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柴油加氢装置开工方案425

中国石化青岛炼油化工有限责任公司管理体系文件

QRC-T4.24.05.016.2011

柴油加氢装置开工方案

201*－**－**发布201*－**－**实施

中国石化青岛炼油化工有限责任公司

前言

本开工方案结合装置本周期实际运行情况与本次装置停工大修后开工实际特点，在《装置岗位操作法》“装置首次开工方案”内容基础上进行修订。

本方案起草单位：

加氢单元。

本方案起草人：

戴天林。

重要提示：

本文件具保密内容，受法律保护不得泄露。

如果您使用或意外得到此文件，特此提醒您该文件的机密性。

事先未经本公司书面许可，请注意不可对此文件的全部或部分内容进行复制、传播。

ImportantNote:

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编审页

编制

生产单元

日期

审核

生产单元

日期

生产技术管理部

日期

机动工程部

日期

HSE管理部

日期

会签

批准

日期

1范围

本开工方案适用于青岛炼油化工有限责任公司柴油加氢装置2011年大修后开工，主要用于操作人员的培训学习与操作指导，装置完成大修开工后自行作废。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文。

柴油加氢装置设计文件。

青岛炼化工艺技术管理制度。

柴油加氢装置工艺技术规程。

柴油加氢装置岗位操作法。

3装置检修改造概况

青岛炼油化工有限责任公司柴油加氢装置根据全厂停工检修安排安排，于2011年6月21日至8月1日进行装置停工检修，这次停工检修主要是为装置自2008年首次开工至2011年运行三年期间的设备、工艺问题进行处理，除常规的检修项目外，柴油加氢装置主要的改造有以下三个方面：

①、针对目前产品分馏塔顶部石脑油和精制柴油组份重叠的问题，产品分馏塔C-202增加侧线抽出塔C-203，将精制柴油中170～210℃组份分离出来，作为汽油的调和组分，提高全厂的产品收益。

②、为满足公司柴油产品升级为产欧Ⅲ柴油的要求，将反应器第二床层的3963催化剂更换为抚研院最新研制的FHUDS-6催化剂，第一床层装填活性更新后的FH-UDS催化剂。

3.1产品分馏塔C-202侧线改造项目

中国石化青岛炼油化工有限责任公司现有一套410万吨/年柴油加氢精制装置，该装置由LPEC设计并EPC总承包，于2008年5月开工，一直平稳运行至今。

随着油品市场的发展，青岛炼化公司从炼油化工多元化发展的战略观点出发，对现有410万吨/年柴油加氢精制装置的产品分馏塔进行侧线改造，改造后的产品分馏塔可抽出170～210℃的组份油，根据市场需要，可对这部分组份油进行灵活处理，从而为企业带来更多的效益。

（1）、改造部分工艺流程简述

溶剂油汽提塔（C-203）的进料自产品分馏塔（C-202）第7块塔板抽出。

组份油汽提塔设有10块浮阀塔盘，组份油汽提塔顶气返回产品分馏塔第7块塔盘，塔底液相作为组份油产品经组份油泵（P-208A/B）升压后先后经过组份油与低温热水换热器（E-209）、组份油水冷器（E-210）换热冷却至45℃出装置。

