加氢裂化开工方案20150112(共73页)

1、SHSH-T4.02.01.834.2014 第 PAGE 2 页 共 3页中国石油化工股份有限公司塔河分公司 2007年4月1日批准 2007年5月1日实施山东胜星化工有限公司 2014年8月18日批准 2014年8月18日实施第 页编写(binxi)说明本规程为山东胜星化工(hugng)有限公司(n s)加氢裂化车间生产准备组编写，为第一次编写，编写依据主要为：山东胜星化工有限公司50万吨/年加氢裂化装置总体设计资料、山东胜星化工有限公司50万吨/年加氢裂化装置基础设计资料以及设计单位提供的操作要点及其它相关技术资料。GB/T 1.1 标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则。山东胜星

2、化工有限公司QHSE管理体系文件编写导则。编写人：吕治峰 谢宗文 齐广建校对人：张宏强 史 齐 审核人：王永和审批人：陈治强目 录TOC o 1-2 h u HYPERLINK l _Toc10851 编写(binxi)说明 PAGEREF _Toc10851 1 HYPERLINK l _Toc16587 1 适用范围 PAGEREF _Toc16587 1 HYPERLINK l _Toc10363 2 规范性引用(ynyng)文件 PAGEREF _Toc10363 1 HYPERLINK l _Toc27682 3 术语(shy)和定义 PAGEREF _Toc27682 1 HYPE

3、RLINK l _Toc1362 4 符号和缩略语 PAGEREF _Toc1362 2 HYPERLINK l _Toc29099 5 装置的简要说明 PAGEREF _Toc29099 3 HYPERLINK l _Toc14974 5.1 装置概况 PAGEREF _Toc14974 3 HYPERLINK l _Toc19231 5.2 装置规模 PAGEREF _Toc19231 3 HYPERLINK l _Toc23011 5.3装置的组成 PAGEREF _Toc23011 3 HYPERLINK l _Toc9677 5.4装置的技术特点 PAGEREF _Toc9677 3

4、 HYPERLINK l _Toc27359 5.5装置主要设备 PAGEREF _Toc27359 3 HYPERLINK l _Toc11499 6 装置工艺原理、工艺流程 PAGEREF _Toc11499 4 HYPERLINK l _Toc20463 6.1工艺原理 PAGEREF _Toc20463 4 HYPERLINK l _Toc5274 6.2 工艺流程简述 PAGEREF _Toc5274 8 HYPERLINK l _Toc16870 7 物料平衡、经济技术指标 PAGEREF _Toc16870 11 HYPERLINK l _Toc31433 7.1加氢预处理单元物

5、料平衡 PAGEREF _Toc31433 11 HYPERLINK l _Toc13749 7.2 加氢裂化单元物料平衡 PAGEREF _Toc13749 11 HYPERLINK l _Toc7269 8 工艺指标及动力指标 PAGEREF _Toc7269 12 HYPERLINK l _Toc2411 8.1 主要工艺操作参数 PAGEREF _Toc2411 12 HYPERLINK l _Toc26820 8.2 主要动力消耗指标 PAGEREF _Toc26820 13 HYPERLINK l _Toc31333 9 原料及产品主要质量指标 PAGEREF _Toc31333

6、13 HYPERLINK l _Toc3502 9.1 原料、辅助材料指标 PAGEREF _Toc3502 13 HYPERLINK l _Toc10357 9.2 中间产品质量指标 PAGEREF _Toc10357 15 HYPERLINK l _Toc7558 10 装置开、停工方案 PAGEREF _Toc7558 17 HYPERLINK l _Toc27893 10.1 装置的开工方案 PAGEREF _Toc27893 17 HYPERLINK l _Toc28726 10.2 装置停工方案 PAGEREF _Toc28726 54 HYPERLINK l _Toc22903

7、11 装置岗位操作法 PAGEREF _Toc22903 66 HYPERLINK l _Toc11669 11.1 反应部分正常操作 PAGEREF _Toc11669 66 HYPERLINK l _Toc7025 11.2 分馏部分正常操作 PAGEREF _Toc7025 73 HYPERLINK l _Toc12799 11.3 循环氢脱硫操作 PAGEREF _Toc12799 81 HYPERLINK l _Toc3969 11.4 轻烃回收岗位正常操作法 PAGEREF _Toc3969 84 HYPERLINK l _Toc28647 11.5 设备操作 PAGEREF _T

8、oc28647 89 HYPERLINK l _Toc18065 12 事故处理 PAGEREF _Toc18065 126 HYPERLINK l _Toc19110 12.1 事故处理原则 PAGEREF _Toc19110 126 HYPERLINK l _Toc32728 12.2 生产操作(cozu)事故 PAGEREF _Toc32728 128 HYPERLINK l _Toc22237 12.3 动力(dngl)事故 PAGEREF _Toc22237 138 HYPERLINK l _Toc32049 13 安全、环保(hunbo)和职业卫生 PAGEREF _Toc3204

9、9 142 HYPERLINK l _Toc6781 13.1 岗位安全责任 PAGEREF _Toc6781 142 HYPERLINK l _Toc6762 13.2 安全规定 PAGEREF _Toc6762 143 HYPERLINK l _Toc14625 13.3 消防器材的使用 PAGEREF _Toc14625 144 HYPERLINK l _Toc20404 13.4 安全用火的规定 PAGEREF _Toc20404 144 HYPERLINK l _Toc2376 13.5 装置开停工的安全规定 PAGEREF _Toc2376 145 HYPERLINK l _Toc

