30(P)确认电机冷却器水循环流程正确(P)确认润滑油站冷却器流程正确(P)确认除盐水水站冷却器水循环流程正确电动机(P)确认电机单机试运完毕(P)确认接地线完好(P)确认接线盒封闭(P)确认联轴器安装好(P)确认联轴器防护罩安装好(I/P)工艺、设备自保联锁联校合格(P)确认电流表指示为零(P)确认电动机地脚螺栓无松动(P)确认电动机与操作柱工艺编号一致仪、电系统(I/P)确认仪表、电气安装调校合格(I/P)确认试车所用 DCS、ESD 连锁校验、静态实验完毕并合格(P)确认卸荷器经调试合格M联系供电，给机组需供电部位送电1.辅助系统投用1.1 投用润滑油系统P开启机身油池电加热器，使油

52、温达到 27-35P油过滤器手柄扳到要投用过滤器方P油系统冷却器放空阀及排液阀关闭P油系统过滤器放空阀及排液阀关闭P油系统各排液阀关闭P油过滤器间的入口灌注线阀关闭P冷却水进口阀全开P冷却水出口阀全关P打开辅助油泵、轴头泵进出口阀P两油泵出口安全阀投用P油冷却器出入口阀全开初始状态 So循化氢压缩机空气状态隔离机、电、仪及辅助系统准备就绪31P打开泵出口油压控制阀上下游阀 P各压力表、差压表、变送器的引压线手阀全开(P)润滑油系统流程正确P启动辅助润滑油泵P一确认油过滤器、冷却器的入口阀、出口阀打开(P)一 确认过滤器差压低于 0.1MpaGP一 打开油过滤器、油冷器放空阀放空P一 放净后，关

53、闭油过滤器、油冷器放空阀P油温达到 35时，停止加热P渐开冷却器冷却水出口阀，使冷却器出口油温控制在45(P)确认使供油总管油温大于45P调节油压调节阀，使润滑油总管压力在 0.45MPa(I)确认无油压低低报警(I)确认无油压低报警I/P做润滑油联锁试验P打开备用油过滤器排凝阀、排凝后关闭P打开油过滤器间的入口灌注线阀P打开备用油过滤器放空阀、见油后关闭P关闭油过滤器间的入口灌注线阀(P)确认机身油池液位正常1.2 投用冷却水系统P打开水箱电加热器，使水箱达到 52P打开水站冷却器循环水的上水阀、回水阀P全开水站冷却器循环水的跨线阀P开水站除盐水泵出入口阀P关水站除盐水各排污阀P全开水站水泵

54、出口返回（水箱）线阀P启动水站一台水泵P关水站除盐水各高点放空阀P开水站冷却器、过滤器除盐水进出口阀P开压缩机气缸、填料各冷却点除盐水进口阀、回水阀P全开各压力表的引压线手阀M联系仪表、投用差压表、变送器P打开水站进待开机组填料、气缸各路进排水阀(P)确认水站除盐水流程正确32(P)通过视水器确认软化水循环系统已建立P打开整个水站冷却水系统上放气口排除气阻P逐渐关闭水站水泵出口返回（水箱）线阀P调节水泵的出口阀，使水泵出口压力保持在0.45MPaP关闭水站冷却器循环冷却水的跨线阀，打开循环水回水阀P调节温控阀使气缸进水温度在 50，使填料进水温度在 35P开启压缩机电机循环冷却水进、回水阀门P

55、打开压机出口返回线冷却器冷却水入口阀、出口阀(P)确认通过视水器确认冷却水循环系统已建立(P)确认备用水泵状态良好(P)确认水箱液位正常I将备用泵投自动(P)确认冬天注意防冻防凝1.3 机组盘车(P)确认机体内压力不影响盘车P将盘车装置投入盘车状态P启动盘车装置的电源开关P盘车 35 圈(P)确认盘车均匀灵活(P)确认各级活塞不在上、下死点位置P停盘车装置，并将盘车机构脱开且固定好1.4 投用自保联锁系统I/P投用自保联锁系统1.5 动力设备具备启动条件(P)确认检查电动机润滑油温、油质、油位符合要求(P)确认电机冷却水投用正常(P)确认电动机盘车均匀灵活状态确认：状态确认：(P)确认润滑油总

