杭州炼油厂30万吨年油品加氢精制工程5000m3nh制氢装置.docx

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1、石家庄正拓气体公司1000m3n/h制氢装置 开工导则石家庄正拓气体公司1200m3n/h天然气制氢装置 2004年10月目 录第一节 装置概况2第二节 装置的吹扫及冲洗8第三节 泵试运及压缩机试车9第四节 热氮试运94.1、热氮试运概况94.2 热氮试运应具备的条件104.3 气密104.4 建立冷氮循环系统114.5 转化炉(F101)烘炉114.6 产汽系统碱煮及试运144.7 调整工艺参数考察设备及仪表性能174.8 事故演习184.9 系统降温降压热氮试运结束19第五节 催化剂的性能及装填205.1 催化剂的性能简介205.2 催化剂的装填245.3 转化催化剂的装填255.4 加氢

2、、脱硫、脱氯、中变催化剂的装填27第六节 装置负荷试运296.1 装置负荷试运程序安排296.2 装置气密与氮气置换296.3 脱硫系统升温开工296.4 转化、中变催化剂还原306.5 转化进气、中变催化剂继续放硫336.6 PSA部分开工346.7 调整操作参数向用户供氢34第七节 正常生产调节357.1 脱硫部分操作调节357.2 转化操作调节357.4 中压汽水分离器液位波动及调节367.5 中变反应器入口温度调节367.6 炉水水质367.7 燃料气压力的控制37第一节 装置概况该装置于2003年12月完成详细设计，目前正在进行施工建设，计划年2004年06月投产。1.1、装置规模及

3、技术路线装置设计规模为1000m3n/h工业氢，采用轻烃水蒸汽转化、变压吸附净化法的工艺路线, 主要工艺过程由原料脱硫、脱氯、水蒸汽转化、中温变换、PSA净化、产汽系统等几个部分组成。产品为工业氢。1.2 、原料 装置原料为天然气，其规格要求如下：天然气（见表1-1） 表1-1序号组成天然气摩尔分率V%1CH494.242C2H61.83C3H80.594C4H100.095C5H120.035C6H140.097CO22.888N20.289H2S20mg/m3n温度,1压力Mpa(G)1.01.3、主要产品规格1.3.1、工业氢规格:组分mol%H2 99.9CH40.02N20.08CO

4、+CO220PPm出装置温度1出装置压力1.5MPa(G)1.3.2、副产品装置的副产品为PSA部分的解吸气，该解吸气直接作为转化炉的燃料。1.4、物料平衡该装置的物料平衡见表 1-2表1-2项 目kg/hm3n/h入 水蒸汽1059天然气291374方合计1350出工业氢93.5101脱附气672579未反应水584.5方合计13501.5 主要操作条件1、加氢反应器（R101）入口温度380 出口温度370 入口压力MPa(a)2.15 出口压力MPa(a)2.13 加氢催化剂装量 m3 0.322、氧化锌脱硫反应器（R102A.B）入口温度370出口温度360入口压力MPa(abs)2.

5、13出口压力MPa(abs)2.1氧化锌脱硫剂装量m3 0.3223、转化炉辐射段入口温度600出口温度820 入口压力MPa(a)2.05出口压力MPa(a)1.80碳空速 h1 627水碳比 mol/mol3.5催化剂装量 m30.64、中温变换反应器入口温度31 出口温度15 入口压力MPa(a)1.78出口压力MPa(a)1.75空速(干) h1 1883催化剂装量 m3 0.785、PSA部分序号步 骤压力（MPa G）温度（）1吸附（A）1.712一均降（E1D）1.71.2813二均降（E2D）1.280.8614三均降（E3D）0.860.4415顺放（PP）0.440.251

6、6逆放（D）0.250.0717冲洗（P）0.070.0318三均升（E3R）0.020.4419二均升（E2R）0.440.86110一均升（E1R）0.861.28111产品气升压（FR）1.281.711.6 公用工程消耗指标和催化剂、化学药剂等用量1.6.1 公用工程消耗指标公用工程消耗表 表1-4序号 名 称单位数量 备 注1天然气m3n/h374连续2燃料气m3n/h90连续（天然气）3循环水t/h31.1连续t/h2间断生活水t/h1间断除盐水t/h1.274连续电 380VKWh/h22.4连续 220VKWh/h7照明及仪表净化压缩空气m3n/h50连续1.0MPa蒸汽t/h