10、9303 13.6 装置检修的安全规定 PAGEREF _Toc9303 146 HYPERLINK l _Toc31927 13.7 预防职业中毒 PAGEREF _Toc31927 147 HYPERLINK l _Toc13341 13.8 防毒器具使用 PAGEREF _Toc13341 149 HYPERLINK l _Toc21701 13.9 防止硫化氢中毒有关规定 PAGEREF _Toc21701 150 HYPERLINK l _Toc17649 14 附件 PAGEREF _Toc17649 151SHSH-T4.02.01.834.2014 第 PAGE 79 页 共1

11、51 页山东胜星化工有限公司管理体系50万吨/年加氢裂化装置操作规程文件编号SHSH-T4.02.01.834.2014版本/修改A/1共151页1 适用范围本规程规定(gudng)了加氢裂化装置(zhungzh)的原料加氢预处理、加氢裂化、分馏(fnli)、轻烃回收部分的开停工步骤、岗位正常操作法及事故处理方法。本规程仅适用于山东胜星化工有限公司50万吨/年加氢裂化装置。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。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规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

12、凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。3 术语和定义加氢裂化：在催化剂存在的条件下，在高温及较高的氢分压下，使大分子烃类转化为小分子烃类，将油品变轻的一种加氢工艺。通过加氢反应使原料油中有10%50%的分子变小的加氢工艺称为缓和加氢裂化，反应压力在10.0MPa以上的加氢裂化工艺称为常规（高压）加氢裂化，在10.0MPa以下的加氢裂化工艺则中压加氢裂化。氢油比：单位时间里进入反应器的氢气流量与原料油量的比值（体积比）。空速：指单位时间内，单位体积（或质量）催化剂所通过原料油的体积（或质量）数。残炭：用来衡量裂化原料的生焦倾向的一种特性指标，以质量百分数表示。残炭的多少主要决定于油品的

13、化学组成，残炭多还说明油品容易氧化生胶或生成积炭。油品的初馏点、干点和馏程：初馏点是表示油品在馏程实验测定时馏出第一滴凝液时的温度；干点是最后一滴液体气化瞬间的温度；终馏点是油品在规定条件下进行馏程测定中，其最后阶段所记录的最高温度；初馏点到终馏点（或干点）的温度范围，称为馏程。闪点：在规定试验条件下，加热油品时逸出的蒸气和空气组成的混合物与火焰接触发生瞬间闪火时的最低温度。根据测定方法和仪器的不同，分开口（杯）和闭口（杯）两种测定方法，前者用以测定重质油品，后者用以测定轻质油品。自燃(z rn)点：油品在加热时，不需外部火源引燃，而自身能发生剧烈的氧化产生自行燃烧(rnsho)，能发生自燃的

14、最低油温称为自燃点。油品愈轻，其闪点和燃点愈低，而自燃点愈高。油品的浊点、冰点(bngdin)和凝点：浊点是指油品在试验条件下，开始出现烃类的微晶粒或水雾而使油品呈现浑浊时的最高温度。油品出现浊点后，继续冷却，直到油中呈现出肉眼能看得见的晶体，此时的温度就是油品的结晶点，俗称冰点。凝点是指油品在规定的仪器中，按一定的试验条件测得油品失去流动性时的温度。航空汽油和航空煤油对浊点和结晶点均有严格规定。烟点：在特制的灯中测定燃料火焰不冒烟时的最大高度，又称无烟火焰高度，以毫米表示。烟点是控制航煤积炭性能的指标。烟点的值越大，燃料生成积炭倾向越小。BMCI值：也称芳烃指数，表示油品芳烃含量的多少，数值

15、高表示芳烃含量高。辛烷值：评价汽油抗爆性能的指标。十六烷值：评价柴油抗爆性的指标。吸收：一种气体分离方法，它利用气体混合物的各组分在某一溶剂中的溶解度的不同，而使混合气体中组分得以分离过程。解吸：也称脱吸，指吸收质由溶剂中分离出来转移入气相的过程。传热的三种基本方式：热传导、对流和辐射。4 符号和缩略语（如下表）表4.1符号和略缩语表序号符号名称说明1T塔2V容器3F加热炉4P机泵5E换热器6A空冷器7C压缩机/风机8SR过滤器9SV安全阀10FT阻火器11MI混合器125 装置(zhungzh)的简要说明5.1 装置(zhungzh)概况胜星化工(hugng)有限公司50104 t/a加氢裂

16、化装置，采用中国石化石油化工科学研究院开发的多产石脑油加氢裂化技术（RCH-C)及配套的催化剂，由中机国能工程有限公司洛阳分公司 进行项目总承包。加工原料为蜡油、蒽油和洗油（混合比例6:2:2)的混合原料油。所需氢气来自120104 t/a连续重整装置。5.2 装置规模本装置设计规模为50104 t/a，年开工时数为8000小时。5.3装置的组成装置由原料加氢预处理、加氢裂化反应（包括新氢压缩机、循环氢压缩机和循环氢脱硫）、分馏以及轻烃回收等部分组成。加氢预处理部分：设置一台保护反应器和一台加氢处理反应器，前者装填RG系列保护剂和RDM-35脱金属剂、后者装填RTC-2加氢处理催化剂，用以脱硫

17、、脱氮、拦截杂质、饱和烯烃以及脱除金属。加氢裂化反应部分：设置精制和裂化反应器，分别装填RG系列/RTC-2催化剂，和RHC-5/RN-32V催化剂，通过加氢裂化反应转化为液态烃、轻石脑油、重石脑油、煤油和柴油等产品的混合物。分馏部分：将裂化反应部分来的生成油分馏为气体、液化石油气、轻石脑油、重石脑油、煤油、柴油及尾油等产品。轻烃回收部分：设置吸收塔、稳定塔和解吸塔，用轻石脑油做吸收剂将各塔顶气实现干气、液化石油气和稳定的轻石脑油的分离。5.4装置的技术特点本装置以蜡油、蒽油、洗油的混合油为原料，采用多产石脑油加氢裂化技术（RCH-C)及配套的催化剂，在常规加氢裂化流程前面增设相对独立加氢预处

