渣油加氢装置技术规程

'170万吨/年渣油加氢装置技术规程中国石油化工股份有限公司渣油加氢装置操作技术规程版本号：A/051 170万吨/年渣油加氢装置技术规程170万吨/年渣油加氢装置操作技术规程编制与审批表目录1装置概况41.1装置简介41.2技术特点42工艺原理52.2加氢脱金属反应（HDM）62.3加氢脱氮反应（HDN）72.4加氢脱残炭反应（HDCR）82.5加氢脱氧反应（HDO）92.6芳烃加氢饱和反应102.7烯烃加氢饱和反应112.8加氢裂化反应112.9缩合生焦反应112.10渣油加氢过程特点112.11渣油加氢催化剂122.12影响渣油加氢的主要因素203工艺过程说明及流程图263.1工艺流程简述263.2工艺原则流程图（附图一）283.3工艺控制流程图（附图二、三、四）283.4装置平面布置图（附图五）284主要工艺指标和技术经济指标284.1装置设计物料平衡284.2主要技术经济指标及装置能耗304.3主要操作条件324.4公用工程指标345主要原料、辅助材料产品及中间产品性质355.1主要原料性质355.2主要辅助材料性质3651 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5.3产品及中间产品设计组成406主要设备一览表及主要设计参数426.1反应器类设备一览表426.2塔类设备一览表426.3冷换设备一览表436.4空冷类设备一览表446.5容器类设备一览表456.6加热炉一览表476.7压缩机设计参数486.8泵的主要设计参数486.9风机的主要设计参数507工艺联锁自保系统与操作527.1装置工艺联锁说明及联锁回路的正常操作547.2工艺联锁回路逻辑图见附图六777.3工艺联锁报警及联锁值一览表777.4联锁回路阀门动作关系858开工准备、开工步骤及要点（见首次开工方案）869停工准备、停工步骤及要点（见首次开工方案）8610岗位操作法8610.1操作任务及操作原则8610.2与上下游及系统间关系8810.3工艺参数及产品质量控制方法8910.4渣油加氢现场操作13910.5特殊设备操作15011生产异常波动及应急处理26111.1反应进料泵P-102抽空26111.2高压系统压力超高26112装置事故处理预案26812.1事故处理原则26812.2循环氢中断事故处理预案26912.3新氢中断事故处理预案27312.4进料中断事故处理预案27412.5停电事故处理预案（UPS电源可正常供电）27712.6停仪表风事故处理预案27851 170万吨/年渣油加氢装置技术规程12.7停循环水事故处理预案28012.8停中压蒸汽事故处理预案28112.9渣油加氢高压部位泄漏着火事故处理预案28212.10渣油加氢DCS故障事故处理预案28412.11停反应注水事故处理预案28812.12其它事故处理预案29012.13事故停车后的开工29312.14事故处理概要29413安全环保知识29613.1关键装置要害（重点）部位监控管理29613.2170万渣油加氢装置环境保护29713.3170万加氢装置开停工安全环保操作要求29813.4安全装备操作（使用）方法及管理要求30013.5危险化学品及职业卫生健康管理30714设备常见腐蚀类型及维护保养31414.5高温硫或硫化氢与氢共存的腐蚀31614.6硫氢化铵腐蚀31614.7奥氏体不锈钢连多硫酸应力腐蚀开裂31614.8奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥离31714.9Cr-Mo钢的回火脆化31714.10氯离子腐蚀31714.11碱脆31814.12低温烟气的硫酸露点腐蚀31814.13设备维护保养31815常用化工名词解释31915.1单位：31915.2缩写指南32015.3技术术语32151 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1装置概况1.1装置简介装置公称规模为170万吨/年，年开工时数为8000小时，装置以胜利管输、阿曼（4：6）混合原油的减压渣油、直馏重蜡油、焦化蜡油的混合油为原料，氢源为制氢装置产氢，经过催化加氢反应，脱除硫、氮、金属等杂质，降低残碳含量，为重油催化裂化装置提供原料，同时生产部分柴油，并副产少量石脑油和干气。装置操作弹性为60％～110％。本装置主要由原料部分、反应部分（包括新氢压缩机、循环氢压缩机、循环氢脱硫部分）、分馏部分及公用工程部分组成。装置布置在新厂区北侧，占地83×196=16268平方米，东面为配套制氢装置。1.2技术特点1.2.1为防止反应器因进料中的固体颗粒堵塞导致反应器压降过大，影响装置长周期运行，设置了装置原料与焦化蜡油原料自动反冲洗过滤器，脱除大于25微米的固体颗粒。1.2.2为防止原料油、贫胺液及反应注水与空气接触，使部分原料被氧化生成聚合物和胶质导致系统结垢及影响催化剂运行，原料油、贫胺液及反应注水系统采用干气或氮气进行气封。1.2.3在原料油中注入阻垢剂，减缓原料油的结垢程度，提高换热效率。加氢装置原料油结垢，引起原料油换热器传热系数迅速下降，导致反应流出物冷却负荷及反应加热炉负荷增加，严重的会缩短运行周期。同时在停工换剂期间，也减少换热器和其它设备的检修工作量。1.2.4反应器采用单床层设置，易于催化剂装卸，尤其是卸催化剂。根据同类装置的现场生产经验，反应器卸催化剂较为困难，因此该装置反应器按单床层设置。1.2.5为充分回收能量，在热高压分离器和热低压分离器之间设置液力透平，用于驱动加氢进料泵，该泵一台由液力透平和防爆异步电机联合驱动，一台由防爆异步电机单独驱动。1.2.6反应部分采用热高分流程，既降低能耗，又节省换热面积。1.2.7原料油采用了与常渣、热高分气、反应生成油换热网络，提高反应进料加热炉入口温度，减小加热炉负荷，提高了能量利用率，降低装置能耗。1.2.8反应部分采用炉前混氢方案，提高换热效率，减缓结焦程度。1.2.9为了使反应温度分布合理，防止反应器温度过高，损坏催化剂，采用急冷氢来调节各反应器的入口温度，保证装置长周期运行。1.2.10为防止加氢过程中生成的H2S、NH3，在一定温度下生成NH4HS结晶，沉积在空冷管束中引起系统压降增大，在反应流出物进入空冷器前注入除氧水。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1.2.1设置循环氢脱硫塔，减少设备及管线的腐蚀，提高循环氢的纯度。1.2.2分馏部分采用双塔流程，脱硫化氢汽提塔采用3.5MPa过热蒸汽汽提，产品分馏塔采用进料加热炉供热。分馏塔设中段回流发生低压蒸汽，降低塔顶冷却负荷，提高能量利用率。1.2.3脱硫化氢汽提塔顶设注缓蚀剂设施，以减轻塔顶流出物中硫化氢对塔顶系统的腐蚀。1.2.4对装置换热流程进行优化，逐级利用能源，常渣产品富裕能量发生低压蒸汽。1.2.5为保证催化剂、高压设备和操作人员的安全，在压缩机入口管线设有紧急泄压设施。1工艺原理由于石油资源有限、原油变重变劣、中间馏分油的需求量增加及环保法规越来越严格等因素，渣油轻质化技术不断发展，通过渣油加氢处理后的渣油，送到催化裂化装置处理，生产出大量的合格轻质油。减压渣油是原油经过加工后密度最大、杂质组分含量最高的油品，含有相当多的金属、硫、氮、及残炭等物质，杂质金属、氮会使下游装置催化剂失去活性，严重影响下游装置的生产周期；硫化物会腐蚀生产装置的设备及管线；残炭在下游装置催化裂化装置深加工过程中，极不稳定，很容易结焦，影响催化裂化装置的长周期运行；在装置原料中掺入减压重蜡油与焦化蜡油，有效降低渣油进料的粘度与杂质含量，利于催化加氢反应的进行，利于装置的操作与长周期运行。本装置采用固定床加氢工艺，在适当的温度、压力、氢油比和空速条件下，原料油和氢气在催化剂的作用下进行反应，使油品中的杂质，即硫、氮、氧化物转化成为相应的易于除去的H2S、NH3和H2O而脱除，重金属杂质与H2S反应生成金属硫化物沉积在催化剂上，稠环芳烃及一部分不饱和烃得到加氢饱和，为下游装置生产出合格的原料油，同时副产出部分柴油及石脑油。在渣油加氢处理过程中，所发生的化学反应很多，也非常复杂，但主要有以下几种反应发生:1)加氢脱硫反应2)加氢脱金属反应3)加氢脱氮反应4)加氢脱残碳反应5)加氢脱氧反应6)芳烃饱和反应7)烯烃饱和反应8)加氢裂化反应9)缩合生焦反应2.1加氢脱硫反应（HDS）51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程渣油加氢脱硫反应是渣油加氢处理过程中所发生的最主要的化学反应，在催化剂和氢气的作用下，通过加氢脱硫反应，各种含硫化合物转化为不含硫的烃类和H2S。烃类留在产品中，而H2S从反应物中脱除。原油中大部分的硫存在于渣油中，渣油中的硫主要分布在芳烃、胶质和沥青质中，其中绝大部分的硫以噻吩和噻吩衍生物的形式存在。通过氢解反应将这种大分子的C-S键断开，使S转化为H2S。以噻吩和苯并噻吩为例，加氢脱硫反应式为：存在于非沥青质中的硫，在加氢条件下较容易脱除，可达到较高的转化深度，但存在于沥青质中的硫，由于沥青质的大分子结构，则很难脱除，因此，渣油加氢脱硫过程的脱硫率是有一定限度的。脱硫反应是强放热反应，反应热大约为550kcal/m3耗氢，因为在各种加氢反应中脱硫反应转化程度最高，故其对反应器中总反应热的贡献率最大。2.1加氢脱金属反应（HDM）各种原油中的金属绝大部分存在于渣油中，渣油中金属（主要是Ni、V等）含量虽然很少，只有百万分数量级，但却很容易使HDS、HDN和FCC催化剂永久性中毒失活。因此，必须将渣油原料中微量的金属化合物脱除。渣油加氢脱金属反应也是渣油加氢处理过程中所发生的重要化学反应之一，在催化剂的作用下，各种金属化合物与H2S反应生成金属硫化物，生成的金属硫化物随后沉积在催化剂上，从而得到脱除。渣油中的金属Ni和V主要以卟啉类化合物和沥青质的形式存在（如图2-1所示），这两种化合物结构相当复杂，在这种大分子结构中，不仅含有金属，同时含有S和N等杂质。Ni和V的化合物在加氢反应中主要是通过加氢和氢解，最终以金属硫化物的形式沉积在催化剂颗粒上，金属Ni的硫化物穿透催化剂颗粒能力强，在催化剂颗粒内部和外表面沉积相对较均匀，而金属V的硫化物穿透催化剂颗粒能力相对较弱，主要沉积在催化剂颗粒的孔口附近和外表面。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程当金属硫化物沉积在催化剂颗粒内部时，将产生两方面的负作用：一是使催化剂活性中心中毒，但这一中毒效果并不如我们估计的那么严重；二是使催化剂微孔孔口堵塞，限制反应物向微孔内扩散，从而导致表观反应活性降低。当金属硫化物在催化剂外表面沉积时，一方面堵塞催化剂微孔孔口，另一方面使催化剂床层空隙率降低，最终导致床层压降升高。当金属硫化物在床层空间分布不均时，床层压降升高速度加快。图2-1X光衍射法测定的沥青质结构简图2.1加氢脱氮反应（HDN）原油中的氮约有70%~90%存在于渣油中，而渣油中的氮又大约有80%富集在胶质和沥青质中，氮绝大部分以环状结构形式存在，渣油中的氮化物可分为碱性和非碱性两类，典型的非碱性氮化合物有吡咯、吲哚和咔唑等，典型的碱性氮化合物有吡啶、喹啉、吖啶、二苯并吖啶等，其结构式如下所示：吡咯吲哚咔唑典型的碱性氮化合物有吡啶、喹啉、吖啶、二苯并吖啶等，其结构式如下所示：吡啶喹啉吖啶51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程在渣油加氢过程中，各种含氮化合物在催化剂作用下，经加氢后生成氨和烃类，氨从反应产物中脱除，而烃类留在产品中。加氢脱氮过程主要反应简式如下所示：为了把氮从其化合物中脱出，必须打断C-N键，而打断C-N键所需要的能量比打断C-S键所需要的能量要高的多，因此，渣油的加氢脱氮反应较难进行，其脱除率较脱硫率低。同时，要求HDN催化剂有较强的酸性，但催化剂酸性过强时容易引发激烈的生焦反应，使催化剂活性中心中毒。渣油加氢脱氮反应也是强放热反应，反应热大约为650kcal/m3耗氢，但因其反应程度低，对总反应热的贡献不及脱硫反应。2.1加氢脱残炭反应（HDCR）加氢脱残炭反应也是渣油加氢过程中的重要反应，残炭的转化率是渣油加氢工艺一项重要指标。与S、N和金属等杂质有所区别的是，油品残炭量的多少代表了油品中的高沸点组分如多环芳烃、胶质和沥青质等在加工过程中的生焦趋势，一般用残炭值表示。根据化学分析，五环以及五环以上的缩合芳烃都是生成残炭的前身物。渣油中胶质和沥青质的残炭值最高，这与胶质和沥青质中含有大量的稠环芳烃和杂环芳烃是一致的。在渣油加氢反应过程中，作为残炭前身物的稠环芳烃逐步被加氢饱和，稠环度逐步降低，有些变成少于五环的芳烃，就已不再属于残炭前身物了。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2.1加氢脱氧反应（HDO）石油馏分中的有机含氧化合物主要有酚类（苯酚和萘酚系衍生物）和氧环杂环化合物（呋喃类衍生物）两大类。此外还有少量的醇类、羧酸类和酮类化合物。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程醇类、羧酸类和酮类化合物很容易加氢脱氧生成相应的烃类和水，而羧酸类化合物在加氢反应条件下是脱羧基或使羧基转化为甲基。酚类加氢脱氧既有直接加氢脱氧，也有先对环加氢饱和后再加氢脱氧过程。二苯并呋喃类多环含氧化合物的加氢脱氧反应历程与二苯并噻吩多环含硫化合物的加氢脱硫反应历程相似，即可以直接氢解脱氧，也可以先经过环加氢饱和后脱氧。2.1芳烃加氢饱和反应渣油的芳烃加氢饱和反应主要是稠环芳烃的加氢，此类反应是渣油加氢处理过程所有加氢反应中最难进行的一类反应，单环芳烃较难加氢饱和,以萘和菲加氢饱和反应为例，其反应式和327℃及427℃的化学平衡常数为：反应327℃427℃3.2×10-28.0×10-41.6×10-46.3×10-95.0×10-31.4×10-42.5×10-51.8×10-81.3×10-104.0×10-14稠环芳烃加氢反应特点是：(1)逐环依次加氢饱和，并且加氢难度逐环增加；(2)每个环的加氢反应都是可逆反应，并处于平衡状态；(3)稠环芳烃的加氢深度往往受化学平衡的限制；(4)如果苯环上连有取代基，则芳烃加氢饱和更加困难，而且随取代基数目的增多，芳烃加氢饱和的难度越来越大。在较高的氢分压和较低的反应温度下，芳烃的加氢饱和反应化学平衡向右移动，有利于芳烃加氢饱和反应的进行。反之，在较低的氢分压和较高的反应温度下，芳烃饱和化学平衡向左移动，即有利于环烷烃脱氢缩合反应，形成多环芳烃，进而缩合形成焦炭，沉积在催化剂上，使催化剂活性降低51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程。因此，渣油加氢处理过程中，尽量保持较高的氢分压，同时HDN催化剂的温度不宜过高，以有利于芳烃加氢饱和。2.1烯烃加氢饱和反应烯烃加氢饱和反应在所有渣油加氢处理反应过程中，反应速度较快，仅次于加氢脱金属反应速度，在加氢脱硫反应温度下，烯烃加氢反应基本达到完全饱和。典型的烯烃加氢饱和反应式如下：R-CH2CH=CH2＋H2→R-CH2CH2CH3烯烃加氢饱和是强放热反应，但由于渣油中烯烃含量较低，所以，尽管烯烃加氢反应速度快，反应热多，但对总反应热的贡献不大。2.2加氢裂化反应加氢裂化是在氢气和催化剂存在下，使进料中较大的烃类分子变成小分子的反应，以烷烃和烯烃为例，典型加氢裂化反应式为：CnH2n+2+2H2CmH2m+2+Cn-mH2(n-m)+2CnH2n+2H2CmH2m+2+Cn-mH2(n-m)+2加氢裂化反应程度由转化率衡量。在通常的操作条件下，渣油转化率为30%～38%，主要是生成VGO，其次是柴油，还有百分之几的石脑油和气体。加氢裂化反应是放热反应,反应热大约为450kcal/m3耗氢，对总反应热有较大的贡献。转化率随着反应温度的升高而增加，但在运转末期，由于催化剂严重失活，这种提温效应将减弱。此外，高温下的加氢裂化加剧了催化剂上的生焦反应并且引起芳烃饱和反应逆转，不利于脱氮和脱硫反应的进行，故提温范围是有限的。2.3缩合生焦反应渣油加氢过程中，随各种反应的进行，均会发生一定的缩合生焦反应，焦炭沉积在催化剂颗粒的外表面和内表面，造成催化剂中毒和失活。催化剂上积碳的沉积主要发生在催化剂预硫化结束切换渣油原料的15天以内。在以后的运转过程中催化剂上的积碳沉积将趋于平缓。因此，渣油加氢装置开工进行原料切换时，一定要缓慢进行，以充分发挥催化剂的活性和稳定性。2.4渣油加氢过程特点对渣油固定床加氢处理工艺过程进行研究归纳，总结出以下特点：第一，不同反应床层或同一床层的不同部位存在着差别。v加氢处理反应为放热反应，在工业反应器中，同一床层存在温升现象，即床层下部反应温度较高。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程v易反应物质首先在床层上部或第一床层反应，而难反应物质在床层下部或后继床层反应。v床层上部反应物浓度较高，而床层下部反应物浓度较低。即床层上部反应转化较高，负荷较大。v加氢处理反应消耗氢气而生成硫化氢和氨，故床层上下部的H2、H2S和NH3浓度不同。第二，渣油含有较大量的杂质和非理想组分，其平均分子量大，粘度高，导致反应性能低，催化剂易失活，故渣油加氢处理过程操作条件苛刻，压力和温度高，空速低。第三，渣油在固定床加氢处理过程中生成较多的焦炭和金属硫化物等固体物，这些固体物在床层中的沉积将引起床层压差增大直至达到设计极限，装置被迫停工。第四，渣油加氢处理过程必须采用催化剂组合装填技术。2.1渣油加氢催化剂2.10.1催化剂的组成和原理催化剂在加氢精制工艺过程中起着核心的作用，它由主催化剂、助催化剂和载体三部分组成。目前渣油加氢精制催化剂通常采用Mo、Co、Ni等金属作为加氢催化剂的活性组分，这些金属活性组分一般以金属氧化物或硫化物的形态分散在多孔的担体上，其中一种金属元素起着主要作用，另一组分起助催化剂作用。由于催化剂中金属之间存在着互相催化作用的缘故，因此大多数加氢催化剂均由两种或两种以上金属作活性组分以及担体组成；载体的主要作用是提高催化剂的活性，提高选择性，延长催化剂寿命，提供酸性中心，节省活性组分等。助剂的作用是可以调节载体的表面性质（孔体积、孔径、孔结构）、固体酸碱性质以及改善催化剂活性相的分散状态，对提高催化剂活性、选择性、寿命和机械强度等均有良好效果。合理地控制反应的操作条件，将会有利于保持催化剂的活性，从而延长催化剂的寿命。本装置首次开工采用石科院（RIPP）提供的RHT系列催化剂，根据渣油加氢装置加氢过程的特点，本装置渣油加氢主催化剂有四大类：加氢脱金属催化剂（HDM）、脱硫催化剂（HDS）、脱残炭脱硫剂（HDCCR）、脱氮催化剂（HDN），另有两类用量很少的催化剂：粒度过渡催化剂和支撑催化剂，共有六大类12个牌号。保护剂：RG-20、RG-10E、RG-20A、RG-20B脱金属催化剂：RDM-5-3.0、RDM-5-1.8、RDM-2B过渡型脱金属催化剂：RDM-3B脱硫催化剂：RMS-1B脱残炭脱硫剂：RCS-1支撑催化剂：RDM-2-3b、RDM-2-5b2.10.2催化剂组合装填(CCS)在同一固定床催化加氢反应系统中使用两种或两种以上不同的催化剂便可称“催化剂组合装填”。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程不同的催化剂指的是催化剂在下列性质中有一项或多项不同：颗粒大小、颗粒形状和颗粒内在性质。不同的催化剂可以装填在不同的床层，也可混合装填在同一床层。在渣油固定床加氢处理过程中已普遍采用催化剂组合装填技术，其效果是使催化加氢反应系统的各种反应活性及其稳定性达到较高程度。如果单独使用一种催化剂，要么是活性低，要么是稳定性差。催化剂组合装填技术能带来好效果的内在原因是固定床加氢处理工艺的固有特点，其效果显著与否则同原料性质有关。如上所述，不同床层位置的反应物种及其浓度、反应条件不尽相同，这必然要求不同床层位置装填不同性能的催化剂，才能充分发挥各床层部位催化剂的作用。催化剂组合装填技术的效果显著性与所处理进料性质密切相关，如果进料含有较多的在反应过程中不利于催化剂活性发挥的物质，则催化剂组合技术的效果较显著。例如，若以渣油为进料，则可在床层顶部装填脱金属催化剂，把进料中大部分金属脱除并把易结焦物质转化，以便更好地发挥下部脱硫和脱氮催化剂的活性。同时，渣油含有较多的可反应物种，可以使用选择性较高的功能各异的多种催化剂，使各种反应活性同时达到最高。所以，在渣油固定床加氢处理过程中，催化剂组合装填技术是必不可少的。2.10.1保护催化剂保护剂的定义：把装填在第一床层顶部主要用于脱铁和垢物的催化剂称为保护剂。此外，为了防止反应器床层底部支撑网上由于高温结焦，最好在床层底部装填具有一定加氢活性和抗结焦的保护剂，也称为活性支撑剂，简称支撑剂，统称为保护剂。保护剂的目的是改善被保护的催化剂的进料条件，抑制杂质对被保护催化剂孔道堵塞与活性被覆盖（即脱除机械杂质，胶质，沥青质及金属化合物），保护后续催化剂的活性和稳定性，延长催化剂的运行周期。保护催化剂的作用：（1）主要用于脱除进料中的铁和垢物。因为渣油中的可溶性有机铁很容易在催化剂颗粒表面反应，生成硫化铁沉积在床层空隙中；（2）保护剂的另一作用是使渣油中易结焦物质适度地加氢以阻缓其结焦；（3）强化反应物流的分配；（4）保护下游的脱金属催化剂；保护催化剂的特点：（1）较大的孔容；（2）孔径分布呈双峰型；（3）比表面积适中；（4）表面呈弱碱性或弱酸性；（5）磨耗低、强度大；（6）碱金属流失量少；51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程本装置所用保护剂为石科院的RG系列，支撑剂为RDM系列。保护剂的物化性质见表5-3。2.10.1脱金属催化剂脱金属催化剂的作用：渣油中的金属镍和钒主要以卟啉化合物和沥青质的形式存在，这两种化合物结构相当复杂。其中卟啉的基本分子量约为300～600，直径为1.2～2.0nm，而沥青质的分子量可达40万，且富含多环芳香环。脱除金属铁和钙所用的催化剂几乎无需加氢活性，其反应过程主要是热裂化。而镍和钒的化合物在反应中主要是通过加氢和氢解，最终以金属硫化物的形式沉积在催化剂颗粒的内部及外表面。研究结果表明，金属有机化合物分子向催化剂颗粒内部的扩散过程是渣油加氢脱金属反应的控制步骤。脱金属催化剂的作用就是脱除进料中的大部分重金属，同时脱除部分容易反应的硫化物，以保护下游的脱硫和脱氮催化剂。脱金属催化剂的特点：渣油加氢脱金属催化剂的设计特点是由渣油的性质及其反应特征决定的。与其它加氢处理催化剂相比，渣油加氢脱金属催化剂具有如下特点：(1)催化剂具有较大的孔径，以利于反应物的内扩散和防止或延缓孔口被固体沉积物堵塞。(2)适中的比表面积和较大的孔容，以利于反应物及生成物的内扩散和提高催化剂的容金属能力。(3)较弱的表面固体酸性。催化剂表面酸性强将加剧生焦反应，导致催化剂失活加快。(4)适中的活性和较好的稳定性。脱金属催化剂失活速率较快，如何延长催化剂的运转周期是个突出的问题；(5)较低的活性金属含量。本装置脱金属催化剂RDM系列催化剂形状为蝶形。蝶形这一独特的形状不仅有助于减少渣油分子扩散进入催化剂微孔的阻力，而且能够帮助降低催化剂床层压降。RDM系列催化剂脱金属和容金属能力强，还具有一定的脱硫和脱残炭性能。2.10.2脱硫催化剂脱硫催化剂的作用：渣油进料经过加氢脱金属催化剂后，大部分重金属如镍和钒等被脱除，部分容易反应的硫化物也被除去。加氢脱硫催化剂的作用是：（1）进一步脱除进料中更难反应的硫化物。（2）进一步脱除进料中残存的金属化合物。（3）脱除部分容易反应的氮化合物。（4）进行部分加氢裂化反应，降低进料中残炭、芳烃、胶质和沥青质的含量。（5）保护下游的脱氮催化剂，延长装置运转周期。脱硫催化剂的特点：51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）催化剂具有较大的孔径和孔容，以利于大分子反应物的扩散，又不易被金属和焦炭等固体物堵塞孔道。（2）催化剂含有适量的粗孔。这种粗孔有利于反应物向颗粒内部扩散，但不宜过多，否则将使催化剂比表面大幅度降低。（3）催化剂的酸强度应比加氢脱金属催化剂强，而比加氢脱氮催化剂弱。这种适中的酸强度既可促使加氢裂化和加氢脱氮反应的发生，又可抑制生焦反应。（4）催化剂使用周期短，难以再生，故要求催化剂成本低廉。（5）活性金属组分高度分散，并且与载体的相互作用适中，在硫化还原过程中可转化为活性中心。（6）孔分布较为集中，堆积密度适中，有足够的机械强度和热稳定性。2.10.1脱氮催化剂脱氮催化剂的作用：渣油进料经过加氢脱金属和加氢脱硫催化剂后，大部分容易反应的杂质如重金属、硫和氮化合物以及残炭、胶质等已被除去。脱氮催化剂的作用是：(1)进一步脱除反应物流中的硫化物，降低加氢生成油中的硫含量。(2)进一步脱除反应物流中残存的微量金属化合物，降低加氢生成油中的金属含量。(3)进一步脱除反应物流中的氮化物，降低加氢生成油中的氮含量。(4)进行适度的加氢反应,降低加氢生成油中的残炭含量。(5)进行适度的加氢裂化反应，直接产生高品质轻油。脱氮催化剂的特点：(1)与渣油加氢脱硫催化剂比较，渣油加氢脱氮催化剂的基本特点是反应活性高，因为难反应的杂质都在脱氮催化剂上反应，所以渣油加氢脱氮催化剂在物化性质方面的特征是较大的比表面、较强的酸性和较高的活性金属含量。(2)与馏分油加氢脱氮催化剂比较，渣油加氢脱氮催化剂需具备良好的抗结焦性能，因为渣油中含有大量容易结焦的胶质和沥青质。因此，渣油加氢脱氮催化剂应含有在高温下可吸收氢的少量镍铝尖晶石。(3)渣油加氢处理过程中脱氮催化剂用量大，难以再生，因此要求其成本低廉。2.10.2催化剂在使用过程中的质量变化对生产影响及调整方法由于加氢反应主要是在催化剂作用下的化学反应，因此催化剂的活性与选择性直接影响到装置的产品收率和产品分布，因此，维持加氢催化剂的活性和选择性尤其重要。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程但随着使用的进行，催化剂由于结焦、积碳、中毒等等原因而引起催化剂活性下降这是不可避免的。所以说催化剂在生产过程中，活性是逐渐下降的。随着催化剂活性的下降，一般影响到产品质量下降、收率下降。为了防止催化剂活性下降，工艺上一般做如下调整：2.10.7.1控制好原料缓冲罐的气封，保证原料油不被氧化原料油的保护主要是指防止在储存时接触空气。有研究表明，除了油中的芳香硫醇氧化产生的磺酸与吡咯发生缩合反应而产生沉渣之外，烯烃与氧可以发生反应形成氧化产物，氧化产物又可以与含硫、氧、氮的活性杂原子化合物发生聚合反应而形成沉渣。因此当含有芳香硫醇、烯烃、硫、氮等杂质的原料油与空气接触时，空气中的氧气将加速油中的不安定组分的缩合反应，生成大分子的聚合物及胶质等结焦前驱物，甚至沉渣。这些结焦前驱物很容易在温度较高的部位，如生成油/原料油换热器及反应器顶部，进一步缩合结焦。因此对原料油的保护，防止与氧气接触，是防止换热器和催化剂床层顶部结焦的十分必要的措施。原料油的保护主要是惰性气体氮气保护，有时也用瓦斯气保护。用不含氧气的氮气充满油面以上空间，使原料油与氧气隔绝。装置运转期间应对原料油保护气进行定期采样，分析氧含量。为达到较好地保护原料油，使其不被氧化之目的，要求惰性气体的氧含量低于5µg/g。2.10.7.2加强原料油脱水，防止催化剂老化聚结原料油的处理也包括原料油的脱水。原料油中含水有多方面的危害，一是装置原料带水将引起加热炉操作波动，炉出口温度不稳，反应温度随之波动，产品质量受到影响；二是如突然原料中带入大量水份，水汽化后引起装置压力变化，对各控制回路带来问题；三是原料油带水对催化剂造成危害，催化剂如果长时间接触水份，容易引起催化剂表面活性金属组分的老化聚结，活性下降；当原料油中含水量过高，将引起催化剂强度下降，催化剂颗粒发生粉化现象，堵塞反应器。本装置设计主要是热进料，罐区量补充，因此原料油基本上不带水，若有少量的水通常在装置内原料油缓冲罐进行静置脱水。加氢装置催化剂的设计一般要求原料油中含水低于300µg/g。2.10.7.3利用反冲洗过滤器过滤原料油中的杂质，防止催化剂杂质堵塞催化剂床层一般原料油中都带有一定量的机械杂质，特别是当原料油酸值高时将腐蚀管道和容器，从而产生更多的机械杂质。这些杂质将沉积在催化剂床层，导致反应器压降升高而使装置无法操作。本装置设有原料油反冲洗过滤装置，操作时应定期检查过滤装置，保证过滤器的良好运行，确保进反应器前原料油杂质脱除干净。2.10.7.4反应器入口加保护剂脱金属，防止催化剂中毒；51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程重金属，特别是镍（Ni）、钒（V）、铜（Cu）、铅（Pb）等，将会沉积在催化剂的孔隙中，覆盖催化剂表面活性中心，降低催化剂的活性，必须通过提高反应温度以补偿催化剂的活性损失。大量的金属包括腐蚀性铁会对催化剂产生不利的影响。Ni、V等金属极易引起催化剂中毒，微量的此类金属的存在也会导致催化剂永久失活，缩短装置的运转周期。同时Ni、V等金属是永久性毒物，不能通过催化剂再生恢复活性，因此在催化剂经过第一周期运转之后，即使通过常规的烧焦后，其加氢活性仍不能满足要求，必须更换因金属失活的催化剂，通过精制反应器入口加保护剂催化剂脱金属，可以防止催化剂中毒。2.10.7.1加强上游操作，从源头上控制随着原料带来的Fe离子是一种比较麻烦的催化剂毒物，它对催化剂活性的影响较小，但是，Fe离子很容易成为硫化物而沉积在催化剂床层表面，而且由于其反应速度快，因此一般以结壳的形式出现在催化剂床层的顶部，引起床层压降的上升。当床层压降达到一定的程度，影响循环压缩机的运转、压碎催化剂、反应器内物流混乱等原因导致装置停工。Fe离子以两种形式存在于原料中，一种是以悬浮粒子形式，这种形式的铁可以通过安装进料过滤器，使进入催化剂床层的铁粒子(如铁氧化物)减到最小；而另一种形式是与烃类化合物形成油溶性物质（如环烷酸铁），不能用过滤方法解决，需要增加保护剂的体积。Fe的来源也有两种，一种是本身存在于原油中的油溶性环烷酸铁，另一种则是在原油储运、常减压蒸馏等过程中设备腐蚀而进入馏分油中的。通常要求加氢装置进料中铁的含量不大于1µg/g。与Fe相类似，高的Ca、Mg、Na金属含量也会导致催化剂床层表面的金属沉积。但由于Ca、Mg、Na等离子在原油后续加工中生成的可能性较小，油中的此类金属大部分来之于原油，因此只要操作好原油脱盐等工艺，基本上可以保证进料质量。而砷(As)和硅(Si)是加氢催化剂的毒物，催化剂上即使沉积少量的砷和硅，也会造成活性的大幅度下降。硅主要由上游焦化装置进入加氢原料油中，焦化装置注消泡剂引起焦化蜡油中含硅。加氢原料中的硅不容易完全脱除，但即使是少量的硅沉积在催化剂上，也可以使催化剂表面孔口堵塞，催化剂活性下降，床层压降上升，装置运转周期缩短，并使得催化剂无法再生使用。所以从上游常减压装置控制。2.10.7.2另外从工艺上要保证氢分压、氢油比、循环氢中的硫化氢含量，防止催化剂失活。2.10.1新鲜催化剂需要处理的过程新鲜催化剂在使用前一般要经过干燥、硫化过程，其原理如下：2.10.8.1催化剂干燥的原理51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程加氢催化剂都以氧化铝或硅氧化铝作为载体，这是一种多孔物质，吸水性很强，一般可达1～3％，最高可达5%以上。催化剂含水至少有两点危害：首先，当潮湿的催化剂与热的油气接触升温时，所含水分迅速汽化，这时反应器底部催化剂床层还是冷的，下行的水蒸汽被催化剂冷凝吸收要放出大量的热，导致催化剂机械强度受损，从而导致床层压降增大，威胁生产；其次，这种反复汽化、冷凝的结果，还会降低催化剂的预硫化效果，从而影响催化剂的活性。因此，在催化剂进行预硫化前要进行氮气循环升温脱水。2.10.8.1催化剂硫化的原理目前，国内工业生产的加氢催化剂，其所含的活性金属组分（Mo、Ni、Co、W）大都是以氧化态形式存在。基础研究和工业实践的经验表明，绝大多数加氢催化剂的活性金属组分，氧化态时是没有活性的，当以硫化态存在时，才具有较高的加氢活性和稳定性。虽然加氢催化剂在使用氧化态形式开工后，也会因较弱的加氢活性促使一部分原料中的硫化物发生加氢脱硫反应，生成硫化氢，继而使催化剂金属组分从氧化态转化为硫化态，但这种转化是在催化剂长时间与高温氢气接触、并且有大量结焦的情况下进行，催化剂的活性金属组分在转化为硫化态之前，有一部分可能被氢还原，这种氢还原或已经沉积有炭的金属组分很难再被硫化，从而使催化剂处于低的加氢活性，并带来短的寿命。因此，加氢催化剂在接触原料油之前，必须先将催化剂活性金属组分的氧化态用硫化剂将其转化为硫化态，即进行催化剂预硫化。本装置使用的RHT系列催化剂，推荐预硫化工艺为湿法硫化，使用DMDS作为硫化剂。催化剂预硫化时，在反应器内会发生下述两个主要反应：1)硫化剂DMDS首先和氢气反应，产生硫化氢和甲烷，此反应为放热反应。该反应一般发生在反应器入口处，反应速度较快。所以在注硫后，床层入口温度会上升，即是此反应所致。（CH3）2S２+3H2→2H2S+2CH42)氧化态的催化剂活性组分（氧化镍、氧化钼等）和硫化氢反应变成硫化态的催化剂活性组分，该反应也是放热反应，发生在反应器内的各个催化剂床层上。预硫化时出现的温升现象即是此反应所致。MoO3+2H2S+H2®MoS2+3H2O3NiO+2H2S+H2®Ni3S2+3H2O或：NiO+H2S®NiS+H2OWO3+2H2S+H2®WS2+3H2O3)不希望出现的副反应：氧化态的催化剂活性组分（氧化镍、氧化钼等）被氢气还原，生成金属镍、钼和水，金属镍、钼不再具有催化活性，这会极大的损害催化剂。由于此反应危害极大，预硫化时51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程应尽量避免。该反应易发生的条件为：有氢气存在，无硫化氢存在，温度较高（大于230℃）时。2.10.8.3判定催化剂需更换的质量指标及更换办法2.10.8.3.1催化剂更换的几种情况1)临时更换a)催化剂活性恶化，精制能力降至最低允许值以下，临时停车更换。b)催化剂机械强度恶化，床层阻力超过允许值，临时停车更换。c)发生恶性设备故障，导致催化剂长时间超温、飞温等异常状态，必须临时卸换催化剂。2)预防性计划更换催化剂转化能力、床层阻力，设备性能均还在允许值范围内，为了避免非计划停车，利用计划停车机会，作预防性更换。3)最佳经济效益原则追求保护设备，增产节约，最佳经济效益等方面综合因素，有计划地提前更换。2.10.8.3.2加氢催化剂更换的方法1)一般采用油洗、热氢气提、循环降温、氮气置换后卸出未再生催化剂，应采取严密的安全防范措施，有效杜绝硫化铁自燃着火。2)向反应器内注碱液后卸出旧催化剂，此种方法仅限于卸出报废催化剂，对冷壁反应器不适用，避免碱液烧伤。3)氮气保护真空抽吸卸出旧催化剂，应确保惰性环境和定时分析气体中烃类、硫化氢、羰基镍等含量。4)抽卸顶部催化剂（撇头）。2.10.8.3.3未再生催化剂卸出时的注意事项卸出催化剂时，存在不容忽视的安全技术问题，必须注意：1)防止未再生的催化剂和硫化铁自燃。应尽量将催化剂床层降温至40℃甚至更低，保持氮气掩护，杜绝空气进入反应器。2)预防硫化氢中毒。在打开反应器及含硫化氢的设备、管线时，都应使用硫化氢检测器，佩带有效的防毒面具，工作人员必须“结伴”作业。3)51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程严防羰基镍中毒。加氢精制过程中广泛应用的含金属镍组分的催化剂经过长期运转后失活或其它故障需卸出处理时，如操作不当，很可能产生羰基镍致癌物质而伤害操作人员和毒化环境。羰基镍是一种挥发性液体，被人们吸入体内或接触皮肤后，都有严重的致癌性。羰基镍的生成主要是卸出的废催化剂中的元素镍与一氧化碳在低温下化合的产物。一般在149～204℃的降温冷却过程中，必须确保惰性再生气中的一氧化碳浓度低于10ppm，以防止羰基镍的生成。同时，在反应器温度降至149～204℃以前，必须将循环氢气中的一氧化碳含量降至10ppm以下，才能继续降温。由于卸出的旧催化剂在空气中会自燃，故必须在氮气存在下卸出，卸出时反应器内应保持微正压的氮气流，尽量防止空气进入反应器。在氮气中卸出或处理催化剂，可以避免催化剂闷烧，也就能防止羰基镍生成，在卸剂之前和卸出过程中，都要检测。2.10.1催化剂的失活催化剂在使用过程中，由于积炭和金属硫化物的不断沉积，活性逐渐衰减，必须逐步提升反应温度以补偿活性的损失，从而保证产品质量合格。催化剂在运转初期(0-1000小时)由于大量结焦，活性衰减速度快，随后达到平衡，在运转后期(>6000小时)由于反应温度较高，结焦反应又趋于激烈，活性衰减速度又加快，并很快达到最高终结温度。在整个运转时期，金属硫化物在催化剂的沉积速度基本上是均匀的，但在运转末期，当金属硫化物在催化剂微孔孔口的沉积达到一定数量时，将严重限制反应物的扩散，使催化剂表观活性衰减加剧。2.1影响渣油加氢的主要因素确定和调整工艺参数的目的是把原料转化为合格的产品。一项工艺参数的改变常常引发其他几个参数的调整，所以必须了解各种工艺参数之间的相互作用以及对产品性质的影响。2.11.1原料油性质原料油性质的变化对渣油加氢处理过程有重要的影响，对原料油性质变化影响最大的是上游加工装置的波动，如上游的常减压装置，在原油切换和调整操作过程中，应尽量保持平稳操作，避免有较大的波动，否则对本装置将产生非常严重的影响，而且这种影响持续时间长，一般都在1周以上。另外渣油原料罐区储罐必须保证具有良好的氮封，否则渣油极易被氧化使催化剂结焦率增大，造成反应器床层压降过早升高，影响装置开工周期。下面详细讨论正常情况下，原料油性质变化对渣油加氢过程的影响。(1)原料油初馏点的影响渣油的初馏点实际上反映了其“重度”，初馏点越高渣油越“重”，从而其性质更加恶劣，具体表现为杂质和非理想组分含量多，粘度大等。所以原料油初馏点的升高将不利于加氢处理反应的进行。在装置开工过程和运转初期，应严格控制原料油的初馏点，不宜过早掺炼减压渣油。只有在装置正常平稳运转后，按设计比例掺炼减压渣油。(2)金属化合物及其含量这里所述金属化合物主要指的是Fe、V和Ni化合物。原料油中的Fe可以与重质烃类的分子发生化学结合生成油溶性铁（如环烷酸铁）51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程，也能以悬浮颗粒物存在。油溶性铁化合物很容易在催化剂颗粒外表面反应生产硫化铁，而硫化铁本身也能促进生焦反应，最终硫化铁与积炭结合成较大颗粒的固体物沉积在催化剂颗粒的外表面和颗粒之间，降低床层孔隙率，从而产生过高的压降。而Fe的悬浮颗粒物进入床层后也将在床层空隙沉积，慢慢使顶部床层出现板结。因此，为了防止第一床层压降快速升高，应采取如下技术措施：第一．原料油应严格过滤，把大于25u的固体颗粒包括Fe的悬浮颗粒物过滤掉。第二．严格控制原料中的Fe含量不超标，经常分析原料性质。原料中的V和Ni化合物的含量对催化剂的使用寿命有直接的重要影响，催化剂的使用寿命与金属化合物的含量成反比对数关系，随进料中的微量金属杂质的增加，催化剂的使用寿命将迅速缩短，因此，应严格控制装置进料中的金属杂质(V和Ni)含量不要超标，以保证催化剂的使用寿命。Ni和V的金属化合物加氢反应后以金属硫化物的形式沉积在催化剂颗粒内和颗粒外表面，在催化剂颗粒内沉积时，对催化剂活性不利，在颗粒外表面沉积时，其主要负作用是引起床层压降的升高。(3)进料中固体粒子含量进料中固体粒子主要包括Fe、Ca等金属颗粒物、类似积炭物和机械杂质。无论是何种固体粒子，都应尽量过滤掉，否则将使第一床层顶部板结从而使床层压降快速升高导致装置停工。(4)原料油中的盐含量这里的盐主要指的是Na离子和氯离子。Na对所有的加氢处理催化剂而言都是毒物。这种毒物不但使催化剂活性明显降低，而且使其稳定性变差。所以，为了充分发挥催化剂的效能，应严格控制原料油中的Na离子含量小于3μg/g。氯离子的危害是：¨催化剂床层沉积使床层压降升高。¨在热高分气／混氢换热器中造成积垢并引起应力腐蚀裂纹。¨与反应生成的NH3相结合生成氯化铵，堵塞和腐蚀反应物的换热器和冷却器。因此，要控制原料油中氯离子含量不大于4μg／g。(5)原料油的残炭含量残炭并非渣油的有机组成部分，它只是与某一特定的分析方法相关联的一个概念，用以反映渣油在热裂化和催化裂化反应中的生焦倾向和生焦程度。如果渣油加氢处理后作为催化裂化进料，则对加氢后渣油的残炭含量做严格限制。原料油的残炭含量高表明其易结焦物质多，从而对催化剂活性发挥不利。此外，残炭脱除反应较难进行且活性衰减较快，当原料油中残炭含量变高时，即使维持相同的残炭脱除率，生成油的残炭含量也将超标，给催化裂化装置运行带来困难。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程脱残炭率与渣油的转化率相关联，在一定程度内，转化率越高，脱残炭率越高。当催化剂酸性适当，孔分布集中和比表面较大时，有利于脱残炭反应。(6)原料油的粘度粘度对渣油加氢处理过程有重要影响，因为渣油加氢处理过程是受扩散控制的过程，原料油的粘度越大，原料油分子在床层的流动和催化剂颗粒内部的传质扩散阻力越大，加氢反应速度越慢，相同体积空速下，杂质脱除率越低，加氢过程的转化率也越低。因此原料油粘度过高，对加氢处理反应不利。此外，当原料油粘度变高而反应温度未能及时提升时，有可能引起床层压降的脉动，给装置的安全操作带来危害。2.11.1反应压力反应系统的压力对渣油加氢过程有重要的影响，压力越高，脱硫、脱氮、脱残炭和脱金属率越高，因此，在确保高压回路系统的全部设备的工作压力处于允许范围之内的同时，尽可能维持冷高分的入口压力接近设计值，可通过调节排废氢流量使总压保持恒定。2.11.2氢分压氢分压取决于反应系统压力和氢纯度，它一般指的是第一反应器入口和第四反应器出口的氢分压的平均值。氢分压提高对催化加氢反应有好处，一方面可抑制结焦反应，降低催化剂失活率，另一方面可提高S、N、CCR和金属等杂质的脱除率，同时又可促进稠环芳烃加氢饱和反应。所以，应当在设备和操作允许的范围内，尽量提高反应系统的氢分压。下列操作调整可提高氢分压：提高整个系统的压力。提高补充氢纯度。提高循环氢流量。提高循环氢纯度。提高循环气排放量。降低冷高分的温度。2.11.3进料量如果进料性质及其他参数不变，则当进料量提高时，必须提高反应温度CAT以保证产品质量。此外，进料量的提高将加快催化剂失活，增加化学氢耗量，以及增加离开反应部分液体中的溶解氢数量。2.11.4循环氢(1)循环氢流量循环氢及其流量的主要作用是：A.使反应系统保持高的氢分压。由于大部分的补充氢被化学反应所消耗，如果没有循环氢则氢分压很低。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程B.循环氢作热传递载体，可限制催化剂床层的温升。渣油加氢处理反应释放出大量的热，必须采取在催化剂床层之间加入足够的急冷氢，把热量及时带走，以控制催化剂床层的温升。C.循环氢促使液体进料均匀分布在催化剂床层，以抑制热点形成，从而提高反应性能。通过调节循环氢流量，使催化剂床层压降保持在最佳范围内，以改善流体分布。当气油比较高时，上述三种作用较为明显，而这三种作用都有利于抑制催化剂的结焦。因此，在整个运转期内，应使循环氢的流量保持在允许的最高值上。当进料空速降低后，可以不降低循环气的流量，但当进料空速增加时，应相应提高循环氢流量。(2)循环氢纯度循环氢纯度影响反应器的氢分压，当系统总压不变时，循环氢纯度越高，氢分压越高。循环氢纯度本身与排放气流量及反应器中烃类气体产率有关，应按设计要求控制循环氢的纯度，以保证反应器的氢分压。必要时，可增加排放氢流量。2.11.1反应温度(1)基本概念为了控制反应性能，可以且必须调节一个重要而灵活的参数——反应温度。由于加氢处理反应为放热反应，催化剂床层不可避免地存在温升，即反应器温度呈梯度分布，入口温度低于出口温度。因此，提出了有关反应温度的几个概念。v催化剂床层平均温度(BAT)。为方便起见，把BAT定义为单个床层入口和出口温度(实际上是热偶点位置)的算术平均值。如果反应温度沿床层轴向的分布接近直线则这种算术平均具有相当准确性。严格说来，温度分布指的是催化剂床层中不同区域包括径向和轴向的温度差异，但是为了计算和操作的方便，只是注重温度沿轴向的分布。那么，温度沿轴向的分布曲线是什么形状呢?如果是等温反应，则由于上下床层反应物品种和浓度的差异导致分布曲线成指数形式。但是实际上，下部床层温度较高，使得上下床层反应程度的差距缩小，分布曲线由指数向直线靠拢。因此，在实际计算和操作中，把温度分布看成直线，从而BAT等于床层入口和出口温度的算术平均值。v催化剂的加权平均温度（CAT）以全部催化剂装填量（体积）为基准，51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程对各个床层温度进行平均，即可以得到催化剂加权平均温度CAT。因为已经有了催化剂床层平均温度BAT的概念，所以CAT等于各个BAT的加权平均值。在所有反应器直径相同的情况下，每个BAT的权重等于该床层高度除以所有床层高度的总和，即CAT=1/∑Li×∑Li（BAT）i；其中Li为第i个床层高度，（BAT）i为第i个床层平均温度，∑Li为所有床层高度的总和。渣油加氢处理装置有4个反应器，每个反应器均为单床层，亦即4个床层平均温度BAT(见示意图2-1)，R101床层高度a，R102床层高度b，R103床层高度c，R104床层高度d，根据每个床层的高度，催化剂床层加权平均温度CAT表达式为：CAT=(a*BATl+b*BAT2+c*BAT3+c*BAT4)/(a+b+c+d)当原料油性质、进料流率和氢分压等工艺参数发生变化时，为了保证产品合格，应及时调整CAT，当产品性质偏移时，也应适当调整CAT。BAT1BAT2BAT3BAT4(R101)(R102)(R103)(R104)图2-1装置催化剂床层示意图v单位长度床层温升严格地说，应该是单位体积床层温升，但因所有反应器直径相等，故用单位长度代替单位体积。单位长度床层温升指的是整个床层温升除以整个床层长度。提出这个概念的目的是用它描述和比较不同床层的反应程度即反应负荷。我们希望每个床层的反应负荷尽量平均，使所有催化剂同步失活，同时更换。(2)温度分布的优化温度分布优化的目的一是提高整个反应系统的反应性能，二是延长装置运转周期。第一反应器如果第一反应器平均温度太低，将引起两种负作用：一是使整个系统CAT太低，达不到要求，产品不合格，二是反应负荷迁移到第二反应器，使之负担过重。如果第一反应器平均温度太高，则有如下不良效果：一是反应负荷过重固体物沉积速度太快，床层压降将快速升高；二是反应快于扩散，51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程固体物在催化剂外表面和颗粒间沉积比例变大，也使床层压降升高速度加快；三是此床层催化剂加氢性能较差，此床层的高温反应所产生的轻质油在后续床层不会显著优化。第二、三、四反应器BAT略高于第一床层时，总体反应性能较佳，但过高时将引起严重积炭，使催化剂快速失活并引起床层压差迅速升高，依据原料中杂质含量调整第二、三、四反应器BAT的分布，使催化剂整体缓慢失活。每个操作人员都必须了解影响该参数的各种因素，作出准确的判断和调节。在正常运转中，反应温度上升超过0.5℃，本岗位人员要研究原因，超过1℃时要报告班长，并调整冷氢量和反应加热炉温度。每次调整温度的范围应小于1℃，需要大幅度调整时，可以多次重复调整。反应温度对催化剂反应性能的影响参见图2-2至图2-5。图2-2反应温度对加氢脱金属的影响图2-3脱硫率与脱金属率的关系图2-4反应温度对加氢脱硫和残炭的影响图2-5脱硫率与脱残炭率的关系由图可见，随着反应温度的升高，脱硫率、脱氮率、脱残炭率和脱金属率均增加，但反应温度对金属镍的脱除影响较大，即在较低的反应温度下，金属钒比较容易脱除，而金属镍脱除率较低。51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1工艺过程说明及流程图3.1工艺流程简述3.1.1反应部分混合原料油在液位和流量的串级控制下进入原料油缓冲罐V101。原料油从原料油缓冲罐V101底部出来，由原料油增压泵P101升压后，到分馏部分进入加氢渣油/原料油换热器E101A/B/C/D与加氢渣油换热，然后进入原料油过滤器SR101以除去原料油中大于25μm的杂质。过滤后的原料油进入滤后原料油缓冲罐V102，原料油从V102底部出来后由加氢进料泵P102升压，升压后的原料油与经E104预热后的混合氢混合，然后经热高分气/混合进料换热器E103、反应流出物/反应进料换热器E102预热后进入反应加热炉F101加热至反应所需温度后进入第一反应器R101，通过调节反应进料加热炉的燃料量来控制第一反应器的入口温度，然后依次进入其它三台反应器R102、R103、R104分别进行催化加氢反应，脱除硫、氮、金属等。各反应器的入口温度通过调节各反应器之间管线上注入的冷氢量来控制。从R104出来的反应产物经过反应流出物/反应进料换热器E102换热后进入热高压分离器V103。反应流出物在热高压分离器V103中气液分离，顶部出来的热高分气分别经热高分气/混合进料换热器E103、热高分气/混合氢换热器E104换热后进入热高分气空冷器A101，冷却后进入冷高压分离器V105进行气、油、水三相分离。热高压分离器底部出来的热高分液在液位控制下经过液力透平HT101回收能量后进入热低压分离器V104进行气液分离。为了防止在低温位的铵盐析出堵塞管路，在热高分气空冷器A101前注入经注水泵P103升压后的除氧水以溶解铵盐。从冷高压分离器顶部出来的冷高分气体（循环氢）进入循环氢脱硫塔入口分液罐V107除去携带的液体烃类，减少循环氢脱硫塔的起泡倾向。循环氢脱硫塔T101脱硫溶剂采用甲基二乙醇胺（MDEA）溶液，贫胺液从贫胺液缓冲罐V113抽出经高压贫胺液泵P104升压后进入循环氢脱硫塔顶部，从塔底部出来的富胺液进入富胺液闪蒸罐V114脱气后送出装置。循环氢脱除H2S后进入循环氢压缩机入口分液罐V108除去携带的液滴，从罐顶部出来的循环氢进入循环氢压缩机C101升压，升压后的循环氢分为两部分，一部分与新氢压缩机C102来的新氢混合后循环回反应部分；另一部分作为急冷氢去控制反应器入口温度（运转末期需要排放部分废氢至低压脱硫部分）。循环氢压缩机为背压式汽轮机驱动的离心式压缩机。冷高压分离器V105底部出来的冷高分液在液位控制下减压后与来自热低压分离器V104冷却后的热低分气混合后，进入冷低压分离器V10951 170万吨/年渣油加氢装置技术规程进行气液分离，冷低分液体在液位控制下从罐下部排出进入热低分气/冷低分油换热器E105、柴油/冷低分油换热器E201/ABC换热后进入汽提塔T201。从V109顶部出来的冷低分气在压力控制下与汽提塔顶回流罐V201气混合后至240万汽柴油加氢装置的气体脱硫部分。含H2S、NH3的酸性水进入酸性水脱气罐V115集中脱气后送出装置。热低分油在液位控制下从V104罐底部排出后去分馏部分。热低分气体经热低分气/冷低分油换热器E105换热后进入热低分气空冷器A102冷却后进入冷低压分离器V109进行气液分离，为了防止在低温位的地方有铵盐析出堵塞管路，在热低分气空冷器前增加间歇注水以溶解铵盐。新氢从全厂氢网送入，进入新氢压缩机C102经三段压缩升压后与循环氢压缩机出口的循环氢混合，混合氢气分别返回到各自的反应部分。新氢压缩机设二台，一开一备，每一台均为三级压缩，每台的一级入口设入口分液罐，级间设冷却器和分液罐。3.1.1分馏部分分馏部分包括三塔一炉，即脱硫化氢汽提塔、分馏塔、柴油汽提塔和分馏塔进料加热炉。来自反应部分的热低分油与经预热后的冷低分液一起进入脱硫化氢汽提塔T201。塔底采用中压水蒸汽汽提。塔顶部气相经汽提塔顶空冷器A201冷凝冷却后进入汽提塔顶回流罐V201进行气液分离，V201的气体送至240万汽柴油加氢装置的气体脱硫部分；V201底部出来的液体经汽提塔顶回流泵P201升压后分成两部分，一部分作为塔顶回流返回到塔顶部，另一部分液体在回流罐液位控制下送出装置。为减轻塔顶管道和换热器的腐蚀，用缓蚀剂泵将缓蚀剂升压后注入汽提塔的顶部管道。汽提塔底油经分馏塔进料加热炉F201加热至合适温度后进入分馏塔T202，分馏塔设一个柴油抽出侧线和一个中段回流，塔顶气相经分馏塔顶空冷器A202冷凝冷却后进入分馏塔顶回流罐V202进行气液分离，回流罐采用燃料气气封；回流罐V202底部出来的液体经分馏塔顶回流泵P202升压后分成两部分，一部分作为塔顶回流返回到塔顶部，另一部分液体在回流罐液位控制下经E206冷却后送出装置。回流罐底水包排出的含油污水经含油污水泵P203升压后作为工艺注水进入注水罐V106。侧线柴油从分馏塔抽出进入柴油汽提塔T203，柴油汽提塔底设重沸器E203，以分馏塔底油为热源，塔顶气体返回到分馏塔。柴油从塔底抽出经柴油泵P204升压后再经柴油/冷低分油换热器E201、水冷E208、柴油空冷器A203冷却到50℃后送出装置。中段回流油从分馏塔集油箱用中段回流泵P206抽出，升压后经中段回流油蒸汽发生器E202取热后返回分馏塔。分馏塔底油（加氢渣油）用分馏塔底泵P205自塔底抽出，升压后先经加氢渣油/柴油汽提塔重沸器E203，再经加氢渣油/原料油换热器E101，然后进入加氢渣油蒸汽发生器E204、加氢渣油水冷E209冷却到170℃至重油催化裂化装置,也可以再经过水冷E210冷却至90℃后出装置至罐区。3.1.2气体脱硫部分51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程装置外来的贫胺液进入贫胺液缓冲罐V113经高压贫胺液泵升压P104后进入循环氢脱硫塔T101；自冷低压分离器V109出来的低分气与来自汽提塔顶回流罐V201的汽提塔顶气、富胺液闪蒸罐V114罐顶气及酸性水脱气罐V115来酸性气混合后去240万汽柴油加氢装置的干气脱硫部分。3.1工艺原则流程图（附图一）3.2工艺控制流程图（附图二、三、四）3.3装置平面布置图（附图五）1主要工艺指标和技术经济指标4.1装置设计物料平衡表4-1初期物料平衡序号物料名称收率数量wt%kg/ht/d104t/a一入方1混合进料100.002125005100.00170.002氢气1.48314175.432.513除氧水9.4120000480.0016.004汽提蒸汽3.868200196.806.565净化水6.4213642327.4110.926贫胺液30.12640001536.0051.20合计151.293214857715.64257.19二出方1干气1.23261762.812.092富胺液31.38666881600.5153.353不稳定石脑油0.3879619.100.644石脑油1.18249759.932.005柴油6.5013813331.5111.056含硫污水20.46434841043.6234.797加氢常渣90.161915904598.16153.2751 170万吨/年渣油加氢装置技术规程合计151.293214857715.64257.19表4-2末期物料平衡序号物料名称收率数量wt%kg/ht/d104t/a一入方1混合进料100.002125005100.00170.002氢气1.83387693.033.103除氧水9.4120000480.0016.004汽提蒸汽4.569700232.87.765净化水5.5711838284.119.476贫胺液31.12640001536.0051.20合计151.493219147725.94257.53二出方1干气2.334956118.953.962富胺液31.35666221598.9353.303不稳定石脑油0.69147135.301.184石脑油1.87396795.213.175柴油11.5024438586.51219.5506含硫污水20.26430441033.0634.447加氢常渣83.491774164257.984141.933合计151.493219147725.94257.53注：按年运转时数8000h计算。4.1主要技术经济指标及装置能耗4.2.1主要技术经济指标表4-3主要经济指标序号指标名称单位数量备注一主要产品和副产品51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1加氢常渣万吨/年153.272柴油万吨/年11.053不稳定石脑油万吨/年0.644石脑油万吨/年2.005干气万吨/年2.09二主要原料和辅助原料1混合进料万吨/年170.004氢气万吨/年2.515缓蚀剂吨/年96硫化剂吨/年60一次用完7阻垢剂吨/年1708磷酸三钠t/a1.5三燃料气kg/h920热值41868kJ/kg四动力和公用物料消耗1新鲜水t/h4间断2循环冷却水t/h11003除氧水t/h384净化水t/h11**含油污水回用注水5含硫污水t/h296含油污水t/h87电耗量KW9600不含间断用量83.5MPa蒸汽t/h39不含间断用量91.0MPa蒸汽t/h-36100.5MPa蒸汽t/h13不含间断用量11氮气Nm3/h500不含间断用量12净化风Nm3/h500不含间断用量13非净化风Nm3/h3000间断、MAX五三废（废气、废液、废渣）排放量1废水含硫含氨污水含油污水t/ht/h298-12酸性气脱水罐机泵冷却水等2废气kg/ht/h2500096加热炉烟气安全阀及紧急放空3废渣废主催化剂废保护剂废瓷球ttt6039255一年排放一次一年排放一次一年排放一次六占地面积M2195004.2.1装置能耗4.2.2.1装置能耗表51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程表4-4能耗计算表序号项目消耗量能源折算值设计能耗（kg/h）单位能耗（kg/t）备注单位数量单位数量1电kW9600kg/kWh0.262496.0011.752循环水t/h1100kg/t0.1110.000.523除氧水t/h38kg/t9.2349.601.6543.5MPa蒸汽t/h39.0kg/t883432.0016.1551.0MPa蒸汽t/h-23.0kg/t76-1748.00-8.2360.5MPa蒸汽t/h-24.0kg/t66-1584.00-7.457净化压缩空气m3n/h500kg/m3n0.03819.000.098燃料气t/h920kg/t1920.004.339氮气m3n/h500kg/m3n0.1575.000.35合计4069.6019.154.2.2.1主要节能措施1)反应部分采用热高分流程，减少反应流出物的冷却负荷，降低能耗。2)优化换热流程，充分回收反应流出物及产品的热量。3)利用分馏塔中段回流、产品加氢渣油发生蒸汽。4)加热炉采用余热回收系统，回收烟气余热。5)选择操作性能可靠，效率高的机泵设备。6)装置内循环氢压缩机采用背压式蒸汽透平驱动，产生1.0MPa蒸汽供系统使用，充分利用各级能量。7)设置热高分油液力透平驱动加氢进料泵，充分回收能量。8)采用热进料，从全厂角度降低能耗。4.1主要操作条件表4-5主要操作条件项目初期末期催化剂RHT系列主催化剂体积空速，h-10.218反应器入口氢油体积比70051 170万吨/年渣油加氢装置技术规程反应器入口总压，MPa17.317.6平均反应温度CAT，℃385403反应器R101入口温度，℃375390反应器R101出口温度，℃382394反应器R101温升，℃74反应器R102入口温度，℃378391反应器R102出口温度，℃394405反应器R102温升，℃1614反应器R103入口温度，℃380391反应器R103出口温度，℃402415反应器R103温升，℃2224反应器R104入口温度，℃383393反应器R104出口温度，℃402416反应器R104温升，℃1923P102出口流量，kg/h212500P103出口流量，kg/h20000F201-Ⅰ分支进料流量，kg/h103117F201-Ⅱ分支进料流量，kg/h103117新氢压缩机设计能力，m3n/h49500循环氢压缩机设计能力，m3n/h204000缓冲罐V101压力，Mpa(G)0.4温度，℃153缓冲罐V102压力，Mpa(G)0.40温度，℃285热高压分离器V103压力，Mpa(G)15.4温度，℃360冷高压分离器V105压力，Mpa(G)15.1温度，℃50热低压分离器V104压力，Mpa(G)1.7温度，℃36051 170万吨/年渣油加氢装置技术规程冷低压分离器V109压力，Mpa(G)1.6温度，℃50注水罐V106压力，Mpa(G)0.60温度，℃70循环氢脱硫塔T101塔顶压力，Mpa(G)15.05塔顶温度，℃58脱硫化氢汽提塔T201进料温度，℃355352塔顶温度，℃152153塔底温度，℃348346塔顶压力，Mpa(G)1.1产品分馏塔T202进料温度，℃371371塔顶温度，℃132137塔底温度，℃357350中段抽出温度，℃222228塔顶压力，Mpa(G)0.12柴油汽提塔进料温度，℃222228塔顶温度，℃225248塔底温度，℃295295塔顶压力，Mpa(G)0.14反应进料炉入口温度，℃346353出口温度，℃371390设计热负荷，MW19.83分馏塔底重沸炉入口温度，℃348346出口温度，℃371371设计热负荷，MW6.324.1公用工程指标表4-6公用工程消耗序号名称单位连续量间断量备注1循环水t/h11001300max51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2新鲜水t/h43除氧水t/h38其中注水：14t/h4净化水t/h11**含含油污水回用注水5含硫污水t/h296含油污水t/h87电耗量KW960012000Max83.5MPa蒸汽t/h3945Max91.0MPa蒸汽t/h-36-42Max101.0MPa蒸汽t/h1318Max110.5MPa蒸汽t/h-2412凝结水t/h-813燃料气kg/h9201300热值41868kJ/kg14非净化压缩空气m3n/h3000间断15净化压缩空气m3n/h50016氮气m3n/h500一次最大50000m3n1主要原料、辅助材料产品及中间产品性质5.1主要原料性质5.1.1原料油性质该装置以焦化蜡油、减压重蜡油、减压渣油的混合油为原料油。其组成及性质见表5-151 170万吨/年渣油加氢装置技术规程表5-1原料油性质项目焦化蜡油减压重蜡油减压渣油混合原料混合油限制值混合比列，%15.2913.8470.87100.00密度(20℃)/（g／cm3）0.930.93050.99020.9727粘度(100℃)/（mm2／s）6.1019.141694289.9凝点/℃2447>5049残炭/%1.00.1516.2311.68≯12.5铁，μg/g2196.8≯8镍，μg/g0.10.143.831.1Ni+V≯80钒，μg/g0.10.120.514.6钙，μg/g111510.9≯12钠，μg/g1132.4≯3碳含量/%85.6286.4086.1386.09氢含量/%12.0011.8810.8411.16硫含量/%2.01.422.232.08≯2.2氮含量，μg/g3800300055004894≯5000饱和烃55.770.017.530.6芳烃29.227.044.840.0胶质15.13.035.928.2沥青质0.10.11.81.3馏程/℃，ASTMD1160IP3504274605%36646152210%37847356430%40050562350%42453468570%45057083190%480613107495%500630112798%66011605.1.1氢气性质装置所用氢气由全厂氢气管网提供，其组成如下：表5-2氢气组成规格%vol51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程H299.9CH4<0.1CO+CO2(ppmvol)<20合计1005.1.1边界条件进装置边界条件为：物料名称温度，℃压力,MPa（G）氢气402.4减压渣油1500.8减压蜡油1600.8焦化蜡油1600.8罐区渣油900.8罐区蜡油900.85.1主要辅助材料性质5.2.1催化剂本装置采用石科院（RIPP）提供的RHT系列催化剂，其主要型号及理化性质见表5-3。表5-3催化剂性质催化剂种类催化剂牌号催化剂组成形状直径(×长度)/mm主要功能保护剂RG-20Al2O3-SiO2多孔圆柱16×10床层空隙率70%-80%，拦截颗粒物和分散物流RG-10ENiMo/Al2O3拉西环10×10拦截颗粒物，脱Fe、Ca，部分脱Ni+VRG-20ANiMo/Al2O3拉西环6×5拦截颗粒物，脱Fe、Ca，脱Ni+V性能增强，部分转化沥青质RG-20BNiMo/Al2O3拉西环3×5脱Fe、Ca，脱Ni+V性能增强，部分转化胶质、沥青质转化沥青质加氢转化和脱金属剂RDMA-1NiMo/Al2O3蝶形1.1沥青质转化功能高，脱金属和容金属功能强，有一定的残炭转化和脱硫能力脱金属剂RDM-5NiMo/Al2O3蝶形1.1脱金属和容金属能力强，脱硫和残炭转化能力增强RDM-2BNiMo/Al2O3蝶形1.1脱金属能力强，脱硫能力和残炭转化能力进一步增强RDM-3BNiCoMo/Al2O3蝶形1.1脱金属能力较强，脱硫和残炭转化能力显著增加51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程脱硫剂RMS-1BCoMo/Al2O3蝶形1.1脱硫和残炭转化功能显著，有较强的抗金属沉积能力脱残炭脱硫剂RCS-1CoMo/Al2O3蝶形1.1加氢功能增强，脱硫和残炭转化能力突出脱硫脱残炭剂RSC-1NiMo/Al2O3蝶形1.1加氢功能进一步增强，残炭转化和脱硫能力突出芳烃饱和脱硫脱氮剂RSN-2NiW/Al2O3蝶形1.1多环芳烃的加氢功能突出，进一步脱硫脱氮和残炭转化支撑剂RDM-5-3bNiMo/Al2O3齿轮形3.0×3.5反应器底部支撑催化剂，具有RDM-5催化剂的功能RDM-5-5bNiMo/Al2O3齿轮形4.5×5.0各种型号的催化剂采购量如表5-4表5-4催化剂使用量催化剂类型催化剂牌号体积/m3理论重量/kg堆比/(kg/m3)预计采购重量/kg保护剂RG-206.875,4297905,550RG-10E16.699,3465609,600RG-20A29.4515,31552015,840RG-20B26.5114,04953014,450脱金属催化剂RDM-5-3.016.699,1795509,450RDM-5-1.821.5911,00951011,340RDM-2B218.21109,107500112,320过渡型脱金属催化剂RDM-3B140.6675,95454078,200脱硫催化剂RMS-1B222.86133,714600137,760脱残炭脱硫剂RCS-1334.32205,610615211,800支撑催化剂RDM-2-3b7.43,9975404,200RDM-2-5b6.923,5975203,780催化剂合计1048.17596,306614,290Φ10惰性瓷球26.8138,874145040,0005.2.1硫化剂本装置使用的催化剂，在与原料油接触前需要进行预硫化。目前常用的硫化剂主要有二硫化碳和二甲基二硫（DMDS）51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程两种。二硫化碳具有分解温度低、硫含量高、成本低等特点，但也存在沸点低、挥发大、易燃、有毒等缺点，在安全和环保方面不令人满意。尽管DMDS的价格较贵，但其具有沸点较高、稳定、易于运输和管理等优点，硫化效果也好。本装置硫化剂使用DMDS。DMDS的主要性质见表5-5：表5-5DMDS的主要性质分子式C2H6S2分子量94.2凝点℃-84.7密度（20℃）g/cm³1.0625粘度（20℃）mm2/s0.62闪点℃15沸点℃108～110表面张力dyne/cm33.65.2.3贫胺液脱硫系统所用的脱硫剂（贫胺液）采用N-甲基二乙醇胺，简称MDEA，其使用浓度为30%（W），它是一种无色有臭味透明粘稠液体，密度为1047.8g/cm3，呈碱性，其碱性随温度的提高而下降，易与水、酒精互溶，具有微毒性，主要理化性质如表5-6，主要表现在于它具有轻微的腐蚀性，对人的眼睛和皮肤都有危害，因此，如有胺液溅到眼睛或皮肤上则立即用干净水冲洗，灼伤严重者应立即送往医院作进一步治疗。表5-6MDEA主要理化性质分子式CH3N(CH2CH2OH)2分子量119.16性状无色或微黄色油状液体密度（20℃，㎏/m3）1047.8粘度（20℃，cp）101沸点（℃）247水溶液浓度(wt%)30冰点（℃）-215.2.1缓蚀剂缓蚀剂其主要理化性质见表5-7表5-7缓蚀剂主要理化性质性状淡黄色至黄褐色液体密度（20℃,g/cm3）0.95～1.09pH值≥7.5运动粘度（40℃,mm2/s）≤10凝固点（℃）≤-30或根据要求溶解性易溶于水稀释浓度5～10%51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5.2.1阻垢剂阻垢剂选用油溶性液体，其主要理化性质见下表：表5-8阻垢剂主要理化性质性状浅棕色至棕红色液体密度（20℃,g/cm3）0.86～0.96运动粘度（40℃,mm2/s）20～28凝固点（℃）≤-20性状棕红色液体溶解性能与柴油等烃类溶剂互溶5.2.2化学药剂消耗见表5-9表5-9化学药剂消耗表序号名称单位连续量间断量一保护剂、催化剂1RG-20t/a5,5502RG-10Et/a9,6003RG-20At/a15,8404RG-20Bt/a14,4505RDM-5-3.0t/a9,4506RDM-5-1.8t/a11,3407RDM-2Bt/a112,3208RDM-3Bt/a78,2009RMS-1Bt/a137,76010RCS-1t/a211,80011RDM-2-3bt/a4,20012RDM-2-5bt/a3,78013催化剂合计t/a614,29014Φ10惰性瓷球t/a40,000二化学药剂1DMDSt/a602缓蚀剂t/a183阻垢剂t/a1704磷酸三钠t/a3.251 170万吨/年渣油加氢装置技术规程530%MDEA溶液t/h645.1产品及中间产品设计组成本装置的产品为加氢渣油，中间产品有石脑油和柴油。渣油加氢装置主要产品的性质见表5-10,5-11,5-12：表5-10渣油加氢装置加氢渣油主要性质加氢产品油初期加氢渣油末期加氢渣油馏程350℃+350℃+密度(20℃),g/cm30.9330.930粘度(100℃),mm2/s4035康氏残炭,w%5.66.0S,w%0.230.25N,μg/g28802990H,w%12.2612.26Ni,μg/g6.97.2V,μg/g6.07.8族组成,w%饱和烃56.653.6芳烃28.630.6胶质14.114.9沥青质0.70.9表5-11渣油加氢装置石脑油主要性质项目初期(SOR)末期(EOR)馏程C5～165℃C5～165℃密度(20℃),g/cm30.7450.745S,w%<100/g<100/gN,μg/g<20<20馏程（ASTMD86）℃0/5%53/8753/8710%/30%102/120102/12050%/70%137/150137/15090%/100%157/167157/16751 170万吨/年渣油加氢装置技术规程组分分析烷烃5152环烷烃3028芳烃1920表5-12渣油加氢装置柴油主要性质项目初期(SOR)末期(EOR)密度（20℃）g/cm³0.8600.860馏程，℃160～350℃160～350℃凝点,℃<-15<-15十六烷指数4545S,w%<300μg/g<300μg/gN,w%<300μg/g<300μg/g馏程（ASTMD86）℃0/5%191/202191/20210%/30%218/260218/26050%/70%292/318292/31890%/100%339/345339/345651 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1主要设备一览表及主要设计参数6.1反应器类设备一览表序号名称工艺名称工艺编号设备规格设计条件操作条件主体材质类别热处理要求内径mm长度mm厚度mm公称容积m3重量t温度℃压力MPa介质温度℃压力MPa1轴向热壁反应器第一渣油加氢反应器0217-R1015000750014021854045418.48渣油、蜡油、柴油、汽油、H2S、氢气39417.602.25Cr-1Mo-0.25V(锻)+TP.309L+TP.347(堆焊)（内件:06Cr18Ni11Ti）三类全部2轴向热壁反应器第二渣油加氢反应器0217-R10250001350014033679845418.165渣油、蜡油、柴油、汽油、H2S、氢气40517.32.25Cr-1Mo-0.25V(锻)+TP.309L+TP.347(堆焊)（内件:06Cr18Ni11Ti）三类全部3轴向热壁反应器第三渣油加氢反应器0217-R10350001350014033677945417.6渣油、蜡油、柴油、汽油、H2S、氢气41516.762.25Cr-1Mo-0.25V(锻)+TP.309L+TP.347(堆焊)（内件:06Cr18Ni11Ti）三类全部4轴向热壁反应器第四渣油加氢反应器0217-R10450001350014033675645417.04渣油、蜡油、柴油、汽油、H2S、氢气41616.232.25Cr-1Mo-0.25V(锻)+TP.309L+TP.347(堆焊)（内件:06Cr18Ni11Ti）三类全部6.2塔类设备一览表序号名称工艺名称工艺编号设备规格设计条件操作条件主体材质塔盘层数压力容器类别51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程热处理要求内径mm长度mm重量t温度℃压力MPa温度℃压力MPa介质1双溢流浮阀塔循环氢脱硫塔0217-T-10120001300021215015.8666.215.08循环氢、水H2S、胺液Q345R(R-HIC)塔盘:0Cr13丝网：0Cr18Ni10Ti10全部三类A12浮阀塔汽提塔0217-T-2011600/240022800403701.303501.12油、油气、蒸汽Q345R+0Cr13（其中盘：06Cr13）11/9全部一类3浮阀塔分馏塔0217-T-202280031400643860.353570.14油气、柴油、渣油Q245R（其中盘：Q235B)37全部一类4浮阀塔柴油汽提塔0217-T-20312001180083370.352950.143柴油、油气Q245R（其中盘：06Cr13)10全部一类6.3冷换设备一览表序号工艺编号工艺名称规格型号设计条件操作条件（壳程）操作条件（管程）容器类别温度(壳/管)压力MPa(壳/管)介质(壳/管)压力Mpa温度℃压力Mpa温度℃1E-101A/B/C/D原料油/加氢常渣换热器BEUø1000*7000(T.L)B=200ø19管子，单弓305/3672.82/3.52原料油/加氢常渣1.65153/2803.20341.2/200二类2E-102反应流出物/反应进料换热器DFUø1300-19.22/16.49-708-7.5/19-2/2430/36816.49/19.22反应流出物/反应进料15.743018.30368三类3E-103反应进料/热高分气换热器DEUø1000*6600B=300双弓2管程315/37519.32/16.17反应进料/热高分气18.4267/29215.40360/296二类51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4E-104混合氢/热高分气换热器DFUø1000*5500B=450,壳:单弓256/31619.43/16.07混合氢/热高分气18.587/23615.30296/177二类5E-105冷低分油/热低分气换热器BIU700-4.0/4.0-120-6/25-4B=150.单弓176/3751.78/1.88冷低分油/热低分气1.6050/155.81.70360/120二类6E-106除氧水/循环水BES700-2.5-60-3/25-2B=200双弓124/622.42/1.94除氧水/循环水2.2104/700.4532/42二类7E-108酸性水冷却器BIU800-2.5/2.5-165-6/25-4B=200单弓70/591.18/0.95酸性水/循环水1.050/400.4532/40一类8E-109A/B　　　　　　　　　　9E-110A/B　　　　　　　　　　10E-201A/B/C柴油/冷低分油换热器BIU400-2.5/2.5-50-6/19-4B=150单弓288/3151.78/1.74冷低分油/柴油1.60145.2/2681.25294.9/198二类11E-202中段回流油蒸汽发生器BJU900-2.5/2.5-210-6/25-4188/2480.93/0.88蒸汽、水/中段回流油0.75104/1630.64228/185二类？12E-203柴油汽提塔底重沸器BJU800-4.0/2.5-170-6/25-2335/3662.86/3.58柴油/加氢渣油0.14294.2/315.32.60350.6/341.2二类13E-204常渣蒸汽发生器BJU1000*7000188/2382.82/3.52蒸汽、水/加氢常渣0.75104/161.73.20218.2/179.8二类14E-206石脑油冷却器AES400-2.5-25-4.5/25-470/601.83/1.47石脑油/循环水1.6550/400.4532/40二类15E-207分馏塔顶气/热水换热器BEM1100*6000130/1570.98/0.78热水换热/分馏塔顶气0.8070/1100.12132/116一类（图纸为二类）16E-208柴油/热水换热器BIU700-2.5/2.5-120-6/25-4220/1301.48/1.19柴油/热水1.3199.3/1100.8070/110二类17E-209常渣/热水换热器BIU800*3000130/2002.86/3.58热水/加氢渣油0.8070/1102.60179.8/170二类18E210常渣/热水换热器热水/加氢渣油6.4空冷类设备一览表51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程序号工艺编号管束型号(板式型号)设计条件操作条件电机型号风机压力Mpa温度℃介质工作压力工作温度10217-A-101AGP12*3-6-258-20S-23.4/DR-Ⅲ16.07151油气、氢气、H2S、H2O、油15.3131YA225M-6WG-TF45L4-Vs3020217-A-101BGP12*3-6-258-20S-23.4/DR-Ⅲ16.07151油气、氢气、H2S、H2O、油15.3131YA225M-6WG-TF45L4-Vs3030217-A-101CGP12*3-6-258-20S-23.4/DR-Ⅲ16.07151油气、氢气、H2S、H2O、油15.3131YA225M-6WG-TF45L4-Vs3040217-A-101DGP12*3-6-258-20S-23.4/DR-Ⅲ16.07151油气、氢气、H2S、H2O、油15.3131YA225M-6WG-TF45L4-Vs3050217-A-102GP6*2-4-55-4.0S-23.4/DR-Ⅱ1.88150热低分气1.7115YA132M-4WG-TF18L4-Vs7.56　　　　　　　YA132M-4WG-TF18L4-Vs7.570217-A-201GP12*3-6-258-2.5S-23.4/DR-Ⅱ1.28173油气、H2S、H2O、油1.1153YA160M2-4WTHG-TF24L4-Vs118　　　　　　　YA160M2-4WTHG-TF24L4-Vs119　　　　　　　YA160M2-4WTHG-TF24L4-Vs11100217-A-202AGP12*2.5-6-214-2.5S-23.4/DR-Ⅱ0.35157油气、H2O、石脑油0.12137YA200L2-6WTHG-TF39L4-Vs22110217-A-202BGP12*2.5-6-214-2.5S-23.4/DR-Ⅱ0.35157油气、H2O、石脑油0.12137YA200L2-6WTHG-TF39L4-Vs22120217-A-202CGP12*2.5-6-214-2.5S-23.4/DR-Ⅱ0.35157油气、H2O、石脑油0.12137YA200L2-6WTHG-TF39L4-Vs22130217-A-202DGP12*2.5-6-214-2.5S-23.4/DR-Ⅱ0.35157油气、H2O、石脑油0.12137YA200L2-6WTHG-TF39L4-Vs22140217-A-203GP9*2-6-126-2.5S-23.4/DR-Ⅳ1.74130柴油1.25100YA132M-4WG-TF18L4-Vs7.56.5容器类设备一览表工艺名称工艺编号设备规格设计条件操作条件主体材质51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程序号容器类别内径mm长度mm温度℃压力MPa温度℃最高工作压力MPa介质1原料油缓冲罐0217-V1013400120001730.78153.00.60减渣、CGOQ345R一类2滤后原料油缓冲罐0217-V1023400120003050.78285.00.60减渣、CGO、直馏重蜡油Q345R+06Cr18Ni11Ti一类3热高压分离器0217-V1033000800045416.17360.015.40油气、油、H2S、H212Cr2Mo1R+TP.309L+TP.347(堆焊)三类4热低压分离罐0217-V104280084004301.68360.01.70油气、油15CrMoR（H）+06Cr18Ni11Ti二类5冷高压分离罐0217-V1052200620015015.8650.015.10油、H2、含硫污水Q345R(R+HIC)丝网：0Cr18Ni10Ti三类6注水罐0217-V10618006000900.7870.00.60除氧水、油、含油污水Q245R一类7循环氢脱硫塔入口分液罐0217-V10720003200　　　　　　　8循环氢压缩机入口分液罐0217-V1082000460015015.8657.915.05油、氢气、富胺液Q345R(R+HIC)丝网：0Cr18Ni10Ti三类9冷低压分离器0217-V109160055001501.7850.01.60油、氢气、硫化氢Q245R丝网：0Cr18Ni10Ti二类10新氢压缩机一级入口分液罐0217-V110A9503283602.6440.02.40新氢Q345R丝网:（0Cr18Ni9）二类11新氢压缩机一级入口分液罐0217-V110B12003600602.6440.02.40新氢Q345R丝网:（0Cr18Ni9）二类12新氢压缩机一级入口分液罐0217-V110A机组自带　　　　　　　　13新氢压缩机二级入口分液罐0217-V111B机组自带　　　　　　　　14新氢压缩机三级入口分液罐0217-V112A机组自带　　　　　　　　15新氢压缩机三级入口分液罐0217-V112B机组自带　　　　　　　　51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程16贫胺液缓冲罐0217-V11324008000750.78/-0.155.00.60贫胺液Q245R一类17富氨液闪蒸罐0217-V11424007000821.18/-0.162.01.00富胺液Q245R+316L一类18酸性水脱气罐0217-V11518007500701.18/-0.150.01.00酸性水Q245R一类19气封气水封罐0217-V116机组自带　　　　　　　　20汽提塔回流罐0217-V20118005000701.23/-0.150.01.05油气、H2SQ245R一类21分水包　6001000　　　　水、油　　22分馏塔回流罐0217-V20224005000700.35-0.150.00.10石脑油、水Q245R一类23分水包　8002200　　　　　　　24燃料气分液罐0217-V30116003500600.7850.00.10燃料气Q245R一类25烧焦罐0217-V30216003000270常压250.0常压烟气Q235B一类26冲洗油罐0217-V30320006000700.5850.00.40柴油Q245R一类27放空罐10217-V3043200100002200.35200.00.10油、油气Q245R一类28放空罐20217-V3053200100002200.38200.00.20油、油气Q245R一类29地下污油罐0217-V30620006000700.3550.00.10污油Q245R一类30地下胺液罐0217-V30716005000800.35~600.10MDEA、硫化氢、水Q245R一类31硫化剂罐0217-V30824007000400.78常温0.60DMDSQ245R一类32净化风罐0217-V310340010000600.6840.00.50净化风Q235B一类6.6加热炉一览表51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程序号设备名称设备位号规格及特性参数设计热负荷KW介质名称流量Kg/h出入口温度℃炉管材质入口压力Mpa1反应进料加热炉0217-F101∮219*23*2200013800渣油、蜡油、混合氢249948390/353TP347H18.32分馏塔底重沸炉0217-F201∮158*8*100005700汽提塔底油206281371/346TP32116.7压缩机设计参数序号工艺编号设备名称型式型号介质入口流量温度(℃)压力(MPa)制造厂家驱动机型号功率电压转速制造厂家Nm3/h入口出口入口出口(Kw)(V)(rpm)1K101循环氢压缩机离心式压缩机BCL409/A氢气1849095881.81518.5沈鼓NG32/252619/10910杭汽2K-102A新氢压缩机往复式压缩机4HHE-VL-3氢气3470540762.418.5德莱赛兰TAW5300－200W53006000333南阳防爆集团股份有限公司3K-102B新氢压缩机往复式压缩机4M125-39-24/185BX氢气3470540762.418.5沈鼓TAW5300-20W/325053006000300佳木斯电机股份有限公司6.8泵的主要设计参数序号工艺编号设备名称规格型号工艺介质温度流量扬程制造厂家电机型号功率电压制造厂家℃m3/hmKwV1P101A原料油增压泵WEZ150-315原料油181259.7136嘉利特荏缘YAX2315L1-2W160380佳木斯电机股份有限公司2P101B原料油增压泵WEZ150-315原料油70259.7136嘉利特荏缘YAX2315L1-2W160380佳木斯电机股份有限公司3P102A进料泵6*101/4D-11stgHDB原料油2852542252荏缘YA132S1-2W7.5380荏缘51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4P102B进料泵GSG100-350(B)/5+5原料油2852542252苏尔寿YAKS710-4W25006000南阳防爆集团股份有限公司5P103A注水泵LMV-346除氧水70201604胜达因3156000南阳防爆集团股份有限公司6P103B注水泵LMV-346除氧水70201604胜达因　3156000南阳防爆集团股份有限公司7P103C注水泵LMV-346除氧水70201604胜达因　3156000南阳防爆集团股份有限公司8P104A贫胺液泵70TAYD135*12贫胺液5571.51593沈阳格瑞德YAKS-4502-2W6306000佳木斯电机股份有限公司9P104B贫胺液泵70TAYD135*12贫胺液5571.51593沈阳格瑞德YAKS-4502-2W6306000佳木斯电机股份有限公司10P105A焦化蜡油泵WEZ25-315焦化蜡油　1501093嘉利特荏缘YB2-160M1-2W11380南阳防爆集团股份有限公司11P105B焦化蜡油泵WEZ25-315焦化蜡油　1501093嘉利特荏缘YB2-160M1-2W11380南阳防爆集团股份有限公司12P201A汽提塔顶回流泵WBZ40-315汽提塔塔顶回流液50　2090嘉利特荏缘YAX2-100L-2W15380佳木斯电机股份有限公司13P201B汽提塔顶回流泵WBZ40-315汽提塔塔顶回流液50　2090嘉利特荏缘YAX2-100L-2W15380佳木斯电机股份有限公司14P202A分馏塔顶回流泵WEZ40-315分馏塔顶回流液4037.3113嘉利特荏缘YAX2-200L-2W30380佳木斯电机股份有限公司15P202B分馏塔顶回流泵WEZ40-315分馏塔顶回流液4037.3113嘉利特荏缘YAX2-200L-2W30380佳木斯电机股份有限公司16P203A含油污水泵EH40-25-0200含油污水50　942沈阳工业泵厂YA132S2-2W7.5380南阳防爆集团股份有限公司17P203B含油污水泵EH40-25-0200含油污水50　942沈阳工业泵厂YA132S2-2W7.5380南阳防爆集团股份有限公司18P204A柴油泵EH100-50-3400柴油29540.9173沈阳工业泵厂Yaxn-250M-2W55380南阳防爆集团股份有限公司19P204B柴油泵柴油29540.9173Yaxn55380南阳防爆集团股份有限公司51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程EH100-50-3400沈阳工业泵厂-250M-2W20P205A分馏塔底泵DTR280-90*4常渣　360282335沈阳格瑞德YAKK4004-2W3556000佳木斯电机股份有限公司21P205B分馏塔底泵DTR280-90*4常渣　360282335沈阳格瑞德YAKK4004-2W3556000佳木斯电机股份有限公司22P206A分馏塔中段回流泵EH150-150-3250柴油228　256.472沈阳工业泵厂YAXn-280S-2W75380南阳防爆集团股份有限公司23P206B分馏塔中段回流泵EH150-150-3250柴油　228256.472沈阳工业泵厂YAXn-280S-2W75380南阳防爆集团股份有限公司24P301放空油泵IEH80-40-2250污油　60　2066沈阳工业泵厂YAXn200L1-2W15380南阳防爆集团股份有限公司25P302放空油泵IIEH80-40-1200污油200　2048沈阳工业泵厂YAXn160M1-2W11380南阳防爆集团股份有限公司26P303地下污油泵YLB80-40-250污油　2060沈阳工业泵厂YAXn160M2-2W15380南阳防爆集团股份有限公司27P304A冲洗油泵EH80-40-2315柴油50　3098沈阳工业泵厂YAXn200L1-2W30380南阳防爆集团股份有限公司28P304B冲洗油泵EH80-40-2315柴油50　3098沈阳工业泵厂YAXn200L1-2W30380南阳防爆集团股份有限公司29P307地下胺液泵YLB80-40-315胺液　2095沈阳工业泵厂YAXn200L1-2W30380南阳防爆集团股份有限公司30P308气动隔膜泵LD40.SS-T/N-TT-TT　　　　洛阳绿潮科技发展有限公司　　　31P309A密封油泵　　　　　　　　　32P309B密封油泵　　　　　　　　　33P501A热水循环泵DSJHg4*6*101/2除盐水255　13345沈阳工业泵厂YAXn200L2-2W37380南阳防爆集团股份有限公司34P501B热水循环泵DSJHg4*6*101/2除盐水　25513345沈阳工业泵厂YAXn200L2-2W37380南阳防爆集团股份有限公司6.9风机的主要设计参数51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程序号设备编号设备名称型号介质温度风量Nm3/h风压ｍｍH2O转速rpm主机生产厂家电机型号功率kW转速rpm电机生产厂家1A-101热高分气空冷器G-TF36B4-Vs22空气常温30-27×104　24-21　318兰州长征机械厂　YA200L-4W221470南阳防爆集团股份有限公司2A-102热低分气空冷器G-TF18L4-Vs7.5热低分气1505～6×104　210～170637湖北长江石化设备有限公司YA132M-4WTHV67.5637南阳防爆集团股份有限公司3A-201汽提塔顶空冷器G-TF24L4-Vs11油气、H2S21010～12×104　210～170477湖北长江石化设备有限公司YA160M2-4WTHV611477南阳防爆集团股份有限公司4A-202分馏塔顶空冷器G-TF39L4-Vs22石脑油13739.5×104　170294湖北电力公司汉口电力设备厂YA200L2-6WTH/YB200L2-6WTH22294南阳防爆集团股份有限公司5A-203柴油空冷器G-TF18L4-Vs7.5柴油10010×104　170637湖北电力公司汉口电力设备厂YA132M-4WTH7.5637南阳防爆集团股份有限公司51 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1工艺联锁自保系统与操作为保证装置的安全生产,设置与装置安全等级相适应的独立的安全仪表系统(SIS)，用于装置的紧急事故切断和自保联锁控制，其操作界面置于中心控制室，控制机柜放置在现场机柜室（FRR），控制室通过冗余光纤与现场机柜室的机柜进行通讯和连接。