中石化某公司详细 制氢操作规程

1装置概述11装置概况及特点111装置概况（1）装置简介中国石化股份有限公司沧州分公司10000NM3N/H焦化干气制氢装置是由中国石化集团北京设计院设计。，自1999年5月加工胜利原油后，因石脑油馏分少，重整开工不足装置运行负荷较低产氢量少，全厂氢源不足造成全厂氢源不足，给加氢精制的运行带来了困难。为了今后加工含硫原油的需要，中国石化股份有限公司沧州分公司需建设一套10000万标米3/时NM3/H制氢装置。考虑到中国石化股份有限公司沧州分公司的近期发展情况，中国石化股份有限公司沧州分公司决定装置规模为10000NM3/H1万标米3/时，主要设备按20000NM3/H2万标米3/时预留，加热炉预留至15000NM3/H15万标米3/时”，因此本装置的反应器和塔器按20000NM3/H2万标米3/时处理能力设计，转化炉集合管及风机按20000NM3/H15万标米3/时处理能力设计，其余设备均按10000NM3/H1万标米3/时处理能力设计。装置的平面布置考虑了扩至15000NM3/H15万标米3/时及的可能性。制氢装置的主体仪表控制系统选用DCS（国外引进产品）分散控制系统，该系统与原加氢、重整共用一个控制室，同时对过程数据处理、数据采集，过程控制、报警等信息处理功能采用实现共享。制氢装置不单独设置变配电所，制氢装置高、低压用电负荷均由重整加氢装置变配电所新增高、低压开关柜供电。（2）装置建设规模10000NM3N/H纯氢，按年开工8000小时计算，相当于年产纯氢072万吨。（3）装置组成本装置由以下几个部分组成A焦化干气湿法脱硫；B原料压缩、预热；C原料加氢、脱氯、脱硫；D原料气转化及中温变换；E中变气换热、冷却及分液；F中变气变压吸附提纯；G产品工业氢压缩；H酸性水处理及蒸汽发生。（4）生产方法及流程特点本装置采用烃类水蒸气转化法造气和变压吸附氢提纯的工艺流程，该流程简单、成熟可靠，产品氢气纯度高。（5）主要产品及副产品本装置产品为工业氢气，产量10000M3N10000M3NM3/H纯氢；装置副产变压吸附尾气全部用作转化炉燃料。（6）生产制度本装置年开工8000小时，连续生产，四五班三倒制。（7）设备台数设备总台数7978台，其中反应器5台塔34座加热炉2座换热器5台空冷器1台废热锅炉2台蒸汽发生器1台压缩机4台泵12台风机5台容器37台其他小型设备34台（8）消耗指标A循环水1034T/HB除盐水1138T/H（最大1812T/H）C电6000V503KW380V30113KW中石化沧州分公司D蒸汽10MPA输入11T/H35MPA输出541T/HE净化风55NM3N/MINF燃料气5279KG/HG新鲜水45T/H（9）总能耗综合能耗15674104KJ/1000NM3纯氢174154104KJ/T纯氢（10）占地面积本装置位于中国石化股份有限公司沧州分公司新区的北区，其东侧为预留用地，南侧为污水处理场硫磺车间，西侧为60万吨/年汽、柴油加氢精制及15万吨/年催化重整联合装置，北侧为空地，本装置占地面积为78987644M2。（11）装置定员总定员16人（每班4人），不包括管理及辅助操作人员。（12）总投资装置总投资（见概算部分）。112装置特点1采用一次通过式绝热加氢、脱氯、脱硫流程，流程简单、可靠，公用工程消耗低；2转化炉采用无下尾管的新型管系结构，该结构取消了投资高、施工困难、易出故障的下尾管，降低了转化炉的投资，提高了可靠性；3转化炉采用全冷壁集合管，降低了集合管的材料等级，节省了投资；4转化炉废锅与转化气废锅公用一台汽包，自然循环式流程，操作安全可靠，并降低了能耗；5采用国产PSA技术，降低了装置投资；。6装置内所产酸性冷凝水在装置内的酸性水汽提塔汽提后回用，作装置锅炉给水做加氢装置注水，降低了联合装置能耗；12设计范围设计范围为装置界区内的所有设备、管道、仪表、建、构筑物。其中1PSA单元由四川天一科技股份有限公司变压吸附分离工程研究所负责设计，北京设计院提供该单元所许需的公用工程、供电等必须的外部连接；2PSA单元内的非标容器由四川天一科技股份有限公司变压吸附分离工程研究所提供设计资料，北京设计院负责这些设备及其上的平台、梯子和照明设施以及设备基础的设计；3制氢装置因与原加氢、重整共用一个控制室和变配电所，故由制氢装置所引起该两处的变动属本设计范围，由北京设计院处的变动属本设计范围负责设计；4制氢装置预硫化泵置于原加氢装置预硫化设施内，由于该泵引起的原设施变动属本设计范围，由北京设计院负责设计。13原材料及产品性质131原材料性质本装置的原料为焦化干气、加氢精制装置循环氢气干气、，还可补充重整氢气，作为备用原料还可使用炼厂提供的不含饱和烃的轻石脑油。主要原料性质如下1焦化干气性质见表371112重整氢气及加氢干气性质见表3212中石化沧州分公司轻石脑油的规格及要求见表313装置的原料考虑了4种原料组合，即焦化干气加氢干气、焦化干气重整氢气、焦化干气产品循环氢气、轻石脑油产品循环氢气，以焦化表32重整氢气及加氢干气焦化干气加氢干气作为设计点进行设计。