7、-0.4外输1.0MPa蒸汽t/h1消防及吹扫氮气m3n/h500间断1.6.2 催化剂、化学药剂等用量 催化剂、化学药剂等用量表 表1-5序号名 称型号及规格年用量，t一次装入量 t(m3)预期寿命备注1234567一催化剂1加氢催化剂T2010.25(0.314)32氧化锌脱硫剂T3050.76（0.628）13转化催化剂Z412/Z4130.66（0.6）34中变催化剂FB1231.05（0.78）35活性氧化铝GL-H20.75(1.05)158硅胶HZSI-010.75(1.0)156活性炭HXBC-15B18.00(30.5)157分子筛HX5A-98H9.00（11.5）15三化

8、学药剂1磷酸三钠100g/h650kg/年1.7 生产控制分析1.7.1 正常生产分析正常生产分析表 表 1-6序号1分析项目分析次数控制指标备注1原料气 气体组成1次/天 含硫 ppm(w)1次/天烯烃%(mol)1次/天3R102出口 含硫ppm1次/班0.2ppm烯烃%(mol)1次/班1%4转化气组成1次/班CH45% (mol)H2,CO,CO2,CH45中变气组成1次/班CO3% (mol)H2,CO,CO2,CH46氢气组成1次/班CO+CO220ppmH2,CO,CO27解吸气组成1次/天H2,CO,CO2 CH48中压蒸汽：钠含量 SiO2 1次/班15g/kg 20g/kg

9、9给水：硬度1次/班1.5mol/L 溶解氧15g/L 铁50g/L 铜10g/L PH8.59.2 油1.0mg/L10汽包水：PH4次/班9.0 PO4-34次/班515mg/l cl-14次/班4mg/L11酸性水：入口 Fe离子,CO2,CH3OH抽查酸性水(出口)：CO2抽查10ppm NH3抽查10ppm CH3OH抽查2ppm注：除上述分析项目外，还有下列仪器自动在线分析： a)吸附塔出口气体氢含量分析，量程为99.5100%。 b)产品氢CO+CO2微量分析，量程为0100ppm。1.7.2 开工分析 开工分析表 表1-7序号分析项目分析次数控制指标备注1置换N2： 氧含量抽查

10、0.3% (mol) 烃抽查无2置换气： 氧含量抽查0.5% (mol)3开工用氢气组成4次/班4转化中变还原入口： H2% (mol)4次/班转化中变还原出口： H2% (mol)4次/班5循环氮：H2O% (mol)抽查催化剂脱水时 烃抽查 无6燃料组成、热值抽查7炉膛气体：爆炸试验抽查合格第二节 装置的吹扫及冲洗2.1 吹扫及冲洗的目的2.1.1 通过吹扫及冲洗，清除施工过程中进入设备、管道中的焊渣、泥沙等杂物，以及管道内的油污和铁锈。2.2.2 对设备和管道中的每对法兰和静密封点进行初步的试漏、试压。2.2.3 贯通流程，熟悉基本操作，暴露有关问题。2.2 吹扫介质2.2.1 对装置的

11、脱硫、转化、中变、PSA等系统的主要工艺管道及设备，用氮气进行吹扫。2.2.2 对装置的燃料管线、辅助管道，用1.0MPa蒸汽进行吹扫。2.2.3 对循环水管道、脱盐水管道、净化压缩空气管道以及非净化压缩空气管道，用各自本身的介质进行冲洗。2.2.4 对燃料气系统用1.0MPa蒸汽或氮气吹扫。2.3 吹扫及冲洗的原则和注意事项2.3.1 吹扫前要掌握每一条管道的吹扫流程、吹扫介质和注意事项，清楚吹扫介质的给入点和临时给入点、每条管道的排放点和临时排放点。对排污点，要做好遮挡工作，防止将污物吹入设备或后续管道。2.3.2 引蒸汽吹扫时，要注意防止水击、防止发生烫伤等人身事故。2.3.3 吹扫前应