SIS控制站在现场机柜室与装置DCS控制站进行通讯。为保护操作人员和生产装置的安全，装置设置的主要紧急停车联锁保护项目有：工艺联锁：1.0.7MPa/min紧急泄压停车联锁2.切断加氢进料联锁3.反应进料加热炉F101停炉联锁4.反应进料加热炉F101常明火嘴联锁5.产汽系统联锁6.切断循环氢联锁7.分馏塔塔底重沸炉F201停炉联锁8.分馏塔塔底重沸炉F201常明火嘴联锁9.F201余热回收系统联锁10．鼓风机、引风机故障停机联锁11．切断注水联锁12．切断高压贫溶剂联锁13．空冷器停机联锁设备联锁：14.新氢压缩机C102A停车联锁15.新氢压缩机C102A允许启动条件16.新氢压缩机C101A主电机润滑油泵自启动条件17.新氢压缩机C101A润滑油泵自启动条件18.新氢压缩机C102A水泵自启动联锁19.新氢压缩机C102B停车联锁20.新氢压缩机C102B允许启动条件21.新氢压缩机C102B主电机润滑油泵自启动条件22.新氢压缩机C102B润滑油泵自启动条件23.新氢压缩机C102B供水泵启动联锁24.加氢进料泵P102A停车联锁逻辑25.加氢进料泵P102A允许启动条件26.加氢进料泵P102A辅油泵AB启停联锁27.加氢进料泵P102B停车联锁逻辑28.加氢进料泵P102B允许启动条件29.加氢进料泵P102B辅油泵AB自启动条件30.液力透平HT101允许启动条件31.液力透平HT101停机联锁逻辑32.注水泵P103A停机联锁逻辑33.注水泵P103B停机联锁逻辑34.注水泵P103C停机联锁逻辑35.注水泵P103A允许启动条件36.注水泵P103B允许启动条件349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程37.注水泵P103C允许启动条件38.注水泵P103A辅油泵启停联锁39.注水泵P103B辅油泵启停联锁40.注水泵P103C辅油泵启停联锁41.脱硫塔贫溶剂泵P104A停机联锁逻辑42.脱硫塔贫溶剂泵P104B停机联锁逻辑43.脱硫塔贫溶剂泵P104A允许启动条件44.脱硫塔贫溶剂泵P104B允许启动条件45.分馏塔底泵P205A停机联锁逻辑46.分馏塔底泵P205B停机联锁逻辑47.分馏塔底泵P205A允许启动条件48.分馏塔底泵P205B允许启动条件下图为部分重要工艺联锁之间的关系图。图中虚线表示人工判断停车。人工判断人工判断0.7MPa紧急泄压循环机停车加氢进料泵停车新氢机零负荷反应加热炉停炉HT101停车循环机入口罐液位高高燃料气压力低低停新氢机7.1装置工艺联锁说明及联锁回路的正常操作7.1.10.7Mpa/min紧急泄压联锁1联锁条件：辅操台紧急泄压按钮HSS11201B按下就地紧急泄压按钮HSS11201A按下2联锁动作：打开紧急泄压阀XOV11201(紧急泄压阀电磁阀XSV11201A/XSV11201B均失电)触发“加氢进料泵P102A停机联锁”动作触发“加氢进料泵P102B停机联锁”动作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程触发“液力透平HT101停机联锁”动作触发“反应进料加热炉F101停炉联锁”动作3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击紧急泄压“复位”按钮，联锁信号复位；再在上位机点击“关阀”按钮，紧急泄压阀关闭。4联锁复位状态：紧急泄压阀XOV11201关闭作为加氢进料泵P102A停机联锁的复位条件之一作为加氢进料泵P102B停机联锁的复位条件之一作为液力透平HT101停机联锁的复位条件之一作为反应进料加热炉F101停炉联锁的复位条件之一5紧急泄压公共报警条件：自循环氢压缩机C101ITCC来停车信号IST11231_1A/1B/1C三取二，带旁路软开关HSB_IST11231自DCS来反应器床层及出口温度报警信号ISH11201_A/B/C三取二，带旁路软开关HSB_IST112016紧急泄压公共报警状态：辅操台上紧急泄压变量公共报警指示灯亮7.1.2切断加氢进料联锁1联锁条件：加氢进料泵P102A/B同时处于停运状态（YS_P102A/B_1），带旁路软开关HSB_YS_P102A/B_1辅操台手动紧急切断加氢进料按钮HSS10301按下2联锁动作：进料泵P102出口切断阀XCV10301关闭触发“反应进料加热炉F101停炉联锁”动作“切断加氢进料联锁动作”去DCS：联锁P102A/B出口总流量调节器FIC10303使其操作模式变为手动操作，输出为0%，FV10303全关,解锁前无法操作。3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，先点击切断加氢进料联锁“复位”按钮，联锁信号复位；再点击“开阀”按钮，加氢进料泵P102出口切断阀XCV10301开。4联锁复位状态：加氢进料泵P102出口切断阀XCV10301开作为反应进料加热炉F101停炉的复位条件之一DCS中P102A/B出口总流量调节器FIC10303解锁349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5加氢进料泵P102A出口电动阀联锁条件：加氢进料泵P102A处于停运状态（YS_P102A_1）DCS中“手动关闭P102A出口总管电动阀”6联锁动作：加氢进料泵P102A出口电动阀UCV10306关闭触发“加氢进料泵液力透平HT101停车联锁”动作7加氢进料泵P102B出口电动阀联锁条件：加氢进料泵P102B处于停运状态（YS_P102B_1）DCS中“手动关闭P102B出口总管电动阀”8联锁动作：加氢进料泵P102B出口电动阀UCV10305关闭7.1.3反应进料加热炉F101停炉联锁1联锁条件：F101炉膛I主燃料气压力PT10503A/B/C低低三取二（LL:0.05MPa），带旁路软开关HSB_PT10503A/B/CF101炉膛II主燃料气压力PT10503D/E/F低低三取二（LL:0.05MPa），带旁路软开关HSB_PT10503D/E/F“0.7MPa紧急泄压联锁”动作“切断加氢进料联锁”动作“停循环氢压缩机联锁”动作“反应炉水保护段低流量联锁”动作辅操台急停加热炉F101按钮HSS10501B按下或就地急停加热炉F101按钮HSS10501A按下2联锁动作：F101炉膛I主燃料气切断阀XCV10501关F101炉膛II主燃料气切断阀XCV10502关3复位操作无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击反应进料加热炉F101停炉联锁“复位”按钮，联锁复位；再在上位机依次点击“开阀”按钮，F101炉膛I主燃料气切断阀XCV10501打开，F101炉膛II主燃料气切断阀XCV10502打开4复位状态F101炉膛I主燃料气切断阀XCV10501开F101炉膛II主燃料气切断阀XCV10502开7.1.4反应进料加热炉F101常明火嘴联锁1联锁条件：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程F101炉膛I常明火嘴燃料气压力PT10507A1/A2/A3低低三取二(LL:0.05MPa),带旁路软开关HSB_PT10507A1/A2/A3F101炉膛II常明火嘴燃料气压力PT10507B1/B2/B3低低三取二(LL:0.05MPa),带旁路软开关HSB_PT10507B1/B2/B3辅操台急停反应进料加热炉F101常明火嘴按钮HSS10501C按下2联锁动作：F101炉膛I常明火嘴燃料气切断阀XCV10503关(F101炉膛I常明火嘴燃料气切断阀电磁阀XSV10503A/XSV10503B均失电)F101炉膛II常明火嘴燃料气切断阀XCV10504关(F101炉膛II常明火嘴燃料气切断阀电磁阀XSV10504A/XSV10504B均失电)3复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击反应进料加热炉F101常明灯联锁“复位”按钮，联锁复位；再在上位机依次点击“开阀”按钮，F101炉膛I常明火嘴切断阀XCV10503打开，F101炉膛II常明火嘴切断阀XCV10504打开4复位状态：F101炉膛I常明火嘴燃料气切断阀XCV10503开F101炉膛II常明火嘴燃料气切断阀XCV10504开7.1.5产汽系统联锁1中压过热蒸汽联锁条件：总管中压过热蒸汽压力PT50102高高(HH:3.95MPa),带旁路软开关HSB_PT50102辅操台“手动打开中压蒸汽排放切断阀”按钮HSO_XCV50101被按下2中压过热蒸汽联锁动作：中压蒸汽排放切断阀XCV50101开注意：当总管中压过热蒸汽压力PT50102降至3.83MPa时，中压蒸汽排放切断阀XCV50101自动关闭。3反应炉水保护联锁一条件：循环热水泵P501A/B任一台处于运行状态时，反应炉水保护段给水流量FT50103A低延时5S(L:64000kg/h),带旁路软开关HSB_FT50103A上位机“循环热水泵控制室启动”按钮HSA50101B被按下4反应炉水保护联锁一动作：循环热水泵P501A/B备泵自启动注意：当反应炉水保护段给水流量FT50103A正常时，备泵自启动信号自动复位。5反应炉水保护联锁二条件：反应炉水保护段给水流量FT50103B低低(L:51000kg/h)延时15S,带旁路软开关HSB_FT50103B349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程6反应炉水保护联锁二动作：触发“反应进料加热炉F101停炉联锁”动作注意：当反应炉水保护段给水流量FT50103B正常时，反应炉水保护联锁信号自动复位,作为F101停炉联锁复位条件之一。7.1.6切断循环氢联锁1联锁条件：循环氢压缩机入口分液罐V108液位LT11106A/B/C高高三取二（HH:50%）,带旁路软开关HSB_LT11106A/B/C自循环氢压缩机C101ITCC来停车信号IST11231_1A/1B/1C三取二，带旁路软开关HSB_IST11231辅操台切断循环氢按钮HSS11202按下2联锁动作：（1）循环氢机组C101停车IST11202_2A/2B/2C信号至ITCC3复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击切断循环氢联锁 “复位”按钮，联锁复位。4复位状态：（1）循环氢机组C101停机信号复位IST11202_2A/2B/2C7.1.7分馏塔进料加热炉F201停炉联锁1联锁条件：F201分支I进料流量FT20202A/B低低延时10s二取二（LL:51559kg/h），带旁路软开关HSB_FT20202A/BF201分支II进料流量FT20203A/B低低延时10s二取二（LL:51559kg/h），带旁路软开关HSB_FT20203A/BF201炉膛I主燃料气压力PT20205A/B/C低低三取二（LL:0.05MPa）,旁路软开关HSB_PT20205A/B/CF201炉膛II主燃料气压力PT20205D/E/F低低三取二（LL:0.05MPa）,旁路软开关HSB_PT20205D/E/F辅操台急停加热炉F201按钮HSS20201B按下或就地急停加热炉F201按钮HSS20201A按下2联锁动作：F201炉膛I主燃料气切断阀XCV20203关F201炉膛II主燃料气切断阀XCV20204关3复位操作无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击反应进料加热炉F201停炉联锁“复位”按钮，联锁复位；再在上位机依次点击“开阀”349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程按钮，F201炉膛I主燃料气切断阀XCV20203打开，F201炉膛II主燃料气切断阀XCV20204打开4复位状态F201炉膛I主燃料气切断阀XCV20203开F201炉膛II主燃料气切断阀XCV20204开7.1.8分馏塔进料加热炉F201常明火嘴联锁1联锁条件：F201炉膛I常明火嘴燃料气压力PT20207A1/A2/A3低低三取二(LL:0.05MPa),带旁路软开关HSB_PT20207A1/A2/A3F201炉膛II常明火嘴燃料气压力PT20207B1/B2/B3低低三取二(LL:0.05MPa),带旁路软开关HSB_PT20207B1/B2/B3辅操台急停反应进料加热炉F201常明火嘴按钮HSS20201C按下2联锁动作：F201炉膛I常明火嘴燃料气切断阀XCV20201关(F201炉膛I常明火嘴燃料气切断阀电磁阀XSV20201A/XSV20201B均失电)F201炉膛II常明火嘴燃料气切断阀XCV20202关(F201炉膛II常明火嘴燃料气切断阀电磁阀XSV20202A/XSV20202B均失电)3复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击反应进料加热炉F201常明灯联锁“复位”按钮，联锁复位；再在上位机依次点击“开阀”按钮，F201炉膛I常明火嘴切断阀XCV20201打开，F201炉膛II常明火嘴切断阀XCV20202打开4复位状态：F201炉膛I常明火嘴燃料气切断阀XCV20201开F201炉膛II常明火嘴燃料气切断阀XCV20202开7.1.9F201余热回收系统联锁1烟道密封挡板联锁条件：引风机故障状态（YS_YFJ）,带旁路软开关HSB_YS_YFJ空气预热器烟气入口温度TT20701高高（HH：560℃）,带旁路软开关HSB_TT20701烟气出预热器温度TT20706高高（HH：235℃）,带旁路软开关HSB_TT20706辅操台“手动开烟道密封挡板”按钮HSO_XOV20701被按下2烟道密封挡板联锁动作：F201烟气密封挡板XOV20701打开(F201烟气密封挡板电磁阀XSV20701A/XSV20701B均失电)3烟道密封挡板复位操作：分馏塔重沸炉F201引风机无故障信号，空气预热器烟气入口温度TT20701正常，烟气出预热器温度TT20706正常，上位机点击“复位”，联锁复位；上位机点击“人工确认关闭F201烟气密封挡板”，349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程关闭烟道挡板XOV20701。4烟道密封挡板复位状态：F201烟气密封挡板XOV20701关闭5F201底快开风门联锁条件：鼓风机故障状态（YS_GFJ）,带旁路软开关HSB_YS_GFJ空气预热器烟气入口温度TT20701高高（HH：560℃）,带旁路软开关HSB_TT20701烟气出预热器温度TT20706高高（HH：235℃）,带旁路软开关HSB_TT207066F201底快开风门联锁动作：F201快开风门XOV20702A打开F201快开风门XOV20702B打开F201快开风门XOV20702C打开F201快开风门XOV20702D打开F201快开风门XOV20703A打开F201快开风门XOV20703B打开F201快开风门XOV20703C打开F201快开风门XOV20703D打开7F201底快开风门复位操作：分馏塔重沸炉F201鼓风机无故障信号，空气预热器烟气入口温度TT20701正常，烟气出预热器温度TT20706正常，上位机点击“复位”，联锁复位；上位机依次点击“人工确认关闭F201底快开风门”，关闭快开风门XOV20702A/B/C/D,XOV20703A/B/C/D。8F201底快开风门复位状态：F201快开风门XOV20702A关闭F201快开风门XOV20702B关闭F201快开风门XOV20702C关闭F201快开风门XOV20702D关闭F201快开风门XOV20703A关闭F201快开风门XOV20703B关闭F201快开风门XOV20703C关闭F201快开风门XOV20703D关闭7.1.10鼓风机、引风机故障停机联锁1鼓风机联锁条件：F201快开风门XOV20702A/B/C/D,XOV20703A/B/C/D打开总数≥6台辅操台“手动停F201鼓风机”开关HSS_GFJ处于急停位置349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2鼓风机联锁动作：鼓风机停机（GFJ_STP）3鼓风机复位操作：快开风门XOV20702A/B/C/D,XOV20703A/B/C/D打开总数＜6台，急停开关出于正常位置，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4鼓风机复位状态：鼓风机停机信号复位5引风机联锁条件：F201烟道密封挡板全开XZSO20701AF201烟道密封挡板全开XZSO20701B辅操台“手动停F201引风机”开关HSS_YFJ处于急停位置6引风机联锁动作：引风机停机（YFJ_STP）7引风机复位操作：烟道密封挡板无全开信号，急停开关出于正常位置，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。8引风机复位状态：引风机停机信号复位7.1.11切断注水联锁1联锁条件：注水泵P103A/B/C同时停运(YS_P103A_1/YS_P103B_1/YS_P103C_1),分别带旁路软开关HSB_YS_P103A_1/YS_P103B_1/YS_P103C_12联锁动作：关注水泵P103出口总管切断阀XCV10401“切断注水联锁”去DCS动作：联锁P103出口总流控调节器FIC10405使其操作模式变为手动操作，输出为0%，FV10405全关,解锁前无法操作3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位；再在上位机上点击“开阀”按钮，注水泵P103出口切断阀XCV10401打开4联锁复位状态：注水泵P103出口切断阀XCV10401打开DCS中P103出口总流控调节器FIC10405解锁7.1.12切断高压贫溶剂联锁349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1联锁条件：P104总出口流量FT11603A/B/C低低延时10s三取二(LL:32000kg/h),带旁路软开关HSB_FT11603A/B/C辅操台手动紧急切断高压贫溶剂按钮HSS11601按下高压贫溶剂泵P104A/B同时处于停运状态（YS_P104A/B）,带旁路软开关HSB_YS_P104A/B2联锁动作：关高压贫溶剂泵P104A/B出口切断阀XCV11605“切断高压贫溶剂联锁”去DCS动作：联锁P104出口总流控调节器FIC11603使其操作模式变为手动操作，输出为0%，FV11603全关,解锁前无法操作3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位；再在上位机上点击“开阀”按钮，高压贫溶剂泵P104A/B出口切断阀XCV11605打开4复位状态：高压贫溶剂泵P104出口切断阀XCV11605打开DCS中P104出口总流控调节器FIC11603解锁5高压贫溶剂泵P104A出口电动阀联锁条件：高压贫溶剂泵P104A处于停运状态（YS_P104A）DCS中“手动关闭P104A出口总管电动阀”6联锁动作：高压贫溶剂泵P104A出口电动阀UCV11602关闭7高压贫溶剂泵P104B出口电动阀联锁条件：高压贫溶剂泵P104B处于停运状态（YS_P104B）DCS中“手动关闭P104B出口总管电动阀”8联锁动作：加氢进料泵P104B出口电动阀UCV11601关闭7.1.13空冷器停机联锁1停热高分气空冷器A101电机联锁1.1停A101电机联锁条件：辅操台A101手动停机按钮HSS_A101按下1.2停A101电机联锁动作：信号HSS_A101_0A/HSS_A101_0B/HSS_A101_0C转送至DCS停A101电机注意：DCS中可以另外分组控制停A101电机，A101/1,2为一组，A101/3,4为一组。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2停热高分气空冷器A102电机联锁2.1停A102电机联锁条件：辅操台A102手动停机按钮HSS_A102按下2.2停A102电机联锁动作：信号HSS_A102_0A/HSS_A102_0B/HSS_A102_0C转送至DCS停A102电机3停汽提塔顶空冷器A201电机联锁3.1停A201电机联锁条件：辅操台A201手动停机按钮HSS_A201按下3.2停A201电机联锁动作：信号HSS_A201_0A/HSS_A201_0B/HSS_A201_0C转送至DCS停A201电机4停分馏塔顶空冷器A202电机联锁4.1停A202电机联锁条件：辅操台A202手动停机按钮HSS_A202按下4.2停A202电机联锁动作：信号HSS_A202_0A/HSS_A202_0B/HSS_A202_0C转送至DCS停A202电机5停柴油空冷器A203电机联锁5.1停A203电机联锁条件：辅操台A203手动停机按钮HSS_A203按下5.2停A203电机联锁动作：信号HSS_A203_0A/HSS_A203_0B/HSS_A203_0C转送至DCS停A203电机7.1.14新氢压缩机C102A停车联锁1联锁条件：C102A润滑油总管压力PT11771/2/3低低三取二（LL:0.172MPa）,带旁路软开关HSB_PT11771/2/3C102A主电机油站出油口压力PT11796/7/8低低三取二（LL:0.05MPa）,带旁路软开关HSB_PT11796/7/8C102A主电机驱动侧轴承温度TT11779高高(HH:90℃),带旁路软开关HSB_TT11779C102A主电机非驱动侧轴承温度TT11786高高(HH:90℃),带旁路软开关HSB_TT11786C102A主电机A相定子绕组温度TT11780/11783高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_TT11780/11783C102A主电机B相定子绕组温度TT11781/11784高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_TT11781/11784C102A主电机C相定子绕组温度TT11782/11785高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_TT11782/11785349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程C102A机身振动VT11751高高(HH:20mm/s),带旁路软开关HSB_VT11751C102A机身振动VT11752高高(HH:20mm/s),带旁路软开关HSB_VT11752C102A一级入口分液罐液位LT11702高高(HH:50%),带旁路软开关HSB_LT11702C102A二级入口分液罐液位LT11752B高高(HH:92.2%),带旁路软开关HSB_LT11752BC102A三级入口分液罐液位LT11751B高高(HH:92.2%),带旁路软开关HSB_LT11751BC102A前后一级排气温度TT11754/11755高高二取二(HH:156℃),带旁路软开关HSB_TT11754/11755C102A二级排气温度TT11758高高(HH:142℃),带旁路软开关HSB_TT11758C102A主轴承温度TT11764高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11764C102A主轴承温度TT11765高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11765C102A主轴承温度TT11766高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11766C102A主轴承温度TT11767高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11767C102A主轴承温度TT11768高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11768C102A主轴承温度TT11769高高(HH:91℃),带旁路软开关HSB_TT11769辅操台急停新氢压缩机C102A按钮HSS11701按下2联锁动作：停新氢压缩机C102A(C102A_1_STP)注意：现场可以手动停C102A，信号直接去电气停电机，不经过SIS系统。3复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击C102A停机联锁“复位”按钮，联锁复位。4复位状态：新氢压缩机C102A停机信号复位注意：当循环氢压缩机C101停车联锁或0.7MPa紧急泄压联锁启动，需人工判断C102A是否需要停车后再启动辅操台急停新氢压缩机C102A按钮HSS11701。新氢压缩机C102A允许启动条件新氢压缩机C102A运行状态为停运状态（YS_C102A_1）C102A供油总管温度TT11770正常（N:26.66℃），带旁路软开关HSB_TT11770C102A供油总管压力PT11774正常(N:0.241MPa)，带旁路软开关HSB_PT11774C102A水站压力PT11762正常(N:0.103MPa)，带旁路软开关HSB_PT11762C102A气缸注油器出口压力PT11758正常(N:？？？MPa)，带旁路软开关HSB_PT11758C102A主电机油站出油口压力PT11795正常(N:0.3MPa)，带旁路软开关HSB_PT11795C102A空负荷UI11751349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程C102A盘车机构脱开ZSN11751C102A限位机构脱开ZSN11752上位机“新氢压缩机C102A允许启动”按钮HSA11701_B按下或辅操台“新氢压缩机C102A允许启动”按钮HSA11701_A按下注意：允许启动前，人工确认C102A电机吹扫结束，即人工确认XCV11751，XCV11752已关闭；当C102A运行60s后，或当允许启动信号发出30分钟后，允许启动信号自动复位。（C102A联锁停机信号，供油总管温度TT11770不正常，供油总管压力PT11774不正常，水站压力PT11762不正常，气缸注油器出口压力PT11758不正常，主电机油站出油口压力PT11795不正常也自动复位）7.1.15新氢压缩机C102A主电机润滑油泵自启动条件C102A主电机油站出油口压力PT11795低(L:0.15MPa)注意：当C102A主电机油站出油口压力不低，启动信号自动复位。7.1.16新氢压缩机C102A润滑油泵自启动条件C102A供油总管压力PT11774低(L:0.24MPa)注意：当C102A供油总管压力不低，启动信号自动复位。7.1.17新氢压缩机C102A水泵自启动联锁1新氢压缩机C102A软化水总管压力PT11762低（L:0.24MPa），自启动C102A供水备泵。7.1.18新氢压缩机C102B停车联锁1联锁条件：C102B润滑油总管压力PT11858/859/860低低延时5s三取二（LL:0.15MPa）,带旁路软开关HSB_PT11858/859/860C102B主电机油站出油口压力PT11896/7/8低低延时5s三取二（LL:0.05MPa）,带旁路软开关HSB_PT11896/7/8C102B主电机A相定子绕组温度TT11869/11872高高二取二(HH:130℃),带旁路软开关HSB_TT11869/11872C102B主电机B相定子绕组温度TT11870/11873高高二取二(HH:130℃),带旁路软开关HSB_TT11870/11873C102B主电机C相定子绕组温度TT11871/11874高高二取二(HH:130℃),带旁路软开关HSB_TT11871/11874C102B机身振动VT11851高高(HH:18mm/s),带旁路软开关HSB_VT11851C102B机身振动VT11852高高(HH:18mm/s),带旁路软开关HSB_VT11852C102B一级入口分液罐液位LT11802高高(HH:50%),带旁路软开关HSB_LT11802C102B二级入口分液罐液位LT11852B高高(HH:50%),带旁路软开关HSB_LT11852BC102B三级入口分液罐液位LT11851B高高(HH:50%),带旁路软开关HSB_LT11851B辅操台急停新氢压缩机C102B按钮HSS11801按下349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2联锁动作：停新氢压缩机C102B(C102B_1_STP)3复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击C102B停机联锁“复位”按钮，联锁复位。4复位状态：新氢压缩机C102B停机信号复位新氢压缩机C102B允许启动条件新氢压缩机C102B运行状态为停运状态（YS_C102B_1）C102B供油总管温度TT11860正常(N:27℃),带旁路软开关HSB_TT11860C102B供油总管压力PT11858正常(N:0.25MPa),带旁路软开关HSB_PT11858C102B主电机油站出油口压力PT11895正常(N:0.4MPa)，带旁路软开关HSB_PT11895C102B空负荷HS11801C102B盘车机构脱开ZSN11855C102B电机吹扫结束XS11851上位机“新氢压缩机C102B允许启动”按钮HSA11801_B按下或辅操台“新氢压缩机C102B允许启动”按钮HSA11801_A按下注意：当C102B运行60s后，或当允许启动信号发出30分钟后，允许启动信号自动复位。（C102B联锁停机信号，供油总管温度TT11860不正常，供油总管压力PT11858不正常,主电机油站出油口压力PT11895不正常也自动复位）7.1.19新氢压缩机C102B主电机润滑油泵自启动条件C102B主电机油站出油口压力PT11895低(L:0.1MPa)注意：当C102B主电机油站出油口压力不低，启动信号自动复位。7.1.20新氢压缩机C102B润滑油泵自启动条件C102B供油总管压力PT11858低(L:0.2MPa)注意：当C102B供油总管压力不低，启动信号自动复位。7.1.21新氢压缩机C102B供水泵启动联锁1新氢压缩机C102软化水总管压力PT11857低（L:0.35MPa），自启动C102B供水备泵7.1.22加氢进料泵P102A停车联锁逻辑1联锁条件：加氢进料泵P102A/B出口总管流量FT10303A/B/C低低延时10秒三取二(LL:95625kg/h)，带旁路软开关HSB_FT10303A/B/C滤后原料缓冲罐V102液位LT10302/10301A/10301B低低三取二349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(LL:50%,4.21%,4.21%)，带旁路软开关HSB_LT10302/10301A/10301B加氢进料泵P102A润滑油总管压力PT10355A/10356A/10357A低低三取二(LL:0.03MPa)，带旁路软开关HSB_PT10355A/10356A/10357A加氢进料泵P102A主电机R相定子绕组温度TT10363A/10364A高高二取二(HH:150℃),带旁路软开关HSB_TT10363A/10364A加氢进料泵P102A主电机S相定子绕组温度TT10365A/10366A高高二取二(HH:150℃),带旁路软开关HSB_TT10365A/10366A加氢进料泵P102A主电机T相定子绕组温度TT10367A/10368A高高二取二(HH:150℃),带旁路软开关HSB_TT10367A/10368A加氢进料泵P102A非驱动端X轴振动VT10351A高高(HH:0.09mm),带旁路软开关HSB_VT10351A加氢进料泵P102A非驱动端Y轴振动VT10352A高高(HH:0.09mm),带旁路软开关HSB_VT10352A加氢进料泵P102A驱动端X轴振动VT10353A高高(HH:0.09mm),带旁路软开关HSB_VT10353A加氢进料泵P102A驱动端Y轴振动VT10354A高高(HH:0.09mm),带旁路软开关HSB_VT10354A加氢进料泵P102A齿轮箱驱动端X轴振动VT10355A高高(HH:0.101mm),带旁路软开关HSB_VT10355A加氢进料泵P102A齿轮箱驱动端Y轴振动VT10356A高高(HH:0.101mm),带旁路软开关HSB_VT10356A加氢进料泵P102A齿轮箱非驱动端X轴振动VT10357A高高(HH:0.101mm),带旁路软开关HSB_VT10357A加氢进料泵P102A齿轮箱非驱动端Y轴振动VT10358A高高(HH:0.101mm),带旁路软开关HSB_VT10358A0.7MPa/min紧急泄压联锁动作辅操台手动紧急切断加氢进料按钮HSS10301A按下2联锁动作：停加氢进料泵P102A(P102A_1_STP)3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：加氢进料泵P102A停机信号复位7.1.23加氢进料泵P102A允许启动条件P102A上下侧壳体温差TDT10354A(TT10354A-TT10355A)正常（<30℃），带旁路软开关HSB_TDT10354A349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程P102A润滑油箱液位LT10351A正常（N:32.13%）P102A供油总管压力PT10358A正常（N:0.05MPa）P102A运行状态为停运状态(YS_P102A_1)P102A小流量返回线电动阀UV10304全开P102A出口电动阀UV10306全关辅操台P102A允许启动按钮HSA10301A_A按下或上位机P102A允许启动按钮HSA10301A_B按下注意：允许启动按钮按下前，人工确认P102A入口阀（电动阀及手阀）开、泵出口阀关、冷却水流量正常；当P102A运行60s后，允许启动信号自动复位，及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P102A联锁停泵信号,上下侧壳体温差TDT10354A不正常,P102A润滑油箱液位LT10351A不正常,供油总管压力PT10358A不正常，也自动复位)7.1.24加氢进料泵P102A辅油泵AB启停联锁1自启动条件：当P102A主电机为运行(YS_P102A_1)时，供油总管压力PT10358A低(L:0.05MPa),分别带旁路开关HSB_YS_P102A_1,HSB_PT10358AP102A运行状态为停运状态(YS_P102A_1)上位机P102A辅油泵启动按钮HSA11301A_1按下注意：以上任一条件满足时，立即触发P102A辅油泵AB自启动。2停泵条件：当P102A主电机运行(YS_P102A_1)30s后，供油总管压力PT10358A正常(N:0.05MPa)分别带旁路开关HSB_YS_P102A_1,HSB_PT10358AP102A运行状态为停运状态(YS_P102A_1)后延时300s上位机P102A辅油泵停泵按钮HSS11301按下注意：以上(1)、（2）任一条件满足时，人工确认操作（3）才触发P102A辅油泵AB停泵。7.1.25加氢进料泵P102B停车联锁逻辑1联锁条件：加氢进料泵P102A/B出口总管流量FT10303A/B/C低低延时10秒三取二(LL:95625kg/h)，带旁路软开关HSB_FT10303A/B/C滤后原料缓冲管液位LT10302/10301A/10301B低低三取二(LL:50%,4.21%,4.21%)，带旁路软开关HSB_LT10302/10301A/10301BP102B润滑油总管压力PT10381B_A/B/C低低三取二（LL:0.05MPa）,带旁路软开关HSB_PT10381B_A/B/CP102B主电机R相定子绕组温度TT10377B1/B2高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程TT10377B1/B2P102B主电机S相定子绕组温度TT10378B1/B2高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_TT10378B1/B2P102B主电机T相定子绕组温度TT10379B1/B2高高二取二(HH:145℃),带旁路软开关HSB_TT10379B1/B2P102B轴位移ZT10355B/10356B高高二取二(HH:±1mm),带旁路软开关HSB_ZT10355B/10356B0.7MPa/min紧急泄压联锁动作辅操台急停加氢进料泵P102B按钮HSS10301B被按下2联锁动作：（1）停加氢进料泵P102B(P102B_1_STP)3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1)加氢进料泵P102B停机信号复位7.1.26加氢进料泵P102B允许启动条件P102B润滑油集油管压力PT10380B正常(N:0.2MPa),带旁路软开关HSB_PT10380BP102B油站油冷却器出口温度TT10380B正常(N:15℃),带旁路软开关HSB_TT10380BP102B运行状态为停运状态（YS_P102B_1）P102B辅油泵A/B至少有一台处于运行状态（YS_P102B_2A/2B）P102B小流量返回线电动阀UV10303全开P102B出口电动阀UV10305全关辅操台P102B允许启动按钮HSA10301B_A按下或上位机P102B允许启动按钮HSA10301B_B按下注意：允许启动按钮按下前，人工确认P102B入口阀（电动阀及手阀）开、泵出口阀关、冷却水流量正常、主电机空间加热器断开；当P102B运行60s后，允许启动信号自动复位，及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P102B联锁停泵信号,油站油冷却器出口温度TT10380B不正常,润滑油集油管压力PT10380B不正常也自动复位)7.1.27加氢进料泵P102B辅油泵AB自启动条件P102B供油总管压力PT10380B低(L:0.1MPa),带旁路开关HSB_PT10380B上位机P102B辅油泵启动按钮HSA11301_2按下注意：以上任一条件满足时，立即触发P102B辅油泵AB自启动。7.1.28液力透平HT101允许启动条件HT101上下侧壳体温差TDT10370A(TT10370A-TT10371A)正常（<30℃），带旁路软开关HSB_TDT10370A349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程辅操台HT101允许启动按钮HSA10302_A按下或上位机HT101允许启动按钮HSA10302_B按下P102A主电机运行(YS_P102A_1)注意：以上允许启动条件均满足后，允许启动按钮按下前，人工确认HT101出口阀开、冷却水流量正常；辅操台上启动按钮按下后，辅操台上HT101允许开车指示灯亮，允许人工开启HT101入口阀XCV10302,热高分底调节阀LV10801C，待HT101入口阀XCV10302全开60s后，允许启动信号自动复位，辅操台允许HT101开车指示灯灭。7.1.29液力透平HT101停机联锁逻辑1联锁条件：液力透平HT101转速ST10351A/ST10352A/ST10353A高高三取二(HH:3100rpm),带旁路软开关HSB_ST10351A/2A/3A热高压分离器V103液位LT10801A/B/C低低三取二（LL:5%）,带旁路软开关HSB_LT10801A/B/C液力透平HT101轴向位移ZT10351A/2A过大二取二（HH:±0.8mm），带旁路软开关HSB_ZT10351A/2A液力透平HT101驱动端X轴振动VT10359A高高（HH:100um），带旁路软开关HSB_VT10359A液力透平HT101驱动端Y轴振动VT10360A高高（HH:100um），带旁路软开关HSB_VT10360A液力透平HT101非驱动端X轴振动VT10361A高高（HH:100um），带旁路软开关HSB_VT10361A液力透平HT101非驱动端Y轴振动VT10362A高高（HH:100um），带旁路软开关HSB_VT10362A“加氢进料泵P102A出口电动阀联锁”动作“0.7MPa紧急泄压联锁”动作辅操台急停HT101按钮HSS10302被按下2联锁动作：液力透平HT101入口切断阀XCV10302关触发“液力透平HT101停机联锁”动作去DCS：联锁V103底液控调节器LIC10801C使其操作模式变为手动操作，输出为0%，LV10801C全关,解锁前无法操作3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，当达到允许开机的所有条件（辅操台上允许HT101开车指示灯亮），再点击液力透平HT101联锁“复位”按钮，联锁信号复位；然后点击“开阀”按钮，液力透平HT101入口切断阀XCV10302开。4联锁复位状态：液力透平HT101入口切断阀XCV10302开DCS中V103底液控调节器LIC10801C解锁7.1.30注水泵P103A停机联锁逻辑349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1联锁条件：P103A润滑油总管压力PT10452A/3A/4A低低三取二（LL:0.103MPa），带旁路软开关HSB_PT10452A/3A/4AP103A电机定子R相绕组温度TT10451A/2A高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10451A/2AP103A电机定子S相绕组温度TT10453A/4A高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10453A/4AP103A电机定子T相绕组温度TT10455A/6A高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10455A/6AP103A出口流量FT10403B/C/D低低延时10s三取二（LL:10000kg/h）,带旁路软开关HSB_FT10403B/C/DP103A润滑油温度TT10459A高高（HH：71℃）,带旁路软开关HSB_TT10459A辅操台紧急停泵P103A按钮HSS10401A按下2联锁动作：（1）注水泵P103A停(P103A_1_STP)3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）注水泵P103A联锁停机信号复位7.1.31注水泵P103B停机联锁逻辑1联锁条件：P103B润滑油总管压力PT10452B/3B/4B低低三取二（LL:0.103MPa），带旁路软开关HSB_PT10452B/3B/4BP103B电机定子R相绕组温度TT10451B/2B高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10451B/2BP103B电机定子S相绕组温度TT10453B/4B高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10453B/4BP103B电机定子T相绕组温度TT10455B/6B高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10455B/6BP103B出口流量FT10404B/C/D低低延时10s三取二（LL:10000kg/h）,带旁路软开关HSB_FT10404B/C/DP103B润滑油温度TT10459B高高（HH：71℃）,带旁路软开关HSB_TT10459B辅操台紧急停泵P103B按钮HSS10401B按下2联锁动作：（1）注水泵P103B停(P103B_1_STP)349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）注水泵P103B联锁停机信号复位7.1.32注水泵P103C停机联锁逻辑1联锁条件：P103C润滑油总管压力PT10452C/3C/4C低低三取二（LL:0.103MPa），带旁路软开关HSB_PT10452C/3C/4CP103C电机定子R相绕组温度TT10451C/2C高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10451C/2CP103C电机定子S相绕组温度TT10453C/4C高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10453C/4CP103C电机定子T相绕组温度TT10455C/6C高高二取二（HH:145℃）,带旁路软开关HSB_TT10455C/6CP103C出口流量FT10406B/C/D低低延时10s三取二（LL:10000kg/h）,带旁路软开关HSB_FT10406B/C/DP103C润滑油温度TT10459C高高（HH：71℃）,带旁路软开关HSB_TT10459C辅操台紧急停泵P103C按钮HSS10401C按下2联锁动作：（1）注水泵P103C停(P103C_1_STP)3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）注水泵P103C联锁停机信号复位7.1.33注水泵P103A允许启动条件：P103A润滑油压力PT10451A正常（N:0.138MPa）,带旁路软开关HSB_PT10451A注水泵P103A运行状态为停运状态（YS_P103A_1）注水泵P103A油泵处于运行状态保持30s（YS_P103A_2）辅操台P103A允许启动按钮HSA10401A_A被按下或上位机P103A允许启动按钮HSA10401A_B被按下注意：当P103A运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(注水泵P103A联锁停泵,润滑油压力PT10451A不正常也自动复位)7.1.34注水泵P103B允许启动条件：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程P103B润滑油压力PT10451B正常（N:0.138MPa）,带旁路软开关HSB_PT10451B注水泵P103B运行状态为停运状态（YS_P103B_1）注水泵P103B油泵处于运行状态保持30s（YS_P103B_2）辅操台P103B允许启动按钮HSA10401B_A被按下上位机P103B允许启动按钮HSA10401B_B被按下注意：当P103B运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(注水泵P103B联锁停泵,润滑油压力PT10451B不正常也自动复位)7.1.35注水泵P103C允许启动条件：P103C润滑油压力PT10451C正常（N:0.138MPa）,带旁路软开关HSB_PT10451C注水泵P103C运行状态为停运状态（YS_P103C_1）注水泵P103C油泵处于运行状态保持30s（YS_P103C_2）辅操台P103C允许启动按钮HSA10401C_A被按下或上位机P103C允许启动按钮HSA10401C_B被按下注意：当P103C运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(注水泵P103C联锁停泵,润滑油压力PT10451B不正常也自动复位)7.1.36注水泵P103A辅油泵启停联锁1自启动条件：当P103A主电机为运行(YS_P103A_1)时，供油总管压力PT10451A低(L:0.138MPa),带旁路开关HSB_PT10451AP103A运行状态为停运状态(YS_P103A_1)注意：以上任一条件满足时，立即触发P103A辅油泵自启动。2停泵条件当P103A油泵处于运行状态时(YS_P103A_2），主电机由停运状态改变为运行状态(YS_P103A_1)30s后当P103A油泵处于运行状态时(YS_P103A_2），主电机由运行状态改变为停运状态(YS_P103A_1)60s后注意：以上任一条件满足时，立即触发P103A辅油泵停泵。7.1.37注水泵P103B辅油泵启停联锁1自启动条件：当P103B主电机为运行(YS_P103B_1)时，供油总管压力PT10451B低(L:0.138MPa),带旁路开关HSB_PT10451BP103B运行状态为停运状态(YS_P103B_1)注意：以上任一条件满足时，立即触发P103B辅油泵自启动。2停泵条件349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程当P103B油泵处于运行状态时(YS_P103B_2），主电机由停运状态改变为运行状态(YS_P103B_1)30s后当P103B油泵处于运行状态时(YS_P103B_2），主电机由运行状态改变为停运状态(YS_P103B_1)60s后注意：以上任一条件满足时，立即触发P103B辅油泵停泵。7.1.38注水泵P103C辅油泵启停联锁1自启动条件：当P103C主电机为运行(YS_P103C_1)时，供油总管压力PT10451C低(L:0.138MPa),带旁路开关HSB_PT10451CP103C运行状态为停运状态(YS_P103C_1)注意：以上任一条件满足时，立即触发P103C辅油泵自启动。2停泵条件当P103C油泵处于运行状态时(YS_P103C_2），主电机由停运状态改变为运行状态(YS_P103C_1)30s后当P103C油泵处于运行状态时(YS_P103C_2），主电机由运行状态改变为停运状态(YS_P103C_1)60s后注意：以上任一条件满足时，立即触发P103C辅油泵停泵。7.1.39脱硫塔贫溶剂泵P104A停机联锁逻辑1联锁条件：P104A/B出口总管流量FT11603A/B/C低低延时10S三取二（LL:32000kg/h），带旁路软开关HSB_FT11603A/B/CP104A主电机R相定子绕组温度TT11668A1/A2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11668A1/A2P104A主电机S相定子绕组温度TT11669A1/A2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11669A1/A2P104A主电机T相定子绕组温度TT11670A1/A2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11670A1/A2辅操台手动紧急停泵P104A按钮HSS11601A按下2联锁动作：（1）脱硫塔贫溶剂泵P104A停（P104A_STP）3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）脱硫塔贫溶剂泵P104A联锁停机信号复位7.1.40脱硫塔贫溶剂泵P104B停机联锁逻辑1联锁条件：P104A/B出口总管流量FT11603A/B/C低低延时10S三取二（LL:32000kg/h），带旁路软开关HSB_FT11603A/B/CP104B主电机R相定子绕组温度TT11668B1/B2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11668B1/B2P104B主电机S相定子绕组温度TT11669B1/B2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11669B1/B2P104B主电机T相定子绕组温度TT11670B1/B2高高二取二(HH:155℃),带旁路软开关HSB_TT11670B1/B2辅操台手动紧急停泵P104B按钮HSS11601B按下2联锁动作：（1）脱硫塔贫溶剂泵P104B停（P104B_STP）3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）脱硫塔贫溶剂泵P104B联锁停机信号复位7.1.41脱硫塔贫溶剂泵P104A允许启动条件：P104A出口电动阀UCV11602全关P104A小流量返回线电动阀UCV11604全开脱硫塔贫溶剂泵P104A运行状态为停运状态（YS_P104A_1）上位机“P104A允许启动”按钮HSA11601A_B被按下或辅操台“P104A允许启动”按钮HSA11601A_A被按下注意：当P104A运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P104A联锁停机也自动复位)7.1.42脱硫塔贫溶剂泵P104B允许启动条件：P104B出口电动阀UCV11601全关P104B小流量返回线电动阀UCV11603全开脱硫塔贫溶剂泵P104B运行状态为停运状态（YS_P104B_1）上位机“P104B允许启动”按钮HSA11601B_B被按下或辅操台“P104B允许启动”按钮HSA11601B_A被按下注意：当P104B运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P104B联锁停机也自动复位)349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程7.1.43分馏塔底泵P205A停机联锁逻辑1联锁条件：P205A主电机R相定子绕组温度TT20354A1/A2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20354A1/A2P205A主电机S相定子绕组温度TT20355A1/A2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20355A1/A2P205A主电机T相定子绕组温度TT20356A1/A2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20356A1/A2辅操台手动紧急停泵P205A按钮HSS20301A按下2联锁动作：（1）分馏塔底泵P205A停（P205A_STP）3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）分馏塔底泵P205A联锁停机信号复位7.1.44分馏塔底泵P205B停机联锁逻辑1联锁条件：P205B主电机R相定子绕组温度TT20354B1/B2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20354B1/B2P205B主电机S相定子绕组温度TT20355B1/B2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20355B1/B2P205B主电机T相定子绕组温度TT20356B1/B2高高二取二(HH:135℃),带旁路软开关HSB_TT20356B1/B2辅操台手动紧急停泵P205B按钮HSS20301B按下2联锁动作：（1）脱硫塔贫溶剂泵P205B停（P205B_STP）3联锁复位操作：无异常联锁条件发生，旁路一些不能满足要求的联锁条件，上位机点击“复位”按钮，联锁复位。4联锁复位状态：（1）脱硫塔贫溶剂泵P205B联锁停机信号复位7.1.45分馏塔底泵P205A允许启动条件：分馏塔底泵P205A运行状态为停运状态（YS_P205A_1）上位机“P205A允许启动”按钮HSA20301A_B被按下或辅操台“P205A允许启动”349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程按钮HSA20301A_A被按下注意：当P205A运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P205A联锁停机也自动复位)7.1.46分馏塔底泵P205B允许启动条件：分馏塔底泵P205B运行状态为停运状态（YS_P205B_1）上位机“P205B允许启动”按钮HSA20301B_B被按下或辅操台“P205B允许启动”按钮HSA20301B_A被按下注意：当P205B运行60s后，允许启动信号自动复位及当允许启动信号发出30分钟后也自动复位。(P205B联锁停机也自动复位)以下为DCS实现的联锁控制7.1.47热高压分离器V103液位联锁当热高压分离器液位低低（三取二），热高分液体出口调节阀自动关闭。7.1.48循环氢脱硫塔T101液位联锁当循环氢脱硫塔T101液位低低，循环氢脱硫塔液体出口调节阀自动关闭7.1.49冷高压分离器V105液位联锁当冷高压分离器V105液位低低，冷高压分离器冷高分油出口调节阀自动关闭7.1.50高压放空罐V305液位联锁高压放空罐V305液位低，至电气停P302电机高压放空罐V305液位高，至电气启动P302电机7.1.51低压放空罐V304液位联锁低压放空罐V304液位低，至电气停P301电机低压放空罐V304液位高，至电气启动P301电机7.1.52地下污油罐V306液位联锁地下污油罐V306液位低，至电气停P303电机地下污油罐V306液位高，至电气启动P303电机7.1.53地下废胺液罐V307液位联锁地下废胺液罐V307液位低，至电气停P307电机地下废胺液罐V307液位高，至电气启动P307电机7.1.54循环氢脱硫塔入口分液罐V107液位联锁当循环氢脱硫塔入口分液罐V107液位低低，分液罐V107液体出口调节阀自动关闭7.2工艺联锁回路逻辑图见附图六349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程7.3工艺联锁报警及联锁值一览表工艺联锁报警及联锁值一览表序号位号位号描述测量范围工程单位报警设定值HHHNLLL10217_TT10354A加氢进料泵(P102A)上侧壳体温度0~400℃　TDT10354A:3030　　20217_TT10355A加氢进料泵(P102A)下侧壳体温度0~400℃　　30217_TT10363A加氢进料泵(P102A)主电机R相定子温度（二取二）－50~200℃150145　　　40217_TT10364A－50~200℃150145　　　50217_TT10365A加氢进料泵(P102A)主电机S相定子温度（二取二）－50~200℃150145　　　60217_TT10366A－50~200℃150145　　　70217_TT10367A加氢进料泵(P102A)主电机T相定子温度（二取二）－50~200℃150145　　　80217_TT10368A－50~200℃150145　　　90217_TT10370A加氢进料泵透平(HT101)上侧壳体温度0～150℃　0217-TDT10370A:3030　　100217_TT10371A加氢进料泵透平(HT101)下侧壳体温度0～150℃　　110217_TT10377B1加氢进料泵(P102B)主电机R相定子温度（二取二）－50~200℃145140　　　120217_TT10377B2－50~200℃145140　　　130217_TT10378B1加氢进料泵(P102B)主电机S相定子温度（二取二）－50~200℃145140　　　140217_TT10378B2－50~200℃145140　　　150217_TT10379B1加氢进料泵(P102B)主电机T相定子温度（二取二）－50~200℃145140　　　160217_TT10379B2－50~200℃145140　　　170217_TI10380B加氢进料泵(P102B)油站油冷却器出口温度0～100℃　4845≥N≥15　　180217_TT10451A注水泵(P103A)电机定子R相温度（二取二）0~200℃145135　　　190217_TT10452A0~200℃145135　　　200217_TT10453A注水泵(P103A)电机定子S相温度（二取二）0~200℃145135　　　210217_TT10454A0~200℃145135　　　220217_TT10455A注水泵(P103A)电机定子T相温度（二取二）0~200℃145135　　　230217_TT10456A0~200℃145135　　　240217_TT10459A注水泵(P103A)润滑油冷却器出口温度0～100℃7160　　　250217_TT10451B注水泵(P103B)电机定子R相温度（二取二）0~200℃145135　　　260217_TT10452B0~200℃145135　　　270217_TT10453B注水泵(P103B)电机定子S相温度（二取二）0~200℃145135　　　280217_TT10454B0~200℃145135　　　290217_TT10455B注水泵(P103B)电机定子T相温度（二取二）0~200℃145135　　　300217_TT10456B0~200℃145135　　　310217_TT10459B注水泵(P103B)润滑油冷却器出口温度0～100℃7160　　　320217_TT10451C注水泵(P103C)电机定子R相温度（二取二）0~200℃145135　　　330217_TT10452C0~200℃145135　　　340217_TT10453C注水泵(P103C0~200℃145135　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程)电机定子S相温度（二取二）350217_TT10454C0~200℃145135　　　360217_TT10455C注水泵(P103C)电机定子T相温度（二取二）0~200℃145135　　　370217_TT10456C0~200℃145135　　　380217_TT10459C注水泵(P103C)润滑油冷却器出口温度0~100℃7160　　　390217_TT11668A1高压贫胺液泵((P104A)主电机R相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　400217_TT11668A20～200℃155150　　　410217_TT11669A1高压贫胺液泵(P104A)主电机S相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　420217_TT11669A20～200℃155150　　　430217_TT11670A1高压贫胺液泵(P104A)主电机T相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　440217_TT11670A20～200℃155150　　　450217_TT11668B1高压贫胺液泵(P104B)主电机R相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　460217_TT11668B20～200℃155150　　　470217_TT11669B1高压贫胺液泵(P104B)主电机S相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　480217_TT11669B20～200℃155150　　　490217_TT11670B1高压贫胺液泵(P104B)主电机T相定子绕组温度（二取二）0～200℃155150　　　500217_TT11670B20～200℃155150　　　510217_TT11770新氢压缩机(C102A)润滑油供油温度（油池温度）0～100℃663526.66　　520217_TT11780新氢压缩机(C102A)主电机A相定子温度（二取二）0～200℃145135　　　530217_TT117830～200℃145135　　　540217_TT11781新氢压缩机(C102A)主电机B相定子温度（二取二）0～200℃145135　　　550217_TT117840～200℃145135　　　560217_TT11782新氢压缩机(C102A)主电机C相定子温度（二取二）0～200℃145135　　　570217_TT117850～200℃145135　　　580217_TT11860新氢压缩机(C102B)机身油池温度0～100℃　7027　　590217_TT11869新氢压缩机(C102B)主电机A相定子温度（二取二）0～200℃130125　　　600217_TT118720～200℃130125　　　610217_TT11870新氢压缩机(C102B)主电机B相定子温度（二取二）0～200℃130125　　　620217_TT118730～200℃130125　　　630217_TT11871新氢压缩机(C102B)主电机C相定子温度（二取二）0～200℃130125　　　640217_TT118740～200℃130125　　　650217_TT20354A1分馏塔底泵(P205A)主电机R相定子绕组温度（二取二）0～200℃135125　　　660217_TT20354A20～200℃135125　　　670217_TT20355A1分馏塔底泵(P205A)主电机S相定子绕组温度（二取二）0～200℃135125　　　680217_TT20355A20～200℃135125　　　690217_TT20356A1分馏塔底泵(P205A)主电机T相定子绕组温度（二取二）0～200℃135125　　　700217_TT20356A20～200℃135125　　　710217_TT20354B1分馏塔底泵(P205B)主电机R相定子绕组温度（二取二）0～200℃135125　　　720217_TT20354B20～200℃135125　　　730217_TT20355B10～200℃135125　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程分馏塔底泵(P205B)主电机S相定子绕组温度（二取二）740217_TT20355B20～200℃135125　　　750217_TT20356B1分馏塔底泵(P205B)主电机T相定子绕组温度（二取二）0～200℃135125　　　760217_TT20356B20～200℃135125　　　770217_TT20701空气预热器烟气入口温度0～1000℃560460　　　780217_TT20706空气预热器烟气出口温度0～800℃235230　　　790217_PT10355A加氢进料泵(P102A)油站润滑油总管压力（三取二）0~0.5MPa　　　　0.03800217_PT10356A0~0.5MPa　　　　0.03810217_PT10357A0~0.5MPa　　　　0.03820217_PT10358A加氢进料泵(P102A)油站润滑油总管压力0~0.5MPa　　0.050.05　830217_LT10351A加氢进料泵(P102A)油站油箱液位0~100%　　32.13　　840217_PT10380B加氢进料泵(P102B)油站润滑油总管压力0~0.6MPa　　0.20.1　850217_PT10381B_A加氢进料泵(P102B)油站润滑油总管压力（三取二）0~0.6MPa　　　　0.05860217_PT10381B_B0~0.6MPa　　　　0.05870217_PT10381B_C0~0.6MPa　　　　0.05880217_PT10451A注水泵(P103A)润滑油压力0~0.5MPa　　0.1380.138　890217_PT10452A注水泵(P103A)润滑油压力(三取二）0~0.5MPa　　　　0.103900217_PT10453A0~0.5MPa　　　　0.103910217_PT10454A0~0.5MPa　　　　0.103920217_PT10451B注水泵(P103B)润滑油压力0~0.5MPa　　0.1380.138　930217_PT10452B注水泵(P103B)润滑油压力（三取二）0~0.5MPa　　　　0.103940217_PT10453B0~0.5MPa　　　　0.103950217_PT10454B0~0.5MPa　　　　0.103960217_PT10451C注水泵(P103C)润滑油压力0~0.5MPa　　0.1380.138　970217_PT10452C注水泵(P103C0~0.5MPa　　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程)润滑油压力（三取二）0.103980217_PT10453C0~0.5MPa　　　　0.103990217_PT10454C0~0.5MPa　　　　0.1031000217_PT10503AF101炉膛I主燃料气总管压力（三取二）0～0.6MPa　　　　0.051010217_PT10503B0～0.6MPa　　　　0.051020217_PT10503C0～0.6MPa　　　　0.051030217_PT10503DF101炉膛II主燃料气总管压力（三取二）0～0.6MPa　　　　0.051040217_PT10503E0～0.6MPa　　　　0.051050217_PT10503F0～0.6MPa　　　　0.051060217_PT10507A1F101炉膛I常明燃料气压力（三取二）0～0.5MPa　　　0.150.051070217_PT10507A20～0.5MPa　　　0.150.051080217_PT10507A30～0.5MPa　　　0.150.051090217_PT10507B1F101炉膛II常明燃料气压力（三取二）0～0.5MPa　　　0.10.051100217_PT10507B20～0.5MPa　　　0.10.051110217_PT10507B30～0.5MPa　　　0.10.051120217_TT11754新氢压缩机(C102A)前一级出口排气温度0～250℃156151　　　1130217_TT11755新氢压缩机(C102A)后一级出口排气温度0～250℃156151　　　1140217_TT11758新氢压缩机(C102A)二级排气温度0～250℃142137　　　1150217_TT11764新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1160217_TT11765新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1170217_TT11766新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1180217_TT11767新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1190217_TT11768新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1200217_TT11769新氢压缩机(C102A)主轴承温度0～150℃9188　　　1210217_TT11779新氢压缩机(C102A)主电机驱动侧轴承温度0～150℃9085　　　1220217_TT11786新氢压缩机(C102A)主电机非驱动侧轴承温度0～150℃9085　　　1230217_PT11762新氢压缩机(C102A)水站软化水供水压力0～1.0MPa　　0.240.240.2349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1240217_PT11758新氢压缩机(C102A)气缸注油器压力？MPa　　　　　1250217_PT11771新氢压缩机(C102A)润滑油总管压力(三取二)－0.1～1.0MPa　　　　0.1721260217_PT11772－0.1～1.0MPa　　　　0.1721270217_PT11773－0.1～1.0MPa　　　　0.1721280217_PT11774新氢压缩机(C102A)润滑油总管压力－0.1～1.0MPa　　0.240.240.21290217_VT11751新氢压缩机(C102A)机身振动0～25.0mm/s　20　　　1300217_VT11752新氢压缩机(C102A)机身振动0～25.0mm/s　20　　　1310217_PT11795新氢压缩机(C102A)主电机油站出油口压力0～1.0MPa　　0.3　0.151320217_PT11796新氢压缩机(C102A)主电机油站出油口压力（三取二）0～1.0MPa　　　　0.051330217_PT117970～1.0MPa　　　　0.051340217_PT117980～1.0MPa　　　　0.051350217_PT11857新氢压缩机(C102B)水站总管压力0～0.6MPa　0.5　0.35　1360217_PT11858新氢压缩机(C102B)润滑油总管压力（三取二）0～1.0MPa　　0.250.20.151370217_PT118590～1.0MPa　　　　0.151380217_PT118600～1.0MPa　　　　0.151390217_PT11895新氢压缩机(C102B)主电机油站出油口压力0～1.0MPa　　0.40.1　1400217_PT11896新氢压缩机(C102B)主电机油站出油口压力（三取二）0～1.0MPa　　　　0.051410217_PT118970～1.0MPa　　　　0.051420217_PT118980～1.0MPa　　　　0.051430217_PT20205AF201炉膛I主燃料气总管压力（三取二）0～0.6MPa　　　　0.051440217_PT20205B0～0.6MPa　　　　0.051450217_PT20205C0～0.6MPa　　　　0.051460217_PT20205DF201炉膛II主燃料气总管压力（三取二）0～0.6MPa　　　　0.051470217_PT20205E0～0.6MPa　　　　0.051480217_PT20205F0～0.6MPa　　　　0.051490217_PT20207A1F201炉膛I常明燃料气压力（三取二）0～0.6MPa　　　0.10.051500217_PT20207A20～0.6MPa　　　0.10.051510217_PT20207A30～0.6MPa　　　0.10.051520217_PT20207B1F201炉膛II常明燃料气压力（三取二）0～0.6MPa　　　0.10.051530217_PT20207B20～0.6MPa　　　0.10.051540217_PT20207B30～0.6MPa　　　0.10.051550217_PT50102至总管中压过热蒸汽压力0～6MPa3.953.9　3.83　1560217_FT10303A加氢进料泵P102A/B出口总管流量（三取二）0~280000kg/h　　　127500956251570217_FT10303B0~280000kg/h　　　12750095625349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1580217_FT10303C0~280000kg/h　　　127500956251590217_FT10403B注水泵(P103A)出口流量（三取二）0~25000kg/h　　　12000100001600217_FT10403C0~25000kg/h　　　12000100001610217_FT10403D0~25000kg/h　　　12000100001620217_FT10404B注水泵(P103B)出口流量（三取二）0~25000kg/h　　　12000100001630217_FT10404C0~25000kg/h　　　12000100001640217_FT10404D0~25000kg/h　　　12000100001650217_FT10406B注水泵(P103C)出口流量（三取二）0~25000kg/h　　　12000100001660217_FT10406C0~25000kg/h　　　12000100001670217_FT10406D0~25000kg/h　　　12000100001680217_FT11603A贫胺液泵P104A/B出口总管流量（三取二）0~85000kg/h　　　38400320001690217_FT11603B0~85000kg/h　　　38400320001700217_FT11603C0~85000kg/h　　　38400320001710217_FT20202A分馏进料加热炉（F201）分支I进料流量（二取二）0~150000kg/h　　　61870515591720217_FT20202B0~150000kg/h　　　61870515591740217_FT20203A分馏进料加热炉（F201）分支II进料流量（二取二）0~150000kg/h　　　61870515591750217_FT20203B0~150000kg/h　　　61870515591770217_FT50103A反应进料加热炉（F101）水保护段热水入口流量0~185000kg/h　　　72000640001780217_FT50103B反应进料加热炉（F101）水保护段热水入口流量0~185000kg/h　　　　510001790217_LT10302滤后原料油缓冲罐(V102)液位（浮筒）（三取二）0~100%　　　　501800217_LT10301A0~100%　　　　4.211810217_LT10301B0~100%　　　　4.211820217_LT10801A热高分(V103)液位（差压）（三取二）0~100%　　　　51830217_LT10801B0~100%　　　　51840217_LT10801C0~100%　　　　51850217_LT11106A循环氢压缩机入口分液罐(V108)液位（浮筒）（三取二）0~100%50　　　　1860217_LT11106B0~100%50　　　　1870217_LT11106C0~100%50　　　　1880217_LT11702新氢压缩机(C102A)一级入口分液罐((V110A)液位（浮筒）0~100%50　　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1890217_LT11751B新氢压缩机(C102A)三级入口分液罐((V112A)液位（浮筒）0~100%92.275.5　　　1900217_LT11752B新氢压缩机(C102A)二级入口分液罐((V111A)液位（浮筒）0~100%92.275.5　　　1910217_LT11802新氢压缩机(C102B)一级入口分液罐((V110B)液位（浮筒）0~100%50　　　　1920217_LT11851B新氢压缩机(C102B)三级入口分液罐((V112B)液位（浮筒）0~100%50　　7.3　1930217_LT11852B新氢压缩机(C102B)二级入口分液罐((V111B)液位（浮筒）0~100%50　　7.3　1940217_ST10351A加氢进料泵透平(HT101)转速（三取二）0~5000rpm31003050　　　1950217_ST10352A0~5000rpm31003050　　　1960217_ST10353A0~5000rpm31003050　　　1970217_VT10351A加氢进料泵(P102A)非驱动侧X方向轴振动0~125μm9065　　　1980217_VT10352A加氢进料泵(P102A)非驱动侧Y方向轴振动0~125μm9065　　　1990217_VT10353A加氢进料泵(P102A)驱动侧X方向轴振动0~125μm9065　　　2000217_VT10354A加氢进料泵(P102A)驱动侧Y方向轴振动0~125μm9065　　　2010217_VT10355A加氢进料泵(P102A)齿轮箱驱动侧X方向轴振动0~125μm101.663.5　　　2020217_VT10356A加氢进料泵(P102A)齿轮箱驱动侧Y方向轴振动0~125μm101.663.5　　　2030217_VT10357A加氢进料泵(P102A)齿轮箱非驱动侧X方向轴振动0~125μm101.663.5　　　2040217_VT10358A加氢进料泵(P102A)齿轮箱非驱动侧Y方向轴振动0~125μm101.663.5　　　2050217_VT10359A加氢进料泵透平(HT101)驱动侧X方向轴振动0~125μm10075　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2060217_VT10360A加氢进料泵透平(HT101)驱动侧Y方向轴振动0~125μm10075　　　2070217_VT10361A加氢进料泵透平(HT101)非驱动侧X方向轴振动0~125μm10075　　　2080217_VT10362A加氢进料泵透平(HT101)非驱动侧Y方向轴振动0~125μm10075　　　2090217_ZT10351A加氢进料泵透平(HT101)轴位移（二取二）-1.0～+1.0mm±0.8±0.5　　　2100217_ZT10352A-1.0～+1.0mm±0.8±0.5　　　2110217_VT11851新氢压缩机(C102B)机身振动0～25.0mm/s1816　　　2120217_VT11852新氢压缩机(C102B)机身振动0～25.0mm/s1816　　　2130217_ZT10355B加氢进料泵(P102B)轴位移（二取二）-1.0～+1.0mm　±1.0　　　2140217_ZT10356B-1.0～+1.0mm　±1.0　　　7.4联锁回路阀门动作关系阀门位号正常状态联锁状态联锁条件联锁值XCV11201关开手动启动XCV10301开关P102出口总管流量低低FT10303三取二＜95625kg/hXCV10501XCV10502开关F101-Ⅰ主火嘴燃料气压力低低三取二F101-Ⅱ主火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaXCV10503XCV10504开关F101-Ⅰ长明火嘴燃料气压力低低三取二F101-Ⅱ长明火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaXCV20203XCV20204开关F201-Ⅰ主燃料气压力低低三取二。F201-Ⅱ主燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaXCV20201XCV20202开关F201-Ⅰ常明燃料气压力低低三取二。F201-Ⅱ常明燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaXCV10302开关液力透平HT101转速高高三取二≥3100rpmXCV10401开关P103出口总流量低低三取二≤10000kg/hXCV11605开关P104出口总流量低低三取二≤32000kg/hXCV50101关开过热中压蒸汽总管压力高高≥3.95MPa349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1开工准备、开工步骤及要点（见首次开工方案）2停工准备、停工步骤及要点（见首次开工方案）3岗位操作法10.1操作任务及操作原则10.1.1生产中坚决遵守工艺纪律，按照要求进行生产，严格按工艺卡片进行操作，保证操作平稳，保证产品质量。10.1.2在平稳操作的前提下，优化操作条件，努力降低装置能耗和提高产品收率。10.1.3加强各岗位间的联系，协调处理问题。10.1.4操作不正常或发生事故时，按照岗位操作法要求，准确判断，果断处理。10.1.5严格遵循事故处理方案原则。10.1.6各系统操作原则10.1.6.1反应系统操作原则1)在操作时应遵循先降温后降量，先提量后提温的原则。2)内操在反应温度的调整时应遵循微调的原则，每次调整应稳定后再进行下一次调整，避免温度出现大的波动。3)对产生非正常工况的原因要正确分析并及时处理，努力控制影响范围，减少事故损失，做到不蔓延、不跑窜、不超温、不超压、不爆炸。4)所有操作人员都必须彻底了解装置保护联锁系统的原理和动作情况，在发生事故时能熟练、及时、准确地使用。在正常操作中，所有安全自保联锁系统应全部投用。5)装置危急人身安全、反应器床层任一点床层温度超过正常操作温度15～30℃并且有继续上升趋势时，当班班长经请示作业部主管领导后作紧急泄压处理。6)在发生重大泄漏、着火或者任何导致装置安全运转受到严重威胁和破坏的情况时，当班班长在汇报调度后有权作紧急泄压处理。10.1.6.2分馏系统操作原则1)平稳操作时，应控制好分馏系统各塔的操作参数，保证产品质量。操作发生大的波动或产品不合格应及时改不合格线，避免污染产品罐，同时调整并联系加样分析。2)反应切断进料时，分馏系统必须做到：a.控制好分馏塔操作，严防冲塔或串压事故发生；b.回流罐V-201、V-202液面保持正常，既不能液面超高造成气相带油，也不能液面过低造成泵抽空。3)加强蒸汽发生器水、蒸汽的质量分析，控制好蒸汽发生器加药及炉水排污量。保持蒸汽发生器压力、液位、产汽量、给水量的相对稳定，严防蒸汽发生器干锅、满液位、汽水共腾等现象发生。在装置事故状态下，应将蒸汽发生器液位作为重点监控参数之一。10.1.7分馏部分操作原理349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程分馏部分流程设置为主汽提塔＋分馏塔方案，反应产物首先在汽提塔通过蒸汽汽提除去轻烃和硫化氢，汽提塔顶产品为塔顶气和粗轻汽油，汽提塔采用合适的压力，使塔顶含硫干气脱硫后可以排入燃料气管网，塔底油进入分馏塔，分馏塔顶产品为汽油，塔底产品为加氢渣油，设侧线柴油汽提塔。该流程优点是在汽提塔除去轻烃和硫化氢，改善后部的操作环境，降低分馏塔材质要求，减少了动设备，操作更可靠。分馏塔设中段回流发生低压蒸汽，降低塔顶冷却负荷，提高能量利用率，减小分馏塔塔径。汽提塔原理在吹入汽提蒸汽的条件下,降低塔内油气分压,从而降低油气的挥发温度。使其在较低的温度下,达到分馏的效果。汽提蒸汽量大,蒸汽分压大,油气分压小,分离效果好,但负荷及能耗相应增大。汽提蒸汽量小,蒸汽分压小,油气分压大,达不到分离效果。因此必须选择合适的汽提蒸汽量,以保证产品质量。分馏塔原理分馏塔进料中的各组分存在着不同的相对挥发度，在分馏塔各塔盘之间存在着温度差和各组分浓度差的条件下，轻重组分在塔盘上进行多次部分汽化和部分冷凝，轻组分优先被汽化，重组分优先被冷凝，在塔顶、塔底和各侧线抽出口分别得到轻、重组分不同的目的产品。10.1.7.1分馏温度温度是热平衡和物料平衡的主要影响因素，是决定拔出率和产品质量的主要操作参数，对于T202来说，可以通过控制进料温度、中段回流的流量和温度、塔顶回流的流量和温度、塔底温度以及汽提蒸汽的流量和温度来控制轻油产品的拨出率和轻油产品的质量。T202的进料温度有一个最佳值。进料温度控制在371℃左右，这个温度主要是为分馏塔提供足够的热量进行产品分离。