表311焦化干气性质组成V组成V空气255反丁烯008甲烷5199顺丁烯003乙烷1600异戊烷007乙烯252正戊烷013丙烷744戊烯005丙烯388氢气1129异丁烷026二氧化碳038正丁烷162合计10000正异丁烯174硫化氢PPM75000烯烃83132产品性质工业氢气温度40压力34MPAG组成见下表组分H2COCO2CH4N2合计V99910PPM10PPM0101100表312重整氢气及加氢干气性质项目重整氢气加氢干气组成V氢气90065976甲烷4962915乙烷284549丙烷121115异丁烷032正丁烷029023正戊烷064012戊烯008氧气083氮气287硫化氢MG/NM3H81250表313轻石脑油的规格及要求干点150稀烃1（V）氯500PPM总硫150PPM铅20PPB砷50PPB芳烃含量13（V）温度40进制氢装置界区压力035MPA（表压）132产品性质工业氢气温度40压力34MPAG组成见下表组分H2COCO2CH4N2合计V99910PPM10PPM0101100干气加氢干气作为设计点进行设计。133辅助材料催化剂和化学药剂1加氢催化剂1097吨（一次投入量）2脱氯剂22吨（一次投入量）3氧化锌脱硫剂4422吨（一次投入量）4转化催化剂6744吨（一次投入量）5中变催化剂266吨（一次投入量）6变压吸附用催化剂122吨（一次投入量）7磷酸三钠15吨（年耗量）8甲基二乙醇胺12吨（一次投入量）9二硫化碳055吨（一次投入量）10阻泡剂10吨（年耗量）11活性炭010吨（一次投入量）12瓷球234吨（一次投入量）14操作条件1脱硫塔塔顶压力070MPAAA温度塔顶451塔底4782加氢反应温度230380反应压力292MPAAA气空速253M3N/M3H1配氢量H2/总稀烃3（V）3脱硫反应温度340360反应压力289MPAAA入口硫含量200PPM200PPMWT出口硫含量05PPMWT饱和硫容33KG/100KG催化剂4脱氯反应温度360380反应压力285MPAAA出口气中氯含量1PPM1PPMWT穿透氯容10KG/100KG催化剂5转化反应温度入口480520出口800820反应压力入口280MPAAA出口250MPAAA水/碳比37H2O/CMOL/MOLCATOM碳空速738M3N/M3H1出口残余甲烷636V干基6中变反应温度入口340360出口4004143反应压力245MPAAA出口CO含量3V干基干基入口H2O/C645MOL/MOL干基空速7441M3N/M3H17变压吸附H2回收率89出口氢纯度999V尾气压力015MPAAA出口氢气压力21MPA0MPAAA15物料平衡本装置的物料平衡见表4114，表4215，年开工时数按8000小时计。1脱硫部分1表14脱硫部分设计计算物料平衡数量项目KG/HT/D104T/A备注入方焦化干气31041744982483加氢干气240957820193贫乙醇胺液20500049200016400合计23845057228019076出方脱硫干气29436706462355富乙醇胺液20901450163416721合计238450572280190764141脱硫部分设计计算物料平衡制氢部分表4215制氢部分设计计算物料平衡数量项目KG/HT/D104T/A备注入方脱硫干气29436706462355水蒸气123222957289858合计15265636637412212出方工业氢气9071217700726尾气687911650985503酸性水747941795065984合计15265636637412212注其中纯氢10000M3NNM3/HR，相当于072万吨/年纯氢。16工艺流程说明自装置外来的40、075MPA的焦化干气和加氢干气在装置内混合后进入干气缓冲罐（V7101）中脱除携带的液滴进入干气脱硫塔（T7101）下部，在塔内与从塔顶引入的N甲基二乙醇胺贫液逆流接触，胺液吸收干气中的硫化氢，将焦化干气净化，净化后含硫化氢小于2030PPM硫化氢的脱硫干气从塔顶去干气压缩机进口分液罐（V7106）。脱硫塔底的乙醇胺富液利用塔的自压送出装置再生，再生后的贫液送入装置经贫液泵（P7101）升压至157MPA送到干气脱硫塔顶，或由再生装置直接升压后送到干气脱硫塔顶。压力为065MPA（AA）的脱硫后干气在压缩机入口分液罐分液后的脱硫后干气与氢气混合后进入分液罐，在分液罐分液，通过原料气压缩机（C7101）升压到3314MPA（AA）后，经原料预热炉（F7101）升温到230左右进入加氢反应器（R7101），在其中有机硫加氢转化为硫化氢，烯稀烃加氢饱和后，出口温度达到380左右，依次经过脱氯反应器（R7102）和脱硫反应器（R7103A/B）吸附吸收其中的氯化物和硫化氢后总硫含量小于05PPM,，氯化氢小于1PPM。上述原料气与装置自产蒸汽混合（按H2O/C比37的比例）后，在转化炉（F7102）原料预热段加热到48650520进入转化炉管，原料气和蒸汽在管内的催化剂作用下反应生成H2，、CO，、CO2，、和部分甲烷，转化炉出口温度为800750820，压力25MPA（AA），残余甲烷约为636（干基）。