12、把调节阀、孔板、流量计拆除，若调节阀没有付线，应装上短节，以利后续管道的吹扫。2.3.4吹扫及冲洗应分段进行。遇到阀门时应在阀门前拆开法兰， 并在拆开法兰处插入铁片，以便排出污物。吹扫干净后，再把上法兰，并开大阀门进行后续管道的吹扫。管道上的单向阀如与吹扫、冲洗的流向不符,则要转向。吹扫、冲洗干净后再装好。沿线的各排凝点或放空点也要逐个打开，排出污物，直至把全部管道吹扫干净为止。2.3.5 在吹扫冲洗的过程中，要注意吹扫、冲洗有关跨线和小管道，以保证装置吹扫、冲洗不留死角。2.3.6 吹扫冲洗过程中应反复憋压几次，但压力不能超过该设备管道的操作压力。在憋压过程中，应检查各静密封点的泄漏情况。如

13、发现泄漏应做好标记和记录，待卸压后处理。2.3.7 在吹扫及冲洗带安全阀的设备管道时，应把安全阀拆除，吹扫完后再装上。2.3.8 在吹扫经过泵的管道时，介质应走泵的跨线。吹扫一段时间后，拆开入口法兰，吹扫泵入口管道，干净后装上过滤网和法兰，吹扫出口管道。在吹扫入口管道时，要做好泵入口的遮挡工作，防止杂物吹入泵体内。没有跨线的泵，可将其出口管道反吹。2.3.9 在吹扫各容器、塔、反应器时，应由里向外吹。一般不准直接向容器、塔、反应器里吹扫、冲洗。2.3.10 在吹扫冷换设备时，不论壳程、管程，在入口处均应拆开法兰。待管道吹扫干净后，再装上法兰，让介质通过。第三节 泵试运及压缩机试车3.1 泵试车

14、及联运在装置准备开车以前，要试验每台新泵的性能并检验有无缺陷，即进行试运转。试运介质为水，试运水流量以电机不超负荷为准。试车过程中应在泵入口管道上安装过滤器。泵的试车也是对有关管道及设备的再一次清洗，清洗出来的杂物就可收集在滤网上。3.2 压缩机试车压缩机的详细试车操作说明由制造厂提供，应根据操作说明，并在制造厂代表的指导下进行原始试车。第四节 热氮试运4.1、热氮试运概况4.1.1 热氮试运的目的4.1.1.1 检查全系统的设备、仪表、联锁、管道、阀门、供电等的性能和质量是否符合设计和规范的要求；观察转化炉炉管及上、下尾管的热膨胀；了解工艺参数能否达到设计要求，充分暴露系统中存在的问题，摸清

15、各工序之间的内在联系，为下一步负荷试运打下良好的基础，确保装置一次投料试车成功。4.1.1.2 进行转化炉烘炉、产汽系统煮炉及转化气蒸汽发生器试运。4.1.1.3 在没有催化剂和化学反应的情况下，用氮气代替原料气摸拟正常操作条件，进行关键操作和事故演习，达到锻炼队伍，提高指挥人员和操作人员的应变能力。4.1.2 通过热氮试运，应熟悉以下操作:4.1.2.1 系统气密及系统置换；4.1.2.2 掌握氮气循环流程和冷氮循环的建立；4.1.2.3 熟悉机泵的开、停车、切换操作和正常维护；4.1.2.4 掌握开启引风机、转化炉点火操作；4.1.2.5 转化炉烘炉，产汽系统碱煮及产汽试运；4.1.2.6

