Ⅲ加氢标定方案.docx

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Ⅲ加氢标定方案

工艺方案审核单

方案名称

100万吨/年Ⅲ套柴油加氢装置标定方案

编写人

董东

作业部技术负责人

作业部分管领导意见

年月日

相关部门或单位会签意见

生产部审批意见

分管科室：

年月日

分管领导：

年月日

Ⅲ加氢装置标定方案

一、目的

由于中石化要求2017年4月1日起，出厂普柴直接升级到国Ⅴ（硫含量≯10mg/kg），新建RLG（催化柴油加氢转化）装置6月底交付难以满足国

普柴质量升级节点要求。

根据公司安排Ⅲ套柴油加氢装置于2017年2月停工更换催化剂，使用抚顺石油化工研究院研发的FHUDS-8柴油超深度加氢脱硫催化剂。

装置以催化裂化和催化裂解的混合柴油为原料，生产硫含量小于10μg/g的普通柴油调和组分。

此次标定的目的是装置在进料量100t/h负荷下的产品质量、FHUDS-8催化剂性能、装置物料平衡、氢气消耗和能耗、主要设备运行情况以及环保情况。

二、标定原则

1.反应进新鲜料量100t/h，精制油循环量20t/h，总反应进料量120t/h。

LTAG保持稳定运行工况，维持在29t/h。

原料由三套催化直供，不足部分由罐区柴油补充，石脑油干点按照≯170℃控制。

装置平稳运行后进行48小时标定。

2.主要操作条件

项目

高分压力，MPa

7.3—7.5

主催化剂体积空速，h-1

≯1.42

总空速，h-1

≯1.28

氢油体积比

≮450

反应器床层最高温℃

≯385

3.其他工艺参数按现行工艺卡片执行。

三、标定操作调整

1.反应进新鲜料量按照90t/h、95t/h、100t/h三个阶段逐步调整反应入口温度，每个阶段调整到精制柴油硫含量≯10μg/g后进行下一个阶段。

2.反应进新鲜料量100t/h，精制柴油硫含量≯10μg/g稳定后，装置进行全面标定

四、标定要求

1.系统备足原料，确保标定期间原料性质稳定

2.精制柴油按照硫含量小于10μg/g，微水含量不大于200ppm控制。

3.标定期间保证供氢稳定。

由于氢耗较大，新氢机必须两台同时运行才能满足。

4.标定前对所需的计量仪表及关键仪表进行校验，确保测量准确。

按照标定方案要求的分析项目做好分析化验准备工作，确保化验分析数据准确可靠。

5.氢气纯度以D-306采样分析为准。

6.原料油采样在泵302入口处。

五、计量方式：

1．标定期间装置内各塔、容器的液位在指标内保持相对稳定，开始－结束两个时间点液位基本保持一致。

2．原料油计量以FIQ3101、FIQ49123为准，产品柴油计量以FIQ3219、FIQ3250为准，石脑油计量以FIQ3220为准.，精制油循环量以FIQ3219为准，常减压脱臭柴油以常减压处计量为准。

供氢流量以新氢机出口流量FI3119为准。

3．水、气（汽）、风消耗以Ⅲ加氢装置计量表为准，电量由电仪部提供；

六、职责分工

标定工作在生产部统一组织下进行：

1．生产部

1.1牵头进行标定的组织；

1.2统一整理汇总其它部门标定数据,参与形成标定报告；

1.3做好标定原料的准备及生产协调工作；

1.4保证标定期间原料油性质的稳定。

2．计量中心

确保所用计量仪表完好准确。

3．储运部

做好标定时的油罐调整和油罐检尺、油温、油品密度测量等计量工作。

4．电仪部

1.1按标定要求校验好有关仪表，并确保仪表准确；

1.2做好标定期间的仪表维护工作；

1.3做好装置用电计量工作。

5．检验中心

准备好标定采样工具及分析仪器,按要求项目及频次做好采样和分析工作。

6．炼油一部

6.1确保标定期间操作平稳；

6.2认真填写原始记录；

6.3组织现场测定相关各点压力、温度；

6.4做好原始数据的汇总工作，作好现场采样的配合工作；

6.5整理标定数据，编写标定报告。

7．安全环保部

做好标定期间的环保测评工作，确保废水、废气安全合格排放。

8．机动部

配合做好标定期间动静设备运行状态的考核与评估，组织协调设备的维护检修工作。

七、时间安排

2017年3月24日10:

00起开始调整操作

当反应进新鲜料量100t/h，精制柴油硫含量≯10μg/g稳定后，装置进行全面标定标定时间：

两天

标定期间采样时间

1.油品、气体及操作数据采样时间：

标定期间每天上午9:

00，连续两天

2.计量仪表数据采集时间：

标定期间每天上午日9:

00，连续两天

八、标定记录

1.操作参数记录项目

记录时间

P302出口原料油

FIC3105t/h

P302原料油返回

FI310（）t/h

注水t/h

FI3125

K301新氢入口

FIQ3135Nm3/h

新氢返回

FI3138Nm3/h

K301新氢出口

FIQ3119Nm3/h

混氢

FI3118Nm3/h

冷氢

FI3117Nm3/h

P304原料油出口

FIQ3108t/h

F301瓦斯气Nm3/h

FIQ3233

D305排放氢Nm3/h

FIQ3126

C301回流

FIC3206t/h

汽提蒸汽

FIC3207t/h

精制油

FIQ3219t/h

D304尾气Nm3/h

FIQ3127

K301出口至Ⅰ套Nm3/h

FIQ191

反冲洗过滤器差压MPa

PdI3107

F301瓦斯压力MPa

PIC3103

PIC3102

F301主火嘴瓦斯压力MPa

PI3103

PI3104

F301长明灯瓦斯压力MPa

PI3105

PI3106

R301入口MPa

PI3108

R301差压MPa

PdI3109

R301出口MPa

PI3110

新氢返回MPa

PIC3111

D305顶部排放氢MPa

PIC3112

D304顶低分气体MPa

PIC3114

新氢放空MPa

PIC3116

C301塔顶MPa

PIC3201

K301新氢出口MPa

PIC3（）06

K302循环氢入口MPa

PIC3611

K302循环氢出口MPa

PIC3611

物料入口℃

TIC3101

物料出口℃

TIC3102

TIC3103

炉膛温度℃

TI3301

TI3302

TI3303

TI3304

对流室℃

TI3305

TI3306

烟道气℃

TI3307

预热器入口烟气℃

TI3308

预热器出口烟气℃

TI3309

预热器空气出口℃

TI3310

辐射室管壁℃

TI3311

TI3312

TI3313

TI3314

辐射室管壁℃

TI3316

TI3317

TI3318

TI3319

对流室管壁℃

TI3315

TI3320

蒸汽入口℃

TI3232

蒸汽出口℃

TI3213

烟气氧含量%

AI3101

AI3102

R301入口℃

TI3115

1#床层上℃

TI3120

TI3121

TI3122

1#床层中℃

TI3123

TI3124

TI3125

1#床层下℃

TI3126

TI3127

TI3128

冷氢℃

TIC3105

2#床层中℃

TI3132

TI3133

TI3134

2#床层下℃

TI3135

TI3136

TI3137

器壁表面℃

入口

TI3141

上段

TI3143

冷氢口

TI3145

下段

TI3148

底部

TI3151

床层出口℃

TI3156

床层温升℃

原料油温度℃

TI3106

E303壳程入口℃

TI3108

E301壳程入口℃

TI3109

E301壳程出口℃

TI3110

E301管程出口℃

TI3111

E302管程出口℃

TI3112

E303壳程出口℃

TI3113

A301入口℃

TI3118

A301出口℃

TI3157

E304返回新氢℃

TI3163

D306新氢罐顶℃

TI3164

C301塔进料℃

TI3210

C301塔顶℃

TIC3211

C301塔底℃

TI3212

E305管程入口℃

TI3214

E305/C管程入口℃

TI3215

E305/C管程出口℃

TI3216

E305壳程入口℃

TI3127

E305/B壳程入口℃

TI3218

E305/B壳程出口℃

TI3219

A303出口℃

TI3220

A302出口℃

TI3221

E306壳程出口℃

TI3222

D331顶kPa

PIC3301

D330顶℃

TI3301

A330出口℃

TI3302

循环氢AI3103

产品氢AI4001