自转化炉出口820左右的转化气在转化气废热锅炉（ER7102）中发生35MPA中压蒸汽自身冷却到360左右进入中变反应器（R7104），在反应气中，转化气中的CO与水蒸气继续进行变换反应生成H2和CO2，出口的CO小于3（干基V）。中变反应气出口的中变气经中变气蒸汽发生器（E7105）发生35MPA中压蒸汽后，依次经过中变气/脱氧水换热器（E7101）换热后进入中变气第一分液罐（V7108），分液后的中变气再与除盐水在中变气/除盐水换热器（E7102）换热并在中变气第二分液罐（V7109）分液，最后在中变气湿式空气冷却器（A7101）冷却至40后进入中变气第三分液罐（V7110）分液，所产的中变气经PSA进料缓冲罐（V7114）进入变压吸附单元。中变气在变压吸附单元中经物理吸附，在吸附罐顶引出产品氢气送出，再出氢气压缩机升压到35MPA（AA）后，作为产品送出装置。变压吸附单元是由8台并列的吸附罐（V7115AH）和2台解吸气混合罐（V7129A/B）及一台解吸气缓冲罐（V7116）组成，每台吸附罐依次经过吸附、均压、顺排、逆排、吹扫、再均压、和升压等若干个步骤实现一个循环，若干台吸附罐交替操作实现连续产氢。在逆排和吹扫阶段排出的低压尾气经解吸气混合罐和解吸气缓冲罐稳压均质后连续供作转化炉的燃料。由中变气分液罐分出的酸性冷凝水在装置内的酸性水汽提塔（T7102）汽提后送加氢精制装置，作为装置注水用。或者与进装置的除盐水混合再与中变气在中变气/除盐水换热器（E7102）换热至1040左右进入除氧器。104的脱盐水经锅炉给水泵（P7104）升压后再与中变气在中变气/脱氧水换热器（E7101）换热到22420后进入汽包（V7121）和（V7126）发生中压蒸汽，大部分蒸汽与脱硫原料气混合作为转化炉进料，剩余部分送至35MPA蒸汽管网。酸性水或者送加氢精制装置，作为装置注水用。17设备的选择171工艺设备本装置大多设备处于中压、高温、临氢状态下操作，条件比较苛刻，在选材时还应考虑氢、硫化氢等设备本体的腐蚀等问题，对各类设备作如下考虑五台反应器的筒体材料选用15CRMO钢，内件为188型不锈钢。冷换设备中，中变气/脱氧水换热器（E7101）、中变气/除盐水换热器（E7102）材料均为管束0CR18NI10TI，管箱为复合板。酸性水汽提塔（T7102）的操作介质为酸性冷凝水，具有腐蚀性，材质采用CR、NI、TI不锈钢。中变气冷却器采用表面蒸发式湿空冷，其介质过流部分均采用CR、NI、TI不锈钢。变压吸附的8台吸附罐为疲劳容器，需进行疲劳计算。172热工设备本装置内的热工设备包括转化炉余热锅炉（ER7101）、转化气余热锅炉（ER7102）、中变气蒸汽发生器（E7105）和除氧器及水箱（V7124）各1台，发生35MPA的蒸汽。所产蒸汽过热后除供本装置使用外，多余部分并入厂区的中压蒸汽管网。转化炉余热锅炉转化炉余热锅炉是一台自然循环水管式余热锅炉。包括原料预热段、蒸发段、蒸汽过热段和空气预热段四部分。转化气余热锅炉转化气余热锅炉是一台卧式自然循环火管式余热锅炉。炉管采用材质为15CRMO的无缝钢管。炉体中间设置旁通管，转化气出口设置调节机构，以便调节出口转化气温度，保证工艺需要。锅炉两端转化气出、入口集箱内部采用浇罐耐热混凝土内衬CR25NI20衬套保温。转化气余热锅炉入口烟气温度800820，出口烟气温度约360。转化气余热锅炉和转化炉余热锅炉共用1台汽包，汽包安装在转化炉余锅上部的平台上，以利于自然循环。中变气蒸汽发生器中变气蒸汽发生器由一台换热器和一台汽包组成，采用自然循环。余热锅炉和中变气蒸汽发生器给水系统由厂区系统供给除盐水，除盐水予热到9010071004进入除氧器除氧，然后经锅炉给水泵加压后与工艺介质换热到220分别送至余热锅炉汽包和中变气蒸汽发生器汽包。锅炉给水为一级除盐水，除盐水压力至本装置边界线处于不低于05MPA（表压）。173制氢转化炉该炉采用顶烧箱式炉炉型，炉顶设置3排共274台气体燃烧器。该制氢转化炉内布置2排共56根转化管，转化管采用上部弹簧吊架吊挂及下部支撑相结合的支撑方式，其与入口集合管均采用尾管连接。入口集合管采用直接外保温，而出口集合管则直接与支集合管相连，取消了下尾管。18共用工程、辅助材料消耗1用水量见表8161。2用电量见表8127。3水蒸汽用量见表8138。4燃料气用量见表8149。5压缩空气用量见表81510。6氮气用量见表81611。7氢气用量见表81712。8辅助材料用量见表113。辅助材料用量见表81813。表8116水用量表给水，T/H排水序号使用地点或用途新鲜水循环冷水除氧水循环热水含油污水1安全水封罐（V7105）052开工冷却器（E7103）109010903原料气压缩机（C7101）36364氢气压缩机（C7102）21215压缩机水站20206机泵冷却水2420047转化炉引风机0604028取样冷却器（E7106）24249取样冷却器（E7107）6610取样冷却器（E7108）5511中变气冷却器（A7101）056912蒸汽发生器（V7121，V7126）108113冲洗地面及生活用水514池7101用水45合计4510341138107806蒸汽发生器及余热锅炉用除盐水最大用量为1812T/H。