制氢装置操作规程

OLE_LINK1第一章 制氢装置概况

1 装置设计、建造、首次开工概况

1.1装置设计概况

1.1.1设计依据

（1） 中石化（1997）建设字407号，《关于茂名石化公司5万标方米/ 时制氢装置初步设计的批复》。

（2） 中石化(1997)建设字348号，《关于茂名石化公司加工进口含硫原油改扩建工程总体设计批复》。

（3） 6×10m/h 制氢装置(施工图设计)工程设计合同,合同号(1997): 茂洛经设字第10号。 1.1.2设计原则

（1） 制氢装置的生产能力为6×10m/h工业氢，为降低建设投资，节省占地面积，采用单系列工艺方案。采用洛阳石化工程公司低能耗的轻烃水蒸汽转化技术以提高装置运转的可靠性，降低氢气生产成本及能耗。

（2） 采用华西化工研究所的变压吸附(PSA)技术，以提高净化部分的运转可靠性，降低生产成本。

（3） 严格遵守有关环保 安全及职业卫生法规，力争做到经济与社会效益的统一。 （4） 根据初步设计审查会的要求，中变反应后增设低温变换系统。 （5） 根据厂方要求，增加0.45MPa低压蒸汽发生系统。 1.1.3装置概况 1.1.3.1概述

制氢装置是茂名石化公司加工进口含硫原油改扩建工程的一部分。制氢装置与渣油加氢脱硫装置组成联合装置；与第四套常减压蒸馏装置、第三套重油催化裂化装置和柴油加氢精制装置共用一个中心控制室，与渣油加氢脱硫和柴油加氢精制共用一个变配电间，分析化验由第三分析站完成，锅炉水质分析项目由动力厂完成。 1.1.3.2装置组成

原料→脱硫→转化→变换→PSA净化→工业氢 1.1.3.3生产规模

制氢装置设计生产能力为6×10m/h工业氢，实际产氢要求: 6×10m/h。年开工时数为8000小时。 1.2装置建造概况

装置占地面积10500平方米，总投资为2.8亿元。装置于1997年7月15日破土动工，1999年9月30日工程实现高标准中交。 1.3装置首次开工概况

装置于1999年6月1日开始装置管线水冲洗。8月8日17：18时，转化炉开始氮气循环烘炉点火升温，经过11天的时间，先后完成了原料预热炉、转化炉烘炉及水汽系统煮炉、热氮试运等过程，至19日，顺利完成烘炉煮炉程序，然后，中压汽包按煮炉曲线进行要求由3.0MPa开始降压，8月20日2：00时当汽包压力降至1.1MPa时，发现蒸汽过热段有大量蒸汽泄漏并伴有碱液外流。经熄火降温后检查，发现如下现象：

（1） 弯头箱内大部分弯头和连接短管严重断裂，裂缝达100多处，均为穿透性裂缝。

4

3

4

3

4

3

4

3

断口多数为横向断口，外径无变化。

（2） 裂缝多在焊缝附近，而弯头多在背弯位置。

（3） 弯头箱内大部分直管和弯头表面粘满浓缩的煮炉碱液。

（4） 中压汽包内旋风分离器的气罩有6个偏离，其中1个与主体已分离。 （5） 炉内翅片管未发现断裂现象。

8月27日装置撇开蒸汽过热段，开始热氮试运，9月5日转化炉达到配汽条件，配入外来蒸汽，9月9日转化炉熄火，装置热氮运结束。9月18日装置开始装填催化剂，9月28日装填结束。10月8日低变催化剂开始还原，10月11日还原结束。10月12日进行加氢催化剂的预硫化。10月15日制氢装置建立脱硫、转化、中变大循环，进行首次开汽。10月19日9：00时转化炉达到配氢配汽条件，在进行配氢配汽检查时，发现转化炉下集合管外接管泄漏，装置被迫停炉检查。在324根外接管中，先后查出根带穿透和未穿透裂纹的接管。

11月17日8：00时制氢装置建立脱硫转化大循环，转化炉、加热炉重新升温，装置重新开工，11月19日11：00时进行配氢配汽，11月20日0：05时检查发现转化炉下支尾管与加强接头之间连接处漏氢并着火，装置再次停炉检查。接头上侧有3根开裂（1根裂于母材已穿透，2根裂于焊缝）；接头下侧有9根全部沿焊缝开裂；3根有Ф2～5㎜的气孔。12月14日装置重新开汽，于12月15日进行配氢配汽，于12月16日20：30时生产出合格的氢气。