如果温度太高，进料会大量地蒸发和结焦；同时造成蒸馏段塔盘各组分不合理的分离，使塔盘的效率降低。因此该温度一般保持恒定不作调整。塔顶温度是决定石脑油干点和产量的主要因素，通过调节塔顶回流量来保证产品的干点不超标。塔顶温度用塔顶回流量来控制，塔顶温度高，产品偏重，应加大回流量来控制产品质量，但回流量不宜过大，防止塔盘和塔顶超负荷；侧线抽出温度与侧线抽出量成正比，侧线抽出量不合理或不稳定将影响整个分馏塔的操作，应视产品的质量情况稳定抽出量，调节不能太频，调节幅度变化不要太大，在其它条件不变的情况下，侧线抽出温度相对稳定为好。侧线抽出温度是反映柴油干点和侧线拨出率的最灵敏的温度点，侧线抽出温度太高，柴油干点会上升，如柴油的干点超指标，应减少柴油的产量增加中段回流量进行调整。侧线抽出温度太低，则柴油的产量会下降，此时可根据侧线抽出温度的变化增大柴油的抽出量。回流温度对分馏塔的热平衡和分馏精确度均有较大的影响，回流罐温度主要由空冷运转情况、水冷效果、塔顶气相负荷和环境温度来决定。塔底温度是衡量物料在该塔的蒸发量大小的主要依据。温度高，蒸发量大，温度过高甚至造成携带现象，使侧线产品干点高，颜色变深，严重时会生焦，但塔底温度太低时合理组分蒸发不了，产品质量轻降低了产品收率，也加大了下游设备的负荷。塔底温度决定塔底液相中轻组分的含量，含量越高，底温越低；如果塔底温度太高，必须加大中段回流。分馏塔各点温度的高低主要视进料性质而定，也就是说温度随进料的裂化深度而变化，所以，在平时操作中要根据进料性质及时调整各点温度，特别是塔底温度，并以这个温度作为操作中的主要调节手段。10.1.7.2分馏压力349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程压力对整个分馏塔组分的沸点有影响，随着塔压的升高，产品的沸点也会升高，以致给组分的分离带来更大的困难。如果塔的压力降低，在塔温不变的情况下，拨出率就会上升，产品容易变重，排出气体的流率就会增加。因此不要随意改变压控的给定值，正常的塔压不宜改变。压力的平稳与否直接影响到产品的质量、系统的热平衡和物料平衡，甚至威胁到装置的安全生产。T202是在微正压下操作的，以塔顶回流罐为压力测定信号。压力高低通过调节压控阀的开度控制外排的干气量实现控制。在操作中压力不能作为一种调节产品质量的手段，应保持恒定为好。在对塔压进行调节时，要进行全面而周密的分析，尽力找出影响塔压的主要因素进行准确而合理的调节，使操作平稳下来，当需要借助塔顶容器的排气阀来调节塔压时要缓慢进行，不要猛开猛关，也不要随便改变控制的给定值，以免造成大幅度的波动或冲塔事故。10.1.7.3进料进料量增加或减少时，必须按比例增加或减少顶回流量和中段回流量，以保证分馏塔各点温度、压力的相对稳定，确保石脑油、柴油的质量稳定。同时还要相应地增加或减少石脑油和柴油的产品量。10.1.7.4产品量塔顶石脑油产量的控制对产品的切割点有直接的影响，要仔细调节塔顶产品的产量，以保证柴油的收率和质量。当石脑油干点偏低时，应适当提高塔顶温度增加产品量，反之则降低抽出量。当柴油凝点偏低时，说明柴油的抽出量还有余地，可适当加大产品量，尽可能将柴油拨出来。石脑油和柴油的产量随着反应温度和反应深度的增加而增加。当任一产品量改变时，塔内回流会改变。如果流出物的总量增加，塔底温度亦增加，柴油凝点就要升高，必须相应调整中段回流和顶回流量以维持塔的分离效果和产品质量。10.1.7.5回流量回流量是提高分馏精确度和切割产品的主要手段。如果顶回流突然增加，而顶温又降不下来，说明重组分已带到了塔顶，此时应加大中段回流量，以降低塔顶负荷。如果顶回流温度降低时塔的内回流增加，此时应适当降低回流量，但正常操作中应尽量保持回流比和回流温度的恒定，一般不要作大的调整。如果反应深度或者轻组分相对减少时，应使用较高的回流比保证分馏精确度。10.1.7.6侧线汽提塔操作侧线汽提塔T203是调节柴油闪点和腐蚀的主要手段，它的作用是通过塔底重沸器将侧线产品中夹带的轻组分汽提上去。塔底温度过高将会增加T202的塔顶负荷，降低柴油收率，影响石脑油的干点。10.1.7.7液面液面是系统物料平衡操作的集中表现，塔底液面的高低将不同程度地影响产品质量、收率及操作平衡，造成泵抽空，所以，平衡好各塔液面尤为重要。10.1与上下游及系统间关系本装置的上游装置为常减压装置和焦化装置。原料是来自常减压装置的减三线蜡油、减底渣油和焦化装置的焦化蜡油，原料油可以由装置直接供给，也可由罐区供给。所需补充氢气来自制氢装置，开工石脑油来自罐区。燃料气来自公司燃料气管网。贫胺液来自溶剂再生装置。产品的具体去向为：加氢渣油去催化装置，柴油去柴油罐区，石脑油去罐区349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程，不稳定石脑油去240万汽柴油加氢装置，含硫干气去240万汽柴油加氢装置，轻污油去罐区，废胺液去溶剂再生装置。本装置的公用工程系统与其他装置的上下游联系也很多，包括电力系统（6000v、380v、220v）、除盐水系统、净化水系统、除氧水系统、循环水系统、循环热水系统、新鲜水系统、消防水系统、3.5MPa蒸汽系统、1.0MPa蒸汽系统、0.5MPa蒸汽系统、燃料气系统、含油污水系统、含硫污水系统、净化风、非净化风、0.6MPa氮气系统、高压氮气系统。10.1工艺参数及产品质量控制方法10.3.1加氢反应器R-l01入口温度反应温度是反应部分的最主要工艺参数，是脱硫，脱氮效果的主要变量，是加氢精制的重要调节参数。反应温度主要根据原料油的性质、反应进料量、催化剂活性和产品的质量要求等因素进行选择。操作的最佳温度是满足产品质量的最低温度。控制目标：指令值的±1℃控制范围：375～390℃相关参数：反应炉两路出口温度TIC10501A、TIC10501B；燃料气压控PIC10506A、PIC10506B；热高分入口温度TIC10801；反应进料量FIC10303；循环氢流量FI10901及纯度等。控制方式：R-l01入口温度是由TIC10501A、TIC10501B分别串级F101燃料气压控PIC10506A、PIC10506B通过控制燃料气量来实现的，如图所示。设置的温控TIC10801是通过调整进出换热器的物料量来控制热高分入口温度。当满足热高分温度时，应尽量关小TIC10801提高F101入口温度，减少瓦斯消耗。反应炉负荷过小时，为了反应炉正常的燃烧，保证反应器入口温度稳定，可以适当调节TIC10801的开度，给F101以一定的调节余量，以便于反应入口温度的灵活调节。提降温度和进料量应遵循先提量后提温，先降温后降量的原则。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程影响因素：（1）F101的出口温度升高，床层温度上升。（2）催化剂的活性提高，床层温度上升。（3）E102、E103A/B的原料油出口温度提高，床层温度上升。（4）循环氢流量减小，床层温度上升。（5）原料含硫量变高，床层温度上升。（6）原料含氮量变高，床层温度上升。（7）原料中金属杂质含量变高，床层温度上升。（8）原料变重，床层温度下降。（9）循环氢纯度提高，床层温度上升。（10）原料含水增加，床层温度波动。调节方法：（1）通过调节F101的瓦斯量来控稳F101的出口温度。（2）根据催化剂表现的活性和反应深度适当调整反应器入口温度。（3）通过调节原料油换热器旁路阀TIC10801来控稳E102、E103A/B的管程出口温度。（4）控稳循环氢流量，循环氢量不足时可提高C101的转速。（5）联系调度和罐区，控好原料性质和混合比例，在切换原料时要认真分析比较原料油的性质，密切注视反应器床层温度的变化，保证换油过程中温度的平稳过渡。（6）调节温度时要参照操作指导曲线。（7）平稳两炉进料，保证两列不偏流。10.3.1二、三、四反反应温度的控制操作工业生产上调节二、三、四反温度的主要手段是调节各反应器入口冷氢量。影响因素：（1）各反入口温度升高，床层温度上升。（2）反应器入口冷氢量减小，反应温度上升。（3）反应深度增大，反应温度上升。（4）原料油性质对反应温度的影响与R101相同。（5）催化剂的活性增加，床层温度上升。（6）循环氢纯度提高，反应温度上升。调节方法：（1）通过调节各反的入口冷氢量来调节其入口温度和床层温度，保持各床层温升≯28℃。（2）为了防止温度波动过大，每次调节温度的范围应在0.5℃左右。（3）控制转化深度在设计范围内。（4）原料油性质变化时，反应温度的调节方法与R101相同。（5）根据催化剂表现的活性和反应深度适当调整反应器入口温度。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（6）调节循环氢纯度，维持稳定的氢分压。调节C101的转速，保持相对稳定的氢油比。（7）按操作趋势曲线图及各个时期的温度分布曲线图进行温度调节。反应系统温度的限制（1）控制任一床层温升不超过28℃。（2）床层任一温度达427℃，则降低反应器入口温度防止超温。（3）反应加热炉炉管壁温≯550℃。（4）床层任一点温度达440℃且在继续上升，则按飞温处理。（5）控制高分入口温度在320～360℃。（6）F101炉膛温度控制≯800℃。（7）控制F101两路进料出口温差≯2℃。10.3.1反应空速（处理量）的调整操作反应空速的调整实际上是反应进料量的调整，而反应进料量的调整是根据全公司的生产平衡要求设定的，通过调节加氢进料泵P102A/B出口流量控制调节阀FIC10303来控制。在调节进料量的时候，应该注意以下几个事项：（1）为防止催化剂床层飞温或催化剂结焦，必须严格遵守先提量后提温和先降温后降量的原则。（2）要经常检查调整FC10303，并与装置进料流量进行比对，确保流量真实。（3）降低进料量时，要注意缓慢调整避免波动过大，要及时调整FIC10303的输出值给定，注意保证泵出口流量不能低于进料低低流量连锁值,以防FT10303A-C低低流量联锁动作。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（4）如果原料油性质改变，应根据操作曲线及时作出调整，并根据反应深度调整加热炉出口温度和床层温度分布。（5）如果进料量减少造成空速过低，要根据操作曲线相应降低床层温度，严防过度裂解造成床层超温。如果反应器压差上升过快，应适当降低进料量和优化原料，并调整反应温度。10.3.1原料油性质的调整操作本装置的进料是混合进料，设计比例分别减压渣油70.87％，减压重蜡油13.84％，焦化蜡油15.29%，控制时以原料油缓冲罐V101的液位LICA10101为控制点，以减渣及直馏重蜡油为主流量（FIC10102）进行自动调节和控制；当在进开工油的时候，可以将切换开关的设定点切到开工蜡油控制阀FIC10106，并使之与LICA10101串级。原则上渣油加氢原料油的进料比例是由调度根据生产平衡统一安排，但其前提是要确保混合后的进料性质不得超过渣油加氢装置的设计工艺及催化剂应用指标，避免造成对生产以及催化剂活性的损坏。所以装置减压渣油与直馏重蜡油自常减压混合后再进入装置边界，装置难以控制混合比例，必须严格监控常减压装置减压渣油与直馏重蜡油的配比，确保进料性质平稳。10.3.2反应系统（V105）压力的控制操作反应系统的压力控制点设在冷高分V105顶上，反应压力调节器输出的信号PIC10901与新氢压缩机三级入口缓冲罐V112A/B压力调节器输出信号(PIC11704/PIC11804)通过低选器进行比较作为新氢机C102A/B三级出口返回三级入口调节阀（PV10901A/B）的压力控制信号，C102A/B三级入口压力(PIC11704/PIC11804)与二级入口压力(PIC11703/PIC11803)通过低选器选择控制C102A/B二级出口返二级入口调节阀（PV11704/PV11804）,C102A/B二级入口压力(PIC11703/PIC11803)与一级入口压力(PIC11701/PIC11801)通过低选器选择控制C102A/B一级出口返一级入口调节阀（PV11703/PV11803）,一级入口压力(PIC11701/PIC11801)升高，通过一级入口压力分程控制，自动打开C102A/B一级入口至火炬的放空调节阀（PV11701/PV11801），将氢气放空至火炬。在正常情况下冷高分V105顶压力控制点PIC10901的给定值不得任意变动。在正常运转过程中，由于催化剂床层的结焦，反应器的压降将逐步增大，为了保持V105的压力，反应器入口的压力将会逐渐提高。A、影响因素：1）反应温度升高，加氢反应深度变大，耗氢量增加，如新氢补充量不够，系统压力会降低。2）新氢量波动，一般情况下是导致系统压力降低，调节不及时也会导致系统压力偏高。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3）新氢压缩机C101故障导致供氢量减少，系统压力降低。4）循环压缩机C102故障。5）原料油含水量增加，压力波动。6）排废氢阀PV11101控制不当。7）仪表故障（压控阀失灵、紧急泄压阀故障、引压故障等）。。8）热高分冷高分液控串气。9）冷高分、压缩机出口安全阀漏气或失效。10）换热器E102、E103A/B内漏，压力上升。B：调节方法：1）以保证合适的反应深度为前提，调节压控阀，使反应系统的压力恒定在正常范围。2）联系调度和制氢，尽可能平稳新氢机的入口压力。3）联系调度和原料泵房，保证原料的含水量不超过指标值；装置内两原料油缓冲罐要加强脱水。4）用PV11101调节氢纯度的时候，参考氢气流量慢慢调节，以免造成压力大波动。5）要定期校对各液位，保证指示正确，以防串气。6）对失效安全阀重新修理定压。10.3.1氢气分压的控制操作影响渣油加氢反应的最重要的一个直接因素就是反应物流中的氢分压。氢分压取决于物料组成及性质、反应条件、过程氢耗和氢油比。其对产品转化深度、产品质量以及催化剂失活速度有很大影响。工业生产上对氢分压影响最直接的是反应系统压力和氢纯度，系统压力越高，氢纯度越高，氢分压也就越高。氢分压提高，一方面可抑制结焦反应，通过对焦炭前身物的加氢，抑制焦炭的生成，减少催化剂上平衡焦炭沉积量，降低催化剂失活速度，延长催化剂使用寿命，另一方面可提高S、N、CCR和金属等杂质的脱除率，同时又可促进稠环芳烃加氢饱和反应，降低产品残炭值，改善产品质量。所以，应当在设备和操作允许的范围内，尽量提高反应系统的氢分压。一般在生产过程中反应压力的控制基本是恒定的，要想进一步提高氢分压就要依靠提高循环氢纯度，循环氢纯度是保证循环氢分压的重要指标。根据设计要求，运转初期的氢纯度为88.98％，随着运转周期的延长，氢纯度逐步提高，末期达到91.92％。循环氢纯度可以通过定期分析取得。影响循环氢纯度的主要杂质有甲烷和硫化氢，工艺设计上要求循环氢中的H2S含量应大于100（V）PPm，小于500（V）PPm，主要通过调整循环氢脱硫塔的贫胺液进料和循环氢付线来实现；对于甲烷，由于其较难通过油品溶解被带走，因此容易积聚造成循环氢纯度降低，主要通过提高新氢纯度或废氢提纯和排放来降低循环氢中甲烷含量。影响因素：（1）循环氢脱硫效果不好，纯度降低。（2）新氢量降低。（3）新氢纯度降低，循环氢纯度下降。（4）循环氢流量降低，氢油比下降。（5）转化深度增加，循环氢纯度下降。（6）原料中杂质如硫氮含量升高。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（7）反应温度上升，反应深度增加。（8）冷高分温度上升，纯度下降。调节方法：（1）加强循环氢脱硫塔T101的操作，保证脱硫效果。（2）调节新氢量和纯度在设计值以上。（3）打开排废氢阀PV11101，排放适量的循环氢。（4）控制好冷高分的温度。（5）保证合适的反应温度。（6）联系调度，调整冷热渣及蜡油比例，控制原料的硫氮含量在指标值内。10.3.1反应系统压降的调整控制无论正常操作还是事故处理状态，为避免对反应器内构件造成损害，任何时候反应器的单反压降不大于0.7MPa，反应器的总压降不大于2.5MPa。当单反压降超过0.7MPa或反应器的总压降超过2.5MPa，则必须降低装置的处理量，降低降压速度，必要时关小七巴放空阀前的手阀或暂时关回七巴放空阀。如果是装置运行末期，催化剂床层压降均匀上升，除降低装置处理量、降低循环氢总量保证单台反应器压降不超过0.7MPa和反应器的总压降不超过2.5MPa外，还可以考虑停汽对个别反应器撇头或全部更换催化剂。影响因素：（1）过滤器操作异常，进料杂质多，导致反应器压降升高。（2）催化剂床层结焦导致反应器压降升高。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（3）七巴放空或冷高分安全阀起跳导致反应器压降升高。（4）处理量大导致反应器压降升高。（5）循环氢流量大导致反应器压降升高。（6）原料油偏重、粘度大，导致反应器压降升高。（7）仪表失灵。（8）催化剂装填时有杂物遗留在催化剂床层。调节方法：（1）加强过滤器的维护与操作，尽可能投用过滤器。（2）加强催化剂床层的温度监控，防止床层结焦。（3）如果是因七巴启动，则关闭七巴放空。（4）如果是处理量太大，则联系调度降低装置的处理量。（5）如果是原料油的问题，则联系调度调整原料比例，调整原料性质。（6）如果是循环氢流量大，则降低循环机的转速，降低循环氢的流量。（7）仪表失灵则联系仪表处理。（8）催化剂装填时遗留杂物则监视使用，必要时停汽卸催化剂并重新装填。10.3.1氢油比的控制氢油比是影响渣油加氢工艺过程的重要参数，氢油比的变化实质上主要影响渣油加氢过程的氢分压，氢油比低，则氢分压低。在工业生产上通用的是体积氢油比，它是指在每小时单位体积的进料所需要通过的循环氢气的标准体积流量。当氢油比较高时，循环氢流量较高，有利于抑制催化剂的结焦。因此在整个运转期内，应使循环氢的流量保持在允许的最高值上。但氢油比不能无限提高，随氢油比的提高，催化剂床层的压降将增加，循环氢压缩机的负荷将迅速增加，势必增加装置的投资和操作费用。而氢油比如果降低，虽然能降低循环氢压缩机的负荷，降低装置的操作费用，但对渣油加氢过程却是不利的。另外氢油比的降低也将影响催化剂床层物流的分配。过低的氢油比，会造成催化剂的物流分配不均匀，产生偏流和沟流，影响装置的操作。因此，渣油加氢过程的氢油比应在设计范围内操作，一般通过调整循环氢流量或反应进料流量来实现。10.3.2循环氢流量的控制影响因素：（1）C101的转速变化。（2）冷氢量的变化。（3）补充氢量的变化。（4）系统压力的变化。（5）换热器内漏。（6）反应深度变化。（7）反飞动调节阀故障调节方法：（1）根据氢油比调节C101的转速。（2）在正常状态下，冷氢阀设为自动并保持一定的开度。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（3）根据系统压力的变化，调节新氢的补充量。（4）找出系统压力变化的原因，控稳PIC10901。（5）根据换热器出入口温度和系统压力的变化判断内漏位置，并汇报装置主管和调度，如果情况严重，则作紧急停工处理。控制合理的反应深度，根据耗氢量调节系统压力。10.3.1循环氢中硫化氢含量的控制操作正常生产过程中，循环氢中的硫化氢含量控制在100～500PPm之间。循环氢中的硫化氢含量高，影响氢分压；硫化氢含量低影响催化剂，使催化剂还原。一般的调节方法是调整循环氢脱硫塔T101的气体副线的开度，硫化氢含量高则关小气体副线，硫化氢含量低则降低贫胺液进料量，如果贫胺液进料量已经比较低，则稍开T101的气体副线调节硫化氢含量。A、影响因素：1）贫胺液进料量低，硫化氢含量高；2）贫胺液浓度低，硫化氢含量高；3）循环氢循环量大，硫化氢含量高；4）脱硫前循环氢中硫化氢含量高，硫化氢含量高；5）原料油含硫高，硫化氢含量高；6）反应温度高，反应深度大，硫化氢含量高；7）T101气体副线开度大，硫化氢含量高；8）T101胺液发泡，硫化氢含量高；9）T101塔盘吹翻，硫化氢含量高。B、调节方法：内操适当调整贫胺液进料量，保证硫化氢含量合格；联系脱硫装置提高胺液浓度；联系调度提供含硫合格的原料油；4）降低反应温度和反应深度，保证硫化氢含量合格；5）关小T101的气体副线，降低循环氢中硫化氢含量；6）联系脱硫装置加阻泡剂；7）T101监视使用，适当的时候切出处理。10.3.2原料油温度的控制操作A、影响因素：1）界区外原料油温度变化。2)E101的换热效果。3）T201的塔底温度。4）T201的塔底产品量。5）E102、E103的换热效果差。6）TV10801/TV20501A/B失灵或开度不合适。B、调节方法：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1）联系调度及罐区，控制原料油温度在150℃以上。2）控稳分馏塔T201的塔底温度和常渣量，避免大波动。3）联系仪表处理好201TV0605/201TV20501A/B，维持其合适的开度。在每次检修期间都要对E101、E102、E203进行彻底的清理。10.3.1V101的控制操作（液位、压力、温度）V101（原料油缓冲罐）的控制操作压力控制操作设计压力PIC10101操作压力安全阀SV-101A/B定压0.78MPa0.4MPa0.78MPa控制原理当压力下降时，通过罐顶压力分程控制回路PIC10101控制调节阀PV10101A充入氮气或瓦斯补压；当压力上升时，控制调节阀PV10101B排出气体泄压，控制容器压力在操作指标范围。控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。非正常操作影响因素控制操作1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动全关B阀同时打开A阀进行调节。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、液位上升或下降过快，导致容器空容变化较快，压控系统不能及时调节2、内操降低或提高原料进料量，保持进料量稳定3、内操提高或降低原料抽出量，保持抽出量稳定*4、外操使用压控调节阀副线配合操作2、原料中易闪蒸挥发的轻组分气体含量变化较大，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动全关B阀同时打开A阀进行调节。2、内操联系调度查找原料变化情况，要求调度提供稳定的原料,并查看原料带水情况。3、必要时，内操调整混合原料比例或者切换原料*4、外操使用压控调节阀副线配合操作3、仪表故障：压力测量假信号1、外操查看现场压力指示配合内操操作2、内操联系仪表工处理4、仪表故障：压控阀不动作1、外操使用调节阀副线配合操作2、内操联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标64.8m350%～70%≤45%，≥75%控制原理由DCS液位串级控制回路LIC10101单独控制减渣及重蜡进料控制阀FV10102或开工蜡柴油进料控制阀FV10106，使V101内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标内范围。2、控制各路进料比例不做大的调整3、控稳容器压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据另一组液位计的指示，内操将DCS调节液位控制阀切换到另一组控制或改为手动调节或改手动流量调节2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液位指示全部失灵1、内操参考压控阀开度变化情况判别液位变化大致情况2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理3、外操观察备用泵入口压力表指示辅助判断液位变化情况3、仪表故障：压控阀不动作1、外操使用调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理4、抽出物料流量突然增大或减小导致液位变化大1、内操手动调整进料流量控制阀置于合适位置后再投自动2、内操提高或降低原料抽出量*3、外操使用流量调节阀副线配合操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5、进料中的一路或两路进料中断1、内操适当降低抽出量2、提高未中断的一路进料流量3、内操联系调度查找原因（焦化蜡油中断查看是否为过滤器原因）*4、外操改部分塔底油循环补充中断的进料注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度操作温度173℃153℃正常情况下，进料温度不会超高；但在改塔底尾油循环尤其是全循环时要保证该温度最高不超过160℃。10.3.1V102的控制操作（液位、压力、温度、联锁）V102（滤后原料油缓冲罐）的压力控制操作设计压力PIC10301操作压力安全阀SV-102A/B定压0.78MPa0.40MPa0.78MPa控制原理当压力下降时，通过罐顶压力分程控制回路PIC10301控制调节阀PV10301A充入氮气或瓦斯补压；当压力上升时，控制调节阀PV10301B排出气体泄压，控制容器压力在操作指标范围。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。非正常操作影响因素控制操作1、液位上升或下降过快，导致容器空容变化较快，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动全关B阀同时打开A阀进行调节。2、内操降低或提高原料进料量，保持进料量稳定3、内操提高或降低原料抽出量，保持抽出量稳定*4、外操使用压控调节阀副线配合操作2、原料中易闪蒸挥发的轻组分气体含量变化较大，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动全关B阀同时打开A阀进行调节。2、内操联系调度查找原料变化情况，要求调度提供稳定的原料,并查看原料带水情况。3、必要时，内操调整混合原料比例或者切换原料*4、外操使用压控调节阀副线配合操作3、仪表故障：压力测量假信号1、外操查看现场压力指示配合内操操作2、内操联系仪表工处理1、外操使用调节阀副线配合操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4、仪表故障：压控阀不动作2、内操联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标LIC10301报警操作液位指标64.8m350%～70%≤50%，≥70%控制原理由液位控制回路LIC10301串级自动或手动调节流量控制阀FV10304调整进料流量，保证V102内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。由于V102的低液位带有联锁自动停201P102的设置，故建议LIC10301不低于50%较为合适。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制FIC10303进料量不作大的调整。3、控稳容器压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据另一组位计的指示，内操将自动调节改为手动。2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液位指示全部失灵1、内操参考压控阀开度变化情况判别液位变化大致情况2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理3、外操观察备用泵入口压力表指示辅助判断液位变化情况3、仪表故障：液控阀不动作1、外操使用调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理4、抽出物料流量突然增大或减小导致液位变化大1、内操手动调整进料流量控制阀2内操提高或降低原料抽出量、*3、外操使用流量调节阀副线配合操作1、内操适当降低抽出量349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5、进料中的一路或多路进料中断2、提高未中断的一路进料流量3、内操联系调度查找原因（焦化蜡油中断查看是否为过滤器原因）*4、外操改部分塔底油循环补充中断的进料注：*（建议不要轻易使用此措施）注意：当V102液位出现大幅波动或显著升高时，请注意V102入口流控阀FV10304的开度，及时开启已关闭的FV10304，防止流控阀前管线憋压，导致换101憋漏。温度控制操作设计温度操作温度305℃285℃正常情况下，进料温度不会超高。10.3.1V103的控制操作（液位、压力、温度、联锁）V103（热高压分离器）的压力控制操作热高压分离器V103的设计压力为16.17Mpa，正常操作压力为15.4Mpa。液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标33.9m340%～50%≤40%，≥50%控制原理349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程由DCS液位控制开关LCS10801分别调节LV10801A和LV10801B、LV10801C液位控制阀，正常时LV10801B、LV10801C串级控制液位，物料全部通过LV10801C经透平回收能量，LV10801B作为补充调整，当透平不投用时，物流只通过LV10801A，通过开关LCS10801实现液位控制。由于V103的低液位带有联锁自动关连锁阀的设置，故建议LIA10801不低于40%较为合适。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制FIC10303进料量与LIA10801液位设定不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据另一组液位计的指示，内操将DCS调节液位控制阀切换到另一组控制或改为手动调节2、内操联系仪表来处理2、仪表故障：液位指示全部失灵1、内操参考液控阀以前的开度情况判别液位变化大致情况2、内操调节液控阀开度确保物料平衡并联系仪表处理3、内操观察V104液位指示辅助判断液位变化情况3、仪表故障：液控阀卡1、内操切换到另一组调节阀调节2、外操手动调节阀配合操作3、内操联系仪表处理4、反应进料流量突然增大或减小导致液位变化大1、内操调整反应进料的给定值（自动状态）2、内操手动开关反应进料流量控制阀（手动状态）3、内操手动调整液位调节阀的开度调节液位5、反应深度变化1、内操适当调整反应床层温度2、根据液位变化及时调整液控阀的开度6、循环氢流量变化1、内操适当调整循环氢流量，稳定循环量2、根据液位变化及时调整液控阀的开度温度控制操作设计温度℃操作温度℃454320～360控制原理当温度低于设定的温度时，温控调节阀TV10801开大，减少进换热器的原料油的量，原料油带走的热量减少，故V103进料温度提高；当温度高于设定的温度时，温控调节阀TV10801关小，进换热器的原料油增多，原料油带走的热量增加，故V103的进料温度降低。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查温度控制系统是否工作正常，努力控稳进料温度。2、迅速判断造成温度波动的其它原因，在不影响加热炉负荷的前提下尽量保持反应系统的热量平衡。非正常操作影响因素控制操作1、仪表失灵，造成温控阀误动作1、内操联系仪表处理2、内操将温控阀改手动调节3、内操参考换热器进出口温度调节温控阀的开度2、温控阀卡，造成温控失灵1、内操联系仪表处理2、外操手动调节配合操作3、混合进料量波动大1、内操根据生产要求适当调整原料油进料量和混氢流量2、内操检查进料流控和混氢流控是否故障并联系仪表处理4、反应床层温度波动1、内操迅速找出床层温度波动的原因2、联系调度提供性质稳定的原料3、内操尽量稳定床层温度正常情况下，进料温度不会有大的波动。联锁控制热高分的液位设有液位低低联锁关连锁阀的设置，低低限为18%。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.3.1V105的控制操作（液位、界位、压力、温度、联锁）V105（冷高压分离器）的压力控制操作设计压力操作压力安全阀SV104A/B定压15.8615.0MPa15.86控制原理此压力作为整个反应系统的压力控制点，当压力低于设定压力时，通过压力递推控制系统分程选择控制回路控制新氢机逐级返回压控调节阀，将系统压力提高到设定值；当压力超过设定压力时，通过压力递推控制系统分程选择控制回路控制新氢机逐级返回压控调节阀，控制调节阀开大返回，将系统压力降低到设定的压力值，压缩机入口压力高时，开启排火炬压控阀来维持系统压力稳定。控制原则1、内外操配合首先检查新氢机压力控制系统是否正常工作，保证新氢机入口和系统压力稳定。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、根据原料油性质和反应床层温度调整新氢机的负荷，控制补充氢量和系统反应耗氢量的平衡。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障，压力测量假信号1、内操与班长根据原料油性质与新氢机负荷判断系统压力变化情况2、内操将新氢机压控系统改手动调节，根据反应其余部位的压力变化情况调整新氢量3、内操联系仪表处理2、新氢机故障，造成新氢量波动1、外操切换备用机*2、必要时，内操调整进料量3、新氢中断1、内操根据实际情况紧急降温降量2、外操将塔底油改反应分馏系统循环3、内操与制氢联系视中断时间作是否停车或降量处理4、耗氢量变化大，导致系统压力变化大1、内操根据原料油性质和耗氢量变化及时调整新氢量*2、联系调度调整原料油的进料比例或切换较好的原料油*3、内操根据原料油性质适当调整反应温度注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标14.1m340%～50%≤40%，≥50%控制原理由DCS液位控制回路LC10902自动或手动调节控制阀LV10902A/B调整液位，保证V105内有一定的液位防止高压串低压，保证进出物料平衡。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制反应床层温度CAT与LC10902的给定不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据另一组液位计和冷低分V109的液位的指示，内操将DCS自动调节液位控制阀改为手动液位调节2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液位指示全部失灵1、内操参考液控阀开度变化情况判别液位变化大致情况2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理3、液控阀开度突然增大或减小导致液位变化大1、内操手动开关液位控制阀（手动状态），稳定液位*2、外操手动调节配合操作3、内操迅速找出液控阀开度波动的原因，针对处理4、高压空冷出口温度高，液位低1、联系外操加开空冷，适当降低空冷出口温度2、保证正常注水量，稳定空冷出口温度3、内操根据处理量调整循环氢的循环量5、高压空冷出口温度低，液位高1、联系外操停一台空冷2、内操根据处理量适当降低注水量6、热高分温度高，液位高1、内操根据生产需要适当降低热高分的温度2、内操手动开大液控阀的开度，加大排出7、热高分温度低，液位低1、内操根据生产需要适当提高热高分的温度2、内操手动关小液控阀的开度，减小排出349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程8、反应床层温度波动，液位波动1、内操控稳反应床层温度2、迅速找出反应床层温度波动的原因3、根据液位情况手动调整冷高分的液位，防止高压串低压注：*（建议不要轻易使用此措施）界位控制操作正常液位操作指标报警操作界位指标30%～50%≤30%，≥50%控制原理由DCS界位控制回路LIC10903自动或手动调节控制阀LV10903A/B调整界位，保证V105水包内有一定的水位防止酸性水带油。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证界位在安全指标范围内。2、控制注水量与LIC10903的给定不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：界位测量假信号1、根据现场玻璃板和冷低分V109的界位变化的指示，内操将DCS自动调节界位控制阀改为手动界位调节2、内操联系仪表处理2、仪表故障：界位指示全部失灵1、内操参考界控阀开度变化情况判别界位变化大致情况2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理3、界控阀开度突然增大或减小导至界位变化大1、内操手动开关界位控制阀（手动状态），稳定界位*2、外操手动调节配合操作3、内操迅速找出界控阀开度波动的原因，针对处理4、注水量波动导致界位变化1、联系外操检查注水泵运行情况2、内操增加或减少注水量*3、根据界位情况联系外操改副线操作注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度℃操作温度℃15050控制原理冷高分的温度主要由高压空冷的负荷和台数决定，高压空冷的负荷可通过调节电机变频器调节，也可通过增减空冷台数来完成冷高分温度的控制。当冷高分的温度较低时，可以减少一台或两台空冷，或者降低空冷电机变频器的输出以节省能耗；当冷高分的温度较高时，可以增加一台或两台空冷，也可以增加空冷变频器的输出值来完成。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合检查空冷的运行情况。2、内操控制空冷的出口温度不超过50℃，确保循环机的安全平稳运行。非正常操作影响因素控制操作1、空冷停电，冷高分温度高1、通知调度，联系电工，及时恢复供电2、联系外操及时启动空冷恢复运转2、空冷故障，冷高分温度高1、内操调整在运空冷电机负荷2、必要时请示调度降低装置处理量，降低氢气循环量联锁控制冷高分的液位、界位均带有低低联锁关阀的设置，液位低低限为7%，界位低低限为22.2%。10.3.1V104的控制操作（液位、压力、温度）V104（热低压分离器）的压力控制操作设计压力操作压力安全阀SV105A/B定压1.88MPa1.7MPa1.88MPa热低分的压力靠冷低压闪蒸罐的压控进行控制，其自身没有压力控制系统。液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标31m340%～50%≤40%，≥50%控制原理由DCS液位串级控制回路LIC11001自动或手动控制进分馏塔T201的进料流控阀FV11002，保证V104内有一定液位的罐容防止高压串低压，保证进出物料平衡。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控稳LIC11001与LI10801（热高分液位）3、控稳容器压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、参考现场液位计指示，内操将液控改为手动调节2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液位指示全部失灵1、内操参考进料量、T201进料流量、热高分液控阀和T201进料控制阀的开度及T201液位变化情况判别液位变化大致情况2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理3、仪表故障：压力波动1、外操使用V109压控调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理4、T201进料流量突然增大或减小导致液位变化大1、内操调整V104液位的给定值（自动状态）2、内操手动开关T201进料流量控制阀（手动状态）3、内操提高或降低热高分的排出量*4、外操使用T201进料流量调节阀副线配合操作注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度℃操作温度℃430360热低分的温度完全靠热高分提供，其自身没有温度控制手段。10.3.1V109的控制操作（液位、界位、压力、温度）V109（冷低压分离器）的压力控制操作设计压力操作压力安全阀SV106A/B定压1.78MPa1.6MPa1.78MPa控制原理当压力低于设定压力时，罐顶压力控制回路PIC11301控制调节阀PV11301关小，罐内压力升高；当压力超过设定压力时，控制调节阀PV11301开大排出气体泄压，控制容器压力在操作指标范围。控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程非正常操作影响因素控制操作1、液位上升或下降过快，导致容器空容变化较快，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并开大压控阀进行调节；压力过低时，手动关小压控阀进行调节。2、内操降低或提高冷高分的抽出，保持冷高分压力稳定冷低分进料流量稳定3、内操根据液位变化及时调整FV11302的开度，稳定液位*4、外操使用压控调节阀副线配合操作2、轻烃中易闪蒸挥发的轻组分气体含量变化较大，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并开大压控阀进行调节；压力过低时，手动关小压控阀进行调节。2、内操适当调整反应深度*3、外操使用压控调节阀副线配合操作3、仪表故障：压力测量假信号1、外操查看现场压力表指示配合内操操作2、内操联系仪表工处理4、仪表故障：压控阀不动作1、外操使用调节阀副线配合操作2、内操联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标6.6m340%～50%≤40%，≥50%349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原理液位控制器LIC11302与流量FIC11302串级控制冷低分液位。也可单独使用FIC11302自动或手动控制液位。D104应保持稳定的液位，达到缓冲脱水的目的，保证进出物料平衡。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制液控阀LIC11302与FIC11302的给定不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据现场玻璃板液位计指示，内操将DCS自动调节液位控制阀改为手动液位调节2、内操联系仪表处理2、液控阀开度突然增大或减小导致液位变化大1、内操手动开关液位控制阀（手动状态），稳定液位*2、外操使用液位调节阀副线配合操作3、内操迅速找出液控阀开度波动的原因，针对处理4、内操手动调整轻烃抽出量5、联系仪表校对流量注：*（建议不要轻易使用此措施）界位控制操作正常界位操作指标报警操作液位指标30%～50%≤30%，≥50%349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原理由DCS界位控制回路LIC11301自动或手动调节控制阀LV11301，保证V109水包内有一定的水位防止酸性水带油。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证界位在安全指标范围内。2、控制LIC11301的给定不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：界位测量假信号1、根据现场玻璃板的界位指示，内操将DCS自动调节界位控制阀改为手动界位调节2、内操联系仪表处理2、界控阀开度突然增大或减小导致界位变化大1、内操手动开关界位控制阀（手动状态），稳定界位*2、外操使用界位调节阀副线配合操作3、内操迅速找出界控阀开度波动的原因，针对处理3、冷高分脱水效果不好导致界位变高1、内操根据界位变化及时调整界控阀的开度，防止界位过满*2、根据界位情况联系外操改副线操作4、注水量变化大导致冷高分界位高，带水入冷低分1、内操降低注水量，开大界控阀2、内操开大冷低分的界控阀注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度℃操作温度℃15050冷低分的温度由冷高分油的温度和空冷A102的负荷决定。10.3.1V106的控制操作（液位、压力、温度）V106（注水罐）的压力控制操作设计压力操作压力安全阀SV103A/B定压0.78MPa0.60MPa0.78MPa控制原理当压力低于设定压力时，通过罐顶压力分程控制回路PIC10401控制调节阀PV10401A充入氮气补压；当压力超过设定压力时，控制调节阀PV10401B放大气，控制容器压力在操作指标范围。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。非正常操作影响因素控制操作1、液位上升或下降过快，导致容器空容变化较快，压控系统不能及时调节1、压力过高时，将压控系统由自动改为手动并全关A阀同时打开B阀进行调节；压力过低时，手动全关B阀同时打开A阀进行调节。2、内操降低或提高进装置除盐水、净化水的流量，保持LIC10401的稳定3、内操提高或降低注水和给水量，保持FIC10405稳定，保证反应注水*4、外操使用压控调节阀副线配合操作2、仪表故障：压力测量假信号1、外操查看现场压力指示配合内操操作2、内操联系仪表工处理3、仪表故障：压控阀不动作1、外操使用调节阀副线配合操作2、内操联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（60%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标9.1m3LIC1040140%～60%≤40%，≥60%控制原理由DCS液位控制回路LIC10401自动或手动控制FIC10402来调节进V106的除氧水流量，保证V106内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡，通过FIC10401控制净化水进装置的流量≯349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程FI10405的50%。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控稳FIC10401、LIC10401及FIC10405,反应注水不作大的调整。3、控稳容器压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据现场玻璃板液位计的指示，内操将DCS自动调节液位控制阀改为手动液位调节2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液控阀不动作1、外操使用液位调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理3、抽出物料流量突然增大或减小导致液位变化大1、内操调整液控阀的给定值（自动状态）2、内操手动开关液位控制阀（手动状态）3、内操提高或降低反应注水量*4、外操使用注水调节阀4、外供水中断1、内操适当降低注水量3、联系调度，尽快恢复除氧水和净化水的供应注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度℃操作温度℃9070349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程通过除氧水冷却器E106冷却进装置除氧水，再与净化水混合，达到注水温度的控制。10.3.1T101的控制操作（液位、流量、压力、温度、联锁）T101（循环氢脱硫塔）的压力控制操作设计压力操作压力15.86MPa15.08MPa循环氢脱硫塔的压力由反应系统的压力决定，其压力控制由新氢机的压力递推控制系统来完成。液位控制操作正常液位操作指标报警操作液位指标LIC1110345%～55%≤30%，≥80%控制原理由DCS液位控制回路LIC11103自动或手动调节LV11103A或LV11103B液位控制阀，保证T101内有一定液位的罐容达到防止高压串低压的目的，保证进出物料的平衡。由于T101的低液位带有联锁自动跳事故阀的设置，故建议T101不低于45%较为合适。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制FIC11603进料量不作大的调整。3、控稳系统压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、根据另一组液位指示或现场液位计的指示，内操将DCS自动调节液位控制阀信号来源切换或改为手动液位调节2、内操联系仪表处理21、内操参考贫胺液进料阀和液控阀开度变化情况判别液位变化大致情况349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程、仪表故障：液位指示全部失灵2、内操调节进出物料流量确保物料平衡并联系仪表处理比对FIC11603进料量与FI11502流量的变化来控稳T101液位3、胺液发泡，导致液位显示失灵1、外操打开撇油线配合操作2、内操联系脱硫装置加阻泡剂3、内操根据V114压力和液位调整液控阀的开度，比对FIC11603进料量与FI11502流量的变化来控稳T101液位4、液控阀开度突然增大或减小导致液位变化大1、内操调整液控阀的给定值（自动状态）2、内操手动开关液控阀（手动状态）3、内操提高或降低贫胺液进料量5、P104故障导致贫胺液进料中断1、内操调整关小液控阀，切换泵运行2、当液位继续降低时启动连锁阀流量控制操作正常操作流量指标报警操作流量指标45T/H控制原理当流量低于设定流量时，流量控制阀开大，流量增加；当流量高于设定流量时，流量控制阀关小，流量减小。通过检测流量与设定流量的比较，流量控制阀将流量控制在设定流量附近作小幅波动。控制原则1、内外操配合检查流量控制系统是否工作正常，保证流量在控制指标范围以内。2、内操迅速找出流量波动的原因，在不影响下游设备正常生产的前提下，保证物料的流量平衡。非正常操作影响因素控制操作1、仪表失灵，流控阀误动作1、内操将流控阀改手动操作，控稳贫胺液的流量2、外操检查流控阀的动作情况3、内操联系仪表处理2、流控阀卡1、联系外操改流控阀副线进行操作2、内外操配合检查流控阀的运行情况3、内操联系仪表处理3、贫胺液泵P104故障1、通知班长，联系钳工处理2、内操手动控制流控阀3、外操切换备用泵4、贫胺缓冲罐液位低，导致泵上量不稳1、联系外操注意检查贫胺泵的运行情况2、内操手动关小流控阀3、内操手动开大液控阀，补充液位至正常值联锁操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程T101的液位带有低低液位开关联锁设置，当T101液位开关检测液位低于18％时，塔底富液出口调节阀自动关闭。检查T101的液位变化，条件允许时要及时恢复液位控制。温度控制操作设计温度℃操作温度℃15066.2T101的气体温度由冷高分的温度决定，贫胺液的温度由脱硫装置决定。10.3.1V107的控制操作（液位、压力、温度）V107（循环氢脱硫塔入口分液罐）的压力控制操作设计压力操作压力MPa15MPa循环氢脱硫塔入口分液罐V107的压力与反应系统的压力一样，同系统压力保持平衡，其本身没有压力控制手段。液位控制操作正常液位操作指标报警操作液位指标LIC1110420～35%≥50%≤15%控制原理由V107罐底液控阀LV11104控制，其液位在中控室和现场都有显示，并在中控室设有高低报警。温度控制操作设计温度℃操作温度℃15050该温度由循环氢温度决定。10.3.2V108的控制操作（液位、压力、温度）V108（循环氢压缩机入口分液罐）的压力控制操作设计压力操作压力15.8615.05MPa控制原理由系统压力决定，压力低时新氢机组补充新氢；压力高于设定值时，罐顶PIC11101自动开启。控制原则1、内外操配合首先检查新氢机压力控制系统是否正常工作，保证新氢机入口和系统压力稳定。2、迅速判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、根据原料油性质和反应床层温度调整新氢机的负荷，控制补充氢量和系统反应耗氢量的平衡。4、一般状况下，PIC11101排废氢阀保持全关，根据系统氢纯度的需要决定是否开启排废氢阀。非正常操作影响因素控制操作11、内操与班长根据V105压力判断系统压力349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程、仪表故障，压力测量假信号2、内操将PIC11101排废氢阀置于手动全关状态3、内操联系仪表处理2、新氢机故障，造成新氢量波动1、外操切换备用机*2、必要时，内操调整进料量3、新氢中断1、内操根据实际情况紧急降温降量*2、外操将塔底油改反应分馏系统循环3、内操与制氢联系视中断时间作是否停车或降量处理4、耗氢量变化大，导致系统压力变化大1、内操根据原料油性质和耗氢量变化及时调整新氢量*2、联系调度调整原料油的进料比例或切换较好的原料油*3、内操根据原料油性质适当调整反应温度注：*（建议不要轻易使用此措施）液位控制操作设计罐容（10%液位）正常液位操作指标报警操作液位指标1.4m3LIC1110520～35%≥50%≤15%控制原理由V108罐底液控阀LV11105控制，自动打开排液阀向富胺液出装置线排液，其液位在中控室和现场都有显示，在中控室设有高低报警，并有液位高高三取二连锁。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制好循环氢脱硫塔的操作，控制循环氢与贫胺液进料量不作大的调整。3、控稳系统压力，防止系统压力大波动。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1、将LV11105改手动控制2、内操联系仪表处理2、T101操作波动，导致循环氢带液1、外操用LV11105控制好液位2、内操控稳T101的操作3、胺液发泡时通知一单元加阻泡剂4、内操将循环氢部分改走T101旁路注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度℃操作温度℃15057.9该温度由循环氢温度和贫胺液温度共同决定，本身不作为一种调节手段。10.3.1注水操作(流量调整、水质要求)渣油加氢的注水由共三台注水泵P103A/B/C来完成。正常情况下，注水量指标为17t/h。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程正常操作过程中，装置连续注水点只有一个：A101前，A102与E104前注水为间断注水，约定为每周改注水8小时。对注水的质量要求中，最严格的是氧含量，因为水中所溶解的氧会氧化反应器流出物的硫化氢和其他硫化物，生成元素硫而引起堵塞、腐蚀和无法从产品中分离等问题。对注水的质量要求如下：固化物含量：最大25üg/g氯离子含量：最大5üg/g氧含量：最大50ng/g氨含量：最大100üg/g硫化氢含量：100üg/gPH值：7~9为了节约用水，通常考虑采用经过多种手段处理的酸性净化水回用作为加氢装置的高压系统注水。但在此情况下，经过处理的酸性净化水占总注水量的比例不能超过50%，同时其杂质含量应满足上述指标。10.3.1T201的控制操作（温度、汽提蒸汽、塔顶压力、液位）10.3.23.1T201温度控制操作设计温度操作温度370℃顶153℃，底350℃控制原理当塔顶温度变化时，通过TIC20102串级控制回路控制FIC20104调整塔顶回流量，或FIC20104单独自动或手动流量调节调整塔顶回流量，达到控制塔顶温度的目的。控制原则1、通过控制进出物料的平衡，达到控制进出热量平衡的目的。2、通过控制塔顶回流比，控制好塔顶温度。非正常操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程影响因素调节方法回流量不稳稳定回流量回流温度变化控制好塔顶系统的冷却温度进料带水加强V104、V105、V109的脱水进料不稳稳定进料进料温度变化控稳V103、V105温度进料性质波动控制好反应深度塔压波动稳定压力仪表不好用改手动或副线控制，联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.23.2汽提蒸汽温度及流量的控制汽提蒸汽的温度由3.5Mpa蒸汽进装置温度决定。T201的汽提蒸汽的流量由FIC20201来控制。该流量随汽提塔进料量与塔底温度的变化而变化。10.3.23.3T201系统压力的控制压力控制操作设计压力操作压力安全阀SV201-A/B定压1.3MPa1.1MPa1.28MPa控制原理压力高低通过压控阀PV20102的开度来控制外排的酸性气量实现控制。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳塔的压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其他原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、先控稳压力，再适当调整温度。非正常操作影响因素调节方法进料量变化控好冷、热低分的液面，稳定进料进料温度波动控稳V103与V105温度进料性质不稳稳定调整反应深度进料带水加强V104、V105、V109的脱水，稳住界面回流量变化大稳定回流量，不要轻易改变回流温度变化调节空冷风机的台数压控不好用联系仪表维修，改手动控制或改副线控制环境温度变化当温度下降时可减少回流，反之亦然塔底液位变化控稳塔底液面塔底温度变化控稳汽提蒸汽量，要求动力稳定蒸汽温度塔压波动查明原因，稳定塔压压控表不好用联系仪表校对，改手控或副线控349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.23.4T201液位的控制液位控制操作正常液位操作指标报警液位操作指标45%～55%≤20%，≥80%控制原理由DCS液位控制回路LIC20101与FIC20202和FIC20203串级控制,通过比例调节器使两路进炉201进料量FIC20202和FIC20203相等。也可自动设置FIC20202和FIC20203量使进出T201物料平衡，使T201塔底保持有一定的液位，以使T201中的轻、重组分充分分离，达到轻重组分物料的进出平衡。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内，控稳进F201的流量。2、控制进料的流量和温度不做大的调整。3、控稳塔的压力。非正常操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程影响因素调节方法进料不稳控稳V103、V104、V105、V109液面，稳定进料量进料性质变化控稳反应深度进料温度变化稳定V103与V105温度顶温不稳控稳顶回流量，维持顶部热量平衡塔压波动查明原因，稳定塔压塔底温度波动查明原因，稳定底温液控表不好用联系仪表校对，改手控或副线控注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.1T202的控制操作（汽提蒸汽、压力、顶温、液位、进料温度、抽出及回流控制）10.3.24.1汽提蒸汽温度及流量的控制汽提蒸汽的温度由分馏炉的负荷决定，当分馏炉负荷较大时，蒸汽的温度相对也较高；而当分馏炉负荷较小时，蒸汽的温度相对也较低。T202的汽提蒸汽的流量由FIC20301来控制。该流量随分馏塔进料量与塔底温度的变化而变化。10.3.24.2T202系统压力的控制压力控制操作设计压力操作压力0.35MPa0.14MPa控制原理压力高低通过分程调节压控阀PV20401A/B的开度来实现控制。当压力下降时，通过罐顶压力分程控制回路PIC10401控制调节阀PV10401A充入瓦斯补压；当压力上升时，控制调节阀PV10401B排出气体泄压，控制容器压力在操作指标范围。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳塔的压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其他原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、先控稳压力，再适当调整温度控制产品质量。非正常操作影响因素调节方法进料量变化控好T201的液面，稳定进料进料温度波动控稳F201出口温度进料性质不稳稳定调整反应深度回流量变化大稳定回流量，不要轻易改变回流温度变化加强E207的维护或调节空冷风机的台数回流带水加强V202的脱水压控不好用联系仪表维修，改手动控制或改副线控制环境温度变化当温度下降时可减少回流，反之亦然塔底液位变化控稳塔底液面塔底温度变化控稳汽提蒸汽温度和蒸汽量侧线抽出量不稳调整不宜频繁，幅度不要太大顶温及侧线温度不稳控稳顶回流量及侧线回流量，搞好热平衡塔压波动查明原因，稳定塔压P205上量不好切换备用泵，加强塔底泵的维护压控表不好用联系仪表校对，改手控或副线控注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.24.3T202顶温度的控制349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程温度控制操作设计温度操作温度386℃顶144℃，底359℃控制原理当塔顶温度变化时，通过TIC20303串级控制回路控制FIC20302调整塔顶回流量，或FIC20302单独自动或手动流量调节调整塔顶回流量，达到控制塔顶温度的目的。控制原则1、通过控制进出物料的平衡，达到控制进出热量平衡的目的。2、通过控制塔顶回流比，控制好塔顶温度的同时，控制好产品质量。非正常操作影响因素调节方法回流量不稳稳定回流量回流温度变化控制好塔顶系统的冷却温度回流带水加强V202的脱水侧线抽出量不稳稳定侧线抽出量中段循环回流量不稳稳定循环回流量及温度进料不稳稳定进料进料温度变化控稳F201出口温度进料性质波动控制好反应深度塔压波动稳定压力仪表不好用改手动或副线控制，联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.24.4T202液位的控制349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程液位控制操作正常液位操作指标报警液位操作指标45%～55%≤20%，≥80%控制原理由液位控制阀LV20301控制常渣出装置的量，使T202塔底保持有一定的液位，以使常渣中的轻、重组分充分分离，达到轻重组分物料的进出平衡。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制进料的流量和温度不做大的调整。3、控稳塔的压力。非正常操作影响因素调节方法进料不稳控稳T201液面，稳定进料量进料性质变化控稳反应深度进料温度变化稳定F201出口温度侧线抽出量不稳调整不宜频繁，幅度不要太大349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程顶温不稳控稳顶回流量，维持顶部热量平衡侧线温度不稳控稳侧线回流量，维持中段热量平衡塔压波动查明原因，稳定塔压P205抽空不上量切换备用泵，加强塔底泵的维护塔底温度波动查明原因，稳定底温液控表不好用联系仪表校对，改手控或副线控注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.24.5T202进料温度的控制进料温度的控制操作设计温度操作温度376℃371℃控制原理由DCS温度串级控制回路TIC20209和TIC20213自动或手动调节瓦斯压控阀PV20206A/B，保持分馏炉出口温度稳定。控制原则1、通过控制进出物料的平衡，控制好全塔的热量平衡。2、通过控制塔底液位的稳定，控制好塔底的热量平衡。3、控制塔底温度的稳定，控制好产品质量。非正常操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程影响因素调节方法进料量不稳稳定进料量,稳定T201液位进料温度变化控稳F201出口温度进料性质波动控制好反应深度联系调度提供性质稳定的原料塔压波动找出原因，稳定塔压仪表不好用外操改副线控制，内操联系仪表出理注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.24.6T202中段抽出量(柴油量)与抽出温度的控制中段抽出量（柴油量）与抽出温度的控制操作设计初期抽出量设计末期抽出量正常操作抽出量13.8t/h24.4t/h16t/h抽出温度正常操作抽出温度报警操作抽出温度235℃控制原理参考侧线抽出塔板温度控制T202柴油抽出量。控制原则控制T202的中段抽出温度稳定。控制T202的中段回流量和回流温度稳定控制F201出口温度稳定。控制塔顶回流温度和回流量以及塔顶温度稳定非正常操作影响因素调节方法塔顶回流温度变化控制好塔顶系统的冷却温度回流带水加强V202的脱水回流量不稳稳定回流量侧线抽出量不稳稳定侧线抽出量中段循环回流量不稳稳定循环回量及温度中段回流温度变化改手动调节T1C20305，稳定回流温度进料量不稳稳定T202进料量进料温度变化控稳F201出口温度进料性质波动控制好反应深度塔压波动稳定压力仪表不好用改手动或副线控制，联系仪表工处理注：*（建议不要轻易使用此措施）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.3.24.7T202中段回流温度的控制中段回流温度的控制正常操作条件报警操作温度指标207℃控制原理由DCS温度控制回路TIC20305分成控制或手动控制温度控制阀TV20305A/B，从而控制分配经过E202的流量与走旁路的流量来控制蒸汽发生器的管程出口温度即回流温度。控制原则控制中段抽出温度稳定。控制中段回流量稳定。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：温度测量假信号1、内操根据温度历史记录相应调整操作2、内操或者根据温控阀的阀位历史记录调整操作3、内操联系仪表处理2、仪表故障：温控阀不动作1、根据内操的要求，外操现场通过开关副线阀协助内操调整操作2、内操联系仪表来处理1、内操稳定T202的操作，防止中段抽出点温度大幅度波动349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3、中段抽出温度变化大，温控阀调整不及时2、内操手动调整温控阀的开度，调整中段回流温度3、内操调整中段回流量与顶回流量，稳定中段抽出温度4、内操控制进料温度与塔底温度稳定4、中段回流量变化大1、内操控稳中段回流量10.3.1T203液位的控制正常操作液位指标报警操作液位指标45%～55%≤20%，≥80%控制原理由DCS液位控制回路LIC20501自动或手动控制LV20501开度，和柴油抽出量控制回路FIC20501自动或手动控制FV20501开度协调控制。柴油抽出量应参考侧线抽出温度，保证分馏塔全塔稳定。控制原则控制柴油出装置的量稳定。控制柴油侧线温度TI20306稳定。非正常操作影响因素控制操作柴油抽出量波动LIC20501、FIC20501打手动，控稳柴油抽出量349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程柴油抽出温度波动调节柴油抽出量；稳定塔底温度抽出柴油的组分变化调整T202的操作，稳定柴油组分T203的塔底抽出量波动控稳柴油的抽出，如果是柴油泵有故障，则切换使用液位失灵根据现场液位手动控制，联系仪表处理注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.1V201的控制（液位、界位、压力、温度）V201（汽提塔顶回流罐）的控制操作液位的控制操作设计罐容（60%液位）正常操作液位指标报警操作液位指标7.6m3LIC2010245%～55%≤20%，≥80%控制原理由DCS液位控制回路LIC20102串级控制流控阀FV20105控制粗石脑油出装置的量，达到控制V201液位的目的。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制T201的进料量、温度和汽提蒸汽量不作大的调整。3、控稳容器的压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1外操根据玻璃板液位计的显示，指导内操将液控阀改手动控制2、内操联系仪表处理1、外操改液控调节阀副线配合操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2、仪表故障：液控阀不动作2、内操联系仪表处理3、塔顶挥发量大，液位升高1、联系反应内操控稳反应温度和反应深度2、控稳进料温度3、手动加大粗石脑油的排出4、控稳汽提塔的全塔热平衡4、塔顶温度高1、内操加大顶回流量2、联系外操增开空冷风机，降低回流温度注：*（建议不要轻易使用此措施）界位的控制操作正常操作界位指标报警操作界位指标30%～55%≤20%，≥80%控制原理由DCS界位控制回路LDIC20103自动或手动控制界位控制阀LDV20103控制酸性水出装置的量，达到控制V201界位的目的。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证界位在安全指标范围内。2、控制T201的汽提蒸汽量不作大的调整。3、控稳容器的压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：界位测量假信号1外操根据玻璃板界位计的显示，指导内操将界控阀改手动控制2、内操联系仪表处理2、仪表故障：界控阀不动作1、外操改界控调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理3、T201的汽提蒸汽量变大，界位升高1、内操控稳汽提蒸汽量2、手动加大酸性水的排出*3、必要时外操开界控副线辅助排酸性水4、酸性水后路不畅，界位升高1、联系调度及酸性水处理装置紧急处理2、界位无法外排，现场接胶皮管至地漏监护脱液处理注：*（建议不要轻易使用此措施）压力的控制操作设计压力PIC20102操作压力安全阀SV201A/B定压1.23MPa1.05MPa1.23MPa控制原理由DCS压力控制回路PIC20102调节压控阀PV20102的开度，控制外排的酸性气量实现控制。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳回流罐的压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其他原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、先控稳压力，再调整控制产品质量。非正常操作影响因素调节方法1、进料变化1、内操控好热、冷低分的液面，稳定进料量2、内操控稳V103、V105温度和进料温度3、内操调整反应深度4、内操加强V104、V105、V109的脱水，稳住界面2、回流变化1、稳定回流量，不要轻易改变2、调节空冷风机的台数，稳定回流温度3、仪表故障：压控阀不好用1、内操联系仪表处理*2、外操改手动副线控制4、环境温度变化1、当温度下降时可减少回流，反之亦然5、塔底液位变化1、控稳塔底液面6、塔底温度变化1、控稳塔底温度及吹汽量7、侧线温度与抽出量变化1、侧线抽出调整不宜频繁，幅度不要太大2、控稳顶回流量及侧线回流量，搞好热平衡8、塔压波动1、查明原因，稳定塔压9、F201进料流控阀故障1、改流控阀为单独自动或手动调节。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2、内操控制好塔底温度，稳定拔出率*3、流控阀改副线操作4、联系仪表检查注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度操作温度70℃50℃控制原理V201的温度与塔顶挥发量、塔顶温度、空冷A201的负荷以及环境温度有关。主要的控制手段是降低塔顶的温度，降低塔顶的温度主要靠顶回流量来控制。一般情况下，V201的温度不作为调整的手段。V201入口温度可以通过变频风机来控制；V201的温度也可以通过调整空冷的台数调整，当V201的温度较低时，可以减少一台或多台空冷；当V201的温度较高时，在空冷未全开的情况下可以增加一台或全开空冷。控制原则1、内外操配合检查空冷的运行情况。2、内操控制空冷的出口温度不超过50℃，确保塔顶石脑油的产品质量。非正常操作影响因素控制操作1、空冷停电，V201温度高1、通知调度，联系电工，及时恢复供电2、联系外操及时启动空冷恢复运转2、空冷故障，V201温度高1、增开没有投用空冷2、必要时请示调度降低装置处理量，降低反应的床层温度3、塔顶挥发量大、温度高1、内操降低反应床层温度CAT，适当降低反应深度2、外操检查空冷情况，必要时全开空冷3、内操加大顶回流量，降低塔顶温度4、内操加大中段回流量，降低分馏塔的中部温度注：*（建议不要轻易使用此措施）10.3.1V202的控制（液位、界位、压力、温度）V202（分馏塔顶回流罐）的控制操作液位的控制操作设计罐容（60%液位）正常操作液位指标报警操作液位指标13.5m3LIC2040145%～55%≤20%，≥80%控制原理由DCS液位控制回路LIC20401串级控制流控阀FV20401控制石脑油出装置的量，达到控制V202液位的目的。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证液位在安全指标范围内。2、控制T202的进料量、温度和汽提蒸汽进料量不作大的调整。3、控稳容器的压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：液位测量假信号1外操根据玻璃板液位计的显示，指导内操将液控阀改手动控制2、内操联系仪表处理2、仪表故障：液控阀不动作1、外操改液控调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理3、塔顶挥发量大，液位升高1、联系反应内操控稳反应温度和反应深度2、控稳F201出口温度3、手动加大石脑油的排出4、控稳分馏塔的全塔热平衡4、塔顶温度高1、内操加大顶回流量2、联系外操增开空冷风机，降低回流温度注：*（建议不要轻易使用此措施）界位的控制操作正常操作界位指标报警操作界位指标45%～55%≤20%，≥80%控制原理349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程由DCS界位控制回路LdIC20402自动或手动控制界位控制阀LdV20402控制酸性水出装置的量，达到控制V202界位的目的。控制原则1、控制进出物料流量平衡，保证界位在安全指标范围内。2、控制T202的汽提蒸汽量不作大的调整。3、控稳容器的压力。非正常操作影响因素控制操作1、仪表故障：界位测量假信号1外操根据玻璃板界位计的显示，指导内操将界控阀改手动控制2、内操联系仪表处理2、仪表故障：界控阀不动作1、外操改界控调节阀副线配合操作2、内操联系仪表处理3、T202的汽提蒸汽量变大，界位升高1、内操控稳汽提蒸汽量2、手动加大酸性水的排出*3、必要时外操开界控副线辅助排酸性水4、酸性水后路不畅，界位升高1、联系调度及酸性水处理装置紧急处理2、界位无法外排，现场接胶皮管至地漏监护脱液处理注：*（建议不要轻易使用此措施）压力的控制操作设计压力PIC20401操作压力安全阀SV202A/B定压0.35MPa0.09MPa0.35MPa控制原理压力高低通过分程调节压控阀PV20401A349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程/B的开度来实现控制。当压力下降时，通过罐顶压力分程控制回路PIC10401控制调节阀PV10401A充入瓦斯补压；当压力上升时，控制调节阀PV10401B排出气体泄压，控制容器压力在操作指标范围。控制原则1、内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳回流罐的压力、液位。2、迅速判断造成压力波动的其他原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料流量平衡、压力平衡。3、先控稳压力，再适当调整温度控制产品质量。非正常操作影响因素调节方法1、进料变化1、内操控好T201液面，稳定进料量2、内操控稳F201出口温度3、内操调整反应深度2、回流变化1、稳定回流量，不要轻易改变2、加强E207的维护或调节空冷风机的台数，稳定回流温度3、仪表故障：压控阀不好用1、内操联系仪表处理*2、外操改手动副线控制4、环境温度变化1、当温度下降时可减少回流，反之亦然5、塔底液位变化1、控稳塔底液面6、塔底温度变化1、控稳塔底温度及吹汽量7、侧线温度与抽出量变化1、侧线抽出调整不宜频繁，幅度不要太大2、控稳顶回流量及侧线回流量，搞好热平衡8、塔压波动1、查明原因，稳定塔压9、P205上量不好1、外操切换备用泵，加强塔底泵的维护2、内操控制好塔底温度，稳定拔出率3、联系钳工检查注：*（建议不要轻易使用此措施）温度控制操作设计温度操作温度70℃50℃控制原理V202的温度与塔顶挥发量、塔顶温度、空冷A202的负荷、水冷E207的负荷以及循环水的温度与环境温度有关。主要的控制手段是降低塔顶的温度，降低塔顶的温度主要靠顶回流量来控制。一般情况下，V202的温度不作为调整的手段。V202入口温度可以通过变频风机来控制；V202的温度也可以通过调整空冷的台数调整，当V202的温度较低时，可以减少一台或多台空冷；当V202的温度较高时，在空冷未全开的情况下可以增加一台或全开空冷。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程控制原则1、内外操配合检查空冷与水冷的运行情况。2、内操控制空冷的出口温度不超过50℃，确保塔顶石脑油的产品质量。非正常操作影响因素控制操作1、空冷停电，V202温度高1、通知调度，联系电工，及时恢复供电2、联系外操及时启动空冷恢复运转2、空冷故障，V202温度高1、增开没有投用空冷2、必要时请示调度降低装置处理量，降低反应的床层温度3、塔顶挥发量大、温度高1、内操降低反应床层温度CAT，适当降低反应深度2、外操检查空冷情况，必要时全开空冷3、外操检查水冷情况，必要时全开水冷的上下游手阀4、内操加大顶回流量，降低塔顶温度5、内操加大中段回流量，降低分馏塔的中部温度4、水冷器循环水压力低，温度高1、内操联系调度提高循环水压力2、外操现场检查水冷的运行情况5、水冷器故障，换热效果下降1、外操检查水冷器的运行情况，找出换热效果下降的原因2、内操根据水冷的出口温度调整塔顶温度3、必要时请示调度降低装置处理量注：*（建议不要轻易使用此措施）10.4渣油加氢现场操作10.4.1高压换热器操作方法10.4.1.1使用前的检查、准备工作1)检查换热器静电接地是否良好。2)检查地脚螺栓及各联接法兰螺栓是否松动。(滑动端应留有间隙)3)检查换热器壳体表面有无变形、碰伤裂纹、锈蚀麻坑等缺陷。4)检查内、外圈顶丝是否拧紧、顶丝数量是否齐全。5)气密试验与系统一起进行,试验时，要检查信号孔有无泄漏现象。10.4.1.2换热器的投用和停用1)在投用换热器前应首先检查放空阀是否关闭。2)投用换热器时应先开冷流，后开热流。停用时应先停热流，后停冷流。3)在投用过程中，先开出口，后开入口，防止憋压。4)在投用过程中，热流侧开关阀门要缓慢，防止因升温过快而出现泄漏。5)349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程用蒸汽吹扫换热器时，吹扫一程时，要将另一程的放空阀或进出口阀打开，防止介质受热膨胀而憋压。引蒸汽时要缓慢，以防水击。1)要经常检查换热器的温度、压力是否正常，管壳程是否有内漏，头盖、丝堵、法兰、放空阀等有无渗漏。10.4.1.1使用中的注意事项1)严禁超温、超压，以免影响使用寿命及损坏设备2)严禁换热器单面受热，以免发生泄漏，一旦发生泄漏，应及时做相应处理。3)严禁升降温速度过快，流量调节要缓慢。4)正常使用中注意检查信号孔有无泄漏。如果有，应将顶丝拧紧，拧紧顶丝时要包含所有顶丝。5)检查换热器的膨胀量。6)系统升压时，高压换热器两侧的压差要小于规定值，以免出现内漏现象。10.4.1低压换热器操作方法10.4.2.1使用前的检查准备工作1)检查换热器静电接地是否良好。2)检查地脚螺栓及各联接法兰螺栓是否松动。(滑动端应留有间隙)3)检查出入口阀门是否完好，手轮是否齐全好用。4)检查换热器壳体表面有无变形、碰伤裂纹、锈蚀麻坑等缺陷。5)检查温度、压力表等仪表是否好用6)试压合格后，方可使用；10.4.2.2使用时的注意事项1)严禁超温、超压，以免影响使用寿命及损坏设备2)严禁换热器单面受热，以免发生泄漏，一旦发生泄漏，应及时切除。3)严禁升降温速度过快。4)严禁放空阀未关死，以免造成跑油或引起着火。5)换热器发生泄漏时，应将换热器切出。6)经常检查压力、温度变化情况以及换热器是否有泄漏情况。7)应经常检查大头盖、管箱、放空阀等法兰连接处有无泄漏。10.4.2.3换热器的投用1)放尽换热器内存水，进行蒸汽贯通、预热，贯通时蒸汽对换热器本体放空吹扫，注意管壳程必须同时进行。当温度平稳后，全开冷、热流体阀门。2)投用前，应首先检查放空阀，是否关严，以免造成跑油或引起着火。3)启用换热器应先引冷油，后引热油，以免设备急剧变形造成泄漏。4)开始引油时要缓慢，微开冷油放空阀，全开冷油的出口阀，然后慢慢开冷油的入口，当放空阀见油后，立即关闭放空阀，待换热器充满油。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)引热油时更应缓慢，防止少量存水突然受热汽化造成压力剧增，损坏设备。先微开热油放空阀，全开热油的出口阀，然后慢慢开热油的入口，当放空阀见油后，立即关闭放空阀，待换热器充满油。2)在投用过程中要注意系统压力变化、有无泄漏。若有问题时，改走副线。设备投用后作详细检查，无异常情况后方可离开，并做好记录10.4.2.1换热器的停用1)先开热油线的副线阀，后关闭热油进、出口阀。2)先开冷油线的副线阀，后关闭冷油进、出口阀。3)若正常停用，随工艺管线一起进行蒸汽吹扫。4)若切除进行检修，换热器必须进行蒸汽吹扫。油品在200℃以上时，应适当冷却后再吹扫。10.4.2.2换热器的吹扫1)管壳程的扫线流程改通后方能给汽吹扫，以防止超压损坏设备。2)蒸汽吹扫时，应考虑换热器所能承受的单向受热能力，吹扫单程时，另一程放空阀必须打开。3)吹扫干净后，停汽，放净存水待修。10.4.1管壳式冷却器操作法10.4.3.1管壳式冷却器的启用1)慢慢开启冷却水出口阀，然后打开冷却器冷却水的排水放空阀排气，再慢慢开大入口阀。2)慢慢开启热油进口阀，然后打开出口放空阀，待冷却器放空阀见油后，关闭放空阀并开大出口阀。3)冷却器进油后，以循环水进口阀开度来调节所需油品的冷却温度，要防止重油因冷后温度过低，管线设备凝死；同时，也要防止给水太少，温度过高造成冷却器结垢、水汽化而损坏设备。10.4.3.2管壳式冷却器的停用1)开热油副线阀，然后关闭热油进、出口阀。2)打开循环水放空阀，然后逐渐关闭循环水进、出口阀。3)将水放尽，待热油的温度下降到80℃左右，再用蒸汽对冷却器壳程进行吹扫。10.4.3.3管壳式冷却器的操作和管理1)经常检查冷却水是否带油，排水温度是否过高而引起结垢和汽化。2)油品冷却温度是否在控制指标之内。3)检查大头盖、管箱、放空阀等法兰连接处是否有泄漏现象。4)设备的操作压力、温度不能超标，当操作变化时，特别要注意换热器操作压力、温度的变化。5)发现问题及时进行处理、汇报并记录。10.4.2空冷风机操作10.4.4.1投用前的检查确认1)试压合格。2)检查支架、横梁、平台的安装是否牢固可靠，支柱有无扭曲变形，梯子是否符合要求。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)铭牌是否完整、准确、地脚螺栓即静电接地是否符合要求。2)检查翅片有无压倒损坏、管子有无弯曲损伤情况。3)检查管束集合管箱的安装是否符合要求。4)检查管箱的焊缝有无裂纹、腐蚀等缺陷，丝堵是否全部上紧。5)检查风扇防护罩是否符合要求，安全可靠，电机机座、风扇轴承安装是否可靠，螺栓是否把紧。6)联系钳工，检查固定叶片角度是否符合要求，如不符合要求应及时调整。7)给风机的轴承加足够的润滑脂。8)检查叶片质量是否符合要求，表面有无裂纹、损伤等缺陷，叶片的紧固螺栓是否把紧。9)检查叶片末端与风扇圈的间隙不小于20mm。10)检查两皮带轮的平行度和偏心度是否符合要求，检查皮带是否安装正确，皮带的的张力是否符合要求，有无过松或过紧现象。11)顺风机运转方向盘车2～3圈，检查风机转动是否自如，如转动困难或盘不动车时，禁止使用。12)对有百叶窗的空冷器来说，要检查空冷器的百叶窗开关是否灵活。13)联系电工，填写送电票，给风机送电。14)联系室内操作人员，准备启动风机。10.4.4.1投用步骤1)根据工艺需要，改好流程，打开需要投用的空冷器的进、出口阀门。2)根据需要，启动空冷风机，注意观察风机运转情况，有无碰撞声音。如出现较大的碰撞声音，应及时停风机，检查。必要时断电修理。3)对较重的油品，在天气较冷时，可以根据温度的具体情况，适当关小百叶窗，防止凝结。10.4.4.3运转检查及管理1)检查各法兰、堵头等密封点上有无泄漏。2)检查出口温度，将出口温度控制在指标范围内，根据温度，适当增减风机。3)检查轴承、电机声音是否正常。4)检查皮带松紧是否正常。5)轴承部位温升是否异常，轴承温度不大于65℃。6)整个风机是否有共振现象。7)检查电机电流是否超过额定电流。10.4.5气体采样操作本装置的气体采样包括脱硫前循环氢、脱硫后循环氢、瓦斯、V201酸性气、新氢，其中，除新氢不含硫化氢外，其余介质都富含硫化氢，必须佩带防硫化氢的防毒面具。具体采样操作如下：1)（佩戴4#过滤式防毒面具，做好对人身的保护。2)检查并确认周围没有人及可能产生火花的作业和动火项目。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)站在上风头，采样前，慢慢把手阀打开，把采样管内的积液和不流动部分的气体排放干净。2)套上采样袋的胶管，保证连接出处不泄漏。3)待放出气体充满整个采样袋后，取下采样袋并挤压，把采样袋中的气体挤出，当采样袋中的气体全部被挤出时，用手捏着采样袋的胶管口（防止空气进入采样袋），按此方法将采样袋置换三次，然后再采样。4)采完样后，把手阀关闭。5)本装置主要有害气体介质是硫化氢。10.4.6液体采样操作本装置的液体采样包括酸性水、石脑油、柴油、原料油、常渣、热高分油、冷低分油、贫胺液、富胺液，其中酸性水、冷低分油、富胺液富含硫化氢，必须佩带合适的防硫化氢中毒面具，任何采样的操作，都必须两人到现场，一人监护，一人采样，并站在上风向。1)不含硫化氢的液体采样操作a.站在上风头，慢慢把手阀打开，放净采样管内的残液（不流动部分）。b.用被采介质置换（洗）采样瓶三次，然后再采样。c.采完样后，把手阀关闭。d.采样置换液体若为油倒入油漏斗，若为水则倒入水漏斗。2)含硫化氢的液体采样操作a.两人佩戴4#过滤式防毒面具。b.检查并确认周围没有人及可能产生火花的作业和动火项目。c.站在上风向，慢慢把手阀打开，放净采样管内的残液（不流动部分）。d.用被采介质置换（洗）采样瓶三次，然后再采样。e.采完样后，把手阀关闭。10.4.7装硫化剂的操作装置使用的石油化工科学研究院RG系列渣油加氢脱硫催化剂在生产、运输和储存过程中其活性金属组分是以氧化态的形式存在的，为了激活催化剂的加氢活性，需要将催化剂转化为硫化态。装置使用的硫化剂是DMDS，化学名称是二甲基二硫化物。硫化剂的装罐一般是承包给外单位。为了装罐的顺利进行，监护人员必须熟练掌握装硫化剂的操作，并检查说明书，按照说明书的内容提醒操作人员注意事项。在装硫化剂前要将硫化剂储罐装至少1米以上液位的新鲜水，并检查硫化剂储罐的附件设施是否好用，包括罐顶放空线是否畅通，新鲜水管线是否畅通，液面计上下引线是否畅通并处于备用状态，罐底到硫化剂泵入口是否畅通，喷射泵到硫化剂罐的管线是否畅通等。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程检查完毕，装好两大桶新鲜水，用抽硫化剂的泵将两桶水抽进硫化剂储罐，在此之前，先打开硫化剂大桶的桶盖，加入少量的新鲜水封住硫化剂表面，防止硫化剂大量挥发导致操作人员中毒。具体操作如下：（1）检查硫化剂储罐的附件设施处于备用状态；（2）联系装剂单位将装剂设备拉到现场，并做好装剂准备，包括防毒器具的准备；（3）将桶装硫化剂运到现场，车间监护人员点数对数后确认并签名；（4）装剂人员佩带好合适的防毒面具以及护目镜和其余劳保用品进入装剂现场，防止硫化剂伤人及接触皮肤；（5）装剂人员装好两大桶新鲜水，打开硫化剂大桶并及时向桶内加入一定量的新鲜水，注意防止加水过量导致硫化剂外溢，一旦外溢要用大量水将现场冲洗干净；（6）装剂人员启动装剂设备，先将两大桶水抽进储罐，再逐桶将硫化剂抽进硫化剂储罐，注意抽空抽净，减少浪费；（7）装剂过程中监护人员不能离开现场，要注意随时检查硫化剂储罐的放空情况与液位情况，防止储罐憋压或硫化剂从放空口泄漏；（8）装完硫化剂后操作人员要再次装至少两大桶水用装硫化剂泵抽进硫化剂储罐，并在停止抽水之前关闭储罐罐壁的根部手阀与装剂点手阀，待此两道手阀关闭以后再及时停泵，防止泵的损坏；（9）装剂完毕，装剂人员要清理干净装剂现场，并联系相关单位将空的硫化剂桶及时拉走。10.4.8蒸汽脱水及暖管操作蒸汽管线在投用之前要脱净存水并暖管。脱水过程要慢，暖管要充分。具体操作如下：（1）如果是固定导淋，要慢慢打开导淋的手阀，待有水流出时再轻轻的开导淋手阀，控制好其开度，防止手阀开的过大蒸汽喷出伤人；（2）如果是服务站的蒸汽软管或临时软管，在脱水时要踩住软管末端，并慢慢开蒸汽手阀至有水流出，再适当调整其开度防止软管摆动伤人；（3）管线的暖管，脱水完毕后关小排水阀，把蒸汽线上手阀慢慢打开2～3扣，对管线进行暖管，待暖管线的温度与蒸汽温度接近且没有水击时，关闭排水阀，再慢慢开大蒸汽线手阀。