括号内为间断用水量。表8127电用量表序号使用地点或用途电压V设备数（台）设备容量（KW）轴功率KW备注操作备用操作备用1原料气压缩机（C7101）6000113153152612C7101主电机加热器380110606间断3C7101油箱加热器3801133340004C7101辅助油泵38011443210005氢气压缩机600011280280242（C7102）6C7102主电机加热器380110505间断7C7102油箱加热器3801133340008C7102辅助油泵38011443210009C7101,C7102E水泵380111851851510贫液泵（P7101）380114545260711原料泵（P7103）38011454521312锅炉给水泵（P7104）3801175755313凝结水泵（P7105）38011151578814加药泵（P7106）3803236185315二硫化碳泵（P7107）3801003703703间断16中变气冷却器（A7101）3802037035217A7101附管道泵3801175756518转化炉鼓风机（K7103）380113030288119转化炉引风机（K7104）380117575583920真空泵（P7105）38010750间断21仪表用电3801622照明用电380253540006000503合计38030113表8138水蒸气用量表蒸汽用量，T/H序号使用地点或用途35MPAG10MPAG备注1转化炉及中变气蒸气发生系统5412酸性水汽提塔053除氧器（V7124）06合计5411135MPA蒸汽送出装置表8149燃料气用量表序号使用地点或用途用途，KG/H备注1转化炉48322原料加热炉447合计5279注燃料气的热值按37919KJ/M3N计，分子量为2223表8510压缩空气用量用量，NM3/MIN序号使用地点或用途非净化净化备注1仪表用42变压吸附用15合计55表81611氮气用量序号使用地点或用途用量,NM3/MIN备注1催化剂还原及停工用开停工一次耗能56000NM3N2开停工吹扫用间断用表81712氢气用量序号使用地点或用途用量备注1催化剂还原用一次用量15000M3N浓度70表81813辅助材料用量序号名称型号或规格一次装入量使用年限备注Z4173541转化催化剂Z418324齐鲁石化公司研究院堆比重Z4171057125、Z41809571152加氢催化剂JT71G10972化工部西北化工研究院堆比重0853氧化锌脱硫剂TS714421航天部第四研究院天华工实业公司堆比重1254脱氯剂TCL221航天部第四研究院天华工实业公司堆比重105中变催化剂B11322662辽河催化剂厂堆比重146磷酸三钠0517变压吸附剂12210含于PSA单元内8阻泡剂11年用量9活性炭0101堆比重0810二硫化碳0551695159911耐热隋性瓷球MPI602540萍乡市超达高技术有限公司堆比重14019装置能耗191装置能耗计算装置能耗计算见表917114表911471装置能耗计算小时能耗能耗指标序号项目单位数量单位数量能耗104KJ/H备注1焦化干气KG3104KJ/KG418731299782加氢干气KG2409KJ/KG4470810770163燃料气KG5279KJ/KG3820820170534除盐水T1138104KJ/T9629610958485循环冷水T1034104KJ/T04186843291516新鲜水T45104KJ/T07536339127电380VKW30113104KJ/KWH125637821936000VKW503104KJ/KWH1256631768835MPA蒸汽T54104KJ/T368447198958910MPA蒸汽T11104KJ/T31823500210净化风NM3330104KJ/NM30167555275合计1567384单位综合能耗1741538104KJ/T纯氢（1567384104KJ/1000M3N纯氢192节能措施采用PSA净化工艺，降低全装置加工能耗；变压吸附尾气全部用作转化炉的燃料，最大限度减少高压瓦斯用量；装置内的高温位热源（如转化炉高温烟气，高温转化气，中变气等）尽可能发生中压蒸汽，回收余热；装置内锅炉用水自行除氧，近尽可能利用低温位热源；采用表面蒸发湿空冷减少循环水用量；酸性凝结水及装置蒸汽冷凝水经装置内气汽提后复用作锅炉给水，降低装置除盐水用量送加氢精制装置做装置注水或与装置外来除盐水混合进入除氧器。