加氢装置开车工作总结

第一篇：加氢装置开车工作总结

加氢装置开车工作总结

按照公司油化工开车计划安排，加氢预处理车间加氢装置和污水汽提装置于9月4日投料开车，在公司各级领导的科学指导下，在车间精心组织下，在全体员工共同努力下，到目前以运行半个月，实现本次开车一次成功和安全零事故目标。通过这次开车，不但提升了公司的盈利能力，使油化工有望成为集团公司新的经济增长亮点，而且使员工，对装置的认识理解有了质的飞跃，实践操作能力了有效的提高，对操作中如何准确的判断存在的问题，及时的处理，积累了大量的操作经验。但是装置运行还存在着不少的差距，也暴露了许多的不足之处。针对此次开工，结合实际，进行总结，对进一步积累经验，优化操作，力争实现效益最大化都具有重要作用。现将开车以来装置运行情况总结如下：

1、装置运行的基本情况：

加氢装置自9月4日引氢、引油投料，9月5日23：23分产出合格柴油，截止9月18日共处理原料油17004吨，产精制柴油12858吨，精制石脑油2762吨，轻污油137.37吨，装置液体收率92.6%；各类消耗：新鲜水362.4吨，单耗0.021吨/吨，1.0MPa蒸汽1143.8吨，单耗0.067吨/吨，电耗726085KWh，单耗42.7KWh/吨，燃料气247834NM3,单耗14.58NM3/吨，氢气1799926NM3.单耗105.85 NM3/吨。可分为三个阶段，其中9月4日到9月6日为装置开车阶段，顺利开车并生产出合格产品；9月8日至9月10日因原料油、燃料供应不足装置装置轻负荷运行，并于9月8日改循环，9月9日6：00停车，17：10分馏短循环，19：40加热炉点火，23：00系统改不合格线。9月10日以后装置生产逐步转入正常，装置最高日处理量2118吨，最高小时处理量90吨，分别达到设计能力的88.25%和90%。

2、扎实做好开车前的组织、技术准备工作

车间成立了开工领导小组，编制开工操作规程，制定开工操作票，并多次组织员工进行讨论学习，不断地完善，使每个员工都能懂得车间的开车思路，在交流中相互的提高；多次的进行开工前的全面大检查工作，对工艺管线、设备、安全、环保、各系统的联锁等进行三查四定，对前段时间加氢装置预硫化过程中存在的问题，进行技改，同时，对加氢装置高压临氢系统探伤出现问题部位进行修复，装置的本质安全得到了进一步提高；强化员工的业务知识培训，熟练掌握开车方案，岗位操作法等基本操作技能，特别是针对年前加热炉的烘炉、催化剂的干燥及预硫化过程中积累的经验进行交流，实践操作存在的问题再次的进行学习，班组之间达成的共识，规范操作行为，以利于提高员工的操作技能，使员工能够规范、稳定、快速、高效的处理操作中的问题；强化安全教育提高员工安全意识与安全技能，每天早来迟走学习炼化安全知识，以班组为单位，进行多轮次事故预案的演练。

3、对正常开工的各种辅料、各类工具、检测仪器、劳保用品、各类报表及记录本等进行了准备。联系调度做好水、电、汽、风等的供应，各类介质的接送工作，联系机修做好保运工作，以实现装置的正常开工。4、9月4日至9月8日，加氢装置和污水汽提装置进入全面的开工阶段。加氢装置反应系统引氢气升压、点反应炉升温、进料；分馏系统建立循环、点重沸炉升温；调整操作后反应系统和分馏系统并入，建立长循环，后产品合格后改合格线，9月8日至9月9日加氢装置建立长循环，等待来料，并接通知停工； 9月9日17：10分馏短循环，19：40加热炉点火。在此期间，因原料供应、燃料气供应问题，装置低负荷运行。

5、从9月10日以后转入稳定调整阶段，生产基本稳定，指标执行步入正轨，员工驾驭操作的能力逐步提高，处理量逐步增加，但16日以后从稳定催化剂，实现长周期运行角度考虑，加氢以轻负荷生产。

6、污水汽提装置自开车以来，虽经过不断的探索，调整操作方案，但至今未实现稳定运行，净化水水质一直没有合格，NH2-N含量居高不下。

7、在试生产全过程中我们始终坚持不懈的坚持安全是第一要务的指导思想，从试生产前的强化安全学习与事故预案演练，到试生产安全措施落实我们一着不让，车间24小时有人值班跟踪，员工不间断巡检，设置事故隐患记录，及时排除发现的各类不安全隐患，确保了安全事故零目标。

8、加强设备管理，为试生产奠定了坚实的硬件施设。

但是，同时在本次开工中，离公司提出的要求还存在着不少的差距和不足，我们只有把开工中存在的问题，及时的总结整改，科学优化，才能不断提高，才能完成公司下达的生产任务，实现安全无事故生产。存在的不足如下：

1、内、外操之间的沟通工作不及时，对讲机的使用讲话不清楚，内操对于气动阀的调节度数对于温度、压力、液位的影响判断不够准确，指令缺乏量化要求，调节幅度较大。调节中的全面性、系统性、综合性没有体现，没有综合的考虑各个参数之间的相互影响。如对分馏塔顶回流罐压力的控制中，补燃料气时没有考虑到对燃料气整个管网的影响，导致压力下降，影响加热炉燃料气的压力波动，缺少系统性、综合性的意识。

2、员工的指标意识不强，重视程度不够，指标执行不够坚决，对个别指标调节随意性较大，缺乏严谨规范的态度，对待化验室给予的油品分析数据，敏感性不强，调节不够及时，使产品质量调节周期延长，这些都反映出我们的生产管理、工艺管理距离公司的要求还存在着很大的差距。

3、班组在组织原始开机过程中，组织还不够科学、严密，存在分工不够明确，要求不够具体，落实不够仔细，督促不够有力的现象；员工在思想上还没能真正地认识到班组管理在装置开车中的重要作用，对待班组管理态度不够端正，劳动纪律、工艺纪律执行偏差较大，个别员工甚至出现抵触情绪，违纪情节较重。

4、个别员工对于现场工艺流程还不够熟悉，岗位业务知识掌握不够全面，岗位操作不规范，员工的应急处理能力还比较低。如在开车过程中，对重沸炉进料泵出现抽空现象时，不知道怎么处理，只知道等班长来指挥处理；高温油泵预热停留在书本知识上，操作时对细节处理把握不到位等。污水汽提开车以来一直没有正常运行，也充分说明了不论从车间层面到班组层面到个人层面在技术业务上都存在较大差距。