组份油汽提塔采用水蒸汽进行汽提。

（2）、C-202改造后流程图

（3）、增加侧线塔后主要操作条件对比

产品分馏塔

改造前

增加侧线塔后

塔顶回流量，kg/h

89657

101985

塔顶压力，MPa（g）

0.2

进料温度,℃

245

253

塔顶温度,℃

160

180

塔底温度,℃

290

309

溶剂油汽提塔

塔顶压力，MPa（g）

—

0.21

进料温度,℃

—

216

塔顶温度,℃

—

207

塔底温度,℃

—

183

3.2反冲洗过滤器SR-101扩能项目

装置原料设置有一套过滤器系统（共五组，温州海米特生产）。

自2008年5月开工正常，开工初期的一年时间里使用基本正常。

但最近一年来，过滤器反冲洗频率明显加大，特别是在生产方案频繁调整、原料来源转换多、进料性质变化快，导致部分时段过滤器不间断反冲洗，影响到装置的稳定运行。

经过对上游来料的采样对比分析，主要系原料中的杂质含量较高因素的影响。

为增加过反冲洗过滤器的过滤面积，延长反冲洗过滤器的冲洗周期，在原有的过滤器、关联设备、PLC程序控制器系统基础上进行改造，按每列增加3组过滤容器进行设计。

原有5列过滤器，每列有7个滤筒，共计有35个过滤容器。

现拟在每列过滤器上增加3个滤筒，共增加15个滤筒，改造后总计达到50个过滤容器。

当其中1组过滤单元在反冲时，另49组过滤单元在正常过滤。

当压差或时间达到预先的设定值时，PLC控制器将其中1组过滤单元切换下来后，排放阀快速打开，滤后的干净滤液从过滤器顶部到过滤器底部，形成一个压迫流，将滤芯表面的滤饼脱掉，卸下的滤饼全部排入器外接收罐，然后PLC控制器将其阀位恢复到初始状态并重新投入使用，进入正常工作后，PLC控制器接着将过滤器内的另1组过滤单元切换下来，直到49组过滤单元冲洗完毕。

3.3反应器催化剂升级项目

柴油加氢装置为满足生产欧Ⅳ标准清洁柴油的需要，大检修期间反应器催化剂部分更换为中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发、中国石油化工股份有限公司催化剂抚顺分公司生产的FZC系列保护剂、FHRS-1加氢捕硅剂及FHUDS-6柴油超深度加氢脱硫催化剂，原先的FH-UDS催化剂进行活性更新后再进行装填。

（1）、FHUDS-6催化剂的特点

a.采用与FHUDS-5催化剂相同的载体制备技术及浸渍技术制备催化剂。

b.选择Mo-Ni为催化剂活性金属，加氢脱氮、芳烃饱和及超深度加氢脱硫活性好，更适合氮含量较高的含二次加工油品混合油的超深度脱硫以及以提高十六烷值为主要目的的加氢精制。

（2）、FH-UDS催化剂活性更新后对催加剂性能的影响

a.失活催化剂经适宜温度烧积炭后，浸渍有机络合剂，对活性组份进行再分散处理，提高催化剂硫化度，促进Ⅱ型活性中心的生成。

b.比采用单纯烧炭再生的催化剂活性提高20%以上，尤其是催化剂的加氢脱氮活性提高幅度更大。

（3）、反应器催化剂装填表

位置

物料名称

高度，mm

体积，m3

重量，t

装填密度，t/m3

上

床

层

φ13瓷球

100

2.10

2.31

1.39

FZC-102B保护剂

150

3.15

1.61

0.51

FZC-103保护剂

300

6.30

3.72

0.59

FHRS-1捕硅剂

150

3.15

2.05

0.65

FH-UDS活性更新催化剂（密相装填）

3700

77.67

1.0

φ3FH-UDS活性更新催化剂

100

2.10

2.02

0.96

φ6瓷球

100

1.66

2.16

1.30

冷氢箱和分配盘

φ13瓷球

100

1.66

2.31

1.39

FH-UDS活性更新催化剂（自然装填）

1000

21.0

20.16

0.96

FH-UDS活性更新催化剂（密相装填）

500

10.5

1.0

FHUDS-6催化剂（密相装填）

5520

115.88

113.56

0.98

φ3FH-UDS活性更新催化剂

100

2.10

2.02

0.96

φ6瓷球

150

1.66

2.15

1.30

φ13瓷球

200*

4.20

7.00

1.39

合

计

FZC-102B保护剂

150

3.15

1.61

0.51

FZC-103保护剂

300

6.30

3.72

0.59

FHRS-1捕硅剂

150

3.05

2.05

0.65

FH-UDS活性更新催化剂（细条）

5200

109.17

108.33

0.99

FH-UDS活性更新催化剂（粗条）

200

4.20

4.04

0.96

FHUDS-6催化剂（细条）

5520

115.88

113.56

0.98

（4）、大检修后装置的主要操作条件

项目

初期

末期

保护剂和催化剂

FZC-102B/FZC-103/FHRS-1/FH-UDS/FHUDS-6

反应器入口氢分压，MPa

6.4

反应器入口氢油体积比

350:

总体积空速，h-1

2.5

床层

反应器入口温度，℃

320

350

床层入口温度，℃

325

353

378

床层出口温度，℃

358

371

383

395

床层温升，℃

总温升，℃

平均反应温度，℃

354

379

反应器催化剂采用FH-UDS/FHUDS-6级配方案，上床层装填活性更新的FH-UDS催化剂，下床层装填加氢活性更强的FHUDS-6催化剂。

该方案可满足青岛炼化国Ⅲ柴油生产硫含量要求，预计可提高十六烷值3～4个单位；同时可回收利用以前的FH-UDS催化剂，投资费用相对较低。

3.4本次停工检修后开工与首次开工的区别

与08年装置首次开工相比，本次开工有以下特点：

（1）、装置大检修后开工时间安排比较短，人员较少；

（2）、管线水冲洗只需涉及到检修项目进行，范围较小；

（3）、烘炉步骤本次检修后开工不需要；

（4）、新增加的组份油侧线塔及P-208进行水联运，分馏系统水联运步骤不需要；

（5）、此次检修后开工反应系统不需要进行热态考核；

（6）、新氢机入口管线此次开工后不需要进行化学清洗；

（7）、急冷氢试验和紧急泄压试验此次检修后开工不需要进行；

（8）、设备润滑油管线本次检修后开工不需要进行酸洗；

（9）、本次检修后开工，由于管线相对比较干净，不需要进行中压蒸汽打靶和爆破吹扫。

3.5开工过程中防臭味措施

（1）、管线蒸汽吹扫时，污油禁止乱排乱放；

（2）、塔罐蒸煮时，顶部要对火炬，严禁直接排大气；

（3）、对高硫化氢部位进行钝化处理，有一定的除臭效果；

（4）、对酸性气线等高硫化氢气体线氮气吹扫完毕后，再进行蒸汽吹扫置换；

（5）、钝化后的废钝化液经酸性水线送至溶剂再生装置。

4开工组织体系

5开工前准备

（1）、组织各班操作人员学习并熟练掌握开工方案。

负责人：

王军

（2）、联系调度、储运、检验中心等单位做好配合开工准备工作。

负责人：

王军

（3）、检查消防器材是否齐全、好用、到位。

负责人：

戴天林

（4）、准备好开工用的工具、器材，开工用化工原材料准备齐全。

负责人：

祁洪胜

（5）、联系调度、储运等有关单位安排好不合格产品及污油的后路，并做好氢气、氮气的平衡。

负责人：

王军

（6）、塔、罐检查合格，人孔封闭。

负责人：

李文良

（7）、机泵、设备检修完成，试运正常。

负责人：

李文良

（8）、K-101、K-102空负荷试机完毕。

负责人：

李文良

（9）、反应器催化剂装填完毕，反应器入口弯头回装。

负责人：

王军李文良

（10）、控制阀、切断阀调校完毕。

负责人：

李云

（11）、液位计、界位计、压力变送器、热电偶等仪表调校完毕。

负责人：

李云

（12）、DCS、CCS、SIS系统调校完毕。

负责人：

李云

（13）、公用工程系统投用正常。

负责人：

王军

（14）、装置大检修项目、技改技措项目已施工完毕负责人：

李文良

6开工HSE及清洁生产要求

为确保开工过程中不发生HSE事故，满足清洁生产要求，对开工过程中的关键步骤进行危害识别，并制定相应预防措施如下。

（1）、反应系统升温提量过程中，升温、提量速度过快易造成设备、法兰等出现泄漏。

预防措施：

a.严格遵守有关反应器升温、提量的限制条件，升温速度应≯25℃，提量速度应≯20t/h。

b.高温法兰有固定蒸汽保护环管的，应将其投用。

（2）、反应系统开工过程中，在CO浓度高于30μL/L及反应器床层温度低于205℃的条件下，CO易与镍发生反应产生剧毒的羰基镍。

预防措施：

反应系统任一床层温度升至205℃前，应确保循环气中CO含量≯30μL/L。

b.加强化验分析频次，对CO浓度进行监控。

（3）、反应系统在无H2S的环境中，当反应温度＞200℃时，氢气会将硫化态催化剂还原为金属，造成催化剂活性永久性损失。

预防措施：

反应系统升温至200℃前，要求循环氢中H2S含量≮500μL/L。

（4）、升温、升压过程中，按照先升温后升压的原则，当反应器任一点表面温度＜93℃时，反应器操作压力应限制在所产生应力不超过材料屈服极限的25％，此处规定≯2.0MPa。