110生产控制分析表107115分析项目表序号取样地点分析项目分析次数备注1焦化干气进装置全分析每班一次2焦化干气进装置总硫、H2S每班二次3加氢干气进装置全分析每班一次4加氢干气进装置总硫每天二次5湿法脱硫后原料气总硫、H2S每班二次6贫胺液H2S、胺每班一次7富胺液H2S、胺每天二次8加氢后原料气总硫、有机硫、烯烃每天二次9脱硫后原料气总硫每天二次10转化气进中变全分析每班二次11中变气进PSA全分析每班二次12工业氢出装置全分析每班一次13工业氢出装置微量CO、CO2每班二次14炉水PH、磷酸根每班二次1535MPA蒸汽总固、SIO2每班二次16脱酸冷凝水铁离子、CO2、PH、电导每班一次17锅炉给水PH、总硬度每班二次2装置的开工21开工前的准备检查检修项目的施工质量及有无影响开工进程的工序。对新换管线贯通吹扫或冲洗、试压合格。检查炉子、反应器、塔、冷换设备、容器等是否完好。所需附件是否齐全，工艺管线，法兰、阀门等是否有缺陷，现场压力表，安全阀是否就位，盲板是否按开工要求拆装完毕。装置内的消防器材是否齐全彻底清扫现场，做到清理卫生无杂物。检查机泵的润滑油、冷却水、密封水系统是否畅通，检查电机的转向是否正确。配合仪表调式装置的联锁和控制系统，现场仪表动作是否正常。联系电气检查设备电源，装置照明及仪表电等是否正常。联系好生产调度安排好原料油、原料气、氮气、水、电、汽、风等的供应工作。湿法脱硫系统气密合格。在V7103内配备20N甲基乙醇胺溶液80M3。，或装置外来贫液已作好准备。联系质检科做好开工分析项目的准备工作。组织操作人员学习开工方案，并经考试合格。22湿法脱硫开工221建立N甲基乙醇胺溶液系统循环20N甲基乙醇胺溶液后，向V7103串入氮气，用水封罐V7105控制V7103压力不大于200水柱。或者从装置外引贫液进V7103。向T7101充蒸汽，赶空气去火炬，然后关闭蒸汽阀，开V7101入口氮气阀氮气置换脱硫干气去燃料气管网线及脱硫干气去V7106线，置换合格后，给T7101氮气冲压至05MPA。联系调度准备向溶剂再生装置送乙醇胺富液。开泵P7101抽V7103溶液入塔T7101，投用贫液流量表控制阀FYFV7102，用FIC7102控制贫液流量在1015201225T/H。塔T7101液面达6070以后，缓慢打开塔T7101底富液调节阀LYLV7101，将富液送至再生装置。溶液循环期间，注意维持各部液面和压力。222引加氢低分气、焦化富干气、蒸发塔顶气、及吸收塔顶气打通下列流程原料入装置V71017T7101脱硫干气去燃料气管网（注留第一道和最后一道阀）。联系调度室、焦化车间焦化装置、，T7101溶液循环正常后，以500NM3/H的递增速度引原料气进装置，用PIC7101控制T7101压力为060MPA70MPA。控制进湿脱富气流量不超过3500NM3/H左右，分析塔顶气体硫含量200PPM为合格，若不合格可提高溶液循环量。引焦化富气入装置后，注意塔T7101液面，注意脱硫干气不要串入装置内燃料气管网和V7106内，至此湿法脱硫单元操作正常，等待造气部分开工。222调整操作焦化富气进系统以后焦化干气进系统以后，岗位上按工艺控制指标要求，调整操作联系化验做好分析23开工升温曲线T7104开工231建立N甲基乙醇胺溶液系统循环20N甲基乙醇胺溶液后，向V7103串入氮气，用水封罐V7105控制V7103压力不大于200水柱。或者从装置外引贫液进V7103。向T7104充蒸汽，赶空气去火炬，然后关闭蒸汽阀，V7132与塔一起用蒸汽赶空气去火炬。联系调度准备向溶剂再生装置送乙醇胺富液。开泵P7101抽V7103溶液入塔T7104，投用贫液流量表控制阀控制贫液流量在515T/H。塔T7104液面达6070以后，缓慢打开塔T7104底富液泵P7108，将富液送至再生装置。溶液循环期间，注意维持各部液面和压力。232引加氢分顶气打通下列流程原料入装置V7132T7104脱硫干气去火炬系统或直接进气柜（注留第一道和最后一道阀）。联系调度室、加氢装置，T7104溶液循环正常后，引加氢分顶气进装置，脱后气进气柜或火炬系统。调整产品合格。233开工升温曲线24开工程序表序号工序步骤内容程序造气单元PSA单元废热锅炉其它1系统气密试漏1、脱硫、转化气密至30MPA2、中变及冷却部分气密至25MPA3、燃料系统置换，气密037MPA4、压缩机系统入口气密至06MPA5、原料油罐必须气密06MPA1、PSA主系统分三级气密08MPA，15MPA，22MPA。2、尾气系统气密至006MPA1、锅炉系统高压部分水压试验40MPA，2、常压系统充水试漏仪表系统应气密2冷氮联运充压至10MPA，压缩机C7101打循环，循环量控制3500NM3/HR以上。保压打通锅炉系统流程建立循环化验配合分析3热氮联运先点F7101，后点F7102，严格按升温曲线升温。及时调整火嘴燃烧状态，控制升温速度。保压与造气系统同时升温用PIC73201控制汽包压力同上4转化引蒸汽，脱硫配引蒸汽条件转化入口温度400。中变床层温度250，蒸汽量10T/H。引蒸汽后，脱硫配氢，锅炉系统正常运行，当地自产蒸汽氢配氢量1000NM3800NM3/H以上，系统提压，升温。保压压力达35MPA时，蒸汽外送。同上5转化、中变催化剂还原转化催化剂还原条件转化入口温度480500，出口温度700800，循环气中H2浓度60V，H2O/H275，氢空速300H时1确保循环量。保压正常运行同上6脱硫投油初投气500NM3/H,然按500NM3/HR的速度提量。