18、理单元。加氢预处理和加氢裂化单元共用新氢压缩机和循氢压缩机。装置内设置自动反冲洗过滤器，对混合原料油进行过滤净化；原料油缓冲罐采用燃料气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。在热高分气空冷器入口和热低分气空冷入口分别设注水设施，避免加氢过程中生成的H2S、NH3和HCl在一定温度条件下生成的NH4Cl和NH4HS结晶，沉积在空冷器管束中，引起系统压降增大。采用炉前混氢流程，以提高换热效率和减缓炉管结焦。采用热高分工艺流程，提高反应流出物热能利用率，降低能耗，节省操作费用。反应器为热壁结构(jigu)，为控制反应(fnyng)温度在床层间设急冷氢。增设轻烃回收单元(dnyu

19、n)，气体分离效果更好，液体收率更高，降低生产成本。5.5装置主要设备本装置共有设备约166台（套），其中：反应器4台加热炉4座塔器11台罐容器46台换热器40台空冷器31片压缩机（透平）6台风机8台原料油过滤器1套其它小型设备54台6 装置工艺原理、工艺流程6.1工艺原理加氢裂化工艺过程的反应概括为两类：加氢精制：一般指杂原子烃中杂原子的脱除反应如加氢脱金属（HDM）、加氢脱硫（HDS）、加氢脱氮（HSN）、加氢脱氧（HDO）及不饱和烃（烯烃类、芳烃）的加氢饱和，这些反应主要发生在加氢预处理保护反应器、加氢预处理反应器和加氢裂化精制反应器。加氢裂化：烃类的加氢异构化和裂化（包括开环）反应，主

20、要发生在加氢裂化反应器。6.1.1 加氢精制反应6.1.1.1 加氢脱金属加氢脱金属就是通过加氢工艺从重油中把含金属的有机杂质脱除。本装置加工原料为蜡油、蒽油和洗油等劣质原料，该混合原料中金属含量非常高，总金属含量超过20g/g,以Fe、V、Ca、Na为主，这些金属一般以硫、氮、氧等杂原子以化合物或络合物状态存在，因此，在加氢脱硫、脱氮、脱氧时，也脱除了金属。相对而言，加氢脱金属反应进行比较容易。金属组分无论以任何形式在催化剂上沉积都可能造成催化剂微孔堵塞或催化剂活性部位的破坏而导致催化剂失活，为降低床层催化剂失活速率和保证装置长周期运行，本装置增设加氢预处理单元。加氢预处理单元设置单独的保护

21、反应器，装填大孔径、活性相对不高的RG系列保护剂和RDM-35脱金属剂，用于脱除进料中的金属组分。被脱除的金属组分在催化剂微孔、表面或间隙间沉积，所以对保护剂床层来讲，必须具备较强的容金属性，否则将造成加氢裂化床层压降在短时间内升高，严重时装置必须停工进行撇头处理。另一方面，对装置长周期运行而言，要严格控制进料中重金属含量。6.1.1.2 加氢脱硫石油馏分中的硫分布规律：石油馏分中典型的含硫化物主要为硫醇类RSH、二硫化物RSSR/、硫醚类RSR与杂环化合物（噻吩硫、苯并苯酚、二苯并苯酚和萘苯并苯酚及其烷基衍生物等）；直馏(zh li)馏分中，硫的浓度一般随着沸点的升高而增加，但硫醇含量较高的

22、石油，低沸点馏分的含硫量更高些；杂环硫化物在直馏馏分中占硫化物的三分之二，在裂化馏分中硫化物基本上是杂环硫化物。在加氢裂化生产中，石油馏分中的各类含硫化合物的C-S键是相对比较容易断裂(dun li)的，C-S键断裂后生成相应烃类和硫化氢；含硫化合物中，最难脱除的是4，6位烷基二苯并噻吩。如：硫醇加氢： 硫醚加氢： 二硫化物加氢： 噻吩(sifn)加氢： 有机化合物的加氢脱硫是放热反应，基本上是不可逆的，不存在热力学限制。随温度升高，平衡常数越小，从热力学分析，较高的压力和较低的温度有利于加氢脱硫反应。在加氢脱硫反应过程中，不仅有机硫化物有自阻作用，同时碱性氮化物是加氢脱硫反应最强的阻滞剂之一

23、。6.1.1.3 加氢脱氮石油馏分中的氮化物随着沸点的升高而增加，在较轻的馏分中，单环、双环杂环氮化物占支配地位，而稠环含氮化合物则浓集在较重的馏分中。氮化物可分为非碱性氮化物和碱性氮化物，氮化物是加氢反应尤其是裂化、异构化和氢解反应的强阻滞剂，而且研究表明，油品的使用性能尤其是安定性与HDN深度和氮含量有关。石油馏分中含氮化合物主要是吡咯类和吡啶类含氮杂环化合物，也有少量胺类和腈类。加氢脱氮反应涉及(shj)三类反应：杂环加氢饱和、芳烃加氢饱和、C-N键的氢解，最终生成烃类和氨如：胺类加氢： 吡啶(bdng)加氢： 喹啉(ku ln)加氢：脱氮比脱硫难，是强放热反应，在含稠环杂环氮化物较多的

