蜡油加氢开工方案
加氢开工方案
山东天宏新能源化工有限公司100万吨/年柴、蜡油加氢精制装置开工试运方案山东天宏新能源化工有限公司2011年5月目录第一节装置概况3页第二节装置工艺管线设备大检查8页第三节公用工程投用12页第四节工艺管线设备吹扫冲洗14页第五节单机试运负荷试车26页第六节装置气密39页第七节加热炉烘炉52页第八节分馏系统水联运57页第九节分馏系统油运60页第十节催化剂装填62页第十一节催化剂预硫化65页第十二节加氢投料及正常调节72页第一节装置概况1．1该装置由海工英派尔工程设计有限公司承担设计，中国十化建公司滨博项目部负责施工。
2011年8月破土动工，计划2012年10月30日竣工，11月1日交付生产开工试运。
1．2装置设计加工能力：100万吨/年。
年开工时间：8000h。
该设计为柴油、蜡油混合原料加氢。
组分油比例，其中柴油占50%、蜡油占50%。
1．3装置生产控制采用DCS集散控制系统。
1．4装置由原料过滤、反应、压缩、分馏、脱硫部分部分组成。
1．5原料及产品1.5.1原料油经双筒过滤器除去大于25微米的固体颗粒，进缓冲罐沉降脱水，缓冲罐采取充氮隔绝空气保护措施，防止原料与空气接触生成聚合物和胶质。
1.5.2 原设计原料组成比例：柴油：50% （催化柴油：18% 焦化柴油：32%）蜡油：50%（直馏蜡油：25% 焦化蜡油：25%）1.5.3.原料及产品的主要技术规格1.5.3.1原料性质本装置原料油为催化柴油、焦化蜡油、焦化柴油、直镏蜡油。
注意：外购蜡油干点≧460℃，残碳≧0.2%，胶质≧0.2%，沥青质≧0.2%。
以上指标超标会造成加氢催化剂积炭、失活。
1.5.51.5.6 产品性质本装置主要产品有石脑油、柴油和加氢蜡油，产品性质见下表。
表2-3 预期加氢石脑油的性质表2-5 预期加氢蜡油的性质1.5.7 物料平衡表3.1 装置物料平衡表第二节装置工艺管线设备大检查2．1检查的目的：加氢装置开工试运前应按设计要求，对工程质量进行全面大检查，确保装置安全开工投产。
焦化、加氢、制氢方案
目录第一章工艺装置方案 (4)第一节延迟焦化装置 (4)一、装置组成及规模 (4)二、原料及产品方案 (4)三、技术方案选择 (4)四、主要操作条件 (20)五、工艺流程简述 (22)六、自控水平 (26)七、主要设备选择 (30)八、指标及能耗 (37)九、面布置 (40)第二节加氢精制装置 (41)一、概述 (41)二、工艺技术方案 (41)三、要操作条件 (45)四、艺流程简述 (46)五、控水平 (47)六、要设备选择 (52)七、节能原则和措施 (54)八、置平面布置 (55)第三节制氢装置 (56)一、概述 (56)二、原料及产品 (57)三、工艺技术方案 (58)四、主要工艺过程操作条件 (62)五、工艺流程简述 (64)六、自控水平 (66)七、主要设备选择 (72)八、节能措施 (78)九、平面布置 (78)第二章投资估算 (79)第一章工艺装置方案第一节延迟焦化装置一、装置组成及规模本装置主要包括焦化、吸收稳定、吹汽放空、水力除焦、切焦水和冷焦水循环、干气及液化石油气脱硫和液化石油气脱硫醇部分。
装置工程规模100万吨/年,年开工时间按8000小时计。
二、原料及产品方案1、原料来源本装置原料为****石化厂的减压渣油。
2、产品方案主要产品有：干气﹑液化石油气、焦化塔顶油、焦化一线油﹑焦化二线油﹑焦化甩油和石油焦。
三、技术方案选择（一）国内外焦化技术发展趋势1.国外技术进展情况国外延迟焦化技术以美国为代表，比较成熟的有凯洛格（Kellogg）公司、鲁姆斯（ABB Lummus Grest）公司、大陆（Conoco）石油公司和福斯特·惠勒（Foster Wheeler）公司的技术，从近几年设计的延迟焦化装置的套数、液体产品收率和公用工程消耗等方面来看，福斯特·惠勒公司的技术占有一定的优势。
近几年来，国外延迟焦化技术的发展具有如下趋势：（1）焦炭塔反应压力80年代以前，生产普通焦的焦炭塔的设计压力为0.17~0.21MPa(G)，目前，焦炭塔的设计压力普遍降低。
安庆石化蜡油加氢装置开工过程及问题处理
化 剂 均 由石 科 院 开 发 ， 国 石 化 催 化 剂 长 岭 分 公 司 生 产 。催 化 中 剂装填工作于 ９月 １ ７～２ １日完 成 ， 填工作相 对 比较顺 利。本 装
次催化剂装填全采用普 通装填法 进行 ， 主催化 剂 的物 性见表 １ ， 装填数据见表 ２ 。
２２Ｍｔ 蜡油加氢装置是 安庆 石化 ８Ｍｔａ ． ・ ａ ・ 炼 油扩建 改 造工程的配套主体装 置之一 ， 诣在 满足我 厂含硫 原油加 工适 应 性改造及油品质量升级 工程扩建 后急剧增加 的含硫 蜡油处 理量 的需求 ， 即将新建的 ３ ・ 为 Ｍｔａ 催化裂化装 置提供新鲜 原料。 目 前装置 生产 的精制 蜡油 作为 现有 １ ２Ｍｔａ 催化 裂化装 置 和 ． ・ ０ ６Ｍｔ 催 化 裂 解 装 置 提 供 原 料 。装 置 采 用 冷 热 高 、 分 流 ． ・ ａ 低 程， 增设循环氢脱硫 及低 分气脱硫 系统 流程 。装置 采用 北京 石 油 化 工 研 究 院 （ 称 石科 院 ） Ｖ Ｔ工 艺 技 术 进 行 设 计 ， 用 Ｒ 简 Ｒ Ｈ 选 Ｎ ３ Ｖ型催化剂作 为主催 化剂 。装置 设计原 料 比例为 ： 焦 化 ２ ｍ（