56、管压力0.45MPa；润滑油总管油温45；水泵出口压力保持在0.45MPa；进气缸的水温在 50，填料函的水温35。2. 开机准备2.1 氮气置换P拆下氮气管线上的盲板(P)确认压缩机卸荷器处于零负荷状态P打开排气缓冲罐排凝阀33(P)确认排液干净P关闭排气缓冲罐排凝阀P打开压机入口处氮气阀，向机体内充压(P)确认在引入氮气时，注意不要超过压缩机入口的工作压力P打开两侧出入口缓冲罐放空阀泄压P打开压机出口安全阀付线阀泄压(P)确认重复 N2充压、泄压操作，直至化验分析 N2置换合格（O2含量小于 0.5）(P)确认检查机组系统气密性，确认无泄漏P关闭两侧出入口缓冲罐放空阀(P)确认 N2阀关闭

57、P将氮气线及其排凝线用盲板盲死(P)确认机体内压力大于零（表压）P缓慢开压缩机入口阀P打开压机出口安全阀付线阀泄压，引氢气对机体进行置换二至三次2.2 机组工艺系统 (P)确认两侧出入口缓冲罐放空阀关闭M联系仪表投用各差压表、变送器(P)确认各差压表、变送器的引压线手阀全开(P)确认各压力表的引压线手阀全开P全开压缩机进口阀P全开压缩机出口阀(P)确认打开压缩机出口安全阀前后阀门(P)确认关闭压缩机出口安全阀副线阀门状态确认：状态确认：(P)确认压缩机体内氢气置换合格，机体内 O2含量小于 0.53.压缩机空载启动3.1 启动电动机(I)确认机组开车条件满足P调整卸荷器至零负荷(P)确认打开压

58、缩机入口阀、出口阀(P)确认关闭氮气入口阀P启动电动机P在下列情况下立即停机振动异常声音异常34温度超标电流持续超高火花冒烟压力异常P确认轴头泵运转正常，出口压力0.45MPaG，连续运转 5 分钟后，停辅助油泵，并将辅助油泵投自动3.2 启动后的检查与调整3.2.1 润滑油系统(P)确认润滑油系统正常3.2.2 冷却水系统(P)确认冷却水系统运行正常(P)确认水箱液位正常3.2.3 机械系统(P)确认机械系统无异常振动，杂音（撞击、破裂声）(P)确认各点温度正常(P)确认曲轴箱的机组油温、油位正常3.2.4 电动机(P)确认电机振动，声响无异常(P)确认电流表指示正常(P)确认电动机轴承，绕

59、组温度正常3.2.5 仪、电系统(P)确认仪表、电气系统正常3.2.6 工艺系统(P)确认压机进出口压力无异常(P)确认压机进出口温度无异常状态确认：状态确认：(P)确认压缩机空负荷运行，无异常声响、振动，润滑油、冷却水系统运行正常。4.压缩机加负荷运行 4.1 压缩机加负荷P逐级加负荷至 100（按 0%-25%-50-75%-100顺序）P在下列情况下停机异常泄漏异常振动异常声音（撞击、破裂声）35温度超标电流持续超高火花冒烟压力异常4.2 压缩机加负荷后确认和调整4.2.1 润滑油系统P调节润滑油冷却器进出口阀、使润滑油供油温度正常(P)确认润滑油总管温度在45(P)确认润滑油总管压力

60、0.45MPa(P)确认润滑油站过滤器压差压0.1MPa(I)确认所有报警信号全部消除(P)确认备用泵投自动(P)确认油箱液位正常4.2.3 冷却水系统P调节除盐水冷却器进出口阀、使除盐水供水温度正常P调整冷却水系统流量正常（缸套、油冷器、电动机、活塞杆填料函）4.2.4 电动机(P)确认电机振动，声响无异常(P)确认电动机空间加热器停用(P)确认电流表指示正常(P)确认电动机轴承，绕组温度正常(P)确认冷却水投用正常4.2.5 机械状态(P)确认振动情况无异常(P)确认各点温度正常(P)确认机器运动部分无杂音4.2.6 仪、电系统(I)确认自保联锁投用(I)确认声光报警复位4.2.7 机组工