16、 氧化锌脱硫反应器的切换；4.1.2.7 自产蒸汽的放空和切入系统；4.1.2.8 中变入口温度的调节；4.1.2.9 熟悉仪表控制流程，掌握常规仪表的使用，调节阀的付线操作；4.1.2.10 试验联锁自保系统和消声器。4.1.3 热氮试运期间进行的事故演习4.1.3.1 原料中断4.1.3.2 锅炉给水中断4.1.3.3 装置动力电源中断4.1.3.4 燃料气中断4.1.3.5 转化炉引风机故障4.2 热氮试运应具备的条件4.2.1 装置内外有关工程项目全部完工。4.2.2 装置单机试运时，暴露出的问题已处理完毕。4.2.3 氮气、蒸汽(1.0MPa、3.5MPa)、燃料气、净化压缩空气、循

17、环水、脱盐水、电等公用工程系统能平稳运行，保证足量供应。气密时氮气约需100m3n，循环补充量约10m3n/h，纯度要求大于99.8%。4.2.4 工具、消防器具准备齐全。4.2.5 安全阀定压和安装完毕，所有仪表经过联校合格，可燃气体报警系统处于完好备用状态。4.2.6 转化炉管上下尾管以及集合管上应画上原始位置，以观察其热膨胀情况。 4.3 气密4.3.1. 气密的要求装置气密必须在催化剂装填前后分别进行，以保证系统的严密性。气密时以氮气作介质(或以空气作介质)，必要时可启用原料气压缩机（C101A、B）升压。装置气密应分段进行。各段气密压力及要求见表4-1气密压力表 表4-1部 位气密压

18、力MPa（abs）八小时最大允许压降 MPa脱硫部分（C101出口 R102A.B出口）2.310.05转化部分（R102出口R103入口）1.980.05变换部分（R103入口V106出口）1.870.054.3.2 气密方法先将脱硫部分的两端装上盲板，充氮到2.31MPa(abs)。合格后拆下R102A.B出口盲板，让脱硫系统氮气向转化系统扩散。中变入口应事先装好盲板，待氮气扩散平衡后，再装上R102A.B出口盲板。充氮到1.98MPa(abs)，对转化进行气密。同理，按照气密压力的高低，依次对后续系统进行气密。4.3.3 气密检查的内容及方法气密点包括设备、管线上的法兰、阀门、放空、压力

19、表、液面计、活接头以及温度计套管，压力、液位、流量引压线，热电偶连接点等。检查时用肥皂水刷在密封点上，观察有无气泡，刷子刷不到的地方可用洗耳球挤入肥皂水，放空头插入肥皂水桶中检查。气密点肥皂水不起泡，并且系统8小时压降0.05MPa,则气密合格。否则须对漏点进行处理，直至气密合格为止。4.3.4 气密注意事项气密点检查要做到定区、定人、定点，做到不漏过一个气密点，不放过一个气泡。气密时气密压力不允许超过设备设计压力，并要有专人监视入装置的氮气压力。4.3.5 氮气置换气密结束后，拆除盲板，全系统卸压至0.05MPa(表压下同)。然后由压缩机出口阀组向系统充氮至0.20.3MPa，重新卸压、放空

20、；再充压至0.20.3MPa。如此反复几次，直到系统中O20.5%时置换结束。置换时要注意把采样阀，排凝阀以及控制阀付线等易形成死角的地方打开置换一下。带压置换时，注意拆盲板处法兰的泄漏情况。4.4 建立冷氮循环系统4.4.1 冷氮循环流程见图4-1。4.4.2 系统置换合格后，然后引氮气充压,使C101A、B入口压力保持在0.70MPa。系统充压结束后，启动C101A、B建立全系统的冷氮循环。当C101A、B入口压力小于0.7MPa时应及时补氮。使C101A、B入口始终保持在0.7MPa。在冷氮循环期间，两台压缩机应切换操作，进行负荷试运。同时考察压缩机的最大循环量，并测定全系统的压降。4.