加氢装置开工方案
加氢装置开工方案第一节开车准备与检查根据开工要求组织相关岗位人员学习开工方案，并进行考试。
成立开工指挥部，统一指挥。
联系调度通知化验、电气仪表、机修等有关单位做好准备工作。
1、检查开工所需的物质是否准备齐全。
1 )—确认开工所需工具准备到位2 )—确认消防工具准备到位3 )—确认各种润滑剂准备到位4 )—确认生产记录、各种方案准备齐全2、检查所属工艺管线、流程是否符合工艺要求1 )—确认工艺流程、工艺管线连接及管件连接符合设计要求2 )—确认所有放空阀和排凝阀关闭3)—确认管件连接合格4 )—确认各阀门、法兰、盘根及垫片保持良好状态< 1 >—确认所有安全阀按要求定压，铅封合格( 2 )—确认各控制阀合格好用3、检查所有容器、加热炉、冷换设备、机泵是否符合开工要求1 )—确认设备的安装质量合格2 )—确认设备密封和连接情况符合开工要求3 )—检查各机泵是否具备开车条件4 )—熟悉机泵操作法及装置工艺流程4、检查电气仪表系统1 )—确认压力表现场指示与操作室指示相同2 )—确认温度测量组件等安装完毕，且现场与 DCS 指示相同3 )—确认 DCS、SIS 联锁系统具备开工条件4 )—确认对讲机等通讯设施信号良好、语音清晰5 )—协助电器、仪表专业人员检查电气、仪表系统。
确保装置照明设施完整、好用；检查各个仪表回路以确保仪表所有连接点已完成；检查每个回路安装和支撑是否准确，是否连贯；确认包括变送器、接收器、传感器、阀门定位器、控制阀、热电偶等完整回路的校准和性能良好5、检查公用工程系统是否处于备用状态1 )—确认各公用工程界区前的系统已完成贯通并试运完毕2 )—确认以下介质均引至装置界区：循环水、脱盐水、新鲜水、氮气、非净化风、净化风、蒸汽、消防水、燃料气、新氢、开工油及高低压电等。
6、检查安全环保设施是否齐全好用1 )—确认岗位员工按要求穿戴好劳动保护用品2 )—确认现场干净整洁，无污油、无垃圾，排水沟、下水井畅通无阻3 )—确认消防设施、消防器材、防护用具齐全到位4 )—确认 H2S 气体报警仪测试合格投用5 )—确认固定式和便携式可燃气体报警仪测试合格投用6 )—确认正压呼吸器、过滤式防毒面具备用第二节引入公用工程1、引循环水1 )—确认装置内循环水系统各阀门关闭2 )打开各冷换设备、机泵的循环水阀3 )—通知循环水岗位向装置供水4 )—缓慢打开界区的循环水阀5 )—确认循环水系统循环正常6 )—关闭各冷换设备的循环水阀7 )—确认循环水系统建立循环1 )—确认各支线阀门全部关闭2 )—联系调度引蒸汽进装置3 )—确认界区外低压蒸汽排凝处已脱尽存水并见汽4 )—缓慢打开界区蒸汽进装置阀门5 )—打开流量计的副线阀、去各服务点的支线阀和末端的排凝阀6 )—确认各支线末端排凝阀处见汽7 )—确认排汽无杂质后，调整排凝阀开度排凝并投用疏水阀8 )—投用流量计3、引净化风1 )—确认净化风系统阀门全部关闭2 )—打开流量计的前后阀和仪表风罐入口阀3 )—通知空分岗位向装置供净化风4 )—缓慢打开界区净化风进装置阀门5 )—确认净化风末端排风无杂质6 )—确认各仪表用风点见风4、引氮气1 )—确认氮气系统阀门全部关闭2 )—打开流量计 FIQ-30401 的前后阀，以及去各服务点的支线阀3 )—确认氮气质量（N2≮99.9%（体积含量）、O2≯50μl/l、水＜50μl/l）合格4 )—通知空分岗位向装置供氮气5 )—缓慢打开界区氮气进装置阀门6 )—确认各氮气服务点见气，管线排气无杂质1 )—确认脱盐水系统气密、吹扫、氮气置换合格2 )—通知车间向装置供脱盐水3 )—缓慢打开界区脱盐水进装置阀门4 )—投用流量计5 )—确认脱盐水引至加药系统装置前6、引入燃料气至炉前1 )—确认燃料气系统气密、吹扫、氮气置换合格2 )—确认燃料气系统所有阀门全部关闭3 )—关闭界区阀门和液态烃入口的阀门，打开氮气阀进行管线氮气置换4 )—打开燃料气罐顶部安全阀旁路5 )—确认管线氮气置换合格6 )—投用燃料气缓冲罐顶部的安全阀7 )—联系调度向装置供天然气8 )—确认天然气引到炉前9 )—为烘炉操作做准备7、确认火炬系统具备了排放条件1 ）－确认火炬放空线界区大阀打开2 ）－确认火炬放空线界区放空阀打开关闭3 ）－确认火炬罐脱液完毕公用工程引入装置完毕，准备开工第三节制氢开工（一）系统置换因本装置所用原料甲醇和产品氢气均为易燃易爆品，故正式投料开车前必须用氮气置换系统至O2<0.5%以下。
汽油加氢装置开工方案
总体试车方案第一章装置大检查第一节装置全面大检查目的和方法1、装置全面大检查目的装置全面大检查是装置开工前必须认真进行的一项主要工作，是装置安全平稳运行的关键，通过各有关专业技术人员和操作人员对装置所有的管道、设备、仪表、公用工程和安全设施等进行检查，以便及时整改隐患, 帮助操作人员了解工艺流程和设备，确保装置顺利投入试运，为安全开工创造良好条件。
2、装置全面大检查的要求1.安装、施工质量必须符合设计要求，具备开工条件。
2.自控流程和水、电、汽、风、化工原材料等辅助生产系统符合要求。
3.装置内消防设施、环保设施齐全好用。