5、工艺报表的记录还不够规范，字迹没能够按照仿宋体的要求进行书写，班组交、接班会的质量不高，组织不够严密，班长在组织开工过程中，有时没能将车间所分配的工作进行细化、量化、分解、责任到人。班后会班长对于班组成员在当日操作过程中出现的问题点评不够全面、具体，点评还留于情面，没能将发生的问题当作资源来进行深层次开发，使每个人从中涉取经验和教训。

6、设备安装时跟踪检查不到位，开车前检查不实不细，在本次开车中出现污水汽提放空管法兰、侧线气抽出法兰漏气，一级冷凝器原料水调节阀方向接反，新氢压缩机一进填料漏气，部分机泵在开车过程中也出现了一些问题。针对以上正常开工中存在的不足，下一阶段整改的措施如下：

1、进一步加强员工对公司企业文化、管理、经营理念的学习，进一步加强对员工的教育和引导，从而确保全体人员思想的稳定，确保装置正常生产工作的开展。

2、针对本次开工中积累的经验与存在的问题，车间将及时组织全面、多层次的总结，让经验大家共享，教训人人汲取。同时根据操作实际，及时对操作规程中的有关事项进行论证，进一步细化、充实；对暴露出的流程、设备等硬件问题及时组织整改；对车间、班组在生产中暴露出的管理漏洞及时制定对策，细化工作流程，量化工作标准。

3、结合装置正常开车过程中，员工业务水平的实际情况，车间将进一步加大员工岗位业务知识培训的力度。特别是要加强员工实际动力能力的提高，结合正常生产的的操作特点，有针对性的进行改进和提高，使员工尽快掌握岗位的操作方法，确保正常生产的有序进行。

4、结合装置正常开车过程中班组规范化管理的实际情况，对班组岗位巡检、交接班会议、工艺报表的填写、对讲机的规范使用、组织会的流程进行规范和统一。加大对班长教育和引导，从而进一步提升班长的组织指挥及管理能力，从而建立正规的生产秩序。

5、结合开机中车间安全管理的实际，加大员工石油化安全常识、安全操作规程培训和学习的力度。加强对班组安全应急演练的检查和指导，并加大车间应急演练的频率，从而提高员工的应急处理能力，把安全管理工作做细、做实做出成果。

第二篇：参加“加氢装置生产技术交流会”总结

参加“全国加氢装置生产技术交流会”总结

2012年9月12日至14日，每年一度的“加氢装置生产技术交流会”在河南郑州隆重召开，本次会议仍由中国石化加氢科技情报站和中国石化抚顺石油化工研究院举办，会议由抚顺石油化工研究院副院长周勇主持并致辞。共有来自中石化、中石油、中海油、中化、延长、神华及一些地方所属炼油企业和催化剂生产企业等系统的46家单位的86名专家、代表参加了会议，其中高级工程师或主任及以上人员52人，我分公司应邀委派XXX和XXX两名代表参会。

本次会议为全国炼油行业加氢技术提供了一个严肃、活泼、和谐、进取的交流平台，来自科研研发、工程设计、生产实践的各个单位共同参与、交流讨论，总结经验和教训，提出问题和建议，集思广益，对提高科技人员素质、提高装置技术和管理水平、增进兄弟单位了解起到了非常重要的作用。

本次会议从不同角度，不同层面对加氢生产工艺、催化剂及助剂、产品质量与环境保护、机械设备、过程控制、节能降耗等方面进行了分析和探讨。通过听取与会代表的报告、参与讨论和交流，受益匪浅。就本次内容和体会向领导做如下汇报：

一、加氢技术新进展

随着石油资源日益减少，对轻质油品需求量的进一步增加和日益严格的环保要求，炼油行业面临着三大挑战：一是如何更高效地利用有限的石油资源；二是在炼油业微利或亏损的大背景下如何更经济地生产满足环保要求的油品；三是如何更经济的在满足生产油品的同时为化工生产提供优质足量的原料。针对上述挑战，目前开发了一系列加氢技术：

 高空速石脑油重整预加氢技术；

 生产清洁汽油的加氢技术（催化裂化原料预加氢和催化裂化汽油后处理技术）；

 低压低氢耗航煤加氢脱硫醇技术；  生产清洁柴油的加氢技术；

 生产优质化工原料，增产清洁燃料的加氢裂化技术；  生产高档基础油的润滑油加氢技术；

 渣油加氢技术。

1、清洁汽油生产技术

1.2催化裂化汽油选择性加氢脱硫RSDR技术

目前在用的第二代RSDS-Ⅱ，因在运行期间、深度脱硫同时对辛烷值损失的控制等方面的良好表现而受业界的认可。RSDS-Ⅱ技术对原料的适应性强，可以生产硫含量低于50μg/g的超低硫清洁汽油，辛烷值损失低；对硫含量较低或烯烃含量较低或具有催化原料前加氢的炼厂，采用RSDS-Ⅱ技术可以在辛烷值损失很小的情况下生产硫含量低于10μg/g的无硫清洁汽油。此外上海石化工业试验装置近3年的运转结果显示该技术可以实现长周期稳定运行。

在RSDS-Ⅱ技术基础上，通过优化技术、开发脱硫选择性更好的催化剂并对工艺流程进行适当改造，目前RIPP已完成了第三代技术RSDS-Ⅲ的开发，采用RSDS-Ⅱ的装置仅需小的改动后实施RSDS-Ⅲ技术，可实现由国Ⅳ产品升级产品升级到国Ⅴ，而辛烷值损失不再增加以及技术继承性两大目标。

1.2蜡油加氢预处理RVHT技术

RVHT技术通过开发兼具好的加氢脱硫、脱氮和芳烃饱和性能以及活性稳定性的加氢处理催化剂RN-32V、多种异型保护剂级配技术以及催化剂组合技术等，较好地解决了加工劣质蜡油原料长周期稳定运行的问题，并可获得较高的脱硫率和脱氮率，受到业界的认可，获得了较大的市场份额，目前中石化已建和在建蜡油加氢预处理大多采用了RVHT技术。

青岛炼化320万吨/年和天津分公司130万吨/年工业装置运转结果显示，通过RVHT技术和MIP工艺的组合，可直接生产得到硫含量满足国Ⅳ规格要求的汽油产品。

2、清洁柴油生产技术 2.1超深度脱硫催化剂RS-2000 RIPP最新推出的新一代ULSD催化剂RS-2000是基于创新构建的MSA先进催化剂技术平台而研制的，其性能相对于RS-1000催化剂又有了跨越性进步，在金属载量和堆积密度较RS-1000催化剂降低的情况下，RS-2000催化剂的超深度脱硫性能大幅度提高，生产硫含量小于10μg/g超低硫柴油的反应温度较RS-1000降低了15℃以上，具有突出的性价比优势。RS-2000催化剂具有良好的原料适应