21、4.3 冷氮循环前，应装好循环系统所有压力表，在循环期间,系统严禁蹩压。在启动C101A、B时，应注意电机电流，防止超负荷。4.5 转化炉(F101)烘炉4.5.1 烘炉目的转化炉(F101)炉墙及E101内衬，是用耐火砖混凝土等筑砌而成，里面含有大量的水份。通过烘炉，可将炉墙中吸附水和结晶水慢慢脱除，以避免在使用过程中因水份急剧蒸发而引起炉墙衬里破坏。通过烘炉，了解炉管的热膨胀情况，掌握炉子的温度调节、E101使用性能及锅炉系统的热态操作。4.5.2 烘炉具备的条件4.5.2.1 装置冲洗、吹扫合格，系统气密试验合格。4.5.2.2 C101A、B单机试车合格，负荷试车正常，处于备用状态；P

22、101A.B单机试车合格，负荷试车正常，处于备用状态C102A.B、C103A.B单机试车合格，负荷试车正常，处于备用状态。4.5.2.3 脱硫、转化、司水各岗位主要仪表具备投用条件。4.5.2.4 废热锅炉系统建立水循环。4.5.2.5 冷N2循环时发现问题均已解决，转化炉负压力表已装好，炉区清理各种易燃易爆物品，备好消防器材。4.5.3 转化炉点火前应具备的条件4.5.3.1 用1.0MPa蒸汽置换燃料气系统至各火嘴小阀前，由F101顶放空管放空。注意检查小烧嘴后是否发烫，若发烫则关死或修理阀门。注意稍开排凝阀，以排除管线内冷凝水。蒸汽置换数分钟后，逐个开火嘴小阀，见汽后即关闭，采样分析合

23、格(O20.5%)后，引燃料气至火嘴小阀前，在炉放空管放出残存的水汽。4.5.3.2 启动F101烟道风机，打开烟道挡板，抽20分钟后炉膛采样作爆炸分析,合格后,调整烟道挡板至合适开度.使炉膛保持合适的负压(-2-5mmH2O)，F101就可点火。4.5.3.4 把E101全部连入系统,冷却器给上循环水。4.5.4 升温烘炉4.5.4.1 升温速度见表4-2，升温曲线见图4-2。 F101升温速度表 表4-2区域升温范围升温速度/h时间h累计时间，h 常温1501510150恒温101503201024320恒温103205007824500恒温1050060020254F101出口循环气温度

24、8202016 820恒温72 820600-259 600恒温24 600180-3014 熄火4.5.4.3 F101点火升温点燃F101火嘴应按下列顺序:先两边后中间。同时要使炉子两侧点燃的火嘴对称，避免炉管单侧受热。初始阶段，火焰尽量小些，以避免局部温升过快，以后可根据升温曲线的要求及时增减火嘴。F101点火后，慢慢降低F101温度，使其维持在350左右。4.5.4.4 F101升温说明 区域I主要考虑F101烘炉，故温度以对流段入口的TIA/304为准。烘到950之前，要兼顾F101出口(TICA/307)820，控制升温速度。区域是将测温点由炉膛改至炉管出口的过程，同时也是调整炉出

25、口温度的过程，温度以F101出口集合管上的TICA/307为准。区域主要考虑工艺上的调整操作和事故演习，故温度仍以TICA/304为准，此时要注意兼顾炉膛温度950。4.5.5 烘炉注意事项注意考察炉管、尾管和集合管的热膨胀，在整个升温阶段应测定并做好记录，了解火嘴燃烧情况以及有关仪表的性能。4.5.6 烘炉后的检查当F101降温到200熄火后，闷炉降温，任其自然降温到100以下，打开看火孔，人孔等进行通风降温。烟道风机视降温情况决定开或停，当炉膛温度40后，进行炉膛的内部检查，仔细检查炉管有无变形，炉墙衬里有无裂缝，耐火砖有无脱落等问题，查出问题后安排处理解决。4.6 产汽系统碱煮及试运4.