4.现场清扫干净，消防道路畅通无阻。
3、装置全面大检查的方法:1.分岗位按系统，逐台设备、机泵、管线、阀门和法兰等认真地按设计图纸进行检查。
2.所有阀门开关一遍,保证灵活好用。
3.各水井、地漏、排水沟畅通无杂物。
4.各平台、梯子、护拦符合安全要求。
5.各设备、管线、物流应标注清楚。
6.每项工作由专人负责，查出问题作好记录。
第二节工艺流程及管道检查:根据设计提供的工艺管道及仪表控制流程图（PID）、工艺配管图及专利商的规格书认真检查。
1.核对每根管道及其管道阀门、“8”字盲板、流量计、流量孔板、压力表、热电偶及配件（包括法兰、螺栓、螺母、垫片、支吊卡等）等的规格、材质、安装位置应正确无误(吹扫、冲洗之前孔板暂不安装)。
2.检查截止阀、止回阀、疏水器的规格和流向应正确无误。
3.检查管线高点放空、低点排凝、伴热、保温安装应符合规程。
4.安全阀的规格正确,定压按设计要求完成,铅封完好。
5.检查受热管线(反应器、加热炉的进出口管线、塔的抽出线、回流线、进料线等)是否能够自由膨胀，是否设有足够的温度补偿位移。
第三节塔及容器检查:按设计文件和专利商的要求进行检查，以确认设备处于完好状态。
1.根据设备总图检查塔和容器的开孔数目、压力等级和开孔方位与设计相符。
2.检查设备的内构件(包括塔盘、分配器等)，应按设计文件的规定确认安装无误。
4.0 Mta蜡油加氢裂化装置开工标定
４．０Ｍｔ／ａ蜡油加氢裂化装置开工标定郭振刚（浙江石油化工有限公司，浙江省舟山市３１６２００）摘要：浙江石油化工有限公司４．０Ｍｔ／ａ的蜡油加氢裂化装置（含Ｃ５正异构分离单元），采用ＵＯＰＵｎｉｃｒａｃｋｉｎｇＴＭ加氢裂化技术，装填加氢精制催化剂ＨＹＴ ６２１９ １．３Ｔ，ＨＹＴ ６２１９ １．３Ｑ与加氢裂化催化剂ＨＣ １８５ＬＴ，是国内目前规模最大的单段串联一次通过工艺流程装置。
装置开工后一直维持９５％以上负荷稳定运行，重石脑油收率２７．６７％，芳烃潜含量５８．３％，分馏增产３号喷气燃料收率达到２３．７４％。
催化剂在低反应温度下活性和选择性较好，单程转化率８３．３５％，Ｃ＋５收率达到９４．４２％，综合能耗１６５２．４１ＭＪ／ｔ，产品分布合理，质量达到设计要求。
关键词：蜡油加氢裂化装置 重石脑油 开工 标定 能耗１ 装置概况浙江石油化工有限公司４．０Ｍｔ／ａ蜡油加氢裂化装置（含Ｃ５正异构分离单元）为４０Ｍｔ／ａ炼化一体化项目一期工程蜡油馏分处理的核心装置，采用单段串联一次通过工艺流程［１］，由反应部分、分馏部分、低分气脱硫部分、脱异戊烷部分和公用工程部分组成。
采用ＵＯＰ工艺包，由中石化洛阳工程有限公司设计，中石化第十建设有限公司承建。
加工原料来自１号常减压重蜡油、２号常减压轻蜡油、焦化轻蜡油。
反应部分采用炉前混氢、热高压分离（高分）工艺流程［２］，设置循环氢脱硫和低分气脱硫。
装置流程示意见图１。
图１ 蜡油加氢裂化装置流程示意Ｆｉｇ．１ ＰｒｏｃｅｓｓｆｌｏｗｏｆＶＧＯｈｙｄｒｏｃｒａｃｋｉｎｇｕｎｉｔ２ 装置开工过程２０１９年９月２７日引生产水进行管线冲洗，１０月１８日高压蒸汽打靶合格，１１月１４日建立石脑油系统水联运，１１月１７日建立分馏系统水联运，１１月３０日加热炉烘炉和反应系统热态考核结束，１２月１２日催化剂装填完成，１２月２２日氢气全压气密完成，１２月３１日催化剂硫化钝化完成，逐步切换新鲜蜡油进料。
蜡油加氢
第1题蜡油加氢脱硫装置的生产方案是什么?答：该装置以伊轻混合油和焦化蜡油的混合油为原料，经过加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和反应，生产合格催化原料及精制柴油。
同时，装置还生产少量粗汽油。
作为全厂汽油调和组分。
装置副产的经脱硫后的低分气体去PSA装置回收氢气；脱硫后的干气作为燃料气至工厂燃料气管网；酸性气至硫磺回收装置回收硫磺。
第3题蜡油加氢脱硫装置工艺技术流程有哪些特点?答：（1）装置反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷，优化换热流程，充分回收热高分气及产品柴油、蜡油热量，降低装置能耗。
（2）反应器为热壁结构，内设三个催化剂床层，床层间设急冷氢。
（3）装置内设置原料油自动反冲洗过滤器，并对原料油缓冲罐采用燃料气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。
（4）反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。
（5）冷高压分离器采用三相分离的立式容器。
（6）设置循环氢脱硫设施。
（7）采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。
（8）在流程设计中考虑了催化剂液相预硫化设施。
（9）新氢压缩机选用两台往复式压缩机，由同步电机驱动，每台能力为100%，一开一备。
循环氢压缩机选用离心式，由背压式汽轮机驱动，不设备机。
由于循环氢压缩机操作工况多，介质分子量变化大，压缩机转速变化范围大，根据工厂蒸汽实际情况，采用背压式汽轮机驱动，变转速调节，适应性强，以满足各种工况的操作需要。
（10）反应进料加热炉采用双室双排双面辐射卧管立式炉。