性，可在相对缓和条件下，从各种高硫直柴和直柴与催化裂化和焦化柴油等二次加工油的混合原料生产硫含量低于10μg/g的ULSD产品，其有异性在工业应用中得到了验证。

2.2超深度脱硫工艺RTS RTS工艺的设计思路是：第一反应区为适度高温、高空速反应区，在第一反应区中完成大部分易脱硫硫化物的脱硫和几乎全部氮化物的脱除、多环芳烃部分饱和；第二反应区为低温、高空速反应区，实现剩余硫化物的彻底脱除和多环芳烃的进一步加氢饱和，得到颜色近水白色的超低硫柴油。对以高硫直馏柴油为主的原料，采用RTS技术可在较常规加氢精制工艺更高的空速下生产出硫含量小于50μg/g和10μg/g的超低硫柴油，且可保持柴油产品颜色水白。

RTS技术目前获得4套工业装置技术许可，其中两套为旧装置改造、两套为新建装置，今年下半年预计有两套装置将投入运行。

2.3灵活加氢改质工艺MHUG-Ⅱ

针对加工直馏柴油和催化柴油等混合油的加氢改质装置，在MHUG技术的基础上，RIPP新近推出了可改善改质过程选择性、降低加工成本的灵活加氢改质工艺MHUG-Ⅱ。MHUG-Ⅱ工艺设计了直馏柴油与催化柴油从不同反应区进料的工艺流程，集成了加氢精制和加氢改质反应过程和工艺工程上的优点，同时避免了直馏柴油在加氢改质反应过程中的过裂化反应。与MHUG技术比，在到相同的产品柴油十六烷值提高幅度时，MHUG-Ⅱ工艺可显著降低循环氢压缩机负荷，同时有较低的氢耗和高的产品柴油收率，其中氢耗可降低10%以上、柴油收率可提高8个百分点左右，循环氢压缩机负荷降低50%以上，从而可降低装置能耗。

MHUG-Ⅱ工艺可直接由直馏柴油和低十六烷值催化柴油的混合油生产得到满足国Ⅴ规格要求的柴油产品，对于全厂十六烷值不足的企业而言是较好的选择，可望以较低的成本解决柴油出厂问题。目前海南炼化已选择采用MHUG-Ⅱ工艺，对柴油加氢装置进行扩能和质量升级改造，预计2013年投产。

此外，针对柴油质量升级，FRIPP开发了FHUDS系列柴油深度加氢脱硫催化剂、S-RASSG催化剂级配技术及SRH液相循环加氢等技术，已在国内外30多套柴油加氢装置成功应用。工业应用结果证明：针对不同的原料油、不同的加氢装置工况条件而设计开发的FHUDS系列催化剂，对原料适应性强，且活性稳定，真

正做到了为用户提供最合适的催化剂体系；针对提供柴油深度脱硫催化剂使用效率而开发的S-RASSG催化剂级配技术，实现了再高空速条件下加工直馏柴油搀兑超过40%二次加工油品混合油长期稳定生产国Ⅳ标准清洁柴油的工业应用；针对节省投资费用及降低操作能耗而开发的SRH液相循环加氢技术成功实现了生产超低硫柴油的工业应用。

3、提高资源利用率的渣油加氢处理技术

对于固定床渣油加氢处理技术而言，催化剂及其级配技术是两大关键，而载体则是核心。催化剂方面的开发理念是：

 高效利用氢气；

 强化沥青质、胶质加氢转化能力；  提高催化剂脱金属和容金属能力；  加强多环芳烃加氢能力；

 减少催化剂表面积炭、提高稳定活性  提高催化剂性价比；

催化剂级配方面，则主要关注了反应器空间的高效利用和同步失活问题，以达到延长运行周期的目的。

基于上述理念，国内致力于以改进载体性能为基础进行渣油加氢RHT催化剂的开发，同时不断优化催化剂级配方案，目前RHT技术已开发到了第三代。在工业装置上与国内外同类催化剂直接对比中，RHT系列催化剂除表现出较高的脱硫、脱氮和脱残炭性能外，突出特点是容金属能力高，使用寿命长。据此，RHT技术已在市场中形成了良好的口碑，成为了大多数企业的选择。

4、增产清洁燃料和化工原料的加氢裂化技术

目前，国内在保持油化结合尤其是尾油质量方面以及较好技术经济性优势的同时，还致力于不断提升催化剂性能和优化工艺过程，以为企业提供更经济性的技术选择。精制段：RIPP在RN-32V催化剂基础上，开发出了新型蜡油加氢处理催化剂RN-400/RN-410，脱氮性能进一步提升，为在较缓和条件下实施加氢裂化工艺过程提供了基础。裂化段：完成了加氢裂化催化剂的系列化，其中重点是强化在尾油质量，相继推出了适用于油化结合型企业的尾油加氢裂化催化剂RHC-

1、灵活型加氢裂化催化剂RHC-

3、多产石脑油或化工料的加氢裂化催化剂

RHC-5以及兼产中间馏分和优质尾油的加氢裂化催化剂RHC-131。

上海石化150万吨/年RMC装置的运转结果显示，RN-32V/RHC-3催化剂组合中压下的反应效果可与竞争技术高压下相媲美。而燕山分公司200万吨/年高压加氢裂化装置的运转结果显示，RN-32/RHC-3催化剂组合高压下的反应效果显著优于国内同类装置。更新型的兼产中间馏分和优质尾油的加氢裂化催化剂RHC-131，为以尾油为制烯烃原料的油化结合型企业以及采用尾油生产高粘度指数润滑油基础油的企业提供了更好的选择。

二、加氢新技术的工业应用

1、S Zorb装置运行分析

S Zorb是由康菲公司开发的用于催化汽油脱硫的工艺，该工艺能够大幅度降低汽油的硫含量并最大限度的保留其辛烷值。该技术采用专用吸附剂，通过吸附反应原理，可在辛烷值损失较小的情况下使汽油产品的硫含量降低到10mg/kg,相比传统加氢，S Zorb技术辛烷值损失小，脱硫率高、氢耗低，产品汽油硫含量可达欧Ⅴ标准。

S Zorb技术经过第一套装置的引进、整体收购后的攻关开发与改进、国产化S Zorb技术在首批七套装置上成功应用，于2011年底顺利完成中石化十条龙攻关任务出龙，形成剂耗小、能耗低、辛烷值损失小、运行周期长、更加成熟的新一代S Zorb技术，镇海105万吨 /年装置创造了连续运行26个月的工业记录。新一代S Zorb技术已经成为中石化汽油质量升级的主要手段，并向系统外授权使用，得到进一步推广应用。