此时要控制好蒸汽的放空量，控制好管线的升温速度，防止管线因急剧升温而损坏。10.4.9阀门切换的操作10.4.9.1气缸阀的操作（1）切断气缸阀的动力气源，打开气源压力平衡手阀。（2）连接上手动操作的机械卡件。（3）摇动手柄，开启或关闭阀门至所需要的开度。10.4.9.2电动伐的操作电动阀由电机和阀两部分组成，阀体一般还带有手轮。阀门的开关形式可以分为现场电动、现场手动、操作室控制三种。一般电动阀还带有联锁，在事故情况下可以联锁动作。现场电动（1）检查并确认电动阀送电；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（2）电动阀的联锁扳至旁路；（3）将电动阀电机上的控制扳至LOCAL位置；（4）确定无误后，按电机上的ON或者OFF，开关电动阀。现场手动在没电或电机故障的情况下需要现场手动的话，就需要现场手动。（1）先确认断开电机电源；（2）将现场切换开工扳至现场手动位置；（3）顺时针或者逆时针开关阀门。操作室动作（1）检查并确认电机已送电；（2）将现场电极上的切换按钮切换到ROMOTE位置；（3）在操作室按对应电动阀门的开关，来打开或者关闭阀门。10.4.9.3调节阀改付线的操作（1）内操将调节阀改手动控制；（2）外操慢慢开大付线手阀，同时内操关小调节阀；（3）直到调节阀全关，外操视参数变化调整付线开度至参数稳定；（4）视生产需要外操关回调节阀的上下游手阀，开阀前低点放空。10.4.9.4副线切换回调节阀的操作（1）先与内操联系好要把调节阀由副线操作改回调节阀操作。（2）加强对相关部位的监控。（3）联系室内检验调节阀是否灵活好用。（4）给上50％的风压信号，进行跟踪校验。（5）打开调节阀的下游阀。（6）打开上游阀的虚扣直至现场指示稍动即止。（7）一人开上游阀同时一人关副线阀，主要是看所控的主要参数基本维持不变，以现场指示波动最小为好，直至副阀全关，上游阀全开。（8）用调节阀凋节至正常控制范围内。阀门的操作注意事项（1）对于靠丝杆启闭的阀门，在关闭或全开至头时要退回1/2扣或1/4扣，以免扣得太紧，下次再开时不知是开是合，扭不对扣，易把丝杆扭坏。（2）阀门启闭过程中要慢慢拧动，不可开闭太快，易把丝杆扭坏。（3）对于高压阀门，由于管路压力甚高，操作时须十分仔细，开启时先稍微打开一点，使高压流体慢慢充满阀后管路，等前后压力接近时再按规定流量调大阀门开度。（4）在开启阀门时要先正反活动一下，看是否已开关到头，弄清情况后再进行操作。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（5）如果阀门扭转不动，可以适当加长力臂，但不可套的管子太长或用力过猛，更不可套上管钳用力关，以免损坏密封面或扭断丝杆。当手轮转不动时，可将手轮卸下，用活扳手卡住杆上面方形部位用力扭开。（6）对于旋塞阀，如拧不动时，可以稍稍松一下压盖螺丝，用锤子轻轻敲动，然后拧开。注意不要在手柄上套长管硬搬，以免损坏阀门。（7）如果阀门久未操作，因丝杆或旋塞生锈而拧不动，可用汽油(当允许时)湿润丝杆或滴入旋塞缝隙擦洗干净，再用润滑油润滑丝杆或滴在旋塞缝隙上，然后慢慢活动阀门。（8）阀门外面的灰尘油渍应经常擦洗，保持清洁，以防油泥逐步渗入阀内而使开关不灵。10.4.9.5热高分角阀的切换投用液力透平HT101时，热高分角阀从A阀切换到B阀，此时DCS液位控制的状态为，A阀为串级模式，B阀、C阀为手动模式，LIC10801SPT为手动模式，LIC10801为自动模式AUTO。切换过程如下：自动切换（1）投用液力透平HT101前，先检查B控制阀组的前后手阀和放空阀是否在全关闭状态，然后主操改B阀为手动模式MAN。在手动模式下检查B控制阀的可操作性、灵活性，然后把B控制阀的输出信号给至全关位置。（2）外操全开B控制阀组的后手阀，然后打开B控制阀组的前手阀，开的过程中，要注意塔液位的变化，一般来说，液控LIC10801会自动调整液位至正常，如果液位变化过大，则外操停止开前手阀，主操可以关小A控制阀保证液位，一直持续到使前手阀全开。（3）投用液力透平HT101时（HT101已具备开机条件），主操将LIC10801SPT、C阀改成手动模式MAN，LIC10801、A阀仍为自动模式；（4）然后慢慢手动开C阀，此时A阀会自动慢慢关小。速度不要太快，维持液位稳定，同时也要满足HT101在开机过程中对转速的要求。（5）继续开C阀，一直到C阀全开后，然后把A阀、LIC10801改手动模式MAN，B阀改自动模式，再将LIC10801SPT改自动模式，稳定后再将LIC10801SPT改串级模式，最后把LIC10801改自动模式AUTO。（6）然后再手动模式下慢慢关A阀，直到A阀全关，此时B阀会自动开启，等液位稳定后，再将C阀改自动模式。（7）在手动开C阀的过程中，若C阀还未全开，而A阀已经全关，则不继续开C阀了，然后把A阀、LIC10801改手动模式MAN，B阀、C阀改自动模式，再将LIC10801SPT改自动模式，稳定后再将LIC10801SPT改串级模式，最后把LIC10801改自动模式AUTO。手动切换（1）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程投用液力透平HT101前，先检查B控制阀组的前后手阀和放空阀是否在全关闭状态，然后主操改B阀为手动模式MAN。在手动模式下检查B控制阀的可操作性、灵活性，然后把B控制阀的输出信号给至全关位置。（2）外操全开B控制阀组的后手阀，然后打开B控制阀组的前手阀，开的过程中，要注意塔液位的变化，一般来说，液控LIC10801会自动调整液位至正常，如果液位变化过大，则外操停止开前手阀，主操可以关小A控制阀保证液位，一直持续到使前手阀全开。（3）投用液力透平HT101时（HT101已具备开机条件），主操将LIC10801、LIC10801SPT、A阀、B阀、C阀全部改成手动模式MAN；（4）然后慢慢手动开C阀，同时慢慢关A阀，速度不要太快，维持液位稳定，同时也要满足HT101在开机过程中对转速的要求。（5）直到C阀全开后，再慢慢开B阀，同时关A阀，直到A阀全关，然后将B阀、C阀改自动，再将LIC10801SPT改自动模式，稳定后再将LIC10801SPT改串级模式，最后把LIC10801改自动模式AUTO。（6）在手动开C阀的过程中，若C阀还未全开，而A阀已经全关，则不继续开C阀了，然后将B阀、C阀改自动，再将LIC10801SPT改自动模式，稳定后再将LIC10801SPT改串级模式，最后把LIC10801改自动模式AUTO。10.4.9.6T101液控角阀的切换A阀切换到B阀的操作(B控制阀未投用)（1）先检查B控制阀组的前后手阀和放空阀是否在全关闭状态，然后主操改液控、A阀、B阀为手动模式，并记录下A控制阀的阀位开度。手动模式检查B控制阀的可操作性、灵活性，然后把B控制阀的输出信号给至全关位置。（2）外操全开B控制阀组的后手阀，然后打开控制阀组的前手阀，开的过程中，要注意塔液位的变化，如果液位变化过大，则外操停止开前手阀，主操可以关小A控制阀保证液位，一直持续到使前手阀全开。（3）在保证塔液位基本稳定的情况下，主操手动模式一边开B控制阀一边关A控制阀，直到A控制阀全关。（4）最后主操把B控制阀投自动，液位投自动，等稳定后，关闭A控制阀的前手阀，最后关闭A控制阀的后手阀，若需检修A控制阀，则打开A控制阀的放空阀排液。10.4.10T101撇油的操作（1）由于T101内压力很高，操作不当时，撇油线后路低压管线会承受高压，损坏管线及造成人身伤害，所以撇油操作时需要格外小心。（2）先检查并改通去高压放空罐V305的后路，同时也检查其他去V305的放空线手阀是否关闭，防止液体互窜。（3）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程主操将T101液位抬高，外操现场观察玻璃板液位计，当油与富胺液的界位超过撇油线开口的位置，也就是玻璃板液位计的50%时，停止提高T101液位。（4）外操检查撇油线后手阀、放空阀全关后，全开撇油线前手阀，然后再慢慢打开后手阀，开度不要过大，防高压冲击低压管线，振动过大而损坏管线设备。（5）T101内的油层全部排完后，外操关闭后手阀，然后关闭前手阀，再打开后手阀泄掉两阀间的压力后，再关闭后手阀。（6）最后主操将液位降低至正常操作范围内。10.4.11容器切水的操作（1）准确充分地了解该容器的操作参数，确认工艺介质，了解工艺介质的有毒有害性，掌握其中毒机理与中毒的途径；（2）佩带合适的防毒面具，两人到现场，站在上风向，一人切水，一人监护；（3）切水过程周围要停止一切动火作业；（4）切水过程操作人员不能离开现场，防止工艺介质的泄漏；（5）切水阀不能开的太大，防止在容器内形成旋涡带出工艺介质；（6）切水完毕要确认关闭切水阀后才能离开现场。10.4.12投用、停用安全阀的操作10.4.12.1投用安全阀（1）投用时先全开安全阀的下游阀，再全开上游阀。（2）检查确认安全阀的副线阀是否已关闭。（3）检查上下游及安全阀各部无泄漏、内漏后，上下游手阀打铅封。10.4.12.2停用安全阀（1）拆除安全阀上下游手阀的铅封。（2）先全关安全阀的上游阀，再全关下游阀。（3）联系检修拆下的安全阀。10.4.13开关阀门的操作（1）选择正确合适的板手，如工具大小要合适，否则易损害工具及阀门，防爆部位要使用铜板手。（2）开关时人员不能正对阀门，以免伤人，开关阀门要缓慢，要注意上下游工艺参数的变化情况。（3）开关阀门不要用力过猛，阀门全关时不要用力猛卡，以免弄坏阀门。（4）阀门开度根据工艺需要决定，需全开时，全开后要再关回一圈。10.4.14投用、更换压力表的操作10.4.14.1压力表的选用（1）考虑工艺生产过程对压力表的要求：测量精度、压力高低及对附加装置的要求等。（2）考虑被测介质的性质：温度高低、粘度大小、腐蚀性、及是否易燃易爆等。（3）现场环境的要求：潮湿、振动等。（4）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程对弹性式压力表，为了较准确地反映被测设备的压力，压力表的刻度范围应是最大操作压力的1.5～3倍为宜，如果操作压力很小，而选择量程范围很大的压力表，则指示不准，也不利于观看；如果选择量程和操作压力接近或相同的压力表测指针容易被打翻，同时压力表弹簧张力过大，指示刻度也必有误差，所以须选用操作压力的1.5～3倍量程的压力表。10.4.14.2安装更换压力表（1）确认要安装、更换压力表。（2）安装压力表前，应检查该压力表是否贴有标签，压力表红线位置是否正确。（3）安装压力表时，关闭压力表手阀。先利用两把活动扳手，一把扣住活扣，一把扣住要更换的压力表，同时向内扭转，卸下旧压力表。（4）然后利用两把活动扳手，一把扣住活扣，一把扣住压力表，同时向外扭转，装上新压力表。装压力表前，应检查压力表活扣中是否有铜垫。10.4.14.3投用压力表（1）压力表安好后，应缓慢开手阀，压力表有指示后即停止开阀。（2）检查压力指示是否正常，检查各点是否有泄漏。（3）同时观察压力表指针是否在压力表指示值的1/3～1/2的范围内。10.4.15投用及处理玻璃板液位计的操作10.4.15.1处理玻璃板（1）确认玻璃板要切出处理。（2）处理易燃、易爆、高温、有毒、腐蚀介质时须先关闭液位计的上下引线阀。（3）在玻璃板下排凝处接胶皮带将玻璃板内残存物料放入地漏。（4）分别确认上下引出线是否畅通。（5）处理完之后关闭上下排凝阀。（6）在处理含硫化氢部位时应带空气呼吸器，处理含有腐蚀性介质时应配备有相应的防目镜、手套、防护服等，并有专人监护。10.4.15.2投用玻璃板（1）检查确认玻璃板上下排凝阀均关闭。（2）检查确认玻璃板等均无破损。（3）缓慢开下引线阀门，有液位指示后检查各处是否有泄漏。（4）缓慢开上引线阀门，经确认液位批示正常后，对液位计进行全面检查，没问题方可离开。10.4.16由正常压控改放火炬流程的操作（1）联系调度要放火炬。（2）检查确认放火炬流程畅通。（3）与内操联系注意DCS压力指示变化并参考现场压力指示。（4）开放火炬阀门,并观察现场压力变化,当压力开始下降时,开始关正常排放线手阀,同时慢开放火炬手阀,确保压力平稳,直至放火炬阀全开,正常排放线手阀全关。10.4.17蒸汽、氮气与工艺系统的隔离349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程正常生产过程中，由于工艺介质的压力、温度与蒸汽和氮气存在一定程度的差别，为了有效防止蒸汽、氮气与工艺介质的互窜，减少蒸汽、氮气对工艺介质的污染的同时也减少工艺介质对蒸汽、氮气的污染，必须将蒸汽、氮气与工艺介质相隔离。蒸汽、氮气与工艺系统的接点一般是采用三阀组（两道手阀，中间一个导淋阀），在蒸汽、氮气管一端手阀与导淋阀中间有一个法兰连接，以方便盲板的安装与拆卸。10.5特殊设备操作10.5.1离心式压缩机C101操作10.5.1.1压缩机技术参数循环氢压缩机组0217-C-101是170万吨/年渣油加氢装置关键设备，压缩机选用离心式，不设备机。其原理是通过高速旋转的叶轮将动能传递给被压缩的气体，使速度能变为压力能，提高气体的压力。起其作用是执行着向反应器输送氢气，承担着保证反应顺利进行及装置安全生产的任务。在渣油加氢装置中，从反应器出来的混合氢气经降温、油分离后脱除H2S，用循环氢压缩机升压，大部分在换热器、加热炉中升温后，由循环机压缩后回到反应器中，以保证加氢反应在高氢气压力或过量氢气存在下顺利进行。升压后的氢气主要去向：一股与原料油混合后，先在换热器中与反应器高温流出物换热，再去加热炉升温，达到反应温度后，进入反应器；另一股是直接去反应器，作为急冷氢以控制下一个催化剂床层的反应温度。压缩机型号为BCL409/A型循环氢离心压缩机。该机组由沈阳集团沈阳透平机械股份有限公司生产的BCL409/A压缩机和杭州汽轮机厂生产的NG32/25汽轮机组成，压缩机与汽轮机由膜片联轴器联接，压缩机和汽轮机安装在同一钢底座上，整个机组采用润滑油站强制供油，压缩机的轴端密封采用Flowserve公司干气密封，干气密封的控制系统也由Flowserve公司提供。BCL409/A型压缩机是一种9级高压离心压缩机，机壳为垂直剖分式。压缩机主要由定子(机壳、隔板、密封、平衡盘密封、端盖)、转子(轴、叶轮、隔套、平衡盘、轴套、半联轴器等)及支撑轴承、推力轴承、轴端密封等组成。BCL409A压缩机为叶轮顺排布置、机壳垂直剖分结构，叶轮名义直径为φ400mm，工艺气体依次进入各级叶轮进行压缩，一直压缩至出口状态，没有中间气体冷却器。机器主要部件特点如下：机壳BCL409A型压缩机的机壳，根据压力和介质的需要，采用锻钢材料制成。机壳在两端垂直剖分，用螺栓将两侧的端盖和机壳紧固在一起。为了具有良好的密封性，机壳端面要精加工，端面上铣密封槽，密封槽内安装“O”349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程型胶圈和加强环，具有良好的密封性。在机壳端面的上半部，每侧有两个装导杆的螺孔，每个导杆上安装有导向套环，在装拆端盖时起导向作用。保证在装卸端盖时不致碰坏机壳内的密封和转子，这四个导杆还兼做固紧机壳和端盖的螺栓之用。在机壳筒体的两侧伸出四个支腿，将压缩机支在底座上。在机壳的两个支腿上，有横向键槽，是为压缩机轴向定位之用，对于BCL409/A型压缩机，在进气管和排气管外侧有两个立键，用于机器的横向定位。这些键能防止机壳位移，保持机器的良好对中，并能适应因温度变化而引起机壳热膨胀变形。轴承箱和端盖连成一体，这种结构可增加机壳的刚性。轴承箱和密封室之间用浮动环密封隔开。密封室内装干气密封。轴承压盖是可拆卸的，在检查轴承时，只要拆掉轴承压盖即可，不必拆卸压缩机机壳。这种压缩机的进、出气管焊接在机壳上。它们的方向为垂直向上。机壳的底部有一个排污孔，用于排出压缩机运转时产生的冷凝液。隔板BCL409/A型压缩机隔板由ZG230-450、Q235-A、20#等材料制造。隔板的作用是把压缩机每一级隔开，将各级叶轮分隔成连续性流道，隔板相邻的面构成扩压器通道，来自叶轮的气体通过扩压器把一部分动能转换为压力能。隔板的内侧是迥流室。气体通过迥流室返回到下一级叶轮的入口。迥流室内侧有一组导流叶片，可使气体均匀地进到下一级叶轮入口。级间密封BCL409/A型压缩机级间密封采用迷宫密封，在压缩机各级叶轮进口圈外缘和隔板轴孔处，都装有迷宫密封，以减少各级气体回流。迷宫密封是采用锻铝制成，用这种较软的材料主要是为了避免损坏轴套和叶轮。叶轮叶轮采用闭式、后弯型叶轮。叶轮与轴之间有过盈，热装在轴上。叶轮上的叶片铣在轮盘上，再把轮盖焊到叶片上。对较窄的叶轮，焊条伸到弯曲的叶片和轮盖相接处有困难，叶片可铣在轮盖上。把叶片焊到平坦的轮盘上比较容易。轴端密封轴端密封选用flowserve公司生产的干气密封。干气密封实质上是一对机械密封，它是流体通过动环和静环的径向接合面上的唯一通路实现密封。密封表面被研磨得非常光滑，转动的硬质合金环在其旋转的平面上加工出一系列螺旋槽。随着旋转，流体被泵入螺旋槽的根部，在此环形面形成密封的屏障，此密封屏障阻止流动，并增高压力。使动环和静环表面之间产生大约3μm的间隙，此结果使得两个表面保持分离而不接触。这本身又导致了长寿命，在工作面没有磨损的可靠密封。联轴器联轴器是连接主动轴和被动轴，传递运动和扭矩的一种装置，在这台离心压缩机中使用的联轴器是叠片联轴器。叠片联轴器是在离心压缩机中采用的联轴器的一种，其最大的优点是：重量轻，综合补偿两轴相对位移的能力强，不需要润滑，维护方便。与齿式联轴器比较，无齿式联轴器的齿侧游隙，轻载启动性能好。汽轮机的结构和性能特点汽轮机为轴流式、中压、单缸、背压结构，通过联轴器与压缩机直联。蒸汽通过速关阀进入整铸在前缸上部的进汽室，经汽缸顶部的调节汽阀和喷嘴组进入汽轮机，通流部分由一个冲动级和几个单列级组成，采用喷嘴配汽、部分进气方式，调节汽阀由一套液压执行机构控制。速关阀阀体与汽缸为整体结构，以提高热效率，降低热应力。（1）工艺操作参数工况正常工况额定工况硫化工况氮气工况初期工况末期工况349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程介质循环氢循环氢循环氢氢气氮气流量m3n/h1845081696022040002200009500质量流量kg/h4275042386进气压力MPa151515150.6排气压力MPa18.218.518.516.81.556进气温度℃5858585820进口容积流量m3/h17011562187620331555分子量5.195.65.192.428轴功率kW1980195323811418469流量调节方式%变转速，旁路排气温度℃81.883.184.373.6135.9气量调节范围%70％～105％多变效率%75.976.875.374.474.2转速r/min890486359609103907500预计的喘振限m3/h11231078122012401391（2）压缩机主要技术数据离心式压缩机汽轮机制造厂沈阳鼓风机厂制造厂杭州汽轮机厂型号BCL409型号NG32/25介质循环氢蒸汽入口压力Mpa3.0～3.9进口流量Nm3/h204000蒸汽入口温度℃420～450进口压力Mpa15蒸汽出口压力Mpa1.1±0.1进口温度℃58蒸汽出口温度℃240～320出口压力Mpa18.5蒸汽耗量38.7t/h(汽轮机额定功率下)出口温度℃84.3额定转速rpm10390轴功率kW2373正常转速rpm8904额定转速rpm9609最大连续转速rpm10910最大连续转速rpm10910跳闸转速rpm11782电子/12001机械第一临界转速rpm4128.6调速范围rpm70-105％第二临界转速rpm14895.4额定输出轴功率kw2619跳车转速rpm12001轴密封迷宫密封＋抽气密封密封形式带中间进气的串联干气密封联轴器膜片式联轴器叶轮级数9级调数器ITCC叶轮直径mm400闭式调节系统液压式旋转方向从汽轮机侧看压缩机转子为顺时针盘车装置液压冲击式（带手动功能）10.5.1.2压缩机的控制与保护系统349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程启动条件：当C101三位开关打到自动位置时，确认下列条件同时满足后，C102方可启动：1)油冷却器后润滑油温度：≥35℃2)润滑油总管压力正常：≥0.25Mpa（润滑油泵启动条件，干气密封隔离气压力(PT11290)大于350Kpa）3)C101防喘阀全开4)汽轮机速关阀A全开5)汽轮机速关阀B全开6)压缩机出入口电动阀全开7)C102盘车油泵未运行，盘车脱开;8)C102复位按钮复位，各停机联锁指示灯灭;10.5.1.3开机操作1）开机前的准备工作作好开机前的准备工作是实现安全启动和缩短启动时间的重要条件。如果准备工作不当，往往延迟启动时间，甚至损坏设备。准备工作包括各系统的检查，各种工具的准备和各项试验等。开机前的一般检查和要求1确认安装或检修工作完毕，检查检修记录，确认检修数据正确。2清理现场，做到工完、料净、场地清，并检查仪表、电器、水系统、油系统、气系统和安全系统，确认具备开机条件。3各种监测、调节和控制仪表及阀门齐全，调试试验动作正常。4准备好启动中使用的各种工具及表计。5油箱添加规定牌号的L-TSA46汽轮机油至适当位置。2）压缩机方面的检查与准备1检查压缩机各机体以及地脚螺栓等连接件的连接与紧固情况。2检查各工艺管线的安装、支撑和弹簧支座是否符合要求。3入口分液罐和管线低点排凝阀排凝，排尽后关闭。3）汽轮机方面的检查与准备1检查机体联接螺栓、地脚螺栓与管线连接螺栓是否上紧。2投用冲击式盘车装置（盘车确认开关打至允许盘车位置），无卡涩及异常声音。该步在润滑油系统投用后操作。3认真检查速关阀、调节汽阀和其它危急保安装置，动作应灵活、准确。（包括静态调试）4在起动前记录汽轮机冷态时的汽缸膨胀、相对膨胀、轴向位移、上下汽缸温度等原始数值。5检查主蒸汽、背压蒸汽管线的安装、支撑和弹簧支座是否符合要求。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程.6检查汽轮机轴封（包括氮封）及轴封漏汽冷却系统管线是否泄漏、阀门是否好用以及冷却水的流动是否畅通等。4）干气密封系统的检查、试验与调整1检查各管线与设备的连接螺栓是否上紧。2系统管网来的0.6MPa的氮气作为干气密封的后置隔离气和级间密封气(即二次密封气)。3检查密封供应气（即一次密封气或主密封气，正常工况时为工艺气体，机组用氮气试车时，一次密封气则为氮气）通过过滤器底部脱水阀脱水。4先投用后置隔离气和二次密封气，气体经过双联过滤器其中的一组过滤器，检查过滤器差压不要超标。5再投用一次主密封气，检查增压泵和除湿器及增压泵联锁电磁阀、除湿器排水电磁阀是否能够正常投用。6投用所有压力表和差压表等现场仪表，中控室检查、试验各报警和一级泄漏气差压联锁停机控制点是否准确可靠。7检查各密封气耗量是否稳定，差压流量等是否正常，一切正常后，干气密封先投用，为油系统运行作准备。5）油系统的检查、试验与调整1检查主油箱、油过滤器、油冷器检查油箱油位和油温，不足则应加油，油箱油温不得低于25℃，否则开动油加热器使油箱的油温达到40±5℃。检查油冷器的冷却水系统，油冷器与过滤器的切换阀位置不要弄错，切换到需要投用的一侧。检查油系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好。2检查主、辅油泵干气密封系统投用正常，时间不少于10分钟后，检查主、辅油泵，确认无问题后，可启动其中一台润滑油泵，进行油循环。在油循环期间，可进行主、辅油泵的切换试验。冷油器、滤油器应充满油，放出空气。油温度计、压力表应当配全，量程合格、工作正常。通过油流视镜观察油的流动情况。根据油温情况开启油冷器冷却水。油质化验及油过滤器差压合格，油位正常，油温在25℃以上。同时，在润滑油系统运行一段时间后，可分别作润滑油过滤器和油冷器的切换试验，两者试验方法一样，试验按下列步骤进行：a切换前先对备用过滤器(油冷器)进行全面检查(法兰、阀、排凝等)。b关闭排凝阀，打开排气阀。c缓慢打开充油阀，以小流量充油，观察排气阀视镜。d当视镜内有油溢流时，关排气阀、充油阀。e切换至备用过滤器(油冷器)，注意油压变化及阀到位情况。f缓慢将停运过滤器(油冷器)排油，并观察油压，交付检修。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程注：充油、切换一定要缓慢。切换时阀一定要到位，防止不到位或过量，随时观察总管油压变化。3检查蓄能器皮囊的压力是否正常。4调速系统油压力和润滑油压力的检查与调整a调节油压：0.85MPa。b润滑油总管油压：0.25MPa。c径向轴承油压(调压阀后)：0.09～0.13MPa。d推力轴承油压(调压阀后)：0.025～0.13MPa。5调节油压力低和润滑油压力低、低低试验试验目的是为了验证当油压力下降至整定值时，应发出报警信号，并使辅泵起动，以检查压力开关性能及停车信号系统。试验的具体方法如下：a保持其中一台油泵如A泵运行，调节润滑油压至正常值。b将主、辅油泵选择开关置于A泵，两台泵的运行方式均投自动。c逐步降低润滑油压力，当润滑油压力降到某一值0.15MPa时，发出润滑油压力低声光报警信号，并且B泵自启动，核对润滑油压力低值是否与设计相符合，并确保无油压低低停机信号，重复三次，其误差应不大于规定的范围。d将B泵运行方式置于手动，然后手停B泵。e继续降低润滑油压力，当润滑油压力降到某一值0.10MPa时，发出润滑油压力低低声光报警信号，并且同时发出停机信号，核对润滑油压力低低值是否与设计相符合，重复三次，其误差应不大于规定的范围。f将主辅油泵选择开关置于B泵，则A泵为辅泵，重复上述试验过程。g进行主油泵断电辅助油泵自启实验。将辅泵打到自动位置。启动主泵后停泵，看辅泵是否自启，并确保油压正常。然后将主辅泵切换实验。h利用同样的方式进行控制油压低辅泵自启和低低联锁实验（机械联锁）。i油箱油位、油温报警试验。采用向油箱放油或加油的方法改变油位，达到整定值时应发出报警信号。加油时应当将油过滤。6)冲击式液压盘车器的检查与试验1盘车器的检查与试验应具备的条件是：盘车器及其辅助系统完好，油系统已运行。2仪表检查盘车电磁阀合格。3盘车电机单试，确认旋转方向正确。4具备盘车条件后，盘车电机合闸、通过机组控制系统画面中的是否要盘车，电磁阀给电，检查盘车情况和管线等是否泄漏。5停止盘车也是通过机组控制系统画面中的是否要盘车，电磁阀失电，停止盘车，开机前盘车电机停机。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程7)汽轮机调节系统的检查、试验与调整1汽轮机调节系统试验的目的调节系统的试验包括静态试验、速关阀和调节汽阀试验以及超速保护装置试验，进行这些试验的目的：一是验证调速器信号、二次油压、油动机升程和调节汽阀开度等各个系统之间的关系在汽轮机未运转的情况下是否符合相关要求；二是检查速关阀和调节汽阀的严密性和关闭时间；三是超速保护装置的动作可靠性和动作转速是否满足要求。2调节系统的静态试验在启动油泵后，首先进行执行机构的静态试验的检查。检查油动机、调节汽阀等的高低限位置。3速关阀和调节汽阀关闭试验a条件确认①在无油压情况下检查油动机构阀门的行程指示针刻度的位置。②投用油系统，检查确认润滑油、控制油系统运行正常，各供油点油压符合要求。③确认现场操作盘，室内控制盘投用良好。④确认电磁阀投入正常使用状态。b速关阀试验①先建立启动油压≥0.85Mpa，再建立速关油压≥0.85Mpa，打开速关阀，注意启动油压与速关油压关系并记录。②手动将危急保安器的手柄或者危急遮断器打下，速关阀应迅速关闭，注意速关阀关闭时间。③再次打开速关阀，按就地盘“紧急停机”按钮或者中控室ITCC控制系统界面的停机按钮，速关阀应迅速关闭，注意速关阀关闭时间。以上联锁连续三次试验成功方为合格。c调节汽阀静态特性试验①先建立启动油压0.85Mpa，再建立速关油压0.85Mpa，将速关阀打开。②由仪表试验人员现场给出4~20mA信号（每次增加4mA），建立二次油压，使油动机动作③检查记录二次油压变化时，油动机的刻度和调节汽阀升程的关系，与设计不符时应进行调整。要求速关阀和调节汽阀关闭动作迅速，判断动作迅速性是否符合要求。4超速保护装置试验为了确保超速保护装置动作可靠，汽轮机应按照有关规定进行超速保护装置试验，包括危急遮断器、速关阀和调节汽阀的动作等手动试验和超速试验。手动试验可通过危急遮断器2210上的紧急停机手柄、电磁阀和控制系统的紧急停机按钮来实现，目的是检查危急遮断器、速关阀和调节汽阀的动作可靠性。超速试验用于测出危急保安器的实际动作转速，试验在汽轮机空转时进行。超速试验应在同一条件下做三次，第三次动作转速与前两次试验的动作转速平均值之差不应超过额定转速的1％。（超速试验包括电子超速和机械超速试验）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程8)机组各报警、联锁试验准确可靠，并达到规定值。9)3.5MPa主蒸汽线、1.0MPa背压蒸汽线暖管1暖管主要包括速关阀前的管线和背压蒸汽线。2检查供汽温度，压力。暖管之前投用润滑油系统,在投用润滑油系统之前,隔离氮必须先于润滑油系统投用,以防润滑油进入干气密封。3暖管前投用盘车系统，并现场观察转子是否转动，中控室可观察到每次盘车时汽轮机振动值会变大；4确认速关阀、速关阀前的蒸汽手阀关闭，放空阀关闭。5打开速关阀前、背压蒸汽管的的排凝阀。6打开背压蒸汽单向阀副线及背压压控阀稍有开度；7排凝见汽后稍关排凝阀，并缓慢打开背压蒸汽出口手阀进行暖管；打开安全阀上、下游截止阀，投用安全阀(位于1.0MP蒸汽管线),可用安全阀副线控制背压暖管速度；8打开主蒸汽手阀的旁路阀，缓慢开大速关阀前的蒸汽放空阀，对速关阀前管路进行暖管。9控制暖管速度为≤50度/时；10主蒸汽管线旁路阀暖管稳定后，可开主蒸汽手阀进行暖管，管道压力逐步提升到正常值。11转子冲转前，速关阀的疏水阀一直稍有开度。管道的疏水阀在暖管完成之后；应冒出无色蒸汽。12暖管时应当严防蒸汽漏入汽缸，注意调节阀关闭。10)压缩机的氮气置换与气密压缩机机体和进、出口管线用氮气进行置换，避免将氧气带入系统，同时充压检查机体及管线的泄漏情况，可按照下列方法进行：1机组进、出口手动阀门关闭。进行置换至合格，置换过程应重复进行2～3次，采样分析机体内的氧含量如果低于0.5％，则关闭机体放空泄压阀，置换气体排往火炬系统。2倒通压缩机入口吹扫氮气线的隔离盲板，利用0.6MPa低压氮气充压，打开机体放空泄压至0.1MPa，用氮气对机体、管线3用入口氮气充压，当达到系统入口压力后，关闭氮气入口阀。用肥皂水检查压缩机及管线是否泄漏，如有泄漏则紧固再检查。4检查完毕后，保持机体在氮气状态下的微正压。11)开机步骤暖管结束后，即可冲转开机。为了配合装置临氢系统在开工阶段的热态下的气密试验，在进行氢气气密试验前的阶段是用氮气介质开机的，因此，C-101的开机应包括氮气介质的开机和工作介质即氢气介质的开机。由于氮气的密度比氢气的大得多，所以，为了避免机组超负荷，可以降低转速操作。但不管是哪种介质，开机的一些步骤大致是相同的，具体步骤如下：1冲转前的再次检查与准备349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程a检查干气密封系统、油系统、轴封气和轴封漏汽冷却系统投用并运行正常。特别注意干气密封的各差压流量、油系统油压、油温是否合乎规定，检查油流视镜的油流情况。b与主控制室、动力厂岗位、厂调取得联系。c中控室ITCC及SIS复位，各项开机条件都满足，防喘阀全开。d管道或机组上与各压力表根部阀打开。e盘车装置运转正常，无卡涩及异常声音。2冲动转子a停冲击式液压盘车，现场观察转子确认盘车脱扣。b关闭压缩机进出口阀，压缩机机体排凝排尽后，关闭排凝阀。c进入机组控制画面，当确认允许条件满足、无联锁信号后，按“系统复位”，则速关电磁阀带电。d将速关组合件中阀1843左旋90°(从上往下看逆时针)，建立启动油，同时危急保安装置挂钩，速关油压为零。当启动油达到6.5bar以上时，阀1842左旋90°，建立速关油压。当速关油压达到6.5bar以上时，将1843右旋90°使启动油与回油口接通，缓慢泄压，逐渐打开速关阀，检查机组报警、联锁是否正常。e进入C101的调速画面按“启动”按钮启动汽轮机。f机组转速控制器控制方式为“手动/半自动”，汽轮机的冲转方式采用调节汽阀冲转，选择转速控制方式为半自动方式，可将转速设定值定为1000rpm，自动逐渐打开调节汽阀，蒸汽进入汽轮机内，冲动转子，达到设定转速，开始低速暖机。g转子转动后，检查机组内部声音、供油的情况及振动情况。3低速暖机a机组可以在1000rpm下运转二十分钟左右。在此期间应当检查以下各项：汽轮机和压缩机的内部声音；油压、油温和油流情况；振动和轴向位移；汽轮机和压缩机的膨胀值等等。如有异常现象必须降速，或停机检查。在100RPM运转二十分钟后关闭全部疏水阀，疏水器投入使用。b如果一切正常可升速至2000RPM,运行十分钟；4升速a按升速键(或直接输入转速设定值)将转速按设定的升速速率升至3000rpm，然后稳定运行一段时间，以便检查机组，发现问题及时解决，然后再继续升速。如果发现异常，如异音、振动过剧等，必须降速，直到异常消除为止。b快速通过机组的第一临界转速4129rpm，转速升至调节器的调节转速范围内。通过临界转速时注意机组内部声音、振动情况，并防止压缩机喘振。要和主控制室联络，注意监视机组情况。通过后稳定运行一段时间，对机组进行全面检查。c349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程到达调速器的调节转速后，机组的起动和升速过程基本结束。这时机组正常运转。正常调整转速可通过ITCC升速和保持/降速和保持实现,也可以通过在ITCC右下角的输入转速按钮输入转速值(注意一定要输入正确),正常调节转速时每次调节100RPM,然后稳定观察,如再要调整,再按100RPM升/降速。5全面检查机组情况a推力轴承，止推盘前、后轴承温差应小于10℃；b润滑油经过轴承后的温升≤30℃；c离开轴承的润滑油温度应<80℃；d润滑油、调节用油的压力、温度应符合规定；e轴向位移应在允许范围内；f调整冷油器的冷却水量，使润滑油出冷却器的温度为43-48℃；g检查压缩机运行状态。6加负荷a加负荷主要是将压缩机升压并入工艺管线b汽轮机在起动过程中，压缩机防喘振阀是开着的，根据防喘曲线及工况点，缓慢关闭防喘阀，现场检查避免机组喘振。将防喘阀置于自动状态。c如果压力仍然未达到工艺需要的话，要用升速的方法改变压缩机转速，从而提高压力。升速时一定要逐渐进行，密切注意喘振极限流量，不要升速太猛，压力提高太快，而使运行点进入或靠近喘振边界。10.5.1.4停机操作压缩机的停机从性质上分为正常停机和非正常停机，从时间上又分为短时间和长时间停机。1)正常停机压缩机正常停机是指有计划的停机，如计划检修以及正常停电、停汽等都属于正常停机。1停机前的准备停机前的准备是机组能否顺利停机的关键。因此，要根据设备的特点和运行的具体情况，预想停机过程中可能发生的问题，制定具体措施，并做好必要的停机准备工作。a与主控制室、班长及调度等部门联系，并应协同配合。b检查速关阀。通过试验装置检查速关阀是否有卡涩现象。c检查压缩机管线各阀门开度状态，防喘振装置等确认正常。2降负荷a与主控制室取得联系，做好工艺系统方面的降负荷准备。b做好压缩机方面的卸压与防喘振准备。缓慢打开防喘振阀，使气体进行循环。3停机a采用ITCC主控制系统停机，进入ITCC主控制调速画面，将转速降低至最小可调转速，按“正常停机”按钮；系统将自动回复到“开机程序暖机1”状态，以1000349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程rpm运行120sec，若无其他升速指令，转速逐渐回零停机，，若进入暖机状态后，得到新的升速指令，将重复开机步骤。正常停机后。控制系统恢复到准备就绪状态。b记录从汽轮机停车起到机组转子完全停止时的转动时间，如机组停车时间较正常时间短时，则检查是否有磨刮等现象存在。c机组完全停机后关闭压缩机出入口阀，机体排凝完毕后关闭排凝阀，用N2置换压缩机内循环氢并卸压，停一次气封气d全关透平进、出口蒸汽隔断阀，全开透平背压放空阀，机体彻底排凝，完后全关排凝阀。e轴停止转动后五分钟内应开始液压自动盘车或者手动盘车。第一小时内每15～20分钟盘车一次，第二小时内每30分钟盘车一次，第三小时内每小时盘车一次，第四小时以后每两小时盘车一次，直到常温，以后每天白班盘车一次。注意：每次盘车后转子的位置应发生变化。f油系统停运转子静止以后，辅助油泵应连续运转一段时间，以便冷却轴颈、轴承和供盘车润滑。一般当油温降到38℃以下，可停运辅助油泵(如发现轴承温度上升，可再起动油系统)，停冷油器。如果暂时停机，油系统可以不停。g根据各压缩机不同情况，如有需要的话，可对压缩机进行卸压、排放。h停运润滑油系统后，才能停运干气密封的隔离气、二次主密封气。(正常停机后,干气密封隔离氮不必停).注意：压缩机停车后，后置隔离氮气必须在润滑油停止供给且回油管路无油流动后至少10分钟才可停用。i关闭与汽轮机相通的所有汽水系统管路上的各切断阀，防止汽、水进入汽轮机。特别注意关闭速关阀前的蒸汽切断阀。j停机期间机组每白班盘车一次，每次180°，盘车前先投用干气密封的隔离气，再投入润滑油系统。2)非正常停机由于意外事故将要发生或已经发生，要立即停汽轮机或压缩机工作（如果是突然停汽，则此项工作已自动完成）迫使压缩机紧急停机等，都属于非正常停机。1当遇到下列情况时，需紧急停机。a自保联锁停机而未停者；b机组出现喘振调节无效时；c机组剧烈振动，并有金属撞击声；d机组任一轴承断油、冒烟或突然升温至高高报警以上时；e油箱液位急剧下降，无法补油；f虽然启动辅助油泵，而润滑油压力仍然在0.1MPa以下；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程g透平内出现严重水击而不能马上消除；h油系统严重着火；i工艺系统紧急停车或工艺要求紧急停机情况。2紧急停机的步骤a紧急停机可在现场压下危急遮断油门的手柄，或压下速关组合件上的手动停机阀，或现场操作面板停车机钮，或操作室内可按紧急停机按钮。b机组完全静止后投用盘车装置盘车。c停机后关闭压缩机出、入口阀。d关闭主蒸汽切断阀。e其余按照正常停机步骤进行。10.5.1.5压缩机的维护操作1)日检查项目1透平机组的转速。2透平蒸汽耗量。3压缩机流量．排出口压力和温度。4润滑油和调节油的压力。5润滑油和调节油的过滤器压差。6油冷却器出口温度。7轴承温度及振动。8密封干气压力、流量。9各轴的轴向位移。10高位罐液面。2)周检查项目1每周二联系化验采润滑油样，及时要回采样结果，如有问题及时汇报车间并做相应处理。2油箱内油的液位。3油过滤器压力损失。4冷却器冷却水侧的排汽。5油箱脱水。6润滑油管线各法兰、丝堵、阀门盘根的紧固情况。7润滑油和调节油备用泵自启动功能。3)月检查项目1检查机组设备完好情况，压力表、温度计是否准确。2配合设备研究所，对机组本月运行状况进行综合分析。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4)其它注意事项1监测运行中的各项参数，做好记录。这些参数主要有：机组振动、轴位移、轴承温度、润滑油流量、压力、油温、密封干气压力、油过滤器压差、压缩机气体出入口温度、出入口压力、流量、汽轮机蒸汽温度、压力等。2定期巡回检查机组运行状态．通过听音、观察、摸测等判断是否正常，有无泄漏现象。3按规定做好设备定期切换，或视机组运行状态和需要做临时切换工作，如：油滤器、油泵、油冷却器等。4巡检时对机组进行声音、状态检查，如有下列情况更需密切注意：5压缩机负荷显著变化时6主蒸汽温度与压力有较大变化时7轴位移、轴振动增大时8机组运行有异响时9主密封氮气流量波动或明显增大时10在平稳运行的基础上，尽量降低机组负荷和机组反飞动量，节约能源。10.5.1.6辅助设备的操作1)冷油器(过滤器)的切换操作冷油器（过滤器）切换程序注：冷油器(过滤器)的切换操作前做好相应的联系工作，然后才能着手切换操作。1稍开备用冷油器(过滤器)上放空阀，然后缓慢开启两冷油器(过滤器)的连通阀，向备用冷油器(过滤器)中充油，同时排尽备用冷油器(过滤器)中的空气。2当备用冷油器(过滤器)上放空阀有油溢出时，说明空气已排尽，此时应关闭放空阀，保持联通阀开度，备用冷油器(过滤器)充压片刻。3慢慢转动两冷油器(过滤器)的切换杆，将切换阀转向备用冷油器(过滤器)的位置后，再关闭两冷油器(过滤器)的连通阀，切换工作完成。4在切换的过程中，应密切注意润滑油压的变化，如出现易常情况应停止切换操作，待处理正常以后方可继续进行切换。5切换完毕如原运行冷油器(过滤器)需要检修或清洗，应慢慢打开原运行冷油器(过滤器)的放空阀，同时注意系统压力无任何变化以后，方可开大放空，放尽器内存油后交检维修单位检修或清洗。2)润滑油高位油箱的作用与操作1润滑油高位油箱的作用:在机组两台油泵故障停车时,由于机组转子的转动惯性大，要经过一段时间才能完全停止转动，而高位油箱及时为这段时间内轴承润滑提供所需的润滑油。2润滑油高位油箱的操作a润滑油泵启动，润滑油系统参数基本正常以后，稍开到高位油箱的入口阀；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程b当观察到视油计内刚好有油流过时，马上关闭入口手阀，防止冒罐；c正常工作期间，靠通过孔板的油量来维持高位油箱中的液位和温度。3蓄能器的作用与操作蓄能器的作用在泵切换时，防止管路油压下降的瞬时用油，以保证油压的恒定；防止管路上由于某些原因造成的油压突然下降，在几秒钟之内利用蓄能器蓄压油进行补充，消除在瞬间内因油压波动所造成的压缩机事故停车。蓄能器的操作a正常压力下的油路系统b在大气压力下的胆囊.c慢慢打开到蓄能器的入口阀和排空阀,排尽蓄能器和管路内的空气.d空气排尽后，关闭排空阀，使油充入蓄能器内并挤压上部胆囊。e用充气工具将氮气瓶与蓄能器接通，使氮气通过蓄能器上部的止回阀进入胆囊内，当其压力达到0.6—0.85P（P指管路油压）时，取下充气工具。f当机组正常工作时，应定期检查蓄能器内的充气压力，该压力不应高于蓄能器下部的油压，否则蓄能器将处于全空的状态，达不到蓄能的目的10.5.1.7联锁报警一览表项目仪表位号操作值报警限报警值停车值备注压缩机非驱动端止推轴承温度TI11247A/B<105℃H105℃115℃　TI11248A/BHH115℃压缩机驱动端支撑轴承温度TI11245A/B<105℃H105℃115℃　压缩机非驱动端支撑轴承温度TI11246A/BHH115℃汽轮机非驱动端止推轴承温度TI11272A/B<105℃H105℃115℃　TI11273A/BHH115℃汽轮机非驱动端支撑轴承温度TI11270A/B<105℃H105℃115℃　汽轮机驱动端支撑轴承温度TI11271A/BHH115℃压缩机驱动端轴振动VI11243A/B<63.5μmHHH63.5μm89μm　88.9μm压缩机非驱动端轴振动VI11244A/B汽轮机非驱动端轴振动VI11270A/B<50μmH50μm70μm　汽轮机驱动端轴振动VI11271A/BHH70μm压缩机轴位移ZI11242A/B<0.5mmH0.5mm0.7mm　HH0.7mm349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程汽轮机轴位移ZI11270A/B<0.56mmH0.56mm0.8mm　HH0.8mm润滑油总管压力PI112410.25MPaL0.15MPa0.1MPa启动备泵PI11242A/B/CLL0.1MPa三取二联锁汽轮机控制油压力　PI11272〉0.6MPaL0.6MPa　启动备泵汽轮机速关油压力　PI11270　L0.4MPa0.15MPa　LL0.15MPa汽轮机转速SI11271C/D/E<11782r/minHH11782r/min11782r/min三取二联锁汽轮机排气压力　PI11271A/B/C　<1.35MPaH1.35MPa　　〉0.95MPaL0.95MPa0.90MPa　LL0.90MPa冷却器后润滑油温度　TI11234<55℃H55℃　　润滑油箱液位　LI11231　L距下法兰中心线以上342mm　　高位油箱液位LI11233L润滑油过滤器差压　PDI11235<0.15MPaH0.15MPa　　循环氢分液罐V108液位高高LI11106A/B/C　　　　三取二联锁压缩机出口温度　TI11241　H87℃　　隔离密封供气压力PI-11290〉350KPaL350KPa隔离/二级密封过滤器差压PDI-11290<60KPaH60KPa主密封气过滤器差压PDI-11291<60KPaH60KPa除湿器出入口差压PDI-11292<60KPaH60KPa除湿器液位LI11290<150mmH2OH150mmH2O驱动端主密封流量PDI-11293L14.4KPa非驱动端主密封流量PDI-11294H231.8KPa增压泵泄漏压力PA-11290H80KPa驱动端主密封泄漏PDI-11295H35.1KPa148.6KPa非驱动端主密封泄漏PDI-11296HH64.5KPaPDI-11297〉20KPaL20KPa349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程一级密封气与平衡管压差注：一级密封气与平衡管压差≤12KPa时，增压器自动投入运行，压力差＞28KPa时，增压器自动停止运行。10.5.1.8常见故障原因分析及处理（1）压缩机机组故障及处理离心式压缩机的性能受吸入压力、吸入温度、吸入流量，进气分子量组成和原动机的转速和控制特性的影响。一般多种原因相互影响发生故障或事故的情况最为常见，现将常见的故障可能的原因和处理措施，列于下面表中。1）压缩机性能达不到要求可能的原因处理措施①设计错误审查原始设计，检查技术参数是否符合要求，发现问题应与卖方和制造厂家交涉，采取补救措施②制造错误检查原设计及制造工艺要求，检查材质及其加工精度，发现问题及时与卖方和制造厂家交涉③气体性能差异检查气体的各种性能参数，如与原设计的气体性能相差太大，必然影响压缩机的性能指标④运行条件变化应查明变化原因⑤沉积夹杂物检查在气体流道和叶轮以及气缸中是否有夹杂物、如有则应清除⑥间隙过大检查各部间隙，不符合要求者必须调整2）压缩机流量和排出压力不足可能的原因处理措施①通流量有问题将排气压力与流量同压缩机特性曲线相比较、研究，看是否符合，以便发现问题②压缩机逆转检查旋转方向，应与压缩机壳体上的箭头标志方向相一致③吸气压力低和说明书对照，查明原因④分子量不符检查实际气体的分子量和化学成分的组成，和说明书的规定数值对照，如果实际分子量比规定值为小，则排气压力就不足⑤运行转速低检查运行转速，与说明书对照。如转速低，应提升原动机转速⑥自排气侧向吸气侧的循环量增大检查循环气量，检查外部配管，检查循环气阀开度，循环量太大时应调整⑦压力计或流量计故障检查各计量仪表，发现问题应进行调校、修理或更换3）机器转速不稳可能的原因处理措施①调速系统失灵重新调整②蒸汽调节汽阀失灵检查并维修③控制油压过低调节油压调节阀349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程④空气进入控制油系统系统排气、堵漏⑤压缩机负荷变化大联系工艺稳定负荷⑥蒸汽压力、温度波动大与调度联系要求解决⑦压力计或流量计故障检查各计量仪表，发现问题应进行调校、修理或更换4）调速系统故障可能的原因处理措施①速关阀开/关电磁阀或调速阀伺服阀卡涩导致油路堵塞拆开检查，并修复有关部件②调速阀油动机行程传感器故障检拆开检查，并修复有关部件③调速阀卡涩拆开检查，并修复有关部件5）流量降低可能的原因．处理措施①进口导叶位置不当检查进口导叶及其定位器是否正常，特别是检查进口导叶的实际位置是否与指示器读数一致，如有不当，应重新调整进口导叶和定位器②防喘阀及放空阀不正常检查防喘振的传感器及放空阀是否正常，如有不当应校正调整，使之工作平稳，无振动摆振，防止漏气③压缩机喘振检查压缩机是否喘振，流量是否足以使压缩机脱离喘振区，特别是要使每级进口温度都正常④密封间隙过大按规定调整密封间隙或更换密封⑤进口过滤器堵塞检查进口压力，注意气体过滤器是否堵塞，清洗过滤器6）气体温度高可能的原因处理措施①冷却水量不足检查冷却水流量、压力和温度是否正常，重新调整水压、水温②冷却器冷却能力下降检查冷却水量，要与冷却器管中的水流速应小于2m／s③冷却管表面积污垢检查冷却器温差，看冷却管是否由于结垢而使冷却效果下降，清洗冷却器管子④冷却管破裂或管子与管板间的配合松动堵塞已损坏管子的两端或用胀管器将松动的管端胀紧⑤冷却器水侧通道积有气泡检查冷却器水侧通道是否有气泡产生，打开放气阀把气体排出⑥运行点过分偏离设计点检查实际运行点是否过分偏离规定的操作点，调整运行工况349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程7）压缩机的异常振动和异常噪音可能的原因处理措施①机组找正精度被破坏，不对中检查机组振动情况，轴向振幅大，振动频率与转速相同，有时为其2倍、3倍…卸下联轴器，使原动机单独转动，如果原动机无异常振动，则可能为不对中，应重新找正②转子不平衡检查振动情况，若径向振幅大，振动频率为n，振幅与不平衡量及n2成正比；此时应检查转子，看是否有污垢或破损，必要时转子重新动平衡③转子叶轮摩擦与损坏检查转子叶轮，看有无摩擦和损坏，必要时进行修复与更换④主轴弯曲检查主轴是否弯曲，必要时进行校正直轴⑤联轴器的故障或不于衡检查联轴器并拆下，检查动平衡情况，并加以修复⑥轴承不正常检查轴承径向间隙，并进行调整，检查轴承盖与轴承瓦背之间的过盈量，如过小则应加大；若轴承合金损坏，则换瓦⑦密封不良密封片摩擦，振动图线不规律，起动或停机时能听到金属摩擦声。修复或更换密封环⑧地脚螺栓松动，地基不坚固修补地基，把紧地脚螺栓⑨油压、油温不正常检查各油系统的油压、油温和工作情况，发现异常进行调整；若油温低则加热润滑油⑩油中有污垢，不清洁，使轴承发生磨损检查油质，加强过滤，定期换油。检查轴承，必要时给以更换⑾机内侵入或附着夹杂物检查转子和气缸气流通道，清除杂物⑿机内浸入冷凝水检查压缩机内部，清除冷凝水⒀压缩机喘振检查压缩机运行时是否远离喘振点．防喘裕度是否足够，按规定的性能曲线改变运行工况点，加大吸入量检查防喘振装置是否正常工作⒁气体管道对机壳有附加应力气体管路应很好固定，防止有过大的应力作用在压缩机气缸上；管路应有足够的弹性补偿，以应付热膨胀⒂压缩机附近有机器工作将它的基础、基座互相分离，并增加连结管的弹性⒃压缩机负荷急剧变化调节节流阀开度⒄部件松动紧固零部件，增加防松设施8）压缩机喘振可能的原因．处理措施①运行工况点落入喘振区或距离喘振边界太近检查压缩机运行工况点在特性曲线上的位置，如距喘振边界太近或落入喘振区，应及时脱离并消除喘振②防喘裕度设定不够预先设定好的各种工况下的防喘裕度应控制在1.03～1.50左右，不可过小③吸入流量不足进气阀开度不够，滤芯太脏或结冰，进气通道阻塞，入口气源减少或切断，应查出原因并采取相应措施④压缩机出口气体系统压力超间压缩机减速或停机时气体未放空或未回流，出口逆止阀失灵或不严，气体倒灌，应查明原因，采取相应措施349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑤工况变化时放空阀或回流阀未及时打开进口流量减少或转速下降，或转速急速升高时，应查明特性线，及时打开防喘的放空阀或回流阀⑥防喘装置未投自动正常运行时防喘装置应投自动⑦防喘装置或机构工作失准或失灵定期检查防喘装置的工作情况，发现失灵、失准或卡涩，动作不灵，应及时修理调整⑧防喘整定值不准严格整定防喘数值，并定期试验，发现数值不准及时校正⑨升速、升压过快运行工况变化，升速、升压不可过猛、过快，应当缓慢均匀⑩降速未先降压降速之前应先降压，合理操作才能避免发生喘振⑾气体性质改变或气体状态严重改变当气体性质或状态发生改变之前，应换算特性曲线，根据改变后的特性线整定防喘振值⑿压缩机部件破损脱落级间密封、平衡盘密封和“O”型环破损、脱落，会诱发喘振，应经常检查，使之处于完好状态⒀压缩机气体出口管线上逆止阀不灵经常检查压缩机出口气体管线上的逆止阀，保持动作灵活、可靠、以免发生转速降低或停机时气体的倒灌9）机器声音异常可能的原因处理措施①机器损坏停机检查修理②机器运转不稳调节工艺参数，若即时调不过来，可请示停机检查③转子同迷宫汽封环相接触在低速下用听棒检查汽缸和轴承箱，使机组降到最低速度或用盘车来纠正转子的弯曲，处理后仍有杂声，则停机大修④叶片翅片和喷嘴接触停机检查汽缸、转子及叶片和推力轴承的间隙，检修汽缸，检查汽缸与转子的间隙⑤乌德瓦特调速器内部损坏检查调速器内的不正常声响，确认内部损坏后．拆下凋速器进行检修更换⑥内部管线同转动元件相接触检查内部管线的锁定和支架，纠正各路油管的不正确位置，必要时重装、修理⑦外界杂质落入或紧固螺钉松动等检查汽缸、主汽阀和调速汽阀，找出不正常声响的位置。如声响不连续，肯定是由外部杂质所造成，则应停机检查内部10）压缩机漏气可能的原因处理措施①密封系统工作不良检查密封系统元件，查出问题立即修理②“O”型密封环不良检查各“O”型环，发现不良或变质应更换③气缸或管接头漏气检查气缸接合面和各法兰接头，发现漏气及时采取措施④密封胶失效检查气缸中分面和其他部位的密封胶及填料，发现失效应更换⑤干气密封失效发现部件腐蚀时，应更换材料，发现密封部分和密封弹簧内部有固体物质时，应分析气体成分⑥运行不正常检查运行操作是否正确，发现问题及时解决349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑦干气密封元件破损、断裂、腐蚀、磨损检查各密封环，发现断裂、破损、磨损和腐蚀应查明原因，并采取措施解决11）轴承故障可能的原因处理措施①润滑不正常确保使用合格的润滑油，定期检查，不应有水和污垢进入油中②不对中检查对中情况，必要时应进行校正和调整③轴承间隙不符一合要求检查间隙，必要时应进行调整或更换轴承④压缩机或联轴节不平衡检查压缩机和联轴器，看是否有污物附着或零件缺损，必要时应重新找平衡12）止推轴承故障可能的原因处理措施①轴向推力过大查看联轴器是否清洁，装配时禁止将过大的轴向推力通过原动机联轴器传递到压缩机上②润滑不正常检查油泵、油过滤器和油冷却器，检查油温、油压和油量，检查油的品质，凡不合要求者及时处理13）轴承温度升高可能的原因处理措施①油管不通畅，过滤网堵塞、油量小检查清洗油管路和过滤器，加大给油量②轴承进油温度高增加油冷却器的水量③轴承间隙太小或不均匀刮研轴瓦，调整瓦量④润滑油带水或变质分析化验油质，更换新油⑤轴承侵入灰尘或杂质清洗轴承⑥油冷却器堵塞，效率低清洗油冷却器⑦机组的剧烈振动消除振动的原因⑧止推轴承油楔刮小或刮反更换轴瓦块⑨轴承的进油口节流阀孔径太小，进油量不足适当加大节流圈直径⑩冷油器的冷却水量不足，进油温度过高调节冷油器冷却水的进水量⑾轴衬巴氏合金牌号不对或浇铸有缺陷按图纸规定的巴氏合金牌号重新浇铸⑿轴衬存油沟太小适当加深加大存油沟349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程14）密封气波动可能的原因处理措施①压控阀调节失灵参阅振动部分②密封气源波动检查油过滤器，更换附有污物的滤芯，检查管路清洁度15）轴位移增大报警可能的原因处理措施①轴向位移仪表失灵检查仪表故障进行处理②止推轴承损坏修理或更换瓦块③机器操作不稳定查明原因，予以排除④安装不良检查轴向位移系统，进行检修和调整⑤油管堵塞，轴瓦进油量小检查清洗油路⑥机器振动，轴瓦温度上升紧急停车，检查修理16）密封系统工作不稳定、不正常可能的原因处理措施①密封环精度不够检查密封环，必要时应修理或更换②密封气质量不符合要求检查密封气质量，检查气源过滤器是否损坏③压差系统工作不良检查参比气压力及线路，并调整到规定值；检查压差系统各元件工作情况④密封部分磨损或损坏放火炬流量高报警检查更换一级密封；放火炬流量低报警则检查更换二级密封⑤密封环磨损不一应轻轻研磨轴套、叶轮轮毂等和密封的接触面，并修正成直角⑥密封环断裂或破坏组装时注意勿损伤，尽量减少空负荷，不能修复时应更换⑦密封面、密封件、“O”型环被腐蚀分析气体性质，更换材质或零件⑧计量仪表工作误差检查系统的测量仪表，发现失准应检修或更换17）压缩机叶轮损坏可能的原因处理措施①材质不合格，强度不够重新审查原设计和制造所用的材质，如材质不合格应更换叶轮②工作条件不良造成强度下降工作条件不符合要求，由于条件恶劣，造成强度降低，应改善工作条件，使之符合设计要求③负荷过大，强度降低因转速过高或流量、压比太大，使叶轮强度降低造成破坏；禁止严重超负荷或超速运行④异常振动，动、静部分碰撞振动过大，造成转动部分与静止部分接触、碰撞，形成破损，严禁振值过大强行运转；消除异常振动⑤落入夹杂物压缩机内进入夹杂物打坏叶轮或其他部件；严禁夹杂物进入压缩机，进气应过滤349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑥浸入冷凝水冷凝水浸入或气体中含水分在机内冷凝，可能造成水击和腐蚀，必须防止进水和积水⑦沉积夹杂物保持气体纯洁，通流部分和气缸内有沉积物应及时清除⑧应力腐蚀和化学腐蚀防止发生应力集中；防止有害成分进入压缩机；做好压缩机的防腐蚀措施18）润滑油压力降可能的原因处理措施①油泵故障切换检查，修理油泵②油管破裂或连接处漏油检查修理或更换管段③油路或油过滤器堵塞切换，清洗④油箱油位过低加油⑤油路控制系统不良检查调整⑥油压自控或压力表失灵检查修理或更换压力表⑦安全阀定压值低或内漏检查校验安全阀并重新整定19）油压波动剧烈可能的原因处理措施①油路中混入空气或其他杂质打开放气阀，清除杂质②油压调节阀失灵调接油压调节阀或更换③油压表不良检查、修理或更换④油泵或管路振动剧烈查明原因排除振源20）油冷却器后油温高可能的原因处理措施①冷却水量不足增加冷却循环水量②冷却器结垢，效率低清除污垢③润滑油变质换油④冷却水压力低，水温高增加冷却水压力，加大水量⑤管路故障，冷却水中断检查管路排除故障21）油泵振动发热或产生噪音可能的原因处理措施①油泵组装不良重新按图组装②油泵与电动机轴不同心重新找正对中349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程③地脚螺栓松动紧固地脚螺栓④轴瓦间隙大调整轴瓦间隙⑤管路脉振紧固或加管卡⑥零件磨损或损坏修理零件或更换⑦溢流阀或安全阀不稳定调整阀门或更换阀门22）油温升高可能的原因处理措施①出口水温高增加冷却循环水量②冷却水量不足增加冷却循环水流量③润滑油系统内有气泡，变质放出油系统中的气体，换油④油冷却器积垢使冷却效果下降检查油冷却器，清除积垢23）润滑油变质可能的原因处理措施①水和压缩机的气体混入润滑油使油混浊或变色检查压缩机的干气密封，查看渗漏是否扩大；检查轴套的“O”型环，发现问题及时解决②油位过高，油发泡停机检查油位，油质不良更换24）润滑油量突然减少可能的原因处理措施①油泵发生故障检查主油泵是否运转；主油泵切换时，辅助油泵是否运转②油泵输入轴处油封漏油检查输入轴处漏油量，必要时更换油封③油管路漏油检查管路有问题及时解决25）汽轮机超负荷可能的原因处理措施①气体分子量比规定值大检查实际分子量，与说明书进行比较②原动机电气方面有毛病检查断路器的热容量和动作状况，检查电压是否降低，检查各相电流差是否在3％以内，发现问题及时解决③原动机、齿轮箱、压缩机等机械缺陷，零件相碰卸开原动机，检查原动机和齿轮箱等设备的轴是否自由，轻快转动；研究润滑油的排出状况，查看有无金属磨损粉末；拆开压缩机体，查看有无接触、刮碰现象④与叶轮相邻的扩压器表面腐蚀，扩压度降低拆机检查．检查扩压器各流道，如有腐蚀应改善材质或提高表面硬度；清扫表面(用金钢砂布擦)，使表面光滑；如叶轮与扩压器相碰，或扩压器变形，应更换349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑤叶轮或扩压器变形叶轮或扩压器变形应修复或更换⑥转动部分与静止部分相碰拆开原动机、压缩机和齿轮箱，检查各部间隙并与说明书对照，发现问题及时解决⑦吸入压力高吸入压力高，则重量流量大，功率消耗大，与说明书对照，找出原因并解决26）汽轮机效率降低可能的原因处理措施①级间漏汽间隙大调整间隙②动叶喷嘴积垢采用机械清洗、化学清洗或水冲洗等措施清除，改善蒸汽品质③运行工况变化设法使压力、温度、背压、真空度、转速恢复到正常设计值27）汽轮机轴封漏汽可能的原因处理措施①轴封片硬度不够，接触面积太大调整轴封片硬度，减少轴封片(或碳精环)的弹簧片弹力，增大间隙，减小接触面积②弹簧强度不够检查弹簧在高温下的应力，或更换弹簧③抽汽器能力不足或能力下降清除堵塞抽汽器喷嘴的杂质，减小抽汽器出口管的阻力，减少漏汽量，减小管道阻力28）汽轮机的腐蚀与侵蚀可能的原因处理措施①疏水未排尽装设疏水器；改善蒸汽品质②停车期间漏入蒸汽全开疏水阀，防止蒸汽阀门漏汽；排除空气，加热到露点以上③蒸汽品质不合格检查水处理办法是否合适；防止蒸汽带水，清除管道中的杂质④蒸汽流速过大，有涡流发生降低流速，防止产生涡流（2）润滑油泵故障及其原因。1）原动机超负荷：①转速、压力或粘度高于预定值②由于热变形造成对中不良或局部相碰。③泵内出现其他不正常情况。2）输送液体流量减少：①轴套及传动件磨损。②压力高于额定值或转速低于额定值。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程③出口管线系统的阀门泄漏以及液体渗漏回入口。3）吸入侧负压表出现不正常：①吸入侧过滤器堵。②吸入侧阀门开启不充分。③管线由于异物或铁锈的粘附而阻塞。④空气吸入或产生气蚀。4）产生振动或噪声：①安装或对中差。②轴承、转动件或轴套磨损。③吸入空气或产生气蚀。④异物堵塞吸入管。5）发热：①对中差或由于热变形造成局部相碰。②超负荷。6）机械密封处漏油：①机械密封漏油可能是机械密封寿命已到、或者是由于杂质使密封面损坏；②在使用重油或其他含有异物的流体的情况下，泵经长期停后再开工时，油可能从机械密封处漏，这是由于异物粘附在机械密封的表面而变硬，这种异物在几分钟内脱出，故漏油现象立即停止。10.5.1.9事故处理故障现象处理措施1．停电1）润滑油泵为电泵运转时停止运转，油压力下降，高位油箱液面下降；2）电磁阀UPS失电。速关油回零，透平停运；1）当油泵为电泵运转时，应尽快开起小透平泵运转。若小透平启动不了，按紧急停机处理；2）关闭压缩机出入口阀．其它步骤与正常停机步骤处理。2．停仪表风1）反喘振调节阀失灵；2）润滑油调节阀失灵；3）气压机进出口风动阀失灵；1）当为风开阀时，用副线阀控；当为风关阀时，用上或下游阀控；2）当为风开阀时，用副线阀控；当为风关阀时，用上或下游阀控；3）当维持不了机组正常运行状态时，应尽快停机处理。3.停氮气1）密封系统二次密封气、隔离气压力、流量回零。1）查明原因，无法短时间恢复时，紧急停机处理。4．停循环水1）水压快速下降或回零；冷后油温上升2）汽封气冷却器失效；1）注意润滑油温度，若油温过高或轴承温度过高按紧急停机处理；2）瞬时停水，维持机组安全运行，长时间停水，按正常停机处理。5．蒸汽压力下降1）透平转速下降，压机出口流量下降，出口压力下降，蒸汽流量增加，主汽门全开；1）调整操作，降低机组负荷；联系调度尽快恢复蒸汽压力，注意蒸汽脱水防水击2）入口压力上升较大时，开放空阀；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2）气压机入口压力上升3）机组喘振；4）机声变化；3）打开防喘振阀；4）当无法维持生产时，停机6．蒸汽带水1）蒸汽温度低；2）汽封甩水，机组声音异常，汽轮机内有水击声，振动加大；3）调速汽阀开大，转速下降；1）加强脱水并联系提高蒸汽温度；2）适当降低机组负荷；3）严重水击时应作紧急停机处理。7．压缩机喘振1）压缩机出口流量大幅波动，出口压力忽高忽低；；2）机组振动，进出口有喘振冲击声；3）汽轮机转速波动。1）开大防喘振阀；2）适当降低机组负荷；3）严重时应作紧急停机处理。10.5.1.10美国Flowserve公司的GASPAC984带中间迷宫密封的串联式干气密封操作规程（1）干气密封原理简述循环氢压缩机两端的轴封采用Flowerserve公司的GASPAC型干气密封，专门用于密封离心压缩机内的气体，该类型干气密封为集装式，在制造厂预装并完成压力试验后发货。干气密封是一种新型的非接触式轴封，是60年代末期从气体润滑轴承的基础上发展起来的，其中以螺旋槽密封最为典型。实践表明，干气密封在很多方面都优于普通接触式机械密封，由于干气密封属于非接触式密封，它的寿命比普通机械密封长许多倍。干气密封的出现改变了传统的密封观念，“用气封液或气封气”的新观念替代了传统的“液封气或液封液”观念，可保证任何被密封介质对大气的零泄漏。它是由两组串联配置的串级密封（即两个动环、两个弹簧加载的静环组件、腔体、轴套等零件依次排列组成）和内部迷宫密封组成，在大气侧配置了隔离密封。弹簧力和工艺气体压力的共同作用产生密封功能，密封环和保持环间的密封元件（O形圈）起副密封的作用。在串级密封中，工艺气侧的一级密封起主密封作用，并承受全部的压差，一级密封的运行是在工艺气介质中。大气侧的二级密封起备用安全的作用，由于在较低的压差下工作，且始终处于非接触状态，没有任何磨损，在一级密封损坏前始终处于理想的运转状态，可以起到良好的备用作用，一旦主密封失效，备用安全密封承担起主密封的作用。GASPAC型干气密封在动环和静环配合表面处的气体径向密封有其独特的专有技术，其配合表面的平面度和粗糙度很高，动环组件配合表面有一系列浅槽，正是依靠这些浅槽使干气密封能够在运转时产生流体动压，在流体动压效应的作用下使得密封面分开，由于这些浅槽是完全对称的T型槽，从而确保了干气密封能够完全双向旋转，在设计上避免了压缩机倒转引起干气密封损坏的可能性。（2）密封设计基础数据1）压缩机参数：压缩机型号BCL409/A密封处轴径Фmm100入口压力MPaG15出口压力MPaG18.5滞止压力MPaG18.5入口温度℃58出口温度℃≤150滞止温度℃正常转速rpm8904最大转速rpm10910跳闸转速rpm11782349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程汽轮机最低转速rpm3002）现场环境及公共条件：大气最高温度℃40.4大气最低温度℃极端最低温度℃-18.1380V/50Hz低压电有220V/50Hz低压电有仪表电信号4-20mADC中压氮气压力MPa(g)正常最小最大温度℃环境低压氮气压力MPa(g)正常0.6MPa最小最大温度℃环境仪表空气压力MPa(g)正常0.5MPa最小0.3最大0.6温度℃40火炬压力MPa(g)正常400mmH2O最小最大（3）干气密封选型1）干气密封型号根据机组数据和现场条件，干气密封选用GASPAC984型带中间迷宫密封的两级串联式干气密封,隔离密封为非接触式碳环密封。该密封结构是内密封承担全部压力、外密封为安全备用密封、在串联密封的中间增加一个迷宫密封并注入氮气，使得由内密封泄漏的工艺气不能穿越该迷宫，而全部排放到火炬，以实现工艺气零泄漏。隔离密封注入氮气，防止润滑油进入干气密封以及防止工艺气泄漏到厂房内。干气密封增压器（泵）采用原装进口，应当至少有2000x104次使用寿命，不包括易损间寿命。增压器（泵）应当设间隔室，间隔室填料应当具有压力高时放火炬的功能。2）干气密封数据密封型号美国Flowserve公司的GASPAC984带中间迷宫密封的串联式干气密封密封尺寸/轴尺寸115mm/75mm设计压力10MpaG设计温度-20℃至150℃允许的轴向位移±2.5mm包括安装间隙允许的径向位移±0.6mm迷宫密封除外密封转子平衡度ISO1940G2.5(N=12103rpm)试验规范API617第七版功率损耗每一密封单元小于1KW3）干气密封配置方案及材料①密封形式：GASPAC984(双向旋转带中间及隔离密封的串联密封②密封产地：FLOWSERVE德国或美国349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程③控制盘产地：FLOWSERVE中国④密封主要材料：部件名称标准材料可选材料备注旋转环碳化硅氮化硅取决于气体工况静止环石墨静止密封圈PTFE或杜邦公司全氟橡胶静止金属件1．4006旋转金属件1．4006弹簧哈氏合金C⑤干气密封的技术指标a、泄漏率气体泄漏(Nm3/H)压力转速内密封外密封*MpaGrpm期望值保证期望值保证1586354.5<5.50.24<0.661502.1<30.12<0.66b、功率损失压力MpaG转速rpm能量损失KW158635<3,5c、氮气消耗压力Mpa转速rpm氮气流量Nm3/H期望值保证Intermediatelabyrinth*~0,0286355.5<7.2Tertiaryseal~0,0186359.5<13（4）干气密封流程及控制系统说明1）一级密封气流程及控制说明正常运行时，采用压缩机出口气（18.5MPa;84.3℃）作为一级密封气的气源，压缩机正常运转时进口压力达到设计压力15MPa，出口压力达到设计压力18.5MPa；以保证一级密封气源相对于平衡管有较高的压差，干气密封设计为密封机组的进气压力，主密封进气腔的压力稍许高于进气压力，主密封气进入除雾器/预过滤分离器脱液除掉99.9%的液体和6微米以上的颗粒后，再经过F1（或F2）过滤器过滤后，经气动薄膜调节阀PDCV-11291气动薄膜调节阀将其阀后压力调整为：比压缩机平衡管压力高出0.3MPa左右，然后通过流量计进入高、低压端一级密封腔体。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程一级密封气的主要作用时防止压缩机内不洁净气体污染一级密封端面，同时伴随着压缩机的高速旋转，通过一级密封端面螺旋槽泵送到一级密封端面，同时伴随着压缩机的高速旋转，通过一级密封端面螺旋槽泵送到一级密封放火炬腔体，并在密封端面间形成刚性气膜，对端面起润滑、冷却等作用。该气体绝大部分通过压缩机的轴端迷宫进入机内，只有极少部分通过一级密封端面进入一级密封放火炬腔体。泄漏气在正常情况下通过限流孔板、单向阀泄放至火炬系统。在泄漏管线上装有爆破片，整定压力为400KPa，当泄漏管线出现高于正常压力时，安全爆破片就可以将泄漏气直接泄放至火炬，避免压力进一步升高对其它设备和部件造成破坏。另外，当压缩机在一定的运行模式下，如循环和启动时，压缩机还没有产生足够给干气密封供气的压差，在这种运行模式下，干气密封容易受到来自于机壳内的未经过滤的气体进入密封腔造成污染，在某些干气密封应用场合，例如，利用足够高压力的高压氮气气源作为干气密封的备用气源，无疑对系统提出了额外的要求，增压系统便有效地解决了这一问题。增压系统的运行由机组逻辑和连接两位球阀的电磁阀控制，一级密封气与平衡管压差信号值作为增压器投用的联锁条件，该值≤12KPa时，电磁阀接通，过滤后的氮气作为动力风驱动两位球阀，循环氢管路上的增压器立即投入使用，压缩循环氢，压力增大，保证通过迷宫密封的压差是正压差，防止机体内的含杂质的循环氢直接进入到一级密封腔内。当压差值高于28KPa时，增压器便停止工作。由于增压泵活塞是作往复运动的，会造成出口压力的脉动，所以在增压泵的下游设有减轻脉动强度的缓冲罐。增压系统下游的过滤器用于用于捕集增压系统后的任何污染和颗粒，可以去掉99.5%的3微米的固体颗粒和悬浮物。压缩机开、停车时，可使用备用氮气作为一级密封气的气源，该气源经另一端口进入密封系统后，其他流程同主密封流程。2）二级密封气、隔离气流程说明采用常温、0.6MP左右的低压氮气作为二级密封气的气源，该气源经法兰端口进入密封系统，经过滤器F3（或F4）过滤后，再经自力式压控阀PDCV11290减压后再分两条支路：一路通过流量计截止阀节流减压后进入低压端二级密封腔和高压端二级密封腔；另一路作为后置隔离气，分别经过各自的流量孔板、单向阀进入压缩机轴两端干气密封的最外侧的后置密封腔内，隔离密封位于密封壳体和压缩机轴承之间，阻止压缩机润滑油进入密封腔，污染密封端面，同时可防止工艺气向外进入润滑轴承箱，在后置密封腔和二级密封间还设置了排凝和放空线。二级密封气的主要作用是阻止从一级密封端面泄漏的少量介质气体进入二级密封端面，并保证二级密封安全可靠运行，其绝大部分气体与一级密封端面泄漏的少量介质气通过一级密封排放腔体进入放火炬管线，只有少部分气体通过二级密封端面泄漏后与后置隔离气一道通过轴承呼吸帽放空，分别通过音速孔板节流减压后进入高、低压端后置隔离密封腔；后置隔离气的主要作用是保证二级密封端面不受压缩机轴承润滑油气的污染。该气体一部分与从二级密封端面泄漏的少部分氮气通过后置密封梳齿经轴承润滑油呼吸帽放空；另外，为了简化气源的复杂性，0.6MPa的管网氮气经过滤器过滤后，为除雾排污电磁阀和一级密封气增压器提供动力风。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程需要说明的是：0.60MPa的管网氮气进入到后置密封腔和二级密封的密封腔前均设有单向阀，这些单向阀与一级密封的单向阀的压力等级是一样的，这样当一级密封失效后，0.60MPa的管网氮气的这些单向阀关闭，一方面可以防止倒流，另一方面可以确保二级密封由安全备用状态转入工作状态，避免事故的扩大。3）放火炬气体流程说明绝大部分的二级密封氮气与从一级密封端面泄漏的少量介质气体分别进入密封系统，然后经音速孔板S01、流量计FT-；音速孔板S02、流量计汇合后，进入放火炬管线。4）干气密封控制系统气密封控制系统正常运行时，采用压缩机出口气（18.5MPa.G;84.3℃）作为一级密封气的气源，当一级密封气与平衡管差压PDIT11297低于12KPa时，通过压力开关电控自动开启增压泵，增压至调节阀PDCV11291后压力高于机组平衡管差压≥12KPa，持续保证一级密封气源相对于平衡管有较高的压差，为密封提供干燥、干净、稳定的主密封气体（工艺气或外部气源）、提供氮气隔离气以及监测密封的运行状态。同时通过监测一级密封端面泄漏排火炬量和泄露压来控制系统的运行，其中泄漏量分别设有高报警和高高报警，同时监测主密封气流量，并带有流量低报警信号。5）控制系统主要报警点仪表编号功用描述低报警高报警高高报警PDIT11291主密封气过滤器压差√PDIT11290隔离N2过滤器压差√PDIT11293、11294主密封气供气孔板压差√√PDIT11295、11296主密封气排放孔板压差√√LT11290除雾器液位√PDIT11297主密封气与平衡管压差√PIT11290隔离N2压力√PS11290增压器泄漏压力√DCS逻辑主密封气与平衡管压差低Ampliflow增压器启动（用户提供电信号）DCS逻辑主密封气与平衡管压差高Ampliflow增压器停止（用户提供电信号）（5）操作说明干气密封系统安装后，在密封本体安装之前应从一级密封气入口法兰端口处接上0.4～0.6MPa的洁净仪表风或低压氮气连续吹扫4～6小时以上，直到用细纱漂白布贴近出口吹扫5分钟以上，用眼仔细观察确无灰尘、油污、水分等杂质为合格，吹扫干净后关闭所有阀门，处于待命状态。1）密封投用操作步骤①打开系统所有常开取压阀，投用现场压力表、变送器、压力开关等。②投用隔离气：油运开始前至少十分钟，投入后置隔离气，系统引氮气至干气密封盘，投用密封氮气过滤器，检查过滤器前后差压是否大于60Kpa，并低点排凝，投用自立式调节阀PCV11290，保证调节阀后压力大于47Kp349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程a，然后依次打开各截止阀，投入后置隔离气至压缩机前后轴承腔。同样，当油运停止十分钟，回油管却无油流动后，方可切断后置隔离气。③投用主密封工艺气：压缩机进工艺气或者做气密试验之前，应首先投入一级密封工艺气，系统因压缩机出口介质或高压氮气至干气密封盘，依次投用除液器、增压器（泵）、工艺气过滤器以及主密封工艺气自立式调节阀PDICV11291,保证调节阀后压力大于232Kpa，然后打开高、低压端密封各截止阀，投入驱动、非驱动端一级密封气，观察流量计PDI-11293、PDI-11294流量计显示值，调整流量计后节流阀使驱动、非驱动端一级密封气流量值各保持在506NNm3/h左右，当压缩机停运，机内气体排净后方可关闭一级密封进气。④投用主密封气泄漏至火炬流程：打通驱动、非驱动端主密封气泄漏气至火炬线流程，监测驱动、非驱动端主密封气泄漏量PDI-11295、11296流量，保证正常流量各保持在12Nm3/h左右，并在中控室设定好其各自上、下限报警值；⑤投用二级密封气：一级密封气投用后，开通放火炬管线，然后投入二级密封气。投用自立式调节阀PDCV11290，保证调节阀后压力大于120Kpa，然后依次打开各截止阀，分别投用驱动、非驱动端二级密封气，监测各自流量计保证维持63Nm3/h左右的二级密封氮气。⑥投用干气密封其他附属设备：打通所有的排火炬或低点排凝管线流程，检查各个过滤器差压是否大于60Kpa，有无积液现象，否则切换过滤器并排凝缩液，投用除液器、增压器系统及PS-11290压力开关的上限报警、连锁停车方式（见报警连锁图）。2）注意事项①油运开始前至少十分钟，投入后置隔离气；同样油运停止至少十分钟之后，回油管线却无油流动，方可切断后置隔离气。油运开始后，后置隔离气就不能停止，本着“先通气后开润滑油，先停润滑油后停气”的原则，始终使干气密封在一种有气体保护的状态下运行否，则会对密封造成损坏。②压缩机组投入介质气体前，必须首先投入一级密封气，以防机内介质气污染一级密封端面；同时保证一级密封气与压缩机平衡管的压差大于0.10MPa以上。③投用过滤器时应先缓慢打开过滤器下游球阀，再缓慢打开上游球阀，以防过滤器上、下游球阀打开过快，对过滤器滤芯造成瞬间压力冲击而损坏，正常工作状态下过滤器滤芯工作周期最长为两年。④更换过滤器滤芯时，应先缓慢打开备用过滤器上、下游球阀，投用备用过滤器。然后再关闭需更换滤芯的过滤器上、下游球阀，进行滤芯更换。（用于一级密封气源过滤的F1、F2过滤器更换滤芯前，须打开底部阀门泄掉过滤器及储液罐内的压力，然后松开上、下终端活接头，方可卸下外壳更换滤芯）。⑤投入流量计PDI-11293、11294时，应先打开旁路阀门，再打开流量计上、下游球阀，然后缓慢关闭流量计旁路阀门，并调整其下游截止阀使流量计的流量值为506Nm3/h左右，同时注意气动薄膜调解阀PDIT-11297显示值应稳定在0.1MPa左右。⑥开车正常后，一级密封气可由氮气切换为压缩机出口气，同时密切注视气动薄膜调解阀PDIT-11297压差变送器、PI-11297压力表显示值不应有下降趋势。⑦当压缩机紧急停车后应将密封气源快速切换为备用氮气，并卸掉机内压力⑧349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程每天至少对密封系统装置进行两次巡回检查，重点检查一级密封气的气源压力、二级密封气和后置隔离气的气源压力是否稳定并符合要求，过滤器是否出现堵塞，转子流量计指示值是否稳定，差压变送器指示值是否超限报警等。（6）干气密封故障判断及处理①开车前，只有当PDICA-11291的显示值≥0.10MPa、PDI-11295、11296显示值≥4.5Nm3/h时，并在其它条件都满足的情况下，才能允许压缩机启动。同时当PI11290≤0.35MPa时不允许轴承润滑油泵启动②开车后，当二级密封进气稳定，若火炬线流量计FIA-103或FT-104的流量值持续出现超限报警，则表明对应端密封可能有问题，建议停车检查对应端密封。上限报警表明一级密封泄漏量过大，下限报警表明二级密封泄漏量过大③当密封系统一级密封排气管线上PS-11290压力开关出现上限报警联锁信号时，表明其对应端一级密封端面损坏，中控室DCS（PLC）发出报警信号的同时应联锁停车，拆卸并检查对应端密封。④当一级密封进气压力与压缩机平衡管参考气压差PDICA-11297的显示值≤0.028MPa时，表明一级密封气源压力偏低，应及时查找原因；当PDICA-11297的显示值≤0.012MPa时，通过中控室PLC发出信号自动打开电磁开关阀SV-101电控自动开启增压泵，给主密封工艺气增压后经调节阀PDCV11291后稳压，保证高于机组平衡管差压≥0.1Mpa；PDICA-11297的显示值≥0.028MPa时，自动关闭电磁开关阀SV－101。通过中控室PLC发出信号自动打开电磁开关阀SV-101电控关闭增压泵，由压缩机出口气作为稳定气源，如此往复控制增压泵，由于增压泵活塞是作往复运动的，会造成出口压力的脉动，所以在增压泵的下游设有减轻脉动强度的缓冲罐（减震器）；⑤当F3或F4过滤器表头指针若处在红色区域，表明过滤器滤芯出现堵塞，需更换过滤器滤芯，同样，当PDT-11291差压变送器显示值≥60KPa（中控室PLC报警）时，表明F1或F2过滤器的滤芯出现堵塞，需更换滤芯。更换方法见注意事项第4条。（7）干气密封使用注意事项①气体品质：进入密封的气体应是清洁干燥，以保证最佳的性能，延长使用寿命。通常推荐在密封气供应管线上装一个2微米的聚合式过滤器，尽管TN02D干气密封能应付液体污染，但应尽量避免持续的污染，如轴承油。②密封气供应量：密封气的气量供应必须充足，以确保在运行期间有经过滤的气体供应密封，这将提供一个理想的密封环境以维持最佳性能。③泄漏趋势：密封性能通过泄漏趋势监控，泄漏量的偶然尖峰信号应设定为不会引起报警。这可能是由于工艺波动、轴的移动、压力、温度或速度波动所引起的。然而泄漏趋势可以预测到密封的问题。④反转：应避免反转，速度低于1000rpm的短时反转是允许的。然而，经过这样的转动后，密封需要修正和检查。⑤反压：在静态条件下，反压将导致静态泄漏增加；在动态条件下，反压可能导致密封件的损坏。⑥缓慢转动：建议避免在低于1000rpm下连续运转，高于此转速运行安全裕度大并可形成稳定的转动间隙。⑦盘车：系统带压时，在12rpm转速下短时的转动不会对干气密封造成损坏。⑧降压：干气密封的降压滤一般推荐0.8MPa/min，更快的降压率视具体的用途而定。⑨振动：干气密封能承受相对较高的振动水平，但过高的振动水平仍有可能损坏干气密封349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑩密封气体温度不能低于各自的露点温度，FLOWERSERVE的干气密封为此还对一级密封气进密封腔前的管线进行了伴热，尤其是当气温较低时，需对投用的伴热进行检查，以免发生“干气不干”的现象。10.5.2新氢压缩机C102A/B操作法10.5.2.1概述由于系统补充氢气纯度在99％(v)以上，且压比高，故作为补充氢气用的新氢压缩机选用具有压比高的往复式压缩机，利用活塞在气缸中的来回运动改变气缸的容积从而实现对气体的压缩。新氢压缩机组共两台，正常运行中，一开一备。C102A渣油加氢(RDS)装置的最主要设备之一，其主要作用是：将制氢生产的2.4MPa的氢气经压缩机的三级压缩压力提高到17～19MPa，送入RDS的高压反应系统，以解决在反应过程中消耗的氢气，包括化学反应消耗、溶解在油中以及泄漏损失的氢气。C102A由美国德莱赛兰(DRESSERRAND)设计生产制造，驱动电机由南阳电机制造，机组由美国德莱赛兰(DRESSERRAND)成套。压缩机机头引进，采用美国DRESSER-RAND公司设计、制造的4HHE-VL-3机型，其余辅助设备国产，其中驱动机采用南阳防爆集团有限公司生产的增安型无刷励磁同步电动机，整机由DRESSER-RAND公司成套供货。10.5.2.2工艺技术要求单台机组工艺操作参数为：工况正常工况SOR正常工况EOR额定工况开工工况介质氢气氢气氢气氮气流量(标准态)m3n/h346554279249500最大量质量流量kg/h31393876进气压力MPa2.42.42.40.6排气压力MPa18.218.518.5进气温度℃404040常温分子量2.032.032.0328气量调节要求%0%，50%，(86.5%),100%气体组分:体积百分比%工况正常工况SOR正常工况EOR额定工况开工工况气体名称分子式氢气H299.999.999.9氮气N2100硫化氢H2S甲烷CH40.10.10.1乙烷C2H6乙烯C2H4丙烷C3H8丙烯C3H6正丁烷nC4H10异丁烷iC4H10C5+∑100100100100349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.5.2.3压缩机技术参数（1）新氢压缩机C-102A1）机组主要技术数据项目额定工况氮气工况一级二级三级一级二级三级介质新氢氮气缓冲罐进口压力MPa2.3755.3569.8640.581.472.72进口温度℃404343304343缓冲罐出口压力MPa5.55410.22818.6861.673.14.0出口温度℃12510911012411581轴功率Kw4413排气量Nm3/h49500型号4HHE-VL-3型式卧式四列对称平衡型曲轴转速rpm300活塞行程mm355.6活塞平均速度m/s3.556气缸内径mmΦ406.4，Φ381，Φ288.9活塞杆直径mmΦ114.3活塞杆最大允许气体负荷kN890驱动方式直联机组外形尺寸（长×宽×高）mm11303X11385X7485（不包括辅机，含电机）总质量kg～1373442）压缩机主要结构特征压缩机机头引进，采用美国DRESSER-RAND公司设计、制造的4HHE-VL-3机型，其余辅助设备国产，其中驱动机采用南阳防爆集团有限公司生产的增安型无刷励磁同步电动机，整机由DRESSER-RAND公司成套供货。压缩机安装于户外，有棚。压缩机为对称平衡型往复式，四列三级压缩，气缸为水平双作用。进、排气口均按上进、下出布置。压缩机曲轴转速为300r/min，最大活塞速度3.556m/s。压缩机曲轴、连杆、活塞杆用锻钢制造，十字头为用铸钢制造。活塞杆材料采用AISI4340,表面采用TC3喷涂处理，活塞杆上连接活塞的螺纹采用滚制加工。气缸、活塞和填料函按无油润滑结构设计，少油润滑操作，所有活塞都设支承环。吸排气阀采用D-R公司的Magnum阀，每级气缸均有余隙腔。压缩机气缸设手动控制卸荷器作气量调节，设0，50，86.5%（余隙调节），100%四挡调节。卸荷器装在所有进气阀上，通过压缩机就地盘（带接线盒的电磁阀）上手动气控卸荷开关进行控制。压缩机采用API618标准的D型双室隔距件。压力填料及中间隔离填料均连续地通入氮气，缓冲和隔离从气缸漏出的易燃易爆气体，并设漏气收集接管及集液罐。气缸采用干式衬套，缸套与缸体采用可靠的机械定位。气缸采用软化水强制冷却系统。压缩机设气动盘车机构，并设有行程开关。一级气缸入口设置永久可拆式Y型过滤器，过滤网及网骨架材质为不锈钢。压缩机采用压力润滑。压缩机主电机之间采用刚性联轴器连接，并配有全封闭无火花（铝合金）防护罩，防护罩内骨架。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程每级进出口缓冲器的设计压力均按每级出口压力设计，腐蚀裕度3.2mm。缓冲器的最小容积为其联接气缸每转活塞排量的16倍。缓冲罐自带检查孔，排凝设盲板法兰。3）辅机系统A主电机及其辅助设备：所有电动机及电器设备均符合使用现场防爆级别的要求。主电机为增安型无刷励磁同步电机，配有励磁系统、冷却器及漏水检测、空间加热器以及轴承、定子测温装置主电机主要技术数据项目单位参数型号　TAW5300-20/2600型式　增安型无刷励磁同步电动机制造厂　南阳防爆集团有限公司额定电压V6000频率Hz50额定功率kW5300额定电流A590.3同步转速r/min300满载效率％96功率因数　0.9（超前）飞轮力矩t.m242.6励磁电流A205.22励磁电压V226.5防爆标志　ExeⅡT3防护等级　IP54，接线盒IP55冷却方式　IC81W（上水冷安装型式　IM7315定子质量kg15500转子质量kg22500电机总质量kg57000最大起吊件质量kg38000冷却器换热容量kW265冷却器冷却水量m3/h44空间加热器防爆标志　ExeⅡT3空间加热器功率kW2.4、0.3空间加热器电压V（AC）220主电机油站供油压力Mpa0.4主电机油站流量L/min25主电机油站供油温度℃40±3主电机油箱容积m30.75过滤精度mm0.08油箱电加热器功率kW12油站冷却水量m3/h1.5润滑油牌号L—TSA46汽轮机油B压缩机运动机构润滑系统压缩机运动机构润滑系统采用压力润滑，配有独立的润滑油站，向主轴承、连杆轴承、十字头、十字头滑道等提供强制润滑。包括：两台电机驱动的螺杆油泵（互为备用），一台油冷却器，两台压力调节阀，一台带连续切换阀的双联过滤器，整套供油、回油系统及必要的仪表等。润滑油冷却器的壳体、管箱和封头、管板、管束均采用不锈钢，管板与管束胀焊。油过滤器的过滤精度为10μm，壳体、骨架和端盖均为不锈钢。润滑油系统的管路、管件材料均为奥氏体不锈钢。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程油系统所有设施安装于一个公共底座上，底座设漏油收集槽。油站安装在一楼。项目单位参数润滑油牌号L—DAB150压缩机油润滑油泵SNH2BDR54U8W62润滑油泵压力MPa0.9润滑油泵流量m3/h21.6润滑油泵功率KW6.75润滑油泵转数rpm1450润滑油泵厂家中国天津泵业机械集团有限公司电机型号YB2-160L-4W电机功率KW15电机电压v380电机电流A30电机转数rpm1460列管式油冷器型号GLL列管式油冷器冷却面积m210过滤精度mm0.01C冷却水系统填料箱和气缸夹套采用软化水冷却，由独立的水站供水。机旁冷却水进出口处均装有一个钢制阀门，出水管线设有流动看窗及就地显示温度计，管道设有低点排凝点，高点排气。润滑油冷却器、中间冷却器、水站冷却器及电机冷却器均采用循环水冷却。D水站填料箱和气缸夹套冷却用软化水，由水站提供，每台压缩机配有独立的水站。填料箱的冷却水管上设有双联过滤器。为维持水箱供水温度，水箱设有蒸汽加热器，由280℃，1.0MPa低压蒸汽供热。