亦即两个辐射室炉膛，双排辐射炉管双面受火，共用一个对流室。
介质分四路从对流段上部进炉，经对流加热后进入辐射段，从辐射段底部出炉。
产品分馏塔进料加热炉采用单排单面辐射圆筒立式炉。
为提高加热炉的热效率，所有加热炉均采用空气预热器回收余热。
（11）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。
石蜡加氢精制装置开工方案
石蜡加氢精制装置开工方案加氢精制装置开工方案一、开工说明依据厂物料平衡、节能降耗、降低加工成本等综合考虑后安排决定，15万吨/年石蜡加氢精制装置进行开工。
三、开工注意事项及风险评估开工注意事项1、开工过程要严格按照开工网络和规程进行，严禁乱排乱放，污油必须及时处理干净，否则严禁施工动火。
2、设备、管线的吹扫、置换必须严格按照规程进行，不留死角，按管理区域进行分工、责任，保证开工引油的安全。
3、拆盲板严格按照盲板表进行、专人负责，做好各项拆盲板的记录，保证不漏拆一块盲板，同时要求施工单位拆盲板的工作人员要固定，本着谁装的盲板、谁拆除的原则，防止遗漏。
4、装置内的下水井、地漏必须认真用石棉布封堵好，上面盖上黄土并有记录，每天还需对此进行认真地检查，及时整改不符合要求的下水井、地漏。
5、进入开工施工现场的人员必须按要求着装，戴好安全帽，高处作业系好安全带。
6、夜间要有足够的照明，临时电线必须绝缘良好，不破皮，移动照明要有铁网罩保护。
7、各种施工机具必须安全可靠，发现失灵要立即消除，严禁迁就使用，避免发生意外。
8、开工引油时，严禁大量排入污水管道，油水混合物退到装置外罐区或装置内污油罐。
9、气密过程中，发现泄漏要及时处理，要泄压后再进行处理，严禁带压操作,以免发生意外。
10、气密前，关闭系统所有安全阀的保护阀，待气密合格后再打开。
11、高压临氢系统气密时，低压临氢系统放空阀应打开，防止串压、超压。
12、严格控制升降压速度，一般升降压速度不大于1.0MPa/h，以防催化剂破损。
13、系统气密结束后，做好记录，相关人员共同确定并签字。
14、加热炉点火时，对流室通入过热蒸汽经消音器排空，同时E-203、E-202通冷却水。
15、250℃恒温时，对高压临氢系统各设备进行热紧。
16、当反应器开始升压时，在操作温度升至135℃以前，操作压力不得超过2.18MPa，同理当反应器降压时，操作压力降至2.18MPa 以前，其操作温度必须维持在135℃以上。
100万吨年柴蜡油加氢精制装置操作规程
100×104t/a柴、蜡油加氢精制装置操作规程第一章装置概述第一节加氢工艺简介……………………………………………………4页第二节装置概况…………………………………………………………5页第二章加氢精制工艺原理第一节加氢工艺原理……………………………………………………7页第二节加氢精制反应机理………………………………………………8页第三章生产工艺过程第一节装置工艺流程简述………………………………………………12页第二节装置物料平衡及工艺操作条件…………………………………14页第三节催化剂性质及技术规格…………………………………………18页第四章装置生产工艺技术指标第一节原材料及产品质量………………………………………………20页第二节生产过程气体性质………………………………………………23页第三节装置消耗、能耗指标……………………………………………24页第四节装置生产控制分析………………………………………………27页第五章装置正常操作（岗位操作法）第一节氢气压缩机操作法………………………………………………28页第二节加热炉操作法……………………………………………………37页第三节反应系统操作法…………………………………………………43页第四节分馏系统操作法…………………………………………………50页第五节装置循环流程操作法……………………………………………54页第六节机泵操作法……………………………………………………57页第六章装置正常开工第一节装置的大检查…………………………………………61页第二节水电汽风引进装置……………………………………63页第三节装置试压与气密………………………………………65页第四节临氢系统升温干燥……………………………………70页第五节催化剂装填……………………………………………71页第六节催化剂预硫化…………………………………………74页第七节分馏系统引油升温循环………………………………77页第八节反应投料………………………………………………79页第七章装置正常停工…………………………………82页第八章装置主要控制及联锁自保……………………83页第一节装置主要控制回路……………………………………83页第二节装置联锁自保…………………………………………86页第九章装置事故处理…………………………………87页第一节装置停电紧急处理预案………………………………87页第二节装置停风紧急处理预案………………………………90页第三节装置停水紧急处理预案………………………………92页第四节装置停蒸汽紧急处理预案……………………………94页第五节装置停瓦斯紧急处理预案……………………………95页第六节重大工艺设备问题处理………………………………97页第十章环境保护…………………………………………102页第十一章劳动安全卫生…………………………………103页第十二章操作技术问答…………………………………108页附图：工艺流程设备平面图附表：设备一览表第一章加氢精制装置概述第一节加氢工艺简介催化剂加氢对于提高原油加工深度，合理利用石油资源，改善产品质量，提高轻质油收率以及减少大气污染都具有重要意义。