24、HDN工业实践中，为了得到令人满意的脱氮率，往往采取较高的反应温度和压力，前者是为了提高氢解反应速率，后者是为了提高杂环氮化物加氢产物浓度。氮化物具有其强吸附性而对其他加氢反应具有极强的阻滞作用，而其他加氢反应只能轻度阻滞加氢脱氮反应。在某些环境中，加氢脱硫和加氢脱氧反应实际还促进了加氢脱氮反应的进行，同时，由于氮化物的强吸附性，其自阻滞效应和彼此阻滞效应都较明显。6.1.1.4 加氢脱氧石油馏分中的氧含量远远低于硫氮化合物，有机氧化物主要以羟酸和酚类为主。加氢脱氧的反应机理，一种先加氢后脱氧（与加氢脱氮相似），一种直接脱氧（与加氢脱硫相似）；酚类脱氧比羟酸困难。如：环烷酸加氢： 酚加氢： 呋

25、喃加氢：原料中的硫化物对加氢脱氧反应有弱阻滞(z zh)效应，氮化物对加氢脱氧反应有较强的阻滞效应，但是，氧化物的自阻滞效应较小。6.1.1.5 不饱和(boh)烃的加氢饱和反应加氢裂化原料中的不饱和烃主要是芳烃，基本上不含烯烃；二次加工产品作为(zuwi)原料时，则会有一定的烯烃甚至有一些二烯烃，但烯烃加氢反应很快，是强放热反应。如：烯烃加氢： 二烯烃加氢：6.1.1.6 芳烃加氢石油馏分中的芳烃主要是四类，单环、双环、三环和多环芳烃，多环芳烃主要存在与350的高沸点馏分中，中间馏分主要含前三种芳烃，其类型和含量取决于原料来源。芳烃加氢的目的在于，生产芳烃含量满足产品规格要求的汽油、柴油和高

26、粘温指数的润滑油基础油，提供优质的FCC进料和水蒸汽裂解生产乙烯的原料。芳烃加氢饱和反应是从某些含杂质原子芳香化合物中脱除杂原子和把多环芳烃转化为轻质馏分过程中必不可少的步骤，多环芳烃在催化剂表面强吸附可能进一步转化为重质缩聚芳烃并最终转化为焦碳导致催化剂失活。芳烃除发生侧链断裂外，还会发生芳烃的加氢饱和反应。多环芳烃加氢反应遵循逐环加氢原则，第一个环加氢容易，随环数增加，难度越来越大。芳烃加氢反应是物质的量减少的可逆的放热反应，作为放热反应，就意味着正反应（加氢）的加氢活化能低于其逆反应（脱氢），提高反应温度，脱氢反应速率的增值大于加氢反应（平衡常数降低），故随着反应温度的提高，芳烃转化率会

27、出现一个最高点，与此最高点对应的温度就是最优加氢温度，低于这一温度为动力学控制，高于此点为热力学控制，从热力学角度，高温操作不利于芳烃加氢，但作为摩尔数减少的反应，高压有利于加氢反应；双环以上的聚合芳烃加氢是逐环进行的，高压是必要的，要想在相对低的温度下进行，必须开发加氢活性更高的新催化剂。6.1.2 加氢裂化反应6.1.2.1 烃类的加氢裂化反应烷烃、烯烃的反应裂化反应：烷烃、烯烃生成分子更小的烷烃。CnH2n+2+H2CmH2m+2+C（c-m）H2（n-m）+2 CnH2n+2H2CmH2m+2+C（c-m）H2（n-m）+2 异构化反应：在加氢裂化过程，烷烃均发生异构化反应，从而使产物

28、中异构烃与正构烃的比值(bzh)较高，此类反应与催化剂上加氢活性与酸性活性有关，如催化剂酸性活性强，反应异构化程度高，加氢活性强，异构化则低。环化反应(fnyng)：烷烃、烯烃会发生部分环化而生成环烷烃。环烷烃的反应(fnyng)环烷烃在加氢裂化催化剂上的反应主要是脱烷基、六员环的异构和开环反应，环烷正碳离子比烷烃的正碳离子裂化困难，只有在苛刻的条件下，环烷正碳离子才发生-键断裂。带长侧链的单环环烷烃主要发生断链反应，不带长链后，先异构化转化为比原有碳原子少的环烷烃后，断环成为相应碳原子的烷烃。环烷烃加氢裂化的两个基本特性：大量异构化先于-键断裂，环内的C-C键断裂慢。芳烃的反应在裂化段，单环

29、芳烃和断环环烷烃多，芳烃易发生侧链断裂，同时发生芳香环被加氢饱和。多环芳烃很快被部分加氢成为双环烷基苯类，易于开裂成为芳烃的侧链，然后侧链再断裂，直至生成较小分子的单环芳烃，多环烷烃也易发生开环反应生成单环烷烃。单环烷烃加氢裂化成烷烃的相对反应数率仅0.2，基本是加氢，开环（脱烷基），在侧链的单环环烷烃或单环芳烃易发生侧链断裂反应。6.1.2.2 异构化反应异构化反应对加氢裂化最终产品的质量有着重要的影响，可明显改善汽油的辛烷值和柴油、润滑油的低温性能。烷烃的加氢异构化在双功能催化剂上的烷烃异构化反应是通过正碳离子反应机理进行的，异构化本身是正碳离子链反应的一部分，该反应包括链引发、正碳离子异