水站主要技术数据为：项目单位参数水箱质量kg900水箱操作质量kg2700水站质量（不含水箱）kg3500水站操作质量kg4000冷却器台2泵组台2水泵厂家上海申工泵业制造有限公司水泵型号IH80-50-200水泵扬程M50水泵流量m3/h30水泵转数　rpm2930电机型号　YB2-160M2-2W电机电流A　28.6电机功率Kw15电机电压V380循环水耗量t/h244)压缩机主要零部件材料零部件名称材料种类349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程机身铸铁曲轴锻钢连杆锻钢活塞环、支承环CPTFE气缸一级：球铁二、三级：锻钢气缸套铸铁活塞球铁活塞杆AISI4340气阀阀座球铁气阀限制器球铁阀片HI-TEMP阀弹簧17-7PH填料环CPTFE填料盒/压盖不锈钢隔距件铸铁十字头销合金钢十字头球铁轴承三金属5)联锁报警一览表对象及用途位号报警报警值停机值备注润滑油供油压力PI11774L≤0.24MPa启动辅助油泵LL≤0.2MPa报警H≥0.4MPa手动停辅油泵润滑油供油压力PI11771PI11772PI11773N≤0.24MPa不能启动主机LL≤0.172MPa三取二停主机润滑油供油温度TI11770N≤27℃不能启动主机H≥66℃报警润滑油过滤压差PDI11753H≥0.103MPa切换过滤器电机油站供油总管压力PI11795L＜0.15Mpa启动辅助油泵H≥0.4MPa手动停辅油泵电机油站供油总管压力PI11796LL≤0.05MPa三取二停主机349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程PI11797PI11798电机油站过滤器压差PDI11795H电机油站油箱温度TI11796L报警H报警电机油站供油温度TI11795H报警注油器油压PI11758LP≤0.241MPa报警盘车装置未脱开ZS11751ZS11752不能启动主机水站水箱温度TI11772H报警水站水箱液位低开关LS11757L报警水站软化水总管压力PI11762L≤0.24MPa启动辅助水泵H≥0.4MPa手停辅助水泵一级进气压力PI11751H≥2.5MPa报警二级进气压力PI11753HP≥6.2MPa报警三级进气压力PI11755HP≥11.9MPa二级出入口压差PDI11751H三级出入口压差PDI11752H一级进气温度TI11751L≤32℃报警一级排气温度TI11754TI11755H≥151℃报警HH≥156℃联锁停机二级进气温度TI11756H≥35℃报警二级排气温度TI11758H≥137℃报警HH≥142℃联锁停机三级进气温度TI11759H≥35℃报警三级排气温度TI11761H≥133℃高报警一级填料温度TI11752TI11753H≥107℃报警二级填料温度TI11757H≥101℃报警三级填料温度TI11760H≥99℃报警活塞杆下沉设施温度TI11774H≥110℃报警349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程TI11775TI11776TI11777一级、二级级间分离器液位LI11752BH≥680mm(75.5%)报警HH≥830mm(92.2%)联锁停机二级、三级级间分离器液位LI11751BH≥680mm(75.5%)报警HH≥830mm(92.2%)联锁停机压缩机轴承温度TI11764TI11765TI11767TI11769TI11766TI11768H≥88℃报警HH≥91℃高高报警电机轴承温度TI11786TI11779H≥85℃报警HH≥90℃高高报警电机定子温度TI11780TI11783H≥135℃报警HH≥145℃三取二联锁停机TI11781TI11784H≥135℃报警HH≥145℃三取二联锁停机TI11782TI11785H≥135℃报警HH≥145℃三取二联锁停机机身振动VI11751VI11752H≥20mm/s报警活塞杆下沉量ZI11751ZI11752ZI11753ZI11754H≥mm/s报警电机漏水监测LA11753H漏水报警6)开机条件对象及用途位号条件备注349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程电机油站润滑油压力正常PI11795≥0.15Mpa允许启动主机润滑油压力正常PI11774≥0.24Mpa允许启动主机盘车机构脱开ZSN11751ZSN11752脱开允许启动主机润滑油供油温度正常TI11770T≥27℃允许启动主机压缩机空负荷UT11701允许启动主机主电机氮气吹扫结束HS11751允许启动主机7)压缩机气量调节调节量%手调开关（气阀）05086.5100SOV11751（1、4、5、8)关关开开SOV11752（2、3、6、7）关开开开SOV11753(余隙腔)关关开关（2）新氢压缩机C-102B1）机组主要技术数据项目额定工况氮气工况一级二级三级一级二级三级介质新氢氮气缓冲罐进口压力MPa2.3865.61111.080.61.5083.367进口温度℃404040404040缓冲罐出口压力MPa5.70611.2418.5851.5083.3678.4出口温度℃12811091133125138轴功率Kw45421740排气量Nm3/h49500型号4M125-39/24-185-BX型式卧式四列对称平衡型曲轴转速rpm300活塞行程mm360活塞平均速度m/s3.6气缸内径mmΦ400，Φ375，Φ275活塞杆直径mmΦ160活塞杆最大允许气体负荷kN1000驱动方式直联机组外形尺寸（长×宽mm9920X10230X7370（不包括辅机，含电机）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程×高）总质量kg～1804662）压缩机主要结构特征压缩机采用沈阳鼓风机（集团）有限公司设计、制造的4M125机型，该机型为总公司国产化科研项目，驱动机采用佳木斯电机股份有限公司生产的增安型无刷励磁同步电动机，整机由沈鼓集团成套供货。压缩机安装于户外，有棚。压缩机为对称平衡型往复式，四列三级压缩，气缸为水平双作用。进、排气口均按上进、下出布置。压缩机曲轴转速为300r/min，最大活塞速度3.6m/s。压缩机曲轴、连杆、活塞杆用锻钢制造，十字头为用铸钢制造，并设有可更换的有可调垫片的上下滑履。活塞杆通过填料函部分的表面采用喷涂碳化钨处理，活塞杆上连接活塞的螺纹采用滚制加工。活塞杆不采用带尾杆结构，压缩机活塞杆与十字头连接的一端不设螺纹，采用液压连接的方式。气缸、活塞和填料函按无油润滑结构设计，少油润滑操作，所有活塞都设支承环。吸排气阀部件及执行机构、活塞环、支承环、填料部件采用HOERBIGER公司产品。压缩机氮气工况氮气阀、三级出口止回阀采用上海环天产品。压缩机气缸设手动控制卸荷器作气量调节，设0，50，100%三挡调节。卸荷器装在所有进气阀上，通过压缩机就地盘（带接线盒的电磁阀）上手动气控卸荷开关进行控制，卸荷器为指式。压缩机采用API618标准的D型双室隔距件，隔离室的开孔设带垫片的整体金属盖板。压力填料及中间隔离填料均连续地通入氮气，缓冲和隔离从气缸漏出的易燃易爆气体，并设漏气收集接管及集液罐。气缸采用干式衬套，缸套与缸体采用可靠的机械定位。气缸采用软化水强制冷却系统。压缩机设电动盘车机构，并设有行程开关。盘车机构设置手动微调小齿轮对中机构，达到在盘车中两齿轮啮合、脱开灵活方便。一级气缸入口设置永久可拆式Y型过滤器，过滤精度为80目，过滤网及网骨架材质为不锈钢。压缩机采用压力润滑。压缩机主电机之间采用刚性联轴器连接，并配有全封闭无火花（铝合金）防护罩。每级进出口缓冲器的设计压力均按每级出口压力设计，缓冲器的材料为碳钢Q345R，腐蚀裕度3.2mm。缓冲器的最小容积为其联接气缸每转活塞排量的16倍。缓冲器的长径比不超过4倍。缓冲罐自带检查孔，排凝设盲板法兰。3）辅机系统A主电机及其辅助设备所有电动机及电器设备均符合使用现场防爆级别的要求。主电机为增安型无刷励磁同步电动机，配有励磁系统、冷却器及漏水检测、空间加热器以及轴承、定子测温装置。主电机的主要技术数据项目单位参数型号　TAW5300-20/3250型式　增安型无刷励磁同步电动机制造厂　佳木斯电机股份有限公司额定电压V6000频率Hz50额定功率kW5300额定电流A590.3同步转速r/min300满载效率％96功率因数　0.9（超前）飞轮力矩t.m260防爆标志　ExeⅡT3349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程防护等级　IP54，接线盒IP55冷却方式　IC81W（上水冷）安装型式　IM7315定子质量kg21000转子质量kg23000电机总质量kg64000最大起吊件质量kg44000冷却器换热容量kW360冷却器冷却水量m3/h70空间加热器防爆标志　ExeⅡT3空间加热器功率kW1.8、0.3空间加热器电压V（AC）220主电机油站供油压力Mpa0.4主电机油站流量L/min50主电机油站供油温度℃40±3主电机油箱容积m31过滤精度mm油箱电加热器功率kW油站冷却水量m3/h润滑油牌号L—TSA46汽轮机油B压缩机运动机构润滑系统压缩机运动机构润滑系统采用压力润滑，配有独立的润滑油站，向主轴承、连杆轴承、十字头、十字头滑道等提供强制润滑。包括：两台电机驱动的螺杆油泵（互为备用），一台油冷却器，两台压力调节阀，一台带连续切换阀的双联过滤器，整套供油、回油系统及必要的仪表等。润滑油冷却器的壳体、管箱和封头、管板、管束均采用不锈钢，管板与管束胀焊。油过滤器的过滤精度为25μm，壳体、骨架和端盖均为不锈钢。润滑油系统的管路、管件材料均为奥氏体不锈钢。油系统所有设施安装于一个公共底座上，底座设漏油收集槽。油站安装在一楼。项目单位参数润滑油牌号L—DAA150空气压缩机油润滑油泵SNH440R52U8W80润滑油泵压力MPa1润滑油泵流量m3/h40.75润滑油泵功率KW10.4润滑油泵转数rpm1450润滑油泵厂家中国天津泵业机械集团有限公司电机型号电机功率KW15电机电压v380电机电流A30电机转数rpm1460列管式油冷器型号GLL列管式油冷器冷却面积m245过滤精度mm0.025C冷却水系统349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程填料箱和气缸夹套采用软化水冷却，由独立的水站供水。机旁冷却水进出口处均装有一个钢制阀门，出水管线设有流动看窗及就地显示温度计，管道设有低点排凝点，高点排气。润滑油冷却器、中间冷却器、水站冷却器及电机冷却器均采用循环水冷却。D水站填料箱和气缸夹套冷却用软化水，由水站提供，每台压缩机配有独立的水站。填料箱的冷却水管上设有双联过滤器。为维持水箱供水温度，水箱设有蒸汽加热器，由280℃，1.0MPa低压蒸汽供热。水站主要技术数据为：项目单位参数水箱质量kg1500水箱操作质量kg4000水站质量（不含水箱）kg4200水站操作质量kg4500冷却器台2泵组台2水泵厂家中国江苏新泰泵阀制造有限公司水泵型号IH100-65-250B水泵扬程M60水泵流量m3/h70水泵转数　rpm2900电机型号　YA200L2-2B3W电机电流A　54.8电机功率Kw30电机电压V380循环水耗量t/h604）压缩机主要零部件材料零部件名称材料种类牌号机身铸铁HT250曲轴锻钢35CrMoA连杆锻钢35活塞环、支承环填充聚四氟乙烯4F一级气缸、气缸盖铸钢ZG230-450二级、三级气缸、气缸盖锻钢35气缸套合金铸铁JT25-47D一级活塞铸钢ZG230-450二级、三级活塞锻钢35活塞杆合金钢42CrMoE气阀阀座不锈钢2Cr13气阀限制器不锈钢2Cr13阀片聚醚醚酮PEEK阀弹簧不锈钢17-7PH填料环填充聚四氟乙烯4F349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程填料盒/压盖不锈钢2Cr13隔距件铸铁HT250十字头销锻钢38CrMoAlA十字头铸钢ZG230-4505）联锁报警一览表对象及用途位号报警报警值停机值备注润滑油供油压力PI11858L≤0.2MPa启动辅助油泵N≥0.25MPa允许启动主机H≥0.4MPa手动停辅油泵PI11858PI11859PI11860LL≤0.15MPa三取二停主机润滑油供油温度TI11861H≥55℃报警机身油池温度TI11860N≥27℃允许启动主机H≥70℃报警润滑油过滤压差PDI11851H≥0.1MPa切换过滤器电机油站供油总管压力PI11895L＜0.1Mpa启动辅助油泵H≥0.4MPa手动停辅油泵电机油站供油总管压力PI11896PI11897PI11898LL≤0.05MPa三取二停主机电机油站过滤器压差PDI11895H≥0.25MPa切换过滤器电机油站油箱温度TI11796L报警H报警电机油站供油温度TI11895H盘车装置未脱开ZS11855不能启动主机水站水箱温度TI11859H≥50℃报警，手动启加热器L≤46℃报警，手动停加热器水站气缸供水温度TI11858L≤46℃报警水站水箱液位低开关LS11855L报警349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程填料软化水过滤器压差PDS11852HP≥0.07MPa报警水站软化水总管压力PI11857L≤0.35MPa启动辅助水泵H≥0.4MPa手停辅助水泵一级进气压力PI11851L≤2.3MPa报警一级排气压力PI11852HP≥6MPa报警二级排气压力PI11854HP≥11.8MPa报警三级排气压力PI11856HP≥19MPa报警一级进气温度TI11851中控室显示一级排气温度TI11852TI11853H≥140℃报警HH≥145℃高高报警二级进气温度TI11854中控室显示二级排气温度TI11855H≥125℃报警HH≥130℃高高报警三级进气温度TI11856中控室显示三级排气温度TI11857H≥105℃报警HH≥110℃高高报警注油器温度TI11862H≥50℃报警填料漏气温度TI11831TI11832TI11834中控室显示一级、二级级间分离器液位LI11851L距下法兰80mm低报警并关闭放液H距上法兰350mm高报警并放液LI11852HH距上法兰250mm联锁停机二级、三级级间分离器液位LI11853L距下法兰80mm低报警并关闭放液H距上法兰350mm高报警并放液LI11854HH距上法兰250mm联锁停机349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程压缩机轴承温度TI11863TI11866TI11864TI11865H≥65℃报警HH≥70℃高高报警电机轴承温度TI11867TI11868H≥85℃报警HH≥90℃高高报警电机定子温度TI11869TI11872TI11870TI11873TI11873TI11874H≥125℃报警HH≥130℃三取二联锁停机机身振动VI11851VI11852H≥16mm/s报警HH≥18mm/s联锁停机一级活塞杆下沉量ZI11851ZI11852H≥0.4mm报警二级活塞杆下沉量ZI11853H≥0.37mm报警三级活塞杆下沉量ZI11854H≥0.33mm报警电机漏水监测LS11856H漏水报警6）开机条件条件同意备注电机油站润滑油压力正常YP≥0.1MPa润滑油压力正常YP≥0.25MPa盘车机构脱开Y机身油池温度正常YT≥27℃压缩机空负荷Y氮气吹扫结束允许启动Y7）压缩机气量调节349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程调节量%手调开关（气阀）050100SDV11852（1、4、5、8)关关开SDV11851（2、3、6、7）关开开注：压缩机50%气量调节工况为轴侧工作。10.5.2.4消耗指标（单台）1）C-102A消耗指标为：项目压力MPa进水/回水温度°C进水/回水流量t/h连续/间断备注循环水润滑油冷却器0.45/0.2532/4218连续/水站冷却器0.45/0.2532/4224/48连续/级间冷却器0.45/0.2532/42390连续/主电机冷却器0.45/0.2532/4244连续/主电机油站冷却器0.45/0.2532/425连续/软化水气缸夹套0.45/0.2546/5026一次填装由水站提供填料函0.45/0.2536/50项目电压V容量kW连续/间断备注电主电机60005300连续/润滑油泵电机38015连续/两台油泵互为主辅油泵辅助润滑油泵电机38015/间断水站水泵电机38015连续/两台水泵互为主辅水泵水站辅助水泵电机38015/间断主电机加热器2202.4/间断注油器加热器2201.7/间断电机励磁加热器2200.3/间断机身油池加热器38015/间断电机油站油泵3801.1kWx2连续/间断两台油泵互为主辅油泵电机油站加热器38012/间断注油器电机3800.55连续349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程气(汽)体项目介质压力MPa温度℃流量m3/h备注填料、隔离室N20.6406/连续仪表风净化风0.6400.01m3n/h间断气动盘车机构净化风0.6400.028m3/次间断主电机置换气N20.640共130m3间断（开机前吹扫35分钟）水箱加热器蒸汽1.02800.15间断2）C-102B消耗指标为：项目压力MPa进水/回水温度°C进水/回水流量t/h连续/间断备注循环水润滑油冷却器0.45/0.2532/4236/72连续/水站冷却器0.45/0.2532/4260/120连续/级间冷却器0.45/0.2532/42520连续/主电机冷却器0.45/0.2532/4270连续/主电机油站冷却器0.45/0.2532/426连续/软化水气缸夹套0.45/0.2546/5070一次填装由水站提供填料函0.45/0.2536/50项目电压V容量kW连续/间断备注电主电机60005300连续/润滑油泵电机38015连续/两台油泵互为主辅油泵辅助润滑油泵电机38015/间断水站水泵电机38030连续/两台水泵互为主辅水泵水站辅助水泵电机38030/间断主电机加热器2201.8/间断注油器加热器2200.3kWx2/间断电机励磁加热器2200.3/间断机身油池加热器3804kWx4/间断电机油站油泵3802.2kWx2连续/间断两台油泵互为主辅油泵电机油站加热器3803kWx3/间断注油器电机3800.55连续349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程盘车电机3807.5/间断气(汽)体项目介质压力MPa温度℃流量m3/h备注填料、隔离室N20.64021/连续仪表风净化风0.6400.04m3n/次间断主电机置换气N20.640共180m3间断（开机前吹扫45分钟）水箱加热器蒸汽1.02800.15间断10.5.2.5工艺气体流程说明从管网来的2.4MPa、纯度为99%(V)以上的补充氢进入新氢分液罐进行分离脱水，分离出少量水份后的氢气，经过压缩机的三级压缩，通过级间冷却器、级间分离器，与循环机C-101出口来的压缩氢气汇合，不断向系统补充新鲜氢气，以解决在反应过程中消耗的氢气。详细流程见工艺流程图。10.5.2.6压缩机开机操作1）开机前的准备工作1开机前的一般检查和要求a检查检修记录，确认检修数据正确。b清理现场，做到工完、料净、场地清，并检查仪表、电器、水系统、油系统、气系统和安全系统，确认具备开机条件。c各种监测、调节和控制仪表及阀门齐全，调试试验动作正常。d机身油箱、注油器油箱、注油器高位油箱分别添加规定牌号的润滑油至适当位置。e水站水箱引软化水至适当位置。f电机空间加热器投用，电机吹扫投用。2压缩机组的检查与准备a检查压缩机气缸、机身、中体、十字头、连杆、气缸盖、气阀以及地脚螺栓等连接件的连接与紧固情况。电动机的励磁系统、正压通风防爆系统和冷却水系统完好，并投用正压通风防爆系统。b轴对中情况良好。c检查各工艺管线的安装、支撑和弹簧支座是否符合要求。d各级间冷却器管程积水排尽，壳程通水、排气。（管程走气体，壳程走水）e各进、出口缓冲罐、分液罐和管线低点排凝阀排凝，排尽后关闭。3润滑油系统的检查、试验与调整①、轴承润滑油站润滑系统的检查、试验与调整a检查主油箱、滤油器、油冷器349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程检查油箱油位和油温，不足则应加油。检查油冷器的冷却水系统，过滤器的切换阀位置不要弄错，切换到准备投用的一侧。检查油系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好。b检查油泵检查油泵，确认工作正常，辅助油泵可首先投运，进行油循环。冷油器、滤油器应充满油，放出空气。油温度计、压力表应当配全，量程合格、工作正常。通过油流视镜观察油的流动情况。根据油温情况开启油冷器冷却水。油质化验及油过滤器压差合格，油位正常，油池温度在27℃以上。c主机及电机润滑油压力低试验试验目的是为了验证当润滑油压力下降至整定值时，应发出报警信号，并使辅泵起动，以检查压力开关性能及停车信号系统。按照双电动泵的方法进行自启动试验，其具体步骤如下：启动主油泵，调节油压至正常值0.35∽0.4MPa。将辅助油泵旋钮置于自动位置。调节润滑油压力，当润滑油压力降到（A机为0.24Mpa、电机油站为0.15Mpa，B机为0.2MPa,电机为0.1MPa）时，发出润滑油压力低声光报警信号，辅油泵自启动，核对润滑油压力低值是否与设计相符合，重复三次，其误差应不大于规定的范围。将辅油泵的旋钮置于手动位置，继续降低润滑油压力，当润滑油压力到0.172（0.15）MPa（电机油站为0.05Mpa）时，发出润滑油压力低低声光报警，并发出停机信号，核对润滑油压力低低值是否与设计相符合，重复三次，其误差应不大于规定的范围。将主辅油泵互换，重复上述步骤。d油箱油位、油温报警试验。②、气缸、填料注油润滑系统的检查、试验与调整a检查注油器高位油箱、小油箱b检查注油器高位油箱、小油箱油位，不足则加油(C102A为ISOVG460,C102B为L-DAA150压缩机专用油)至合适位置。c检查注油器油泵d检查注油器油泵，确认工作正常，转向正确后，启动注油泵，检查下列项目：Ø从滴油检视罩检查各供油点滴油应正常；Ø检查各供油管和接头处出口油量及油的清洁程度；Ø检查其音响、振动、温升等应正常。并对各供油点进行供油量的调节试验。4气缸、填料软化水冷却水系统的检查、试验与调整a检查水箱、冷却器b检查水箱水位，不足则引软化水进水箱。检查冷却器的冷却水系统，冷却器的切换阀位置不要弄错，切换到准备投用的一侧。检查水系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好，通过水流视镜观察水的流动情况。c检查主、辅助水泵349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程d检查主、辅助水泵，确认工作正常，转向正确后，启动其中一台水泵，软化水循环正常，水位正常。冷却器充满水，放出空气。通过水流视镜观察水的流动情况。开机正常后注意调节软化水温度，控制气缸冷却水温高于气体入口温度5～6℃，填料冷却水温度不高于35℃。e冷却水压力低试验试验目的是为了验证当软化水冷却水压力下降至整定值时，应发出报警信号，并使辅泵起动，以检查压力开关性能。试验方法可通过改变冷却水管线上的阀门开度使水压力下降。C101A正常情况下软化水冷却水的压力为0.35～0.4MPa，压力下降到A机为0.24MPa，应发出报警信号，辅助水泵应能自动起动。C101B正常情况下软化水冷却水的压力为0.4～0.45MPa，压力下降到0.35MPa时，应发出报警信号，辅助水泵应能自动起动。f水箱水位、水温等报警试验。5漏气、放空、充氮和放液系统的检查检查漏气、放空、充氮和放液系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好。填料、间隔室充氮阀门打开，充氮压力为0.05～0.1MPa。漏液排污系统排污后关闭。6机组各报警、联锁信号装置和测量仪表试验正常7机组负荷调节系统正常检查系统管线、设备完好，各级出入口管线经过爆破吹扫。调节负荷手柄检查卸荷器开启动作情况，风压和负荷动作正常。机组负荷旋钮置于0％位置。8压缩机组电动盘车装置灵活，好用2)压缩机的氮气置换及气密试验1机组的机体和进、出口管线用氮气置换，避免将氧气带入系统，同时充压检查机体及管线的泄漏情况，可按照下列方法进行：2机组进、出口手动阀门关闭。3打开安全阀上、下游截止阀，投用安全阀。4倒通压缩机入口吹扫氮气线的隔离盲板，排净管线、各级入口分液罐及缓冲罐和出口缓冲罐的存液，关闭各排凝阀，然后慢慢地引入低压氮气系统，注意观察各入口分液罐的液位及时排凝，打开机体放空泄压至0.1MPa，用氮气对机体、管线进行置换至合格，置换过程应重复进行2～3次。5用低压氮气充压，当达到系统入口压力后，关闭氮气入口阀。用肥皂水检查压缩机及管线是否泄漏，如有泄漏紧固再检查。3)启动主电动机1联系调度、动力主盘做好开机准备。2负荷手柄置于“0％”。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3投用润滑油系统、润滑油冷却水系统、气缸填料的软化水冷却系统和注油器系统并正常运行，主辅泵均置于自动位置。4启动注油器给填料函和气缸预润滑，时间不超过5分钟，确认各注油点供油正常。5启动盘车装置，将压缩机曲轴盘转2～3圈，检查曲轴转动是否自如。然后，脱开盘车装置，并将其锁定在“停止”位置。注意：盘车位置最好不要使活塞停止在气缸两端的=死点位置。6压缩机组进、出口电动总阀全开。7打开准备起用的压缩机组的进、出口手动阀门。各级旁路控制阀手动全开。8引工艺介质进机组一级吸气阀前。注：氢气开机时，系统引氢时一定要先将机组系统脱净液体，开阀时要缓慢，防止引起液击而破坏管线、机组。等到压力平衡后再将氢气总阀全开。排凝时阀门先打开2～3扣，观察排凝线是否畅通无阻。如果排凝线不通，要用铜质工具敲击管线将其疏通，如果排凝畅通，排凝阀不能开太大，防止凝液排尽后来不及关阀导致氢气喷出引起静电起火爆炸9确认允许开机条件满足、无联锁信号后，按“系统复位”。10启动主电机，压缩机开始运转，空负荷运行3～5分钟，检查压缩机运行情况，有无异常声响及其它异常情况。11若无异常情况，逐步增大负荷量至50%，依次调整各级旁路控制阀，将各级出口压力控制在正常操作范围，然后逐渐增加机组负荷至86.5%（仅C102A）---100%。12若在升压、提量过程中，要特别检查机组运转情况，电流、振动、流量、各级压力及温度分布情况，防止压力不均使个别级出口温度超过允许值。如果发现升压过程中振动、噪声、温度或压力出现异常，应立即降低负荷或停机处理。13待机组运行平稳后，视工艺状况投用递推系统。4)开机后的检查1检查气缸内有无冲击，碰撞等不正常现象。2检查润滑冷却情况。3检查出口压力，排气量符合工艺要求；4检查各部位温度符合规定要求，各级排气温度在规定值内；5检查各部泄漏情况，各连接处松动情况；6各部分振动值在允许范围内。10.5.2.7压缩机停机操作压缩机的停车从性质上分为正常停机和非正常停机，从时间上又分为短时间和长时间停机。1）正常停机压缩机正常停机是指有计划的停机，如机组切换、计划检修以及正常停电时都属于正常停机。1接到停机通知后，联系班长、调度、总变。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2压缩机卸载，将负荷控制旋钮逐步从100%---(86.5%)50%---0％位置。3按电动机运行规程停主电动机，从而使压缩机缓慢停下来，投空间加热器,停注油器。4当压缩机完全停下来后，关闭压缩机的进、出口手阀。5打开各分液罐和缓冲罐的排凝阀，排凝后关闭。6停气缸、填料的软化水冷却水系统，并将气缸夹套的冷却水全部排净。7润滑油泵继续运行一段时间，待电机完全停止运转后投用盘车系统。8轴瓦温度下降至35℃以下后，停止盘车，停润滑油泵。9停润滑油冷却水系统。注：如果是停机备用，则无需停润滑油泵，正常油运。如果是停机后要进行检修，则停润滑油泵，压缩机内部就需要用氮气进行置换合格。如是长时间停机，则需将曲轴箱的氮封保护气投用。2）非正常停机由于意外事故将要发生或已经发生，要立即切断主电动机的电源，停止电动机的工作（如果是突然停电，则此项工作已自动完成）迫使压缩机紧急停机等，都属于非正常停机。1当遇到下列情况时，需非正常紧急停机。a6KV电网断电b长时间停循环水c机体发出严重的撞击声。d润滑油压力小于规定值，而辅助油泵不能自启动，油压继续下降，或者辅助油泵启动后油压仍继续下降，直至润滑油压力小于联锁，联锁不动作。e压缩机轴承温度超过高高报值，且继续上升。f主电机定子温度超过高高报值，且继续上升。g排气温度超过高高报值，且继续上升。h管线破裂无法修复或发生着火爆炸时。i装置区其他地方着火。j出现其他不可预见故障时。2非正常停机的步骤a停主电机，进、出口电动阀联锁关闭。b向调度、班长汇报。c关闭压缩机出口手阀，以防出口电动总阀不严、高压气体倒流。d关闭压缩机进口手阀，打开旁路阀。e其余步骤按正常停机进行。10.5.2.8机组的正常切换1349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程当正在运行的机组出现问题或按有关规定需要正常停机维护时，就需要将该机组切换至共用备用机组。2联系调度、班长，将备用机组的负荷控制旋钮置于“0％”位后，按正常开机步骤启动备用机组，运行3～5分钟，检查各部运行情况，待运行正常后，准备切换机组。3备用机组与运行机组等负荷切换，备用机组负荷提至50％时，稍过十几秒运行机负荷降至50％，然后备用机组负荷提到100％，同时运行机组负荷降至0％，或按工艺要求。4待备用机组运转二/三分钟后，流量及运转情况都正常后，按正常停机步骤停原运行机组。10.5.2．9日常检查与维护为了确保压缩机的正常运转，延长使用寿命，对压缩机进行日常的检查与维护是非常重要的。1)日常检查的内容应主要进行以下项目的检查1认真检查各级气缸和运动部件的动作声音，判别工作是否正常，如出现不正常声音，应汇报是否进行停机检查。2检查油冷却水、气缸软化水冷却系统温度、流量是否正常。3注意检查各级排气压力是否在规定的范围内。4检查润滑油供油系统的供油情况，气缸、填料的注油情况。5查看机身油池的油面和注油器的润滑油的油位。6检查轴承、滑道和填料函等处的温度情况。7经常检查电动机运转、温升等情况，观察电流表、电压表的指示是否正常。8检查各压力调节阀、安全阀等是否灵敏。9检查油过滤器差压小于0.1MPa，并根据需要切换过滤器并进行清洗。2)日常维护为保证压缩机处于良好的运转状态，延长压缩机的使用寿命，压缩机必须执行日常维护制度，全面掌握压缩机的运行状态，及时发现问题，排除故障，改善压缩机的工作条件，其主要内容为：1按时进行计划维修，认真执行维护保养制。2保持压缩机零部件齐全完好及机体和周围环境的清洁，交班前应将设备擦拭干净。3注意检查各级气体压力和温度、润滑油、冷却水及轴承的温度有无变化等。4定时检查润滑油的质量，不合格时，应更换新油。5定期检查分液灌、冷却器等，注意排放。6压缩机断水后，不要立即通入冷却水，避免因冷热不均而产生气缸裂纹10.5.2.10常见故障原因分析及处理要发现运行中设备的故障，重要的是正确了解每台设备运行的正常现象，熟悉每种正常的声音，并定期准确记录每个数据，即使是小小的异常征兆也不要忽视，因为它会引起故障的发生。通常要以单个因素发现机组故障是困难的，而是以若干个复杂的因素来判断。以下是往复式压缩机常见的故障现象。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程故障名称产生原因处理方法1-a入口压力低入口管线阻力增大检修管线和管接头(阀门等)压缩机超负荷降低压缩机负荷入口管泄漏检查管线连接工艺气压力低检查工艺状况1-b入口压力高压缩机吸入阀有问题检查更新气阀活塞环漏量增加更新活塞环高压气进入入口管关闭和检查旁路阀前级的气体冷却器冷却不充分增加冷却水量，清洗管子压缩机负荷低增大压缩机负荷1-c排气压力低入口压力低参见1-a活塞环和填料盒泄漏增大检查活塞环和填料盒排气管泄漏检查阀门和其他接头的泄漏压缩机吸入和排气阀故障检查和更新气阀排污阀或旁通阀不正确打开检查阀门位置1-d排气压力高排气管线阻力增大检修管线和管接头(阀门等)后级的压缩机吸入阀有问题检查更新气阀入口压力高参见1-b前级的气体冷却器冷却不充分增加冷却水量，清洗管子入口和出口管线内的气体振动改变管线布置压缩机排气阀阻力增加检查气阀升程和弹簧力2-a入口温度低工艺气温度本身低检查工艺气体冷却器过冷减少冷却水量压缩机负荷减少压缩机负荷2-b入口温度高入口气阀故障检查更新气阀旁路阀关闭不严检查阀门入口管线受热排除2-c排气温度低吸入温度低参见2-a出口管线泄漏检查阀门或管接头的泄漏情况排气压力低参见1-c2-d排气温度高排气压力高参见1-d吸入温度低参见2-b入口压力低参见1-a排气管线阻力增大检查排气线或管接头(阀门)3-a曲轴箱有撞击声主轴承或大头瓦松动检查轴承间隙，必要时更换轴承的紧固螺栓松动紧螺栓活塞中心线与曲轴等不垂直重新机加工3-b十字头滑道中体有撞击声十字头销轴承松动检查轴承间隙，必要时更换活塞杆十字头的连接螺松动紧固十字头与十字头滑履间隙增大检查间隙、调整更新十字头与十字头滑履不正常磨损调整更新十字头滑履，必要时重新镗3-c气缸有撞击声片状物进入气缸取出片状物并检查气缸活塞碰撞气缸顶部或底部检查调整顶部间隙活塞紧固螺母松动紧固气缸套紧固件松动更新气缸套气阀安装不牢检查固定气阀发生水锤现象排污进出气阀泄漏检查气阀349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程入口卸荷阀工作不正常检查调整4-a管线有撞击声管线突变处气体共振变径移位，改变布置管线分支或接头处气体共振使分支或接头处变光滑，改变布置4-b管线震动引起的异音管线震动加固支撑或改变管线布置管线支撑失效紧固管线的支撑4-c止回阀引起的异音止回阀工作状态不良检查更新阀门4-d列管冷却器的异音折流挡板松动增大刚性管和折流挡板的声音加固冷却器壳体，紧固锚固钉4-e管道连接处的泄漏声管线破裂补焊或更换法兰螺栓不紧紧固垫片泄漏更换垫片阀门泄漏检查、重新研磨阀门5-a基础震动底座和基础共振采取适当措施5-b压缩机不正常振动基础支撑不充分加强基础支撑地脚螺栓松动紧固各连接部位松动紧固轴承间隙超标导致飞轮偏心检查间隙，修正，必要时更换5-c冷却器的不正常震动管线内气体震动紧固支撑管共振采取措施避免共振管线震动加固支撑6-a能耗增大负荷大检查操作条件并对照设计条件管线阻力大检查阀门和管线进出口压力高工艺检查润滑油黏度高填充合适的润滑油6-b动力消耗增大进出口压力差增大检查管线和接头(阀门等)气路压力损失大同上气阀压力损失大检查调整气阀升程运动部件的摩擦损失大检查运动部件例如轴承、十字头滑履和润滑油压力7-a润滑油压力低过滤器堵塞清洗润滑油泵故障修理管线泄漏修理管接头漏油修理7-b润滑油温度高油冷器管或壳侧结垢清洗油冷器冷却水通道堵塞或结垢清洗曲轴箱运动部件卡涩检查主轴承和十字头滑履10.5.2.11事故处理参照下表：事故状态事故现象处理措施停电1、主机、油系统停运。1、关闭进出口阀门，打开机组各级回路压控阀，随时准备开机停仪表风1、压缩机递推调节系统气动阀全开。1、维持机组运转或按工艺要求正常停机处理。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2、压缩机气量调节系统失灵。停循环水1、润滑油冷后温度上升。2、主电机温度上升。1、瞬时停水，维持机组安全运行；或考虑新鲜水代用。2、长时间停水，按正常停机处理。停软化水（水站没投用）1、各级填料温度上升。2、各级气缸温度上升。1、瞬时停水，维持机组安全运行；或考虑新鲜水代用。2、长时间停水，按正常停机处理。停氮气1、隔爆箱无氮气保护。2、填料函无氮气充入。1、加强巡检，维持机组正常运转。2、查明原因，要求尽快恢复。一级入口压力≤0.8MPa1、排气温度升高。2、压缩机工况处于极限状态。1、第一时间确认打开级间回路压控阀。10.5.3高压进料泵P102A/B的操作10.5.3.1加氢进料泵P102A采用卧式双壳体多级离心泵。进料泵0217-P102A由液力透平和电机联合驱动，泵体和液力透平由日本EBARA公司设计、制造，并由EBARA公司成套供货；该透平为卧式筒形双壳体结构，外壳体垂直剖分，为筒形锻钢，内壳体为水平剖分。泵入出口均垂直向上，内壳体水平剖分、外壳体垂直剖分，叶轮逐级单独固定，卡环轴向定位。泵级数为11级，筒体为中心线支撑，推力轴承为可倾瓦轴承，主要承受多余的或变工况下产生的轴向力，两端轴承采用径向滑动轴承，轴承润滑采用强制润滑，由独立润滑油站供应润滑油。泵的机械密封采用平衡型双端面密封，采用EagleBurgmann公司产品，密封冲洗方案为API682PLAN32+53B，泵材料等级为API610C-6。每端轴承配有测温铂电阻PT100：左右滑动轴瓦各一支（双支式），止推轴承主推力面和副推力面各一支（双支式）。每个径向轴承设两支轴振动检测探头。整个泵组采用分体底座安装，即泵、齿轮箱和电机联合底座、透平和离合器联合底座。泵和电机采用弹性膜片联轴器，并配有无火花型防护罩。联轴器采用带中间节的膜片式联轴器。该透平为卧式筒形双壳体结构，外壳体垂直剖分，为筒形锻钢，内壳体为水平剖分。泵入口及出口均垂直向上，叶轮逐级单独固定，卡环轴向定位。泵级数为11级，筒体为中心线支撑，推力轴承为可倾瓦轴承，主要承受多余的或变工况下产生的轴向力，两端轴承采用径向滑动轴承，轴承润滑采用强制润滑，由独立润滑油站供应润滑油，轴承箱采用水冷却。泵的机械密封采用平衡型双端面密封，采用EagleBurgmann公司产品，密封冲洗方案为API682PLAN32+53B，泵材料等级为API610C-6，满足NACE标准要求。每端轴承装有现场监测温度计并设置测温铂电阻PT100：左右滑动轴瓦各一支（双支式），止推轴承主推力面和副推力面各一支（双支式）。每个径向轴承设两支轴振动检测探头，透平端部设轴位移检测，采用Metrix检测探头并配前置放大器。透平设超速保护系统。液力透平与电机之间配置有单向离合器。三者之间联接采用弹性膜片联轴器，并配有方便盘车无火花型防护罩。（1）泵的技术参数型号6*101/4D-11stgHDB349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程液体介质渣油腐蚀/磨蚀成份H2S含量2.08%(Wt)操作温度，℃初期：285末期：280正常操作温度下的密度kg/m3初期：0.8381末期：0.8395正常操作温度下的粘度mPa.s初期：2.85末期：3.04流量，m3/h正常：254额定：279入口压力（表），MPa额定：0.4出口压力（表），MPa18.9压力差，MPa18.5扬程，m2252有效汽蚀余量，m≤20泵轴功率，kW泵转速，rpm4500电机功率，kW2200电机转速，rpm3000（2）泵的控制与保护系统1）开机条件：当三位开关打到自动位置时，确认下列条件同时满足后，P102A方可启动：a)泵体上下端腔体温差ΔT≤30℃b)润滑油压力P≥0.05MPac)润滑油箱液位正常≥32.1%d)出口电动阀关，最小流量线电动阀开e)人工判断入口阀开，出口阀关，冷却水流量正常2）主机自动停机条件：当循环润滑油压力≤0.03MPa时主机跳闸自停。3）、联锁试验：（联系电工配合）①低油压联锁：启动主油泵，油压正常后停主油泵，打上油压联锁按纽，检查辅助油泵低至0.05Mpa时是否自启动；②跳闸联锁：启动主油泵，并解除油泵联锁，油压正常后停油泵，当润滑油压力低至0.03MPa时，内操配合检查是否报警并发出停机信号。4）、联锁报警一览表仪表位号项目说明H/LHH/LL备注349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程TIA10351/2A泵止推轴承温度85℃90℃报警TIA10353A泵非驱动侧径向轴承温度85℃90℃报警TdAH10354A泵上下壳体温差30℃报警TIA10356A泵驱动侧径向轴承温度85℃90℃报警TIA10357/8A泵高速侧齿轮箱轴承温度107℃116℃报警TIA10359/10360A泵低速侧齿轮箱轴承温度107℃116℃报警TIA10361A电机齿轮箱侧轴承温度90℃95℃报警TIA10362A电机离合器侧轴承温度90℃95℃报警TIA10363/4A电机R相定子温度145℃150℃联锁停泵TIA10365/6A电机S相定子温度145℃150℃联锁停泵TIA10367/8A电机T相定子温度145℃150℃联锁停泵TIA10369A透平驱动侧径向轴承温度85℃90℃报警TdAH10370A透平上下壳体温差30℃报警TIA10372A透平非驱动侧径向轴承温度85℃90℃报警TIA10373A透平非驱动侧止推轴承温度85℃90℃报警TIA10374A透平驱动侧止推轴承温度85℃90℃报警TIA10375/6A齿轮箱低速轴轴承温度107℃116℃报警PT10351A泵非驱动端机械密封蓄能器压力1.0/0.55MPa0.45MPa报警PT10352A泵驱动端机械密封蓄能器压力1.0/0.55MPa0.45MPa报警PT10353A透平非驱动端机械密封蓄能器压力2.5/1.95MPa1.85MPa报警PT10354A透平驱动端机械密封蓄能器压力2.5/1.95MPa1.85MPa报警SAH10351/2/3A透平转速3050rpm3100rpm联锁停泵VAH10351A泵非驱动侧X方向轴振动0.065mm0.09mm联锁停泵VAH10352A泵非驱动侧Y方向轴振动0.065mm0.09mm联锁停泵VAH10353A泵驱动侧X方向轴振动0.065mm0.09mm联锁停泵VAH10354A泵驱动侧Y方向轴振动0.065mm0.09mm联锁停泵VAH10355A泵驱动侧齿轮箱X方向轴振动0.0635mm0.1016mm联锁停泵VAH10356A泵驱动侧齿轮箱Y方向轴振动0.0635mm0.1016mm联锁停泵VAH10357A泵非驱动端齿轮箱X方向轴振动0.0635mm0.1016mm联锁停泵VAH10358A泵非驱动端齿轮箱Y方向轴振动0.0635mm0.1016mm联锁停泵VAH10359A透平驱动侧X方向轴振动0.075mm0.10mm联锁停泵VAH10360A透平驱动侧Y方向轴振动0.075mm0.10mm联锁停泵VAH10361透平非驱动侧X方向轴振动0.075mm0.10mm联锁停泵VAH10362透平非驱动侧Y方向轴振动0.075mm0.10mm联锁停泵ZAH10351透平轴位移±0.5mm±0.8mm联锁停泵ZAH10352透平轴位移±0.5mm±0.8mm联锁停泵TAH10377A油站油冷器出口温度55℃报警TAH10378A油站油箱温度70℃报警PDAH10351A油站油过滤器压差0.06MPa报警PSLL10355/6/7A润滑油总管压力0.03MPa联锁停泵FT10303A/B/C出口总管流量95.625t/h联锁停泵LT10302A/B/C滤后缓冲罐液位4.21%联锁停泵（3）泵的操作作好运行前的准备工作是实现安全启动和缩短启动时间的重要条件。如果准备工作不当，往往延迟启动时间，甚至损坏设备。准备工作包括各系统的检查，各种工具的准备和各项试验等。1）、泵组的检查1确认安装或检修工作完毕，检查检修记录，确认检修数据正确。2清理现场，做到工完、料净、场地清，并检查仪表、电器、水系统、油系统和安全系统，确认具备运行条件。3监测、调节和控制仪表及阀门齐全，调试试验动作正常。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4准备好启动中使用的各种工具。5油箱添加规定牌号的VG46透平油至适当位置。6进料泵和液力透平等主体设备的检查与准备7检查进料泵、液力透平和电机等的各螺栓的连接是否紧固。8检查进料泵和液力透平的进、出口管线，阀门位置是否正确。9进料泵和液力透平泵体排凝阀排尽后关闭。2）、油系统的检查、试验、调整与投用1、检查油箱、滤油器、油冷器检查油箱油位和油温，不足则应加油。检查油冷器的冷却水系统，过滤器的切换阀位置不要弄错，切换到准备投用的一侧。检查油系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好。2、检查主辅油泵、油温油位检查主辅油泵，确认工作正常，进行油循环。油箱液位、油温符合开机要求。本机设有电加热器，若油温低于27℃，则开启加热器，将油温加热至35℃时停止加热。3、打开润滑主辅油泵的出、入口阀，投用油泵出口安全阀，打开润滑油至进油总管的进油阀门。4、关闭高位油箱阀组中的上油截止阀。5、打开油冷器冷却水阀，打开两组油冷器之间的充油联通阀和高点放空阀，关闭底部排凝阀，排净空气后关阀，切换手柄指向一组油冷器。6、打开两组润滑油过滤器之间的充油联通阀和高点放空阀，关闭底部排凝阀，排净空气后关阀，切换手柄指向一组过滤器。7、润滑油泵盘车确认其灵活无卡涩，并启动。8、稍开去高位油箱的截止阀，直到溢流管线上的回油视镜有油通过为止，然后迅速关闭截止阀。注意：向高位油箱充油时，操作人员不能远离现场，防止高位油箱顶冒油。9、调节润滑油压控阀，检查过滤器后润滑油总管压力是否在合适的范围之内：0.25～0.4Mpa，通过回油视镜检查各轴承回油量是否正常。10、检查油过滤器压差值是否在0.06MPa以下，若大于0.06MPa时切换过滤器并清洗。11、油系统报警联锁测试：低油压联锁：启动主油泵，油压正常后停主油泵，打上油压联锁按纽，检查辅助油泵低至0.05Mpa时是否自启动；；跳闸联锁：启动主油泵，并解除油泵联锁，油压正常后停油泵，当润滑油压力低于0.03MPa时，内操配合检查是否报警并发出停机信号。3）、盘车检查确保盘车时转子运转顺畅，如听见异常响声，例如沙粒磨损的声音或者转子运动不顺畅时，则一定将泵拆卸，检查转子部件如泵体口环和叶轮口环等。4）、暖泵线的检查与调整349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程如果高温介质突然进入温度低的泵体内，巨大的温差可能导致热力膨胀不均匀，由此造成的泵体与运转部件中心不重合，可能导致在启动时发生咬合。同样，备用泵在启动前也须充分暖泵。正常情况下，暖泵过程是介质由泵出口线上的暖泵线进入泵体内，再通过泵的入口阀排出。当暖泵介质注入泵体后，泵体上下部分温差不能达到规定时（不超过30℃），可打开排液阀，从而使泵体温差最小，达到要求。5）、机械密封系统的检查、试验与调整1、冲洗液排污和低点排凝等阀门排凝后关闭。投用外部冲洗。2、密封罐顶部的放空阀关闭，通过手动补液泵给冲洗系统补液充压至压力指示正常，避免密封系统承受较大压差，损坏机械密封。3、所有压力、液位等报警等装置调试合格，并达到规定值后，投用。4、密封罐冷却水投用，通过视镜确信处于流动状态。5、灌泵，即可启泵后，检查密封等泄漏状况，无问题后，密封即正常投用。6)、泵组启动前的准备1、联系电工检查机组电器设备(6000伏电机线圈绝缘电阻不小于6兆欧,380伏电机线圈绝缘电阻不小于0.5兆欧)并送电。2、打开主电机冷却器的冷却水进出口阀，检查冷却水是否畅通。3、确认润滑油压力、温度正常，检查电机、泵轴承回油情况正常4、检查确认泵进出口平衡管路通畅。5、检查确认泵组联锁自保系统及各控制、测量仪表投用。7）、启动泵的具体步骤1、上述工作全部完成后，确认进料泵泵体排凝阀及放空阀关闭，进、出口管线的放空阀关闭。2、按规定办理送、停电作业票，相关泵送电。3、灌泵，确认进料泵入口阀全开，滤后原料油缓冲罐底切断阀全开，出口电动阀及Y型出口手动阀全关。由于进料泵的有些部件的润滑是依靠泵内的介质，如果泵没有完全灌满，就不能启动运行，否则泵的有些部件就会有受到伤害的危险。在灌泵期间，泵的出口管线、密封冲洗线及储罐顶部的放空阀应该打开，以便空气排出，确保泵入口阀及压力表阀全开。4、确认有足够的冲洗介质流动并通过机械密封。5、确认进料泵入口压力达到要求，室内外联系好调校最小流量线阀,调校正常后最小流量线返回阀打开30％。严禁最小流量线未开的情况下启动泵。6、确保润滑油压力超过允许启动值，通过视镜可以看到润滑油处于流动状态。7、启动电机，通过最小流量线返回V102,待泵运行稳定、出口压力达到规定指标后，不要长时间憋压，出口电动阀打开，缓慢打开Y型出口手动阀，同时逐步关闭最小流量线回流阀，注意进料泵出口压力的变化和电机电流，千万不要超电流。同时保证泵出口流量不小于最小连续稳定流量（大于95625Kg/h）。8、启动之后，检查入口压力，如果压降不正常，有可能是入口过滤器堵塞了，应该清洗，并及时分别检查电机和进料泵以下性能：Ø电机电流、电压Ø噪音349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程Ø轴承温度、振动Ø进料泵进、出口压力Ø润滑油压力Ø密封泄漏情况8)、泵组的正常停车1、联系各有关人员做好停泵准备工作。2、停泵前先将液力透平切除，然后按照上述步骤停泵。3、联系内操确认最小流量控制阀投自动，缓慢关闭泵的出口阀，当泵出口流量接近最小流量时，缓慢打开最小流量线阀，确认控制阀好用，全关泵出口阀，泵出口流量降至最小流量。4、按停止按钮切断泵的电源。待主电机停止运转后，关闭最小流量线阀。5、由于介质温度高，具有易结晶特性，在泵完全停车后仍持续开启冷却、冲洗、密封管路一段时间以保护机封○型圈并盘车。在泵温度低于80℃时，关闭冷却、冲洗和密封管路，然后将所有阀门关死。将泵体排空。（若投备用，则将入口阀打开，预热线打开）6、确认泵各轴承温度冷却后，停润滑油系统，关闭主电机冷却器和油冷却器的进出水阀。7、停用的泵按制度盘车。9)、泵组的紧急停车1、如碰到下列情况之一，要紧急停泵：(1)轴承冒烟或温度急剧上升处理无效时。(2)泵组剧烈振动，并伴有严重的撞击声。(3)润滑油系统管线破损且经处理无效时。(4)主电机定子电流超过额定值处理无效时。(5)达到联锁停车条件而未停车时。2、紧急停泵步骤(1)按停止按钮切断泵的电源。(2)迅速关闭出口阀。(3)接下来按照正常停泵步骤进行。(4)泵停下来后，检查机组故障原因并消除处理。10)、泵组的切换1、检查B泵系统情况，确保正常。2、做好B泵开车前的所有准备工作。3、按正常步骤将液力透平PT101停止。4、对B泵盘车，启动主电机，检查机械运转情况是否正常。5、当B泵出口压力达到正常要求后，慢慢打开其出口阀，确认泵出口流量大于最小流量，将最小流量线阀慢慢全关。联系内操切换最小流量控制阀后，同时慢慢打开A泵的最小流量线阀，再慢慢关上A泵的出口阀，进行等量平稳切换，切换时要控制好流量、压力稳定，防止引起操作波动。直至B泵出口阀全开，A泵出口阀全关。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程6、全面检查B泵的运转情况，待其出口压力、流量、润滑油系统等均正常后，方可按停泵步骤停A泵。11)、泵组的正常维护1、保持泵体及附属设备的清洁卫生。2、定期检查泵的出口压力，机械密封冲洗液压力、温度，润滑油压力、温度，油箱液位等，并作好记录。3、定期检查油箱油质油位，每天白班底部脱水一次。4、检查各处冷却水是否畅通，回水温度是否合适。5、检查机械密封冲洗液压力，温度及平衡管压力是否正常。6、检查泵组各部声音是否正常，有无泄漏点，轴承振动、温度是否超标，回油是否正常。7、全面检查泵组其它有无异常情况。(4)、泵常见故障原因分析及处理现象原因处理方法油压下降油箱液位低，泵抽空加油油过滤器堵塞清洗过滤器调压伐损坏修理油管路泄漏检查修理油泵工作能力差切换修理各润滑部位间隙过大调整间隙压力表失灵更换压力表油温上升油冷器结垢切换、清洗冷却水量不足增大冷却水量进口冷却水温太高降低水温轴承磨损，回油温度高切换机泵，检查轴承泵不上量泵内有气体重新灌泵入口系统泄漏检查消除吸入过滤器堵塞检查清洗入口压头不够检查、提高压头泵流量不足机泵倒转联系电工重新接线入口管线不畅清扫入口管线旁通管的最小流量线打开或未关严检查旁通管路叶轮上有异物堵塞联系钳工检修壳体密封环严重磨损更换密封环叶轮损坏或破裂更换叶轮泵内有气体重新灌泵349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程泵启动后突然断量吸入过滤器堵塞检查清洗在非常低的流量下运行检查核实泵的最小流量轴功率过高转速超过规定转速检查电机转速系统要求的扬程低于泵所产生的扬程用出口伐调整扬程介质比重不符设计要求检查介质的温度动静部件碰撞，泵运转不平衡检查平衡装置壳体密封环严重磨损更换密封环机械密封端面泄漏过多端面密封弹簧卡住联系钳工处理端面密封损坏联系钳工处理密封安装不当，材料不合适重新安装或检查材料冲洗液不干净，划伤磨擦面检查密封腔、过滤器轴承发热润滑油不足或变质调整油量或更换油量油冷却不够检查冷却系统轴承箱进水消除漏水，换油轴承损坏更换轴承润滑油粘度大换油或检查油温机械振动检查消除振动和杂音地脚螺栓松动检查消除叶轮松动或内有杂物联系处理叶轮中心不正联系处理机泵同心度不够联系找正轴承间隙过大或损坏联系处理电机发热超负荷减负荷定子内绕组短路联系电工检修电机受潮，绝缘不好联系电工检修串轴流量不稳控制流量止推轴承间隙大联系钳工处理10.5.3.2液力透平HT101的操作(1)技术参数1)．液力透平技术参数型号6*101/4C-11stgHSB液体介质热高分油腐蚀/磨蚀成份H2S含量0.09%(Wt)349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程操作温度，℃360正常操作温度下的密度kg/m3初期：0.681末期：0.694流量，Kg/h初期：164617末期：169826入口压力（表），MPa额定：15.2出口压力（表），MPa1.8压力差，MPa13.4(2)透平操作1)、检查和准备1、全面检查液力透平进出口管线及地脚螺栓、各运动部件联接螺栓有无松动，对轮罩是否装好。2、搞好机体及周围地面卫生，清除障碍物。3、检查各处温度计、压力表是否安装齐全，准确好用。4、清洗入口过滤网和机械密封冲洗过滤网。5、检查单向离合器制动手柄，确认其在松开位置并固定。6、检查超速跳闸机构是否好用。7、打开各路润滑油进油阀，检查进油压力是否正常，通过回油视镜检查各轴承回油量是否正常。8、手动盘车数圈，确认无卡涩、偏重等异常现象。9、改好流程a、关闭透平进、出口阀，各高低点放空阀。b、稍开透平的出口阀，引液灌泵。当压力平衡后全开出口阀。注意：刚开出口阀时一定要慢，防止开得过快引起透平倒转。c、打开高点放空阀排净空气。d、开泵底排空阀放净存水。10、打开机械密封冲洗液冷却器进、出口阀。打开密封冲洗液手阀，对冲洗管线进行排气、脱液，检查机械密封冲洗管是否畅通。11、暖泵时通过预热线,在暖泵之前出口阀要打开,以防超压;且在暖泵前切断阀XCV10302要打开,联系钳工要2小时盘车一次,控制暖泵速度≤50度/时。透平上下壳体温差≤30度为透平开机条件。12、打开平衡管手阀，检查透平平衡管是否畅通。13、全面检查透平其它部位有无异常情况。2）、启动1、打开透平进口风动气缸阀“XCV-10302”和液面调节阀“LV-10801C”的上游阀。2、稍开进口阀引入少量液体灌泵，但不能冲动转子。3、与操作室联系好，慢慢开大进口手阀，当透平转子被冲动后，进口阀暂不继续开大。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4、检查透平运转，确认良好，无杂音，轴承温度、振动，密封泄漏等均正常后，才能提速。注意：每次提速均要与操作室联系好，防止热高分V103液面出现大的波动。3）、透平的正常停车1、与有关岗位联系好。2、手动慢慢关闭透平进口阀，使之停止运转。亦可由内操慢慢关闭进口调节阀使透平停止运转。此过程应与内操好，防止热高分V103液面出现大的波动。3、透平停止运转后，盘车数转，待轴承温度降至常温后，才可停止供油。4、如果不需检修，出口阀不必关闭，如须关出口阀时，首先要确认进出口阀严密不漏，防止憋压。4）、透平的紧急停车①、如碰到下列情况之一，要紧急停泵：(1)轴承冒烟或温度急剧上升处理无效时。(2)泵组剧烈振动，并伴有严重的撞击声。(3)润滑油系统管线破损且经处理无效时。(4)透平超速至3505rpm以上。(5)达到联锁停车条件而未停车时。②、紧急停泵步骤(1)迅速关闭透平进口风动气缸阀“XCV-10202”。(2)内操时刻注意热高分液面，调整LV-10701B阀位。确保V102液面不出现较大波动(3)接下来按照正常停泵步骤进行。(4)泵停下来后，检查机组故障原因并消除处理。5）、注意事项1、因透平进出口两部分的设计压力不同，所以任何时候不能在关闭出口阀的情况下，充液和启动。2、在开启出口阀时，由于低分V105有1.7MPa压力，一定要慢慢开，防止透平倒转，损坏机件。3、为保证透平轴承充分润滑，透平在低速下运转时间不能过长。4、开透平时装置的处理量要大于180吨/时。5、开透平前，要对P102/A进行一次全面检查，确认正常运转。6）、透平的正常检查与维护1、定期检查透平的运行情况，转速，声音，进出口压力，轴串动和机械密封冲洗液压力、温度、泄漏量是否正常。并作好记录。2、检查各供油点是否正常，回油量是否合适。。3、检查轴承及单向离合器温度是否正常。4、检查各处冷却水是否畅通，回水温度是否合适5、检查振动情况。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程6、检查管线各连接处有无泄漏。7）、透平故障原因及分析故障类型原因分析对策1　轴承(箱)漏油1）油封损坏1）更换2）供油过多2）调节节流阀，控制进油量3）油压过大3）调节油压4）油温超标4）检查冷却水量和温度；切换、清洗油冷器5）油气排放不畅5）检查轴承箱排气口6）轴瓦间隙过大6）更换2　轴承温度高1）供油不足1）参考12）供油温度偏高2）参考13）油质劣化3）更换新油4）进入杂质4）切换、检查油过滤器3　振动异常1）泵组未找正1）重新找正2）转子不平衡2）转子作动平衡检查3）联轴器未找正3）重新找正4）转子和静子相碰4）拆检，重新调整间隙5）轴瓦间隙过大5）更换4　泵组性能下降1）内部腐蚀1）更换轴套等部件2）口环磨损2）更换3）流道堵塞3）拆检4）引入压头下降4）检查、清洗入口过滤器5　机械密封泄漏1）机械密封失效1）拆检2）密封底封磨损2）更换3）O形圈磨损3）更换4）动静环间隙增大4）检查更换5）动静环表面损伤5）检查更换6　开进口阀后透平不转动1）风动气缸阀未开1）关闭手阀，与操作工联系，打开气缸阀，重新起动2）入口滤网堵2）清洗滤网3）单向离合器制动杆未松开3）松开制动杆并固定好4）转子卡住4）检查原因，消除故障7　突然停车1）自保系统动作1）关闭进口手阀2）V102液面过低2）关闭手阀，液面正常后再开3）入口过滤网堵3）清扫4）气缸阀失灵自动关闭4）关闭进口阀，处理好后再开349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程5）透平机械故障5）停机处理6）转动部分损坏6）停机处理7）超速跳闸机构动作7）停机处理10.5.3.3加氢进料泵P102B的操作泵体由大连苏尔寿泵及压缩机有限公司设计、制造，驱动电机为南阳防爆集团股份有限公司的增安型异步电机。备泵组带有独立润滑油站，由大连苏尔寿泵及压缩机有限公司成套供货。泵采用卧式双壳体多级离心泵。泵入口及出口均垂直向上，内壳体和外壳体均垂直剖分，叶轮逐级单独固定，卡环轴向定位。泵级数为10级，筒体为中心线支撑，推力轴承为可倾瓦轴承，主要承受多余的或变工况下产生的轴向力，两端轴承采用径向滑动轴承，轴承润滑采用强制润滑，由独立润滑油站供应润滑油。轴的机械密封采用平衡型双端面密封，采用EagleBurgmann公司产品，密封冲洗方案为API682PLAN32+PLAN53B，泵材料等级为API610C-6，满足NACE标准要求。每端轴承装有现场监测温度计并设置测温铂电阻PT100：左右滑动轴瓦各一支（双支式），止推轴承主推力面和副推力面各一支（双支式）。泵和齿轮箱、齿轮箱和电机之间采用弹性膜片联轴器，并配有无火花型防护罩。联轴器采用带中间节的膜片式联轴器。（1）泵技术参数型号GSG100-350B5+5液体介质渣油腐蚀/磨蚀成份H2S含量2.08%(Wt)操作温度，℃初期：285末期：280正常操作温度下的密度kg/m3初期：0.8381末期：0.8395正常操作温度下的粘度mPa.s初期：2.85末期：3.04流量，m3/h正常：254额定：279入口压力（表），MPa额定：0.4出口压力（表），MPa18.9压力差，MPa18.5扬程，m2252有效汽蚀余量，m≤9泵轴功率，kW2012泵转速，rpm3835电机功率，kW2500电机转速，rpm3000349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（2）泵的控制与保护系统1）、开机条件：当三位开关打到自动位置时，确认下列条件同时满足后，P102B方可启动：1)油冷却器后润滑油温度≥15℃2)润滑油压力≥0.2Mpa3)P102B出口电动阀全关，最小流量线电动阀全开4)P102B复位按钮复位，联锁系统投用调试正常，无其他停机信号；5)润滑油泵A或B处于允许状态。2）、主机自动停机条件：当循环润滑油压力≤0.05MPa时主机跳闸自停。3）、联锁试验：（联系电工配合）(1)低油压联锁：启动主油泵，油压正常后停主油泵，打上油压联锁按纽，检查辅助油泵低至0.10Mpa时是否自启动；(2)跳闸联锁：启动主油泵，并解除油泵联锁，油压正常后停油泵，当润滑油压力低至0.05MPa时，内操配合检查是否报警并发出停机信号。4）、联锁报警一览表仪表位号项目说明H/LHH/LL备注TIA10367B泵驱动侧径向轴承温度80℃报警TIA10368B泵非驱动侧径向轴承温度80℃报警TIA10369B泵主止推轴承温度80℃报警TIA10370B泵副止推轴承温度80℃报警TIA10371/2B泵高速侧齿轮箱轴承温度115℃报警TIA10373/4B泵低速侧齿轮箱轴承温度115℃报警TIA10375B电机齿轮箱侧轴承温度80℃报警TIA10376B电机非驱动侧器侧轴承温度80℃报警TIA10377B1/2电机R相定子温度140℃145℃联锁停泵TIA10378B1/2电机S相定子温度140℃145℃联锁停泵TIA10379B1/2电机T相定子温度140℃145℃联锁停泵PT10351B泵非驱动侧机械密封蓄能器压力0.5MPa报警PT10352B泵驱动侧机械密封蓄能器压力0.5MPa报警VAH10351B泵驱动侧X方向轴振动0.1mm报警VAH10352B泵驱动侧Y方向轴振动0.1mm报警VAH10353B泵非驱动侧X方向轴振动0.1mm报警VAH10354B泵非驱动侧Y方向轴振动0.1mm报警VAH10357B泵齿轮箱轴振动报警ZAH10355B泵轴位移±1.0mm±1.0mm联锁停泵ZAH10355B泵轴位移±1.0mm±1.0mm联锁停泵TAH10380B油站油冷器出口温度48℃报警PDAH10380B油站油过滤器压差0.15MPa报警PSLL10380/1/2B润滑油总管压力0.05MPa联锁停泵（3）泵的操作349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程作好运行前的准备工作是实现安全启动和缩短启动时间的重要条件。如果准备工作不当，往往延迟启动时间，甚至损坏设备。准备工作包括各系统的检查，各种工具的准备和各项试验等。1）、泵组的检查1确认安装或检修工作完毕，检查检修记录，确认检修数据正确。2清理现场，做到工完、料净、场地清，并检查仪表、电器、水系统、油系统和安全系统，确认具备运行条件。3监测、调节和控制仪表及阀门齐全，调试试验动作正常。4准备好启动中使用的各种工具。5油箱添加规定牌号的VG46透平油至适当位置。6进料泵和液力透平等主体设备的检查与准备7检查进料泵、液力透平和电机等的各螺栓的连接是否紧固。8检查进料泵和液力透平的进、出口管线，阀门位置是否正确。9进料泵和液力透平泵体排凝阀排尽后关闭。2）、油系统的检查、试验、调整与投用1、检查油箱、滤油器、油冷器检查油箱油位和油温，不足则应加油。检查油冷器的冷却水系统，过滤器的切换阀位置不要弄错，切换到准备投用的一侧。检查油系统各阀门开闭状态处于正确位置，设备完好。2、检查主辅油泵、油温油位检查主辅油泵，确认工作正常，进行油循环。油箱液位、油温符合开机要求。本机设有电加热器，若油温低于27℃，则开启加热器，将油温加热至35℃时停止加热。3、打开润滑主辅油泵的出、入口阀，投用油泵出口安全阀，打开润滑油至进油总管的进油阀门。4、关闭高位油箱阀组中的上油截止阀。5、打开油冷器冷却水阀，打开两组油冷器之间的充油联通阀和高点放空阀，关闭底部排凝阀，排净空气后关阀，切换手柄指向一组油冷器。6、打开两组润滑油过滤器之间的充油联通阀和高点放空阀，关闭底部排凝阀，排净空气后关阀，切换手柄指向一组过滤器。7、润滑油泵盘车确认其灵活无卡涩，并启动。8、稍开去高位油箱的截止阀，直到溢流管线上的回油视镜有油通过为止，然后迅速关闭截止阀。注意：向高位油箱充油时，操作人员不能远离现场，防止高位油箱顶冒油。9、调节润滑油压控阀，检查过滤器后润滑油总管压力是否在合适的范围之内：0.25～0.4Mpa，通过回油视镜检查各轴承回油量是否正常。10、检查油过滤器压差值是否在0.15MPa以下，若大于0.15MPa时切换过滤器并清洗。11、油系统报警联锁测试：低油压联锁：启动主油泵，油压正常后停主油泵，打上油压联锁按纽，检查辅助油泵低至0.1Mpa时是否自启动；；跳闸联锁：启动主油泵，并解除油泵联锁，油压正常后停油泵，当润滑油压力低于0.05349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程MPa时，内操配合检查是否报警并发出停机信号。3）、盘车检查确保盘车时转子运转顺畅，如听见异常响声，例如沙粒磨损的声音或者转子运动不顺畅时，则一定将泵拆卸，检查转子部件如泵体口环和叶轮口环等。4）、暖泵线的检查与调整如果高温介质突然进入温度低的泵体内，巨大的温差可能导致热力膨胀不均匀，由此造成的泵体与运转部件中心不重合，可能导致在启动时发生咬合。同样，备用泵在启动前也须充分暖泵。正常情况下，暖泵过程是介质由泵出口线上的暖泵线进入泵体内，再通过泵的入口阀排出。当暖泵介质注入泵体后，泵体上下部分温差不能达到规定时（不超过30℃），可打开排液阀，从而使泵体温差最小，达到要求。5）、机械密封系统的检查、试验与调整1、冲洗液排污和低点排凝等阀门排凝后关闭。投用外部冲洗。2、密封罐顶部的放空阀关闭，通过手动补液泵给冲洗系统补液充压至压力指示正常，避免密封系统承受较大压差，损坏机械密封。3、所有压力、液位等报警等装置调试合格，并达到规定值后，投用。4、密封罐冷却水投用，通过视镜确信处于流动状态。5、灌泵，即可启泵后，检查密封等泄漏状况，无问题后，密封即正常投用。6)、泵组启动前的准备1、联系电工检查机组电器设备(6000伏电机线圈绝缘电阻不小于6兆欧,380伏电机线圈绝缘电阻不小于0.5兆欧)并送电。2、打开主电机冷却器的冷却水进出口阀，检查冷却水是否畅通。3、确认润滑油压力、温度正常，检查电机、泵轴承回油情况正常4、检查确认泵进出口平衡管路通畅。5、检查确认泵组联锁自保系统及各控制、测量仪表投用。7）、启动泵的具体步骤1、上述工作全部完成后，确认进料泵泵体排凝阀及放空阀关闭，进、出口管线的放空阀关闭。2、按规定办理送、停电作业票，相关泵送电。3、灌泵，确认进料泵入口阀全开，滤后原料油缓冲罐底切断阀全开，出口电动阀及Y型出口手动阀全关。由于进料泵的有些部件的润滑是依靠泵内的介质，如果泵没有完全灌满，就不能启动运行，否则泵的有些部件就会有受到伤害的危险。在灌泵期间，泵的出口管线、密封冲洗线及储罐顶部的放空阀应该打开，以便空气排出，确保泵入口阀及压力表阀全开。4、确认有足够的冲洗介质流动并通过机械密封。5、确认进料泵入口压力达到要求，室内外联系好调校最小流量线阀,调校正常后最小流量线返回阀打开30％。严禁最小流量线未开的情况下启动泵。6、确保润滑油压力超过允许启动值，通过视镜可以看到润滑油处于流动状态。7、349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程启动电机，通过最小流量线返回V102,待泵运行稳定、出口压力达到规定指标后，不要长时间憋压，出口电动阀打开，缓慢打开Y型出口手动阀，同时逐步关闭最小流量线回流阀，注意进料泵出口压力的变化和电机电流，千万不要超电流。同时保证泵出口流量不小于最小连续稳定流量（大于95625Kg/h）。8、启动之后，检查入口压力，如果压降不正常，有可能是入口过滤器堵塞了，应该清洗，并及时分别检查电机和进料泵以下性能：Ø电机电流、电压Ø噪音Ø轴承温度、振动Ø进料泵进、出口压力Ø润滑油压力Ø密封泄漏情况8)、泵组的正常停车1、联系各有关人员做好停泵准备工作。2、停泵前先将液力透平切除，然后按照上述步骤停泵。3、联系内操确认最小流量控制阀投自动，缓慢关闭泵的出口阀，当泵出口流量接近最小流量时，缓慢打开最小流量线阀，确认控制阀好用，全关泵出口阀，泵出口流量降至最小流量。4、按停止按钮切断泵的电源。待主电机停止运转后，关闭最小流量线阀。5、由于介质温度高，具有易结晶特性，在泵完全停车后仍持续开启冷却、冲洗、密封管路一段时间以保护机封○型圈并盘车。在泵温度低于80℃时，关闭冷却、冲洗和密封管路，然后将所有阀门关死。将泵体排空。（若投备用，则将入口阀打开，预热线打开）6、确认泵各轴承温度冷却后，停润滑油系统，关闭主电机冷却器和油冷却器的进出水阀。7、停用的泵按制度盘车。9)、泵组的紧急停车1、如碰到下列情况之一，要紧急停泵：(1)轴承冒烟或温度急剧上升处理无效时。(2)泵组剧烈振动，并伴有严重的撞击声。(3)润滑油系统管线破损且经处理无效时。(4)主电机定子电流超过额定值处理无效时。(5)达到联锁停车条件而未停车时。2、紧急停泵步骤(1)按停止按钮切断泵的电源。(2)迅速关闭出口阀。(3)接下来按照正常停泵步骤进行。(4)泵停下来后，检查机组故障原因并消除处理。10)、泵组的切换1、检查A泵系统情况，确保正常。2、做好A泵开车前的所有准备工作。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3、对A泵盘车，启动主电机，检查机械运转情况是否正常。4、当A泵出口压力达到正常要求后，慢慢打开其出口阀，确认泵出口流量大于最小流量，将最小流量线阀慢慢全关。联系内操切换最小流量控制阀后，同时慢慢打开B泵的最小流量线阀，再慢慢关上B泵的出口阀，进行等量平稳切换，切换时要控制好流量、压力稳定，防止引起操作波动。直至A泵出口阀全开，B泵出口阀全关。5、全面检查A泵的运转情况，待其出口压力、流量、润滑油系统等均正常后，方可按停泵步骤停B泵。11)、泵组的正常维护1、保持泵体及附属设备的清洁卫生。2、定期检查泵的出口压力，机械密封冲洗液压力、温度，润滑油压力、温度，油箱液位等，并作好记录。3、定期检查油箱油质油位，每天白班底部脱水一次。4、检查各处冷却水是否畅通，回水温度是否合适。5、检查机械密封冲洗液压力，温度及平衡管压力是否正常。6、检查泵组各部声音是否正常，有无泄漏点，轴承振动、温度是否超标，回油是否正常。7、全面检查泵组其它有无异常情况。(4)、泵常见故障原因分析及处理现象原因处理方法油压下降油箱液位低，泵抽空加油油过滤器堵塞清洗过滤器调压伐损坏修理油管路泄漏检查修理油泵工作能力差切换修理各润滑部位间隙过大调整间隙压力表失灵更换压力表油温上升油冷器结垢切换、清洗冷却水量不足增大冷却水量进口冷却水温太高降低水温轴承磨损，回油温度高切换机泵，检查轴承泵不上量泵内有气体重新灌泵入口系统泄漏检查消除吸入过滤器堵塞检查清洗入口压头不够检查、提高压头泵流量不足机泵倒转联系电工重新接线入口管线不畅清扫入口管线349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程旁通管的最小流量线打开或未关严检查旁通管路叶轮上有异物堵塞联系钳工检修壳体密封环严重磨损更换密封环叶轮损坏或破裂更换叶轮泵启动后突然断量泵内有气体重新灌泵吸入过滤器堵塞检查清洗在非常低的流量下运行检查核实泵的最小流量轴功率过高转速超过规定转速检查电机转速系统要求的扬程低于泵所产生的扬程用出口伐调整扬程介质比重不符设计要求检查介质的温度动静部件碰撞，泵运转不平衡检查平衡装置壳体密封环严重磨损更换密封环机械密封端面泄漏过多端面密封弹簧卡住联系钳工处理端面密封损坏联系钳工处理密封安装不当，材料不合适重新安装或检查材料冲洗液不干净，划伤磨擦面检查密封腔、过滤器轴承发热润滑油不足或变质调整油量或更换油量油冷却不够检查冷却系统轴承箱进水消除漏水，换油轴承损坏更换轴承润滑油粘度大换油或检查油温机械振动检查消除振动和杂音地脚螺栓松动检查消除叶轮松动或内有杂物联系处理叶轮中心不正联系处理机泵同心度不够联系找正轴承间隙过大或损坏联系处理电机发热超负荷减负荷定子内绕组短路联系电工检修电机受潮，绝缘不好联系电工检修串轴流量不稳控制流量止推轴承间隙大联系钳工处理（4）泵常见故障原因分析及处理名称原因和修理方法见(1、)、(2、)各点349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1.泵没有流量1.2.3.4.5.7.8.12.13.2.泵流量不足1.2.3.4.5.8.12.13.19.20.21.3.总扬程不够3.4.5.7.8.10.12.19.20.21.4.启动后突然中断流量1.2.4.9.11.5.轴功率过高6.7.9.10.17.19.6.机械密封泄漏过多14.16.18.22.23.24.25.28.29.7.机械密封寿命太短14.16.18.22.23.24.25.28.29.8.机泵震动或燥音太大2.3.4.11.13.14.15.16.17.18.20.24.32.33.9.轴承寿命太短14.16.17.25.31.32.33.34.35.10.泵内温度过高，转子碰撞壳体或卡住1.3.4.7.9.11.13.14.16.18.19.20.22.24.30.32.11.平衡管的压力突然增加或减少2.4.13.17.19.20.21.30.36.1）、故障原因(下列各项与上表对应)泵吸入端故障：(1)泵没有正确排气，吸入管路内有气体、气泡，没有正确排出；(2)泵的吸入管路没有注满液体；(3)吸入口压力与汽化之间的压差不够，达不到需要的NPSH值；(4)吸入口过滤器堵塞；设备上的常见故障(5)旁通管的最小流量过大；(6)转速超过规定值；(7)倒转；(8)系统要求的扬程超过泵的扬程；(9)系统要求的扬程低于泵的扬程；(10)被输送的介质比重与原规定的数据不符；(11)在非常低的流量下运行；(12)电机等配套机械质量问题；机械故障(13)叶轮上有异物堵塞；(14)泵与电机没对中，对中不准或基础位移；(15)其它机器对基础产生的共振和干扰；(16)轴弯；(17)转动部件与静止部件碰撞，泵运转不平稳；(18)轴承严重磨损；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(19)壳体密封环严重磨损；(20)叶轮磨坏或破裂；(21)壳体密封不合格(在节流间隙处内部磨损过多，由于磨损转子间隙过大)以至引起过份损失，或者介质通过壳体隔板渗漏，使通过金属密封面与空气接触；(22)机械密封环的磨擦面严重磨损或划破，“O”型环损坏；(23)密封安装不当，材料不合适；(24)由于轴承磨损或者轴对中不好，引起轴振动；(25)转子振动；(26)密封间隙表面压力高，没有合适的润滑和冲洗液；(27)机械密封冲洗液不足；(28)冷却室和挡套之间的间隙过大；(29)机械密封冲洗管路的脏物引起机械密封环磨损面划痕；(30)轴向推力过大；(31)轴承体里的油量太多或不足，冷却不够，油质不符，油太脏，油中带水等；(32)轴承组装故障(组装过程中碰损、组装不符合要求，使用了不同的轴承即不配对)；(33)轴承中有杂物；(34)轴承体进水；(35)当周围空气的湿度过高的时候，过度的冷却会使液体冷却的轴承的轴承体里引起水凝结；(36)平衡水回水管路上截面变化，平衡装置部件过度磨损，平衡装置的静止部件渗漏，平衡水管压差过大，机泵的平衡管路相互太近等；2）、修理方法出现故障后，应找出故障原因，及时排除(除非由于损坏，泵不得不拆卸外)。在试机前，要好好检查一下平衡装置，并在与电机脱开的情况下，用手转动转子看是否吃力。原因及维修方法(1)打开排气阀或压力表排气螺丝，打开机械密封管路排气，检查管路铺设情况，以保证液体平滑流动；(2)再把泵和管道灌满，然后再彻底排净检查管路铺设情况。(3)检查吸入管路上的隔离阀和过滤器，所测取的仪表读数一定要准确，然后再同泵制造厂商议；(4)清洗检查过滤器，更换过滤器；(5)此泵由电机驱动，检查电机转速再检查傍通管路；(6)此泵由电机驱动，检查电机转速；(7)电机驱动，把两相相位对调一下位置；(8)增加速度，安装大直径一点的叶轮、增加级数、询问厂方；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(9)用排出阀调整压力、调整转数、改变叶轮直径、询问厂方；(10)检查被输送液体的温度，按第9点方法做；(11)核实泵的最小流量，询问厂方；(12)检查每个机器的情况，询问厂方；(13)清洗泵，检查吸入系统的情况(吸入系统和过滤器)；(14)冷态时，把泵重新对中；(15)询问厂方；(16)更换新油，绝不允许把弯轴校直后再用；(17)检查平衡装置情况，必要时将泵拆卸；(18)检查泵平稳运转情况，当泵处于冷态时，检查联轴对中，检查供油情况(压力、温度及油量)，检查油质和纯度；(19)换用新的泵体密封环，检查转子同心度，检查泵体是否有异物；(20)换用新的叶轮，检查吸入扬程(汽蚀)情况，检查系统内是否有异物；(21)更换损坏部件；(22)更换损坏部件，检查转子同心度，检查材质是否合适，检查密封部件的位置，查看有无渗漏的痕迹；(23)精心地组装密封，检查材料是否合适；(24)冷态时把联轴器对中，换用新轴承，检查转子磨损痕迹；(25)检查吸入压力，联轴器对中，泵内有无异物；(26)测量新的机械密封部件，询问厂方；(27)检查管路是否畅通；(28)换用新的档套或冷却室里的衬套；(29)检查机械密封腔是否清洁，检查过滤器；(30)检查平衡装置的转子间隙；(31)检查油的质量和数量；(32)检查轴承部件有无损坏的痕迹，然后把它们正确地组装在一起，检查供油孔所示的供油情况；(33)彻底清洗轴承、轴承体、供油管路和油箱，检查轴承密封情况；(34)除掉轴承体的锈斑，在油室内涂以锈漆，检查轴承、油环的间隙，换油；(35)监视轴承体的温度，用排气螺栓彻底排净轴承内空气，轴承温度调到60℃；(36)检查装置的效能，检查平衡水管管路、控制节流阀和其它阀门的效能，检查吸入压力和排出压力、检查平衡装置的情况及转子间隙，在运行工况点时，平衡管的压力应略高于吸入压力，但不大于吸入压力的3％，除非有特殊情况例外，但要询问厂方。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.5.4注水泵P103A/B/C的操作P103A/B/C是170万吨/年渣油加氢装置临氢系统注水泵，为美国圣达因公司生产的OH6型立式单蜗壳高速离心泵，型号为：GSB-L1-9/792,采用两端支承式径向剖分，轴密封采用双端面机械密封，注水泵按其中一台操作一台备用，全部采用电机驱动，带专门的辅助油泵。注水泵为APIOH6型单级单吸立式高速离心泵，具有一个与泵成一体的增速齿轮箱，由异步电机驱动，齿轮箱增速。泵、齿轮箱和电机布置在一个公用联合底座上。泵入口加诱导轮，泵与电机间有变速箱两级增速。介质从泵的侧向吸入，侧向排出。由润滑油系统对变速箱进行强制润滑。泵部分主要由叶轮、诱导轮、扩压器、泵壳和密封体组成。叶轮为全开式直线辐射状结构，在高速运转时几乎不产生轴向力。诱导轮的采用改善了泵的吸入性能，降低了泵的汽蚀余量。泵的叶轮安装在齿轮箱高速轴上。齿轮增速箱由增速箱壳体、齿轮箱组件、高速滑动轴承、止推轴承、强制润滑系统等组成。齿轮轴组件由高强度合金钢制造。齿轮和轴承的润滑由内置油泵提供压力油实现强制润滑。泵的机械密封结构为APICODEBSTFN,采用单端面密封(APIPLAN31+62)。（1）泵技术参数型号LMV-346液体介质除氧水、净化水腐蚀/磨蚀成份操作温度，℃正常：70正常操作温度下的密度kg/m3992.1正常操作温度下的粘度mPa.s0.6513流量，m3/h正常：20额定：22入口压力（表），MPa额定：0.2出口压力（表），MPa15.8压力差，MPa15.6扬程，m1604有效汽蚀余量，m≤15泵轴功率，kW292电机功率，kW315（2）泵的联锁与控制1)、启动条件1、辅助油泵运行正常2、润滑油压力正常P≥0.138MP349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3、无联锁动作2）、主泵运行前，先启动电动辅助油泵。若油压低于0.138Mpa，则给出油压低报警信号（电控），停止辅助油泵，并检修辅助油泵和润滑油管路，若油压达到0.138Mpa，允许手动启动主泵；3）、主泵运行后，若油压大于0.138Mpa，则在主泵运行30S后自动停止辅助油泵，泵处于正常运行状态，此时油压要求在0.172～0.414Mpa之间4）、主泵运行中，若油压降低至低于0.138Mpa是，给出油压低报警信号，电控启动辅助油泵，此时若油压已经低于0.103Mpa，在给出三取二油压低低联锁信号，要求电控停止主泵，延时60秒后自动停止辅助油泵；5）、润滑油使用VG32。（3）泵的操作1）、开泵前的准备工作1、检查泵各部份安装及坚固良好，现场清理干净；2、确认泵入口线已彻底冲洗（第一次投用或大修后首启），清洗泵入口端过滤器；3、电机动力电缆和接地线正确，电机转向测试正确，并送电检查绝缘情况；4、冷却水管路链接正确，无泄漏，供水应该满足一下条件：冷却水两端差压△P=0.25～0.35Mpa；冷却水入口压力P＜0.8Mpa冷却水入口温度T＜20℃Tmax＜32℃；冷却水流量G=6280Kg/h5、增速箱加油：取下加注塞头，加注经60、80、100目三级过滤的干净润滑油（VG32#透平油），初次注油量约8升，一边盘车一边加注，加至高油位指示器中线，注完油后，让油面稳定一段时间，然后装上堵头，约30分钟后方可启动。6、辅助油泵试验及油位调节：启动辅助油泵，运转2-3分钟，检查低油位，同时调节油位调节套高度，使低油位稳定在指示器的中线，如调节套已至极限位置而仍不能达到要求时，可以补加润滑油，但是一次只能加0.5升，过多易产生雾化。辅助油泵正常工作油压：P=0.172～0.414Mpa；轴承前压:P=0.08～0.35Mpa7、确认泵出口单向阀、压力表良好；8、确认泵出入口流程已改通；9、确认V106液控调节阀好用，且液面在60%以上，并灌泵：a打开各个仪表开关；b打开入口阀向泵内注满介质，出口阀稍开，排气完毕后，必须关闭出口阀；c接通冷却水，并保持冷水流量、压力、温度正常；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程d按要求投用好密封流程；2)起动1开泵前打开润滑油系统排气阀，用手盘车5～10周，使得主油泵得到充分的润滑，然后关闭排气阀；注意：必须按箭头方向盘车！2经检查，确认上述准备工作全部到位，主管路入口阀已全部打开，并将最小流量线返罐阀截止阀全开，控制阀给定30%开度。注意开泵时走最小流量线，禁止开泵时出口阀全关，防止憋压，且保证最小连续稳定流量10t/h。3启动辅助油泵2-3分钟，复查低油位指示器油位，待低油位指示器中的油位稳定及辅助油泵出口压力达到正常油压后，方可正式启动主泵；4当主油泵油压达到设定值后，压力开关会按要求令辅助油泵自动停机，此时进入正常运转，负责应停机检修主油泵，排除故障后方可再次启运；5当主泵转速达到额定值，确认压力已经上升且运行平稳后，将正常出口与最小流量线进行切换，并将出口流量调至正常，切换过程要缓慢，以免流速突变，入口管线抽空等现象；6机组已运转足够时间时，达到正常的操作温度和压力后，应停车换泵，进行热对中检查，必要时按机组调中的有关要求进行调中；3)正常维护泵在连续运行中应定期作如下的检查和记录：1电流：≯额定电流2电压：6000V3噪音无异常4振动：≯0.025mm5泵出口压力高于临氢系统高分罐压力；6密封泄漏量应少量而均匀，不超过3ml/h；7润滑油温度≯50℃，油压约0.172～0.414MPa8流量≥7.99m3/h9泵体温度≯70℃（重要），电机电流、电压、轴承和定子温度合格；10定时检查油位，如油位低于低油位指示器中线，应及时补充润滑油至低油位指示器中线位置；11检查并随时调整冷却水流量，保证润滑油温度在允许范围之内；12泵初次运转48小时后，应更换润滑油一次，以后每工作4000小时或6个月应更换润滑油及清洗过滤器；13泵在小于30%额定流量下连续工作时，会导致泵不稳定工作及介质发热，可设置旁路使泵的流量增大到额定值的60%左右；注意：1）岗位人员必须非常注意监测V106液面，防止泵抽空或干转损坏设备；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程14在运转过程中，如发现电机电流突然升高，泵后压力骤变，同时伴有大的震动和噪音，应按紧急停车操作；(4)正常停泵1缓慢将正常出口与最小流量线进行切换，保证泵的最小连续稳定流量，直至泵正常出口完全关闭。2按主电机停机按钮；3关闭最小流量线截止阀，关闭入口阀；4如有必要（维修）关闭进口阀、泵体排空；5在泵完全停下后关闭冷却水；6停用的泵按制度进行盘车。(5)正常切换1检查备用泵，达到开机条件。2启动泵备用泵，走最小流量线。外操缓慢开启备用泵的出口至阀门全开，关在用泵出口至阀门全关，内操调整最小流量线控制阀以及注水流控，保证流量平稳。3备用泵开启正常。在用泵走最小流量线，流量控制大于最小连续稳定流量。4按正常停泵程序停在用泵。(6)可能存在的故障、原因及处理方法故障原因处理方法流量不足，压力不足或泵不打量1、转速过低；2、泵入口管线未灌满液体，留有空气3、入口压力过低或吸程过高，超过规定值4、转向不对5、吸入管、排出管、叶轮内积有异物6、叶轮腐蚀或磨损严重1、检查电源电压2、全开泵入口阀，向泵内灌满液体，排除入口管线漏气点，放尽气体3、检查液位高度，必要时降低安装高度，增加入口压力4、按转向牌要求改正转向5、清除异物6、更换叶轮启动后泵断流1、供液不足2、泵汽蚀3、介质中有空气或蒸汽1、保证入口阀全开2、检查液位高度，增加入口压力，排除入口管和过滤器堵塞3、检查并排除入口系统漏点流量扬程不符合要求1、泵汽蚀2、流量太大，压力过低3、流量太小液体过热而汽化4、压力表和流量计失准5、诱导轮、叶轮损坏1、同前2、检查出口阀操作是否有误，是否有虚扣，关小调节阀3、开大调节阀增大流量4、检查并校核仪表5、更换相应零件349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、扩压器喉部堵塞1、清理异物出口压力波动1、流量太小2、泵汽蚀3、调节阀故障1、增大流量，如必须在此流量下工作，可设旁路增大流量；2、同前3、检查并修理泵振动及噪音1、流量过小2、泵汽蚀3、吸入管路进气4、零件松动5、泵和电机轴不同心6、泵轴弯曲或磨损过多7、轴承损坏8、叶轮内异物造成不平衡9、基础不完善10、地脚螺栓松动1、加大流量及安装旁路2、同前3、排除吸入管路漏气点，放尽空气；4、上紧螺母或更换零件5、检查对中性并处理6、校直或更换7、检查更换8、去除异物9、完善基础10、拧紧螺栓电机超载1、超载信号错误2、转速过高3、接线错误，两相运行，网路电压下降4、介质比重和黏度过大5、泵轴卡住或转动不见卡入异物，转动不灵6、泵轴弯曲或泵轴与电机轴不同心1、检查操作控制信号2、按电机说明书检查3、检查电机电源与接线状态4、查额定条件5、检查转动部件有无异物，更换引起故障的部件6、校正润滑油泵不上压或压力偏低1、油泵油漏气处2、油路中有气堵3、系统管路装配不善有泄漏点4、油泵损坏内部间隙过大5、径向轴承间隙过大6、油温过高1、检查排除2、放气3、检查各密封点排除漏点4、排除过更换5、更换6、改善冷却润滑油泵压力偏高或运转中油压不断升高1、油脏，过滤器堵塞2、油进水，油液乳化1、彻底清洗箱体，换油，换过滤器，清洗冷却器2、检查冷却器漏点，机封损坏情况，更换受损部件油温过高1、润滑油品牌不当2、冷却水量不足3、冷却水脏4、油污染5、低油位过高，搅油1、换规定牌号润滑油2、检查冷却器冷却水进出口两端压差，增大冷却水流量3、检查水质，并排除4、检查冷却器有无漏水，过滤器有无破损，换油、换过滤器、冷却器5、调整低油位密封泄漏超标1、泵汽蚀振动2、动、静环破裂1、消除泵的汽蚀2、更换349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、动、静环腐蚀2、动、静环磨损严重或密封面刮伤3、弹簧腐蚀，弹力不足1、更换新材质2、换新密封环或者重新研磨3、换新弹簧(7)联锁校验项目位号报警限功用工艺参数报警给定值备注润滑油压力PT10452/3/4APT10452/3/4BPT10452/3/4CHHHASD0.138MPa0.103MPa启动备泵三取二连锁润滑油温度TE10459A/B/CH、HHA、SD60℃、71℃联锁停泵电机定子温度TE10421/2/3/4/5/6ABCH、HHA、SD135℃、145℃三相二取二联锁P104流量低低FT10403B/C/DFT10404B/C/DFT10406B/C/DLL10t/h三取二联锁停泵10.5.5贫胺液泵P104A/B的操作0217-P-104A/B为RDS装置用的贫胺液升压泵，其主要作用是为反应系统的循环氢脱硫塔提供高效脱硫剂，以吸收硫化氢，保证循环氢的纯度；贫胺液泵一开一备，属于高压多级离心泵，是装置中最关键设备之一。高压贫胺液泵采用卧式双壳体多级离心泵。泵入口及出口均垂直向上，叶轮逐级单独固定，卡环轴向定位。泵级数为12级，筒体为中心线支撑。止推轴承采用一对角接触球轴承，主要承受多余的或变工况下产生的轴向力；泵径向轴承采用滑动轴承，轴承体采用夹套水冷却。泵材料等级为API610S-8，内外壳体均垂直剖分。轴的机械密封采用平衡型双端面密封，密封冲洗方案为APIPLAN11+52。轴承采用甩油环自润滑，每端径向轴承装有现场监测温度计并设置测温铂电阻PT100。泵和电机的连接采用带中间节的弹性膜片联轴器，并配有无火花型防护罩。（1）泵技术参数型号70TAYD135x12液体介质MDEA、水腐蚀/磨蚀成份H2S含量0.05%(Wt)操作温度，℃正常：55最高：60正常操作温度下的密度kg/m3992.7349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程正常操作温度下的粘度mPa.s0.553流量，m3/h正常：65额定：71.5入口压力（表），MPa额定：0.2出口压力（表），MPa15.7压力差，MPa15.5扬程，m1593有效汽蚀余量，m≤15泵轴功率，kW496.6电机功率，kW630(2)启动条件出口电动阀关，最小流量线电动阀开(3)启动前准备工作1确认联轴器对中符合要求，出口电动阀UV11601、UV11602及最小流量线阀UV11603、UV11604、FV-11601、FV11602灵活好用。确认水、电、气、风等公用工程系统具备投料条件.2确认与P104A/B有关的仪表、报警、联锁、安全阀等校验完毕，具备投用条件。3确认电机冷却水投用，漏水开关LSB-11不报警。4确认加足合格的润滑油（VG46）。5手动盘车，检查有无偏重卡涩现象，盘车完毕以后，恢复对轮保护罩并固定好。6按操作要求将除盐水引入V113，控制液位60％左右，LV-11501工作正常。