安徽 余春文--蜡油加氢开工过程及问题处理
蜡油加氢装置开工过程及问题处理余春文李继炳袁德明中国石化股份有限公司安庆分公司安徽安庆246001摘要：着重介绍了蜡油加氢装置反应系统的主要开工步骤，以及在开工过程中出现的主要问题及解决方法，为装置的一次试车成功提供了保障，同时优化了催化、裂解装置的原料性质，改善了全厂生产汽柴油生产方案。
关键词：蜡油加氢反应系统开工步骤问题方法前言2.2 Mt/a蜡油加氢装置是安庆石化8 Mt/a炼油扩建改造工程的配套主体装置之一，诣在满足公司含硫原油加工适应性改造及油品质量升级工程扩建后急剧增加的含硫蜡油处理量的需求，为即将新建的3 Mt/a催化裂化装置提供新鲜原料。
目前装置生产的精制蜡油作为现有1.2 Mt/a催化裂化装置和0.6 Mt/a催化裂解装置提供原料。
装置采用冷热高、低分流程，增设循环氢脱硫及低分气脱硫系统流程。
装置采用北京石油化工研究院（简称石科院）RVHT工艺技术进行设计，选用RN-32V 型催化剂作为主催化剂。
装置设计原料比例为：m(焦化蜡油)：m(热直馏蜡油)：m(冷直馏蜡油)=15.8:75.9:8.5。
生产硫含量1 200 μg/g以下，氮含量900 μg/g以下的催化裂化原料，副产少量柴油及石脑油。
装置于2009年7月28日高标准中交，10月17日一次试车成功，生产出硫含量低于1 000μg/g的合格产品，大大改善了催化裂化装置的原料性质，满足未来市场对低硫柴油供运的需求，优化了公司生产汽柴油加工方案。
1 装置开工主要步骤装置建成后，进入开工的起步阶段，各项工作稳步推进，除反应系统外，其余系统进行水冲洗、水联运。
针对公司氮气少的现状及降低开工成本，反应系统引入中压风（1.6 MPa）进行吹扫及气密，合格后引氮气置换，充压气密至反应系统的操作压力（11.04 MPa）。
1.1 催化剂装填装置用于加氢脱硫和脱氮的主催化剂为RMS-1和RN-32V催化剂，为减缓反应器顶部因沥青质、残炭等结焦前驱物遇热生焦造成主催化剂结焦，减少金属在主剂床层的沉积和尽可能促进沥青质解聚。
220万吨蜡油加氢处理技术
缺点:装置投资相对较大
操作费用高
FCC原料预处理技术
方案一
方案二
FCC原料预处理技术
FCC 装置加工未经加氢处理的原料，其FCC汽油硫含量约为原料硫含量的 10 ％； FCC装置加工经加氢处理的原料，其FCC汽油硫含量约为原料硫含量的 5％ 原料硫含量2500～3000 g/g，FCC汽油硫含量<150 g/g（国Ⅲ汽油含硫 量标准）
593/653
---/705 2.70 2000 5.0 <1.5 12
V
<1.0
<0.5
38
4.0
220×104t/a蜡油加氢处理技术 220×104t/a蜡油加氢产品性质指标
项目 比重(20℃)，g/cm3 馏程，℃： IBP/10% 30%/50% 70%/90% 60/83 95/105 114/132 181/219 247/280 295/308 308/399 491/552 608/673 石脑油 0.7470 柴油 0.8640 加氢蜡油 0.9155
FBP
硫，g/g 氮，g/g 残炭，m% 金属，g/g：
152
<30 <20
325
<350 <100
700
1600 580 <0.5
Ni
V 十六烷指数(ASTM D4737-96a) 40.9
<0.5
<0.5
BMCI值
38.2
220×104t/a蜡油加氢处理装置主要工艺指标
运转周期 1 加氢反应器 原料油，Kg/h 总体积空速h-1 氢油比 反应器入口氢分压，MPa(G) 261905 1.0 ≥400:1 10.0 SOR EOR
蜡油的加氢处理工艺
8对蜡油进行加氢处理，目的是为了更好的发挥出蜡油加氢处理的作用与意义价值，并且能够更好地满足高硫或者是劣质的原油加工生产过程，从而更好的通过蜡油加氢处理提升原油加工深度，获取越来越多的轻质油品的收益，从而更好的适应与满足炼油厂的生产与工作技术发展要求。
因此本篇文章将重点对蜡油的加氢处理工艺进行分析与研究，并提出蜡油加氢处理重要性与具体蜡油加氢处理技术措施方法以及影响蜡油加氢处理效果的因素进行提出与分析，希望能够贡献微薄之力提供建设性意见，详见下文叙述。
1 蜡油加氢处理重要性蜡油加氢处理指的是将重质油变得轻质化的一种技术措施，其中主要利用将蜡油加氢裂化以及催化裂化等等作为主要技术措施，但是最终的目的都是为了更好的提高油品质量，从而提炼出的油品更好的满足市场的需求与要求、其中催化裂化技术主要是将原有进行二次加工处理，因此催化裂化是油品生产中最关键也是最重要的加速措施{2}。
有效通过蜡油加氢处理从而更好的实现环保的目标，提高油品质量，更好的为我国社会炼油化工厂获取经济效益与收益。