2、GARDES工艺长周期试验

GARDES工艺是由中国石油石油化工研究院和中国石油大学（北京）共同承担的“高脱硫选择性FCC汽油加氢改质催化剂及工艺研究”中国石油科技开发项目，该工艺采用两段加氢：一段采用选择性加氢脱硫技术在烯烃饱和最小化的前提下提高脱硫率，二段采用辛烷值恢复技术降低辛烷值损失，同时补充性脱硫。

处理量为20万吨/年的GARDES工艺与2010年1月正式开工，运行600天后于2011年9月停工，并同年通过了中国石油科技部组织的验收。整个工业试验过程对催化剂性能进行了2次标定。

3、RHT技术在渣油加氢装置的应用

随着原油日益重质化、劣质化和清油需求量的不断增加，提高原油加氢深度已是企业提高经济效益的必由之路。石科院针对渣油加氢研制出RHT技术及RHT系列渣油加氢催化剂配套技术。

渣油加氢处理RHT技术及RHT系列渣油加氢催化剂开发思路如下：

 减少催化剂表面积碳；

 提高催化剂脱金属和容金属能力；  合理的催化剂级配；  优化操作条件。

石科院开发的渣油加氢处理RHT技术及RHT系列渣油加氢催化剂在中国石化齐鲁分公司、海南炼化、茂名分公司、长岭分公司以及台湾中油公司桃园炼厂等5套渣油加氢装置上累计工业应用16次，取得了良好的工业应用业绩。RHT系列渣油加氢催化剂不仅表现出较高的脱杂质反应活性，更表现出非常高的活性稳定性。

4、FHI改质异构降凝技术的工业应用

随着环境保护法规的日趋严格，为满足企业生产低凝清洁柴油的需要，天津分公司炼油部采用FHI柴油加氢改质异构降凝技术，在40万吨/年柴油加氢装置进行工业应用。

FHI技术采用FRIPP研制的FF-46预加氢催化剂和FC-14异构改质催化剂，采用双剂串联一次通过流程，在中压下，对直柴或二次加工柴油进行加氢处理，在实现深度脱硫、脱氮、脱芳和选择性开环的同时，可使进料中的正构烷烃等高凝组分进行异构化反应，并使进料中的重组分发生适度的加氢裂化反应，从而大幅度降低柴油凝固点，并使柴油密度95%点温度等指标得到明显改善，且能保持较高的拆油收率。从运行数据看，柴油凝点及95%点温度降低10-20℃，柴油密度可降低0.056g/cm3，柴油硫含量＜50μg/g，可生产国IV低硫清洁柴油。

三、加氢裂化装置节能降耗新措施

1、新氢压缩机增上Hydro COM气量调节系统

在加氢裂化装置能耗中，约45.7%-51%为电耗，而电耗中70%-80%为高压电耗，所以降低高压电耗对降低加氢裂化装置的能耗具有重要意义。

中国石化齐鲁分公司胜利炼油厂新氢压缩机改造为Hydro COM气量调节系统

控制，2006年6月20日试机运行，能够20%至满负荷的自动调节，自投用以来，节电效果明显。Hydro COM气量调节系统原理：在压缩机每个工作循环的压缩过程中，通过该系统所带液压执行器强制进气阀保持有可控的一定时间开启，延迟关闭入口气阀，在入口气阀延迟关闭的过程中气缸中的一部分气体回流到吸气室中，入口气阀关闭以后，气缸中的剩余气体开始压缩，从而实现在全程范围内排气量调节。Hydro COM气量调节系统实质就是回流调节，即部分在吸气阶段被吸入气缸的气体，在压缩阶段被重新推回吸气腔，减少压缩机每次循环过程中实际压缩气量，实现节能。

2、液力透平在加氢裂化装置的节能应用

随着节能降耗在工业化生产中的要求以及能源费用上涨，有效地利用液力能已经为人们关注，一般认为可回收功率大于20KW时就有经济效益。

格尔木炼油厂加氢裂化装置由于采用冷高分冷高分加氢裂化工艺，装置热能损失较大，为了降低能耗，充分利用装置特点回收装置压力能，采用液力透平，自2010年3月液力透平在加氢裂化装置成功投入运行，在这期间透平运行平稳，装置进料泵自身运行平稳。

能量回收透平是利用生产装置中稳定的液力能通过液力透平叶轮发出功率驱动发动机或其它回转机械。透平最主要的部件是一个旋转元件，安装在透平轴上，周围具有叶片，当高压液体经过叶片流动时带动叶片高速旋转从而驱动透平旋转而做功。加氢裂化装置液力透平与反应进料泵通过离合器相连接，当高分油通过能量回收透平使之转动时，可以降低高压泵电机电流，进而节约电量。

3、缠绕管式换热器在加氢装置的应用

近年来缠绕管式换热器的应用越来越广泛。中国石化镇海炼化分公司新建的300万吨/年柴油加氢装置的高压换热器采用了某单位制造的缠绕式管式换热器。

目前加氢裂化装置，高压换热器应用比较多的是螺纹锁紧环换热器，而绕管式换热器与螺纹锁紧环换热器相比，具有以下优点：

 结构紧凑简单，便于安装维护。缠绕管式换热器因管束芯体、管板与壳体焊为一体，占地面积小，且结构简单，维护方便。 密封性能好。

 换热效率高。 管壳层热膨胀应力小。

 缠绕管式换热器容易实现大型化，且制造过程节省钢材，减少投资。

四、加氢裂化新设备的工业应用

1、ZFG-I自动反冲洗过滤器的使用

根据加氢裂化原料的性质加氢裂化装置选用的时温州海米特公司生产的ZFG-I自动反冲洗过滤器，型号为ZFG-I-103/2.0-25μm，过滤精度25μm。ZFG-I自动反冲洗过滤器由A、B、C三列9个过滤罐组成，并联使用，当一列过滤罐除去液体进料中的固体悬浮颗粒时，另两列过滤罐可处于反冲洗或者备用状态，准备切换使用。该过滤器滤芯采用4层结构，第一层为保护层，由较粗金属丝形成较大网孔，仅起表面保护作用；第二层起过滤作用的精细烧结网，网孔尺寸稳定，达到拦截一定规格颗粒的目的；第三层称为排放层，使得较小颗粒能够迅速通过滤材进入下游；第四层为由很粗的金属丝烧结成的具有很大网孔的支撑层，使滤材达到整体上的机械强度要求。这样的滤芯机械强度高，容污能力强。