7确认P104A/B前后主要流程上的温度计、压力表、流量计、联锁系统等均已投入运行。8确认P104A/B试运行回路内所有仪表、引压管等辅件手阀打开；调节阀前后手阀全开确认P104A/B进、出口阀门关闭。9确认V113液位在60%以上，温度达到40℃。10泵出口阀全关（出口截止阀、出口电动阀全关）；打开V113至P104A/B进口管线阀门，全开泵入口伐引入介质灌泵，同时通过泵体或出口排气阀排气。11泵出口返回V113的循环线阀门全开,对于P104A/B最小流量控制阀FV-11601、FV-11602开50％（必须保证在泵最小额定流量以上运行>27m3/h），上下游伐全开；关闭各点放空排凝阀。12再次确认P104A/B试运行流程畅通，现场相关阀门已打开。13确认P104A/B机械密封投用正常，密封储液罐加足够的合格的白油，液位开关、压力开关投用正常，冷却水投用正常。14试泵相关人员到达现场，并再次确认P104A/B入口温度、压力以及V113液位符合启泵要求。(4)P104A/B启动1再次确认各项准备工作已完成，电气仪表设备自保系统完好并投用。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2手动盘车，确认泵转动灵活。必须按照泵的旋转方向盘车。3再次检查P104A/B入口阀全开，出口阀全关。机械密封系统冷却水投用。4启动P104A或P104B。严禁出口或者最小流量线未开的情况下启动泵。5当泵达全速和压力上来后,控制泵出口压力在15.7MPa左右。待泵运行平稳后，将泵正常出口与最小流量线进行切换，切换过程要缓慢，避免引起流量和压力的波动。6运行时随时调节机械密封冷却水量以控制密封液温度。(5)注意事项1在运行过程中若泵体及管线出现大幅度振动应立即停泵。2在运行期间如V113液位迅速下降应立即停泵。3在运行期间如出现润滑油温迅速上升、泵体内有异常噪音、密封大量泄漏以及电流大幅度上升等现象应立即停泵检查。4泵要避免在抽空和半抽空下操作，所以要经常检查罐的液面和温度，液位下降要及时的补充，温度过高要及时地采取措施，同时要检查入口过滤网的堵塞情况，堵塞严重时要停泵进行清洗。5禁止泵在超负荷下运转。(6)停泵1将泵出口切换至最小流量线，调节P104A/B最小流量控制阀FV-11601或FV-11602至50％（必须保证在泵最小连续稳定流量以上运行）。2停泵，关闭最小流量线截止阀。3停泵10分钟后方可停冷却水。4做好停泵后的各项维护工作。(7)泵的切换1检查备用泵，达到开机条件。2启动泵备用泵，走最小流量线。外操缓慢开启备用泵的出口至阀门全开，关运行泵出口至阀门全关，内操调整最小流量线控制阀以及注胺流控，保证流量平稳。3备用泵开启正常。运行泵走最小流量线，流量控制大于最小连续稳定流量。4按正常停泵程序停在用泵。9联锁校验仪表位号项目说明动作设定值校验值备注TT11654泵前轴承温度高85℃声光报警TT11654泵前轴承温度高高90℃联锁停泵TT11656泵后轴承温度高85℃声光报警TT11656泵后轴承温度高高90℃联锁停泵TT11652泵主推力瓦温度高85℃声光报警TT11652泵主推力瓦温度高高90℃联锁停泵TT11667电机前轴承温度高90℃声光报警TT11667电机前轴承温度高高95℃联锁停泵TT11671电机后轴承温度高90℃声光报警TT11671电机后轴承温度高高95℃联锁停泵349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程TT11668/11669/11670电机定子温度高150℃声光报警TT1668/11669/11670电机定子温度高高155℃联锁报警（3取2）LSB-11电机漏水声光报警FT1603A/B/CP104A流量低低32t/h联锁报警（3取2）FT1603A/B/CP104B流量低低32t/h联锁报警（3取2）10.5.6加热炉系统操作法10.5.6.1主要流程说明加氢进料加热炉F-101负责装置加热混合进料原料油，由加氢进料泵P101A/B来的原料油和循环氢压缩机C101、新氢压缩机C102A/B的氢气混合后经过加氢进料换热器E103、E102加热后进入加热炉辐射室，加热到要求温度后进入反应器R101。分馏塔进料加热炉F-201负责给分馏塔T202足够的产品分馏温度，从汽提塔T201底来的渣油经过F201加热后进入T202。管网来的燃料气，进入装置燃料气分液罐V301进行脱液、稳压，然后去加热炉F-101、F201各燃烧器和长明灯。10.5.6.2加热炉系统开车10.5.6.2.1加热炉系统的检查1）加热炉炉膛及烟囱内是否有杂物，炉管表面是否清洁。2）加热炉保温层、附火层及膨胀缝是否符合要求，炉体是否严密。3）炉管及各部件材质，结构是否符合设计要求。4）加热炉各测温计、测压计等是否符合设计要求。5）看火门（孔）、防爆门、自然通风、开关是否灵活，严密可靠，符合要求。6）各风道蝶阀、烟道挡板是否灵活，实际开度与标志开度是否相符，开关方向是否明确。7）加热炉消防蒸汽是否畅通，阀门开关是否灵活方便。8）加热炉专用“8”字盲板是否符合工艺安装要求。9）各燃烧器型号及安装是否符合设计要求，火嘴安装是否正确，各零部件是否齐全。10）各燃烧器瓦斯阀是否开关灵活，操作方便。11）加热炉系统所属人孔、法兰、垫片、螺栓安装是否符合要求。10.5.6.2.2加热炉系统点炉准备(1)新系统或检修改造后的系统吹扫1）燃烧气总管的吹扫①吹扫介质：蒸汽②给气点：边界瓦斯总管上的蒸汽扫线③吹扫范围：瓦斯入装置到V301,包括压力控制阀及其付线，相应装置内放空线。④吹扫流程：自瓦斯入装置阀后给汽，V301顶见汽。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2）燃烧气系统的吹扫①吹扫介质：蒸汽②给气点：边界瓦斯总管上的蒸汽扫线③吹扫范围：F-101、F201燃烧器线和长明灯线④吹扫流程：F-101瓦斯压力控制阀F-101各火嘴阀前排放F-101长明灯阀前排放蒸汽V301F-201瓦斯压力控制阀F-201各火嘴阀前排放F-201长明灯阀前排放3）瓦斯系统的试压①试压介质：蒸汽②试压范围：瓦斯入装置到各火嘴最后一道阀前。③试压等级：0.5MPa4）瓦斯系统的置换①置换使用介质：蒸汽②置换范围：瓦斯入装置到各路火嘴最后一道阀前。5）置换标准：在三个以上地点采样分析含氧合格（≤0.5％）。(2)对内对外联系1)负责与调度系统的联系。2)当加热炉出现任何故障时，均要及时通知其他岗位和当班班长。3)当瓦斯系统出现异常时，要及时通知当班班长和车间值班，以便及早处理。4)对工艺岗位的操作变动要及时配合，精心操作，保证生产的平稳。(3)点火前的检查正常情况下开车点火前应作如下检查：1)检查燃料管线阀门是否开关自如。2)详细检查炉壁衬里有无裂缝、脱落，检查炉管吊架和炉管是否弯曲变形。3)检查防爆门、看火窗、烟道挡板、自然风门以及火嘴风门是否灵活好用。根据环境温度和风力情况，烟道挡板开启1/4－2/3，一般根据炉膛压力可开启1/2。各火嘴风门关闭。4)检查瓦斯管道的伴热管线是否畅通。5)检查火盆和火嘴内不能有油和杂物。6)检查各火嘴是否畅通，必要时拆卸清扫火嘴。7)检查灭火蒸汽接管是否有腐蚀和烧坏现象。消除灭火蒸汽接管和风压接管内杂物。8)检查各仪表是否齐全、可靠。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程9)检查耐火保温炉壁是否有损坏，清除炉膛内漏油和其它杂物。10)检查加热炉停炉阀门及联锁、控制阀门是否开闭灵活。11)各火嘴阀门均关闭。12)检查火嘴安装是否有偏斜，蒸汽管、瓦斯管等是否准确无误。对加热炉系统初次开工或检修后开工，除作以上检查外。还应作以下检查：13)炉管是否已经压力试验，检查有无泄漏。14)检查工艺管线、瓦斯和蒸汽管线（包括消防蒸汽）是否正确连接。15)衬里材料、防爆门和看火孔是否完整无损，密闭严实且灵活好用。16)检查火嘴是否按规定要求正确安装，是否有污垢或施工期间积聚的杂物。17)检查消防蒸汽、灭火蒸汽及燃料管线是否畅通，并经试漏合格。18)消防蒸汽、雾化蒸汽引至炉前，消防器材准备就绪。19)瓦斯管线试压合格，并逐个把火嘴贯通。20)用蒸汽逐个贯通火嘴，引气前应排尽冷凝水，防止水击。21)冬季各伴热管线贯通应试压检查。(4)引瓦斯至炉前：1)引蒸汽吹扫瓦斯系统，包括燃料气分液罐、装置放空线。低点排凝，直至无水或只有极少量水放出。排凝时要注意安全。2)采样分析炉前瓦斯的含氧量,不大于0.5％为合格，停止置换。3)燃料气管加热盘管排凝后投入使用。4)确认瓦斯线炉前手阀完全关闭，防止瓦斯串入炉膛发生事故。5)联系调度，引瓦斯入装置，联系仪表启动瓦斯压力控制。6)确认瓦斯供应正常后，引瓦斯至炉前。(5)确定加热炉对流段循环氢流程正常；（6）点火器材准备就绪，清除炉旁杂物。（7）炉膛测爆合格。否则应检查瓦斯系统连炉阀门是否关严，确认后向炉膛内吹入蒸汽，直至烟囱见汽至少5分钟后停汽，以避免回火伤人，损坏炉体。（8）烟气氧分析仪与炉膛压力测定仪表投用。10.5.6.2.3点火步骤（1）确认点火准备工作完毕后，打开通风门，调整烟囱挡板开度使炉膛负压在-50－-100Pa。（2）利用瓦斯管系统管线设置的压力调节阀调节瓦斯压力。（3）打开长明灯（明火）瓦斯线总阀，建立长明灯手阀前压力。（4）把点火器材（如点火棒）点着，插入点火孔，使其火焰达到火嘴的尖端。（5）慢慢打开长明灯的瓦斯阀，使其点着。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（6）按上述同样的程序点燃要求投用的长明灯。（7）长明灯点燃后，将需点主火嘴的风门打开约1/4－1/3。（8）手动打开主火嘴瓦斯线控制阀（约10％开度），建立火嘴手阀前压力0.1MPa。（9）确认长明灯火焰稳定和炉膛压力为负压后，慢慢打开主火嘴瓦斯手阀，将主火嘴点燃。刚点着的火嘴易熄灭，可适当将火焰调大一些，或适当调节风门及烟囱挡板。（10）主火嘴点燃后，应调节风门与烟道挡板开度，优化火焰。火嘴燃烧稳定后，将瓦斯控制阀投自动。（11）点火时注意事项1)在点长明灯时，如果加热炉已进入一些燃料，但是点不着火，应切断火嘴用灭火蒸汽吹扫直至烟囱见汽后方可重新点火。2)若主火嘴阀打开后，在10秒左右还未被点着，应立即关闭燃料阀，炉膛吹扫5分钟后才允许重新点火。3)点火时应侧身在上风向，不应面对火嘴，以防回火伤人。4)严禁不使用点火器材（如点火棒），而用邻近火嘴去对火。5)如用点火棒点火，点火后点火棒不能随意丢掉，必须用沙土熄灭，以备用。（12）开工后加热炉升温操作及注意事项1)按工艺要求逐个增点火嘴进行升温操作。2)升温操作时应按规定对称地增点火嘴。3)初次开工或检修后开工升温操作时应仔细检查设备炉出口温度，>200℃时，热紧设备法兰。4)升温操作时注意烟道气升温速率不应大于100℃/h。5)增点火嘴或提燃料量前，需先开大一次风门，增加炉中氧含量，以免发生二次燃烧。6)若发现烟气温度迅速上升，其原因是燃料量突然增大或氧含量过低造成二次燃烧所致，切不可立即打开烟囱挡板，否则可能引起爆炸，应先分布减少燃料量，再调节烟囱挡板或风门。7)烟气中氧含量一般在4％左右较好，控制范围为3％－5％。炉膛负压可以小些，但不能低于-200Pa,一般控制在-100Pa－-50Pa10.5.6.2.4加热炉正常操作（1）加热炉正常操作要求1）严格控制炉温在工艺操作指标范围内。2）加热炉操作正常时，燃料燃烧完全，炉膛明亮，火焰不扑炉管，从烟囱冒烟呈无色或淡兰色；正常操作应勤检查、细分析、调节稳；加热炉正常燃烧应保持多火嘴、齐火苗、短火焰，严防局部过热。3）根据热负荷需要增减燃烧火嘴个数及风门开度，做到勤调细调，同时应保证瓦斯调节阀后压力。瓦斯压力过低，炉子易回火或自动熄灭。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4）烟道挡板的作用是调节炉内压力，烟道挡板的开度，随加热炉负荷加大而开大。挡板开度小，炉内抽力小，空气量不足，燃烧不完全，这时炉膛发暗，火焰呈暗红色；挡板开度大，入炉空气量多，热量损失大，炉膛内呈无色。入炉空气是通过火嘴风门挡板和烟道挡板来调节。5）分析以下因素，正确掌握操作，主动调节。①燃料气组成的变化，会影响燃料气的燃烧，引起炉温的波动。②燃料气压力的变化，会引起炉温的变化。③炉管内工艺介质的性质、流量的变化，会引起炉温波动。④运转中，燃烧器位置的改变，会影响加热炉的正常燃烧。6）加热炉正常操作时的检查①通过看火门和看火孔来检查火嘴的燃烧情况，如：火焰形状、长度和大小，不允许火焰接触炉管。②经常检查、加强燃料气罐的脱液，防止燃料气带油，影响火嘴的正常燃烧。③经常检查炉膛负压状况。④检查炉出口温度波动情况。⑤检查炉内炉管的颜色，检查炉管是否过热。⑥经常检查炉子风、烟机的运行情况，发现问题及时处理。（2）加热炉的正常调节1）火焰调节的原则①正常操作时，炉膛各部温度控制在指标范围内。以多火咀、短火焰、齐火苗为原则。②燃烧正常时，要求炉膛明亮，火焰呈淡蓝色或橙黄色，清晰明亮，不歪不散为佳。③严禁火焰过长，直扑炉管或炉墙。2）火焰调节方法①火焰呈黄红色，飘散且大，炉膛发暗原因：瓦斯量过大，空气量大小。调节方法：应减少瓦斯量，开大一、二次风门，加大风量。②火焰过短、发白、跳动不稳原因：瓦斯量小，空气过大调节方法：加大瓦斯量，关小配风量，适当关小烟道挡板③火焰偏斜原因：瓦斯、风偏向一侧，火咀安装不正。调节方法：应减少偏向一侧的瓦斯，风的配量，调整火嘴角度。④火焰长、软而呈红色，炉膛不明，烟囱冒黑烟，炉膛温度上升。原因：瓦斯严重带油。调节方法：加强燃料气罐脱凝，调节瓦斯加热器的出口温度。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程⑤火焰冒火星、缩火原因：瓦斯带水严重。调节方法：加强燃料气罐脱水。3）炉膛负压控制①加热炉炉膛负压正常情况下为-2～-4mmHg；②操作上调整的方法是调节烟道挡板的开度，炉膛负压过大，关小烟道挡板，过小，则开大挡板；③加热炉火焰燃烧不好，排烟温度过低，过剩空气系数太小，可以调整烟道挡板，调整炉膛负压。4）加热炉出口温度的调节影响加热炉出口温度的主要因素有以下几方面：①加热炉进料量的变化、引起炉温波动原因：a、进料泵或循环压缩机流量不稳；b、控制仪表故障。调节方法：a、查明流量不稳原因，努力调整流量至稳定量；b、联系仪表排除故障。②炉膛温度变化原因：a、燃料气压力或组成变化；b、加热炉火咀燃烧不好；c、外界气温变化；d、仪表指示不准；e、炉管烧裂。调节方法：a、调节燃料气压力或改变瓦斯量，相应改变配风量；b、调整一、二次风门及瓦斯量，调整火咀火焰；c、外界气温变化，操作中应及时调整；d、联系仪表校验仪表，排除故障；e、炉管破裂，按紧急停炉处理。5）风机的操作①操作准备a、将风机周围的卫生清扫干净；b、检查风机地脚螺栓是否紧固；c、检查风机各部件，零件是否齐全；d、检查风道系统是否畅通无阻，风机入口调节阀是否灵活好用；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程e、检查电机转向是否正确；f、风机盘车，检查风机转动部分与固定部分有无碰撞和摩擦现象；g、检查风机的润滑情况，向润滑部分加足合格的润滑油（脂）。②风机正常启动操作：a、关闭风机的入口蝶阀，并打开火咀风门或风机出口快开风门，炉底快开风门联锁先不复位。b、鼓引风机联锁复位后，按启动电钮启动电机，注意电机电流，检查风机运行情况，有无异常声音，如发现杂音或严重振动，应立即停机检查。c、风机转速正常后，根据加热炉燃烧风量要求，缓慢打开入口蝶阀，关闭快开风门（炉底风道联锁复位），调整一、二次风门开度。d、鼓风机可用入口蝶阀和变频调节风量，引风机用入口烟道挡板调节负荷。③风机的正常维护a、经常检查风机的运行情况，有无异常噪音；b、检查风机电流不准超额定电流；c、检查轴承温度不得大于65℃；d、检查风机的润滑情况，定期补充或更换润滑油（脂）；e、经常检查风机各部螺栓及基础地脚螺栓有无松动现象；f、搞好设备及环境卫生，按时做好风机的运行记录。（3）加热炉停炉操作1）加热炉停炉操作①根据工艺要求，先降温，后降量操作，降温速度不能过快，一般控制炉出口温降≯35℃／h，根据火焰减少情况，适当关小烟道挡板和火嘴风门挡板。②降温过程中逐步关小火嘴或减少火嘴数，至炉膛温度低于200℃时，加热炉熄火。③关闭火嘴的调节阀和截止阀。④如暂时停炉，长明灯应继续点燃，关小烟道挡板和火嘴风门挡板；若长期停炉，长明灯也应关掉，停风、烟机，开大火嘴风门挡板和烟道挡板，加速加热炉炉膛降温。⑤风、烟机按正常动设备停机维护。⑥长期停炉，在火嘴和长明灯瓦斯管线上加盲板。2）事故停炉①在下列情况下需停炉维修a、工艺进料不正常，无法维持运转原因：进料管线（泵、管道）上有故障；炉管内结焦。b、炉管严重过热，调整无效349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程原因：进料量不足或各路不均；炉管内结焦；火焰触及炉管；火嘴燃烧过强。②在下列情况下紧急停炉a、加热炉内发生爆炸或着火；b、加热炉炉管破裂；c、工艺要求紧急停炉；d、炉进料泵突然停运或循环氢压缩机停机；e、事故处理状态。③加热炉事故紧急停炉程序a、切断所有的燃料气系统（长明灯瓦斯系统和燃料气瓦斯系统）；b、停供工艺介质；c、关所有的风机及电动机；d、用蒸汽吹扫加热炉；10.5.6.3故障原因及处理方法（1）瓦斯带油现象：（1）瓦斯压力不变，炉膛温度和炉出口温度波动；（2）由看火孔可看出有油漏；（3）烟囱冒黑烟或炉膛发暗；（4）氧化锆指示失灵。原因：（1）管网瓦斯带油；（2）瓦斯分液罐加热器出口温度太低。处理方法：（1）联系调度，加强管网脱凝缩油；（2）开大瓦斯加热器蒸汽阀门，提高加热温度；同时加强分液罐脱凝缩油；（3）适当关小火嘴阀门。（2）炉出口温度不稳原因：（1）入炉介质流量不稳；（2）瓦斯压力不稳；（3）瓦斯成分变化；（4）气温突然变化；（5）温控表参数不适合；（6）仪表故障。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程处理方法：（1）调稳进料流量；（2）调稳瓦斯压力；（3）改单参数手动调节，勤调、细调。（4）校验仪表、整定参数。（3）炉温烧不上去原因：（1）瓦斯含氢气太多，组分太轻；（2）瓦斯压力低；（3）瓦斯带油或漏入蒸汽；（4）火嘴或回火器堵；（5）瓦斯调节阀故障；（6）烟道挡板开度太大（热量损失大，过剩空气系数大）；（7）燃料燃烧不完全；（8）炉子超负荷（进料量大，或进料温度太低）；（9）进炉介质流量太小，炉出口管线气阻或堵塞，热量带不出来；（10）炉子已熄火，风机故障停运；（11）仪表指示失灵。处理方法：（1）改变瓦斯组份；（2）提高瓦斯压力；（3）瓦斯分液罐加强脱水；（4）清理火嘴及回火器；（5）检修调节阀；（6）烟道温度如比正常高时，关小挡板或关小风门；（7）调节风量，使其燃烧完全；（8）查找原因，降低负荷；（9）提高入炉介质流量，消灭气阻；（10）立即检修风机，或打开应急风门，重新吹扫，点火；（11）检修仪表。（4）点火不着原因：（1）炉子抽力太大；（2）燃料气中含不可燃气体量大；（3）风门开度大；（4）瓦斯阀打不开或阀芯脱落；（5）瓦斯带液；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（6）火嘴前燃料气压力太低。处理方法：（1）关小烟道挡板；（2）置换瓦斯系统中的不可燃气体，提高燃料气浓度；（3）关小风门或减小风机排量；（4）检修瓦斯阀门；（5）瓦斯排凝脱液；（6）提高燃料气火嘴前压力。（5）回火原因：（1）控制阀后瓦斯压力太低；（2）燃料气中氮气或氢气浓度太高；（3）烟道挡板开度太小，抽力不足。（4）燃料气量调节太快太猛。处理方法：（1）回火器堵塞，则拆下清理；如管网瓦斯压力太低则应联系调度，提高管网压力；（2）提高瓦斯浓度或改变燃料气组成；（3）适当开大烟道挡板；（4）适当降低燃料气量，调节速度要适当。(6)火焰太短原因：（1）风门开度太小；（2）火嘴点得太多。处理方法：（1）适当开大风门和风机排风量；（2）减少燃烧火嘴个数。(7)火焰太长原因：（1）风门开度太大；（2）火嘴点得大少。处理方法：（1）关小风门；（2）增点火嘴。（8）火盆外壁温度过高原因：（1）风门开度太小；（2）火嘴安装不合要求；（3）火盆隔热材料损坏或砌筑不好。处理方法：（1）开大风门和增大风机排风量；（2）重新校正火嘴；（3）检查火盆隔热材料或在检修时对损坏部分进行修补。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（9）炉管破裂现象：（1）炉膛内炉管表面出现火苗；（2）看火门冒烟；（3）炉膛温度及出口温度突然上升；（4）烟囱冒黑烟。原因：（1）炉管结焦，长期局部过热；（2）应力腐蚀开裂。’处理方法：（1）破裂不严重时按正常停工处理；（2）破裂严重时，通知班长和其他岗位按紧急停炉处理。炉子岗位作好如下处理：a．炉子熄灭，通入灭火蒸汽；b．开大烟道挡板，停风机、关风门。（10）炉膛温度不均原因：（1）火咀火焰偏，各火咀火焰长短不一；（2）各分支炉管流量大小不够均匀；（3）各火咀配风量不均匀；（4）热偶测量位置不合理或失灵。处理方法：（1）校正火咀角度，调整火焰长度；（2）调整各分支流量均匀；（3）调整各火咀配风量，尽量均匀；（4）联系仪表校正热偶测量位置。（11）炉管结焦现象：（1）炉子入口压力上升；（2）炉膛温度上升，而炉出口温度下降；（3）温控仪表指示滞后。原因：（1）火焰不齐造成局部过热；（2）操作不稳进料中断；（3）炉管温度过高；（4）分支流量不均炉管内介质流量太小，局部生焦。处理方法：（1）调节火焰至正常；(2）加强平稳操作，严禁进料中断，调整分支流量；（3）严重时按紧急停工处理；（4）烧焦处理。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.5.7汽包操作为了充分利用装置余热，降低装置能耗，在装置内设有中压蒸汽发生器（3.5Mpa饱和蒸汽发生器）和低压蒸汽发生器（0.6Mpa饱和蒸汽发生器）。3.5Mpa饱和蒸汽发生器系统由F101对流段、强制循环泵P501、减温器DT101和汽包V-501组成；0.6Mpa饱和蒸汽发生器由换热器E-202、E204和汽包V-502组成，采用自然循环结构。蒸汽发生器设有加药系统，组合式加药装置由往复式加药泵和溶药箱组成，根据汽包的需要进行加药；还设有蒸汽扩容器V-503。蒸汽发生器的排污分连续排污和定期排污二种，连续排污和定期排污排入蒸汽扩容器V503。为了监督给水、炉水和蒸汽品质，蒸汽发生器设置取样冷却器一套，分别对给水、炉水、饱和蒸汽进行取样。本装置的中压蒸汽发生器供水由锅炉给水系统供应的中压除氧水：6.0MPa，温度104℃。本装置的低压蒸汽发生器供水由锅炉给水系统供应的低压除氧水：1.8MPa，温度104℃。10.5.7.1开车前的检查投用前对汽包进行全面检查，检查所有的机构系统。特别要检查以下内容：1)管线和管线支架。2)通过冲洗玻璃管水位计观察玻璃管里液位情况。3)所有其它仪表工作正常。4)拧紧检查门和人孔螺栓。5)拆除所有临时管线及支撑。10.5.7.2汽包注水1)检查所有加药设备工作正常，而且有足够的化学药剂。2)将汽包放空阀全部打开，并关闭所有排凝阀，开始给水，通过汽包给水流量控制阀控制汽包液位，慢慢地往汽包注水，观察汽包水位计的水位，待汽包水位达到正常时，停止注水。汽包注水后现场操作员将放空阀关闭。10.5.7.3汽包投用V501的投用1)用F101炉膛温度来控制汽包升温速度，使汽包水升温速度控制在50℃/h之内。2)当汽包压力达到0.1MPa时，关上汽包放空阀。这时产生的蒸汽从出口放空阀放空。3)当汽包压力达到正常工作压力的50～75%时，检查并紧固汽包上相应的法兰。4)维持汽包液位在报警液位之间。由于产生蒸汽汽包液位下降，注意控制好汽包给水量，可通过汽包给水调节阀FV-50101来控制汽包的液位，如果开始时汽包液位太高，可通过打开间断排污阀降低汽包液位，达到合理的液位。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)启动连续排污系统，取样分析炉水、蒸汽，适时启动加药系统。2)当饱和蒸汽分析合格后，慢慢关小出口放空阀，当压力达到可以通过主汽阀并到3.5MPa蒸汽管网的压力时，这时再慢慢关闭放空阀。3)蒸汽流量稳定后对汽包进行全面检查。4)每隔半小时打开一次间断排污阀，排污三次，将停工期间沉积的淤泥或残渣排掉。V502的投用1)由分馏塔底渣油进入E-204的量来控制汽包升温速度，使汽包水升温速度控制在50℃/h之内。2)当汽包压力达到0.1MPa时，关上汽包放空阀。这时产生的蒸汽从出口放空阀放空。3)当汽包压力达到正常工作压力的50～75%时，检查并紧固汽包上相应的法兰。4)维持汽包液位在报警液位之间。由于产生蒸汽汽包液位下降，注意控制好汽包给水量，可通过汽包给水调节阀FV-50201来控制汽包的液位，如果开始时汽包液位太高，可通过打开间断排污阀降低汽包液位，达到合理的液位。5)启动连续排污系统，取样分析炉水、蒸汽，适时启动加药系统。6)当饱和蒸汽分析合格后，慢慢关小出口放空阀，当压力达到可以通过主汽阀并到0.5MPa蒸汽管网的压力时，这时再慢慢关闭放空阀。7)蒸汽流量稳定后对汽包进行全面检查。8)每隔半小时打开一次间断排污阀，排污三次，将停工期间沉积的淤泥或残渣排掉。10.5.7.4汽包的正常操作1)V501汽包水位控制影响因素：a)汽包给水流量与汽包蒸发量。当汽包负荷增大时，蒸发量增大，此时，如果给水量增加或增加量不足，就会造成液位下降。b)给水压力。给水压力波动会使给水量发生变化，从而破坏给水量和蒸发量的平衡，引起汽包水位变化。给水压力上升，流量增加，液位上升。c)F101的炉膛温度上升。调节方法：a)控制调节阀稳定，以克服蒸汽管网压力变化引起汽包虚假液位及汽包给水量波动引起液位的波动。b)给水均匀，控制水位刻度，水位微微波动。c)若给水阀全开汽包液位还下降，则应检查除氧水来水压力是否正常，联系调度及时调整。d)如自动调节阀失灵，则立即改手动，手动阀不动作，改走付线，给水量控制以现场水位计指示为准，并联系仪表处理。e)防止假液面和水位计堵塞，每个白班冲洗一次水位计。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)V501汽包压力控制影响因素a)汽包给水量变化会引起汽包压力变化。b)F101的炉膛温度上升会引起汽包压力变化。c)3.5MPa蒸汽管网压力变化会引起汽包压力的变化。调节方法a)汽包压力由3.5MPa蒸汽管网压力自然平衡，正常时应略高于管网压力。b)给水控制阀是否好用，如不好用则改手动或付线。c)经常检查汽包压力表，失灵及时更换，压力表要定期校验。2)V502汽包水位控制影响因素：a)汽包给水流量与汽包蒸发量。当汽包负荷增大时，蒸发量增大，此时，如果给水量增加或增加量不足，就会造成液位下降。b)给水压力。给水压力波动会使给水量发生变化，从而破坏给水量和蒸发量的平衡，引起汽包水位变化。给水压力上升，流量增加，液位上升。c)E202的分馏中段回流油温度和流量变化，E204的分馏塔底油温度和流量变化。调节方法：a)控制调节阀稳定，以克服蒸汽管网压力变化引起汽包虚假液位及汽包给水量波动引起液位的波动。b)给水均匀，控制水位刻度，水位微微波动。c)若给水阀全开汽包液位还下降，则应检查除氧水来水压力是否正常，联系调度及时调整。d)如自动调节阀失灵，则立即改手动，手动阀不动作，改走付线，给水量控制以现场水位计指示为准，并联系仪表处理。e)防止假液面和水位计堵塞，每个白班冲洗一次水位计。3)V502汽包压力控制影响因素a)汽包给水量变化会引起汽包压力变化。b)E202的分馏中段回流油温度和流量变化，E204的分馏塔底油温度和流量变化。c)0.5MPa蒸汽管网压力变化会引起汽包压力的变化。调节方法a)汽包压力由0.5MPa蒸汽管网压力自然平衡，正常时应略高于管网压力。b)给水控制阀是否好用，如不好用则改手动或付线。c)经常检查汽包压力表，失灵及时更换，压力表要定期校验。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程10.5.7.5排污操作用排污控制汽包中固溶物的浓度。通过汽包排污可排出高浓度固溶物的污水,排污可以是连续的也可以是定期的,连续排污的速度以汽包中总固溶物积累速度为基础。1)定期排污汽包的底部设有定期排污阀，专门用来定期排出锅炉底部聚集的固体杂质。定期排污的方法如下：a)排污前，与内操联系好，把水位控制在比正常水位高20～30mm，并在排污时密切注意汽包水位。b)先将第一道阀（上游）开半扣，暖管数秒后全开。再将第二道阀（下游）迅速全开，排放时间5秒钟。如需要可进行多次，但每次排放时间控制在5秒钟。c)排污完毕后，先关下游阀，再关上游阀，最后再将下游阀打开泄去残水后关闭。d)排污时出现排污管道有冲击声或出现水位不正常时，应立即停止排污，正常后再继续进行。e)根据水质量调整排污次数，至少每周排污一次。f)必须极其小心，注意安全。2)连续排污a)汽包正常投用后，启用连续排污，也称表面排污。排污线上有一组手阀控制排污量。b)手阀的开度取决于炉水的固溶物浓度。操作员应在开车时依据锅炉水的固溶物浓度，调节该阀，维护所需炉水的固溶物浓度。只要给水流量和汽包水浓度不变，该阀的给定值就不变。c)排污时应注意不得太快，避免影响水位的控制和使碱度下降的太低，排污太大浪费水和能源。10.5.7.6汽包水位计的冲洗1)冲洗操作程序：a)关闭汽相阀，开启放水阀，冲洗水管及玻璃管。b)关闭液相阀，开启汽相阀，冲洗汽导管及玻璃管。c)关闭放水阀，开启液相阀，水位出现即为正常。2)注意事项：a)操作人员必须戴好防护手套、面罩，操作应缓慢、谨慎，防止玻璃爆破伤人。b)水位计汽水阀堵塞均会引起水位指示偏高，若汽相阀堵塞则水位上升很快，若水阀堵塞，则水位缓慢上升。c)放水阀泄漏时，水位指示偏低。d)水位计不严时，会引起指示偏差（汽侧泄漏时偏高，水侧泄漏时偏低）。10.5.7.8汽包加药操作1)先加水到指定刻度，然后开启搅拌泵。2)按计算配成0.5％浓度的药量，边搅拌边加药。3)搅拌充分后启用计量泵向汽包加药，加药速度根据汽包水分析而定。注入速度不要太快，要均匀。4)加药时注意操作人员的自身劳动保护。10.5.7.9汽包的停运349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程V501的停运1)打开定期排污阀5秒，然后关闭。2)停汽包前分析汽包水的化学组成，保证PH值、溶氧和化学残留物处于正常水平。3)随着F101炉膛温度的降低，蒸汽产量将逐步减少，当汽包压力接近3.5Mpa蒸汽系统压力时，稍微打开放空阀，然后关闭去3.5Mpa系统的手阀，再慢慢打开放空阀，走蒸汽消声器放空。4)蒸汽产量下降时，汽包水位也开始下降,这是由于水、汽混合物变成水，产生体积变化,此时无需增加水量。5)打开汽包放空阀，降压至汽包压力为零，降压时速度不能过快。6)当蒸汽消声器没有蒸汽冒出时，关闭汽包上水阀。如果汽包预备停车少于30天，而且必须保持在备用状态，应采用湿态存放方法；如果存放期间环境温度随时会降至零度以下，则应采用干态存放方法。V502的停运7)打开定期排污阀5秒，然后关闭。8)停汽包前分析汽包水的化学组成，保证PH值、溶氧和化学残留物处于正常水平。9)逐渐的关闭分馏中段回流油进E-202手阀和分馏塔底油进E204的手阀，打开副线阀，蒸汽产量将逐步减少，当汽包压力低于0.3MPa时，缓慢打开放空阀，走蒸汽消声器放空。10)蒸汽产量下降时，汽包水位也开始下降,这是由于水、汽混合物变成水，产生体积变化,此时无需增加水量。11)打开汽包放空阀，降压至汽包压力为零。12)直至E202、E204的热流体流量为零，关闭汽包上水阀。如果汽包预备停车少于30天，而且必须保持在备用状态，应采用湿态存放方法；如果存放期间环境温度随时会降至零度以下，则应采用干态存放方法。10.5.8加热炉鼓引风机的操作（1）启动前的准备工作检查风机进出口风道安装是否良好。检查压力表是否安装良好，量程选择是否合适，安全红线是否已标好。按三级过滤制向轴承内加入规定的N46#抗磨液压油，油面至油标的2/3－1/2处，检查甩油环有否脱落，档水板螺钉是否紧固好。检查风机各部间隙尺寸，转动部分和固定部分有无碰撞和摩擦现象。盘车检查转子是否灵活、轻松，检查电机旋转方向是否与风机旋转方向一致，联轴器找正，上好对轮护罩。投用轴承箱冷却水，调节好水流量。关闭进口调节风门。调试炉子风道的快开风开动作，处于完好状态，投用炉子联锁。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程准备好油壶、工具、温度计、测振仪、听针等。联锁调试合格。（2）风机的试运转风机的试运转应在无载荷(关闭进气管道闸门或调节门)情况下进行。如运转良好，再转入满负荷(规定的全压和流量)运转。满负荷运转，对新安装风机不少于2小时，对大修后风机不少于半小时。（3）启动1）鼓、引风机停车复位后，按启动电钮启动风机。密切监视电流指示和风机运转声音是否正常，检查风机的振动情况和各运转点的温度上升情况：运转过程中，轴承温升不得超过30℃，轴承部位振动速度不得大于6.3mm/s。若发现电流超负荷或风机有杂音不正常，应立即停车查找原因。2）若启动正常，快开风门合上，观察炉子燃烧情况，再调整风门进风量，鼓风机可逐渐增加变频信号或入口蝶阀开度、引风机可逐渐增加入口烟道挡板开度，直至规定；（4）日常维护检查出口风压，电流值是否正常。如发现流量过大，不符合使用要求，采用变频信号，调节电机转速，达到使用要求。检查油箱温度和各轴承温度。轴承温升一般不超过30度，温度一般不超过65℃。检查冷却水路是否畅通，水量是否适宜。检查风机各部的振动和声音情况，各部零件和地脚螺栓是否松动。如发现风机有剧烈振动、撞击，轴承温度迅速升高等现象，必须紧急停车，查明原因。检查油箱内润滑油的甩油情况，油质和油量是否正常，坚持润滑油的三级过滤保养制度。检查调节门各部工作是否正常，定期采用钙钠基润滑脂润滑。定期清除风机内部特别是叶片处的积灰和污垢等杂质，并防止锈蚀。做好日常地设备卫生和规格化工作。（5）停运按停机电钮停机。关闭辅助设备管路中的阀门（轴承箱冷却水冬季可保持小量水流，以防冻坏设备）。刚停泵后，应注意电机温度的回升（特别是较大的电机或夏季），必要时可用压缩风胶带吹风冷却。（6）故障分析及消除方法1.故障现象2.故障原因3.处理方法349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、轴承箱剧烈振动1、风机轴与电机轴不对中2、机壳或进风口与风叶摩擦3、基础刚度不够或不牢固4、叶轮轴盘孔铆钉松动或叶轮变形5、轴承箱与基础联接松动6、风机进出口风道安装不良，产生振动7、叶片磨损或积垢8、转向不对1、重新找正2、重新调整3、检查基础4、叶轮检修5、检查联接螺栓6、检查风道并处理7、更换或清理叶片8、联系电工调整2、轴承温升过高1、轴承箱振动剧烈2、润滑油变质、油量偏少3、轴承箱的盖、座联接螺栓紧力过大或过小4、轴承安装不同心5、轴弯曲6、冷却水过少或中断1、(见1)2、检查补充润滑油或更换3、重新调整4、重新检修5、更换轴6、检查冷却水路处理或调整3、电机电流过大或温升过高1、开车时进气管道内调节门未关，带负荷启动2、电源故障3、联轴器找正不良4、受轴承箱振动影响1、严格按操作规程操作2、联系电工处理3、重新找正4、(见1)10.5.9其他普通泵的操作10.5.9.1普通离心泵（1）、开泵普通离心冷油泵：1、准备工作：(1)联系电工检查所需启动的泵的配套电机线圈绝缘电阻合格(380Ｖ≮0.5兆欧，6000V≮6兆欧)，并送上电；(2)检查泵及电机紧固件，螺栓及各运动部件联接螺栓等有无松动，电机静电接地是否良好；(3)检查润滑油液面在规定高度，油质良好；(4)检查确认机械密封冲洗管路通畅；；(5)手动盘车2～3圈，转子转动应灵活，无卡紧及轻重下匀等现象，无异常响声；(6)搞好泵体及周围卫生，上好对轮罩。2、启动程序：(1)打开泵体、泵痤、油箱和机械密封端面冷却水阀及压力表阀；(2)关闭泵出口阀；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(3)开泵入口阀，开排气阀排净泵及管线气体，并使泵内充满液体；(4)按启动按钮，使泵启动；(5)待泵正常后，慢慢打开泵出口阀调到正常；(6)进行全面检查，电流、电压、流量、轴承温度、振动情况及有无泄漏，发现问题及时处理。普通离心热油泵：1、准备工作：(1)联系电工检查所需启动的泵的配套电机线圈绝缘电阻合格(380Ｖ≮0.5兆欧，6000V≮6兆欧)，并送上电；(2)检查泵及电机紧固件，螺栓及各运动部件联接螺栓等有无松动，电机静电接地是否良好；(3)检查润滑油液面在规定高度，油质良好；(4)检查确认机械密封冲洗管路打开并通畅；；(5)手动盘车2～3圈，转子转动应灵活，无卡紧及轻重下匀等现象，无异常响声；(6)搞好泵体及周围卫生，上好对轮罩。2、预热程序：(1)稍开泵入口阀，关闭泵出口阀，打开泵低点排凝阀及高点放空阀，排净泵内存水及气体；(2)打开泵预热线阀门控制泵体温度缓慢上升，同时每隔10～15分钟盘车180°，预热前要给好各部位冷却水；(3)经充分预热后，当泵体温度接近操作温度后，方可启动或投入正常备用。预热时要注意：(1)预热升温速度为50℃/h左右，连续预热至泵体法兰处的温度与输送介质的温度相差不大于40℃为宜；(2)预热过程应每隔10～15分钟盘车180°；(3)预热要均匀，不能上热下冷或前热后冷或局部受热。3、启动程序：(1)打开泵体、泵痤、油箱和机械密封端面冷却水阀及压力表阀；(2)关闭泵出口阀，关闭泵预热线阀门；(3)按启动按钮，使泵启动；(4)待泵正常后，慢慢打开泵出口阀调到正常；(5)进行全面检查，电流、电压、流量、轴承温度、振动情况及有无泄漏，发现问题及时处理。（2）、正常维护1、按时检查记录，按操作指标检查泵出口压力、流量、电流等是否正常，不准超负荷运行；2、检查各部件是否正常。电机：滚动轴承温升≯55℃，滑动轴承温度≯65℃，电机机体温升≯65℃(E级绝缘)；泵轴承温度：滑动轴承＜65℃，滚动轴承≯70℃；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3、机泵各部件振动在允许范围内：1500转/分≯0.09mm，3000转/分≯0.06mm；4、机械密封泄漏应符合要求：轻质油≯10滴/分，重质油≯5滴/分；5、检查各润滑点油位应在规定的位置，油质良好，如有变质应及时更换合格的润滑油。6、严格执行润滑管理制度。一般离心泵每季度更换润滑油一次，添加或更换润滑油按“三级过滤”和“五定”制度执行。“三级过滤”即：大油桶→手提桶→油壶→润滑点。“五定”即：定点、定时、定质、定量、定人；7、发现异常现象及时处理；8、有冷却水的泵，冷却水应畅通，水量充足；9、备用泵每天盘车180°，连续运行一个月的泵要强制切换，要保持备用泵处于良好的备用状态；10、搞好泵及周围卫生，做到轴见光，设备见本色，地面无油污和杂物。及时堵漏，凡是当班出现的漏点当班应进行处理，不能处理的及时向车间反映。（3）、备用泵所处的状态1、润滑油位正常，油质良好；2、泵入口阀打开，出口阀关闭；3、压力表阀打开；4、给上电源；5、有冷却水的泵其总水阀关闭，支路阀打开；6、机械密封冲洗管路手阀关闭；7、每天零点班盘车一次。(4)、停泵1、正常停泵(1)关出口阀；(2)切断电源；(3)关冷却水阀；(4)热油泵盘车，待冷却后关闭冷却水阀。2、紧急停泵(1)遇到下列情况之一者可进行紧急停泵：B、电机接线盒或线圈冒烟；B、轴承烧坏或冒烟；C、泵体出现裂纹或法兰垫片撕裂，高压介质喷出时；D、多级高压泵进口介质中断抽空时；E、发生火灾事故需紧急停泵时；F、工艺要求紧急停工时。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(2)紧急停泵顺序：B、切断电源(如不能接近按扭时，迅速通知电工在变电所停电)；B、其余步骤按正常停泵处理。(5)、换泵操作(1)按正常程序启动备用泵；(2)慢慢打开备用泵出口阀同时逐渐关闭运转泵的出口阀，以求保持流量不变；(3)切断原运转泵的电源，所停的泵如需检修时，则做好检修前的准备工作。(6)、突然停电紧急措施1、瞬时断电——仅停电几秒种迅速关闭泵出口阀后按启动按钮，一台正常后接着开另一台。2、长时间停电关闭泵出口阀(首先关闭容易发生倒转的泵出口阀)，复电后按需要逐台泵起动。(7)、安全注意事项1、启动泵前安装好对轮罩；2、盘不动车和转动出现轻重不均匀不能启动；3、轴承箱无润滑油或油位过低不能启动；4、泵内没有充满液体不能启动。(8)、故障及处理序号故障故障原因消除方法1泵打不上量或排量不足1.泵内或进口管内有气体；2.介质温度高或介质饱和蒸汽压力高引起汽化；3.出入管线堵(过滤网，盲板或出口控制阀全关)4.灌注头不够；5.马达反转；6.叶轮损坏或堵塞。1.排气；2.降低介质温度或提高入口压力；3.清除杂物（拆除盲板检查仪表风压和阀位）4.增加灌注头；5.联系电工处理；6.联系钳工处理；2轴承发热1.润滑油不良、油脏或带水、油位过高或过低；2.轴承油箱冷却不良；3.电机轴与泵轴不同心；4.泵前后轴承不同心；5.轴承磨损、间隙大，泵轴串量大，轴承振动值超规范。1.更换合格的润滑油，保证油的正常；2.加大冷却水，清洗冷却水套；3.找正；4.找正；5.联系钳工检查处理。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3泵发生振动和杂音1.流量过小(出口阀关得过小)；2.转子不平衡；3.电机轴与泵轴不同心；4.泵体内有杂物；5.配合部分间隙过大；6.地脚螺栓松动；7.叶轮抖动或有杂物。1.加大流量（开大出口阀）；2.转子找平衡；3.找正；4.检查清理；5.调整各部分间隙；6.把紧地脚螺栓；7.更换叶轮或清除杂物。4泵消耗功率超过电机负荷1.排量超过额定值；2.转子与定子发生磨擦；3.泵轴与电机轴线不同心；4.叶轮内有杂物卡；5.口环发生磨损；6.盘根压得过紧；7.轴弯曲或轴承烧坏(或抱轴)。1.减少排量；2.联系钳工检查处理；3.找正；4.清理杂物；5.更换口环；6.松一下盘根压盖；7.联系钳工处理。5启动不了1.电源故障或电机启动故障；2.转子有异物卡住；3.电源一相短路、定子绕组短路。1.联系电工检查处理；2.联系电工、钳工检查处理；3.电气检查、电机维修。6电机过载跳闸和过热1.电源电压过高；2.泵超负荷；3.定子绕子间短路；4.轴承润滑不良；5.转子刮定子；6.电源一相短路1.检查电源；2.降低泵负荷；3.联系电工检查处理；4.联系电工、钳工检查处理；5.联系电工处理；6.联系电工检查处理。7电机轴承发热1.轴承润滑脂不够；2.轴承磨损过大。1.更换新润滑脂；2.更换轴承8盘根箱漏油1.压盖螺栓上得不均匀；2.固定环磨损严重；3.油内有脏物，密封上有痕迹；4.固定环与动环干磨擦。1.均匀上紧；2.更换固定环；3.检查研磨；4.进行冲洗和润滑。10.5.9.2隔膜计量泵(1)、开泵1、准备(1)泵各部份安装及坚固良好；(2)清洗入口端过滤器；(3)确认主油箱油位、油质符合要求；(4)确认泵的行程为零；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程(5)确认出口安全阀、压力表良好；(6)确认出口流程改通；(7)检查补偿腔内的油位达到要求。如要补充油，补油后要用手指压数次排气阀上的锁紧螺母，查看油中无气泡冒出为止，然后盖上补偿腔盖；2、启动(1)打开泵进出口阀及压力表手阀，打开出口放空阀或出入口连通阀门，并确认行程为零；(2)起动泵；(3)确认泵无负荷运行正常后，观察压力表和流量表，关闭出口放空阀或出入口连通阀门，慢慢调整行程至所需要的流量；(4)全面检查运转情况，检查其温度、压力、流量及振动有无异常变化。(2)、停泵1、将流量调至零，打开出口放空阀或出入口连通阀门；2、停下电机；3、待电机停稳后关闭泵出口阀。(3)、换泵1.按正常程序起动备用泵；2.将原运行泵的行程慢慢地调到零，同时将启动的泵的行程慢慢调到所需的行程；3.停下被切换的泵。(4)、维护1、按时巡回检查，确认泵的振动、温升、压力和流量正常；2、按时做好记录。(5)、事故处理序号故障原因消除方法1泵完全不排液1、吸入高度太高；2、吸入管道阻塞；3、吸入管道漏气；1、降低安装高度；2、清洗疏通吸入管道；3、压紧或更换法兰垫片；2排液量不够1、入管道阻塞；2、吸入或排出阀内有杂物卡住；3、充油腔内有气体；4、充油腔内油量不足或过多；5、补偿阀或安全阀漏油；1、清洗疏通吸入管道；2、清洗吸入或排出阀；3、人工补油使安全阀跳开排出气体；4、经补偿阀作人工补油或排油；5、对阀进行研磨；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程3排出压力不稳定1、入或排出阀内有杂物卡住；2、隔膜限止板或排出管道连接处漏液；3、安全阀或安全阀漏油；1、洗吸入或排出阀；2、适当压紧泄漏处；3、按阀组的调整方法进行调整4计量精度不够1、油腔内有残余气体；2、安全阀或补偿阀动作失灵；3、柱塞填料泄漏；4、隔膜片发生永久变形；吸入或排出阀的阀球或阀座磨损；1、人工补油使安全阀跳开排出气体；2、按阀组的调整方法进行调整；3、调整或更填料；4、更换膜片；5、更换新片；5运转中有冲击声1、传动零件松动或严重磨损；2、吸入高度过高；3、吸入管道漏气；4、充油腔内油量过多；1、拧紧或更换新件；2、降低安装高度；3、压紧吸入法兰；4、轻压补偿阀，作人工瞬时排油；10.5.9.3普通柱塞计量泵(1)、准备(1)　联系电工检查所需启动的泵的配套电机线圈绝缘电阻合格(380V≮0.5兆欧),并送上电源。(2)　检查泵及电机固件、螺栓及各运动部件联接螺栓等有无松动,电机接地是否良好。(3)　检查润滑油液面在规定高度,油质良好。(4)　确认出口安全阀、压力表良好；(5)　搞好泵体及周围卫生,上好对轮罩。(2)、启动1、调整泵的行程指示为零；打开出口放空阀或出入口连通阀门；2、启动电机；3、确认泵的行程为零，没有异常声音和振动、温升；4、确认泵无负荷运行正常后，观察压力表和流量表，关闭出口放空阀或出入口连通阀门，慢慢调整行程至所需要的流量；5、连续运行三十至四十分钟后，再次确认流量、压力、电流是否正常。(3)、正常维护1、按时巡回检查，确认泵的振动、温升、压力和流量正常；2、按时做好记录。(4)、正常切换1、按正常程序起动备用泵；2、将原运行泵的行程慢慢地调到零，同时将启动的泵的行程慢慢调到所需的行程；3、停下被切换的泵。(5)、停泵1、慢慢地将泵行程降到零；打开出口放空阀或出入口连通阀门；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2、切断电源；3、确认泵停运后关闭泵进、出口阀。(6)、一般故障的检查和处理参照第六节隔膜泵10.5.9.4润滑油螺杆泵(1)启动前的准备工作1)检查泵体及出入口管线、附属管线、阀门、法兰等有无泄漏。2)检查各压力表是否安装良好，量程选择是否合适，安全红线是否已标好。3)检查清洗入口过滤器。4)联系钳工联轴器找正。5)盘车检查转子是否灵活、轻松，泵体内是否有不正常声音和金属撞击声。6)打开泵入口管线上的所有阀门，打开各高点放空阀，轴封排气阀，待排净后关闭各放空阀。7)打开排出管线上的所有阀门。8)对整个润滑油系统流程进行确认。系统相关的设备应准备到位。注意：润滑油泵启动前还必须参照各主机操作规程完成主机启动前对润滑油系统的检查。(2)启动1)手动盘车，确认泵无卡涩等异常情况。2)点动油泵，确认旋转方向正确。3)按启动电钮启动机泵。密切监视电流指示和泵出口压力指示的变化；检查端面密封的泄漏情况，察听机泵的运转声音是否正常，检查机泵的振动情况和各运转点的温度上升情况，若发现电流超负荷或机泵有杂音不正常，应立即停泵查找原因。4)出口管路上高点(压力表引线处等)排空后关闭。(3)正常维护1)查泵出口压力，电流值是否正常；2)检查泵格兰、油箱温度和各轴承温度。轴承温度一般不超过65℃；3)检查泵各部的振动和声音情况，各部零件和地脚螺栓是否松动；4)检查油箱内润滑油的用油情况，油质和油量是否正常，坚持润滑油的三级过滤保养制度；5)轴封处泄漏量大量增加时，对软填料应压紧填料压盖，对机械密封应停泵检修。6)做好备用泵的备用工作，按规定对备用泵进行定期盘车，检查备用泵启动旋钮是否在“自动”位置等等。(4)停运1)泵的停运应在确认主机系统确实不需要供油后实施。2)按停机电钮停泵。3)关闭出入口阀，排净泵体和冷却腔中的介质，停电。4)如果泵长期不工作时，应进行油封，并定期检查油封情况，必要时重新油封。(5)切换349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1)润滑油泵切换应时刻注意主机的供油压力和运行工况，一般在原泵运行工况正常条件下不推荐油泵切换。2)切换时，应先提高润滑油总管的压力设定值，以防止切换时润滑油压下降过大而引起跳机。3)做好备用泵启动前的各项准备工作，按正常启动程序启动。4)待油压稳定后停原运行泵。并立即将泵启动旋钮切至“自动”位置。5)若该泵需要检修，待系统油压稳定后关出入口阀，停电。检修完成后送电，执行7.2步骤。期间注意运行泵的运行状况。(6)故障分析及消除方法操作中的故障原因和处理泵不自吸泵内气体排不出去泵的流量下降噪音大电机过热流量不稳卡泵阀颤动  √       按泵上箭头的旋转方向检查电机转向1√     √ 检查是否充液2√ √√    吸入管路或轴封不密封，检查3√ √√    检查吸入管路及过滤器4   √   √用直接控制阀代替平衡阀5√ √√    检查是否阀卡住6√√      在排出端开阀排气7 √      检查排出端止回阀效能8  √√    检查电机转速和电流消耗9  √  √  调整阀调整螺钉，如阀弹簧已坏更换10   √    检查油质情况，是否粘度增大11  √√ √  避免液体中含有气体12       √关闭出口，检查阀开启压力，重调至超过工作压力10%13      √ 检查过滤器14      √ 检查螺杆和平衡活塞，如损坏修复或更换15      √ 检查是否由于高温使液体失去润滑性16      √ 检查是否加油孔阻塞17  √√  √ 检查介质粘度是否与要求相符18   √    检查联轴器19349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1生产异常波动及应急处理11.1反应进料泵P-102抽空危害：泵抽空时气体会进入泵体，造成泵汲液能力下降，泵会发出噪声，泵体震动，扬程和流量均下降，叶片严重受损，损坏泵及密封，并造成反应进料低流量联锁。影响因素现象处理方法A、原料罐V-102液位过低（1）原料罐V-102液位LI10301A/B过低（2）反应进料流量低，甚至导致反应进料低流量联锁（1）提高原料油罐V-102液面控制,如果原料波动或者回零，降低反应进料量、反应温度。如长时间不能恢复，则请示调度按原料中断事故处理。（2）如果XCV-10301故障关闭，则手动打开，联系仪表处理B、V-102压力过低原料罐V-102液位过高；反应进料泵入口压力低提高V-102顶压力C、P101停运V102入口流量FIC10304过低迅速启动P101。E、检修后的机泵P102没有灌泵排空气P-102出口压力大幅波动启动备用泵，停运行泵；停运泵灌泵赶气后备用F、原料油温度过高，轻组分过多发生气蚀泵体振动大，声音异常，电流波动大。及时联系调度和上游相关装置处理，并降低反应进料量、反应温度G、泵体机械故障泵体振动大，声音异常，电流波动大切换至备用泵，联系钳工处理11.2高压系统压力超高危害：反应系统超压易造成系统设备超压，冷高分V-105安全阀起跳，反应系统波动。影响因素现象处理方法A.新氢机压力递推系统故障，新氢机补入的新氢量过大新氢机出口流量增大，循环机入口压力超高，系统压力上升调节新氢机的压力递推系统使补入的新氢量正常B.原料组分变轻、硫氮含量低反应耗氢下降，系统压力上升打开排放氢控制阀，降低系统压力C.反应进料量降低，但新氢补充量没减少系统压力上升调节新氢机的压力递推系统，降低新氢补入量D.原料大量带水反应进料波动，系统压力上升原料油罐加强切水，联系调度和上游装置，加强新鲜原料的脱水或切罐11.3反应器床层超温危害：会损坏催化剂，导致催化剂烧结，甚至威胁反应器。影响因素现象处理方法349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程A、原料性质变化在正常操作时，反应器床层任意点温度超过正常值且继续上升⑴加大超温床层入口冷氢。⑵提高循环机转速⑶降低反应器入口温度⑷联系仪表处理注冷氢伐B、反应入口温度C、注冷氢伐关闭11.1高压法兰泄漏着火危害：会造成装置停车，泄漏严重时，危害到装置及人身安全。影响因素现象处理方法A、开停工过程中升降温速度过快B、法兰或垫片质量存在问题C、开工过程中未热紧⑴系统温度上升或下降过快⑵泄漏轻微时有滴油或冒烟现象，泄漏量大时容易引火灾（1）按照工艺要求控制升降温速度（2）泄漏轻微时可通蒸汽保护，联系相关单位处理（3）泄漏严重或引发火灾时，装置紧急停工，报火警通知调度11.2加热炉冒黑烟危害：浪费燃料，易使反应进料加热炉F-101、分馏加热炉F-201对流段炉管和热管系统结焦粉，降低了这些部位设备传热系数，并且未充分燃烧的烟气易在对流段发生二次燃烧，损伤两炉的设备。同时未充分燃烧烟气排放大气后污染环境。影响因素现象处理方法A、加热炉燃烧空气不足，燃料气燃烧不完全⑴烟囱冒黑烟⑵炉膛氧含量降低降低燃料气流量，增加入炉风量B、燃料气带油⑴烟囱冒黑烟⑵排烟温度上升⑶炉膛负压变正压加强燃料气分液罐切液；若带液多时联系调度和有关单元调整操作C、加热炉超负荷运行烟囱冒黑烟⑴调整降低加热炉进料量或反应温度⑵关小E102E103旁路TV10801D、供风量过小烟囱冒黑烟调整烟道挡板和风门开度，保持炉膛负压和氧含量合格，炉子燃烧正常E、鼓风机、引风机故障⑴烟囱冒黑烟⑵炉膛氧含量降低适当开大主挡板，维持炉膛负压；联系检修修理引风机F、烟道档板或风机挡板误动作炉膛压力大幅波动迅速调整稳定烟道档板开度11.3循环机C-101喘振危害：压缩机震动强烈，机壳、轴承均有强烈振动，振动大时轴承液体润滑条件会遭到破坏，轴瓦会烧坏，甚至轴扭断，转子与定子会产生摩擦，碰撞，干气密封元件将严重破坏。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程影响因素现象处理方法A、循环机入口流量低压缩机振动强烈，并发出强烈的、周期性的气流声开大防喘振阀FV11203开度B、循环机入口压力低循环机入口流量和出口压力大幅度变化，产生气体倒流现象增加新氢补入量，关闭废氢排放，提高反应系统压力C、循环机转速过低压缩机出现一系列报警提高汽轮机转速D、防喘振伐FV11203突然关闭管网有周期性振荡，振幅大、频率低，并伴有周期性“吼叫”声⑴如果是误操作，则迅速打开防喘振伐FV11203⑵如果是仪表故障，则用手轮打开防喘振伐FV11203，联系仪表处理11.1加氢渣油与原料油换热器E-101内漏危害：影响产品质量，给换热器带来应力损伤。影响因素现象处理方法A、腐蚀导致管束穿孔加氢渣油硫氮含量高，质量不合格。按要求把紧换热器紧固螺丝，仍然质量不合格则改换热器副线，控制好F101的热负荷，负荷不够则降处理量B、换热器进料温度大幅度波动换热器管、壳程出口温度变化反应耗氢量波动，加氢渣油出装置量波动控制换热器进料温度和流量稳定C、换热器超压换热器管壳程流量变化稳定P101出口压力和P205出口压力11.2循环氢脱硫塔T-101胺液发泡危害：循环氢压缩机C-101入口分液罐V-108带液频繁，带液大时易使C-101产生液击，损伤压缩机，同时脱硫效果变差、胺液跑损严重。影响因素现象处理方法A、循环机转速过高循环机流量过大；循环机入口分液罐V-108液位上升较快对循环氢压缩机入口分液罐进行切液，防止液位高联锁停机，调整循环机转速，降低循环氢量B、贫胺液性质较差循环氢中硫化氢浓度上升，氢纯度下降；联系调度和溶剂再生装置改善贫胺液的质量，调整好贫胺液浓度，同时打开T-101旁路手操器,外操加强脱硫塔撇油C、贫胺液温度太低贫胺液和C-101入口循环氢温差过小联系调度调整贫胺液的温度，控制好贫胺液与循环氢温差。D、冷高分顶部温度高冷高分顶部气体增大调整A-101出口温度，控制好循环氢温度E、贫胺液注入量过小循环氢纯度降低提高贫胺液注入量F、循环氢脱硫塔液位过高C-101出入口差压表指示上升控制好T101的液位正常11.3高压空冷A-101堵塞349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程危害：造成系统差压升高，增加装置能耗，减少A-101散热面积。影响因素现象处理方法A、注水量偏小A-101差压上升适当提高注水量B、A-101四路注水流量不均A-101四组空冷出口温度不均调节四路注水阀门，使流量均匀C、原料油中氮含量高空冷管束温度差异较大联系调度更换原料11.1硫化氢汽提塔T-201冲塔危害：使整个塔内液体不能正常流下，液体大量返混，严重影响塔的正常操作。会造成产品不合格，酸性水带油，轻烃带液。由于液体不能正常流下，会使塔内液体滞流量猛增，致使设备主体产生破坏性损伤，因此冲塔是操作中应该坚决杜绝的。影响因素现象处理方法A、汽提塔T-201顶回流系统故障塔顶回流大幅波动或回零检查回流泵P-201运行状况，尽快启用备用泵或恢复运行泵正常运行B、回流量过大，轻油过多地压至塔底造成突沸塔顶回流量大减少回流注入量，尽量将轻烃送出装置C、塔顶压力突然下降T-201塔顶温度迅速上升，塔顶压力下降提高塔顶回流，避免塔顶温度过高而影响轻烃干点控制D、汽提蒸汽流量过大，温度过高汽提蒸汽流量过大，温度过高降低汽提蒸汽流量，稳定汽提蒸汽温度E、塔底液位过高塔顶温度、压力上升提高塔顶回流F、脱汽塔负荷过大反应进料量大，塔液位上升降低反应进料量G、塔进料带水全塔温度降低，压力上升确认冷低分界控是否好用并降低界位H、塔进料组分变轻塔顶温度、压力上升降低进料量11.2硫化氢汽提塔顶回流泵P-201抽空危害：泵抽空时气体会进入泵体，造成泵汲液能力下降，泵会发出噪声，泵体震动，扬程和流量均下降，叶片严重受损，损坏泵及密封。因此操作中严禁泵抽空。影响因素现象处理方法A、硫化氢汽提塔顶回流罐V-201液位过低塔顶温度过低，回流罐液位下降适当提高回流量B、回流罐V-201温度过高发生气蚀P-201出口压力大幅波动降低V-201温度C、P-201入口过滤网堵V-201液位上升切换至备用泵，联系清扫过滤网D、泵体机械故障泵体振动大，声音异常，电流波动切换至备用泵，联系钳工处理11.3分馏塔顶回流泵P-202抽空349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程危害：泵抽空时气体会进入泵体，造成泵汲液能力下降，泵会发出噪声，泵体震动，扬程和流量均下降，叶片严重受损，损坏泵及密封。因此操作中严禁泵抽空。影响因素现象处理方法A、分馏塔顶回流罐V-202液位过低P-202入口压力低降低石脑油出装置流量B、P-202入口过滤网堵V-202液位上升切换至备用泵，联系清扫过滤网C、回流罐V-202温度过高发生气蚀P-202出口压力大幅波动降低V-202温度E、泵体机械故障泵体振动大，声音异常，电流波动切换至备用泵，联系钳工处理11.1中段回流泵P-206抽空危害：泵抽空时气体会进入泵体，造成泵汲液能力下降，泵会发出噪声，泵体震动，扬程和流量均下降，叶片严重受损，损坏泵及密封。同时可能造成重沸炉低流量联锁，导致重沸炉熄火。影响因素现象处理方法A、分馏塔T-202中段液位槽液位过低P-206入口压力低减少柴油抽出量，或适当降低中段温度B、P-206入口过滤网堵分馏塔T-202中段液位槽液位上升切换至备用泵，联系清扫过滤网C、T-202塔中段温度过高泵出口压力大幅波动降低T-202中段温度D、泵体机械故障泵体振动大，声音异常，电流波动切换至备用泵，联系钳工处理E、塔进料带水全塔温度降低，压力上升提高汽脱气塔提蒸汽温度F、检修后的机泵没有灌泵排空气P-206出口压力大幅波动启动备用泵，停运行泵；停运泵灌泵赶气后备用11.2加氢渣油泵P-205抽空危害：泵抽空时气体会进入泵体，造成泵汲液能力下降，泵会发出噪声，泵体震动，扬程和流量均下降，叶片严重受损，损坏泵及密封。因此操作中严禁泵抽空。影响因素现象处理方法A、分馏塔T-202液位过低P-205入口压力低降低渣油出装置流量；降低分馏塔压力B、分馏塔进料带水分馏塔温度下降，操作波动联系调度和公用工程，提高脱气塔汽提蒸汽温度C、P-205入口过滤网堵分馏塔液位上升切换至备用泵，联系清扫过滤网D、塔底、泵入口气缸阀未开或故障关闭分馏塔液位上升；泵体振动大，声音异常，电流波动查明故障阀门手动打开，联系仪表处理E、检修后的机泵没有灌泵排空气P-205出口压力大幅波动启动备用泵，停运行泵；停运泵灌泵赶气后备用F、P205冲洗油量过大泵抽空，泵体振动大，声音异常适当减少冲洗油量11.3分馏塔T-202冲塔349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程危害：给分馏塔带来操作波动，影响产品质量，增加塔的操作费用。影响因素现象处理方法A、分馏塔T-202顶回流系统故障塔顶回流大幅波动或回零检查回流泵P-202运行状况，尽快启用备用泵或恢复运行泵正常运行B、回流量过大，轻油过多地压至塔底造成突沸塔顶回流量大减少回流注入量，尽量将轻烃送出装置C、塔顶压力突然下降T-202塔顶温度迅速上升，塔顶压力下降提高塔顶回流，避免塔顶温度过高而影响轻烃干点控制D、分馏加热炉温度过高分馏加热炉温度过高稳定重沸炉出口温度E、塔底液位过高塔顶温度、压力上升提高塔顶回流F、分馏塔负荷过大反应进料量大，塔液位上升降低反应进料量G、塔进料组分变轻塔顶温度、压力上升降低进料量H、塔进料带水全塔温度降低，压力上升提高脱汽塔汽提蒸汽温度11.1中段回流油蒸汽发生器E-202内漏危害：造成油水互串，影响柴油和蒸汽质量。影响因素现象处理方法A、腐蚀导致管束穿孔V202污水量增加，V502产汽减少换热器改副线，控制好塔顶温度，联系处理B、换热器进料温度大幅度波动T202中段温度波动控制换热器进料温度和流量稳定C、换热器超压P-206出口压力升高检查P-206出口压力，防止换热器超压D、换热器单面受热蒸汽和炉水中带油防止汽包干锅，造成换热器单面受热E、中段回流油温度、流量大幅波动中段回流油温度、流量大幅波动控制换热器进料温度和流量稳定11.2燃料气带液危害：会影响反应温度和F-201出口温度，导致产品质量不合格。如果两炉主火嘴及长明灯全部熄灭，将给操作带来较大波动。影响因素现象处理方法A、燃料气分液罐V-301液位过高V-301液位高，燃料气流量波动；烟囱冒黑烟，炉膛温度上升加强燃料气分液罐排凝B、燃料气管网大量带油或胺液烟囱冒黑烟，炉膛温度上升；F-101和F-201主火嘴和长明灯全部或部分熄灭，炉出口温度降低联系调度和有关单元处理；加强燃料气分液罐排凝，尽快点燃熄灭的火嘴11.3汽包干锅349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程危害：汽包干锅导致过热蒸汽温度超高，严重时造成汽包应力损坏，注意汽包干锅后严禁立即进水，防止水突沸汽包加重损伤，损坏蒸汽发生器和汽包，并且易使蒸汽发生器法兰泄漏发生着火及延生事故。影响因素现象处理方法A、外供给水系统故障汽包低水位报警或玻璃板液面计不见液面汽包叫水，判明汽包是轻微缺水和严重缺水；严重缺水时全关蒸汽发生器热源，改走副线，严禁向锅炉进水，防止汽包膨胀爆炸B、蒸汽发生器热源温度突然上升，而给水量不变蒸汽发生器热源出口温度升高如果热源流量突然大幅度增加，适当调整热源流量C、上水阀故障汽包产汽量、压力下降如果给水故障，应及时联系处理D、排污阀没关或严重漏液汽包低水位报警或玻璃板液面计不见液面汽包叫水，判明汽包是轻微缺水和严重缺水；严重缺水时全关蒸汽发生器热源，改走副线，严禁向锅炉进水，防止汽包膨胀爆炸E、仪表故障及时联系仪表处理11.1汽包满水危害：蒸汽品质下降，严重满水时，主蒸汽管道会出现水击。影响因素现象处理方法A、给水压力突然升高B、给水调节阀失灵或副线阀漏量大C、汽包压力突然降低D、负荷骤变，蒸汽发生器热源温度突然下降，而给水量不变E、仪表故障（1）炉水位高于正常水位，水位报警。（2）水位计内满水，颜色灰暗。（3）产汽温度明显下降（4）给水流量不正常地大于蒸汽流量（5）严重满水时，主蒸汽管道会出现水击声（1）汽包叫水，判明是满水还是缺水。（2）如属轻微满水应开启定期排污；严重满水时蒸汽切除系统，等水位恢复正常再并入系统。（3）如果给水压力突然升高，通知除氧水站降低除氧水泵出口压力。（4）如果给水调节阀失灵或副线阀漏量大，将给水控制阀改为手动，减少给水量。（5）如果外界负荷增大使蒸汽压力降低造成水位高是暂时现象，是虚假水位，操作人员应正确处理。（6）如果仪表故障，联系仪表处理。11.2汽包汽水共腾危害：蒸汽温度急剧下降，蒸汽大量带水，严重时管道发生水击。影响因素现象处理方法A、炉水质量不合格B、炉水位过高，负荷增加过快C、长期不排污（1）产汽温度急剧下降（2）汽包内水位无法控制，严重时蒸汽管道内有水击声（3）炉水位和产气量波动大（4）水位高报警，汽水混合在一起（1）关注蒸汽温度和炉水位。（2）加强汽包间排和连排排污，注意汽包液位过低。（3）降低负荷，加强蒸汽管道低点的蔬水。（4）加强水质分析，寻找原因，采取措施改善炉水质量。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1装置事故处理预案12.1事故处理原则渣油加氢装置是在高温、高压、临氢状态下运转的，生产条件较为苛刻，影响生产平稳操作的因素很多，所以操作人员在操作过程中必须认真严谨，时刻关注各参数变化。当出现异常情况的时候，要及时找出原因，采取有效措施把事故消灭在萌芽状态之中。一旦事故发生，必须按以下原则进行处理：1)首先保证人身安全，保护设备，保护催化剂，避免加热炉结焦，使装置处于安全受控状态。2)根据事故类型、事故延续的时间、事故危害程度和可能涉及的范围决定采取哪种措施：维持低负荷生产、全面完成紧急停工、转入正常停工或恢复生产。3)装置所有人员必须清楚认识到，加氢处理催化剂床层必须达到生热率和放热率的平衡，当放热率小于生热率时，将会导致温升增加，温升反过来又加速加氢裂化反应速度和生热率，且这些反应是联锁和无止境的，呈螺旋状上升，催化剂床层温度会在几分钟内升至800℃以上，使催化剂严重结焦损坏，甚至损毁反应器造成恶劣后果，所以任何时候都要密切留意反应温度的异常变化，想尽一切办法控制温度，坚决杜绝飞温事故。4)要严格控制各反应器的压差不要超过0.7MPa，特别是在启动0.7MPa/Min紧急泄压XCV11201的情况下，更要防止各床层压差的变化，以免压差过高损坏反应器内部构件和催化剂。5)事故发生时班长应在最短时间内查清事故原因，做出下列决定：●确定事故涉及的范围和可能延续的时间●通知调度、值班干部及有关领导●根据事故情况，确定如何处理6）在任何事故处理过程中，必须由班长统一指挥，加强岗位与岗位、装置与装置之间的联系。7）有些事故的发展是迅速的，不允许拖延时间，当班班长在下列事故状态下有权不请示可作出紧急处理决定，使装置处于安全受控状态。●反应温度任何一点温度超过正常温度28℃，并有继续上升趋势时●装置失火或爆炸起火，危及装置安全时●原料油大量带水●循环机突然停运，短时间内开不起来●串压原因不明或低分压力超过设计值原因不明●反应系统压力超过设计值原因不明●反应部分高压管线或设备局部突然破裂●邻近装置发生事故，危及到本装置安全8）任何情况下，一旦启动0.7MPa/Min紧急泄压，必须启动辅操台手动紧急停泵P104A349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程/B按钮（HSS11601A/B），停止T101的MDEA循环，注意T101的液位，防止空塔发生串压。12.1.1一般紧急停工步骤如果事故涉及范围不是太大，紧急停工时可使设备的压力和液位保持在正常的操作范围内，以便使装置容易重新开车，一般情况下可使装置保持在下列状态，否则将装置停至安全受控状态。●降低加热炉负荷，保持反应器温度在控制范围内(320℃)。●尽可能维持循环机运转，保持循环气在反应系统循环。●补充氢减半或者全停，以尽量减少反应热。●塔底产品改循环，任何时候停工都应尽量除去催化剂上的渣油。●反应系统尽量避免过快的泄压速度，以防造成反应器压差过大。12.1.2装置处于下列状态可认为是安全的：1)加热炉灭火；2)补充氢切断；3)反应器内渣油得到置换；4)反应产物空冷器运行；5)反应器温度受到控制；6)高压分离器液位已受到控制；7)反应器回路泄压系统可以随时使用；8)循环机运行；9)反应系统停注水；10)塔201吹汽停；11)分馏系统短循环或装置长循环。对生产装置而言，意外事故是不可能完全避免的，也不可能对所有能出现的事故都给出具体的处理方法。突发事故的正确处理主要靠操作人员丰富的现场经验和对装置深入细致的了解来做到的，但无论何种情况下，以上处理事故的原则和步骤必须遵守。12.2循环氢中断事故处理预案12.2.1事故的现象：1、如果是循环氢压缩机停机，循环机控制系统、“SIS”控制系统发出停机、停炉声光报警。2、循环氢压缩机C101入口流量表FI11203及出口混氢流量表FI10901显示低流量报警。如果是FV11203非正常打开则FI10901保持正常。3、反应进料流量上升，进料调节阀呈关小趋势。4、3.5MPa蒸汽流量突然下降（循环机停时）。5、如无联锁停炉时F101出口温度上升、炉膛温度上升；如炉联锁停炉则出口温度下降、炉膛温度下降。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、加氢反应器入口温度瞬时急剧上升，高压换热器管壳程进出各点温度发生明显波动。2、循环氢压缩机出口压力下降，高分及循环氢压缩机入口压力上升。3、热高分液位下降，热低分液位呈下降趋势，冷高分液位呈下降趋势。12.2.2事故的特点：12.2.2.1可能引发此类事故的原因有：●3.5MPa蒸汽中断或压力低。●循环氢压缩机故障联锁停机，引起连锁停机的条件有：a、手动机械式紧急停机；b、汽轮机转速高高SE11271C/D/E≥11782rpm(三取二)；c、压缩机驱动端振动高高VT11243A/B(二取二)d、压缩机非驱动端振动高高VT11244A/B(二取二)e、压缩机轴位移ZT11242A/B(二取二)f、汽轮机非驱动端振动高高VT11270A/B(二取二)g、汽轮机驱动端振动高高VT11271A/B(二取二)h、汽轮机轴位移ZT11270A/B(二取二)i、压缩机径向轴承温度TE11245A/B≥115℃(二取一)j、压缩机径向轴承温度TE11246A/B≥115℃(二取一)k、压缩机止推轴承温度TE11247A/B≥115℃(二取一)l、压缩机止推轴承温度TE11248A/B≥115℃(二取一)m、汽轮机止推轴承温度TE11272A/B≥115℃(二取一)n、汽轮机止推轴承温度TE11273A/B≥115℃(二取一)o、汽轮机径向轴承温度TE11270A/B≥115℃(二取一)p、汽轮机径向轴承温度TE11271A/B≥115℃(二取一)q、驱动端干气密封漏气量PDT11295≥43.6Nm3/hr、非驱动端干气密封漏气量PDT11295≥43.6Nm3/hs、润滑油总管压力低低PT11242A/B/C≤0.1MPa(三取二)t、汽轮机排气压力PT11271A/B/C≤0.9MPa(三取二)u、压缩机入口分液罐V108液位高高LT11106A/B/C（三取二）。●反飞动阀FV11203非正常开启。●装置高压部分管线或设备发生大量泄漏或着火爆炸，控制室或现场手动紧急停机按钮按下。●SIS系统故障或循环机控制系统故障。12.2.2.2可能引发的衍生事故有：●反应器催化剂床层飞温以及加热炉出口超温。（重点防范）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程●反应器头盖、高压换热器头盖、高压系统法兰可能出现泄漏并着火。●含硫化氢介质泄漏，引起中毒事故。●相关塔罐液位低或压空引发高压串低压事故（重点防范部位：V103串压至V104，V105串压至V109，T101串压至V114）。●相关塔罐液位超高引发气体夹带或液体串至气体管线造成“液击”。12.2.3事故处理原则：1、防止反应床层飞温或加热炉超温。2、避免泄漏或泄漏过大（在调整过程中切忌大幅度提降量）。3、防止串压，防止热高分液位过高，渣油串至A101。4、防止中毒。5、防止运转动设备的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.2.4事故处理步骤：12.2.4.1若循环氢压缩机未停，只是反飞动阀突然非正常开启造成循环氢中断，可按以下步骤处理：1）、如反应炉没有自动联锁，立即手动停反应炉F101（注意关闭相应火嘴手阀，首先关主火嘴燃料气总管阀门或燃料气流量调节阀阀前手阀，再逐一关主火嘴前手阀）。2）、新氢用最大量并使用排废氢阀保持系统内最大气体流动。控制高分系统压力在正常操作范围。3）、控稳原料缓冲罐液位，建立反应分馏系统全循环，停止或减少新鲜进料。4）、中控室将反飞动阀阀位调至全开的位置，查明原因，尽快使FV11203恢复正常。5）、视热高分液位的情况缓慢关小反飞动控制阀FV11203直至恢复正常。恢复正常气液循环后点炉恢复生产。6）、若循环氢中断，调节阀在短时间内无法恢复，在判断只是调节阀或相关系统（仪表风、输出通道、转换器等）的问题时则可考虑通过关闭上游阀或下游阀恢复生产并将调节阀切出处理。如果为循环机控制系统问题则视问题解决的难易情况决定恢复生产或停工。如长时间（15分钟以上）查不出原因则装置按照停工处理。7）、在处理期间要密切关注催化剂床层的温升情况，任意一点温升超过28℃或床层任意一点温度超过454℃则按如下处理：●停新氢压缩机并启动事故泄压阀XCV11201按钮泄压,注意各反应器床层压降不得超过0.7MPa,系统总压降不得大于2.5MPa。●认真观察各反应器温度，当压力降低后温度得到控制时，可以停止降压，否则继续降压至6.67Mpa，如果降压至6.67Mpa后温度仍然得不到控制，可以联系调度改入高压氮单程通过冷却催化剂床层至温度稳定。（注意高压氮的纯度必须大于99.99％）●停止注水,循环氢改走T101旁路。12.2.4.2若循环氢压缩机故障联锁停，则按照如下处理：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程循环氢压缩机停车是一重大事故。约2／3的反应热被循环气和急冷氢吸收。没有循环气和急冷氢控制反应温度，如果不采取正确的处理措施，会出现整个反应器床层温度失控。为了终止反应，保护设备，反应器必须迅速冷却和降压。循环氢压缩机C101故障停机后，人工启动0.7MPa/Min紧急泄压阀XCV11201泄压；反应进料加热炉F101联锁停炉，要立即通知外操关闭炉前手阀(可先关两路主火嘴调节阀上游手阀后再逐一关各主火嘴前手阀)；新氢机零负荷。继续采取以下措施：1）、手动关闭急冷氢阀和循环氢压缩机防喘振阀，使经过加热炉和所有反应器的循环气量达到最大（防止渣油倒串入氢气管线甚至倒串入压缩机内），并可通过打开排废氢至火炬，加快气体流动。2)、新氢量降到停机前的一半，降低氢量是为了防止裂解反应过极超温，维持一半新氢量是为了保证流体在加热炉和反应器中能均匀分布。3)、停止新鲜进料，常渣产品停止外送而改反应、分馏循环，将反应进料量降为185吨/小时，利用循环油带走反应器内的热量。4）、认真观察反应器温度，如果反应温度不再上升则停止泄压，继续保持反应、分馏长循环降低系统温度，置换系统内渣油；假如温度没有得到控制或任一反应器床层温升超过28℃或温度超过454℃，则切断补充氢，继续通过紧急泄压阀泄压。为了避免催化剂和设备损坏(对反应器内部构件)，任一反应器的压降不得超过0.7MPa。5）、争取在30分钟内，把压力降到约6.67MPa，如果降压速度不够，可进一步减少补充氢流量，以提高降压速度。6）、适当开大TV10801（E102和E103副线阀），增大进料/反应流出物换热器旁路流量，尽快降低反应器入口温度。（在反应温度可控制的前提下还要保证热高分入口温度不超高）7）、为了防止在泄压过程中热高分液位超高，可打开热高分的并联液控阀，加快排油速度。双阀操作时需密切注意热高分液位变化，防止串压事故发生。8）、停止注水。在停车后的5分钟内，做一次重新启动压缩机的尝试，假如启动起来了，恢复补充氢和进料至正常流量。假如压缩机不能启动，继续冷却并降压。9）、当压力达到6.67MPa，继续或重新开始补入新氢以保持系统6.67MPa的压力。这样可以提供足够的压力排出系统中的油和防止加热炉、换热器和管道中存有液体。10）、当催化剂平均温度(CAT)降到302℃，用VGO置换产品循环并继续冷却反应器。11）、当催化剂平均温度(CAT)降到274℃时，用重柴油冲洗系统并继续冷却到260℃。12）、当催化剂平均温度(CAT)降到260℃时，停止重柴油进料。13）、当液体停止排入高压分离器时，停补充氢。14）、关闭所有高压容器上的液位控制阀，然后关闭它们的隔离阀以防气体串到下游低压设备。15）、平稳分馏系统操作；当反应不再有油进入分馏系统时，可以改分馏系统短循环349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程，柴油和石脑油改不合格线出装置，停T201、T202的汽提蒸汽。16）、当装置所产1.0和0.5MPa蒸汽压力和温度不足时,则余热锅炉和蒸汽发生器改放空17）、当压缩机可以恢复正常操作时，用补充氢开始对系统升压至15.1MPa，升压过程要密切观察反应器内温度变化，如果反应温度上升较快则停止升压，待反应温度稳定后再继续升压。假如循环压缩机在故障后5分钟内不能开动起来，原来用气体充满的大部分系统现在由液体充满。当系统压力上升时，这些液体会从设备中置换出去，所以要密切监视高压分离器液位保证它不过满，当系统恢复到正常操作压力时，一面密切监视高压分离器液位，一面可以逐渐重新引入循环气，按事故停车后的开工步骤恢复正常操作。12.3新氢中断事故处理预案12.3.1事故的现象1）、如果是新氢压缩机停机，“DCS”和“SIS”控制系统发出停机声光报警。2）、新氢压缩机出口流量表显示低流量报警。3）、新氢压缩机出口压力下降，反应系统压力下降。4）、如果是氢气管网供氢中断，则新氢机入口流量大幅下降或回零，入口压力下降。12.3.2事故的特点12.3.2.1可能引发此类事故的原因1）氢气管网供氢中断。2）新氢压缩机故障联锁停机（新氢机A与B机连锁条件有区别，请参照第7章）。3）仪表故障。12.3.2.2可能引发的衍生事故1）系统串压至新氢机，损坏设备。2）高压部分出现泄漏。3）系统氢分压降低，催化剂结焦。12.3.3事故处理原则1）防止串压。2）防止压力下降过快，导致高压换热器泄漏。12.3.4事故处理步骤装置内新氢压缩机组为一开一备。正常生产时，若其中一台压缩机发生故障，应立即启动备用机，尽快恢复正常生产；备用机启动过程中反应部分可适当降低反应温度或将塔底产品改循环降低新鲜原料加工量维持生产，待备用机运行正常后，再恢复正常生产。若两台机组同时发生故障或氢气管网供氢全部中断，则反应部分必须停工。在这种情况下，首先要尽快降低催化剂温度以防止催化剂结焦（在循环氢纯度、氢分压降低时催化剂的结焦速度会增加）。在补充氢停止时，由于反应消耗了循环气中的氢，高压回路的压力会降低，随着氢的消耗，反应系统的压力和氢分压也将下降。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程停工步骤如下：1、塔底产品改大循环，停新鲜进料，将反应器进料量降至50％（112t/h），这样可以降低氢的消耗量，又给装置留有足够的进料来冷却反应器。2、调节加热炉的燃料气量，尽快降低炉出口温度；直到催化剂平均温度(CAT)达到300℃左右。3、加大循环气并使用急冷气降低所有床层平均温度(BAT)至300℃左右。4、需要时，调节进料/流出物换热器的旁路量尽快降低反应温度。5、在反应器入口温度约302℃时，逐渐用单程通过的VGO代替产品循环。6、循环氢改T101旁路，维持MDEA循环。7、循环气继续循环并降低反应器温度到约274℃。催化剂平均温度(CAT)降到274℃，使用重柴油冲洗系统；停注水。如果系统压力降到6.67MPa左右或冲洗八小时以后，停止柴油冲洗。8、平稳分馏系统操作；当反应不再有油进入分馏系统时，可以改分馏系统短循环，柴油和石脑油改不合格线出装置，停T201、T202的汽提蒸汽。9、补充氢恢复后，按事故后开工步骤转入正常操作。10、假如在8小时内不能得到补充氢，冷却反应器到约205℃继续循环气循环保护装置。在这种情况下，假如压力继续下降必须补充氮气。12.4进料中断事故处理预案进料中断不像循环氢压缩机中断那样危险。但是，单纯靠气体把渣油从反应器中吹扫出的效果是不明显的，如果耗氢反应没有明显放慢或停止，仍会发生激烈放热反应使反应温度超高。另外，进料中断将会引起反应器入口温度突然增加。反应进料中断大致可分两种情况：1、外供原料中断；2、反应进料泵故障。12.4.1外供原料中断由于常减压装置、进料升压泵的故障、进料过滤器程序控制阀门故障或进料中的大量固体颗粒导致过滤器的连续反冲洗等原因，致使滤后进料缓冲罐的新鲜进料可能会减少或完全中断。在以上任何一种情况下，只要反应器进料泵还运转，就不算是严重事故。但是如不立即采取措施仍能引起反应器超温。12.4.1.1事故的现象（1）焦化蜡油、减三线蜡油、减渣其中的一个或两个流量指示急剧下降或为零，压力指示下降。（2）V101或V102液面急速下降。（3）P101A/B停泵报警。（P101A/B故障）（4）过滤器系统报警。（过滤器系统故障）12.4.1.2事故特点12.4.1.2.1可能引发此类事故的原因有（1）界区外新鲜进料中断。（2）原料油过滤器SR101故障或误操作造成反应进料中断。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）P101A/B都发生故障无法启动。12.4.1.2.2可能引发的衍生事故有（1）造成反应系统进料中断（2）运转的动设备因抽空、憋压而损坏。（3）换热器泄漏12.4.1.3事故处理原则（1）防止憋压，容器抽空、满罐。（2）防止泵抽空。（3）在高温下停泵注意反应器超温。12.4.1.4事故处理步骤12.4.1.4.1如果是界区外新鲜进料中断，则联系调度，及时恢复原料，按如下处理：（1）如果原料罐V101液位低至30%还不能及时恢复，则改反应分馏大循环，并控好原料缓冲罐的液位。（2）降低反应温度，控稳系统压力，等待原料恢复。如果原料长时间不能恢复，则装置按正常停工处理。（3）如果单用蜡油补充液位，则需尽快将床层温度降至320℃以下。12.4.1.4.2如果是原料油过滤器SR101故障或误操作造成反应进料中断，则要在尽短时间内手动强制打开原料油过滤器SR101旁路阀，防止：（1）因后路不通憋漏换热器E101A/B/C/D。（2）P101后路憋压而损坏。（3）因换热大幅变化而造成法兰泄漏。12.4.1.4.3如果P101A/B都无法启动，则装置降温降量。P102A/B维持最低负荷，如V102液位降至25%以下，P101A/B故障仍无法排除，则停P102A/B，装置按反应系统进料中断处理。12.4.2反应进料泵故障反应器没有进料，催化剂的热量无法迅速带走，反应超温将存在较大的可能性。同时，油量分布不均会引起温度偏移，当反应器进料中断时，采取措施使反应温度处于受控状态。12.4.2.1事故的现象（1）如果是高压进料泵P102A/B停，“DCS”和“SIS”控制系统发出停机声光报警,反应加热炉联锁停炉报警，辅助润滑油泵启动。（2）进料泵P102A/B出口流量表显示低流量报警。（3）进料泵P102A/B出口压力下降。（4）高分入口温度上升，液位下降。V102液位上升。（5）高压换热器管壳程出口温度升高。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）加热炉入口温度上升。（2）反应进料联锁切断阀XCV10301关。（联锁停泵时）12.4.2.2事故的特点12.4.2.2.1可能引发此类事故的原因有（1）停电或反应进料泵故障停泵；（2）SIS系统故障；（3）反应进料泵油站故障；（4）P102A/B最小流量线阀故障全开。12.4.2.2.2可能引发的衍生事故有（1）反应器催化剂床层飞温以及加热炉出口超温。（重点防范）（2）串压。（3）高压换热器因管、壳程受热不均而损伤或泄漏。12.4.2.3事故处理原则（1）防止串压。（2）防止高压设备损坏（3）防止反应床层超温。12.4.2.4事故处理步骤如果是前面三个原因造成进料中断，按照如下步骤进行处理，处理时如无其它重大衍生事故，原则上要求尽快开泵恢复进料。如果是第四种原因造成，处理时则可考虑迅速关闭最小流量线手阀，恢复进料，切出调节阀处理。当进料中断时采取下列步骤：1、反应加热炉联锁停炉（保持常明灯），要立即通知外操关闭炉前手阀(可先关主火嘴调节阀上游手阀后再逐一关各主火嘴前手阀)；液力透平HT101入口切断阀自动关闭，HT101停运，将热高分液位切至液位调节阀LV10801A控制；并用急冷氢迅速降低各反应器入口温度。若反应床层温度有上升势头时，可以打开紧急泄压阀向火炬泄压至6.67MPa，增加散热速度。当余热锅炉V501产汽压力不足时改放空。2、由于耗氢减少，应注意调节系统压力，若压力难以控制其上升势头时，则调节新氢机的负荷或停新氢机。3、保持循环氢最大流率，将反应器冷却至260℃恒定。4、用吹扫氢吹扫P102A/B出口管线。开阀时一定要缓慢进行，先小开度，使少量氢进入，温度平稳后再逐渐开大吹扫氢。一般情况管线内介质温度低于170℃再进行吹扫，防止低温氢进入高温管线，使进料管线温度急剧下降，造成法兰面、孔板、管线等部位撕裂、泄漏。5、停止反应产物空冷的注水。紧急故障发生时，停止注水349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程不是首先要做的，但是，如果故障持续超过30分钟时，应停止注水。6、系统压力降至6.67MPa时恒压，继续维持循环机的正常运转。7、故障处理完毕后，则重新恢复进料，平稳缓慢提温提量，恢复到事故前的生产状态。8、若进料在一天内无法恢复，则按正常停工步骤处理。9、没有生成油进入分馏系统后，T201塔底油改分馏系统闭路循环。10、将F201出口温度降至260℃，联系调度将柴油、石脑油改不合格线。11、尽量维持T201的顶回流，控好顶温，当回流罐无法保证正常液面时，停下回流泵等待开工。12、若柴油侧线抽空即停柴油泵。12.5停电事故处理预案（UPS电源可正常供电）12.5.1事故的现象装置停电时，所有电动设备均自动停运，有如下现象：1、照明灯有闪烁现象。2、现场机泵的噪声突然减小，泵出口压力降低或回零。机泵电流指示回零。3、SIS有停泵声音报警，DCS上机泵出口流量大幅减少或回零，一些液位波动。4、机泵运行指示灯熄灭。5、DCS机泵运行指示报警。6、空冷出口温度上升。7、局部压力可能异常上升（串压）。12.5.2事故的特点12.5.2.1可能引发此类事故的原因有1.1外系统电网故障；1.2变电所线路故障；1.3雷击引起；1.4天气潮湿造成线路短路。12.5.2.2可能引发的衍生事故2.1高压串低压；2.2反应器催化剂床层飞温。12.5.3事故处理原则总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂（1）终止反应；（2）严防串压；（3）避免泄漏扩大或避免泄漏；（4）防止人员中毒；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（5）防止运转设备自启动后的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.5.4事故处理的步骤12.5.4.1瞬时停电单个设备停运按照单台设备停运事故处理预案来处理（见本章）12.5.4.2长时间全装置停电装置长时间大规模停电，处理步骤如下：1、进料加热炉紧急熄火，关闭各炉燃料气总阀及炉前各手阀。2、确认进料泵、注水泵和贫胺液泵出口事故切断阀是否已经自动关闭。3、停电后循环氢压缩机因润滑油中断联锁停机，人工启动0.7MPa/Min泄压。4、关闭原料界区阀，停T201、T202塔底汽提蒸汽。5、用冲洗氢或高压氮吹扫P102出口管线上的存油，防止冷凝堵塞。（开阀时一定要缓慢进行，先小开度，使少量氢进入，温度平稳后再逐渐开大吹扫氢。一般情况管线内介质温度低于170℃再进行吹扫，防止低温氢进入高温管线，使进料管线温度急剧下降，造成法兰面、孔板、管线等部位撕裂、泄漏。）6、关各离心泵出口手阀，按泵“停止”按钮。7、维持T201/202的正常压力，若压力无法保证则用氮气补充。8、将余热锅炉、蒸汽发生器蒸汽改放空，防止蒸汽带水。9、联系罐区关产品罐入口阀，改通污油和不合格产品线。10、注：UPS供电时间为30分钟，以上工作尽可能在此30分钟内完成。11、注意循环氢脱硫塔液面和压力，防止串压至V114。12、各塔压力不足时可用氮气补充。13、假如电源不能恢复，按正常停工步骤继续处理，供电恢复正常时，按事故后开工步骤重新开工。12.6停仪表风事故处理预案12.6.1事故的现象1、界区仪表风流量表回零；2、仪表风压力低报警；3、FC阀全关，FO阀全开；（具体阀门类型见装置调节阀一览表）●反应进料加热炉F101主火嘴和长明灯事故切断阀关闭。●分馏塔加热炉F201主火嘴和长明灯事故切断阀关闭。●反应器进料控制阀事故时关闭。●所有的产品流量停止。●维持循环机运转，电动阀停留在原位置，C101的防喘振调节阀处于全开位置；冷氢控制阀处在全开位置。●进料／反应产物换热器旁通阀事故时处在全关位置。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程●所有的分离器液位控制阀和罐底紧急切断阀关闭。●循环氢脱硫塔液位控制阀和塔底紧急切断阀关闭，贫胺液流量控制阀和事故切断阀处于关闭。●去分馏塔和汽提塔的汽提蒸汽阀事故时关闭。大多数仪表故障都是短期的，因为有备用支持系统，像备用电源或备用电池会激活。如果仪表事故已经引起装置的控制阀处在事故安全位置时，仪表控制恢复时不要求把它们即刻恢复到设定点。4、部分塔、罐的液位波动；5、流量波动；6、P102A/B停运、C102A/B卸至“0”负荷。