在当前蜡油加氢处理过程中，科学合理使用催化裂化工艺措施，不仅能够有效提高原油加工的深度，还能更好的生产出高质量的汽油以及柴油等等，提高经济效益的同时更好的跟上社会市场发展步伐从而更好的满足社会市场对油品的需求。
蜡油的质量好坏决定着成品油产品的质量优劣，因此为了能够更好的生产出高质量的油品，大部分的炼油化工厂选择蜡油加氢处理方法。
其中主要是把蜡油作为催化裂化技术实施当中的原料，加氢实施过程中的原料以及润滑油的原料等等，然后进一步对蜡油进行加氢处理，处理过程中减少蜡油中所包含的杂质，达到改进原料质量的目的，从而更好的提升蜡油加氢处理催化裂化的工作运营效率，达到降低催化裂化过程中硫化物的排放量的结果，这样一蜡油加氢处理过程非常有利于环境保护，且能够有效减少环境污染，由此可见蜡油加氢处理十分重要，且是当下炼油化工厂中实现安全运行运转的必然要求。
蜡油加氢工艺装置工艺优化开工总结
蜡油加氢工艺装置工艺优化开工总结摘要：在加氢裂化装置中，氢气是非常重要的一种原料，在蜡油加氢工艺中，装置工艺越来越先进。
加氢处理、加氢反应均要消耗氢气，机械泄漏、溶解损失以及微量排放等也会消耗氢气。
氢气成本约占加氢裂化装置加工成本的7%~13%。
蜡油加氢处理装置的氢耗与原料油的密度、硫含量及反应温度有直接的关系，研究蜡油加氢处理装置的氢耗，优化装置的生产过程，提高蜡油加氢处理的效率很有必要。
本文首先分析了工业装置催化剂积炭失活过程，其次探讨了氢耗的影响因素，然后研究了加热炉炉管振动测试以及实现加氢催化剂超长周期稳定运转的对策分析，最后就加热炉炉管振动以及谐响应进行研究，以供参考。
关键词：蜡油加氢装置；工艺；优化引言通过在催化剂床层上部装填脱金属催化剂或者设置单独的脱金属反应器，有效脱除原料中的金属，避免主催化剂的金属沉积失活；催化剂积炭失活是大多数加氢主剂失活的主要原因。
本研究主要结合工业装置实际运转过程和加氢催化剂积炭失活反应过程，分析影响加氢装置长周期稳定运转的关键因素。
1工业装置催化剂积炭失活过程分析加氢催化剂在完成开工硫化后，催化剂载体表面酸中心数目较多，活性较高，为避免劣质原料中极性较强的化合物，如氮化物和多环芳烃，在催化剂活性中心表面发生吸附，导致催化剂表面活性中心数目大幅度下降，加氢装置在完成硫化后一般设定初活稳定阶段。
初活稳定过程采用的原料氮含量和芳烃含量显著低于正常加工原料。
催化剂完成初活稳定后，活性基本达到相对稳定状态，即稳定生产期。
2氢耗的影响因素（1）溶解损失。
氢气在循环过程中，有一部分会溶解在热高压分离器(简称热高分)和冷高压分离器(简称冷高分)的液相中，称之为溶解损失。
相关研究文献指出，热高分温度180℃和240℃是2个拐点。
180℃左右，循环氢的体积分数最低，温度高于180℃后，随着温度的升高，循环氢的体积分数逐渐增加；温度超过240℃后，循环氢体积分数的增加趋势变缓。
第二篇 蜡油加氢篇
第二篇蜡油、柴油加氢篇第1题蜡油加氢脱硫装置的生产方案是什么?答：该装置以伊轻混合油和焦化蜡油的混合油为原料，经过加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和反应，生产合格催化原料及精制柴油。
同时，装置还生产少量粗汽油。
作为全厂汽油调和组分。
装置副产的经脱硫后的低分气体去PSA装置回收氢气；脱硫后的干气作为燃料气至工厂燃料气管网；酸性气至硫磺回收装置回收硫磺。
第2题加氢精制装置的生产方案是什么?答：该装置以沙特阿拉伯轻直馏柴油、催化柴油（沙轻直柴：催化柴油=3：1）混合后为原料，经过高温、中压、临氢反应进行脱硫、脱氮、烯烃饱和，用以生产汽油和柴油，汽油作为全厂汽油调和组份，柴油符合国标GB252—87优质品，作为产品直接出厂，装置设计规模为300×104t/a，年开工时间8400小时。
装置由加氢精制反应部分、循环氢脱硫部分、压缩机部分和分馏部分四部分组成。
柴油加氢精制的低分气脱硫、脱硫化氢汽提塔顶气脱硫和循环氢脱硫塔底富胺液再生及相应的系统配套工程均由联合装置统一考虑。
第3题蜡油加氢脱硫装置工艺技术流程有哪些特点?答：（1）装置反应部分采用热高分工艺流程，减少反应流出物冷却负荷，优化换热流程，充分回收热高分气及产品柴油、蜡油热量，降低装置能耗。
（2）反应器为热壁结构，内设三个催化剂床层，床层间设急冷氢。
（3）装置内设置原料油自动反冲洗过滤器，并对原料油缓冲罐采用燃料气覆盖措施，以防止原料油与空气接触从而减轻高温部位的结焦程度。
（4）反应部分高压换热器采用双壳、双弓型式，强化传热效果，提高传热效率。
（5）冷高压分离器采用三相分离的立式容器。
（6）设置循环氢脱硫设施。
（7）采用炉前混氢流程，避免进料加热炉炉管结焦。
（8）在流程设计中考虑了催化剂液相预硫化设施。
（9）新氢压缩机选用两台往复式压缩机，由同步电机驱动，每台能力为100%，一开一备。
循环氢压缩机选用离心式，由背压式汽轮机驱动，不设备机。
由于循环氢压缩机操作工况多，介质分子量变化大，压缩机转速变化范围大，根据工厂蒸汽实际情况，采用背压式汽轮机驱动，变转速调节，适应性强，以满足各种工况的操作需要。