2.主要机泵运行情况

项目

单位

额定值

原料油泵

出口压力

MPa

10.5

电机电流

新氢机

排气压力

MPa

9.8

排气温度

℃

130

电机电流

201

循环机

吸气压力

MPa

7.6

排气压力

MPa

9.6

汽轮机转速

rpm

12957

3.装置计量

计量时间

FIQ3101

FIQ4016

FIQ3219

FIQ3108

FIQ3126

FIQ3127

原料油

直供柴油

精制油

反冲洗污油

D305顶部

D304顶部

计量时间

FIQ3220

FIQ3230

FIQ3231

FIQ3233

FIQ3117

FIQ3129

粗汽油

循环水进装置

循环水出装置

燃料气总管

燃料气流量

软化水

计量时间

FIQ3119

新鲜水

1.3MPa蒸汽

FIQ3135

FI191

FIC001

新氢

去Ⅰ套氢气

ⅡPSA氢气

4.气体组成分析项目

时间：

月日

名称

新氢

循环氢

低分气

燃料气

密度

H2%

N2%

C1%

C2%

C3%

iC4%

nC4%

iC5%

nC5%

H2S%

NH3PPm

时间：

月日

名称

新氢

循环氢

低分气

燃料气

密度

H2%

N2%

C1%

C2%

C3%

iC4%

nC4%

iC5%

nC5%

H2S%

NH3PPm

时间：

月日

名称

新氢

循环氢

低分气

燃料气

密度

H2%

N2%

C1%

C2%

C3%

iC4%

nC4%

iC5%

nC5%

H2S%

NH3PPm

5.加热炉尾气组成分析项目

分析项目

氧含量%

CO2含量%

CO含量ppm

SO2ppm

NO2ppm

烟尘

15日9:

16日9:

6.原料及产品性质分析项目

采样时间

油品名称

原料油

精制油

粗汽油

分析项目

氧化安定性mg/100ml

√

硫含量%（m/m）

√

氮含量%（m/m

10%蒸余物残炭%（m/m）

√

铜片腐蚀（50℃,3h）级

√

水含量（ppm）

√

运动粘度，（40℃）mm2/s

√

凝固点℃

√

冷滤点℃

√

闪点（闭口）℃

√

十六烷值

√

十六烷值指数SHT0694

√

馏程IBP10%50%90%EBP

√

馏程

密度15℃kg/m3

350℃回收体积%（v/v）

√

95%回收温度℃

√

多环芳烃%（m/m）

√

润滑性（HFRR斑痕直径60℃）μm

√

注：

打“√”需分析项目

7.含硫污水组成分析项目

取样时间

油

PH值

化学需

氧量

氨氮

硫化物

氯离子

铁离子

挥发酚

部位

mg/l

D303

3.30

9.4

21300

6135.35

8717.5

1.82

27.302

3.31

8.31

8550

2839.52

4383.05

3.52

10.188

D310

3.30

8.14

7450

1590.75

4358.6

1.6

0.935

3.31

8.43

8400

681.04

4286.9

0.52

12.867

8.Ⅲ加氢装置及主要机泵电耗计量表

名称

月日～月日

00读数

Ⅲ加氢装置

新氢机K-301

反应进料泵P-302

9.物料平衡

项目

流量t/h

收率%

入

方

原料油

新氢

合计

出

方

精制柴油

气体

粗汽油

损失

合计

作业安全风险（JSA）记录表

安庆石化

单位

炼油一部

装置/罐区/区域

加氢精制

记录编号

JSA-0271605-032

工作/任务

Ⅲ加氢标定作业

区域/工艺过程

Ⅲ加氢/日常操作

分析人员

分析日期

分析负责人

审核人

审核日期

序号

作业步骤

潜在危害及风险

风险分析

风险控制措施

措施落实后的残余风险分析

L×S＝R

是否为重大风险

责任人

可能性

严重性

风险度

生产调整

超温

反应器最高温度≯385℃

否

超压

高分压力≯7.5MPa，安全阀正常投用

否

采样

人员中毒

专人监护，携带H2S报警仪

否

置换不彻底，分析结果不准确

严格执行操作规程

否

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