调整H2O/C37为6，配汽8T/H，F102入口温度450500，出口温度750780，中变入口温度360320340。保压正常运行同上7PSA投运装置出产品引尾气进转化炉。调整各操作参数达量佳。引中变气入PSA调整PSA操作至正常，产品氢出装置正常运行同上25开工步骤及操作要点251程序1装置N2气密，置换2511关键操作N2气使用前低点排净存水、存油，确保N2气洁净，采样分析O2含量05后，充入系统。系统N2升压前，首先用N2置换合格，采样分析系统中O2含量05。系统升压前所有压力表手阀打开，安全阀前截止阀打开。检修部分要重点气密。分区域气密，先低压气密合格后，再逐级升压气密，尽量避免N2放空。系统升压前应详细检查流程，设专人监视升压情况，防止超压，高压传串低压等事故发生。分区域气密合格后，全系统打通冷氮循环流程，充压至15MPA做压降试验，合格标准是P005MPA/4H。发现泄露及时联系处理。若N2管网压力不够时，可开压缩机C7101进行升压。若N2管网压力不够时，可开压缩机C7101进行升压。2512详细操作（1）原料区（V7127、V7106、V7112）气密及置换介质N2。气密压力V712706MPAV710606MPAV711212MPA气密合格标准无任何外漏现象，P005MPA/4H。气密流程GN201N2V7106C7101V7107F7101R7101P223E7103P315V7112RV321（2）燃料系统气密流程GF103GF102F7101GN106GF101V7111E7104GF302F7102顶中心火咀FY7401FV7401关死瓦斯系统N2充压至03MPA进行气密。N2置换合格标准O2052。瓦斯烧嘴、废气烧嘴应分别在气密压力下逐个通气检查试漏。5、气密合格标准在最终压力下，无任何外漏现象。压降试验P002MPA/4H。气密合格，关闭系统内所有阀门。2513脱硫、转化、转化、中变、PSA、及低压瓦斯25131详细操作气密流程N2N2气密流程N2P102V7101P104CT7101P105V7106C7101V7107P203F7101R7101R7102R7103A/BF7102ER7102R7104E7105E7101V7108E7102V7109A7101V7110V7114PSAV7116V7129F7102顶V7111V7111V7111V7106K7101V7107P203F7101R7101R7102V7117HC7102V7118首先对F7102顶、V7116、V7129进行气密，气密压力V7116，V7129、F7102顶为01MPA，瓦斯烧嘴、废气烧嘴应分别在气密压力下逐个通气检查试漏。气密合格，关闭系统内所有阀门和系统隔离，保压测试。气密合格标准A在最终压力下，无任何外漏现象。B压降试验P002MPA/4H。V7111，V7101、C7101气密压力为06MPA8MPA，气密合格后关闭和其他部分相连的阀门隔离，保压测试气密合格标准A在最终压力下，无任何外漏现象。B压降试验P003MPA/4H。开启C7101对PSA、脱硫、转化部分进行10MPA、20MPA、30MPA进行三级气密试漏。压力致20MPA以后开启C7102对V7117、KC7102、V7118进行34MPA气密，气密合格将PSA切除系统，进行保压测试。压力到25MPA以后，R7104及后面冷换设备切除系统，（关闭中变器入口阀门）用PSV7107复线控制前面压力。三部分的气密合格标准A在最终压力下，无任何外漏现象。B压降试验P005MPA/4H。保压测试合格后，对各部导淋及放空进行吹扫，系统泄压。2514气密检查内容和方法检查内容各连接法兰（包括反应器头盖、换热器头盖、出、入口法兰）、丝扣、阀杆填料、放空、仪表引线、焊口等。检查方法用刷子将肥皂水刷在气密处，小间隙可用洗耳球喷壶将肥皂水喷入试漏，放空管可倒入肥皂水。有问题用粉笔作记号并做好记录，联系处理，处理完后重新对该部位及相连的部位进行气密。气密压力不得超过设备的最大工作值，要有人专门监视气密压力。2515锅炉系统水压试验，水压试验流程V7121V7122除盐水E7102V71254P7104E7101/1、2池7101V7126V7123V7122池7101V7123锅炉高压部分42MPA水压试验，汽包压力V7121以PI7308为准，V7126以PI7326为准上满水时，将汽包内空气排净。升压速度0305MPA/分钟，压力达04MPA时，全面检查，不漏时继续升压，至30MPA时，再检查一次，然后升压至42MPA。水压合格标准上水阀关时，5分钟内压力下降不大于0203MPA。常压水线，分别引入脱盐水，循环水充水试漏，以不外漏为准。水压合格后，汽包放水至50液面，内部打通锅炉上水循环流程。