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蜡油加氢开工方案查阅的资料仅供参考第一节开工准备一、开工必备条件1、装置检修项目全部竣工并验收合格；2、开工方案及网络图上墙并组织各班操作人员学习，掌握开工方案，熟悉改动项目；3、联系总调准备好中压氮及高压氮；4、联系总调和储运准备好开工用的原料油，并有完整的化验分析数据；5、仪表风、工业风、电、蒸汽、脱氧水、燃料气等供应正常；6、开工时火炬已点燃；7、机、泵、空冷试运正常，备用润滑油齐全；8、仪器、仪表调校完毕;9、安全措施准备妥当，各安全阀定压合格，并打开上、下游截止阀。
二、开工前检查1、凡检修动改过的管线，必须仔细进行检查，有无漏项、错项。
管线、阀门、法兰、垫片安装，焊接和材质是否符合工艺要求，螺栓、螺帽是否全部上紧，单向方向是否正确。
2、容器、反应器：应检查内部部件是否安装齐全，符合要求；人孔和头盖是否安规定上紧；螺栓与螺母材质是否符合要求；压力表、温度计、热电偶、液面计、安全阀是否安装齐全好用。
3、加热炉：应检查火咀、堵头、烟道挡板、人孔、防爆门、看火孔、风门、热电，压力表是否安装完好，炉膛内是否有杂物。
如炉子大修后再投用，必须先烘干合格。
4、换热器、冷却器、空冷器：应检查出入口管线安装是否正确，温度计、压力器，放空阀、地脚螺丝是否按要求安装齐全，空冷皮带是否好用。
5、压缩机、泵：检查盘子是否灵活，冷却系统、润滑系统是否畅通正常，防护罩接地线、电流表、电源开关、压力表、温度表、卸荷器等是否齐全好用。
6、所有的仪表控制系统是否经过调校合格。
7、装置所有盲板是否按开工要求拆装完毕。
8、消防器材是否按消防准备齐全。
9、检查装置卫生情况是否符合开工条件。
第二节吹扫试密一、准备工作1、备好试密用具如洗耳球、小桶、肥皂水、毛刷、粉笔等；2、备好检验合格的精度1.5级压力表0~1.0MPa（四块）、0~4.0MPa（二块）、0~10.0MPa（二块）；3、联系计度及氨氮压站备好试密用的氮气；二、吹扫原则及注意事项1、吹扫试密前，检查设备、工艺流程、压力表等，关闭各一次表引压阀，关闭各计量表进出口阀门；2、冷换设备单程蒸汽吹扫时，另一程必须放空，以防憋压；3、引蒸汽时要小心，逐段排凝，以防水击；4、蒸汽吹扫时，给汽要缓慢，应以设备为中心向外吹扫，埋地管线、无热补偿管线不得用蒸汽吹扫；5、蒸汽吹调节阀应先走跨线再走主体，并不得长时间经过泵、调节阀等；吹扫温度计量程的须拆下；6、反应系统吹扫时须将反应器隔离，试密时联通；7、吹扫以各排凝及放空点气体不含杂质为合格；8、试密的系统要做好隔离在不同部位安装精度和量程适当的压力表，随时了解压力情况，防止超压、窜压；9、试密压力标准为最高操作压力的1.0倍，试密在吹扫后接着进行；10、高压系统泄压时要缓慢，泄压速度≯0.05MPa/min。
不得向火炬排放氮气，空气；11、反应系统用氮气作第三阶段试密时，需启动K-3102、点炉F-3101升温，层温度达到135℃以后，方可将压力升至3.4MPa以上。
必要时启动K-3101 行升压。
三、吹扫试密介质1、蒸汽吹扫试密：分镏系统、瓦斯系统、BD系统；2、氮气吹扫试密：原料油系统、临氢系统（反应系统及新氢系统）、注水系统。
四、吹扫流程1、反应系统（1）给气点：K-3101/1出口（2）流程：→P3102出口→PV3102→E3207壳、E3101壳E3101壳→F3201→R3201→E3201管→E3101管→V3104→K3101出口线→→TV3104（3）主要排放点：K-3101、PV-3201、LV-3201排凝、界区2、原料油系统（1）给气点：P3102出口（2）流程：→P3102/1出入口跨线→→V3101/2→→P3203线→原料油过滤系统主要排放点：界区、HV-31024、分镏系统（1）脱丁烷塔部分给汽点：T3201过热蒸气流程：→3126线→E3201→V3201蒸汽→F3201→3517线→T3201 →V3107→V3108→3206线→E3103→E3205壳→T3202（2）T3202进料线给汽点：T3201塔底蒸汽扫线（3515线）流程：蒸汽→P-3201→E3205壳→F-3201→T-3202（3）分镏塔顶部分给汽点：T-3202过热蒸气流程：蒸汽到F3201 到 T3202 到A3201 到E3202 到V3202（4）分镏塔底油线给汽点：塔底蒸汽扫线蒸汽→P-3201→E3205管、E3207管、→A3203→5、燃料气系统给汽点：服务点蒸汽蒸汽→燃料气线→F-3101火嘴、长明灯、高点放空蒸汽→燃料气线→F-3201火嘴、长明灯、高点放空6、注水线脱氧水→P3103→注水点五、试密（气密试验是在吹扫结束后进行）1、反应系统流程：→P3102出口→PV3102→E3207壳→K3101出口→P2241线→E3101壳→E3201壳→F3201→R3201→E3201管→E3205管→V3104试密步骤（1）首先用氮气升压到1.0MPa，检查严密性，合格后，继续升压至3.0MPa保压4小时，允许每小时压力下降不大于0.03MPa。
（2）3.0MPa氮气保压合格后，启动循环机K3102，加热炉F3201按规程点炉升温，当R3201床层温度＞135℃以后通过新氢机向反应系统增压至7.5MPa（升温速度不大于0.05MPa/min）检查严密性，无漏点后，停新氢机、循环机，系统保压2小时，允许每小时压力平均下降不大于0.08MPa。