30、构化和链传播，链传播是指烷基正碳离子与原料正烷烃分子之间的反应，负氢离子从原料正烷烃分子中转移到异构烷基正碳离子，后者变成异构烷烃，而原料的正构烷烃变成正构烷基正碳离子，并在酸性位上继续进行正碳离子的异构化反应，于是导致烷烃异构化的正碳离子链反应得以传播下处。低温有利于异构化反应，压力对异构化的化学平衡影响很小。环烷烃的加氢异构化在双功能催化剂上主要是五、六员环烷烃之间的相互转化，烷基侧链的异构烷基在环上的迁移和烷基数目的变化。环上侧链减少及环碳原子数减少的异构化反应为吸热反应，但热效应很小，平衡常数也不大。烷基芳烃异构化主要有烷烃侧链在芳环上的迁移和侧链数目及结构的变化等，支链减少的烷基苯异

31、构化反应是吸热反应。6.2 工艺流程(n y li chn)简述(jin sh)6.2.1 加氢预处理单元(dnyun)正常生产时，80的减压蜡油、焦化蜡油、蒽油、冲洗油自装置外经过原料油过滤器，和来自预处理汽提塔T201底170的部分循环油混合，进入预处理原料缓冲罐V101，由预处理原料泵P101加压至19.9MPa，与混氢混合，经预处理反应流出物/混合进料换热器E101ABCD，加热至335，再进预处理反应进料加热炉加热至345，然后进入串联的保护反应器R101和预处理反应器R102。高温进料首先进入保护反应器R101，R101出口温度控制在大约375。R101和R102之间注入冷氢，控制

32、R102入口温度350；R102设置4个床层，每两个相邻床层间都注入冷氢，控制R102出口温度396。反应流出物经反应流出物/混合进料换热器E101ABCD，冷却至260，进入预处理热高分V102，压力保持在17.2MPa，进行三相分离，V102气相经预处理热高分气/冷低分油换热器E102、预处理热高分气/混氢换热器E103、空冷A101，冷却至50，进入预处理冷高分V103，V103的气相送至循氢脱硫系统；V102的油相经过透平HT101驱动原料油泵P101A，回收能量后降压，或经调节阀降压，进入预处理热低分V104，V104的气相经空冷A102冷却至50，与V103的油相混合，进入预处理冷

33、低分V105进一步分离，冷低分气送出界区进行净化回收，冷低分油则经预处理热高分气/冷低分油换热器E102加热至232，最后与V104的油相一并送入预处理汽提塔T201。预处理汽提塔T201顶控0.2MPa、130，气相经空冷A201冷凝冷却至55，进入塔顶气液分离器V201，含硫气体送出界区净化回收，塔顶油一部分做回流返塔，一部分送至轻烃回收部分作吸收剂；预处理汽提塔底温度控制309，由预处理汽提塔底重沸炉F201提供热源，用泵P202AB强制循环，塔底油最终由泵P201AB加压后一部分送至预处理原料缓冲罐V101，另一部分送至裂化原料缓冲罐V301。为防止系统中有硫化铵盐堵塞管路，在E102

34、、E103、A101、A102冷前位置设置了注除氧水的流程。 6.2.2 加氢裂化反应单元来自预处理汽提塔T201底170的塔底油，与部分煤油、柴油和尾油混合，进入加氢裂化原料油缓冲罐V301，由裂化原料油泵P301加压至19.9MPa，与混氢混合，经裂化反应流出物/混合进料换热器E303AB、裂化反应流出物/热混合进料换热器E301AB，加热至345，再进裂化反应进料加热炉加热至356，然后进入串联的加氢精制反应器R301和加氢裂化反应器R302。加氢精制反应器设两床层，床层间注冷氢，控制出口温度大约381。R301和R302之间注入冷氢，控制R302入口温度360；R302设置4个床层，每

35、相邻两个床层间都注入冷氢，控制R302出口温度376。反应流出物经反应流出物/热混合进料换热器E301AB，冷却至308；经反应流出物/混氢换热器E302，冷却至294；经反应流出物/混合进料换热器E303AB，冷却至230，然后进入裂化热高分V302，压力保持在17.2MPa，进行三相分离，V302气相经裂化热高分气/冷低分油换热器E304、裂化热高分气/混氢换热器E305、空冷A301，冷却至50，进入裂化冷高分V303，V303的气相送至循氢脱硫系统；V302的油相经调节阀降压，进入裂化热低分V304，V304的气相经空冷A302冷却至50，与V303的油相混合，进入裂化冷低分V305进

36、一步分离，冷低分气送出界区进行净化回收，冷低分油则经裂化热高分气/冷低分油换热器E304加热至195，最后与V304的油相混合至213，一并送入主汽提塔T401。为防止系统中有硫化(lihu)铵盐堵塞管路，在E304、E305、A301、A302冷前位置设置了注除氧水的流程。 本装置设新氢压缩机3台、循氢压缩机1台，循氢压缩机由蒸汽(zhn q)透平驱动。 6.2.3 分馏(fnli)单元主汽提塔T401顶控1.2MPa、119，气相经空冷A401冷凝冷却至55，进入塔顶气液分离器V401，含硫气体送出界区净化回收，塔顶油一部分做回流返塔，一部分经尾油/脱丁烷塔进料换热器E405，加热至130

37、，进入脱丁烷塔T405。主汽提塔底温度控制199，并注350中压蒸汽；塔底油自压经过预处理塔底油/主汽提塔底油换热器E401AB、裂化反应流出物/主汽提塔底油换热器E302，加热至275，最终送至分主馏塔进料分液罐V403。脱丁烷塔共设40层塔盘，进料至第20#塔盘上部。塔顶控1.45MPa、81，塔顶流出物经脱丁烷塔顶空冷A403、后冷E403，冷凝冷却至40，进入脱丁烷塔顶回流罐V402，气相送出界区净化回收，塔顶液相由脱丁烷塔顶回流泵P403AB抽出，一部分作为回流返塔，另一部分则作为产品出装置。脱丁烷塔底控161，用分馏塔中段回流作热源，由脱丁烷塔底重沸器E404加热。塔底油自压进入石