252程序2冷氮联运循环流程GN201V7106P201C7101/1A、2BP202V7107P203F7101P207P224R7102P216R7103/1、2（并联）P217F7102（对流段）F7102（辐射段）ER7102P301R7104（付线）P303P302E7105P305E7101/1、2P306V7108P308E7102P309V7109A101P312V7110P313P206V7106按以上循环流程改通流程，系统充压至10MPA，开压缩机K7101循环，循环量大于3000NM3/H,观察各床层，换热器压降是否正常。维持V71071压力10MPA以上，压力下降时应及时从V7106入口补入N2。打通锅炉系统流程V7121V7122除盐水E7102V7124P7104E7101池7101V7126V7123V7121除盐水E7102V7125P7104E7101/12V7126V7122池7101V7123V7124充水至2/3液面后启动除氧器，除氧水合格，按上述流程建立循环。启动所有仪表，并观察其运行情况，发现问题及时联系仪表处理。加强汽包底部排污直至排污清亮后，方可关小排污阀。启动引风机K7104，鼓风机K7103各一台，置换F7102炉膛，建立正常负压，准备好F101，F102的点火工具。10、做好F7101，F7102点火前的准备工作，多位置采样分析F7101，F7102炉膛爆炸气，瓦斯引进装置，至高点放空置换，采样分析。PSA保压。各联锁置旁路，按一下复位按钮（现场联锁按钮复位）253程序3热氮循环循环流程GN201V7106P201C7101/1A、2BP202V7107P203F7101P207R7101P224R7102P216R7103/1、2（并联）P217F7102（对流段）F7102（辐射段）ER7102P301R7104P302E7105P305E7101/1、2P306V7108P308E7102P309V7109A7101P312V7110P313P206V7106F7101点火前051小时，通入蒸汽置换炉膛，开F7102引、鼓负机，当炉膛爆炸气，、瓦斯中O2含量均分析合格，F7101点火后，F7102方可点火。F7101点火后，及时调整风门和烟道挡板，使其燃烧良好，手动控制FIC7202，以TIC7207为准，以30/H速度按升温曲线升温。F7102炉膛负压35MMH2O4080KPA，鼓、引风机投联锁。F7102炉膛爆炸气分析合格，瓦斯O2含量分析合格后，逐步引瓦斯点火。F7102点火后，应按点火程序均匀分布以求炉温均匀一致，做到多火嘴，短火焰，兰火苗，在全部烧嘴点燃前，不得通过提瓦斯压力调炉出口温度。开始时以炉膛温度为准，以转化床层入口出口温度为准，以30/H速度按升温曲线升温，严防升温过急，造成炉膛温度过高，当火嘴点全后，方可通过手动控制TIC7304以控制升温速度。升温后及时检查转化炉管下部集合管膨胀情况。R101入口温度升温至320时切出系统恒温，之后出口温度升至380。按时加药，调整炉水、除氧水指标，加强排污。蒸汽质量合格后，关小蒸汽放空阀，汽包缓慢升压，升压速度05MPPA/HR。、及时开启A7101/16空冷风机，确保V7110出口温度在2040不大于40。254程序4转化引蒸汽，脱硫配氢流程H2GH201V7106P201C7101/1A、2BP202V7107P203F7101P207P224R7102P216R7103/1A、2B（并联）P217F7102（对流段）F7102蒸汽F7102（辐射段）ER7102P301R7104P302蒸汽E7105P305E7101/1、2P306V7108P308E7102P309V7109A7101P312V7110P313P206V7106当中变反应器R103R104床层最低点温度超过220，转化入口超过300时，开始向转化引蒸汽。引蒸汽前，须严格暖管排水，防止转化带水，引蒸汽时要尽量缓慢，蒸汽量调定在10T8T/H。3、引蒸汽后注意转化入口、出口温度变化，及时调节炉温；慢慢提高中变入口温度；各分液罐建立液位，液控阀投自动。4、转化引蒸汽正常后，方可配氢。将外来氢逐步引入V7106，系统配氢，调整流量至1000NM3800NM3/H以上，即FIC7205手动开至80以上，同时，关闭V7106入口补氮阀门。5、联系化验分析循环气中H260，关闭配氢，氢气浓度控制在6070之间。锅炉正常运行，按时加药，排污、控制汽包升压速度05MPA/HR，控制好汽包液位，防止大波动。当汽包压力达30MPA，过热段出口温度大于300时，可与外来蒸汽一起进F102；当汽包压力达42MPA时，PIC7301调定在38MPA5MPA投自动。PSA继续保压。255程序5转化中变催化剂的还原流程H2GH201V7106P201C7101/1A、2BP202V7107P203F7101P207P224R7102P216R7103/1、2（并联）P217F7102（对流段）蒸汽F7102（辐射段）ER7102P301R7104P302蒸汽E7105P305E7101/1、2P306V7108P308E7102P309V7109A7101P312V7110P313P206V7106转化催化剂还原条件转化入口温度480500，出口温度700800，循环气中H2浓度60。转化入口H2O/H2（分子比）37，还原时间一般不少于8小时01。