备注：（1）在反应系统压力升至3.0MPa以后及保压过程中，每半小时记录一次各处的温度和压力，在进行第三阶段氮气试密时要始终保持反应器床层温度在135℃～150℃之间。
（2）新氢压缩机升压运行过程中，注意不要超电流；（3）保压过程中，系统各处始、终点的温导致的压降，在计算平均压降时要扣除。
3.3 系统试密结束后，在以下部位泄压：a.V3106底部放空；b.V3105顶部出口放空。
2、新氢系统流程：V3105氮气V3103K3101泄压点：V3103底部排凝3、低分部分流程：氮气 V-3104在反应系统试密结束后，由V-3104缓慢引氮气至V-3108，V3105缓慢引氮气至V-3107升压到1.0MPa，检查严密性。
试密结束后，在V-3107底部放空泄压。
4、脱丁烷塔流程：→2→E3201→E3201→V3201蒸汽→F3201→T3201→→V3107→P2130线→→V3108→E3103→E3205壳、→F3101→T3202给汽点：F3201过热蒸汽；系统试密结束后，在V-3201底部放空泄压。
5、分镏塔流程：→F3201→LS2202线→T3202→A3201→E3202→V3202→柴油出装置界区系统试密结束后，在V-3202底部放空泄压。
6、分镏塔进料线流程：T3202塔底线→E3205壳→F3201→T3202进料阀前7、分镏塔塔底油线流程：蒸汽→P3206跨线→E3205管→E3207管→E3207管→A3203→3125线→泄压点：界区排凝点8、燃料气系统流程蒸汽服务点蒸汽→3415线→蒸汽服务点蒸汽→GF2201线→E3201→泄压点：排凝点9、原料油系统流程：原料油自灌区先进入原料油缓冲罐，然后通过升压泵送至中断回流换热器，经蜡/原料油换热器换热后进入过滤系统，从过滤系统进入滤后原料油缓冲罐，再经反应进料泵抽出。
泄压点：试密结束后在原料油缓冲罐V3101/1.2低部排凝。
10、气密检查方法（1）氮气、空气：气压至试验压力后，全面检查设备管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形，保压压降不超过标准为合格。
（见表一）（2）蒸气：充压至试验压力后，全面检查设备管线的法兰、焊缝、接口等以目测不冒汽、不变形为合格。
表一、试密标准部位反应部分（二个阶段）新氢原料油脱丁烷塔②分馏塔②分馏系统其他部分③低分燃料气一二三介质氮气或中压风氮气氮气氮气蒸汽蒸汽蒸汽氮气蒸汽给气点K3102出口V3103 V3103 F3201 F3201 分馏塔底V3105 服务点压力MPa 1.0 3.0 7.5 1.6 1.2 0.5 0.05 1.01.0 0.6位置V3105顶V3103顶V3101 V3201 V3202顶界区V3107顶P226P320时间h 4 2 4压降0.03 0.08 0.02注：①反应器中有未再生催化剂时，只能用氮气试密，反应器催化剂再生后，也可用叫压风试密②脱丁烷塔试密包括V3201，分镏塔试密包括V3202③分镏系统其他管线是指不包括②以外的其他分镏系统。
第三节开工程序一、分馏系统开工：1、建立冷油循环：（1）热油流程：柴油（原料罐区）→3102线→T3201→P3201→E3205壳→ T3202循环流程：→P3201→E3205壳→F3101→T3202→P3206→E3205管、A3203→3125线→T3201步骤：①联系总调、储运向装置送直馏柴油通过原料油线至P3201到T3201，T3201液位超过60%时，开P3201向T3202送油；②当T3202液位超过60%时，启动P3206，建立分馏系统冷油循环，当两塔液位都在60%时，通知有关单位停止收油。
③在循环时各低点要加强排水。
2、热油循环（1）热油循环流程E3201→E3201→V3201A3201→E3202→V3202T3201→P3201→E3205壳→F3101→T3202→P3206→E3205管→A3203跨线→T3201（2）热油循环步骤：(1)冷油循环正常后，F3101按规程点火升温，启用有关冷却设备，升温速度控制在15～20℃/h。
(2)在热油循环过程中，注意两塔的液位平衡，液位下降可收油补入。
(3)在热油循环过程中，联系储运将V3202收汽油至各容器液位达40%。
(4)F3101出口温度达到230℃，系统继续恒温脱水。
T3202底采样分析无水。
在系统恒温脱水时，各处加强脱水。
(5)F3101出口温度达到250℃，通知保运人员系统开始热紧，热紧结束后系统再开始升温。
(6)当T3202底温度超过200℃时，开始向T3202吹入过热蒸汽，过热蒸汽量1.1t/h。
(7)T3201用氮气充压到0.55MPa,T3202燃料气充压至0.05MPa。
随着F3101的升温，T3202的塔顶压力不断上升，逐步投用分程控制阀。
启动P208立全回流，若V3202液位较高可适当将汽油往罐区排。
(8)分馏系统建立热油循环后，要求T3202的塔底温度控制在203℃。
但要注意E3205、E3207、E3207内有介质流过，避免单程受热，各塔的液面控制在60～%，V3202的液面控制在40～60%。
（3）热油循环注意事项：①热油循环升温时应先启用空冷。