12.6.2事故的特点：12.6.2.1可能引发此类事故的原因有：1）空压装置故障；2）仪表风压力控制系统故障；3）仪表风管线破裂；12.6.2.2可能引发的衍生事故：1）V103满罐，渣油堵塞空冷管束；2）V105满罐，循环氢带油；3）T101液位过高，循环氢带液入V108甚至进入循环机，造成循环机损坏；12.6.3事故处理原则总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂1）终止反应；2）严防串压；3）避免泄漏扩大或避免泄漏；4）防止人员中毒；5）防止运转设备的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.6.4事故处理的步骤仪表风发生故障时，尽快查明原因，联系调度尽快恢复，尽可能用氮气延长事故处理时间。仪表风发生故障后，所有调节阀都处于安全位置，仪表风储罐还可以维持供应15分钟，在15分钟内必须使装置处于安全状态。事故发生后，操作人员应抓紧时间沉着处理：1、立即到现场手动打开热高分、冷高分罐底切断阀，通过手轮控稳热高分液位、冷高分的液位和界位，严防液位超高或串压。2、停原料增压泵P101，联系调度、常压、焦化及罐区停止进料，并停收产品油，切换到不合格罐。3、关闭加热炉瓦斯手阀（包括主火嘴和长明灯），把燃料气流控制阀打到手动位置并置于关闭状态。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4、如反应器内任一点温度超高454℃或任一床层温升超高28℃，启动0.7MPa/Min紧急泄压阀，将反应系统压力降至6.67MPa，如循环机停运应立即关闭冷氢阀，防喘振阀。并联系调度保证充足的高压氮，（注：必须保证高压氮的纯度大于99.99%）当系统压力低于6.67MPa时，用高压氮补充压力，并继续用氮气冷却催化剂床层，使其温度下降到260℃(注意：将高压氮气引入反应系统进行冷却催化剂床层时应非常慎重，可能会由于纯度不够而引起床层温度升高)。5、如P103A/B没有联锁停泵则手动停P103A/B。6、如P104A/B没有联锁停泵则手动停P104A/B。7、凡是泵出口控制阀为风开的，均要停泵，防止憋压损坏泵。（停P203、P204、202P205、202P204）8、将各调节阀切换到手动位置，以免仪表风突然恢复时发生不受控状态。9、至现场开热低分液控副线阀控制V104的液位；开冷低分液控副线阀、流控副线阀与界控副线阀控制V109液位界位。10、至现场开PV11301副线阀控制控制冷低分压力；开PV20102副线阀控制V201压力；开PV11701A/B副线阀控制新氢分液罐V110A/B的压力；开PV20401A/B副线阀控制分馏塔塔顶回流罐V202压力。同时将分馏塔T202塔顶气改火炬。11、通过关小FV20104上游手阀调节汽提塔T201塔顶回流量；关小FV20302TV20305A/B上游手阀调节分馏塔T202塔顶回流和中段回流量。12、用冲洗氢或高压氮吹扫P102的出口管线。（开阀时一定要缓慢进行，先小开度，使少量氢进入，温度平稳后再逐渐开大吹扫氢。一般情况管线内介质温度低于170℃再进行吹扫，防止低温氢进入高温管线，使进料管线温度急剧下降，造成法兰面、孔板、管线等部位撕裂、泄漏。）13、当T202液位及其它各容器液位界位上涨时，开相应泵，通过开启各调节阀副线阀向外排液。14、注意各塔、容器的液面和压力，尽可能用手阀控稳。防止压空、憋压和满罐现象的发生。15、余热锅炉、蒸汽发生器改放空，以免蒸汽带水。16、如果停风时间长，则按停工处理。12.7停循环水事故处理预案12.7.1事故的现象1、各水冷器的出口温度上升；2、循环水进装置流量降低或回零；3、循环水进装置压力低；4、DCS出现循环水压力低报警；5、DCS出现部分水冷器出口温度高报警。12.7.2事故的特点：12.7.2.1可能引发此类事故的原因有：349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1.1循环水泵故障；1.2循环水管破裂；1.3循环水操作工操作失误关错阀门。12.7.2.2可能引发的衍生事故：2.1循环机停机；2.2新氢机停机；2.3进料泵损坏或停机；2.4动设备损坏；2.5反应器催化剂床层飞温。12.7.3事故处理原则总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂（1）终止反应；（2）严防串压；（3）避免泄漏扩大或避免泄漏；（4）防止人员中毒；（5）防止运转设备的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.7.4事故处理的步骤循环水中断会引起：1、循环机C101冷却水中断，导至润滑油温度高而停机；2、各油站润滑油冷却水中断，可能很快引起进料泵P102A/B、P103A/B/C、P104A/B停运；3、由于电机及级间冷却器的冷却水中断，新氢机201K101被迫要停车，补充氢中断；4、各机泵的冷却水中断，必须监护使用甚至停泵；5、各循环水冷却器热介质温度超高。处理原则是：如果发生了循环水中断，要用消防水或新鲜水喷淋各机泵的润滑油冷却器，保证油温不过高，尽量维持循环机和反应进料泵运行，以争取时间对反应器降温和把油带出反应器。如果循环氢和进料油还没来得及把反应器冷却之前，进料泵和循环机都被迫停运，按循环氢压缩机停车的步骤处理，卸压至6.67MPa后，引高压氮气继续冷却反应系统。注意其它机泵的运转情况，出现温度超高，马上停泵。如果循环水不能短时间恢复，则按循环机停机处理。12.8停中压蒸汽事故处理预案12.8.1事故的现象：1）DCS显示中压蒸汽流量、压力低报警；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2）中压蒸汽温度低，流量、压力急剧下降；3）循环氢压缩机停车声光报警。12.8.2事故的特点：12.8.2.1可能引发此类事故的原因有：1）系统中压蒸汽管网压力低；2）锅炉故障；3）系统中压蒸汽管网故障。12.8.2.2可能引发的衍生事故：1）循环氢中断；2）反应器催化剂床层飞温；3）反应器头盖、高压换热器头盖、高压系统法兰可能出现泄漏并着火；4）含硫化氢介质泄漏，引发中毒事故；5）高压串低压；6）重油串入气体管线造成管线堵塞。12.8.3事故处理原则总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂1）终止反应；2）严防串压；3）避免泄漏扩大或避免泄漏；4）防止人员中毒；5）防止运转设备的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.8.4事故处理的步骤按循环氢中断的步骤处理。12.9渣油加氢高压部位泄漏着火事故处理预案12.9.1事故的现象：1）现场可燃气体或有毒气体检测仪报警；2）着火点见明火，冒黑烟；3）爆炸声；4）现场有硫化氢的臭鸡蛋气味；5）有油外漏。12.9.2事故的特点：12.9.2.1可能引发此类事故的原因有：1）高压设备或管线腐蚀失效破裂；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2）高压设备或管线疲劳失效破裂；3）意外撞击导致设备或管线破裂；4）法兰泄漏着火导致事故扩大。12.9.2.2可能引发的衍生事故：1）高压部位大火；2）高压部位设备或管线连环泄漏甚至爆炸；3）人员中毒；4）人员伤亡；5）串压导致设备损坏；6）催化剂损坏；7）反应炉损坏。12.9.3事故处理原则总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂1）终止反应；2）严防串压；3）避免泄漏扩大或避免泄漏；4）防止人员中毒；5）防止运转设备的憋压、抽空及其它形式的非正常损坏。12.9.4事故处理的步骤一旦发生着火紧急事故，首先要通知调度和消防队，然后分析事故的原因，根据具体情况及时处理。12.9.4.1反应炉炉管破裂着火处理步骤：1、立即按停炉按钮将反应加热炉F101熄火(包括常明灯)，切断进炉燃料管线总阀，并向炉膛吹入吹扫蒸汽。2、迅速打开紧急泄压阀泄压，在30～45分钟内将反应系统的压力降至6.67MPa。3、联系调度，关氢气进装置界区阀。4、停循环机C101。5、停P101A/B、P102A/B，停止反应进料，通知调度停新鲜原料供应，关原料进装置界区阀，将渣油产品改分馏系统循环。6、当反应系统的压力降至7.0MPa的时候，应向系统补入足量的氮气继续降温，当热高分表面温度<93℃，系统压力应低于4.6MPa。（注意高压氮气纯度应大于99.99％）7、密切注视各高分液位，严防串压。8、停止注水，以防水积聚和带到循环机中去。9、关闭界区所有阀门，特别是燃料气和新氢管线上的阀门。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1、分馏系统根据情况改短循环或按停工处理。12.9.4.2反应炉外部高压系统着火处理步骤：1、立即按停炉按钮将反应进料加热炉F101熄火，切断进炉燃料管线总阀。2、迅速打开紧急泄压阀泄压，在30～45分钟内将反应系统的压力降至4.8MPa。3、联系调度，关氢气进装置界区阀。4、尽可能维持循环机C101的运转。5、停P101A/B、P102A/B，停止反应进料，通知调度停新鲜原料供应，关原料进装置界区阀，将渣油产品改分馏系统循环。6、当反应系统的压力降至6.67MPa时，应向系统补入足量的氮气继续降温，当热高分表面温度<93℃，系统压力应低于6.67MPa。（注意高压氮气纯度应大于99.99％）7、以最大的急冷循环气量注入各反应器，并提高循环机的转速保持尽可能大的循环气量通过反应器，达到迅速降低反应器床层温度的目的。8、密切注视各高分液位，严防串压。9、停注水，以防水积聚和带到循环机中去。10、关闭界区所有阀门，特别是燃料气和新氢线上的阀门。11、分馏系统根据情况改短循环或按停工处理。12、装置内低分气改放火炬，继续维持低分气脱硫塔运转。（在HC和柴油加氢装置正常运转时）12.10渣油加氢DCS故障事故处理预案12.10.1事故现象：1、DCS个别或者全部死机；2、DCS个别或者全部黑屏；3、DCS断电；4、键盘失灵无法操作；5、控制点无数据或数据变化；6、无输出输入显示；7、网络通讯故障；8、I/O卡坏失效；9、控制阀频繁波动。12.10.2事故的特点：12.10.2.1引起DCS故障的原因：1、输出输入卡故障；2、网络通讯卡故障；3、主机故障；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程4、CPU卡故障；5、键盘接触不良；6、UPS断电。12.10.2.2可能引起的衍生事故：1、反应器催化剂床层飞温；2、反应加热炉炉管超温结焦甚至炉管变形；3、高压串低压；4、系统压力超高；5、事故阀动作关闭造成容器液位高；6、装置SIS系统联锁启动；12.10.3事故处理原则：总原则：人身安全、设备安全、防止加热炉结焦、保护催化剂1）终止反应；2）严防串压；3）避免事故扩大；4）防止人员中毒;5）避免次生事故。12.10.4事故处理步骤：12.10.4.1DCS个别死机或黑屏：1）汇报调度及值班干部；2）联系仪表处理；3）内操用其余正常DCS机控制生产操作，加强各操作参数的监控；4）外操要做好事故处理的各项准备工作。12.10.4.2DCS全部死机或黑屏：（1）汇报调度及单元值班和相关专业；（2）联系运行仪表处理,暂时利用其它单元操作台进行操作,当无可利用操作台时按以下步骤进行处理；（3）F101手动熄火，手动停进料泵，停止新鲜进料；（4）联系制氢，停新鲜氢气进装置；（5）联系溶剂再生装置，停止贫胺液供给；（6）外操手动控制V103的液位，密切留意V104现场一次仪表液位和V109的压力，一旦V109的压力突然急剧上升，要及时关闭V103的液控阀并打开V109的压控副线辅助降压，防止V104V109超压；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（7）外操手动控制V105的液位和界位，密切留意V109的玻璃板液位和界位、压力以及加裂酸性水脱气罐V115的液位和压力，防止串压；（8）尽可能维持循环机的运转以降低催化剂的床层温度，当循环机因为其它原因被迫停机时，视仪表处理的情况决定是否继续0.7MPa/Min泄压。将系统压力降至6.67Mpa，稳定反应器的催化剂床层温度，必要时联系调度引高压氮气单程通过以继续降低催化剂的床层温度，防止催化剂床层飞温；(必须保证氮气纯度大于99.99%)（9）外操密切监视各压力容器现场压力、温度表，防止设备超温、超压。（10）其它按停工方案处理；（11）仪表处理好后，内操要认真检查各操作参数和控制阀的开度，在投用控制阀前内外操互相协调，做到平稳切换；（12）生产恢复的过程中，既要防止热高分和冷高分的液位过满，又要防止液位抽空导致串压事故。12.10.4.3UPS断电UPS断电在DCS操作系统中虽然可能性很小，但如果发现不及时危害极大，将会导致整个操作系统瘫痪甚至装置的非正常联锁启动。UPS断电大致可分为两种情况：1、全厂大规模停电；2、UPS自身故障造成仪表供电中断。A、在全厂大规模停电后UPS还可以维持30分钟的正常运行，此时可以采取以下步骤：（1）手动熄F101主火嘴；（2）进料泵、注水泵、贫胺液泵停运；（3）新氢机停运，循环机停运；（4）循环机停运后0.7MPa/Min泄压自启动，在30分钟内将系统压力降至6.67Mpa；具体处理步骤见全装置长时间停电事故处理。（5）一旦UPS彻底断电，则必须到现场手动开调节阀副线或关调节阀上游阀进行辅助操作，防止超指标现象；具体处理步骤见“B”。（6）供电恢复后，逐步启动各停运设备，按事故后开工步骤尽快恢复生产；（7）在投用控制阀前要内外操互相协调，实现平稳切换，防止发生大的波动；B、全厂大规模停电导致UPS突然断电处理：当发生全厂停电，UPS也突然断电情况下，DCS、ITCC和SIS所有的画面将看不到，现场所有的控制阀将失去控制，现场的一次电流表将由于断电全部回零；所有控制阀将回到“FO”“FC”“FL”状态；联锁阀均处于断风状态，紧急泄压阀处于打开状态，其他联锁阀处于关闭状态；循环氢压缩机、反应进料泵、新氢压缩机、注水泵、贫胺液泵等机泵停运。（1）紧急泄压阀为风关阀，停电时阀门处于开启状态,确认紧急泄压阀开启进行泄压。（2）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程关V301瓦斯罐出口到F101、F201瓦斯阀门，炉膛内通入消防蒸汽，打开自然通风门、看火孔加快降温。（1）热高分V103、冷高分V105液位阀、冷高分V105界控阀为风开阀，此时也关闭，需至立刻到现场手动打开热高分、冷高分液控阀和冷高分界控阀排液。根据V104V109现场压力表，如突然上升或调节阀处有串压声音后关V103、V105液控、界控上游阀；关T101液控上游阀，防止T101压空，高压串低压。（2）由于P102A/B出口电动阀停电后无法动作，因此需要迅速到现场手动关P102A/B出口电动阀或截止阀；需迅速到现场关C101、C102、P103、P104出口电动阀或截止阀；关减渣、焦蜡进料阀组上游阀。（3）打开V109压控阀副线控制压力；开新氢压控副线阀控制新氢分液罐V110的压力；打开T201、T202顶压控阀副线控制T201、T202压力。（4）反应系统降压至7.0Mpa（根据V105现场压力表指示），联系调度保证管网高压氮气供应，从循环机出口补入事故氮气，冷却、置换反应系统。（5）至现场开V104液控副线阀控制热低分的液位；并将热低分油改走开工硫化线，热低分油由开工硫化流程送出装置。（此时应注意外甩油温必须低于进罐要求温度，否则不许走此流程）（6）关原运转低压泵出口阀，把机泵“开关”置于“关”的位置；汽包改放空，现场加强检查防止压空、憋压和满罐现象的发生。（7）关闭T201、T202吹汽控制阀上游阀，开过热蒸汽炉顶放空阀门。（8）用冲洗氢或高压氮吹扫P102A/B的出口管线。（开阀时一定要缓慢进行，先小开度，使少量氢进入，温度平稳后再逐渐开大吹扫氢。一般情况管线内介质温度低于170℃再进行吹扫，防止低温氢进入高温管线，使进料管线温度急剧下降，造成法兰面、孔板、管线等部位撕裂、泄漏。）（9）关闭各原料、产品界区手阀，包括干气、粗石脑油，柴油，加氢渣油出装置手阀。（10）待供电恢复后，按事故后开工步骤开工。C、单纯UPS突然断电处理：当发生单纯UPS突然断电情况下，DCS、ITCC和SIS所有的画面将看不到，现场所有的控制阀将失去控制，现场的一次电流表将由于断电全部回零；所有控制阀将回到“FO”“FC”“FL”状态；联锁阀均处于断风状态，紧急泄压阀处于打开状态，其他联锁阀处于关闭状态；循环氢压缩机、反应进料泵、新氢压缩机、注水泵、贫胺液泵等机泵停运。（1）汇报调度，联系运行仪表处理。（2）紧急泄压阀为风关阀，停电时阀门处于开启状态,确认紧急泄压阀开启进行泄压。（3）确认反应进料泵、新氢压缩机、注水泵、贫胺液泵是否停运，没有停运手动停运，关出口阀。（4）停202P101、201P105，202P201、202P203、202P204通知调度停新鲜进料和贫胺液供给，产品改不合格线。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（5）关V301瓦斯罐出口到F101、F201瓦斯阀门，炉膛内通入消防蒸汽，打开自然通风门、看火孔加快降温。（6）热高分V103、冷高分V105液位阀、冷高分V105界控阀为风开阀，此时也关闭，需至立刻到现场手动打开热高分、冷高分液控阀和冷高分界控阀排液。根据V104V109现场压力表，如突然上升或调节阀处有串压声音后关V103、V105液控、界控上游阀；关T101液控上游阀，防止T101压空，高压串低压。（7）打开V109压控阀副线控制压力；开新氢压控副线阀控制新氢分液罐V110的压力；打开T201、T202顶压控阀副线控制T201、T202压力。（8）至现场开热低分液控副线阀控制液位；开冷低分液控、界控副线阀控制冷低分液位和界位。（9）反应系统降压至7.0Mpa（根据V105现场压力表指示），联系调度保证管网高压氮气供应，从循环机出口补入事故氮气，冷却、置换反应系统。（10）当T201、T202液位和V201、V202界位上涨时，开P201、P202、P203和P205，通过各控制阀副线阀向外排液。（11）用冲洗氢或高压氮吹扫P102A/B的出口管线。（开阀时一定要缓慢进行，先小开度，使少量氢进入，温度平稳后再逐渐开大吹扫氢。一般情况管线内介质温度低于170℃再进行吹扫，防止低温氢进入高温管线，使进料管线温度急剧下降，造成法兰面、孔板、管线等部位撕裂、泄漏。）（12）汽包改放空，现场加强检查防止压空、憋压和满罐现象的发生。（13）关闭T201、T202吹汽控制阀上游阀，开过热蒸汽炉顶放空阀门。当UPS供电故短时间恢复后，注意需首先将调节阀均先打到手动位置，然后按事故后开车步骤重新开工，否则按装置停工处理。卡件故障如果只是卡件故障，一般不会造成生产上的大波动，联系仪表及时处理即可解决问题；如果是卡件故障已经引起生产上的大波动，则按相关的事故处理预案处理。12.11停反应注水事故处理预案12.11.1事故的现象（1）系统发出停泵报警。（2）反应注水流量表FI10405指示值大幅下降，P103出口压力下降。（3）高压空冷A101出入口温度上升，A102出入口温度上升。（4）冷高分V105界位下降。（5）除盐水和净化水流量指示急剧下降或为零。（除盐水和净化水中断）12.11.2事故的特点12.11.2.1可能引发此类事故的原因（1）除盐水和净化水中断（2）注水泵故障停泵。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）仪表故障12.11.2.2可能引发的衍生事故（1）大量胺盐析出，堵塞高压空冷。（重点防范）（2）串压或串油12.11.3事故处理原则（1）防止高压空冷堵塞。（2）防止串压或串油。12.11.4事故处理步骤12.11.4.1供水中断：本装置反应注水有三种来源：装置外来的除盐水，装置外来的净化水，分馏塔顶回流罐V202含硫污水。正常生产三路同时供水，当除盐水系统出现问题，装置进水量不足应及时联系调度和给排水装置采取措施尽快恢复供水，当净化水中断时，可联系调动加大除盐水的供给量，V202来水中断影响不大。如果以上两种水源都不能正常供水，而且短时间内都不能恢复正常，且反应虽降温降量后仍不能阻止反应系统压降升高，高压空冷出口温度升高的势头，则可以按照注水完全中断事故进行处理。12.11.4.2注水泵故障停车停注水30分钟不会产生很大的影响，应充分利用这段时间排除故障，恢复注水。如果P103故障导致注水停1小时无法恢复，按如下步骤处理：1）本装置高压注水泵共有三台，正常生产时是两开一备。2）高压注水泵主要用于反应高压空冷Al01前注水，目的是冲洗溶解油气中的硫氢化铵，防止它们由于温度降低而结晶在管壁上，造成堵塞和对管壁的腐蚀，如果高压注水泵有两台故障停车，只有一台可运行，即注水量减少一半，在这种情况下难以维持正常生产，由于注水量的减少造成对设备管线的腐蚀会表现的更为严重，同时硫氢化铵结晶堵塞管线的可能大大增大，这个时候必须密切注意系统压降及空冷出口温升情况，根据情况，降温降量，一方面尽可能维持生产，一方面加紧抢修机泵，如果机泵短时间内不能修好，则为保护设备防止发生严重腐蚀，最好不要继续维持生产，按照注水完全中断处理。3）如果三台高压注水泵同时发生故障，则注水完全中断，铵盐在几个小时内便会沉积下来，堵塞空冷及换热器管束，导致系统压降增大，同时空冷及换热器换热效率大大降低，出口油气温度上升。对于这种情况：应做如下处理：(1)确认注水泵是否短时间内可以修复，以便决定暂时维持生产还是按停工处理。(2)严密监控冷高分V105的界位，防止界位减空造成串油。(3)密切注意系统压降及空冷出口温升情况，根据情况，降温降量操作。(4)如果较长时间不能修复，切断新鲜进料，改产品渣油闭路长循环。(5)如果长时间不能恢复，则按正常停工步骤全面停工，当温度达到310℃；切入VGO置换、达到349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程270℃切入重柴油置换冲洗系统并继续冷却到260℃，分馏系统随反应降温降量做出相应的调整。(6)停新鲜进料后，注意检测循环气中的硫化氢含量不得低于200ppm。12.12其它事故处理预案12.12.1反应床层温度偏移和飞温加氢处理反应是强放热反应，另外，高的反应温度又加快了反应速度，因此，假如反应器温度控制不适当(急冷氢、加热炉、反应进料/流出物换热器相互影响等)，反应速度和温度会螺旋上升。反应温度平缓上升通常称为偏移；温度快速加速的上升被称为“飞温”。由于催化剂床层中热偶的数量(TI)有限，测量催化剂温度的位置受到了限制，很多情况下通过TI监测到的偏移实际上可能是飞温区的边缘，因为飞温处的位置可能距测温点（TI）较远。当较低热量传到测温点时热偶指示一个缓慢的逐渐的温升，但是当飞温区发展到热偶时，温度会突然迅速地增高。所以偏移发展成飞温没有明显的迹象，事故处理程序是相同的。当反应温度很高(大约480℃)时，会导致热裂化，从而大大地增加了放热量。热裂化发展到明显的程度，在几分钟之内反应器床层温度就能上升到高达800℃以上。反应器床层或表面的任一一点温度决不允许超过440℃。所有的床层温度报警应设定在427℃。任一温度意外地上升到高于其正常温度10～15℃时，在温升的上游和下游分别注入冷氢。上游的冷氢为热催化剂提供了冷却介质，可以把温度降下来。下游的冷氢使温升对下一个催化剂床层的影响减至最低。目标是在热反应物到达下游催化剂床层之前对其进行冷却，并且可能限制温度偏离。采用冷氢控制温度之后，任一温度上升到高于其正常温度15～30℃时或继续增大时，这是飞温的迹象而不是局部热点。要使反应器得到控制必须采取以下步骤：1、手动停反应加热炉，关炉前燃料气总阀。2、停新氢压缩机并打开事故泄压阀201UV2601/201UV4701降压，在30分钟内将系统压力降到4.6MPa，注意反应器每床层压降不得超过0.5MPa。3、将分馏塔塔底产品改长循环，停止新鲜原料进装置。循环量以尽可能大的流率进入反应器。4、提高循环压缩机转速以保持反应器最大量的气体通量。5、调节好急冷氢流量，以冷却下游存在温度偏移或可能发生飞温的催化剂床层。6、假设系统压力下降不够快，可以打开排废氢阀门泄压。7、增开高压空冷A101，防止循环氢温度过高，导致循环机入口带液。8、将进料/流出物换热器旁路流量开至最大。9、密切关注循环氢脱硫塔T101液位，防止串压。10、当压力下降时，如果需要，打开热高分、冷高分并联的液控阀加快系统退油。若采取前述措施后,反应器温度得到了初步控制，为了有利于防止热高分液位过高，可以适当降低循环油量。11、一旦系统压力降到4.6MPa，停止向火炬泄压，维持系统压力。假如温度稳定，用补充氢维持压力，温度降至310℃时引入VGO置换循环产品。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程12、维持循环氢压缩机的正常运行。13、断开分馏与反应长循环，产品改不合格罐，T201、T202的吹汽量降低或停止。在温度处于受控状态时，尽快转入正常停工。假如温度还控制不住，停止反应器的液体进料，继续降压直至所有温度稳定时止。假如需要，当系统压力低于7.0MPa时，用氮气置换反应器。循环压缩机若能在低负荷运转，则在低压下继续用循环气冷却所有催化剂的热点。向系统通入高压事故氮时必须保证氮气纯度大于99.99%。12.12.2热高分V103与热低分V104串压12.12.2.1可能引发此类事故的原因：1、仪表失灵或调节阀卡死；2、其他事故状态造成；3．误操作。12.12.2.2事故现象：1、热低分液位猛降，压力猛升，安全阀起跳。2、热高分和反应系统压力突然下降，出口管线有异常响声、振动大。3、T201的进料量猛增，压力和液面突然上升。4、V109的压力波动大。12.12.2.3事故处理方法：1、热高分液控阀改手控，关液控阀；通知外操关控制阀上游阀，确认调节阀是否失灵，如失灵联系仪表处理同时关调节阀下游阀，当热高分液位稳定后改由另一调节阀控制液位。（若此时液力透平正在运转且没有自动联锁停机，则首先手动停液力透平，将液位改位液控阀手动控制）2、打开冷低分顶至火炬的放空阀，直到其压力正常。3、当热低分、冷低分压力接近正常值时，检查热低分安全阀是否复位，如安全故障切至备用安全阀，并联系校正检修。4、T201的压力和液位改手控。5、热高分液面正常后改自动。6、检查放空系统是否有液体，若有及时进行处理。12.12.3冷高分串压至冷低分12.12.3.1事故原因：1、仪表失灵或调节阀卡死；2、其他事故状态造成；3、误操作。12.12.3.2事故现象：1、冷低分液位变化大，压力快速升高并波动，安全阀起跳。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程2、冷高分和反应系统压力突然下降，出口管线有异常响声、振动大。3、T201的进料量增大，压力和液面突然上升。12.12.3.3事故处理方法：1、冷高分液控阀改手控，关液控阀；通知外操关控制阀上游阀，确认调节阀是否失灵，如失灵联系仪表处理同时关调节阀下游阀，当冷高分液位稳定后改由另一调节阀控制液位。2、注意冷低分V109的液位和压力，若压力或液位过高则打开火炬线放空。3、当冷低分的压力接近正常时，检查安全阀是否复位，如安全故障切至备用安全阀，并联系校正检修。4、冷高分的压力和液位恢复正常后液位改自动控制。12.12.4循环氢脱硫塔T101串压至富胺闪蒸罐V115原因：1、仪表失灵或调节阀卡死；2、其他事故状态造成；3、误操作。现象：1、V105的压力下降较快（系统压力）。2、T101至V115的所有管线振动厉害。3、V115的压力上升快，或引起安全阀起跳。4、V115的液位波动大，有可能压空串压至胺液再生装置。处理方法：1、T101的液控阀改手控，关液控阀；通知外操关控制阀上游阀，确认调节阀是否失灵，如失灵联系仪表处理同时关调节阀下游阀，当冷高分液位稳定后改由另一调节阀控制液位。。2、V115液位用手控，严防串压至溶剂再生装置。4、打开V115至火矩线阀门放空。5、待V115的压力降至正常值后关至火炬线阀，检查安全阀是否复位，如安全故障切至备用安全阀，并联系校正检修。6、T101和V115的液位和压力平稳后液控阀改自动控制。12.12.5分馏部分不能运行本装置引起分馏部分不能运行的可能原因是多种多样的，主要应有以下几种可能：一是分馏塔底泵故障，二是常渣换热器泄漏；三是分馏塔存在故障而不能安全运行；四是在分馏部分发生严重火灾。针对上述可能导致分馏部分不能运行或需对生产操作进行较大幅度调整的情况，可进行如下处理：（1）若是发生原因之一或三，应及时进行降温、降量操作，将热低分油改经开工硫化循环线，（此时应注意外甩油温必须低于进罐允许温度，否则不许走此流程），经换204、换209、349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程换210直接向装置外送；同时对P205A/B进行及时抢修或对分馏塔故障进行初步处理，加热炉熄火，保留长明灯即可。（2）将冷低分闪蒸罐压力适当降低，以减少热低分油所携带的气体；若热低分油改部分进入V102应特别注意V102压力的变化，时同调整新鲜进料的比例，增加减三线蜡油用量或根据反应温度降低情况适时切入蜡油置换反应系统，这样对装置的后续处理有利。（3）待P205A/B修好以后，将热低分油重新改进T201F201和T202，用P205送塔底油，将分馏部分操作参数调整至正常值，同时将反应部分的进料和参数调整至事故前正常值。（4）若是分馏塔存在严重故障而停工，则装置应作紧急停工处理，相关部位进行置换、吹扫、加好盲板后进行处理。（5）若是由原因之二引起的，应立即将T202塔底油改走换热器旁路，同时也将壳程物料改走旁路。（6）若渣油进料换热器泄漏，立即将反应进料降至60%，同时降低反应器入口温度，视换热器的泄漏情况决定停工速度，一般情况下装置应作紧急停工处理。具体步骤参照本规程停工处理预案。（7）若原因之四引起的，装置应作紧急停工，将热低分油经单系列开工循环线直接外送，切断反应物料进入分馏系统，视着火部位作进一步处理。12.12.6循环氢脱硫运行不正常装置在正常生产时循环氢脱硫系统正常运行对减轻装置设备腐蚀和提高循环氢纯度起到非常重要作用，因此，对循环氢脱硫部分的操作应非常重视，若出现循环氢脱硫系统不能正常运行的情况应积极查找原因，针对具体情况作相应处理。（1）若出现脱硫后循环氢中的硫化氢含量超标的情况，应查找硫化氢超标的原因。引起硫化氢浓度超标一般情况有：原料含硫超设计指标、装置负荷过大、循环氢脱硫塔循环氢旁路阀开度过大、胺液浓度低或发泡、循环氢脱硫塔塔盘故障引起不能正常操作。（2）若是由于原料含硫超标或者是装置负荷过大引起的，应联系调度及时调整原料比例或降装置负荷，将原料含硫降至设计指标内。（3）若是循环氢脱硫塔循环氢副线阀开度过大引起的，应对此阀开度作认真的检查，查明原因后关小该阀。（4）若是胺液浓度低，则应联系调度提高胺液浓度。若是胺液发泡，通知调度联系胺液再生装置加消泡剂，同时应重视循环氢压缩机入口分液罐的液位，防止液位超高导致循环氢压缩机联锁停机。（5）若原料硫含量、副线阀开度、胺液问题等均排除后循环氢脱硫塔仍不能正常操作，则应分析是否是由于循环氢脱硫塔塔盘故障引起的，这种情况在装置检修后的重新开工时容易出现。若是此种情况则应作进一步的分析，必要时装置停工开塔检查。12.13事故停车后的开工假如事故停工引起了氢分压过低（总压低于13.0MPa）或催化剂的温度过高。开工时应对催化剂进行热氢吹扫。用最大的循环氢量加热催化剂到370℃349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程并在15.4MPa压力下恒温24小时。热氢吹扫后，降低催化剂温度到260℃，然后引入重柴油。停工时切断了反应进料和循环氢压缩机部分的开工，则应按以下步聚处理：1、假如在停工期间停止了氢循环，则重新建立循环氢循环并提高循环流量至最大值。在加热炉对流段余热锅炉具备开工条件后，吹扫并点燃反应进料加热炉。继续按下面的步骤3进行。注意在重柴油引入装置之前必须对催化剂进行热氢吹扫。2、假如在停工期间氢循环没有停止，将循环气流量提至最大。3、建立操作压力。在升压期间，密切观察温度，假如催化剂温度突然上升，使用冷氢使温度处于受控的条件下继续以较低速度加压。假如不能控制，则降低压力并继续以最大循环气流量进行循环。如果温度还没控制住而循环压缩机又被迫停机，则继续泄压至温度不再上升为止。一旦温度稳定，就以更慢的速度提高系统压力。4、假如总压力在事故期间停留在13.0MPa以上，不需要进行催化剂的热氢吹扫，一旦到达15.4MPa压力，就继续提高催化剂温度到260℃，而后引入重柴油，按下面6～12步骤进行。5、假如需要热氢吹扫(氢循环停止，反应器压力降至13.0MPa以下，或催化剂超温)，则加热反应器至370℃并恒温24小时。然后，使反应器温度降至260℃。按照正常开工步骤进行。6、在反应器中催化剂平均温度(CAT)为260℃时，将系统压力降至14.4MPa，以设计流量的50％（93/t/列）引入重柴油，如果催化剂经过了热氢吹扫，由于吸附放热可能会出现温波，必要时使用急冷氢维持所有反应器床层平均温度(CAT)大约在260℃。7、当高压分离器建立了液面时，提高进料量到设计量的80～100%。8、提高催化剂温度至270℃并用VGO置换柴油。9、提高催化剂温度至320℃以10％/h的比例重新引入渣油。10、以停工前的进料量和总平均催化剂温度为基准建立开工后所需要的平均温度(CAT)。以4～5℃/时的速度提高催化剂温度至新的指标。确定升温速度，使到达目标平均温度(CAT)所需的时间与达到目标进料量所需时间大体相同。11、同时，随着温度的升高，以每小时10％的增量，渣油进料量从最初的25％开始提量，每一次提量，都要等到反应器温度和压降稳定后再进行(至少两小时)。假如反应器床层压降不稳定，则以10％的幅度降至原来稳定时的进料量，并等待两小时，按上面步骤10所说的方法继续提高催化剂平均温度(CAT)。12、一旦达到催化剂的目标温度(CAT)。就维持这个温度，同时提到目标进料量。然后，切换进料控制系统为100％设计进料。13、在以后的5～7天内，密切注视装置的运转性能以确定故障停工对催化剂活性的影响。12.14事故处理概要在装置出现事故情况下，采取措施的概要列于表12-1。12-1表349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程列出了主要故障和操作员对每一次故障应做出的反应。表中的内容只包括对故障的关键处理步骤，在具体事故处理中还需根据现场情况进行适当修改和充实。事故处理综合执行表（表12-1）紧急事故条件加热炉燃料[1]补充氢流量油进料量高压系统压力循环压缩机反应器急冷氢进料／流出物旁路流量分离器控制阀注水排放到PSA氢气MDEA流量正常操作监视监视监视监视监视监视监视监视监视监视监视着火停停停降压[3]维持最大最大[4]监视[5]停停停反应器超温停停最大[5，6]降压[3，10]最大最大至超温床层最大[4]监视[5]停停停循环氢中断减到长明灯降低最大[5，6]降压[3，10]停停最大[4]监[5]停停[11]停电源中断停停中断降低[13]停最大最大[4]监视[5]中断停中断仪表风停停停[11]停维持最大维持维持手动[8]停停停进料中断减到长明灯停中断维持最大最大最大[4]监视[5]维持停停补允氢中断减到长明灯中断停[6]减压[13]最大最大最大[4]监视[5]维持停停部分补充氢中断下降监视下降[9]维持维持维持最大监视维持下降维持注水中断维持维持维持维持维持维持维持监视中断维持维持热高分液位阀故障减到长明灯停停降低[13]维持维持开到最大停停胺液循环中断维持最大维持维持维持维持维持最大循环水中断与循环氢压缩机中断相同[12]3.5MPa蒸汽中断与循环氢压缩机中断相同[12]表12-1注释：1、在所有需要燃料气降至最低或加热炉熄火的事故中都要迅速冷却反应器至少50℃，如果故障得到迅速排除就停止降温，否则一直冷却到300℃。2、冷却后重新开工时应注意：1）循环压缩机：如果进料没停，打开防喘振线紧急启动压缩机，然后缓慢将循环量提至反应所需要求，注意热高分和冷高分的液位。2）进料：在低于正常反应温度50℃且稳定时进料。注意进料后系统压力可能升高和产生吸附温升波，在重新进料时系统压力应设低些，如14.4MPa，稳定后再提至正常值。3）补充氢：在反应器温度不再升高且低于427℃349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程时引入补充氢，如果是温度偏移或飞温，需要等到反应器温度低于300℃时引入补充氢。故障排除后，使CAT升高到低于正常温度50℃并恒温，然后恢复到正常条件。3、降压过程注意事项：1）在任何反应器中，反应器压降不得超过0.7MPa。2）只要保证所有反应器温度低于427℃而且不再上升时可停止降压。3）如果补充氢中断，系统压力降低（或循环机不能运转），当系统压力降低至7.0MPa时可引入高压N2继续冷却催化剂。（注意氮气纯度的要求：一般大于99.99％）4、开到最大是指进料/反应流出物换热器旁路尽可能开大到下游设备的温度限定条件。5、系统在降压的情况下(由于手动泄压或补充氢中断或补充氢减少的原因)，从高压分离器中排出油会变得比较困难，需要时同时开启双阀操作或最终停止进料，以免压缩机由于高液位而停车。注意高压控制阀，以免由于压差过高而剧烈振动。6、反应进料改为塔底产品循环。7、由于空冷风机停运，注意循环压缩机入口温度(应低于60℃)。8、高压液控阀是风开阀，仪表断电或停风时阀关闭，需紧急改为人工控制(手轮操作)，防止高液面使渣油夹带到压缩机入口，堵塞管线甚至损坏压缩机。9、降低进料量以减少氢耗维持操作压力。10、一旦到达6.67MPa压力，停止向火炬泄压，如果温度是稳定的，用补充氢维持6.67MPa压力。11、由于仪表风中断造成新氢压缩机卸荷。12、由于进料泵的润滑油冷却水中断,最终引起进料中断。由于压缩机的级间冷却器冷却水和润滑油冷却水中断，造成新氢中断。13、尽管不应该试图使装置降压，但是由于新氢压缩机停止后氢气消耗，使系统压力仍然下降。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1安全环保知识13.1关键装置要害（重点）部位监控管理13.1.1关键装置要害（重点）部位的分级：170万渣油加氢装置属分公司级关键装置。主要危险源点分布（见附图九：渣油加氢装置危险源点分布图）关键装置要害（重点）部位监控管理要求：（1）一级关键装置属分公司监控，二级关键装置属本单位监控；（2）关键装置要害（重点）部位实行分级管理的原则。实行分公司及二级单位两级管理和二级单位、基层单位和班长三级监控；（3）关键装置要害（重点）部位实行领导干部定点联系（承包）管理制度；（4）关键装置要害（重点）部位每半年一次全面安全检查，编写安全技术报告；（5）关键装置要害（重点）部位所在单位绘制危险点分布图明确安全责任人；（6）关键装置要害（重点）部位每月进行一次安全检查，及时整个隐患或采取有效防范措施；（7）关键装置要害（重点）部位设置专职安全工程师；（8）关键装置要害（重点）部位操作人员应经培训合格并持证上岗；（9）关键装置要害（重点）部位每季度应进行一次事故预案演练。13.2170万渣油加氢装置环境保护13.2.1废水处理废水按其性质主要可分为四类含硫污水：主要由冷高压分离器、冷低压分离器、汽提塔顶回流罐等排出，含有较高浓度的H2S和NH3，经酸性水脱气罐脱气后送酸性水汽提装置进行处理。含油污水：分馏塔顶回流罐产生的含油污水经含油污水泵升压后送入注水罐作为装置注水回收利用。机泵和地面冲洗等产生的含油污水，送至污水处理场。装置界区内的初期雨水并入含油污水，后期雨水排入清净废水系统，以减轻工厂污水处理的负荷。生活污水：装置间断排出职工生活污水，排入生活污水系统。装置排放的废水及其污染物见表13.2.1。表13.2.1装置废水排放情况表污染源名称来源水量t/h主要污染物mg/l排放方式排放去向石油类硫化物挥发酚COD氨氮含油污水机泵冷却水8300300连续至全厂污水管网349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程含油污水地面冲洗设备低点4300300间断至全厂污水管网含硫含氨污水酸性水脱气罐29H2S3.2w%NH31.6w%连续至酸性水汽提装置13.2.2废气处理废气主要包括下列两种：燃烧废气：反应进料加热炉、分馏塔进料加热炉排出的燃烧烟气，充分回收能量后，经烟囱高空排放。放空气体：安全阀及放空系统(包括紧急放空)排放的含烃气体排入密闭的火炬系统。排放的污染物见表13.2.2。表13.2.2废气排放表污染源名称排放量kg/h主要污染物排放量mg/m3n排放方式加热炉烟气25000CO2、CO、N2、O2、SO2、NOx等间断排向大气安全阀及紧急放空96t/h烃类气体、H2间断排向火炬13.2.3固体（液体）废弃物处理正常生产时无固（液）体废物排放，仅在停工检修时，排出废保护剂、废催化剂和废碱液等。废保护剂、催化剂：由加氢反应器排出，约1年一次，送废催化剂回收工厂或桶装深埋。废碱液：反应部分中和清洗排放的废碱液由工厂系统统一处理。固体废物排放量详见表13.2.3。表13.2.3固体废物排放表废渣类别排放量（t）处理方法备注废催化剂、废保护剂695桶装送废催化剂处理厂或桶装深埋1年1次废瓷球55深埋1年1次13.2.4噪声源及处理该装置的主要噪声源为机泵、压缩机、加热炉、空冷器和蒸汽放空口等，装置噪声源见表13.2.4。表13.2.4装置噪声排放表349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程序号噪音设备数量,台/片工作情况声压级dB(A)1压缩机2连续≤902加热炉2连续≤903蒸汽放空设施5间断≤904空冷器12连续≤855泵14连续≤9013.3170万加氢装置开停工安全环保操作要求13.3.1装置开工安全操作要求（1）整个开工过程中应由指定的开工负责人统一指挥，当班班长必须严格执行其指令，其他各级领导在一般情况下不得直接向岗位人员下达指令，确保开工统一协调、统一组织。（2）设备、管线用蒸汽或压缩空气、氮气等吹扫置换时，要注意缓慢而无差错，保证放火炬系统畅通、安全。（3）严格遵守加热炉点火规程，以防回火伤人和损坏设备。（4）进料时应缓慢，注意排凝，防止水击和冲塔。（5）各塔、容器在恒温脱水中不得离人，以免跑油、串油。（6）恒温热紧时用力要适当、均匀。（7）设备启用要严格遵守操作规程，防止骤冷、骤热造成设备泄漏或水击。冷换设备应保持壳程、管程温差不可过大，引进热流时冷流部份的阀门不可全部关闭，以防止升温升压憋坏设备。（8）开工改流程时，应执行岗位、班长、车间三级检查制度，确保其流程准确无误。（9）禁止在受压状态下更换垫片、填压盘根等，以防介质喷出伤人。（10）开工期间，各种机动车辆、人员未经允许不得进入开工现场。（11）装置开工正常后，应组织进行全面检查，整理健全技术资料，及时落实以岗位责任制为核心的十项制度。13.3.2装置停工安全操作要求（1）各单位负责人要组织技术人员制订停工吹扫方案，要求方案详细，有HSE危害识别、风险评估与环境因素分析的内容，规定具体，可操作性强。对本岗位、本专业、厂内外同类装置停工中曾经发生过的事故要有防范措施及注意事项，要组织岗位操作人员学习讨论，停工前进行一次安全考试。（2）生产装置停工包括七个阶段，各阶段要有符合工艺、设备要求的明确的可操作性强的步骤和措施，且有专人负责。七个阶段为降量降温降压、退油、排除残留物料、清除腐蚀及毒性物质、蒸汽吹扫或水清洗（化学清洗）、装置与系统的隔离与设备人孔的开启、自燃性硫化铁的清除。（3）停工装置严格按照操作规程和吹扫方案进行吹扫，做到不超压，不用错吹扫介质。设备、管道必须彻底吹扫干净、不留死角，吹扫一次合格，必须达到施工动火的要求和国家职业卫生标准。（4）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程吹扫置换时，各岗位要安排吹扫负责人，并对负责人进行考核，车间要安排技术人员进行检查，做到停得稳、扫得净、放得空、无死角，并做好记录。（5）装置停工、置换、分析合格后按停工方案要求抽堵盲板，且要做好明显标记，并指定专人统一编号登记，严防漏堵、漏拆。盲板的材质、厚度应符合安全要求，不准随便代用，拆装盲板应事先联系和通知有关人员，严禁随意拆装。（6）与炉、塔、容器相连的蒸汽、氮气等有害介质的阀门，应加盲板隔离。未经处理的管线设备必须设置明显标志。（7）装置停工，要明确车间、岗位负责人。停工过程要平稳，不蹩压、不污染产品罐及环境；不冲击排水及公用工程系统；不影响上、下游装置。（8）物料要放得净，不发生跑串事故。（9）水封井确保完好，含油污水系统的下水井、地漏及下水道等必须用水洗干净，盖严封死，设置标志牌和护栅，明沟地坑、平台、地面不得有油污。（10）未经吹扫处理的设备、容器、管道必须与系统隔离，设置明显警示标志，并向职工和施工单位交底。（11）停工期间，冬季要做好防冻防凝工作，做到不冻坏一根管线、一个阀门和一台设备。（12）装置吹扫后要进行严格的安全验收。由车间负责人组织单位有关人员进行检查确认合格后，安全环保处负责组织有关单位对装置进行检修前的安全验收。程序是各检修单位组织填写“停工检修安全验收表”，有关单位现场确认，认为达到停工检修条件并在“停工检修安全验收表”签字后，装置方可交检修。13.3.3装置开停工环保操作要求（1）装置开停工前要组织相关人员分别对停工、检修和开工过程中的环境因素进行识别和评价，对重要环境因素制定和落实相应的控制措施。并组织相关人员学习、掌握装置大检修及开停工方案中的工环保措施。（2）开停工过程中须严格按照开停工方案的步骤，严格遵守各项环保规定，严禁乱排乱放。（3）设备、设施中的硫化氢、瓦斯、液化气等各种有毒有害气体不得直接排大气。（4）在装置开停工过程中，进行吹扫放空、打靶等操作时，要采取噪声防治措施，同时最大限度地安排在白天进行，防止噪声污染和引发污染纠纷。（5）装置检修过程中产生的固体废物（废催化剂、聚合物、油泥、底泥等）须向公司有关部门申报处理，由安环处确认处理单位资质，填写相关转移联单后方可处置，各单位不能擅自处理和转移。（6）保温灰、泥土等检修垃圾须及时清理出检修现场，不得随意堆放，严禁向排洪沟、边沟、下水道倾倒各类垃圾。（7）装置大检修及开停工前，必须分别向检修指挥部安全环保组填报《异常排污审批表》，明确污染物排放的时间、数量、浓度和去向，安全环保人员批准后及时通知供排水联合装置调度进行水质调整。（8）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程凡需进行停工化学清洗的，停工前须制定详细的清洗方案，清洗方案须经大检修指挥部安全环保组审核。停工时需排放化学清洗废水的，由负责化学清洗的单位填报《异常排污审批表》，经所在生产单位环保主管领导会签，报大检修指挥部安全环保组审批后方可排放，排放期间，由生产单位安排人员负责现场监督，化学清洗水不得排放到大、小排洪沟。13.4安全装备操作（使用）方法及管理要求13.4.1170万加氢主要安全装备配置情况（不包括设备本体安全设施）见表13.4.1。13.4.2防火防爆基本知识a、引起火灾的火源种类（1）吸烟、炉火、明火、焊接火花等；（2）电火花:静电积聚和放电；电器设备打火；（3）摩擦撞击起火：带钉子的鞋碰地；铁器敲击设备；流体内机械杂质与内壁碰击；介质高压排放等；（4）雷击；（5）加热至物料自燃点而起火及化学着火。表13.4.1170万加氢装置安全装备一览表序号名称种类（型号）数量配置部位备注1干粉灭火器80装置各单元2二氧化碳灭火器2外操室3消防水炮6门装置各单元4消防栓10座装置各单元5箱式消防栓6个装置各单元6固定气体报警器73台装置各单元7空气呼吸器CRT－100（6L）2台外操室8气防应急柜1个外操室9SIS系统1套DCS间10UPS电源1套DCS间b、预防火灾的措施（1）防止跑、冒、滴、漏，不乱扔物料等，切断可燃物料源；（2）隔绝助燃物质(氧气)，氧气放空必须排放到安全位置；（3）消除火种；（4）定期检查接地设施及电缆联结部位是否符合要求。c、防火防爆一般日常规定（1）严禁携带火种进入装置，严禁在生产区内吸烟，如有违反，按厂部规定严肃处理。（2）生产区内的照明灯须加防护灯罩，禁止用明火照明。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（3）一般行灯用36伏，凡容器、设备内使用时一律使用12V安全灯，禁止使用220V电源作为照明灯。（4）严禁在低温设备和管线上冷冻物品，严禁在高温设备和管线上热饭与其它物品。（5）严禁用铁器随意敲打设备、管线。（5）装置内明沟、电缆沟等不得集油、集水，如发现应及时处理。（7）装置内一切消防安全用具，必须完好无损，要定期检查，严禁随意挪动或移作它用。（8）禁止用汽油擦洗设备、零件等，禁止在室内用汽油洗衣服。（9）各设备管线及接地线，必须保持完好、齐全，接地良好，其电阻不得超过5欧姆，每年要定期测定接地电阻，并做好记录。（10）清洗设备污油或更换的润滑油，严禁随地乱倒，必须回收集中处理。（11）不准在生产装置内乱拉临时电线。（12）一切机动车辆未经允许禁止进入生产区。（13）液态烃、氢气、瓦斯、汽油、溶剂油等易燃易爆物质严禁随意排放。（14）液态烃、氢气、瓦斯、汽油、溶剂油等易燃易爆物质出现泄露时，现场禁止使用BP机、手机、非防爆对讲机和手电筒等。（15）进入生产区必须按规定着装，禁止穿化纤料及其它易产生静电的服装和带铁钉的鞋子进入生产区；（16）在进行有易燃易爆物质泄漏的抢险和检维修作业时，应使用防爆工具。d、灭火的基本方法（1）冷却灭火法冷却灭火法是根据可燃物质发生燃烧时必须达到一定温度这个条件，将灭火剂直接喷洒在燃烧着的物体上，使燃烧物质的温度降到燃点下，从而使燃烧停止。（2）隔离灭火法隔离灭火法是根据发生燃烧必须具备可燃物这个条件上，将燃烧的物体与附近的可燃物隔或疏散开，使燃烧停止。（3）窒息灭火法窒息灭火法是根据可燃物燃烧需要足够空气（氧）等助燃物这个条件，采取阻止空气进入燃烧区的措施，或用惰性气体降低燃烧区氧的含量，使燃烧物质缺乏或断绝氧气而熄灭。这种灭火方法适用于扑救封闭的房间和生产设备内的火灾。（4）抑制灭火法抑制灭火法又叫化学中断法，是使灭火剂参与燃烧的连锁反应，使燃烧过程中产生的游离基消失，形成稳定分子或活性游离基从而使燃烧反应停止。13.4.3170万加氢常用消防器材（见附图十渣油加氢装置消防设施分布图）及使用a、蒸汽皮管349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）主要用于油气区域的掩护，可用于扑救小型的易燃液体、可燃气体火灾，还适用于扑救一般固体物质火灾。（2）使用蒸汽时应先检查蒸汽皮带是否接牢靠，再进行蒸汽脱水，脱水时应用手握紧或用脚踩住皮带尾端，缓慢开阀，避免蒸汽甩龙伤人；（3）蒸汽脱尽水后，用手握紧皮带尾部，对着火源喷射，直到完全熄灭；（4）蒸汽灭火过程中人员应站在上风口，蒸汽阀开度不能过大，防止冲散可燃物将火势扩大；（5）人员在手握蒸汽皮带时应戴好防护手套，避免手烫和皮带脱落，人员在使用蒸汽过程中应始终避免正对皮带接头处，防止皮带突然脱落造成人员烫伤；b、干粉灭火器（1）适用于扑救易燃液体、可燃气体和电气火灾，还适用于扑救一般固体物质火灾。（2）工作原理：干粉灭火剂装在灭火筒内，在惰性气体压力作用下喷出，形成浓云般的粉雾，覆盖在燃烧物质的表面上，使燃烧的链锁反应中止。同时，干粉受潮分解出惰性气体和粉雾，可防止氧气向火焰区流入，阻碍热辐射，抑制燃烧。（3）手提贮压式干粉灭火器（8.5Kg）使用方法：先拔去保险销，在距离火源约3~5米处，一手握住喷嘴对准火源，一手将压把按下，便会喷出浓云般的粉雾，覆盖燃烧区，将火扑灭。灭液体火灾时干粉不要对液面冲击，以防液体溅出，造成灭火困难。干粉灭火器要注意防止受潮和日晒，严防漏气。（4）推车式干粉灭火器的使用方法：将灭火器推至离失火边缘10米处，车身背后朝向火源。第一操作者取下干粉枪，拉直粉管，第二操作者拔出CO2钢瓶部件阀门上的保险销，按下压把，将保险销插入定位孔。CO2气体进入桶身，使桶内干粉灭火剂沸腾，并和气体均匀混合形成流体。第一操作者等第二操作者按下压把10秒钟后，将枪口对准火焰，顺时方向旋转干粉枪手柄90度（或扣动板机）开枪喷射，使粉柱对准火焰边沿根部，由近至远迅速左右摇摆干粉枪，将火扑灭。灭火时应间歇喷射时，应逆时针方向旋转干粉枪手柄90度（或松开板机），停止喷射。在灭油池火灾时，粉气流不要冲击油面，避免油液溅出漫流而加大火面。c、二氧化碳灭火器适用于扑救电气设备、精密仪器，图书和档案火灾，以及范围不大的油类、气体和一些不能用水扑救的物质火灾。但不能扑救金属钾、钠、镁、铝和金属氢化物火灾，也不易扑灭某些能在惰性介质中燃烧的物质和某些物质（如棉花）内部的阴燃。使用时首先拔掉安全销，一手紧握压把，一手将喇叭喷嘴对准火源根部，按下压把喷射，直到火源完全熄灭即可。13.4.4气防安全装备a、空气呼吸器使用方法（1）使用者背好呼吸器，系好腰带，打开空气瓶底引压阀；（2）查看气瓶压力应大于26Mpa，此时应注意引压线与头罩连接处的放空阀不能泄漏；349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（3）然后戴上头罩，头罩与头部要结合严密，否则会漏气导致气瓶压力放空；（4）再深吸一口气使人体呼吸与空气呼吸器联动即可进行其它作业；（5）当气瓶压力低于6MPa时，压力报警会发出尖锐哨声，此时必须立即离开毒气区域。注意事项（1）空气呼吸器使用者应身体健康，佩戴完毕后要呼吸自如，自我感觉良好方可进行其它作业；（2）使用过程中要避免火源烧烤和油泥污染；（3）使用者应与毒气区外人员保持联系，可用呼吸器自附的哨子，也可打手势，联系方式要事先协定；（4）使用时应随时注意气瓶压力，防止压力报警失灵而发生意外，CRT-100（6L）型充压至260MPa可供正常使用约40分钟；（5）使用过程中严禁取下头罩。b、滤盒式防毒面具适用范围：空气含氧量大于19.5%，有毒气体浓度小于200mg/m3的环境（仅限石油烃类），硫化氢防毒面罩仅适用气体浓度小于20mg/m3的环境。当污染物浓度未知，达到IDLH（立即危害生命与健康）浓度，不能使用此防毒面具。此类面罩只能个人使用，使用中若通过防毒面具还能闻到轻微的有毒气体，即告失效，此时应采取其它防护方法。13.4.5防爆应急柜启用规定（1）在进行有液态烃、瓦斯、氢气、汽油、苯系类、溶剂油等油气泄漏的抢险、检维修等作业时，应启用防爆应急柜使用防爆工具，不应使用普通金属工具以防止产生火花发生火灾爆炸事故；（2）防爆应急柜内配置有防爆阀门扳、管钳、克丝钳、螺丝刀、大锤、手锤、扁锥和多种型号的梅花扳、套扳等，使用时应选择合适的工具；（3）防爆应急柜为玻璃窗设置，平时上锁以便于管理，需使用防爆工具时可通知加氢区值班人员开锁，事故紧急状态时也可打破玻璃窗取用；（4）使用防爆工具进行作业时，作业人员应注意自身防护，可同时佩戴空气呼吸器进行作业；（5）使用防爆工具进行作业时，作业人员应着装规范，不可穿化纤类及其它易产生静电火花的服装，不允许佩戴和使用呼机、手机等非防爆通讯工具；（6）发生大量的油气泄漏时，应通知消防队请求掩护支援；（7）严禁无故启用或破坏防爆应急柜，抢险、检维修等作业完工后应立即放回原处以备用。13.4.6气体报警器P-EX型可燃气体报警器工作原理（硫化氢、氢气体报警器原理介绍略）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程当探头周围空气中存在的可燃气体扩散到传感器的催化燃烧室时，燃烧室中两只传感元件上的催化剂使可燃气体进行无焰燃烧，产生热量。由于两只传感元件结构不同，使得各自产生的热量不同，这样一来，由其组成的电桥平衡被破坏，产生了微小的电压差信号，电压差的大小与空气中的可燃气体浓度成正比。将其微小变化的电压信号输入差分放大电路，经补偿、调整，再通过电压电流变换等电路，将电压信号转换为4mA～20mA的电流信号。通过传输电缆，将电流信号输出给二次仪表；同时再将放大、调整后的电压信号，输入三位半A/D转换器电路，驱动宽温型液晶显示数码屏，使显示的数值直接表示为可燃性气体爆炸下限的百分比浓度值（％LEL）。a、170万加氢装置气体报警器配置情况表13.5.2给出了170万加氢装置气体报警器的数量，型号及配置位置（见附图十一渣油加氢装置气体报警器分布图）。表13.4.2170万加氢装置气体报警器一览表（总计73台）序号名称型号生产厂家安装时间数量一次表安装部位二次表安装部位位号1.固定式可燃气体报警器P-EX　　1R104底旁DCSAI001012.固定式可燃气体报警器P-EX　　1E104旁2#管桥下DCSAI001023.固定式可燃气体报警器P-EX　　1E103旁DCSAI001034.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V108底旁DCSAI001045.固定式可燃气体报警器P-EX　　15#管桥C101旁DCSAI001056.固定式可燃气体报警器P-EX　　1C102旁DCSAI001067.固定式可燃气体报警器P-EX　　14#管桥E110A旁DCSAI001078.固定式可燃气体报警器P-EX　　14#管桥E110B旁DCSAI001089.固定式可燃气体报警器P-EX　　14#管桥P104A旁DCSAI0010910.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V113底旁DCSAI0011011.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V103底旁DCSAI0011112.固定式可燃气体报警器P-EX　　12#管桥R102旁DCSAI0011213.固定式可燃气体报警器P-EX　　1R102旁DCSAI0011314.固定式可燃气体报警器P-EX　　1F101底靠R101旁DCSAI0011415.固定式可燃气体报警器P-EX　　1R101旁DCSAI0011516.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V102旁DCSAI0011617.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V301底旁DCSAI0011718.固定式可燃气体报警器P-EX　　15#管桥下P104旁DCSAI0011819.固定式可燃气体报警器P-EX　　11#管桥边界处DCSAI0011920.固定式可燃气体报警器P-EX　　11#管桥下靠V305侧DCSAI0012021.固定式可燃气体报警器P-EX　　1P203旁靠道路侧DCSAI0012122.固定式可燃气体报警器P-EX　　1P201P203中间DCSAI0012223.固定式可燃气体报警器P-EX　　1P206旁靠道路侧DCSAI0012324.固定式可燃气体报警器P-EX　　1P101B旁DCSAI0012425.固定式可燃气体报警器P-EX　　12#管桥下F201旁DCSAI0012526.固定式可燃气体报警器P-EX　　1F101F201之间DCSAI0012627.固定式可燃气体报警器P-EX　　1烧焦罐V302旁DCSAI0012728.固定式可燃气体报警器P-EX　　1F201西南过道DCSAI00128349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1.固定式可燃气体报警器P-EX　　12#管桥下SR101旁DCSAI001292.固定式可燃气体报警器P-EX　　1E101C/D西侧DCSAI001303.固定式可燃气体报警器P-EX　　1E101C/D东侧DCSAI001314.固定式可燃气体报警器P-EX　　1T201V104之间DCSAI001325.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V106底旁DCSAI001336.固定式可燃气体报警器P-EX　　13#管桥下V304旁DCSAI001347.固定式可燃气体报警器P-EX　　1V304底旁DCSAI001358.固定式可燃气体报警器P-EX　　1CIS302旁DCSAI001369.固定式可燃气体报警器P-EX　　13#管桥下V306旁DCSAI0013710.固定式可燃气体报警器P-EX　　1地下V307旁DCSAI0013811.固定式H2S报警器P-H2S　　1V104旁DCSAI0020112.固定式H2S报警器P-H2S　　1R103底旁DCSAI0020213.固定式H2S报警器P-H2S　　1R102底旁DCSAI0020314.固定式H2S报警器P-H2S　　1R101底旁DCSAI0020415.固定式H2S报警器P-H2S　　1F101底南侧DCSAI0020516.固定式H2S报警器P-H2S　　1E103E104之间DCSAI0020617.固定式H2S报警器P-H2S　　1V103底旁DCSAI0020718.固定式H2S报警器P-H2S　　1V107底侧DCSAI0020819.固定式H2S报警器P-H2S　　1V113底旁DCSAI0020920.固定式H2S报警器P-H2S　　1V109底旁DCSAI0021021.固定式H2S报警器P-H2S　　1E102旁DCSAI0021122.固定式H2S报警器P-H2S　　1P205靠道路侧DCSAI0021223.固定式H2S报警器P-H2S　　1P202A与P202B之间DCSAI0021324.固定式H2S报警器P-H2S　　1P201A与P201B之间DCSAI0021425.固定式H2S报警器P-H2S　　1P204/B旁DCSAI0021526.固定式H2S报警器P-H2S　　1V104底旁DCSAI0021627.固定式H2S报警器P-H2S　　1V114底旁DCSAI0021728.固定式H2S报警器P-H2S　　1V115底旁DCSAI0021829.固定式H2S报警器P-H2S　　1V201旁DCSAI0021930.固定式H2S报警器P-H2S　　1V305底旁DCSAI0022031.固定式H2报警器P-H2　　1R104顶DCSAI0030132.固定式H2报警器P-H2　　1R103顶DCSAI0030233.固定式H2报警器P-H2　　1R102顶DCSAI0030334.固定式H2报警器P-H2　　1R101顶DCSAI0030435.固定式H2报警器P-H2　　1E103旁DCSAI0030536.固定式H2报警器P-H2　　1E104旁DCSAI00306349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1.固定式H2报警器P-H2　　1V108顶DCSAI003072.固定式H2报警器P-H21T101顶DCSAI003083.固定式H2报警器P-H21V105顶DCSAI003094.固定式H2报警器P-H21C101旁DCSAI003105.固定式H2报警器P-H21C102B旁DCSAI003116.固定式H2报警器P-H21C102A与C102B之间DCSAI003127.固定式H2报警器P-H21V112B旁DCSAI003138.固定式H2报警器P-H21V110A旁DCSAI003149.固定式H2报警器P-H21V109旁DCSAI00315b、气体报警器运行要求（含硫化氢、氢气报警器）（1）生产操作人员应懂得报警器的基本性能，熟悉安装地点；（2）发生报警时，岗位人员应立即查清报警点，并快速赶到现场视情况进行处置，泄漏点消除后在可在现场报警柱操作上进行确认；（3）发生报警赶赴现场时，应携带相应的防爆工具和气体防护器具；（4）操作人员应把报警器运行状况作为日常巡检内容，发现故障应立即联系维修人员进行校验和维修；（5）严禁随意拆卸、损坏和停用报警器。13.4.7安全阀管理a、安全阀管理遵从分公司的SHCL4ZD050-2008（安全阀设置及管理规定）的要求；（1）安全阀必须经校验定压合格、铅封后方可安装，铅封应标明校验日期；（2）安全阀前后安装有截断阀的，必须确认截断阀灵活好用，且装有明显的开关标识，装有两个安全阀的设备一投一备，装有三个安全阀的设备两投一备。投用的安全阀前后截断阀必须保持全开并在手轮处打上铅封；b、安全阀的校验安全阀在出现以下情况之一时应及时校验（1）超出定压值才开启；（2）低于定压值却开启；（3）低于回座压力阀瓣才能回座；（4）发生频跳、颤振、卡阻、泄漏时；（5）定期校验截止时间前。c、安全阀在线校验，校验单位需制定切实可行的校验程序，主管压力容器技术人员必须到现场确认；并有操作人员在现场紧密配合，在线校验人员应经过培养合格，并做好校验记录。d、安全阀离线校验，离线校验工作应由具备校验资质的单位进行，并由经过培训合格的人员承担，安全阀在校验定压时，应做好记录并加铅封后才允许重新安装e、170万加氢装置安全阀明细表见附表五渣油加氢装置安全阀一览表.349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程13.5危险化学品及职业卫生健康管理13.5.1装置主要危险、有害物质特性170万渣油加氢装置是在较高温和高压及临氢条件下操作的，所用原料、产品多为易燃、易爆物质，物料一旦泄漏极有可能自燃，并诱发全装置火灾爆炸事故。本装置主要危险有害物质特性见表13.5.1。表13.5.1危险、有害物质特性表序号名称组成常温状态闪点引燃温度爆炸极限火灾危险类别生产、储存过程中防护要求1常压蜡油重质烃液体>120300～380——乙B类密闭生产、储存，现场禁绝烟火。使用防爆工具，穿防静电服，戴耐油手套2减压渣油重质烃液体>120230～240——乙B类密闭生产、储存，现场禁绝烟火。使用防爆工具，穿防静电服，戴耐油手套3常渣重质烃液体>120300～380——乙B类密闭生产、储存，现场禁绝烟火。使用防爆工具，穿防静电服，戴耐油手套4MDEACH3-N2液体260℃————丙A类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风。使用防爆工具，穿防静电服，戴耐油手套5柴油C15～C24液体55℃350℃～380℃1.5％～4.5％丙A类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风。使用防爆工具，穿防静电服，戴耐油手套。6石脑油C7～C9液体-50℃415℃～530℃1.4％～7.6％甲A类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风。空气中浓度超标时佩戴过滤式防毒面具，使用防爆工具，穿防静电服，戴安全防护眼镜，戴防苯耐油手套。7氢气H2气体＜-50℃550℃4.1％～74.1%甲类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风，空气中浓度超高时佩戴空气呼吸器，使用防爆工具，穿防静电服。8炼厂干气C1～C4气体、液化气体＜-50℃426～537℃5％～33％甲A类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风，空气中浓度超标时佩戴过滤式防毒面具，使用防爆工具，穿防静电服、戴橡胶手套。9氮气N2气体--------加强设备管理防止氮气跑串，进入受限空气作业前分析确保氧含量≥18.5％。10硫化氢H2S气体＜-50℃292℃4.3％～45.5％甲类全过程密闭管理、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风，空气中浓度超标时佩戴空气呼吸器，使用防爆工具，穿防静电服，戴防护眼镜和防化学手套。11一氧化碳CO气体＜-50℃610℃12.5％～74.2％乙类密闭生产、储存，现场禁绝烟火，提供局部排风和全面通风，空气中浓度超标时佩戴空气呼吸器，使用防爆工具，穿防静电服。13.5.2毒性物质的危害石脑油：吸349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程入能进入肺部并引发肺炎、损害肺部；高度吸入出现中毒性脑病。极高度吸入引起意识突然丧失、反射性呼吸停止。溅入眼内可致角膜溃疡、穿孔甚至失明。皮肤接触致急性接触性皮炎，甚至灼伤。吞咽引起急性肠胃炎，并引起肝、肾损害。柴油：具有刺激作用,皮肤接触可引起接触性皮炎、油性痤疮，吸入可引起吸入性肺炎。硫化氢：有毒，吸入可引起死亡，接触液体引起冻伤，反复长期接触引起低血压、视觉模糊、头痛、恶心、食欲丧失、体重减轻、共济失调、眼结膜、角膜炎、慢性咳嗽、神经学症状，（包括心理学紊乱）。极高浓度时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停、发生闪电性死亡。二甲基二硫（DMDS）：有毒，皮肤受伤用大量冷水冲洗，或用硼酸水或稀醋酸中和，必要时敷软膏。以上物料职业危害程度分级及工作场所浓度标准见表13.5.2表13.5.2物料职业危害程度分级及车间浓度标准物料名称理化性质急救处理方法职业危害程度分级最高容许浓度mg/m3时间加权平均容许浓度mg/m3石脑油低毒移患者至空气新鲜处，就医。如果患者呼吸停止，给予人工呼吸。如果呼吸困难，给予吸氧。脱去并隔离被污染的衣服和鞋。如果皮肤或眼睛接触该物质，应立即用清水冲洗至少20分钟，用肥皂和清水清洗皮肤。注意患者保暖并保持安静。Ⅳ-300柴油低毒皮肤接触用肥皂水及清水彻底冲洗，吸入者移至空气新鲜处，保持呼吸道畅通。呼吸困难时输氧，呼吸停止时进行人工呼吸。误服者立即漱口，尽快洗胃，就医。---硫化氢高毒皮肤、眼睛接触立即用流动清水冲洗；吸入应迅速脱离现场至空气新鲜处，保暖并休息；呼吸困难时给输氧；呼吸停止时立即进行人工呼吸，就医。Ⅱ10-二甲基二硫（DMDS）有毒皮肤受伤用大量冷水冲洗，或用硼酸水或稀醋酸中和，必要时再敷软膏。---13.5.3本装置主要危险有害物质分布见表13.5.3表13.5.3危险有害物质分布表场所或设备介质危险性加氢反应器油、油气、氢气、H2S高温、高压、泄漏时易燃易爆高压换热器油、油气、氢气、H2S高温、高压、泄漏时易燃易爆349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程反应进料加热炉油、油气、氢气、H2S高温、噪声、高压、泄漏时易燃易爆分馏塔进料加热炉油、油气高温、噪声、泄漏时易燃易爆压缩机氢气、H2S、烃类气体高压、噪声、泄漏时易燃易爆加氢进料泵减压渣油+VGO+CGO高压、噪声、易燃高压贫胺液泵MDEA溶液高压、噪声泵油气、油易燃、噪声热高分气空冷器油、油气、氢气、H2S高压、噪声、泄漏时易燃易爆汽提塔H2S、烃类气体有毒、泄漏时易燃易爆分馏塔及侧线油气、油泄漏时易燃易爆循环氢脱硫塔H2S、氢气、胺液高压、有毒、易燃易爆干气脱硫塔H2S、氢气、轻烃、胺液有毒、易燃易爆低压空冷器油气、油噪声、泄漏时易燃易爆催化剂装填粉尘有毒硫化剂贮罐系统DMDS泄漏时有毒、易燃易爆13.5.4职业病危害因素a、中毒工业毒物与中毒一般来说，凡作用于人体产生有害作用，引起机体功能或器质性病理变化的物质都叫毒物。毒物对人体的有害作用叫“中毒”。在生产过程中所使用或产生的毒物叫工业毒物。在劳动过程中，工业毒物引起的中毒叫职业中毒。职业中毒分为急性中毒和慢性中毒两种。在实际生产过程中，生产性毒物常以气体、蒸汽、雾、烟或粉尘的形式污染生产环境中的空气，从而对人体产生毒害。工业毒物侵入人体的途径毒物侵入人体的途径有三个，即呼吸道、皮肤和消化道。在生产过程中，最主要的是经呼吸道进入，其次是皮肤，而经消化道进入的较小。防中毒基本措施（1）控制和消除有毒物质。用无毒物代替有毒物，低毒物代替高毒物。改进生产工艺，采用机械化、密闭化、遥控化和自动化等，避免有毒物质与人体接触。（2）降低生产性毒物的浓度。（3）采用个人防护品。使用各种隔离式氧气呼吸器、过滤式防毒面具等，可使人免遭毒气从呼吸道对人的袭击。穿好工作服，戴好防护手套，可使人免遭毒气通过皮肤对人体的危害。（5）健全防毒的管理制度，做好防毒的管理和监督工作。（6）从事有毒作业的人员，应定期进行体格检查。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程170万加氢装置主要有毒、害物及防护措施硫化氢（H2S）H2S无色，有臭鸡蛋气味，易溶于水，能燃烧；当浓度达到4.3%～45%时，能爆炸。硫化氢的毒性很强，对人眼、鼻腔、咽喉的粘膜，以及神经系统，都有刺激作用。空气中的硫化氢的含量达到0.05%时，半小时内能使人失去知觉，痉挛死亡。硫化氢泄漏事故处理措施（1）泄漏时应立即上报，并采取紧急处理措施，防止他人进入有毒危险区；（2）按规定佩戴好空气呼吸器进入泄漏区，查明泄漏源，关闭泄漏有关的阀门；（3）停止装置内附近区域的一切明火；（4）指派专人设立临时警戒线，禁止无关人员和机动车辆通行；（5）将中毒人员抬到空气新鲜处进行急救，并拨打气防急救电话119和医疗急救电话116；（6）当无法控制事态发展，可降温降压，直至按紧急停工处理。氮气（N2）氮气无色无味，本身无毒。但当作业环境中氮气增多、含量大于84%，而氧气相对减少，其含量低于16%时，会出现窒息症状，表现为头晕、头痛、呼吸困难、胸部压迫感、肢体麻木，甚至失去知觉；严重者可迅速昏迷，出现阵发性痉挛、青紫、疃孔缩小，对光反应迟钝等缺氧症状，如不及时抢救，可因严重缺氧致死。氮气窒息事故的处理措施迅速使患者脱离现场，移至新鲜空气处解开领扣，使呼吸通畅，注意保暖。若设备原因一时难以救出，应迅速向设备内输送氧气或空气。患者脱离现场后如呼吸停止,应立即进行人工呼吸,有条件者给氧吸入,并注射兴奋剂。如心脏停止,则立即施行胸外心脏按压。人工呼吸和心脏按压不可中断,要坚持做到心肺复苏成功或肯定已不可能再复苏。有条件者可应用心脏起博器起博，现场抢救成功的心肺复苏患者或重症患者，应立即送医院治疗。氮气窒息的预防措施（1）充盛氮气的容器设备一定要有鲜明的标志，严禁进入。在改动氮气流程时需进行三级流程检查，防止意外发生。（2）须进入氮气置换过的容器、设备检修时，要先经充分排风，测定氧含量在20%以上时并办入容器工作票后方可进入检修。（3）加强管理，定期检查氮气设备、管道是否有松动或破裂，严格操作规程，杜绝氮气跑、漏。（4）发生氮气泄漏，处理时操作工要戴空气呼吸器，工作场所须通风良好。（5）到氮气中毒环境中救人，一定要空气呼吸器或送风式防毒面具，并有专人监护，并拨打气防急救电话119(手机8478119)和医疗急救电话116(手机8478120)请求支援。一氧化碳（CO）349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程一氧化碳与血红蛋白的结合能力比氧气的结合能力高2000倍，一氧化碳与其结合后改变了氧气向细胞组织的输送机理。轻度中毒，听觉下降、乏力、失眠、有帕金森氏综合症等症状。严重中毒则头晕、恶心、精神不振、呼吸困难、心脏功能衰弱、中枢神经严重损伤。一氧化碳的安全措施（1）一氧化碳为无色无味的有毒气体，吸入将发生中毒现象，超过一定值时，常常导致死亡，空气中一氧化碳八小时加权平均允许浓度不大于20mg/m3。通常煤气与瓦斯中毒均是CO所造成。（2）一氧化碳非常易燃，其爆炸范围达12.5%～74%，应极其小心地保持远离火源，应当放置在通风良好的地方。（3）一氧化碳中毒者，应立即送至空气新鲜场所，让其平静休息，注意保温和保暖，如果发高烧则用水冷却头部，必要时进行人工呼吸并联系医院抢救，并拨打气防急救电话119(手机8478119)和医疗急救电话116(手机8478120)请求支援。职业中毒的现场急救的组织和准备（1）出现成批急性中毒病员时，应立即成立临时抢救的指挥中心，负责指挥、协调和联系等，现场主要领导须组织好并随时向上级汇报。（2）设法快速切断毒源，必要时有权采取非常措施。（3）如中毒现场在室内，立即开启门窗及通风设备，尽快排除毒物。（4）救护人员进入中毒现场，一定要注意自身保护。（5）立即通知医院做好急救准备，通知时应尽可能说清楚是什么毒物中毒、中毒人数、侵入途径和大致病情。现场抢救方法（1）首先将病人移到安全地带，解开领扣，使呼吸通畅，让病人呼吸新鲜空气，脱去污染衣服，并彻底清洗污染的皮肤和毛发，注意保暖等。（2）呼吸困难或呼吸停止时，应立即进行人工呼吸，有条件时给吸氧和注射兴奋中枢神经的药物。（3）心脏骤停者应立即实行胸外心脏按压术，现场抢救成功的心肺复苏患者或重症患者，如昏迷、惊厥、休克、深度青紧等，应立即联系救护车送医院治疗。（4）做好定期健康检查与环境监测。做到时期诊断、及时治疗。防毒器材（1）滤盒式防毒面具：分有机烃类、硫化氢两种，使用方法见13.4.4。（2）空气呼吸器：使用方法见13.4.4。b、噪声噪声的危害349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（1）当噪声作用于人们神经系统时，会使大脑皮层兴奋，导致条件反射异常，使脑血管张力遭到损伤，严重的可引起渗出性出血、脑电图电位改变。这些损害，一般可在24小时内复原，但如果得不到及时复原，将导致永久性病变。（2）人们长期接触噪声，将导致心跳过速、心率不齐；还可导致血管痉挛、血压升高，最终导致高血压、冠心病的发作等。（3）经常接触噪声，可导致消化液分泌异常、胃收缩减退，造成消化不良、食欲不振、恶心呕吐，从而导致胃病发病率的增高。噪声的控制和治理噪声的控制：控制噪声应从声源—传递—接受者三方面考虑。噪声源由固体、液体或气体的运动形成。减少激发力、隔震或阻尼构件的震动，或改变构件的固有频率，避免共震，均可获得降低机械噪声的效果。对于流体噪声，通过消除紊乱、降低流速、平滑流动以及衰减压力脉动等措施，也可以获得降低液体性噪声的效果。对于现有的机械设备噪声问题，最常用的办法是在传递路径上考虑。比如：在机器上采用隔离罩，在进、排气口或管路中加消声器；对机组进行隔震处理等。噪声的治理方法（1）消声：利用消声器来控制空气动力性噪声。（2）吸声：用吸声材料装饰在室内的墙壁上或吊挂空中，这样吸声体就会将噪声源的反射声能吸收掉，使噪声衰减而降低。（3）隔声：把发声的物体封闭在一个小的空间里，使之与周围环境隔绝起来的方法叫隔声。（4）隔震与阻尼。c、粉尘170万加氢装置粉尘情况170万加氢装置粉尘主要有催化剂粉尘，在密闭生产过程中一般不构成危害，装卸过程中对人体危害较大。粉尘对人体的危害生产性粉尘对人的最为严重的危害就是可以使人引起尘肺。（1）吸入某些金属粉尘，如吸入铁、钡、锡等粉尘，达到一定量时，可引起粉尘沉着症。（2）某些有机粉尘如羽毛可引起间质肺炎或外源性过敏肺泡炎；（3）金属和磨料粉尘可引起角膜损伤；（4）吸入铅、砷、锰等有毒粉尘，能在支气管和肺泡壁上溶解后吸收，引起中毒表现。防尘措施（1）人操作时尽量站在上风处。（2）带防尘口罩、空气呼吸器等。（3）易产生粉尘物料及时清理，能负压操作尽量负压操作。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程装置内危险性分析见表13.5.5表13.5.5装置内危险性分析表序号危害类别发生部位相应的作业活动1瓦斯爆炸加热炉、燃气管网等点火作业、清理阻火器等2触电机泵、空冷等带电设备、临时用电、变（配）电间等擦洗设备、清扫容器、配电间维护等3锅炉爆炸蒸汽发生系统、热水管网热水及蒸汽发生系统操作4容器爆炸装置各压力容器工艺、设备操作过程，装置内抢修或检修用火5中毒窒息装置各区域均有可能发生受限空间作业、设备泄漏6起重伤害装置内各起重作业点催化剂装填、装置内抢修或检修作业7机械伤害各运转设备附近搞机泵卫生、日常操作、装置内抢修或检修作业8车辆伤害各机动车行驶道路物质运输、装置内抢修或检修作业9灼烫各高温部分日常操作、加热炉点火10高处坠落装置内2米以上无可靠保护点日常操作、装置内抢修或检修作业11噪音泵区、压缩机区日常操作、C101开停机蒸汽放空12粉尘反应器上、下部反应器装卸剂349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程1设备常见腐蚀类型及维护保养14.1概述对于渣油加氢脱硫装置而言，工艺复杂，流程较长。其显著特点是临氢且高温高压，系统中还有较高浓度的硫或硫化氢存在。结合装置的特点，将操作中涉及到的由于腐蚀损伤及冶金学问题引起的损伤及其防护的内容编写如下：渣油加氢脱硫装置主要存在下列腐蚀类型与冶金学问题（1）高温氢腐蚀（2）氢脆（3）湿硫化氢腐蚀（4）高温硫或硫化氢与氢共存的腐蚀（5）硫氢化铵的腐蚀（6）奥氏体不锈钢连多硫酸应力腐蚀开裂（7）奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥离（8）Cr-Mo钢的回火脆化（9）氯离子腐蚀（10）碱脆（11）低温烟气的硫酸露点腐蚀下面分别针对本装置的情况对各种类型的腐蚀与损伤进行说明。14.2高温氢腐蚀在高温高压条件下氢会渗透扩散到钢材中，与钢中不稳定碳化物的碳发生化学反应生成甲烷，甲烷不能逸出钢外，而是在晶间空穴和非金属夹杂物部位聚集，使钢材鼓泡、裂纹，并引起钢的强度、延伸性和韧性下降与劣化，还伴有晶间断裂。一旦发生破坏，后果严重，这是加氢装置首先要考虑的问题。反应部分，包括加热炉、反应器、热高分、反应物流换热器及管道都有发生高温氢腐蚀的可能，必须选用能抵抗相应使用条件下高温氢腐蚀的材料。通常是根据美国石油学会推荐惯例(API941)“炼油厂和石油化工厂高温高压临氢作业用钢"(亦称纳尔逊曲线)来选择。且可根据使用情况与经验考虑一定的安全裕量。根据本装置工艺过程的最高氢分压，其2.25Cr-1Mo钢的使用极限温度不应超过454℃；1.25Cr-0.5Mo不应超过330℃。操作中应严防异常超温，另外，使用过程的维修中，如果有焊补时，必须进行焊后热处理。14.3氢脆氢脆是由氢本身引起的钢材脆化现象，氢原子渗入钢材之后，使钢材中的原子结合里降低，因而造成钢材的延伸率、断面收缩率、冲击韧性显著下降。但这种脆性是可逆的，一旦将氢从钢中脱出，钢材的力学性能就能恢复。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程低温氢开裂的敏感和钢的强度值，氢含量以及容器内所处部位的应力有关。决定钢抗氢脆最重要的因素是钢的强度值，钢材开裂敏感性随着强度的增加而提高。高强度钢的氢脆开裂可能在大约150℃以下出现。氢与钢材直接接触时被钢材吸附，并以原子状态向钢材内部扩散，溶解在铁素体中形成固溶体，使钢材边脆，塑性减小，这种脆性与氢在钢中的溶解度成正比。当钢中的氢浓度为6～7×10-6时，钢材的延伸率σ和断面收缩率ψ只有原来的20%～30%。在高温高压条件下操作的反应器，氢气会直接进入钢中，在典型的操作温度和氢分压下，氢在器壁中的浓度范围为2～6×10-6。在停工时，如果反应器冷却太快以致于氢气不及从钢中扩散出来，在温度低于150℃时延迟氢开裂就可能出现。炼油厂里的加氢装置，在停工过程中，加氢反应器冷却到150℃之前，在低压下恒温一段时间，脱除钢中的溶解氢，是防止产生氢脆的有效措施，氢渗透到钢中的方法不同，钢中的含量也不同，破坏的敏感性也是不同的。在含有硫化氢的水溶液中，已经测得钢中的氢浓度达到10×10-6以上，因而氢脆开裂敏感性更大。由这种腐蚀充氢机理引起的氢脆通常叫做硫化物开裂。硫化物开裂与氢开裂的不同仅在于氢进入钢中的量和机理，而这种类型的开裂的基本原因都是氢脆。14.4湿硫化氢腐蚀当化工容器接角的介质同时符合下列条件时，即为湿H2S应力腐蚀环境：（1）温度小于等于（60+2P）℃；(P为压力)；（2）H2S分压大于等于0.00035MPa，即相当于常温在水中的H2S溶解度大于等于10×10-6；（3）介质中含有液相水或在水的露点温度以下；（4）PH＜9或有氰化物存在。湿硫化氢腐蚀机理及形式:（1）对于碳钢，主要腐蚀形式为腐蚀减薄、点蚀、坑蚀；（2）对于部分碳钢(含碳量高、沸腾钢、钢内杂质含量高等）、低合金钢、不锈钢主要腐蚀形式为腐蚀开裂。开裂形式有4种：a.氢鼓泡（HB），b.氢致开裂（HIC），c.硫化物应力腐蚀开裂（SSCC），d.应力导向氢致开裂（SOHIC）。氢鼓泡（HB）：硫化氢腐蚀过程中析出的氢原子向钢中渗透，在钢中某些关键部位（非金属夹杂物处、冶金不连续处、分层处）形成氢分子并富集。随着氢分子数量的增加，其形成的压力不断升高，以致引起介面开裂，形成鼓泡。氢鼓泡常发生于钢中夹杂物及冶金不连续处，其分布平行于钢板表面。氢鼓泡发生不需要外加应力（载荷应力、残余应力），故从概念讲不属于应力腐蚀破坏范畴。氢致开裂（HIC）：在钢的内部发生氢鼓泡区域，当氢的压力继续增高时，小的鼓泡裂纹趋向于相互连接，形成有阶梯特征的氢致开裂。氢致开裂发生不需要外加应力（载荷应力、残余应力），故从概念讲不属于应力腐蚀破坏范畴。硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）：硫化氢在液相水中，由于电化学的作用，在阴极反应时生成氢原子渗透到钢的内部，溶解于晶格中，导致脆性增加（氢原子渗透到钢的内部晶格，在亲和力的作用下生成氢分子，钢材晶格发生变形，材料韧性下降，脆性增加），在外加拉应力或残余应力的作用下形成开裂。应力导向氢致开裂（SOHIC）：应力导向氢致开裂是在应力引导下，使在夹杂物与缺陷处因氢聚集而形成的成排小裂纹沿着垂直于应力的方向发展，即向压力容器与管道壁厚方向发展。在湿硫化氢环境中使用的设备、管线、管件等应选用镇静钢，并尽可能减少P、S349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程等夹杂物的含量。要降低设备和构件的高应力集中区，加工后必须施行消除应力的热处理，保证焊缝及其附近的硬度在允许值以下。14.5高温硫或硫化氢与氢共存的腐蚀处理含硫的原料油时，对于在240～425℃高温部位的设备与管道会出现高温硫的均匀腐蚀。腐蚀的实质是有机硫化物转化为硫化氢和元素硫，它们与钢材中的铁素体反应生成硫化铁。硫及硫化氢腐蚀反应需在一定的温度下进行，一般在240℃以上就有腐蚀发生，表现形式为腐蚀减薄为主。钢材铬含量越高，耐蚀性能越强。Cr含量大于5％的合金钢具有较好的耐高温硫腐蚀性能。一般选用Cr5MO、Cr9MO、Cr13、18-8等材料，12CrMo、15CrMo、1.25Cr-0.5Mo、2.25Cr-1Mo是常用的耐热临氢用钢，不宜用在以高温硫腐蚀为主的场合。硫化氢在350～400℃时还可分解为硫和氢，而生成的活性硫的腐蚀比硫化氢更强烈。所以对于含硫化氢物流在240℃以上高温场合或在300℃以上操作条件下有较高硫含量的油品加工时，一般选择镍铬较高(铬18%镍10%)的钢材解决抗腐蚀问题。对于硫化氢与氢共存的条件下，它对钢材的腐蚀比硫化氢单独存在时更为严重，因氢在腐蚀过程中象是起着催化剂的作用，加速腐蚀的进程。此场合可按柯柏（COUPER）曲线(即钢在硫化氢十氢气条件下的等腐蚀曲线)来估算腐蚀率后再确定所选材料。14.6硫氢化铵腐蚀硫氢化钱是加氢处理时生成的氨和H2S发生反应的产物。当反应物流冷却下来时，NH3和H2S化合生成固体的NH4HS盐会沉积在高压空冷器管子及其下游管道中，为了防止胺结果往往导致管子的快速腐蚀。NH4HS腐蚀的程度和KP系数有较大的关系。Kp系数是进人空冷器物流中NH3的摩尔百分数mol%与H2S的摩尔百分数mol%的乘积，即KP=[NH3][H2S]。由于高压空气气的腐蚀是一个很复杂的现象，影响因素很多，非一个参数就能规定它的腐蚀行为。对于本装置中所用的碳钢高压空冷器，控制好以下几点对保证安全使用是有好处的。（1）Kp系数必须小于0.5；（2）空冷管束中流体的流速控制在4.6～6m/s之间，在上下游管道中为9m/s；（3）应尽量减少物流中氢化物和氨的含量。另外，从高压分离器水相中的NH4HS浓度也可以作为-个很粗略的估算管子腐蚀程度的指标，一般NH4HS浓度大约在2wt％时，腐蚀就可能发生，浓度越高腐蚀加剧，但也有浓度达5wt％时仍无腐蚀的例子，所以只能以此作为一个指南优化注水量。14.7奥氏体不锈钢连多硫酸应力腐蚀开裂当空气、水、硫化铁锈都存在时，就会有连多硫酸生成。它与拉应力共同作用下可能会使奥氏体不锈钢产生脆性开裂，即使在室温条件下，裂纹也会很快产生。尽管采用了抗腐蚀性能较强的稳定型不锈钢，要避免将奥氏体不锈钢设备打开暴露在空气或湿气中时引起应力腐蚀开裂，仍要十分小心。保护这种钢的最好办法是使它保持干燥，不和空气接触。或者采用加热的方法以防止湿气凝结。如做不到这点，它就会与空气和湿气接触。此时可采取这样的方法，即当奥氏体不锈钢与空气、湿气接触以前，349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程用碱液进行中和，检修期间不打开的奥氏体不锈钢设备应密封在氮气环境中。由于在每一检修周期所进行的维修工作重点各不相同。因此，各检修周期对奥氏体不锈钢所采取的保护方法都要记录下来，这些方法应由维修、工艺和设备的有关技术负责人进行审查和批准。以下是设备与管道在维修工作中应遵循的一般的规定：对内壁有奥氏体不锈钢堆焊层的反应器、换热器及连接的不锈钢管道因清扫和检查打开前，应全部用1.5～2.5%的碱液进行洗涤。当设备暴露在空气中时，残留的碱液应允许保留在设备上。当使用超声波对奥氏体不锈钢管道、容器、加热炉管等进行检测时，除非在检查前进行了中和洗涤，否则不得使用水来取代石油或润滑油脂作为耦合剂。为了避免奥氏体不锈钢在高温有碱存在的环境下产生“碱脆”腐蚀，对于进行中和清洗后的管道和设备，在重新投用前应使用含氯离子很低的脱盐水清洗掉金属表面上残留的碱液。14.8奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥离对于有奥氏体不锈钢堆焊层的设备，在高温高压氢气介质中操作时，氢会侵入容器壁中，而当设备从正常运转状态停工时，由于氢在母材与奥氏体不锈钢堆焊层中的溶解度和扩散速度不同，将在过渡层上吸藏大量的氢，且因二者的线膨胀差别大形成很大残余应力而使母材与堆焊层产生剥离现象口此损伤与氢分压、温度、停工时的冷却速度、反复停工的频率等操作条件与工况都有关系。为防止或缓和这种剥离裂纹的发生或扩展，在设备使用过程中，应严格遵守操作规程，尽量避免非计划紧急停车，以及在正常停工时要设定使氧气尽可能从器壁中释放出去的停工条件，以减少残余氢量。另外，在定期检修中，采用超声技术进行检测以判断是否有剥离发生或扩展也是很必要的。14.9Cr-Mo钢的回火脆化为了防止由于Cr-Mo钢回火脆化引起2.25Cr-1Mo、1.25Cr-0.5Mo钢制设备的脆裂，在生产过程中对反应部分的2.25Cr-1Mo、1.25Cr-0.5Mo钢制设备，在脆化温度范围（一般为325～575℃）内工作的，在装置第一次投入生产后的重新开停工，不得在低温下，就对设备加满压。应该保证当温度低于93℃时，对2.25Cr-lMo、1.25Cr-0.5Mo钢制设备的加压应限制到所加压力产生的应力不超过钢材屈服极限的20%。对于本装置来说，当高压系统压力在6.27MPa以上时，温度必须维持在93℃以上；或者说从6.27MPa开始升压前，温度先必须升高至93℃以上。