38、脑油分馏塔T406。主分馏塔进料分液罐V403顶控0.6MPa，气相自罐顶进入主分馏塔T402第45#塔盘上部；液相经分馏塔进料泵P404AB加压，进入分馏塔进料加热炉F401，加热至380，进入T402第46#塔盘上部。分馏塔T402共设54层塔盘。顶部控0.1MPa、146，塔顶流出物经分馏塔顶空冷A404冷却至55，进入分馏塔顶回流罐V404。罐顶由燃料气保压0.05MPa，塔顶油由分馏塔顶回流泵P405AB抽出，一部分作为回流返回塔顶，另一部分与脱丁烷塔底油混合，经柴油/石脑油分馏塔进料换热器E409，加热至125，进入石脑油分馏塔。煤油自分馏塔第11#集油箱馏出，进入煤油汽提塔T40

39、4。煤油汽提塔共设10层塔盘，顶部气相返回分馏塔第10#塔盘上部。煤油汽提塔底部用分馏塔中段回流作热源，由煤油汽提塔底重沸器E407加热至225。煤油自汽提塔底由煤油泵P408抽出，经低温热水冷却至108分两路，一路经煤油空冷A406、煤油冷却器E408、煤油加药设施，作为煤油产品出装置，另一路返回裂化原料油缓冲罐。柴油自分馏塔第27#集油箱馏出，进入柴油汽提塔T403。柴油汽提塔共设10层塔盘，顶部气相返回分馏塔第24#塔盘上部。柴油汽提塔底部注低压蒸汽，塔底温度210。柴油自汽提塔底由柴油泵P407AB抽出，经柴油/石脑油进料换热器E409冷却至99分两路，一路经柴油空冷A409、柴油脱水

40、器SR401，作为柴油产品出装置。另一路返回裂化原料油缓冲罐。中段回流经中段回流泵P409AB自29#集油箱抽出，抽出温度262，经煤油汽提塔底重沸器E406、脱丁烷塔底重沸器E404、中段/低温热水换热器E413，冷却至190，返回分馏塔第27层塔盘上部。尾油自分馏塔底由分馏塔底泵P406AB抽出，抽出温度297，经尾油/脱丁烷塔进料换热器E405冷却至214分两路，一路经尾油空冷A405送出装置，另一路送至裂化原料油缓冲罐V301。石脑油分馏塔T406共设40层塔盘，来自分馏塔顶和脱丁烷塔底的石脑油进料至第17#塔盘上部。塔顶控0.13MPa、82，塔顶流出物经石脑油分馏塔塔顶空冷A407

41、、后冷E410，冷凝冷却至40，进入石脑油分馏塔顶回流罐V405，罐顶由燃料气保压0.1MPa，塔顶油由石脑油分馏塔顶回流泵P411AB抽出，一部分作为回流返塔，另一部分作为轻石脑油脑油出装。石脑油分馏塔底控148，用1.0MPa蒸汽作热源，由石脑油分馏塔底重沸器E411加热。塔底油经重石脑油泵P410AB加压，经重石脑油脱硫罐V406AB、重石脑油空冷A408、重石脑油冷却器E412，冷至40，作为重石脑油产品出装。为了(wi le)防止H2S对管道、设备的腐蚀，降低其腐蚀速度，在T201顶、T401顶和T405顶挥发线上注入(zh r)缓蚀剂。缓蚀剂注入量根据塔顶回流罐污水铁离子含量来确定

42、。6.2.4 轻烃回收(hushu)单元从装置外来的富气汇合一起至水冷器(E605AB)冷却至40，与预处理汽提塔顶液、PSA来部分凝液，分两路物料进入油气分离器（V601）进行气液分离。分离后的气体进入吸收塔（T601）底部，用经冷后的稳定汽油（40）作为吸收剂进行吸收。吸收过程放出的热量由吸收塔中段回流取走，控制塔顶温度44。吸收中段回流由吸收塔中部的集油箱抽出，经中段回流油泵（P603AB）升压后，再经循环水冷却器（E604AB）冷却至38返回中部分配器。吸收后的塔顶干气作为燃料气送出装置进行脱硫净化。塔底富吸收油返回混合富气冷却器E605AB前，冷却至40，进入油气分离器（V601）进

43、行气液分离。加氢预处理汽提塔顶的粗石脑油、PSA来凝液、吸收塔底油，进入V601，由P601AB抽出加压，经解吸塔进料换热器（E601）与稳定汽油换热后，温度升至80，作为解吸塔热进料进入顶部，。解吸塔设40层塔盘。塔顶控制96，解吸塔底重沸器（E602）用1.0MPa的蒸汽作热源，控制塔底156，以解吸出粗石脑油中的C1、C2组分。解吸塔顶气经混合富气水冷器E605AB，冷却至40，进入油气分离器（V601）进行气液分离。解吸塔底脱乙烷汽油由稳定塔进料泵（P602AB）抽出，送至稳定塔（T603）的第11、15或19层进行多组分分馏。稳定塔底重沸器（E603）由3.5MPa的蒸汽作热源提供热