自动反冲洗过滤系统是利用固定于其中的圆筒型过滤单元的表面收集固体颗粒的，当液体进料通过过滤器时，过滤单元表面上沉淀和富集的颗粒会形成一个颗粒层，当该颗粒层厚到一定程度时，液体流动阻力变大，大到预先设定的压差时，由差压变送器检测到信号后，该颗粒层被逆向原料从过滤单元表面上除去，产生的污油排至污油罐，此过程为自动反冲洗。

2、新型固定床加氢反应器的工业应用

目前，我国加氢反应器以固定床加氢反应器为主，典型的固定床加氢反应器内构件包括：入口扩散器、积垢篮筐、分配盘、气液分配器、冷氢管、冷氢箱、催化剂支撑盘以及出口收集器。FRIPP针对现有技术，开发了新型的固定床加氢内构件，包括内置积垢器、喷嘴式分配器、旋叶氏冷氢箱。

内置积垢器，FRIPP利用反应器封头区域在分配盘上方放置一个积垢床层，床层上排布多个积垢器。积垢器由积液盘、细网壳体、粗网外壳体、阻垢剂、集垢器盘板构成。喷嘴式分配器主体结构由垂直管、溅板构成。在工作时当塔盘上的液面上升到垂直管上开设的圆形降液管时，液体从降液管成股沿水平方向进入垂直管内，由于圆孔降液管延伸至管中心位置，液流会呈抛物线状远离管壁，并

且在垂直管中心位置汇集下降至溅板处喷溅。气相自分配器管帽与垂直管之间进入，从垂直管与溅板环隙向外吹，与喷溅角度垂直的液相相撞，实现液相碎流，从而达到液相分散的目的。旋叶氏冷氢箱，FRIPP开发的旋叶氏冷氢箱由旋转组件、撞击组件、冷氢箱盘板构成。

五、几点建议及思考

第三篇：电仪车间2010年加氢焦化装置检修工作总结

电仪车间2010年加氢焦化装置

检修工作总结

11月5日，随着焦化装置开始吹扫，宣布了焦化装置2010检修工作圆满结束，此次焦化装置检修工作，电仪车间在集团公司的领导和相关部门的支持和帮助下，在电仪车间全体员工及外来施工单位的共同努力下取得了圆满的成功，顺利完成了电气仪表检修的各项预定任务，达到了预期目标。

此次检修历时15天，经过电仪车间全体检修人员的共同努力，克服了人员少、任务重等各种不利因素，圆满的完成了检修任务。此次检修电仪车间共计划进行项目##项，实际共完成检修项目##项，其中临时增加检修项目##项。通过此次检修不但进一步提高了装置的运行能力，而且解决了一系列安全隐患问题。如：通过对直流屏电池组的修复和接地故障的排除，保证了6KV高压操作保护系统的正常运行；通过对400VⅠ段进线断路器的调换，解决了Ⅰ段进线断路器主触头温度过高的问题；通过对现场所有电动机接线盒进行开盖检查，避免了因压线不紧而发生的线路烧毁现象等。

其次，为进一步保持我们的技术优势，又要锻炼自己的队伍，实现节能减排，加大修旧利废力度，电仪车间决定在这次检修中涉及到电器仪表的核心技术工作必须自己完成，并会同生产车间、职能部室制定了详细检修计划。

从检修后，近一段时间的装置运行上看，此次检修是成功的，检修质量达到了预期的效果，各设备及电机运转良好，安全隐患降到最低。检修的成功与检修前充分准备、检修方案的合理制定以及检修施工过程中严格管理、检修过程方案的步步确认是分不开的。现结合历年检修的经验，根据今年装置的检修特点，总结如下：

一、以安全为重点，严抓检修过程中安全管理工作，确保检修无事故。每次检修，集团公司领导都反复强调确保检修安全。电仪车间高度重视集团公司的管理规定，从准备检修的第一天开始，就召开了检修工作现场会，要求车间上下把安全管理放在检修工作中的首位，当作头等大事来抓。对没有穿戴劳保用品的人员禁止其进入检修现场，在做每一项工作前首先落实安全措施，严禁违章作业，确保安全施工。电仪车间由于严格管理，狠抓落实，整个检修过程中，没有发生一起安全事故。

二、抢前抓早，确保检修材料及时到位

为了做到检修材料及时到位，保证装置检修的材料供应，我们于10月初完成了检修材料的统计工作，结合公司仓库存储情况，把材料计划及时上报，并随时与供应科进行勾通，时刻掌握材料供应动态。到10月21日检修前，除个别供货周期较长的材料外，其它检修材料全部到位，有力的保证了检修工作的顺利完成。

三、制定施工进度表，合理安排检修工作量，保证按时完成检修任务

今年检修工作量从总体上看，检修项目较杂、施工作业面较多，如不合理安排每日工作量将很难保证检修工期的如期完工。根据这一实际特点，电仪车间采取了在检修前先行施工的做法，将部分可不停机就能检修的电气设备在检修前尽量施工完毕，这样，大大减少了检修期间的工作量。同时，制定了详细的检修施工进度表，充分结合考虑各项的施工特点，在确保安全施工的前提下，合理安排每一个项目的施工时间和施工进度。在检修期间，各施工项目严格执行施工进度，加班加点也决不落后。保证了施工进度按照预期计划顺利完成。

四、检修过程中做到步步有确认，项项工作有落实

在检修过程中我们严格按照《作业指导计划书》执行，每一项工作都落实到人，谁完成的谁签字的原则，真正做到不走过场，不怕麻烦，步步有确认，项项有落实。

五、在这次检修中，电仪车间完成的主要工作：

（一）电工部分

1、电工人员对装置所有电机进行加油保养，对轴承损坏的电机更换轴承；

2、对装置照明灯具检查维护，对室外照明控制箱进行检修处理，对线路有问题的进行了修复；

3、对室内高压、低压配电设备进行检查处理；

4、加氢注水泵P3002C进行电源改造；

5、检查维护仪表UPS电源；

6、装置所有电动机接线盒开盖检查；

7、对夹层电缆进行整理；

8、对高低压配电室所有的电气设备进行清扫；

9、更换部分已坏的热继电器；

10、对直流屏电池故障和直流接地故障进行修复；

11、修复低压配电室1段进线断路器主触头过热故障；

12、加氢压缩机行车行程开关机械机构加油保养；

13、加氢焦化4台变压器清扫、检修；

14、重新铺设加氢焦化主控室空调电源线；

15、修复低压配电室405柜小母线；

16、整改焦化操作室线路；

17、制氮机线路绝缘处理；

18、P1503A/B电机改线；

19、冷干机故障修复； 20、汽油加氢行车修理；

21、加氢压缩机工艺联锁调试；

22、更换加氢焦化主控室、办公室日光灯；

23、现场检修动力箱检查维修；

（二）仪表部分

1、DCS监控画面报警点重新设定，DCS、ESD点检；

2、焦炭塔四塔钻具深度重新校对； 3、1＃2#主烟道挡板拆检,维修投用； 4、1#、2#四路注汽流量校验或更换；

5、各调节阀气源过滤器拆检清理；

6、焦化1＃2＃3＃4＃焦炭塔各塔阀气源过滤器拆检清理；

7、除焦水电磁阀检查； 8、1#、2#炉快开风门执行器调校； 9、2#炉二路对流流量，二路辐射出口更换流量计； 10、1#、2#炉辐射进料调节阀拆检； 11、1#炉中压蒸汽流量计更换二次阀；