另外当紧急泄压时，其压力紧急泄放至6.27MPa以前，温度勿使其突降到93℃以下。只有这样才不会使设备材质发生回火脆化性破坏。而且在开停工时也应避免由于升降温过快而造成过大的热应力。一般当设备壁温小于150℃时，升降温速度不宜超过25℃/小时。14.10氯离子腐蚀不锈钢用作海水、工业水等的热交换器的钢管，或用作其它配管、塔、容器等时，常由于环境中含有微量的CL-离子，由于离子浓缩而发生应力腐蚀开裂。对于氯化物应力腐蚀开裂的解释也有多种说法：（1349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程）吸附理论：在承受应力的情况下，氯离子吸附在裂纹尖端，造成原子M-MO之间的结合力下降和破坏。这一过程的不断进行，造成了SCC的扩展。（2）电化学理论：应力腐蚀开裂是一种因金属表面阳极区溶解而产生的现象。而应力有加速阳极溶解的作用。（3）膜破坏理论：金属受到拉伸应力作用时，因位错移动而生成滑移台阶，进而使钝化膜破坏，露出新鲜表面，新鲜表面的活性溶解，导致SCC不断发展。（4）腐蚀产物楔入理论：许多人认为，在不锈钢裂纹内产生的腐蚀产物的楔入作用造成裂纹的扩展。（5）氢脆理论：在裂纹尖端有与阳极反应相应的阴极反应发生。所生成的氢或加工氢进入钢中引起氢致开裂。14.11碱脆金属在持久拉应力（包括外加载荷、热应力及冷加工、热加工或焊接后的残余应力等）和特定的腐蚀介质联合作用下出现脆性开裂，特点是出现腐蚀裂缝甚至断裂，裂缝的起源点往往是在点腐蚀小孔或服侍小坑的底部；裂缝扩展有沿晶间、穿晶粒和混合型三种，主裂缝通常垂直于应力方向，多半有分枝；裂缝端部尖锐，裂缝内壁及金属外表面的腐蚀程度通常很轻微，裂缝端部的扩张速度很快，端口具有脆性断裂的特征。含氯离子介质中使用的奥氏体不锈钢换热器容易发生应力腐蚀开裂如常顶奥氏体不锈钢空冷管束断裂，塔底衬里破裂等：锅炉的碱脆，或称苛性脆化；汽轮机叶轮的飞裂；在潮湿的含硫化氢气氛中的某些钢材开裂，硫化物应力开裂。易于产生应力腐蚀破裂的环境：高温碱液（NaOH、Ca(OH)2、LiOH）、氯化物水溶液、海水，海洋大气、连多硫酸、高温高压含氧高纯水、水蒸气（260℃）、浓缩锅炉水、260℃H2SO4、湿润空气（湿度90％）、NaCl+H2O、热NaCl、湿的氯化镁绝缘物、H2S水溶液。14.12低温烟气的硫酸露点腐蚀这类腐蚀多发生在加热炉、锅炉空气预热器的低温部位。加热炉、锅炉用的原料中含有硫化物，在燃烧中生成SO2、SO3。温度较低时，遇过冷的金属，SO2、SO3便与水形成亚硫酸、硫酸，引起设备的腐蚀。另外硫酸和亚硫酸还会黏附烟气中的灰尘，凝结后形成不易除去的黄垢，堵塞空气预热器的管束。14.13设备维护保养（1）执行机泵设备定期切换(点动)和定时盘车，使备用设备处于良好的备用状态。（2）搞好设备润滑，坚持设备润滑“三级过滤”和“五定”，并保持好润滑油器具的干净整洁。所谓“三级过滤”：从领油大桶到岗位贮油桶(一级过滤)、岗位贮油桶到油壶(二级过滤)、油壶到加油点(三级过滤)；五定：定点、定时、定质、定量、定人。（3）责任区域设备、电机及机泵本体(包括油杯)、机泵座周围卫生每班要搞一次，无积水、无油污等脏乱痕迹，做到沟见底、轴见光、设备见本色。（4）泵房内的机泵阀门螺杆要擦光亮，每周用机油保养一次；室外阀门螺杆用黄油保养。阀门手轮、螺母齐全，无松、锈、脏等现象。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程（5）装置内压力表、温度计、液位计等安全附件齐全、完好，发现损坏及时更换。（6）要懂得设备使用“四懂三会”；四懂：懂设备结构、原理、性能、用途；三会：会操作使用、会维护保养、会排除故障。（7）设备运行“四不准超”：不准超温、超压、超速、超负荷运行。（8）设备日常维修保养：日常维修保养(日保)：亦称例保，即每天由操作者照例进行的保养。要求操作者每班必须做到：班前对设备进行检查、润滑，班中严格执行操作规程，下班前十五到二十分(周末适当延长)对设备进行认真的清扫擦试，将设备状况记录在交接班记录本上。（9）设备维护坚持“一点两巡制”：“一点”是操作工人按岗位对设备进行定点检查，搞好稳操作，严格工艺纪律，做到不超温、不超压、不超负荷运行；“两巡”是车间设备主任和设备员坚持每天对装置设备进行巡回检查两次以及钳工、电工、仪表包机班坚持每天对包机范围进行巡回检查，发现问题及时联系处理，保证设备正常运转。15常用化工名词解释常用词定义对在HC/RDS装置使用的大多数单位、缩写、技术术语和行话做出定义。15.1单位：HC/RDS装置操作过程中，经常用以下单位和缩写。BPOD：每个操作日的桶数(BarrelsPerOperatigDay)。用来表示物料的流率，一桶等于42U.S加伦或5.614立方英尺。一个“操作日”是指装置正常操作日，用天数表示流率，它是全年的平均流率。每个操作日的桶数（BPOD）是指换算到60℉的标准条件，如油品的比重不同或流动时的温度不同于孔板流量计的设计温度，那么必须校正表的读数。Kcal：千卡(Kilocalorie)用来表示热量。把1千克的水加热1℃所需的热量，用1Kcal来表示；把1千克的水变成1千克蒸汽，需要大约556Kcal的热量。Kg/cm2(a)：每平方厘米千克数(绝对)(KilogramsperSquareCntimeterAbsolute)用来表示绝对压力。大气压力为1.033kg/cm2(a)。Kg/cm2(g):每平方厘米千克数(表)(KilogramsperSquareCntimeterGauge)用来表示表压。这是压力表盘上的读数，要得到绝对压力，用压力表数加1.033kg/cm2(a)。Kg/hr:每小时千克数，用来表示物流的质量流率。Kg·mole:千克·摩尔。用来表示一种化学分子化合物，或重量等于平均分子量的混合物的量。例如1千克摩尔氧气(02分子量=32.0)重32.0千克，而1千克摩尔丁烷(C4H10分子量=58.1)重58.1千克。KW：千瓦特。用来表示一台电动机或其它用电设备的功率。L/Minute：每分钟升数。用来表示工艺条件下液体物流的流率(如泵的排量)，与BPOD不同，这些单位不必校正到标准条件。m3/hr：每小时立方米数(CubicMetersperH349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程ours)用来表示等同于BPOD条件下液态物流的流率(见BPOD的定义)mmHg：水银的毫米数。(汞的化学符号为Hg)。用来表示绝对压力，尤其是减压系统，大气压力为760mmHg。MMKcal/hr：每小时百万千卡(MiuionKilocaloriesperHour)。用来表示换热器或燃烧加热器的传热率。Nm3：标准立方米(NormalCubicMeters)。用来表示气体量(气体在0℃和760mmHg下，1立方米)。22.4Nm3气体相当于1千摩尔。如22.4Nm3的氧气(02)重32.O千克。Nm3/KL：每千升油标准立方米(NormalCubicMeterperKiloLiterofoil)用来表示相对的气油比，尤其是氢耗或循环气比。PPb：每十亿中的份数(PartsPerBillion)1000PPb等于1PPm。PPm：每百万中的份数。用来表示液体很少的重量浓度(PPmv)或气体的体积浓度(ppmw)。10000PPm等于1％。SCF：标准立方英尺(StandardCubicFoot)，用来表示60℉和大气压力标准条件下气体的体积。SCF/Bbl：每桶原油标准立方英尺(StandardCubicFeetperBarrelofQil)用来表示相对的油气比，尤其是氢耗或循环气比。15.1缩写指南下列缩号一般用于HC/RDS装置。BAT：床层平均温度(BedAverageTemperature)指定催化剂床层水平平均温度的算术平均值。BFW：锅炉给水(BoilerFeedWater)特殊处理的脱氧水，其溶解的固体和氧气量很低，用来在锅炉中产生蒸汽。CAT：催化剂平均温度(CatalystAverageTemperature)BATs的体积加权平均值，每个BAT值，用反应器系列活性催化剂的体积分数加权。COP：催化剂密相装填(CatalystOrientedPacking)，一种催化剂颗粒密相装填技术，在一定的体积内，与常规催化剂装填方法比多装10～15％的催化剂。EFOBarrel：当量燃油桶(BarrelofEquivalentFuel0il)定义为3300000Btu(HHV)或6000000Btu(LHV)EOR：开工末期(EndOfRun)定义为催化剂结垢严重，提高反应温度也不能满足产品质量指标的要求。此时，必须更换催化剂。fH2：进料气中，氢气的摩尔分数。HHV：一种燃料的热值，60℉的燃料完全氧化成60℉的二氧化碳和液态水产生的热量。LAT：水平平均温度(LevelAverageTemperature)催化剂床层一个水平面上的平均温度。LHSV：液体每小时空速(LiguidHourlySpaceVelocity)反应器进料率(bbL/hr)与催化剂体积(bbL)的比值。LHV：燃料的低热值(燃烧净热值)。60℉的物料完全氧化成60℉的二氧化碳和水蒸汽产生的热量。LPG：液化石油气(LiquitedPetroleumGas)主要是丙烷和丁烷，有少量的乙烷和戊烷。MCR：残碳。它是油品中焦碳前身的一种测量值，为ASTM(ASTMDl89)康拉逊碳当量。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程MOR：开工中期(MiddleOfRum)。刚好在SOR和EOR之是的中间点，也是结垢率相对低的时期。MOV：(MotorOperatedValve)电动控制阀，带电动控制器的切断阀。O/H：(OverHead)塔顶产物。PCD：工艺控制图(ProcessContnolDiagram)PFD：工艺流程图(ProcessFlowDiagram)PH2PPH2或氢气分压(PartialPressureofHydrogen),假设所有的油分子都汽化时反应器中平均氢分压。PID：工艺仪表图(ProcessandinstrumentDiagram)。RVP：雷诺蒸气压(ReidVaperPrerssur)。S/D：停工(ShutDown)。SOR：开工初期(StartOfRun)。催化剂在新鲜阶段，一般是指投入进料的前30天。SPGR：比重(SpecificGravity)TBP：真实沸点(TrueBoilingPoint)常压下纯液体的沸点。TEOR：开工末期催化剂的平均温度。TSOR：开工初期催化剂的平均温度。T－T：切线长度。塔、罐和反应器圆柱截面长度。VR：减压渣油。VRDS：减压渣油脱硫。AR：常压渣油。ARDS：常压渣油脱硫。RDS：重油加氢脱硫。X：转化率，进料转化成产品的体积分数。15.1技术术语技术术语，在理解HC/RDS装置的操作方面是很有用的，在较为常用的是：吸收塔：一个塔内上升的气体与下落的液体接触，使部分气体吸收在液体中。胺类：能被认为是氨(NH3)衍生物的任何化合物，即氨中的一个或多个氢原子被碳氢基取代(例如，苯胺，C4H5NH2)。氨：进料中的有机氮分子与氢反应生成的一种化合物(NH3)的水溶液显碱性，有助于吸收H2S。API比重：一种任意比重标度，表示液态石油物流的比重或密度，增加的API比重表示减少的密度，测量标度根据API度来校正：芳香烃:只有一个或多个不饱和环的化合物，在加氢工艺中，通过氢化饱和成环烷烃。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程沥青质：含大量不饱和环、金属硫氮含量高的一类化合物。定量测量为不溶于热庚烷的物质。试验：用来说明不同分子混合物沸点分布的一套数据。ASTMD86：用来得到混合物沸点试验数据的一种试验方法，混合物最重组分在约370℃或更低温度时沸腾。ASTMD1160：用来得到混合物沸点试验数据的一种试验方法，混合物的大部分在高于370℃时沸腾。挡板：一种部分限制，一般是一块板，放置在安装挡板的设备中用来改变流体的方向，引导流动或促进混合。界区(BL)：围住任何工艺设备的边界，工艺设备包括特殊工艺设备，但是不包括辅助设施和贮罐。床层沟流：催化剂床层中的液体和气体分布不良，以致于液体在床层截面走旁路。覆盖气体：罐内液体上方气体，这种气体保护液体不受空气的影响。如果覆盖气体是惰性的，在正压力下，它能减少液体爆炸的危险。泄放：一般微打开阀门，将管线或罐中少部分物质排放出去。泄放气流：在正常的操作下，为确保反应器氢分压，从反应器系统中放出的高压气流（轻烃类物质）。盲板：插在管线法兰之间，防止流动的一块平板。切断阀：闸阀的代名词。放空：降低容器压力的动作。该术语也用来限定物质，该物质要从工艺中除去，以控制杂质含量(例如：冷却塔放空和锅炉放空)。沸点：液体的蒸气压力等于系统压力时的温度。如果没有指定压力，那么压力是指大气压力。例如，在大气压力下，水的沸点是100℃，在压力为18.2kg/cm2的蒸汽罐中，其沸点为208℃。沸程：一般在大气压力下，混合物沸腾的温度范围。塔底产品：从蒸馏塔底部流出的液态物流。泡点：混合物的蒸汽压力刚好等于系统压力时的温度，即在加热混合物时，第一个气泡生成的温度。副产物（品）：次要或额外的产品，重要性不大，除主产品之外的一些产品。二硫化碳或二甲基二硫化物：用来硫化新鲜催化剂的化合物。催化剂：能加速反应速度，但是在反应完成后基本保持不变的一种物质。对于HC/RDS操作来说，催化剂是一种含贵重金属(如镍和钴)的铝基固体。催化剂活性：在特定的温度下，镍化剂脱硫、脱氮、脱金属、脱残碳，饱和或加氢的能力，在指定温度下，转化率越高，催化剂活性越高。催化剂床层：反应器中一层催化剂。催化剂寿命：从开工到EOR，一次装填催化剂使用的总时间。催化剂毒物：部分破坏催化剂加快反应速度能力的一种物质。催化剂撇顶或催化剂撇头：除去或换一反顶层催化剂。当沉积物严重堵塞上层催化剂床层，并使通过第一床层的压降上升时，就要做这项工作。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程催化裂化：通过使用加热、加压和催化剂使大分子分裂成较小分子的工艺。止回阀：只允许正向流动，而不能反向流动的阀门(也叫单向阀或NRV)。化学反应：一种或多种分子转化成其他种分子的化学变化。金属衬里：一层薄的抗腐蚀，并起保护作用的金属层，固定到抗腐蚀性差的厚母材上。凝聚器网：用来促使从油中分离出水的细钢网结构。焦炭：富炭物沉积物，通过不期望发生的副反应慢慢积聚在催化剂上，降低催化剂活性。焦碳产物母体：会在下游工艺设备中生成焦碳的油中分子(下游设备如焦化装置和FCC)。焦化：焦炭沉积在催化剂或工艺设备、管线的过程。塔：一种高高直立的容器，里面装有塔盘或填料，用来分馏或吸收。压缩比：对于指定的压缩机级，压缩机出口与压缩机入口绝对压力的比值。压缩机：一种机器，它吸入气体，压缩气体(如减少气体的体积)，以更高的压力排出气体。凝聚：(1)液体从离开蒸馏塔顶的蒸汽中冷凝出来；(2)凝聚蒸汽；(3)升高压力，用冷却的方法，从富天然气中分离出石油液体。对流段：在加热炉炉膛上方燃烧的部分，其热量靠对流传递，而不是靠辐射。转化率：进料在反应器中变成较轻产品的量。腐蚀：在容器或管线型金属与某些化学物质之间进行的反应，它逐步弱化金属的性能，最终被迫更换，这种反应是人们不期望发生的。裂化：一种炼油工艺，它使较大、较重和更复杂的碳氢化合物分子分裂成较小、较轻的分子，裂化需要加热、加压，一般还要使用催化剂，裂化有效地增加的汽油产量。馏分：蒸馏塔的一种产物。轻馏分含低沸点的组分，从塔的上部流出。重馏分含高沸点的组分，从塔的下部流出。切点：确定蒸馏塔两种相邻产品划分的沸点。脱金属：带有金属的分子与氢反应，生成金属硫化物的工艺，金属硫化物沉积在催化剂表面。脱氮：一种工艺方法，使用这种工艺，使碳氢化合物和氢反应生成氨，脱除氮。脱盐罐：从原油中脱盐的一种工艺装置。脱硫：一种工艺方法，使碳氢化合物和氢反应生成硫化氢，脱除硫。破沫网：放在罐顶部，蒸汽出口下方的网状垫，用来脱除夹带在气体中的任何液态“雾”。柴油：一般指沸点在150℃～370℃的馏分，在汽车、卡车或航海发动机中使用。二乙醇胺(DEA)：一种胺化合物，用在吸收塔中，从气流中除去H2S。排出口：泵或压缩机的出口或高压端。蒸馏：使向上流动的蒸汽与向下流动的液体接触，把多种液体混合物分成两种或更多沸点范围产品的工艺。双切断阀：双连续切断阀，通常用在三通上常有第三个切换阀的短管线分开，用349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程来将两个系统可靠地隔开，第三个阀通常是打开的，探测两个主阀门是否漏。通风：加热炉炉膛表压的一种测量方法，通常以水柱高度计量，在燃烧加热炉火嘴处，通风一般为13mm水柱，它表示炉膛内火嘴附近的压力比大气压力低13mm水柱，通风越高表示压力越低。断开短管：两端带法兰，能很容易卸下的短管线，用来可靠地隔开两个系统，也可视为可拆卸短管。流出物：流出反应器的物流。脆化：反应器金属，尤其是焊接金属的老化过程，长时间暴露于高温下，使金属稍微退化，并变脆。吸热反应：吸收热量的化学反应。终切（馏）点：在实验中记录的最后温度，它表明停止实验时使气化分子的沸点。夹带：在蒸汽流中传输液滴雾的一种物理现象。放热反应：放出热量的化学反应，使反应物质的温度上升。进料气：补充气和反应进料气的混合物，它与进料油混合，通过换热器，进料加热炉，进入反应器。进料：送入工艺装置或一台工艺设备的物质。过滤：使液体通过多孔物质，除去悬浮物。炉膛：燃烧加热炉的一部分，在这里安放火嘴，热量通过辐射传到炉管。固定床操作：催化剂在反应器中保持固定状态的一种操作方式，在适当的地方，能定期使催化剂再生，相对于流化床操作。火炬：火炬是一种用燃烧的方法安全地处理废气的方法，用升高的火炬，在管子或烟囱的顶部(装有火嘴和点火器)进行燃烧。除在或靠近地面进行的燃烧外，同样地，安装地面火炬。闪蒸(或闪蒸汽化)：一种操作方法，把油加热到高温(大多保持在液态)，释放到低气压，进行大量的汽化(闪蒸)。闪点：使油放出足够的蒸汽，用火花点燃，产生小闪光的最低温度。流通量：单位时间和横截面积的量，例如热通量Btu／hrft2是一个用来确定重沸炉可接受的热量传导率的指标。起泡：作为充气或溶解在液体中气体释放的结果，在液体表面形成泡沫或发泡。积垢：固体或污染物沉积在工艺设备上(例如，换热器或反应器床层)，使装置的效率降低。积垢速度：为保持转化率，必须随时间增加催化剂温度的速度，由于催化剂上的结焦和金属沉积，提高催化剂的温度，补偿活性损失。分馏塔：通过一次蒸馏过程，分出各种石油组分用的塔，塔可以根据组分沸点沿塔的高度，在不同的点设多个抽出塔盘。分离：连续级分离，每次分离都从混合物中一定比例的一种物质。操作可以是沉淀，结晶，蒸馏等。新鲜催化剂：在碳氢化合物中使用的任何硫化催化剂。还一直没有被焦碳或催化剂毒物失活的催化剂。瓦斯油：粘度和沸程在煤油和润滑油之间和液态石油馏分，重瓦斯油在润滑油范围内沸腾，有时蒸馏终点达593℃（1100℉）。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程燃料油：一个用来表示用于发电和加热燃油的一般术语。加热炉：用来表示燃油、燃气加热炉的术语。闸阀：设计成完全开启，或完全关闭的阀门，在开启位置，阀门基本上不会产生压力降。球阀：设计用来调物流流率的一种阀门，即使在打开状态，也会产生大的压降。扬程：表示压力的术语：它是液体在一个表面上施加相等压力的液标高度。集合管：(1)两个或更多管线连在上面的共用管线。(2)加热炉盘管中，两个接管之间的“U”型接管。换热器：把热量从一个物流传到另一种物流的设备，具体地是一台设备，它有管状的管线排列，通过管型实现热量从热的向相对冷的物质的传递。重质尾部（尾油）馏分：混合物中沸点最高的分子。过热点：催化剂床层的几个区域，由于通过床层的液态和气态进料分布不好，放出大量的热，在低流速区，油在更苛刻的条件下反应，导致过度裂化和结焦，过热区的催化剂比设计操作条件下的催化剂失活速度更快。碳氢化合物：只含碳和氢原子的一类化合物，实际上，含有微量硫、氮、或金属的分子也叫碳氢化合物，原油和它的炼制产品都是碳氢化合物。加氢裂化：伴随着大量的氢耗，把大分子裂化成较小分子的工艺，使产品比进料含氢更丰富。加氢脱氮(HDN)：油和氢一起加热，脱氮的工艺，减少油中的含氮量。加氢脱硫(HDS)：油和氢一起加热，脱硫的工艺，分出原油中的硫。加氢：加氢使一种化合物饱和，或把它分成两个或更多的分子。氢分压：由CHEVRON研究和技术公司定义：假设进料油或产品的组分全部汽化，反应器中氢的分压。一般表示为出口和入口氢分压的算术平均值。在操作手册中，我们用入口氢分压表示。硫化氢：由进料中的硫和氢反应生成的一种化合物，一种毒性很高的气体。加氢工艺：在工艺过程中加氢，精制产品。加氢精制：Chevron研究和技术公司得到许可的工艺：在催化剂和过量氢存在的情况下，在温度和压力苛刻的条件下，使进料油脱硫、脱氮，脱金属、饱和、深度裂化。抑制剂：一种物质，在石油产品中或处理产品的设备中加入很少的量，可以防止或减缓不希望化学反应的发生。总的来说，抑制剂的主要功能是防止或减缓氧化或腐蚀。注（洗涤）水：向反应产物空气冷却器中注水，洗去反应产物中的盐。界面液位：分离器中，油层的底部和水层的顶部。挡板式气液分离罐或容器：装有挡板，气体和液体混合物通过时，相互分开，当混合物触及挡板时，冲击力使气体释放出来，使其通过顶部，较重的液体落到罐的底部。泄漏：通过松的接口或循环气压缩机密封，从高压部损失的高压气体(大多是氢气)。轻质烃：混合物中，沸点最低的一些分子，通常为CH4～C4H10。轻石脑油：石脑油馏分中，最轻的蒸馏分子。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程轻质产品：沸点低于最低沸点润滑油馏出物的产品。低硫燃料油(LSFO)：从产品分馏器底部产生的脱硫燃料油产品。制氢：在制氢厂中，用蒸汽重整碳氢化合物，生产出的高纯氢(95～100％)。金属羰基物：催化剂金属和循环气中的一氧化碳反应生成的毒物很高的化合物，羰基物在低于205℃的温度下生成，如果停工后，要打开反应器的温度冷却到205℃以下前，必须把循环气中一氧化碳的浓度减少到30PPm以下。残炭：一种ASTM程序，用来确定汽化和热解油样后，剩余的含碳残留量，用来说明进料中焦炭生面母体的相对量。毫米汞柱：用来定义绝对压力低于1个大气压的压力单位，760毫米汞柱表示压力等于一个大气压。石脑油：一种馏分，在30～170℃之间沸腾，用于生产汽油。环烷烃：一类分子，含有一个或多个饱和环，但是没有不饱和烷。羰基镍：一种羰基金属[Ni(CO)x]，是已知对人最毒的物质之一。非工艺设备：补充炼油厂工艺的设备和支持系统，不在装置界区内，一般包括油罐，装卸公共设施，火炬等。烯烃：直链或带侧链含一个或多个不饱和键的化合物。一次通过：一种形象说明：(1)无部分产品的循环的条件或操作，(2)来自这样操作的产品。受控：一种状态，控制器调节控制阀杆的位置，使工艺变量与期望的设定值一致，当控制伐完全打开或关闭时，状态是不受控制的。过度汽化：液体从塔盘上方通过重质进料汽化区。塔顶产品：蒸馏操作中的产品，其沸点最低。这些产品在塔顶，以蒸汽形式流出。重叠：馏分中沸点超过名义切点的物质量。氧化：物质与氧化学结合的反应。石蜡：没有不饱合键的直链或带侧链的碳氢化合物。分压：指定化合物总蒸气压力的比例份额。PH：表示溶液酸碱性程度的尺度，天然水的PH值为7.0，PH值小于7的溶液，每降一个PH值，酸性强业倍。PH值大于7的溶液，每高一个PH值，碱性强塑倍。例如，PH值为9.0的溶液的碱性比PH值为7.0的强100倍。相：在复杂的系统中，固体、液体或气体以明显分开的形式，同性质存在。聚合：两个或更多的分子结合，生成一个大的单分子，这个新分子更复杂，有不同的物理性质。倾点：在一定的条件下，在不受干扰的情况下，使油冷却时，油能倾到或流动的最低温度。沉淀：(加热或用化学试剂)使可溶的物质变成不可溶的物质，因而，把它从溶液中分离出来。预热器：在把物料通入主工艺设备前，预先加热物料的设备。压降：由于摩擦力产生的压力降低。当液体或气体通过管线，罐或其它设备时，都会产生摩擦力。349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程循环回流：从蒸馏塔侧面抽出，冷却到泡点以下，然后送回上层塔盘的物流。这样能部分凝结向上流动的蒸气，从塔中取出热量。吹扫蒸汽：注入炉膛的蒸汽，防止出现失控燃烧的可能性。自燃物：一种物质(如，硫化铁)，当暴露于空气时，能立即着火。急冷：为中止或抑制一个反应，突然冷却热的物质，在热裂化操作中频繁使用急冷方法，通常是把冷油注入到排出线中。急冷气：在反应器之间注入，控制反应物温度的部分循环气。辐射段：在炉膛内燃烧燃料油，在这儿，大部分热是直接辐射传导，而不是靠对流。兰氏残炭：一个ASTM程序，确定油样汽化和热解后剩余的含碳残渣量，用来表示进料中焦炭母体的相对量。反应器进料气：补充气和循环气的混合物，它与进料油混合，通过进料换热器，进料加热炉，然后送进第一反应器。循环进料：返回到反应器的部分分馏塔产物，在开工期间，有时在事故状态下，使用产品作为循环进料。循环气：循环压缩机排出气，它提供部分反应器进料气和全部急冷气。常压渣油：蒸去较轻的低沸点的组分后，API比重降低的原料油。回流：冷凝的部分塔顶蒸气，它被回流到塔的顶层塔盘。再生：(1)把物质恢复到原来能力或性质的工艺，(2)在催化剂工艺中，有时在仔细控制温度和再生气中氧气含量的条件下，烧掉焦炭沉积，恢复催化剂的活性。雷德蒸气压(RVP)：空气的体积为液体积4倍，100℉时的蒸气压，表示车用汽油气阻趋势，以及爆炸和汽化的危险，ASTMD323。通常用磅／英寸2(表压)(Psig)表示。放空系统：阀门、罐、火炬组成的系统，用来避免炼油厂中超压的影响。放空阀：当管线或设备中的压力超过最大安全值时，阀门就会打开。因此，阀门解除高压条件(释放到火炬系统)。停留时间(或保留时间)：用于表现反应器和容器的特点，平均流动要素在反应器中所用的时间量。渣油：重油或塔底产品，它是在汽油和其他沸点相对低的组分被蒸馏后，剩下的产物，或是除最重的组分，已蒸馏掉所有的组分后，原油的剩余部分。运行图：作为开工天数的系数，表示CAT的图。饱和：指不含双键或三键的碳氢化合物，含最多可能的氢，因而，分子用氢“饱和”。侧线馏分：从分馏塔侧面抽出的液态产品。分离器：用来把物流分成气体和液体组分的压力容器。苛刻度：工艺装置操作条件的强度。表面温度：燃烧加热炉管壁或反应器壁外面的温度。多硫化钠：一种化合物(Na2349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程Sx)。注入到产品冷却器中，消除氰化物诱导的腐蚀，并硬化硫化铁结垢，限制腐蚀。溶解损失：当气体溶解液态下行流中时，从高压部分流出的氢。含硫：专用于表示含H2S或硫磺的物流，或处理这种物流的设备。废催化剂：已失去活性，要从反应器中卸出的催化剂。溢回：从压缩机出口“溢回”到压缩机入口的物流，保证压缩机在最小流率以上操作。稳定：从产品中汽提出轻碳氢化合物，满足存储要求的工艺。直馏油：没有透过任何裂解或其它化学处理，从原油中得到的产品。汽提塔：一种小蒸馏塔，用重沸或汽提的方法从馏分中除去轻馏分。吸入：泵或压缩机的入口或低压端。硫化：一种工艺方法：沉积在催化剂上的高活性金属，从氧化物变成金属硫化物，能促进更加平缓，稳定的加氢反应。硫：一些油分子中含的元素，HC／RDS进料中的大部分硫，在反应器中，被变成H2S。喘振：由于流量低，离心压缩机极不稳定的操作状态。缓冲罐：用作通过管线泵送液体的容器或缓冲罐，从而，稳定流体的波动。拖尾：馏分的终馏点和它的名义终馏点之间的差值或它的初馏点和它的名义初馏点之间的差值。罐：用来保存，测量或输送液体的圆桶形或球形容器。温度偏移：高温导致高的反应速度，反过来，高的反应速度导致高的反应温度等的情况。如果反应是放热反应，才会出现这种情况，急冷是一种方法，用来控制反应，防止温度偏移。热震：过快地加热或冷却设备系统，在金属设备如反应器中产生的结构损坏。温度失控：快速增加的温度偏移。处理量：在指定时间内，加到工艺设备的进料量。真实沸点曲线(TBP曲线)：油的特性蒸馏曲线，它把组分汽化的体积分数与常压沸点联系起来，曲线一般一系列温度(tn)表示，tn是指nLV％被蒸馏时的常压蒸馏温度。正常停工检修：在正常的运行后，清理和修理炼油设备的必要时间。不饱和化合物：含有一个或多个多重碳一碳键的碳氢化合物。不稳定石脑油：含丁烷和其他轻质气体量高的石脑油，除去轻馏分，使其稳定后，储存才是安全的。蒸气压：封闭系统内，液体施加的压力，蒸气压随温度的上升而增大，当温度升高到一定程度，使蒸气压等于系统压力时，这个温度值称为泡点，液体开始沸腾。汽化：液体转化成蒸气，如把水变成蒸汽。产率：相对新鲜进料，在反应器中生成指定产品的百分数。附表一：渣油加氢装置流量计一览表附表二：渣油加氢装置调节阀一览表附表三：渣油加氢装置单向阀一览表349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表四：渣油加氢装置界区条件表附表五：渣油加氢装置安全阀一览表附表六：渣油加氢装置电动阀一览表附表七：渣油加氢装置联锁阀一览表附图一：渣油加氢装置原则流程图附图二：渣油加氢装置工艺控制图反应部分一附图三：渣油加氢装置工艺控制图反应部分二附图四：渣油加氢装置工艺控制图分馏部分附图五：渣油加氢装置物料平衡图附图六：渣油加氢装置联锁逻辑图附图七：渣油加氢装置平面布置图附图八：渣油加氢装置界区管道分布图附图九：渣油加氢装置危险源点分布图附图十：渣油加氢装置消防设施分布图附图十一：渣油加氢装置气体报警器分布图349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表一：渣油加氢装置流量计一览表序号类型位号检测位置操作压力MPa操作温度℃操作流量操作粘度mPas满刻度量程公称压力MPa公称直径mm垫片材质最大正常最小1节流孔板FE10102原料油缓冲罐V101减压渣油入口流量0.8150198000kg/h180000kg/h108000kg/h120250000kg/h300250金属垫片2节流孔板FE10105开工柴油入装置流量0.550212500kg/h127500kg/h　2.2230000kg/h300200金属垫片3节流孔板FE10106原料油缓冲罐V101开工油入口流量0.590212500kg/h127500kg/h　12230000kg/h300200金属垫片4节流孔板FE10201原料油过滤器SR101反冲洗油旁路流量2.328464880.5kg/h　　0.71270000kg/h300100金属垫片5节流孔板FE10304滤后原料油过滤器V102原料油入口流量0.6285233750kg/h212500kg/h127500kg/h2.85280000kg/h300250金属垫片6节流孔板FE10502反应进料加热炉F101烧焦空气流量0.540400Nm3/h200Nm3/h　0.0191400Nm3/h30040金属垫片7节流孔板FE10503反应进料加热炉F101吹扫蒸汽流量12805000kg/h3000kg/h　0.025000kg/h300100金属垫片8节流孔板FE11002热低分液流量1.7360216437kg/h189474kg/h113684kg/h0.4240000kg/h300200金属垫片9节流孔板FE11003至柴油/冷低分油换热器E201冷低分液流量1.5515620427kg/h12403kg/h7442kg/h0.2922000kg/h30080金属垫片10节流孔板FE11301冷低分V109低分气出口流量1.6505200Nm3/h4215Nm3/h2529Nm3/h0.01246000Nm3/h300100金属垫片11节流孔板FE11302至热低分气/冷低分液换热器E105冷低分油流量1.65020427kg/h12403kg/h7442kg/h0.6722000kg/h30080金属垫片12节流孔板FE11303含硫干气出装置流量0.96013408Nm3/h12189Nm3/h7313.4Nm3/h0.012417000Nm3/h300200金属垫片13节流孔板FE20102汽提塔T201塔底出口流量1.12350229178kg/h206234kg/h123740kg/h0.41280000kg/h300250金属垫片14节流孔板FE20104汽提塔T201塔顶回流油流量1.65017083kg/h10428kg/h6257kg/h0.2217500kg/h30080金属垫片15节流孔板FE20105不稳定石脑油出装置流量1.6501915kg/h795kg/h477kg/h0.222000kg/h30040金属垫片16节流孔板FE20202分馏进料加热炉F201分支I进料流量1.12350114589kg/h103117kg/h61870kg/h0.41150000kg/h300200金属垫片17节流孔板FE20203分馏进料加热炉F201分支II进料流量1.12350114589kg/h103117kg/h61870kg/h0.41150000kg/h300349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程200金属垫片18节流孔板FE20205分馏进料加热炉F201烧焦空气入口流量0.540400Nm3/h200Nm3/h　0.0191400Nm3/h30040金属垫片19节流孔板FE20206分馏进料加热炉F201吹扫蒸汽入口流量12805000kg/h3000kg/h　0.025500kg/h300100金属垫片20节流孔板FE20301分馏塔T2020.5MPa过热蒸汽入口流量0.530010010kg/h5900kg/h3540kg/h0.01710500kg/h300200金属垫片21节流孔板FE20302分馏塔T202顶回流流量0.95027509kg/h13272kg/h7963kg/h0.5227600kg/h30080金属垫片22节流孔板FE20303分馏塔T202中段回流流量0.64228182628kg/h98408kg/h59045kg/h0.288185000kg/h300200金属垫片23节流孔板FE30301硫化剂罐V308出口流量0.6常温3000kg/h1000kg/h　0.623000kg/h30050金属垫片24节流孔板FE30502冲洗油罐V303柴油入口流量0.65025000kg/h8340kg/h　2.225000kg/h300100金属垫片25节流孔板FE50201低压汽水分离器V502给水流量1.810418000kg/h12900kg/h8000kg/h0.2802mm2/s19000kg/h30080金属垫片26节流孔板FE50202V502自产蒸汽流量累计0.516018000kg/h12600kg/h8000kg/h4.3988mm2/s19000kg/h300250金属垫片27节流孔板FE10301加氢进料泵P102B出口流量18.9285233750kg/h212500kg/h127500kg/h3.7260000kg/h42250金属垫片28节流孔板FE10302加氢进料泵P102A出口流量18.9285233750kg/h212500kg/h127500kg/h3.7260000kg/h42250金属垫片29节流孔板FE10303加氢进料泵P102A/B出口总管流量18.9285233751kg/h212500kg/h127501kg/h3.7280000kg/h42250金属垫片30节流孔板FE10403注水泵P103A出口流量15.87022000kg/h20000kg/h12000kg/h0.425000kg/h2580金属垫片31节流孔板FE10404注水泵P103B出口流量15.87022001kg/h20001kg/h12000kg/h0.425000kg/h2580金属垫片32节流孔板FE10405注水泵P103A/B/C出口总管流量15.87044000kg/h40000kg/h24000kg/h0.450000kg/h25100金属垫片33节流孔板FE10406注水泵P103C出口流量15.87022000kg/h20000kg/h12000kg/h0.425000kg/h2580金属垫片34节流孔板FE10604第二加氢反应器R102进料侧急冷氢流量18.5/18.27715860Nm3/h7930Nm3/h00.012316000Nm3/h25100金属垫片35节流孔板FE10607第三加氢反应器R103进料侧急冷氢流量18.5/18.27740383Nm3/h5488Nm3/h3293Nm3/h0.012341000Nm3/h25200金属垫片36节流孔板FE10701至反应器急冷氢总管流量18.5/18.277100000Nm3/h　　0.0123100000Nm3/h25200金属垫片349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程37节流孔板FE10704第四加氢反应器R104进料侧急冷氢流量18.5/18.27748635Nm3/h16602Nm3/h9961Nm3/h0.012349000Nm3/h25200金属垫片38节流孔板FE10901热高分气-混合氢换热器混合氢E104壳程入口流量18.577253500Nm3/h174778Nm3/h104867Nm3/h0.013260000Nm3/h25250金属垫片39节流孔板FE11001开工循环油流量2.6360212500kg/h127500kg/h　0.4220000kg/h10200金属垫片40节流孔板FE11201　3.542545000kg/h39000kg/h23400kg/h0.02650000kg/h10250金属垫片41节流孔板FE11202循环氢入口废氢流量155820400Nm3/h5603Nm3/h　0.01221000Nm3/h2580金属垫片42节流孔板FE11203　1558204000Nm3/h169613Nm3/h101768Nm3/h0.012220000Nm3/h25250金属垫片43节流孔板FE11204　18.577142800Nm3/h　　0.013150000Nm3/h25200金属垫片44节流孔板FE11601高压贫胺液泵P104B出口流量15.75580000kg/h64000kg/h38400kg/h0.4485000kg/h25150金属垫片45节流孔板FE11602高压贫胺液泵P104A出口流量15.75580000kg/h64000kg/h38400kg/h0.4485000kg/h25150金属垫片46节流孔板FE11603高压贫胺液泵P104A/B出口总管流量15.75580000kg/h64000kg/h38400kg/h0.4485000kg/h25150金属垫片47节流孔板FE11701新氢压缩机C102A三级出口流量18.512749500Nm3/h34706Nm3/h20823.6Nm3/h0.0150000Nm3/h25100金属垫片48节流孔板FE11801新氢压缩机C102B三级出口流量18.512749500Nm3/h34706Nm3/h20823.6Nm3/h0.0150000Nm3/h25100金属垫片49节流孔板FE20101汽提塔T2013.5MPa过热蒸汽入口流量3.54253450kg/h2000kg/h1200kg/h0.02563500kg/h1080金属垫片50节流孔板FE20201分馏进料加热炉F201紧急循环线入口流量2.635986216kg/h　　0.71290000kg/h10200金属垫片51节流孔板FE50101中压汽水分离器V501给水流量610412000kg/h8800kg/h4000kg/h0.2802mm2/s13000kg/h1050金属垫片52节流孔板FE50102中压过热蒸汽流量3.8245012000kg/h8700kg/h4000kg/h2.1689mm2/s12200kg/h10100金属垫片53节流孔板FE50103　4.9255180000kg/h107000kg/h60000kg/h0.1312mm2/s185000kg/h10200金属垫片54节流孔板FE50104V501自产蒸汽流量累计4.2225512000kg/h8800kg/h4000kg/h0.8124mm2/s12500kg/h10100金属垫片55靶式流量计FT10101减压渣油进装置流量(靶式)0.8150198000kg/h180000kg/h108000kg/h120250000kg/h　250　56靶式流量计FT12001焦化蜡油进装置流量（靶式）0.816035750kg/h32500kg/h19500kg/h1.7640000kg/h　100　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程57阿牛巴流量计FE306010.5MPa蒸汽进出装置流量0.516015000kg/h9200kg/h5900kg/h0.0145616000kg/h　350　58阿牛巴流量计FE306021.0MPa蒸汽进出装置流量128045000kg/h33350kg/h5000kg/h0.019550000kg/h　300　59阿牛巴流量计FE306043.5MPa蒸汽进装置流量3.542542750kg/h36000kg/h21600kg/h0.24550000kg/h　200　60超声波流量计FT30801循环冷水进装置流量累积0.45321200000kg/h1035000kg/h621000kg/h0.651500000kg/h　500　61超声波流量计FT30802新鲜水进装置流量累积0.4常温30000kg/h　　0.6535000kg/h　100　62超声波流量计FT30803热水进装置流量累积0.870150000kg/h106000kg/h63600kg/h0.65170000kg/h　300　63超声波流量计FT30804除盐水进装置流量累积0.6常温30000kg/h　　0.6535000kg/h　50　64内藏孔板变送器FT10602第一加氢反应器R101入口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　65内藏孔板变送器FT10603第一加氢反应器R101出口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　66内藏孔板变送器FT10605第二加氢反应器R102入口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　67内藏孔板变送器FT10606第二加氢反应器R102出口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　68内藏孔板变送器FT10702第三加氢反应器R103入口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　69内藏孔板变送器FT10703第三加氢反应器R103出口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　70内藏孔板变送器FT10705第四加氢反应器R104入口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　71内藏孔板变送器FT10706第四加氢反应器R104出口冲洗急冷氢流量18.5/18.27720Nm3/h10Nm3/h　0.012320Nm3/h　25　72内藏孔板变送器FT30302注缓释剂设施CIS-302出口流量1.6常温4117　0.6250kg/h　25　73一体化节流装置FE10401净化水入装置流量0.54020000kg/h13657kg/h　0.6522000kg/h30050金属垫片74一体化节流装置FE10402除氧水入装置流量2.210444000kg/h20000kg/h10000kg/h0.346000kg/h300100金属垫片75一体化节流装置FE10501A反应进料加热炉F101常明灯燃料气总管流量0.35常温160Nm3/h56Nm3/h　0.013180Nm3/h30050金属垫片76一体化节流装置FE10501B反应进料加热炉F101主燃料气总管流量0.35常温1740Nm3/h1466Nm3/h770Nm3/h0.0132000Nm3/h300150金属垫片349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程77一体化节流装置FE11401酸性水水冷却器E108酸性水出口流量0.84047382kg/h43084kg/h25850kg/h0.3553000kg/h300200金属垫片78一体化节流装置FE11501贫胺液进装置流量0.65580000kg/h65000kg/h38400kg/h0.3882000kg/h300150金属垫片79一体化节流装置FE11502富胺液出装置流量0.86184000kg/h66609kg/h39965kg/h0.3495000kg/h300200金属垫片80一体化节流装置FE11702新氢压缩机C102A入口新氢流量2.44049500Nm3/h34706Nm3/h20823.6Nm3/h0.00855000Nm3/h300250金属垫片81一体化节流装置FE11802新氢压缩机C102B入口流量2.44049500Nm3/h34706Nm3/h20823.6Nm3/h0.00855000Nm3/h300250金属垫片82一体化节流装置FE20103不稳定石脑油出装置流量1.2501915kg/h795kg/h477kg/h0.222000kg/h30040金属垫片83一体化节流装置FE20204A分馏进料加热炉F201常明燃料气流量0.4常温100Nm3/h34Nm3/h　0.013110Nm3/h30050金属垫片84一体化节流装置FE20204B分馏进料加热炉F201主火嘴燃料气流量0.35常温750Nm3/h498Nm3/h298Nm3/h0.013800Nm3/h30080金属垫片85一体化节流装置FE20401石脑油出装置流量1405093kg/h2498kg/h1499kg/h0.595200kg/h30040金属垫片86一体化节流装置FE20501柴油出装置流量0.85026882kg/h13813kg/h8288kg/h2.228000kg/h300100金属垫片87一体化节流装置FE20602常渣出装置流量0.8220210749kg/h177416kg/h106450kg/h5.3240000kg/h10250金属垫片88一体化节流装置FE306030.25MPa凝结水出装置流量0.419010000kg/h3000kg/h　0.6510000kg/h300100金属垫片89一体化节流装置FE30401进装置燃料气流量0.4常温2914Nm3/h1864Nm3/h1118Nm3/h0.0133000Nm3/h300200金属垫片90一体化节流装置FE307010.6MPa氮气进装置流量0.6常温5000Nm3/h69Nm3/h　0.01855000Nm3/h300100金属垫片91一体化节流装置FE3070212MPa氮气进装置流量12常温5000Nm3/h　　0.02065000Nm3/h1580金属垫片92一体化节流装置FE30703净化风进装置流量0.540400Nm3/h200Nm3/h　0.0191400Nm3/h30080金属垫片93一体化节流装置FE30704非净化风进装置流量0.5403000Nm3/h　　0.0193000Nm3/h300100金属垫片94一体化节流装置FE307050.6MPa氮气进装置流量0.6常温250Nm3/h　　　280Nm3/h30050金属垫片349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表二：渣油加氢装置调节阀一览表序号监控对象位号调节阀故障状态备注反应部分1第三加氢反应器R103入口温度调节阀TV10610F.O2第二加氢反应器R102入口温度调节阀TV10611F.O3第四加氢反应器R104入口温度调节阀TV10712F.O4反应流出物/反应进料换热器E102管程反应流出物出口温度调节阀TV10801F.C5原料油缓冲罐V101压力分程调节阀PV10101AF.C补氮气阀6PV10101BF.C放火炬阀7滤后原料油缓冲罐V102压力分程调节阀PV10301AF.C补氮气阀8PV10301BF.C放火炬阀9注水罐V106压力分程调节阀PV10401AF.C补氮气阀10PV10401BF.C放大气阀11反应进料加热炉F101I主燃料气压力调节阀PV10506AF.C12反应进料加热炉F101II主燃料气压力调节阀PV10506BF.C13循环氢压缩机入口分液罐V108压力调节阀PV11101F.C14冷低分V109压力调节阀PV11301F.C15贫胺液罐V113压力分程调节阀PV11501AF.C补氮气阀16PV11501BF.C放火炬阀17原料油缓冲罐V101减压渣油入口流量调节阀FV10102F.C18原料油缓冲罐V101开工油入口流量调节阀FV10106F.C19原料油过滤器SR101反冲洗油旁路流量调节阀FV10201F.C20滤后原料油缓冲罐V102原料油入口流量调节阀FV10304F.C21净化水入装置流量调节阀FV10401F.C22低压除氧水进V106流量调节阀FV10402F.C23开工循环油流量调节阀FV11001F.C24热低分液流量调节阀FV11002F.C25柴油-冷低分油换热器前的冷低分油流量调节阀E201冷低分液流量调节阀FV11003F.C26V109底冷低分油流量调节阀FV11302F.C27冷高分V105液位调节阀LV10902AF.C28冷高分V105液位调节阀LV10902BF.C29冷高分V105界位调节阀LdV10903AF.C30冷高分V105界位调节阀LdV-10903BF.C31循环氢脱硫塔T101液位调节阀LV11103AF.C32循环氢脱硫塔T101液位调节阀LV11103BF.C33循环氢脱硫塔入口分液罐V107液位调节阀LV11104F.C34循环氢压缩机入口分液罐V108液位调节阀LV11105F.C35冷低分V109界位调节阀LdV11301F.C36酸性水脱气罐V115液位调节阀LV11401F.C37贫胺液缓冲罐V113液位调节阀LV11501F.C38富胺液闪蒸罐V114液位调节阀LV11502F.C39反应进料加热炉F101烟道挡板调节阀HV10505FO+FL349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程40第一加氢反应器R101入口急冷氢流量调节阀HV10601F.O41循环氢脱硫塔T101冷高分气进料旁路调节阀HV11106F.O42加氢进料泵P102B出口流量调节阀FV10301F.O43加氢进料泵P102A出口流量调节阀FV10302F.O44加氢进料泵P102A/B出口总管流量调节阀FV10303F.C45注水泵P103A出口流量调节阀FV10403F.O46注水泵P103B出口流量调节阀FV10404F.O47注水泵P103A/B/C出口总管流量调节阀FV10405F.C48注水泵P103C出口流量调节阀FV10406F.O49高压贫胺液泵P104B出口流量调节阀FV11601F.O50高压贫胺液泵P104A出口流量调节阀FV11602F.O51高压贫胺液泵P104A/B出口总管流量调节阀FV11603F.C52热高分V103液位调节阀LV10801AF.C大阀53热高分V103液位调节阀LV10801BF.C小阀54热高分V103液位调节阀LV10801CF.C至热力透平阀56循环氢压缩机防喘调节阀输出FV11203F.O机组部分57冷高压分离器V105压力分程调节阀PV10901AF.OC102A三级出口返三级入口调节阀58PV10901BF.OC102B三级出口返三级入口调节阀59新氢压缩机C102A一级入口压力调节阀PV11701F.CC102A一级入口新氢放火炬阀60新氢压缩机C102A二级入口压力调节阀PV11703F.OC102A一级出口返一级入口调节阀61新氢压缩机C102A三级入口压力调节阀PV11704F.OC102A二级出口返二级入口调节阀62新氢压缩机C102B一级入口压力调节阀PV11801F.CC102B一级入口新氢放火炬阀63新氢压缩机C102B二级入口压力调节阀PV11803F.OC102B一级出口返一级入口调节阀64新氢压缩机C102B三级入口压力调节阀PV11804F.OC102B二级出口返二级入口调节阀65新氢压缩机C102A一级入口分液罐V110A液位调节LV11701F.C66新氢压缩机C102A三级入口分液罐V112A液位调节阀LV11751AF.C67新氢压缩机C102A二级入口分液罐V111A液位调节阀LV11752AF.C68新氢压缩机C102B一级入口分液罐V110B液位LV11801F.C69新氢压缩机C102B三级入口分液罐V112B液位调节阀LV11851AF.C70新氢压缩机C102B二级入口分液罐V111B液位调节阀LV11852AF.C分馏部分71分馏塔T202中段回流温度调节阀TV20305AF.O72分馏塔T202中段回流温度调节阀TV20305BF.O旁路阀73柴油汽提塔T203塔底回流油入口温度指调节阀TV20501AF.O旁路阀74柴油汽提塔T203塔底回流油入口温度指调节阀TV20501BF.C75常渣-热水换热器E209常渣出口温度调节阀TV20605F.C76反应进料加热炉F101中压除氧水入口温度调节阀TV50102F.C349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程77减温器DT101出口温度调节阀TV50105F.C78汽提塔顶回流罐V201压力调节阀PV20102F.C79分馏进料加热炉F201I主燃料气压力调节阀PV20206AF.C80分馏进料加热炉F201II主燃料气压力调节阀PV20206BF.C81分馏塔顶回流罐V202压力分程调节阀PV20401AF.C补燃料气阀82PV20401BF.C去F201或火炬83常渣蒸汽发生器E204管程入口压力调节阀PV20601F.O84燃料气分液罐V301压力调节阀PV30402F.C85冲洗油总管压力调节阀PV30501F.O86冲洗油罐V303压力分程调节阀PV30502AF.C补氮气阀87PV30502BF.C放火炬阀88汽提塔T2013.5MPa过热蒸汽流量调节阀FV20101F.C89汽提塔T201塔顶回流油流量调节阀FV20104F.O90不稳定石脑油出装置流量调节阀FV20105F.C91分馏进料加热炉F201紧急循环线入口流量调节阀FV20201F.O92分馏进料加热炉F201II箱进料流量调节阀FV20202F.O93分馏进料加热炉F201I箱进料流量调节阀FV20203F.O94分馏塔T2020.5MPa过热蒸汽入口流量调节阀FV20301F.C95分馏塔T202顶回流流量调节阀FV20302F.O96石脑油出装置流量累积调节阀FV20401F.C97柴油出装置流量累积调节阀FV20501F.C98冲洗油罐V303柴油入口流量调节阀FV30502F.C99汽提塔顶回流罐V201界位调节阀LdV20103F.C100分馏塔T202液位调节阀LV20301F.C101分馏塔顶回流罐V202界位调节阀LdT20402F.C102柴油汽提塔T203液位调节阀LV20501F.C103中压汽水分离器V501液位调节阀LV50101F.L.O104低压汽水分离器V502液位调节阀LV50201F.L.O105分馏进料加热炉F201辐射顶压力调节挡板HV20706F.L.O106分馏进料加热炉F201I箱风道调节挡板HV20707F.L.O107分馏进料加热炉F201II箱风道调节挡板HV20708F.L.O108分馏进料加热炉F201空气预热器旁路调节挡板HV20709F.L.O349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表三：渣油加氢装置单向阀一览表序号图号位置描述管径大小备注（管道号）区域从到130-02/05-301低压蒸汽V305高压气体入口5050-LS-30105-3B2S1火炬放空系统2　氮气V305高压气体入口4040-N2-30101-2B4S1火炬放空系统3　低压蒸汽V305低压液体入口5050-LS-30106-3B2S1火炬放空系统4　氮气V305低压液体入口4040-N2-30102-2B4S1火炬放空系统5　低压蒸汽V304高压气体入口5050-LS-30107-3B2S1火炬放空系统6　氮气V304高压气体入口4040-N2-30103-2B4S1火炬放空系统7　低压蒸汽V304低压液体入口5050-LS-30108-3B2S1火炬放空系统8　氮气V304低压液体入口4040-N2-30104-2B4S1火炬放空系统9　低压蒸汽V305底吹扫线5050-LS-30103-3B2S1火炬放空系统10　P-302A/B出口轻污油至罐区总管8080-LBD-30103-3B4S1(ST.70)火炬放空系统11　低压蒸汽V304底吹扫线5050-LS-30104-3B2S1（H.60)火炬放空系统12　P-301A/B出口轻污油至罐区总管8080-LBD-30107-3B4S1(ST.70)火炬放空系统1330-02/05-302低压蒸汽V-306底吹扫线4040-LS-30204-3B2S1(H.60)污油及地下胺液罐14　P-303出口轻污油至罐区总管100100-LBD-30201-2B5S1污油及地下胺液罐15　低压蒸汽P-303出口线上4040-LS-30203-3B2S1(H.60)污油及地下胺液罐16　低压蒸汽V-307底吹扫4040-LS-30205-3B2S1(H.60)污油及地下胺液罐17　P-307出口废胺液出装置8080-RAS-30202-2C3S2R污油及地下胺液罐1830-02/05-303氮气V-308底出口线2525-N2-30301-2B4S1注化学药剂部分19　新鲜水V-308底出口线　25-FRW-30302-2B1S1注化学药剂部分20　新鲜水V308顶放空线上2525-FRW-30301-2B1S1注化学药剂部分21　氮气V308顶放空线上2525-N2-30302-2B4S1注化学药剂部分22　蒸汽V-308底吹扫5050-LS-30301-3B2S1(H.60)注化学药剂部分2330-02/05-304低压蒸汽V-301入口吹扫线4040-LS-30401-3B2S1(H.60)燃料气部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程24　氮气V-301入口充压线2525-N2-30401-2B4S1燃料气部分2530-02/05-305P-304A/B出口冲洗油总管8080-FCO-30502-3B4S1(ST.50)冲洗油部分26　低压蒸汽P-304A/B出口2525-LS-30501-3B2S1(H.40)冲洗油部分27　低压蒸汽V-303底吹扫线4040-LS-30502-3B2S1(H.60)冲洗油部分2830-02/04-201E-201A/B/CT-201顶入口8080-P-20513-3L2S1C(H.60)汽提塔部分29　缓蚀剂V310T201顶2525-CH-30301-3C3S2R汽提塔部分30　3.5MPa过热蒸汽T-201底8080-HS-20101-5H1S1R汽提塔部分31　低压蒸汽T-201底4040-LS-20101-3B2S1汽提塔部分32　开工石脑油外来（垫油线）V-201顶5050-P-20111-2B5S1汽提塔部分33　氮气V-201顶2525-N2-20101-2B4S1汽提塔部分34　P-201A/B出口T-201顶回流8080-P-20104-3C3S2R汽提塔部分35　低压蒸汽V-201底抽出线2525-LS-20103-3B2S1汽提塔部分36　低压蒸汽V-201脱水包4040-LS-20102-3B2S1汽提塔部分3730-02/04-202氮气F-2014040-N2-20202-2B4S1分馏塔进料加热炉38　空气F-2014040-PA-20201-2B1S1分馏塔进料加热炉39　蒸汽F-2018080-LS-20201-3B2S1分馏塔进料加热炉40　氮气F-201长明灯2525-N2-20203-2B4S1分馏塔进料加热炉41　氮气F-201燃料气4040-N2-20201-2B4S1分馏塔进料加热炉4230-02/04-2030.5MPa过热蒸汽F-201T-202200200-LLS-20202-3B2S1分馏塔部分43　低压蒸汽T-2024040-LS-20303-3B2S1分馏塔部分44　P-206A出口E-202200200-P-20303-3B4S1(H.80)分馏塔部分45　P-206B出口E-202200200-P-20305-3B4S1(H.80)分馏塔部分46　低压蒸汽P-206A入口5050-LS-20304-3B2S1(H.60)分馏塔部分47　低压蒸汽P-206B入口5050-LS-20305-3B2S1(H.60)分馏塔部分48　低压蒸汽P-206A/B出口4040-LS-20302-3B2S1(H.60)分馏塔部分49　P-205A出口E-203250250-P-20309-5B4S1A(ST.100)分馏塔部分50　P-205B出口E-203250250-P-20311-5B4S1A(ST.100)分馏塔部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程51　P-205A/B出口总线V-109短循环线150150-P-20312-5B4S1A(ST.90)分馏塔部分52　冲洗油P-205A/B入口5050-FCO-20303-3B4S1(ST.50)分馏塔部分53　蒸汽T-202底抽出线5050-LS-20301-3B2S1(H.60)分馏塔部分5430-02/04-204开工石脑油外来（垫油线）V-202顶入口5050-P-20112-2B5S1分馏塔顶回流部分55　氮气V-202顶出口4040-N2-20401-2B4S1分馏塔顶回流部分56　燃料气V-202顶出口5050-FG-20401-2B4S1分馏塔顶回流部分57　P-202A出口T202顶回流100100-P-20404-3B4S1分馏塔顶回流部分58　P-202B出口T202顶回流100100-P-20406-3B4S1分馏塔顶回流部分59　蒸汽P-202A/B出口2525-LS-20403-3B2S1分馏塔顶回流部分60　蒸汽P-202A/B入口4040-LS-20401-3B2S1分馏塔顶回流部分61　蒸汽V-202污水包4040-LS-20402-3B2S1分馏塔顶回流部分62　E-206(壳）石脑油出装置轻污油2525-LSO-20401-2B5S1分馏塔顶回流部分63　P-203A出口V-1065050-00-20402-2B4S1分馏塔顶回流部分64　P-203B出口V-1065050-00-20404-2B4S1分馏塔顶回流部分6530-02/04-205低压蒸汽T-203底吹扫4040-LS-20503-3B2S1(H.60)柴油汽提塔部分66　蒸汽T-203底抽出线2525-LS-20501-3B2S1(H.40)柴油汽提塔部分67　低压蒸汽P-204A/B出口总线2525-LS-20505-3B2S1(H.40)柴油汽提塔部分68　P-204A出口E-201C100100-P-20505-3B4S1柴油汽提塔部分69　P-204B出口E-201C100100-P-20507-3B4S1柴油汽提塔部分7030-02/04-206蒸汽加氢渣油到E101入口5050-LS-20601-3B2S1分馏塔底油换热部分71　冲洗油E101CD(管）到SR1015050-FCO-20601-3B1S1分馏塔底油换热部分72　低压蒸汽原料油进E-101入口5050-LS-20606-3B2S1分馏塔底油换热部分73　冲洗油E204出口开工硫化油5050-FCO-20603-3B4S1分馏塔底油换热部分74　蒸汽加氢渣油E-210入口4040-LS-20603-3B2S1分馏塔底油换热部分75　冲洗油加氢渣油E-210入口5050-FCO-20602-3B4S1分馏塔底油换热部分76　加氢渣油V-109短循环线150150-P-20615-5B4S1分馏塔底油换热部分77　加氢渣油去V-101长循环150150-P-20614-5B4S1A分馏塔底油换热部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程78PID图中为手阀蒸汽加氢渣油E-204入口5050-LS-20602-3B2S1分馏塔底油换热部分7948-00/04P-501A/B出口除氧水(F101水保护段）V501200200-BU-50401-5B2S1A产气部分80　中压除氧水(F101省煤段前）V5018080-BFW-50401-5B2S1A产气部分81　CIS-501加药线V-5012020-CH-50401-5B2S1A产气部分8248-00/05总管低压除氧水V-502200200-LS-50506-2B产气部分83　CIS-501加药线V-5022020-CH-50501-3C3S2R产气部分84　V-502排污线V-5038080-WW-50507-2B2S1A产气部分85　CIS-501加药泵出口（4个）V-501和(V-502)2020-CH-50401-5B2S1A产气部分8630-02/04-101冲洗油减渣及直馏重蜡油来5050-FCD-10101-3B4S1原料罐及增压泵部分87　蒸汽减渣及直馏重蜡油来4040-LS-10101-3B2S1原料罐及增压泵部分88　冲洗油开工蜡油5050-FCD-10104-3B4S1原料罐及增压泵部分89　蒸汽开工蜡油去V-1044040-LS-10107-3B2S1原料罐及增压泵部分90　蒸汽V-101下部(吹扫）5050-LS-10106-3B2S1原料罐及增压泵部分91　氮气和燃料气V-101顶8080-N2-10101-2B4S1原料罐及增压泵部分92　蒸汽V-101顶液体放空5050-LS-10102-3B2S1原料罐及增压泵部分93　蒸汽V-101底原料抽出5050-LS-10105-3B2S1原料罐及增压泵部分94　阻垢剂V-101底原料抽出2525-CH-30302-2C3S2R原料罐及增压泵部分95　冲洗油P-101A/B泵体入口5050-FCD-10105-3B2S1原料罐及增压泵部分96　P-101A/B原料油出口E-101，V101，污油250250-P-10109-3B4S1原料罐及增压泵部分9730-02/04-102冲洗油原料去E-101,V1045050-FCO-10103-3B4S1原料油过滤器部分98　蒸汽SR-1018080-LS-10201-3B2S1原料油过滤器部分99　冲洗油SR-1015050-FCO-10201-3B4S1原料油过滤器部分100　SR-101加氢渣油V-102100100-P-10204-3B10S2原料油过滤器部分10130-02/04-103氮气和燃料气V-102顶8080-N2-10301-2B4S1过滤后原料部分102　蒸汽V-102原料油去P-1014040-LS-10301-3B2S1过滤后原料部分103　DMDS自V-308来V-102底原料油抽出5050-CH-30303-2C3S2R过滤后原料部分104　冲洗油P-102A/B泵体入口5050-FCO-10301-3B4S1过滤后原料部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程105　P102A原料油出口（两个）E-103250250-P-10302-9K3S1C过滤后原料部分106　P102B原料油出口（两个）E-103250250-P-10304-9K3S1C过滤后原料部分107　P102A原料油出口返V-102(最小流量）200200-P-10305-3L2S1C过滤后原料部分108　P102B原料油出口返V-102(最小流量）200200-P-10306-3L2S1C过滤后原料部分109　氮气（原料油自保阀后）E-1035050-N2-10302-2B4S1过滤后原料部分110　冲洗油（原料油自保阀后）E-1035050-FCD-10304-3B4S1过滤后原料部分111　P-109来密封油HT-1012020-FCD-30508-3B4S1过滤后原料部分11230-02/04-104除氧水E-106控制阀后V-106100100-DOW-10402-3B2S1反应注水罐和泵部分113　氮气和燃料气V-106顶4040-N2-10401-2B4S1反应注水罐和泵部分114　P-103/A出口（两个）A-1018080-DOW-10404-8D1S1A反应注水罐和泵部分115　P-103/B出口（两个）A-1018080-DOW-10406-8D1S1A反应注水罐和泵部分116　P-103/C出口（两个）A-1018080-DOW-10415-8D1S1A反应注水罐和泵部分117　P-103/A出口返V-106(最小流量）5050-DOW-10408-8D1S1A反应注水罐和泵部分118　P-103/B出口返V-106(最小流量）5050-DOW-10409-8D1S1A反应注水罐和泵部分119　P-103/C出口返V-106(最小流量）5050-DOW-10416-8D1S1A反应注水罐和泵部分12030-02/04-105氮气F101入口（炉管烧焦）4040-N2-10501-2B4S1反应加热炉121　空气F101入口（炉管烧焦）4040-PA-10501-2B4S1反应加热炉122　蒸汽F101入口（炉管烧焦）100100-LS-10501-3B2S1反应加热炉123　氮气F-101长明灯燃料气2525-N2-10503-2B4S1反应加热炉124　氮气F-101主燃料气4040-N2-10502-2B4S1反应加热炉12530-02/04-106急冷氢R-101入口100100-H2-11202-8D3S2R反应器部分126　急冷氢R-102入口100100-H2-10606-8D3S2R反应器部分127　冲洗氢R-101顶差压表前2525-H2-10610-8D3S2R反应器部分128　冲洗氢R-101顶差压表后2525-H2-10609-8D3S2R反应器部分129　冲洗氢R-102顶差压表前2525-H2-10603-8D3S2R反应器部分130　冲洗氢R-102顶差压表后2525-H2-10602-8D3S2R反应器部分13130-02/04-107冲洗氢R-103顶差压表前2525-H2-10707-8D3S2R反应器部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程132　冲洗氢R-103顶差压表后2525-H2-10706-8D3S2R反应器部分133　冲洗氢R-104顶差压表前2525-H2-10702-8D3S2R反应器部分134　冲洗氢R-104顶差压表后2525-H2-10701-8D3S2R反应器部分135　急冷氢R-103入口200200-H2-10601-8D3S2R反应器部分136　急冷氢R-104入口200200-H2-10704-8D3S2R反应器部分13730-02/04-108蒸汽热高分油去V-1045050-LS-10801-3B2S1热高分部分138　蒸汽热高分油去HT-1015050-LS-10802-3B2S1热高分部分13930-02/04-109除氧水自P-103A/B出口E-103(管）出口4040-DOW-10901-8D1S1A冷高分部分140　除氧水自P-103A/B（两个）E-104(管)出口100100-DOW-10404-8D1S1A冷高分部分141　原料油P-102A/B出口E-103(壳）入口350350-P-10302-9K3S1C冷高分部分142　混合氢E-104(壳）出口E-103(壳）入口350350-H2-10902-9F1S2R冷高分部分143　返回氢自C-101来A-101入口200200-H2-11204-8D3S2R冷高分部分144　低压蒸汽V105酸性水界控阀后4040-LS-10901-3B2S1冷高分部分14530-02/04-110低压蒸汽V-104顶高压气体线5050-LS-11001-3B2S1热低压部分146　氮气V-104顶去E-105(管）4040-N2-11001-2B4S1热低压部分147　低压蒸汽V-104底吹扫4040-LS-11003-3B2S1热低压部分148　低压蒸汽V-104底抽出线5050-LS-11002-3B2S1热低压部分149　低压蒸汽E-105（壳）入口2525-LS-11004-3B2S1热低压部分150　开工循环油自P-205A/B来V-104底流控阀后100100-P-11005-5B4S1A热低压部分151　间歇注水（除氧水）两个A-102入口4040-DOW-10412-3B211S1R热低压部分15230-02/04-111贫胺液自P-104A/B来T-101顶（1#）150150-LAS-11602-8D3S2R循环氢脱硫153　蒸汽T-101底出口液控阀后4040-LS-11101-3B2S1循环氢脱硫15430-02/04-112C-102A/B(抽空管线）高点排大气（开工）5050-PA-11701-2B4S1循环机部分155　HT-102蒸汽透平出口1.0MPa蒸汽管网300300-LS-11202-3B2S1循环机部分156　循环氢自V-108至C101入口高点排大气（开工）150150-PA-11201-8D3S2R/2B4S1循环机部分157　C-101出口（混合氢）E-104（壳）250250-H2-11201-8D3S2R循环机部分158　高压氮气E-104（壳）8080-N2-11201-7D1S1A循环机部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程159　氮气C-101出口单向阀前5050-N2-11202-2B4S1循环机部分160　氮气C-101入口5050-N2-11203-2B4S1循环机部分161　　　　　　16230-02/04-113氮气V-109顶抽出线4040-N2-11301-2B4S1冷低分部分163　蒸汽V-109底抽出线4040-LS-11301-3B2S1冷低分部分164　蒸汽V-109底酸性水抽出线2525-LS-11302-3B2S1冷低分部分165　短循环线（P205AB及产品）V109冷低分油至E1058080-P-11301-3C3S2R冷低分部分16630-02/04-114蒸汽V-115底（吹扫）4040-LS-11401-3B2S1酸性水脱气167　氮气V-115顶抽出线2525-N2-11401-2B4S1酸性水脱气16830-02/04-115氮气V-114入口4040-N2-11503-2B4S1贫富胺液169　蒸汽V-113入口4040-LS-11501-3B2S1贫富胺液170　蒸汽V-113底（吹扫）4040-LS-11502-3B2S1贫富胺液171　蒸汽V-114底（吹扫）4040-LS-11503-3B2S1贫富胺液172　蒸汽V-114底抽出线4040-LS-11504-3B2S1贫富胺液173　氮气V-114顶2525-N2-11501-2B4S1贫富胺液174　氮气和燃料气V-113顶5050-N2-11502-2B4S1贫富胺液17530-02/04-116P-104/A出口（两个）T-101150150-LAS-11604-8D3S2R高压贫胺液176　P-104/A出口（最小流量)V-113100100-LAS-11605-8D3S2R高压贫胺液177　P-104/B出口（两个）T-101150150-LAS-11602-8D3S2R高压贫胺液178　P-104/B出口（最小流量)V-113100100-LAS-11606-8D3S2R高压贫胺液17930-02/04-117氢气(V-112A三级出口）E-104(壳）混氢150150-H2-11708-8D3S2R新氢机部分180　新氢C-102/BE-104(壳）混氢150150-H2-11810-8D3S2R新氢机部分18130-02、04-118氮气新氢至V110A电动阀后8080-N2-11801-2B4S1新氢机部分182　氮气新氢至V110A电动阀前8080-N2-11802-2B4S1新氢机部分18330-02/04-120氮气SR102A/B(罐顶总线）4040-N2-12001-3B2S1新氢机部分184　低压蒸汽SR102A/B(罐顶总线）5050-LS-12001-3B2S1新氢机部分185　P-105/A出口返冲洗油出装置5050-HSO-12001-2B5S1新氢机部分349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程186　P-105/B出口返冲洗油出装置5050-HSO-12001-2B5S1新氢机部分187　低压蒸汽P105A/B返冲洗油出装置5050-LS-12004-3B2S1新氢机部分附表四：渣油加氢装置界区条件表序号物料名称起止位置进/出装置（单元）状态流量kg/h公称直径温度℃压力MPa(G)备注1常减压热渣油减压装置来进装置液相1800002501500.8连续2罐区冷渣油罐区来进装置液相212500200900.8连续3焦化热蜡油延迟焦化装置来进装置液相32500801600.8连续4新氢制氢装置来进装置气相3881250402.4连续5开工蜡油（VGO）罐区来进装置液相212500200900.5间断6开工柴油罐区来进装置液相212500200500.5间断7汽提净化水酸性水汽提来进装置液相2000050400.5连续8除盐水系统来进装置液相　50常温0.6连续9含硫干气去汽柴油加氢装置出装置气相3490200500.9连续10产品石脑油去罐区出装置液相391840400.6连续11不合格石脑油去系统污油出装置液相　40400.4间断12产品柴油去罐区出装置液相24438100500.6连续13不合格柴油去系统污油罐出装置液相　80500.4间断14加氢渣油去催化装置出装置液相1915902501700.8连续15不合格渣油去罐区出装置液相　2001700.8间断16贫胺液溶剂再生装置来进装置液相64000150550.6连续17富胺液去溶剂再生装置出装置液相66675200620.8连续18酸性水去酸性水汽提出装置液相43427150400.8连续19含油污水去系统出装置液相　200常温自流间断20开工石脑油罐区来进装置液相　80400.5间断21不稳定石脑油至柴油加氢装置出装置液相147340401.3连续22轻污油去污油罐出装置液相　10050~800.4间断23重污油去污油罐出装置液相　200~2500.6间断24高压火炬线去系统出装置气相15000nm3/h4502000.2间断25低压火炬线去系统出装置气相250000nm3/h4001500.05间断26燃料气系统来进装置气相　200常温0.4~0.6连续349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程27低压除氧水系统来进装置液相400001001042.2连续28中压除氧水系统来进装置液相　801046连续29高压除氧水系统来进装置液相　2514015连续303.5MPa蒸汽系统来进装置气相360002004253.5连续311.0MPa蒸汽去系统进/出装置气相333503002801连续320.5MPa蒸汽去系统出装置气相92003501600.5连续33循环给水系统来进装置液相1035000500320.45连续34循环回水去系统出装置液相1035000500420.25连续35非净化风系统来进装置气相3000nm3/h100400.5间断36净化风系统来进装置气相200nm3/h100400.5连续37长盛氮气长盛公司来进装置气相　50400.6连续38低压氮气系统来进装置气相69nm3/h100常温0.6间断39高压氮气系统来进装置气相5000nm3/h80常温>3.0间断40新鲜水系统来进装置液相　100常温0.4间断41凝结水去系统出装置液相3000100大于饱和温度0.4连续42消防水系统来进装置液相　100常温0.75~1.2间断43热水给水系统来进装置液相106000300700.8连续44热水回水去系统出装置液相106000300970.7连续349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表五：渣油加氢装置安全阀一览表序号工艺编号安装部位操作条件安全阀参数公称直径压力来自何设备排空去向压力温度介质定压值背压值工作压力等级进口出口MPa℃MPaMPaMPammmm10217-SV101A原料油缓冲罐顶0.40153原料油0.780.25150LB/150LB68原料油缓冲罐高压放空气管网20217-SV101B原料油缓冲罐顶0.40153原料油0.780.25150LB/150LB68原料油缓冲罐高压放空气管网30217-SV102A滤后原料油缓冲罐顶0.40285原料油0.780.25150LB/150LB68滤后原料油缓冲罐高压放空气管网40217-SV102B滤后原料油缓冲罐顶0.40285原料油0.780.25150LB/150LB68滤后原料油缓冲罐高压放空气管网50217-SV103A注水罐顶0.2070循环氢0.780.05150LB/150LB4M6　注水罐低压放空气管网60217-SV103B注水罐顶0.2070循环氢0.780.05150LB/150LB46注水罐低压放空气管网70217-SV104A冷高压分离器顶15.1050循环氢15.860.21500LB/300LB23冷高压分离器高压放空气管网80217-SV104B冷高压分离器顶15.1050循环氢15.860.21500LB/300LB23冷高压分离器高压放空气管网90217-SV105A热低压分离器顶1.70360热低分气1.880.2300LB/150LB68热低压分离器高压放空气管网100217-SV105B热低压分离器顶1.70360热低分气1.880.2300LB/150LB68热低压分离器高压放空气管网110217-SV106A冷低压分离器顶1.6050冷低分气1.780.2300LB/150LB68冷低压分离器高压放空气管网120217-SV106B冷低压分离器顶1.6050冷低分气1.780.2300LB/150LB68冷低压分离器高压放空气管网130217-SV107A酸性水脱气罐顶1.0050酸性气1.180.2300LB/150LB68酸性水脱气罐高压放空气管网140217-SV107B酸性水脱气罐顶1.0050酸性气1.180.2300LB/150LB6Q8　酸性水脱气罐高压放空气管网150217-SV108A贫胺液缓冲罐顶0.2055循环氢0.780.05150LB/150LB4M6　贫胺液缓冲罐低压放空气管网160217-SV108B贫胺液缓冲罐顶0.2055循环氢0.780.05150LB/150LB4M6　贫胺液缓冲罐低压放空气管网170217-SV109A富胺液缓冲罐顶1.0062酸性气1.180.2300LB/150LB68富胺液缓冲罐高压放空气管网180217-SV109B富胺液缓冲罐顶1.0062酸性气1.180.2300LB/150LB68富胺液缓冲罐高压放空气管网190217-SV110A新氢压缩机出口18.50127新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网200217-SV110B新氢压缩机出口18.50127新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网210217-SV111A新氢压缩机出口9.37122新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网220217-SV111B新氢压缩机出口9.37122新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网230217-SV112A新氢压缩机出口4.74113新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程240217-SV112B新氢压缩机出口4.74113新氢　　　　　新氢压缩机出口高压放空气管网250217-SV113A新氢压缩机入口分液罐顶2.4040新氢2.640.20300LB/150LB3K4　新氢压缩机入口分液罐高压放空气管网260217-SV113B新氢压缩机入口分液罐顶2.4040新氢2.640.20300LB/150LB3K4　新氢压缩机入口分液罐高压放空气管网270217-SV201A汽提塔顶回流罐顶1.0513汽提塔顶气1.230.20300LB/150LB3K4　汽提塔顶回流罐高压放空气管网280217-SV201B汽提塔顶回流罐顶1.0513汽提塔顶气1.230.20300LB/150LB3K4　汽提塔顶回流罐高压放空气管网290217-SV202A分馏塔顶回流罐顶0.09116分馏塔顶气0.280.05150LB/150LB68分馏塔顶回流罐低压放空气管网300217-SV202B分馏塔顶回流罐顶0.09116分馏塔顶气0.280.05150LB/150LB68分馏塔顶回流罐低压放空气管网310217-SV203A汽提塔顶1.10153汽提塔顶气1.280.20300LB/150LB3L4　汽提塔高压放空气管网320217-SV203B汽提塔顶1.10153汽提塔顶气1.280.20300LB/150LB3L4　汽提塔高压放空气管网330217-SV204A加氢常渣出装置线0.80170加氢常渣1.100.20600LB/150LB4P6　加氢常渣出装置线高压放空气管网340217-SV204B加氢常渣出装置线0.80170加氢常渣1.100.20600LB/150LB4P6　加氢常渣出装置线高压放空气管网350217-SV301净化风罐顶0.5040净化风0.680150LB/150LB1E2　净化风罐大气390217-SV304A燃料气分液罐顶0.3540燃料气0.780.2150LB/150LB2J3　燃料气分液罐高压放空气管网400217-SV304B燃料气分液罐顶0.3540燃料气0.780.2150LB/150LB2J3　燃料气分液罐高压放空气管网410217-SV305A冲洗油罐顶0.3540冲洗油0.780.25150LB/150LB2J3　冲洗油罐高压放空气管网420217-SV305B冲洗油罐顶0.3540冲洗油0.780.25150LB/150LB2J3　冲洗油罐高压放空气管网430217-SV306硫化剂罐顶0.6040DMDS0.780.25150LB/150LB1E2　硫化剂罐高压放空气管网44　　　　　　　　　　　　45　　　　　　　　　　　　46　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　61SV501BV501顶部0.60150　0.650PN2.0/PN2.0200250V501大气合计61台　　　　　　　　　　　349 170万吨/年渣油加氢装置技术规程附表六：渣油加氢装置电动阀一览表阀门位号所在部位类型公称直径公称压力全行程时间备注UV10303P102A出口返罐线上球阀8’’2500LB113sUV10304P102B出口返罐线上球阀8’’2500LB113sUV10305P102A出口去控制阀的管线上球阀10’’2500LB113sUV10306P102B出口去控制阀的管线上球阀10’’2500LB113sUV11601P104B出口去控制阀的管线上球阀6’’1500LB50sUV11602P104A出口去控制阀的管线上球阀6’’1500LB50sUV11603P104B出口返罐线上球阀4’’1500LB58sUV11604P104A出口返罐线上球阀4’’1500LB58sUV11203循环氢压缩机出口电动阀球阀10’’1500LB113sUV11204循环氢压缩机入口电动阀球阀10’’1500LB113s附表七：渣油加氢装置联锁阀一览表阀门位号联锁状态联锁条件联锁值故障状态作用数作用时间XOV11201开紧急泄压阀，手动启动F.O+F.L双作用≤10sXCV10301关P102出口总管流量低低FT10303三取二＜95625kg/hF.C双作用≤8sXCV10501关F101-Ⅰ主火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV10502关F101-Ⅱ主火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV10503关F101-Ⅰ长明火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV10504关F101-Ⅱ长明火嘴燃料气压力低低三取二≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV20203关F201-Ⅰ主燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV20204关F201-Ⅱ主燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV20201关F201-Ⅰ常明燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV20202关F201-Ⅱ常明燃料气压力低低三取二。≤0.05MPaF.C单作用≤5sXCV10302关液力透平HT101转速高高三取二≥3100rpmF.C双作用≤5sXCV10401关P103出口总流量低低三取二≤10000kg/hF.C双作用≤5sXCV11605关P104出口总流量低低三取二≤32000kg/hF.C双作用≤5sXCV50101开过热中压蒸汽总管压力高高≥3.95MPaF.C单作用≤5s349'