预防措施：

严格遵守以上要求，反应温度低于120℃时，系统压力不得高于0.7MPa。

（5）、开工过程中，严防高压串低压。

预防措施：

高压系统气密时，要做好隔离措施，防止控制阀漏量导致高压串低压。

（6）、开工过程中，油品、烃类、燃气、化学品等物质的排放易造成环境污染。

预防措施：

a.任何烃类物质的排放必须密闭排放；b.置换过程必须确保密闭排放。

（7）、盲板拆、调过程中，为防止发生带压操作、介质外泄等严重事故，操作人员需检查确认。

（8）、人员必须严格执行开工方案和各项规章制度，服从指挥，做到：

不超温、不超压、不跑油、不串油、不放油、不放瓦斯、不违章作业、不损坏设备、不着火、不爆炸。

（9）、人员进装置要佩带好手套、工作帽、工作服等劳保用品，夜间要带好手电筒，禁止穿高跟鞋、钉子鞋上岗。

表6-1动火作业危害识别

序号

工作步骤

危险或潜在事件

主要后果

事故发生频率

员工胜任程度

预防措施

安排人员

作业人员不胜任

违反制度

偶尔发生

胜任

制定管理制度并严格执行

联系检验中心做爆炸气体分析

现场爆炸气体超过爆炸上限

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

开具合格动火作业票

未开动火作业票

违反集团公司制度

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

核实动火人员

动火人员不具备资格

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

乙炔瓶不能倒放

乙炔瓶倒放

爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

乙炔瓶与氧气瓶相距大于5米

两瓶之间小于5米

混合爆炸

偶尔发生

胜任

制定管理制度并严格执行

动火半径15米内地漏堵死

焊星进入

爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

准备灭火器和消防蒸汽用皮带

没有准备

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

风力大于5级停止动火

大风动火

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

确认动火作业点

作业点错误

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

动火完毕清理现场

留有余火

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

表6-2　吊车作业危害识别

序号

工作步骤

危险或潜在事件

主要后果

事故发生频率

员工胜任程度

预防措施

接受工作指令

指令不明确

违反制度

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

安全着装

明确进车场所

作业地点不明确

违反制度

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

检查车辆状况

车辆未有阻火器

着火爆炸

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

检查驾驶人员资格

人员不合格

违反制度

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

规定进车路线

路线不明确

违反制度

曾经发生

胜任

制定管理制度并严格执行

开具作业许可证

无证进车

违反制度

曾经发生

胜任

制定管理制度并严格执行

进车作业监护

作业不受控

违反制度

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

确认天气状况

风力大于5级

重物坠落

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

暴雨、雷电、大雾

重物坠落

从未发生

胜任

制定管理制度并严格执行

确认吊车荷载

起吊物品重量超过荷载范围内

重物坠落

偶尔发生

胜任

制定管理制度并严格执行

确认作业环境

吊臂活动范围内无障碍物，现场拉警戒线

损坏设施，坠物伤人

偶尔发生

胜任

制定管理制度并严格执行

表6-3催化剂装填作业危害识别表

序号

工作步骤

危害或潜在事件

主要后果

事故发生频率

员工胜任程度

预防措施

方案准备

技术人员对方案理解不深、方案不完善

延误工期

从未发生

胜任

方案经过讨论批准

人员培训

未对作业人员进行HSE培训

人身伤害

从未发生

胜任

对施工人员作业环境和作业过程存在的危害、采取的防范措施、人员的职责、应急处理）的交底和培训

反应器隔离

切换流程错误

反应器没有有效隔离，爆炸着火

从未发生

胜任

按照《流程确认单》执行

装剂过程

天气原因催化剂受潮

催化剂机械强度降低

曾经发生

胜任

提前准备好足量的帆布

催化剂未粑平，堆比差别较大

出现沟流,反应器径向温升大

偶尔发生

一般胜任

监护人员加强监护，提高催化剂装填检尺频次

反应器入口高压法兰受损

法兰重新打磨，延误工期

曾经发生

胜任

在反应器入口法兰增加临时塑料垫保护，

7开工方案

7.1开工步骤及时间进度表

时间

反应系统主要工作

分馏系统主要工作

联系单位

联系内容

第

天

0：

00～8:

反应系统氮气置换，0.7MPa压力等级氮气气密

分馏系统氮气置换，并进行氮气气密。

公用工程、检验中心

分析气体组分、供给足量的氮气

00～10:

启动K-101，反应系统压力升高至2.0MPa，进行2.0MPa压力等级气密

10:

00～24:

按照操作规程启动K-102，维持低转速（3000r/min）。

点F-101，反应器入口温度以10℃/h速度开始升温至160℃。

原料、分馏系统引油，并建立循环流程

调度、储运单元

引开工柴油

点F-201，分馏炉出口以15℃/h的速度开始升温至150℃，分馏系统进行热紧。

调度、公用工程

保证中压蒸汽、瓦斯供应

第

天

00～8:

反应器入口温度160℃，系统压力2.5MPa催化剂脱水8h

分馏炉出口以15℃/h的速度升温至250℃，各低点部位加强脱水

—

00～21:

以10℃/h速度，反应器入口温度自160℃升至250℃，恒温4h，至D-104底部不再生成水。

分馏系统进行热紧

齐鲁建设

法兰进行热紧

21：

00～第3天9:

反应器入口温度以10℃/h的速度降至150℃，反应系统压力以1.0MPa/h速度升压，分别进行4.0MPa、6.0MPa和7.0MPa压力等级气密。

F-201六路流量提高至90t/h，F-201出口温度提高至280℃。

公用工程

提供氮气

第

天

9：

00～19:

反应系统压力以1.5MPa/h速度降至4.0MPa，停K-101，引氢气进装置，关闭D-106入口氮气手阀，引氢气置换反应系统，至循环气中氢气含量大于80V%，并进行4.0MPa、6.0MPa、7.0MPa氢气气密。

重整、制氢

引氢气进装置

19：

00～20：

反应系统压力降至至6.0MPa，反应器入口温度维持150℃，停原料分馏循环

分馏改为催化剂硫化时循环。

—

20:

00～24：

启动P-102，进料量控制150t/h，分馏系统见油后，外甩不合格线4h后，改为全循环。

分馏系统维持操作

储运

引开工柴油进装置

第

天

00～第5天19:

催化剂硫化

分馏系统维持操作

检验中心

分析循环氢中硫化氢含量

第

天

19:

00～20:

反应系统压力以1.0MPa/h速度升压至7.0MPa，启动P-104，并根据循环氢中H2S的含量调整C-101副线开度。

并启动P-103。

分馏系统维持操作

溶剂再生、公用工程

引贫胺液进装置、除盐水进装置

20：

00～24:

进料逐步切换为混合新鲜进料，处理量逐渐提高至270t/h，反应CAT自270℃以10℃/h速度提高至300℃，根据分析结果调整反应温度，至产品合格。

C-202底精制柴油外甩至不合格柴油线2h。

储运

外送轻污油

根据化验分析结果，分馏系统进行调整，至精制柴油合格，改至柴油产品线。

常减压、催化装置、检验中心

引催化柴油、焦化汽柴油

7.2开工统筹图

见附7

7.3开工物料消耗表

见附8

7.4开工操作步骤

7.4.1反应系统工作

1反应系统氮气置换，0.7MPa、2.0MPa压力等级氮气气密

（1）、第1天0：

00～8:

00自K-102出口氮气线引氮气，自D-107顶部排放至火炬，置换反应系统至烃＋氢<0.5V%,并进行0.7MPa压力等级反应系统气密。

（2）、8:

00～10:

00联系调度，按照操作规程启动K-101A，投用HydroCOM气量无级调节系统，反应系统补压至2.0MPa，进行2.0MPa压力等级气密。

（3）、10:

00～24:

00联系调度、公用工程单元，按照操作规程启动K-102，转速维持3000～3500r/min，K-102氮气运行工况下，内操注意监控好防喘振点位置、干气密封运行状况。

联系调度、储运单元，引瓦斯进装置，分析F-101炉膛爆炸气含量<0.5V%后，按照操作规程点F-101。

反应系统以10℃/h速度升温至160℃。

2催化剂干燥

（1）、第2天0:

00～8:

00维持反应器入口温度160℃,反应系统压力2.0MPa，催化剂恒温脱水8h。

（2）、8:

00～21：

00反应器入口温度以10℃/h的速度自160℃升至250℃。

恒温脱水4h，直至D-104液位不再上涨后，催化剂干燥结束。

3反应系统进行4.0、6.0、7.0MPa压力等级氮气、氢气气密

（1）、21：

00～第3天9:

00反应器入口温度以10℃/h的速度自250℃降至150℃,反应系统压力升高至4.0MPa、6.0MPa、7.0MPa。

进行不同压力等级的气密，保证反应系统静压降不大于0.04MPa/h。

（2）、9:

00～19:

00反应

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