26、6.1 产汽系统碱煮目的由于产汽系统受热面在制造、搬运、存放、安装等过程中有残留物和形成的铁锈及其它污垢，因此必须对产汽系统进行碱煮、清洗，以保证产汽系统投产后莸得合格的蒸汽。4.6.2 碱煮前的准备工作4.6.2.1 中压锅炉给水泵(P101A、B)试运合格，处于备用状态；锅炉系统仪表均经校验，试运合格，处于备用状态，压力表手阀放空系统畅通。4.6.2.2 公用工程系统均畅通，且保证足够供应。4.6.2.3 备齐碱煮用的化学药品:固体NaOH或NaOH碱液以及Na3PO4.12H2O。4.6.2.4 产汽系统经水冲洗和水压试密合格。4.6.2.5 绘好碱煮时的升压曲线。4.6.3 产汽系统充

27、水4.6.3.1 脱盐水除氧:引脱盐水进入装置内的除氧器(V104)，同时通入1.0MPa蒸汽进行除氧。控制除氧器压力为0.020.03MPa。4.6.3.2 启动中压锅炉给水泵(P101A.B)向中压汽水分离器(V103)充水，用泵出口阀及泵出口回流阀控制水泵出口压力，此阶段为提高回流，可稍开给水压控的旁通阀。当液位达到60% 时，(充水初期稍开V103排气阀，待充好后关闭)，产汽系统充水完毕。4.6.3.3 开大连续排污和定期排污，对产汽系统进行提温。排出来的水质合格且温度达100后，将汽水分离器液位降至最低，关闭排污。4.6.4 碱煮溶液的配制与加入4.6.4.1 配制溶液戴好劳保用品，

28、将固体NaOH打成小碎块，同时清理溶解器(V105)。然后把NaOH碎块和Na3PO4.12H2O一起投入80%液位的V105中。药品加完后，盖上V105上盖，用风或蒸汽搅拌至完全溶解。根据产汽系统的水容积，配制好的浓度为20%的碱液通过加药器（V106）,加入到中压汽水分离器(V103)。所需的碱液一次加完，并保证每立方米水中含有NaOH、Na3PO4.12H2O各为35Kg。关闭与汽水分离器相连的控制仪表和调节阀。4.6.4.2 注意事项在配药和加药操作中应有防护措施和装备，防止发生烧伤事故。药品应溶解后加入汽水分离器，不得直接加入固体。4.6.5 碱煮4.6.5.1 碱煮应在转化炉的烘炉

29、时同时进行。4.6.5.2 加药结束后，将中压汽水分离器(V103)液位调整并维持在正常水位线以上5075mm处，系统进行碱煮循环。4.6.5.3 中压产汽系统碱煮时的升压曲线见图4-3-1。4.6.5.4 随着F101温度的上升，中压汽水分离器（V103）压力逐渐上升。V103压力升至0.3MPa时将产出的蒸汽放空。4.6.5.5 产汽系统首次升压应按升压曲线要求缓慢平稳进行。控制产汽系统升温速度50/h。然后以0.1MPa/h升压，将汽水分离器压力升至正常压力的5060%，并维持在汽水分离器正常产汽量的1015放空，在此条件下维持3048小时，之后从下部各排污口轮流排污换水（关小排空汽量，

30、使压力变化不大），在换水操作中，应连续化验汽水分离器水水质，当此水质达到正常水质要求时,换水操作完毕，可进行蒸汽严密性试验和安全阀整定工作，最后应缓慢降温降压，放水检查汽水分离器碱煮质量。汽水分离器内壁呈金属本色无油污和垢斑为合格，碱煮合格后方可投入运行。4.6.5.6 注意事项a 水面计的水位标志清晰，位置正确，控制室能可靠地监视汽水分离器水位。b 系统的第一次升压应缓慢平衡，升压速度应控制在汽水分离器饱和水温度每小 时升高不超过50的范围内，升压过程中应注意各点膨胀情况。c 中压汽水分离器升压至0.40.5MPa时，应对连接部件进行一次热紧。d 加强水、汽质量化验，保证汽水品质合格。e 认

31、真保持水位，防止汽水分离器满罐、碱液冲出。f 安全阀应整定完毕。g 碱煮完毕后，汽水分离器以0.2MPa/h速度卸压至0.10.2MPa(表)。h 各排污点排污不得超过半分钟，以防止水循环被破坏。4.6.5.7 化验分析要求碱煮过程中，应对炉水碱度及磷酸根的变化进行分析与监视。a开始升压后每2小时取样一次；b换水后期每小时取样一次。4.6.5.8 碱煮后的检查a 排净汽水分离器内存水，打开汽水分离器入孔进行内部清理冲洗。b 检查排污阀门有否堵塞或卡死现象。c检查汽水分离器内壁的清洁程度，表面应无油垢和锈斑，擦去附着物后，全部表面应无残存的锈斑，认为碱煮合格。4.6.5.9 煮炉后的保护拆除所有