12、焦炭塔四塔塔阀校验；

13、焦化富气压缩机润滑油压力接点检查核实；

14、富气压缩机1#机定子温度检查；

15、富气压缩机联锁调试，富气压缩机仪表盘部分仪表效验视情况更换；

16、富气压缩机更换双金属温度计； 17、1#、2#更换氧化锆分析仪；

18、一、二期3.5MP注汽流量效对；

19、辐射对流线及分馏焦炭塔区高温部位引压管打压加隔离液； 20、汽油加氢行车修理；

21、装置区玻璃板清洗；

22、脱硫压力调节阀校验并投入使用；

23、装置区仪表伴热线改造；

总之，2010年焦化装置的检修工作已圆满落下帷幕，我们在检修过程中，即丰富了经验，又品尝到了精益求精、细化管理给我们带来的甜头，在以后的工作中，我们将继续发扬好成绩，力争将以后的检修工作做得更好。

电仪车间

二〇一〇年十一月二十四日

第四篇：化工装置首次开车注意事项

化工装置首次开车注意事项

化工, 事项, 装置, 开车

一、装置开车前的大检查

检查内容

1．总体检查：

主要是完好情况

（1）设备是否按设计施工，施工质量是否符合规范和标准要求。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

（5）装置照明完善，通讯设施齐全好用；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。

（6）地面平整，下水井、排水沟等无杂物，管沟、盖板齐全完整。

（7）查出问题及时汇报。

2．工艺流程检查：

（1）按照设计施工图的工艺流程认真逐条对照检查，进出装置及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。

（2）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、高压及临氢介质部位更应详细检查。

（3）阀门是否符合设计规定的压力、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。

（4）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。

（5）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。

（6）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。

（7）检查各下水井、地漏是否完好畅通。

（８）装置内管线上的盲板是否按要求拆装。

（９）各管线刷漆、保温是否符合要求，介质流向是否标明。

3、塔、反应器、容器、换热器的检查：

（1）所有设备是否正确安装，设备基础有无下沉、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。

（２）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。

（３）设备的压力试验是否符合规范要求，资料是否齐全。

（４）进出口法兰、人孔垫片是否符合材质规格和施工质量标准。（５）设备内是否有杂物，设备内构件是否完好，重点检查塔盘安装质量——安装水平度、焊接质量是否符合规范要求，设备最后封孔是否有人检查并签字。

（６）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。

（７）反应器上电动葫芦规格及安装质量是否符合要求。

（８）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；风扇转动角度是否均匀，皮带是否松紧适当，翅片是否完整无损、无杂物。

（９）所有设备进出口接管是否正确。

（１０）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。

4、加热炉的检查 ：

（1）加热炉安装是否符合设计规定。

（２）各部材质、回弯头、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无断裂和变形。

（３）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。

（４）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，所有螺丝均应满扣、齐整、牢固。

（５）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。（６）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．大型机组的检查：

(1)润滑油系统：

a.检查机身油池，并确认无杂物。

b.检查油站、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。

(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。

(3)氢气管路系统：

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.检查旁路、放空、排凝等是否符合工艺流程要求。

d.进、排气压力和温度等一次表完好。

e.止回阀的安装是否符合管内介质流向。

f.管道支吊架是否齐全并符合规范要求。

（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）机械部分：

检查所有紧固件均已上好并紧固，盘车无阻滞、撞击等异常现象，安全设施齐全。

（6）电气部分：

电气系统良好，绝缘接地合格。

6．机泵的检查：

（1）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。

（２）电机隔音罩是否齐全、牢固，泵体丝堵是否严密。

（３）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。

（４）电机接地是否牢固，电机开关是否安装正确、操作方便。（５）机泵油箱是否清洗干净，是否加入相应的润滑油。

（６）机泵冷却水给、排水系统是否齐全、畅通无阻、无泄漏。（７）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。（８）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。

7．自控系统及电气系统检查：

（１）所有仪表安装就位，规格型号符合设计要求。

（２）DCS系统控制灵敏，各种功能齐全好用，显示准确清晰。（３）各种联锁、自保系统灵活好用。

（４）各种瓦斯报警器、有毒气体报警器等是否准确好用。

（５）各调节阀动作是否平稳、准确、灵活，有无松动及卡涩现象，能否全开全关。

（６）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。

二、引水、电、汽（气）、风

三、装置吹扫

四、机泵试运

五、装置水冲洗、水联运

六、加热炉烘炉

七、根据装置的不同，确定不同的开工方案

第五篇：制氢装置开车技术总结

【资料】12000Nm3/h制氢装置试车开工技术总结

张丽媛 师天林 季宇明 黄晓晖 黄楚斌

（中国石油克拉玛依石化公司 新疆克拉玛依 834003）

摘要 本文介绍了克拉玛依石化公司12000Nm3/hⅡ套制氢装置的概况、开工准备情况、开工全过程以及装置在开工过程中的经验及存在的不足。1 前言

2004年12月，由中国石化工程建设公司设计、中石油第七公司承建的克拉玛依石化公司Ⅱ套制氢装置试车获得圆满成功，该装置的建设是为了与稠油集中加工项目150万吨/年延迟焦化、90万吨/年汽柴油加氢装置相互配套，随着这几套装置的建成投产，克拉玛依石化公司原油加工能力达到500万吨/年。Ⅱ套制氢装置设计产氢规模为年产99.9v%的工业氢气0.9万吨，年开工8000小时，相当于每小时产纯氢12000标准立方米。装置采用技术先进、成熟可靠的制氢工艺方案，在降低能耗，减少环境污染的同时为下游装置提供稳定的高纯度氢源。装置设计技术特点

12000Nm3/h制氢装置以油田气为主要原料，采用烃类水蒸汽转化法造气，PSA净化提纯等先进的工艺路线制取氢气如图1，该装置与国内其它装置相比，具有以下突出特点： 图1 先进的制氢工艺路线