及时调节转化沪出口温度，确保每一根炉管均达到还原温度，逐渐达到800，并保证转化床层温度不大于800，逐渐提高中变入口温度360恒温。确保循环量，保证气流分布均匀，尽量提高系统压力，一般控制10MPA左右，高时放火炬，低时补氢气。注意计算还原中转化入口H2O/H270。还原结束前1小时，加氢反应器R101切入系统升温。原料引至V7106前。作好原料的分析数据的记录，要齐全、准确。256程序6转化投料投料流程P7101/P7102DV7101P7104TC7101P7105DV7106P201C7101/1、2氢气KC7101/1、2P202V7D107P203F7101P207R7101P215R7102P216R7103/1P221R7103/2F7102（对流段）F7102（辐射段）蒸汽（辐射段）ER7102P301R7104P302E7105P305E7101/1、2P306D7108P308E7102P309D7109A7101P312D7110P313RV313将入控制水碳比不低于37，并保证炉配蒸汽量提至不低于12T8T/H。引原料入系统，FIC7101调定在2000NM3/H投自控。调整H2O/C至6，及时调整炉温，F102出口温度750780中变入口温度750780，中变入口温度360在此条件下稳定2小时。投料正常后，系统改为开路循环中变气改开路循环。以0305MPA/H的速度将系统压力提高到设计值原料按500NM3/HR的速度提量，并逐渐降低H2O/C至4。转化提量至3000NM3/H后，及时切换为大烧嘴，改烧中变气。切换时，力求炉温平稳少波动。进油后立即采样分析脱硫后，S、CLL含量、直至合格。及时分析转化气，中变气组成。257程序7PSA开车，出合格产品。变气组成分析合格（CO3，V7110出口温度控制在3040后），可引中变气进PSA。按PSA开工方案启动PSA。产品调整。尾气调整，PSA正常后将尾气全部切进燃料系统。当氢产品合格后，稳定8小时，逐渐提量至全负荷，装置在全负荷下运转，调整各工艺参数到最佳值。3单元操作法31湿法脱硫311任务和目的通过N甲基乙醇胺粗脱，脱除原料气中的大部分硫，使原料气中的总硫化氢含量降到200PPM以下，以减轻干法脱硫的负荷，保护好转化催化剂。312原理简介所有醇胺类都是胺的衍生物，其溶液能够脱除酸性气体、硫化氢和二氧化碳，这是因为它们所含有的OH具有强烈的碱性。常用的脱硫剂有一乙醇胺（简称MEA）、二乙醇胺（简称DEA）、三乙醇胺（TEA）、氮甲基乙醇胺，其中一乙醇胺的碱性最强，甚至比氨本身的碱性还强。各种醇胺的分子式为MEA为RNH2，DEA为R2NH，DEA为R3N。式中R代表CH2OH下面以MEA说明醇胺类脱硫的机理。2RNH2H2S（RNH3）2S（RNH3）2SH2S2（RNH3）HS2RNH2H2OCO2（RNH3）2CO3（RNH3）2CO3H2OCO22（RNH3）HCO3以上反应都是放热反应，降低温度可以提高吸收效果，且都是可逆反应，在较低温度（2040）时反应向右进行（吸收）；在较高温度（大于105时）时反应向左进行（解吸）。以上反应都是体积缩小的反应，所以提高压力有利于吸收的进行。313湿法脱硫工艺参数的控制3131法脱硫后H2S含量的控制影响因素调节方法胺液浓度降低通知再生装置向系统补充新鲜溶剂，提高胺液浓度至205左右溶剂循环量不足适当提高循环量溶剂再生效果不好通知再生装置提高再生效果处理量增大或原料中的H2S含量增多提高胺液循环量和浓度贫液冷后温度高通知上游装置降低贫液温度溶剂长时间运转发生降解更换新鲜溶剂吸收压力较低提高吸收压力贫液发泡及时添加阻泡剂3132压力的控制T7101的压力是由PIC7101控制的，以下因素可影响T7101的压力变化，需做如下处理影响因素调节方法进料量波动，T7101的压力波动。稳定进料量进料量过大，造成T7101的压力升高。降低进料量燃料气管网压力过高，会造成T7101的压力升高。将PIC7101改进火炬K7101入口压力波动，T7101的压力波动。查找原因稳定K7101入口压力贫液入塔温度升高。通知上游装置降低温度仪表故障或操作不当会造成T7101的压力波动。校验仪表、改正操作方法3133顶及塔底温度的调节以下因素会造成T7101塔顶及塔底温度的升高影响因素调节方法贫液温度升高通知上游装置降低贫液温度原料气杂质浓度升高提高贫液循环量原料气流量增大视装置负荷而定原料气温度升高通知上游装置降低温度仪表的影响。校验仪表3134塔底液面以及贫液循环量的调节T7101的塔底液面是由FIC7102控制的。T7101贫液循环量是影响脱硫效果的重要因素，是调节脱硫效果的主要手段，它是由FITC7102控制的。但它受以下因素的影响，需做如下处理。影响因素调节方法溶液循环量变化频繁稳定溶液循环量脱硫塔压力不稳或冲塔查找原因，稳定压力富液后路不畅疏通后路P7101故障及时联系钳工或电工维修上游装置供液量不足联系调度提高贫液供量FIC7102故障联系仪表进行维修32原料的加氢净化321任务和目的在烃类蒸汽转化法生产氢气的过程中，