32、碱煮时的临时管道。产汽系统充除氧水保护或充氮保护，氮气压力维持在0.1MPa。4.6.6 蒸汽严密性试验及安全阀整定蒸汽严密性试验及安全阀调整工作应在碱煮工作完成之后进行，碱煮工作完成之后将压力缓慢升至工作压力，对焊口、人孔、法兰、阀门进行严密性检查，对汽水管道、汽水分离器、支吊进行热膨胀检查。发现问题，待降压后进行处理。处理完毕再缓慢升压至工作压力。安全阀的压力整定，应以各就地压力表为准，压力表应校验合格，并有误差记录，在定压值附近的误差如大于0.5%应作误差修正，安全阀整定工作应有记录和签字，并存档安全管理部门。4.6.7 蒸汽管道吹洗（在试运的前期进行）蒸汽管道及过热盘管均应进行吹洗，吹

33、洗时应注意：4.6.7.1 所用临时管道的截面积应大于或等于被吹洗管道的截面积，临时管道应尽量短，以减少阻力。4.6.7.2 吹洗时控制门应全开，用蓄热法吹洗时，控制门的开启时间一般应小于1分钟。4.6.7.3 被吹洗系统各处的吹管系数应大于1。吹管系数(吹管蒸汽量)2吹管的蒸汽比容/（(额定负荷量)2额定负荷的蒸汽比容）4.6.7.4 采用蓄热法吹洗时汽水分离器的压力下降应控制在饱和温度下降值不超过42的范围。4.6.7.5 吹洗质量标准a 吹管系数大于1b 在被吹洗管末端的临时排汽管内装设靶板，靶板可用铝板制成，其宽度为排汽管内径的10左右，长度纵贯管子内径。在保证吹管系数前提下，连续两次

34、更换靶板检查， 靶板上冲击班痕粒度小于1mm，且肉眼可见班痕不多于10点时为合格。4.6.8 产汽系统运行4.6.8.1 产汽系统试运目的通过产汽系统试运，烘干转化气蒸汽发生器（E101）内衬里；考验系统的产汽能力及系统性能；掌握将自产蒸汽切入转化炉（F101）或蒸汽管网的操作。4.6.8.2 中压汽水分离器升压a 碱煮完毕后，汽水分离器要加大排污量及排污次数，同时应随时注意汽水分离器水位，补充锅炉给水，维持正常水位，将碱液尽量排出系统。b 将V105中配好的Na3PO4水溶液用加药器（V106）打入V103，维持汽水分离器的水质。c 随着F101温度上升，逐渐调整汽水分离器压力。用放空量应控

35、制产汽系统升温速度50/h，升压速度0.1MPa/h。4.6.9 自产蒸汽切入管网当中变反应温度达到200后，可从转化配入自产蒸汽，最后调节汽水分离器压力至2.1MPa,多余蒸汽慢慢减压切入1.0MPa蒸汽管网系统。在切入前应先进行不小于1小时的暖管时间。4.7 调整工艺参数考察设备及仪表性能4.7.1 调整的工艺参数主要有(装置工艺参数详见工程设计PFD图):脱硫部分:加氢反应器（R101）出口温度380。转化部分:转化炉(F101)入口温度600，出口温度820，炉管壁温880，炉膛温度950。变换部分:中变入口温度340-360。PSA部分：中变气进入PSA部分温度40。4.7.2 把各