（1）优化换热流程，提高能量利用效率

加强对中变气热能的回收，利用中变气先后与原料气、脱氧水进行热交换，充分回收了中变气的热能，降低装置能耗；利用转化炉烟道气高温位预热原料气；利用烟道气和转化气高温余热发生过热3.5MPa中压蒸汽；利用转化炉烟道气低温位余热预热燃烧用空气等方法，以降低转化炉的燃料消耗。

（2）采用国产PSA技术，提高氢气质量

氢气净化提纯系统采用PSA工艺技术，可生产高纯度的氢气产品，有利于降低加氢装置的投资和能耗。PSA工艺操作简单，自动化程度高，操作弹性大，成本低，是天然气转化制氢工艺的最佳搭配选择。同时PSA系统产生的尾气还可作为制氢装置的燃料，减少装置的燃料消耗，为全厂燃料气平衡提供了灵活的手段。（3）锅炉定期加药，提高传热效果

由于锅炉中盐类大量浓缩，其中的Ca2+等离子极易在炉壁结垢，影响传热效果并对锅炉造成损害，为此设置炉水加药装置，定期向锅炉的炉水中加一定量的Na3PO4水溶液。PO43-与Ca2+生成Ca3(PO4)2，Ca3(PO4)2为具有高度分散的胶体颗粒，作为炉水的结晶中心，减少锅炉受热面的结垢。这样围绕磷酸三钙生成的松散水垢就不会附着于汽包壁上，待定期排污时排出锅炉系统。（4）回收排污水，保护设备 为了确保蒸汽及锅炉水的质量，延长设备的使用寿命，装置设计了连续排污和间断排污系统，并将排污水回收，在间排罐内闪蒸产0.3MPa蒸汽，保护设备的同时也避免了大量热量和水资源的浪费。

（5）回收冷凝水，减少除盐水用量

在中变气冷却的过程中产生大量的冷凝水，水中含有微量的CO2以及有机物。凝结水经酸性水汽提塔汽提，检验合格后由酸性水泵升压送入本公司动力冷凝水管网。（6）先进的自动化系统，优化的控制方案

装置采用DCS控制系统，以单回路控制为主，根据需要还设有水碳比比值控制、转化炉烟道温度与燃烧温度串级控制、废热锅炉汽包液位-水蒸汽流量-给水流量三冲量调节、原料压缩机入口分液罐的出口压力和出口分液罐的出口压力选择控制等复杂控制方案。3 装置开工试车情况

为了确保装置按时投料试车，车间在装置中交前提前进入，并合理的安排、组织装置全面大检查、吹扫、气密等工作，使装置在中交后马上进入试车联运阶段，如冷热氮循环、烘炉、催化剂的装填、催化剂还原等，为确保装置按时开工赢得了宝贵时间。其中催化剂装填、转化炉烘炉以及转化、中变催化剂的还原是试车操作过程的重中之重。3.1 转化炉烘炉

转化炉是制氢装置的关键设备，烘炉质量的好坏直接影响到合成氨装置的安全运行。转化炉烘炉是为了除去炉体内耐火砖和耐火胶泥中所含的水分，以防护耐火砖和耐火胶泥由于炉膛温度急剧上升而变形甚至倒塌，使耐火胶泥和耐火砖得到充分烧结，同时检验火咀、热电偶、废锅取热器在热状态下的高温性能。

此次烘炉以氮气为载体，天然气为燃料加热，原料压缩机加压，自然通风的情况下，通过调节烟道档板开度调节炉膛负压。在烘炉过程中不允许有降温、熄火现象，升温按技术要求执行，瓦斯要完全燃烧；每小时记一次烘炉操作记录，按实际温度描绘烘炉升温曲线；并且车间配备专业技术人员专人负责烘炉，严把烘炉质量关与安全关。表1 开工转化炉烘炉、转化催化剂升温控制表 区 域 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h Ⅰ 70～150 13 13 转化炉烘炉 150 4 17 150～320 17 34 320 6 40 430 12 52 78 32 84 Ⅱ 78～130 13 97 续表1 区 域 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h 转化催化剂还原 130 11 108 130～220 9 117 220 10 127 220～350 35 162 350 9 171 350～800 186 357 800 5 362 800～730 5 367 730 58 425 注：Ⅰ区域为转化炉衬里烘干阶段：

① 升温至150℃，恒温4小时，目的是为了脱除炉子衬里内的吸附水； ② 升温至320℃，恒温6小时，目的是为了脱除炉子衬里内的结晶水； Ⅱ区域为转化催化剂还原及转化炉进一步烘炉阶段。

由于时间问题，转化炉衬里烘干阶段时间较短，温度没有升到500℃，但在接下来催化剂还原操作中兼顾到这一点，适当的延长了催化剂还原时间，意在进一步对转化炉烘炉。3.2 催化剂装填

Ⅱ套制氢催化剂装填时间共计5天。共装填各种催化剂38.85吨，各类吸附剂136吨，各类瓷球10.675吨。整个催化剂装填工作比较顺利，装填方法符合规范要求，装填密度等各项关键技术数据接近规定值。表2 催化剂装填情况

催化剂型号 名称 装填位置 催化剂量/t 瓷球量/t 主要组分/% TH-1 加氢催化剂 加氢反应器 2.4 1.525 Co:2.0±0.5MoO3:12±1 JX－5A 脱氯剂 脱硫反应器 1 0.7 碱土金属氧化物和碳酸盐 TS-1 脱硫剂 脱硫反应器 3.5 0.825 ZnO>95 CN-16YQ 转化催化剂 转化炉管 4.86 NiO≥14.5Al2O3：70～80CaO:5～10 Z111-6YQ 转化催化剂 转化炉管 3.01 NiO≥14.5Al2O3：60～80CaO：5～10 B113-2 中变催化剂 中变反应器 24.08 3.625 γ-Fe2O3≥77 Cr2O3≥7 石墨≤3

合计 38.85 6.675 表3 PSA吸附剂装填情况

序号 名称 装填位置 规格 理论装填/t 实际装填/t 1 GL-H2活性氧化铝 底部 Φ3～5 4 4 2 HXSI-01吸附剂 下部 Φ1.5～2 4 4 3 HXBC-15B活性碳 中部 Φ1.5 76 84 4 HX5A-98H分子筛 上部 Φ2～3 40 40 5 HX-CO吸附剂 上部 Φ2～3 4 4 6 瓷球Φ15 顶部 Φ15 4 4 合计 132 140 其中转化催化剂装填质量，会直接决定了烃类蒸汽转化制氢的生产质量。催化剂装填的理想状况是转化炉的各个炉管之间所装的催化剂的量相同，因而在通过相同的气量时转化程度一致。而实际装剂过程中却由于催化剂破碎、催化剂床层间有架桥现象等操作问题，使炉管内的原料气偏流，转化炉阻力降增大，造成炉管出现花斑，严重时甚至使转化催化剂失活。因此，催化剂装填一定要按照同重量、同高度、同阻力降的原则，耐心细致的进行。转化炉管压力降测量原理如图2所示。