44、量，控制塔底温度187，液化气从塔顶馏出，经液化气空冷（A601AB）、冷凝冷却器（E606）冷至40后进入稳定塔顶回流罐（V602），罐底液化气由泵（P605AB）抽出后，一部分作稳定塔回流，控制塔顶温度75，其余作为液化气产品送至罐区。稳定塔压力由稳定塔顶冷凝冷却器热旁路控制，回流罐内不凝气经压力控制阀进入干气管网。7 物料平衡、经济技术指标7.1加氢预处理单元物料平衡表7.1 加氢预处理单元物料平衡表运行阶段SOREOR入方 新鲜原料油100.00100.00 化学氢耗2.522.40 小计102.52102.40出方 H2S1.201.20 NH30.450.45 H2O0.680.6

45、8 C10.110.18 C20.140.23 C30.160.25 C40.200.28 C5+99.5899.13 小计102.52102.407.2 加氢裂化单元物料(w lio)平衡7.2 加氢裂化单元(dnyun)物料平衡表运行阶段SOREOR入方原料油（加氢预处理油）100.00100.00 化学氢耗2.482.40 小计102.48102.40出方 H2S0.060.06 NH30.030.03 C10.180.26 C20.280.35 C32.412.50 C46.046.26 C5-65轻石脑油脑油12.8412.9365-175重石脑油51.0850.92175-210煤

46、油9.729.53210-350柴油19.4319.06175-350柴油29.1528.59350尾油0.50.5小计102.57102.48 工艺(gngy)指标及动力指标8.1 主要工艺操作参数表8.1 主要控制参数表名称控制项目单位指标监督部门原料油密度Kg/m3S%（w/w）1.5N%（w/w）0.1残C%（w/w）0.20HK245KK530H2Oppm300Feppm1.0Nappm1.0Cu+Ni+Vppm1.0Asppm0.5Pbppm0.2Clppm1.0沥青质ppm500产品液态烃C2%（v/v）5C5%（v/v）5重石脑油初馏点656终馏点1656柴油凝固点闪点55主要

47、操作条件加热炉F101、F301出口温度390R101、R301氢油比（m3/m3）700R102、R302氢油比（m3/m3）1000V306压力（表）MPa13.014.0循氢中H2S浓度ppm300V306入口温度60F101、F301管壁温度520F101、F301炉膛温度800D-104压力MPa2.4V102、V302液位%4060R101、R301床层压降MPa0.5SR101、R301AB压差MPa0.2循环氢纯度%（v/v）85R101、R102床层总温升132R301、R302床层总温升61R102、R302各床层温升12液化气出装置温度40轻石脑油出装置温度40重石出装置

48、温度40航煤出装置温度60柴油出装置温度60尾油出装置温度100动力指标主蒸汽压力MPa3.50.2主蒸汽温度390循环水压力MPa0.4净化风压力MPa0.5脱氧水压力MPa2.0除盐水压力MPa0.4氮气压力（2.5MPa）MPa2.0燃料气压力MPa0.3高压氮气压力MPa7.0说明：实际(shj)生产操作以生产技术部下发的最新版工艺卡片为准，此工艺卡片只做为参考。8.2 主要动力消耗(xioho)指标9 原料及产品(chnpn)主要质量指标9.1 原料、辅助材料指标加工的原料油为蜡油、蒽油和洗油（混合比例6:2:2)的混合原料油。所需氢气来自120万吨/年连续重整装置。9.1.1混合原

49、料油性质 表9.1 混合原料油性质表原料油名称SDD-L洗油蒽油混合原料质量比例 %602020100限定值密度（20） g/m30.91971.04781.1320.98040.985折光率（20）/1.6217/折光率（70）1.4969/1.67271.557非金属元素含量C %85.992.9990.9888.0H %11.937.05.759.7S %1.510.530.851.181.5N %16009000620040004500O %/1.421.600.6Cl g/g/3.88.12.41运动粘度mm2/s808.763/10.99/1005.437/倾点 24/苯胺点 72

50、.6/残炭值 m%0.910.350.970.81C7不溶物含量 g/g500馏程（D-1160) 初馏点23022925023110%35524129625730%39024432031850%42125132937243070%45325634541590%49626437947995%522/420549终馏点571317/565金属含量 g/gFe9.96.69.08.8Fe+Ca10Ca5.71.32.84.2Ni2.5/1.5Ni+V5V6.8/4.1Na1.73.40.91.91总金属含量26.611.312.720.515含水 g/g300混合性质由石油化工科学(kxu)研究院

51、提供。9.1.2 新氢性质(xngzh)表9.2新氢性质(xngzh)表杂质H2 mol%CH4 mol%HCl L/L)CO+CO2 L/L)限制值 130温度：40压力：2.0MPa(G)9.1.3 反应注水反应注水是由装置外提供的除盐水（或纯净污水），也可用脱氧水。表9.3水质指标表组分H2SwppmNH3wppmO2wppb氯化物wppm不挥发残渣wppmFeg/gPH数值2501005050217.08.59.2 中间(zhngjin)产品质量指标9.2.1 加氢预处理单元(dnyun)产品性质表9.4加氢预处理单元产品(chnpn)性质表产品加氢预处理油运行阶段SOREOR密度（2

52、0）g/cm30.920.925硫含量g/g300350氮含量g/g150200馏程初馏点535010%22822130%28228050%35635470%40840690%46546495%546543加氢预处理单元产品性质由石油化工科学研究院提供。9.2.2 加氢裂化单元产品性质表9.5 加氢裂化单元产品性质表产品轻石脑油65重石脑油65-175煤油175-210柴油210-350尾油350运行阶段SOREORSOREORSOREORSOREORSOREOR密度（20）g/cm30.6450.6460.7640.7660.8350.8360.8380.8430.8480.855硫含量g/