36、分液罐排出的冷凝水送至除氧器(V104)，除氧后作为锅炉给水。4.7.3 产汽系统所产2.1MPa蒸汽，除配入转化炉(F101)外，余下部分减压后进入1.0MPa蒸汽管网。4.7.4 考察机泵、仪表性能，进行机泵，仪表的切换操作训练。4.7.5 练习氧化锌脱硫反应器(R102A、B)的串联及并联操作。4.7.6 考察和检查转化炉管的热膨胀。4.7.7 系统各部分参数调整后，稳定48小时，然后以25/h的速度把转化炉(F101)出口温度降至600，准备进行事故演习。4.8 事故演习4.8.1 原料中断原因:a 电源或机械故障，造成原料气压缩机(C101A、B)停转。现象:a 原料气流控回零。b

37、F101出口温度指示上升。 处理原则及方法a 马上启动备用压缩机或备用泵，并通知用氢装置，汇报调度。b 如备用压缩机或备用泵启动不起来，则按停车方案作停车处理。 4.8.2 锅炉给水中断:原因: a 锅炉给水泵(P101A、B)故障 b 仪表控制阀失灵卡死现象:a V103液控指示下降并报警。 b 锅炉给水流量指示回零。处理方法: 锅炉给水中断，会使汽水分离器液位迅速下降，甚至会造成干锅，因此必须迅速准确判断处理。 a 汇报调度，并通知用氢装置。 b 马上启动备用泵，如备用泵启动不起来，则全装置紧急停车。 c 如果仪表控制阀失灵，迅速改走付线，联系仪表马上处理。4.8.3 全装置动力电源中断:

38、原因: a 进装置电缆故障。 b 装置变电所或系统供电故障。现象: 装置内的机泵全部停机。处理方法: 第一步: a 汇报调度，并通知用氢装置。 b 迅速关死燃料气系统，炉F101熄火。 c 打开C101A、B出口阀组的N2线，引N2吹扫系统后保压。 d 炉F101切断进料熄火后，继续让蒸汽吹15分钟，将炉管内的烃类吹出。 e 停止外供氢，系统压力由V102出口的压力系统控制。 第二步: a 如停电时间较长，用N2置换转化、中变然后保压。 b 用1.0MPa蒸汽吹扫并置换燃料气管线。 c 来电后，按正常开工程序开工，转化催化剂进行短期还原46小时。4.8.4 燃料气中断原因: 燃料气管网故障。现

39、象: a 燃料气流量指标回零 b 燃料气压力低压报警。处理方法: 汇报调度，并通过用氢装置。如管网在短期内无法恢复供气，炉F101就自行熄火，装置就要紧急停工。4.9 系统降温降压热氮试运结束4.9.1 炉F101以3040/h的速度进行降温，系统继续保持N2循环。4.9.2 当中变反应器的入口温度降至200时，自产蒸汽切出系统放空。4.9.3 F101炉膛温度200时，炉F101熄火，系统停止N2循环，燃料气系统的管线用N2吹扫置换干净。4.9.4 系统停止循环后，以0.4MPa/h的速度把产汽系统降压至常压，并排净存水，用锅炉给水置换后满水保护或氮气保护。4.9.5 打开炉F101及各反应

40、器人孔进行自然通风。4.9.6 着重检查炉F101烘炉质量及炉管的热膨胀情况。4.9.7 汇总热N2试运中发现的问题并组织处理。第五节 催化剂的性能及装填5.1 催化剂的性能简介5.1.1 加氢催化剂本装置设计由于采用天然气作原料，因此，选择的加氢催化剂仅具有有机硫的转化功能。可供选择的催化剂为T201。加氢催化剂主要组成是以Al2O3载体或TiO2载体的CoO和MoO3。 5.1.1.1 物理化学性能 性能 项目T201外观淡兰色条状或球状规格 mm3410 堆比重 kg/l0.80.05比表面 m2/g160200孔容 ml/g0.35侧压强度 N/cm80化学组成 Wt%Co MoO3 Ni 5.1.1.2 反应原理天然气在加氢过程中，主要进行有机硫的加氢转化反应。其基本反应式如下：硫醇: RSH+H2RH+H2s硫醚: R1SR2+2H2R1H+R2H+H2S二硫醚:R1SSR2+3H2R1H+R2H+2H2S噻吩: C4H4S+4H2C4H10+H2S氧硫化碳: COS+H2CO+H2S二硫化碳: CS2+4H2CH4+2