装剂前转化炉要清洗干净，并测定空管压降；催化剂装填选择在晴天进行，并且严格按照装填要求进行。

3.3 转化及中变催化剂升温还原 3.3.1 还原原理

由于转化、中变催化剂中的活性组分在出厂时是以氧化态提供的，在使用前催化剂必须还原为还原态才具有催化作用。催化剂还原是保证催化剂长周期运行的一个重要步骤。根据制氢工艺特点，将转化和中变一起用氮气升温，待中变床层温度超过露点20℃以上时，转化中变配汽、配氢、还原。转化、中变催化剂还原同时开始，同时结束。转化催化剂还原原理：NiO+H2=Ni+H2O 中变催化剂还原原理：3Fe2O3+H2=2Fe3O4+H2O 3.3.2 催化剂还原步骤

控制转化炉入口温度400℃，出口温度为720℃；水蒸汽量为正常负荷的50%，控制在6t/h左右；中变床层温度稳定在250℃，装置开始配氢进行转化及中变催化剂还原。转化催化剂升温还原情况见表1，中变催化剂升温还原情况见表4。表4 中变催化剂还原升温情况 升温范围/℃ 时间/h 时间累计/h 29～120 25 25 120 4 29 120～250 59 88 250 22 110 250～320 109 219 320 7 226 320～345 10 236 345 4 240 320 4 244 3.3.3 催化剂还原注意事项

（1）由于加氢催化剂长时间处于还原气氛中将有可能被还原成金属态而失去加氢活性，所以在进行转化和中变还原时必须将加氢反应器单独切出还原系统。（2）选择合适的开始配氢还原操作温度，并保持适当的水氢比，以免催化剂被过度还原。引蒸汽前必须严格暖管排水，防止进转化带水。

（3）在配氢过程中，严控配氢量，缓慢配氢，防止反应器超温。（4）每小时分析一次转化炉入口和中变反应器入口的氢气含量 4 产品分析数据及操作条件

开工后，装置各部位运行已趋稳定，现将装置实际操作参数及产品情况与理论值作对比，见表

5、表6。

表5 主要操作参数对比 项目 设计值 实际值 加氢反应器

反应温度/℃ 300～350 326 反应压力/MPa(G)3.05 2.4 进料气中H2含量/v% 3～5 3.1 脱硫反应器

反应温度/℃ 330～360 320 反应压力/MPa(G)3.0 2.49 出口硫含量/μg.g-1 <0.3 <0.1 转化炉

反应温度/℃ 入口550出口850 入口526出口790 反应压力/MPa(G)入口2.85出口2.5 入口2.37出口2.25 水/碳比 3.2(mol)3.5 中变反应器

出口残余CH4/%（干基）5.786（v）2.0470 反应温度/℃ 入口330出口399 入口320出口361 反应压力/MPa 2.45 2.21 出口残余CO/%（干基）2.59（v）1.0890 变压吸附

出口氢纯度/v% 99.9 99.998 产品氢压力/MPa 2.1 2.0 PSA尾气压力/MPa ≦0.05 ≦0.05 表6 半成品、成品组成分析 项目 脱硫气 转化气 中变气 工业氢 设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际 H2 73.041 73.5452 75.23 75.0728 99.9 99.998 CH4 5.786 2.0470 5.25 0.1 0 CO 12.708 8.3111 2.38 1.0890 0.5864 CO2 8.465 10.2414 16.59 16.6312 10.5790 硫含量/μg.g-1 <0.5 <0.5 CO+CO2/μg.g-1 <20 21 5 技术交流与问题总结

本次开工从装置中交到试车成功只用了一个月时间，在如此短的时间里装置一次试车成功，这与车间领导的周密部署和员工的认真、努力工作是分不开的。

（1）提前进入装置进行整改和开工前的准备工作，安排专人查整改、查漏项，共提出整改项目100多项，为装置一次开车成功打下了坚实的基础。

（2）由于装置冬季开工，防冻工作就显得格外重要。车间专门安排技术人员查流程、搞伴热。车间自行设计出的伴热线考虑到每一根管线、每一个易冻部位，并且外形美观、整齐划一。

（3）装置气密严格按气密方案执行，充压至每个阶段后对法兰、焊口及安全阀、放空阀等进行全面检查，没有泄漏方可继续升压气密。真正的做到“氢气不出、气密不止”。（4）按照要求装填催化剂，并且严格的按照升温曲线进行转化炉烘炉及催化剂升温还原。（5）转化炉原本设计的是侧拉式看火窗，考虑到安全操作，并防止散热损失将其改为透明耐高温型玻璃，但在操作中玻璃极易碎，多批量更换效果仍不佳，应寻求合理地办法解决此问题。

（6）水碳比设置系统增设原料气烃分析仪。现有的水碳比控制系统采用原料压缩机出口原料气中总碳量按比例设定混合器前的蒸汽流量调节给定值的方法，以控制转化炉进料介质的合理水碳比，但由于原料中总碳原子数变化，需要每天做原料气组分分析，人为输入分析数据。建议设原料气烃分析仪，一方面方便操作，另一方面随时分析原料组分，避免组分突变时水碳比过小造成积碳或过大造成水蒸汽的浪费。

（7）装置部分能耗无计量。Ⅱ套制氢装置酸性水外送、0.3MPa蒸汽、凝结水以及循环水均无计量表，无法进行精确能耗计量。

（8）增设烟气取样口。现有转化炉烟气取样口位置太高，只考虑环保却忽略了实际操作的方便，建议在低处已开孔的位置改造利用为烟气取样口。

（9）装置频繁升降负荷，人为操作往往不稳定，且废气、循环水等利用不合理，建议增设“自动升降负荷的专家系统”，即当原料量改变，相应的燃料循环水等自动调整。目前国内已有装置应用此系统，克服了上述难题。

参考文献

[1] 中国石油天然气股份公司克拉玛依石化分公司稠油集中加工技术改造及配套工程可行性研究报告，2004年

[2] 中国石油大庆石化分公司炼油厂4.0×104 Nm3/h制氢联合装置总体试车方案，2004年 [3] 季宇明等.12000Nm3/h制氢-90万吨/年汽柴油加氢精制联合装置总体试车方案，2004年

[4] 中国石化上海石油化工有限公司32000标准立方米/小时制氢装置操作规程，2000年