53、g110.50.5101010101010氮含量g/g0.50.50.50.5111122芳烃质量含量%/10155522RON/MON82/8082/80/芳烃潜含量%/5555/闭口闪点/45457070/十六烷值/40405151/凝点-50-50-10-102020馏程初馏点4645787617417421821832632610%494810210118118123323337337330%525211411318718725825839839850%585812212019519528228242042070%616013813720120130330344844890%63631

54、4714520720732532548048095%6564165163211211340340525525终馏点6867176174220220353353/加氢裂化单元产品性质由石油化工科学研究院提供。9.2.3 加氢裂化单元(dnyun)重石脑油馏分组成表9.6 加氢裂化单元(dnyun)重石脑油（65-175）组成(z chn)运行阶段组成SOREOR链烷烃32.431.3C40.10.1C51.01.1C63.43.5C75.25.1C87.67.3C95.95.6C105.04.7C113.93.7C120.30.2环烷烃58.558.9C50.10.1C65.25.1C712.6

55、12.7C819.719.9C915.015.1C105.65.7C110.30.3芳烃9.19.8C60.20.2C70.91.0C83.13.3C93.13.4C101.71.8C110.10.1总计100.0100.010 装置开、停工方案10.1 装置的开工方案正常开工主要步骤包括新催化剂装填、干燥、预硫化、钝化和原料油切换及分馏系统冷、热油运等。开工前应作好充分的准备工作，以保证装置安全、顺利地一次开车成功。10.1.1 开工前准备工作10.1.1.1 开工要求积极、稳妥、细致、可靠，服从指挥，严守方案，有条不紊，高标准，严要求，坚持“五不开工”，达到“五个一次成功”，做到“十个不”

56、：五不开工：动改项目未经严格验收不开工，安全措施不全不开工，现场有漏风、水、汽、油、瓦斯不开工，方案不落实、人员未考核合格不开工，现场卫生不好不开工。五个一次成功：吹扫气密一次合格成功，引氢升压一次成功，引瓦斯点火一次成功，调整操作一次达到指标(zhbio)成功，产品质量一次达到指标合格成功。十个不：不跑瓦斯(w s)，不跑油，不串油，不超温，不超压，不着火爆炸，不损坏(snhui)设备管线，不出人身事故，不污染环境，不损坏催化剂。组织好开工前技术训练和各种开工方案落实，认真训练，反复讲解，严格考核。组织严密，指挥统一，任务明确，各岗位必须严格执行开工方案和工艺纪律，一丝不苟，加强纪律性，一切

57、行动听指挥。做好四项关键工作：贯通气密，置换引氢，引瓦斯点火，装置进油。建立操作员班长工程技术人员“三查制”，确保各操作步骤可靠稳妥。10.1.1.2开工应具备的条件装置交工资料齐全，并经检查合格。人员学习开工方案，明确自己在整个过程中的工作并具有对突发事故的处理能力，DCS、SIS、ITCC调试完毕，操作人员经DCS、SIS、ITCC系统操作培训后考试合格，操作人员已取得上岗证。装置经水冲洗，试水压、水联运、吹扫，抽真空试验合格，遗留问题全部处理完毕。加热炉烘炉合格。工艺流程设计、安装合理，符合开工生产要求并方便操作和维修。化工原材料来源，产品去向已作好安排。电、水、蒸汽、风系统供应正常。装

58、置内仪表、计量和机泵全部安装调试完毕。消防器材齐全，都放在规定位置，消防道路畅通。所有安全阀都重新定压，有铅封，并有定压记录。所有阀门都涂了防锈油灵活好用。将施工中所加的临时盲板全部拆除。将所有“8”字盲板按开工流程要求调到合适位置。正常生产时需用盲板隔离的地方已加好盲板。机泵试运完成，尤其是C301、T301、P101、P201、P301、P401、P302等重要设备都要试运完成，所暴露问题已解决。开工方案经审核批准实施。10.1.2 开工前的设备检查10.1.2.1 一般性的准备工作 熟悉工艺流程，掌握设备使用方法及注意事项。 学好开工方案，对生产方案、处理量、原料性质以及各生产主要操作条

59、件应做到心中有数。 熟悉开工统筹图，掌握开工过程中各阶段的工作内容，达到什么条件应完成什么工作以及每一项工作的主要注意事项。 联系(linx)调度，要求(yoqi)协助好原料(yunlio)、动力、仪表和电气设备的检查校验工作、开工的保运等准备工作。 准备好扳手及炉子点火的全部工具。准备所需的润滑油、润滑脂以及所需的工器具。 准备所需的润滑油、润滑脂以及所需的工器具。 放净各容器、管线内的存水。 工艺管道、设备的标志已印好。10.1.2.2 设备、工艺流程的检查 1. 系统的检查1） 全面检查所属设备、工艺流程是否符合工艺要求，即管线联接是否正确、阀门开关是否灵活，阀芯有无脱落，法兰、螺栓、垫

60、片是否上紧，盘根有无把好，各塔、容器的人孔、手孔螺栓是否上紧。 2） 所有仪表(孔板、测温、测压点、压力表、热电偶、液面计等)是否按要求装好。3） 所有消防器材是否备足，并按要求就位。4） 所有下水道是否畅通，盖板是否盖好。5） 地面、平台、上下走道有无障碍物。6） 所有设备、管线保温、刷漆是否符合要求。7） 各设备的静电接地是否符合要求。8） 各设备基础是否完好，有无下沉、倾斜、裂缝等现象，地脚螺栓是否变形松落。 2. 塔类、容器类的检查1） 按系统检查的内容检查。2） 检查安全阀是否按设计要求定压，有无铅封，手阀是否全开。3） 各平台梯子是否牢固。4） 顶放空是否接好。5） 检查各开口、法