2 装置改造内容

2.1装置2001年大修改造内容 2.1.1 技措项目

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (1)

将高压氮引至净化风入口分液罐入口 V2023压控阀前增设消音器,引至界区平台 中低变反应器充氮阀移至地面 R2002A、B入口增设高压N2线 E2001管程出口增设大阀及盲板。 增设一台大流量的轻石油泵

更换HS7601、HS7602两个快速排水阀 并网氢气增设流量孔板并引入DCS 压缩机入口系统氢气流量引入DCS V2007出口联锁阀KV7302增加手动开关 第一、五分水罐更换液控阀 P2003A/B大回流增加调节阀。

利用柴油加氢新氢机，提高转化系统循环量 R2001增加并联安全阀 压缩机房增加加油机固定电源 FI7401扩大量程 FI7403扩大量程 FI7404扩大量程

除氧器V2021出口管道200-DOW2012.2B(H40)增加一切断阀，将P2006回流线

2.1.2 基建填平补齐及设计回访项目 改至V2017。

(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) 报警。

(9) (10) (11)

P2001出口管线更改为DN80管线。 SC2001采样线15-FG2013修改。

低压汽包（V2023）上的安全阀SV2010A/B出口管原固定支架更改。

开工加热器（E2011）管程材质修改，E2011的管程，材质改为15CrMo（R）。 转化炉（F2002）下集合管及其冷却系统更换。

在低压蒸汽发生器E2010低变气出入口管道增加一条跨线。

原料气压缩机（C2001）入口分液罐增设液位自动控制回路，并增设高低液位更换PSA系统的全部旋塞阀。 低变升温热流线增设温控阀。

C2001A、B“一回一”、“二回二”增设自动控制回路。

2.1.3 大修零星工程项目

（1） 更新加药泵P2005

（2） 转化炉入口充N2线移至KV7204阀后。

（3） 管P2020：中变气自E2002至R2003下部管线材质升级。 （4） 管P2020/1：低变气自R2004下部至E2010管线材质升级。 （5） 管P2021/1：低变气自管P2020至管P2020/1材质升级。 （6） 双联冷却器SC2005采样槽排水引至地面。 （7） 变换区1.0MPa蒸汽管线末端增设导淋。 （8） E2005出口增加切断阀。

（9） 压缩机联箱与V2002入口增设跨线。 （10） 低变入口升温原线修改。

（11） 转化开工线单向阀及截止阀移至地面。 （12） 脱硫反应器增加一个采样器。 （13） 增加南北制氢纯氢线作开工用。

（14） V2011顶部出口安阀前增加一个压力表。 （15） V2001进口管线增设蒸汽吹扫线。 （16） 压缩机入口联箱增设蒸汽吹扫线。

（17） 火炬线北端增设一条DN20的蒸汽吹扫线。 （18） 火炬线北端增设一条DN50的蒸汽吹扫线。 （19） PSA区火炬线增设蒸汽吹扫线。

（20） 脱附气与瓦斯连通线上增加DN40吹扫线。 （21） V2030增加DN20蒸汽吹扫线。 （22） V2001增加DN50的无盐水赶油线。

（23） V2007出口低变升温冷流线阀后增加压力表。

（24） P2002出口与P2006出口增设跨线，可将工艺冷凝水送至渣油作注水用。 （25） 南界区增加操作平台。

（26） 所有可燃气体及石脑油线界区阀前增加导淋阀。 （27） 氢气至煤油加氢及润滑油加氢的管线焊接。 （28） 低温放空线及高温放空线接头改造。 （29） 循环水进出口总管增加压力表。

（30） 将E2012A/B的管束更换为不锈钢材质。 （31） V2017及V2021安全阀增加手阀。

（32） 过热段出口安全阀SV2013增加手阀。 （33） 增加氢气至三催化色谱仪作载气用。 （34） 甲烷分析仪增加预处理器。 （35） F2001及F2002氧化锆改造。 2.2装置2003年大修改造内容 2.2.1技措项目情况

（1） 增加一台小流量石脑油泵P2001D （2） F2001、F2002增加烟气采样管及配电 （3） 低温放空线增加流量计FIQ7408 （4） 增加工业氢至溶剂油加氢管线 2.2.2车间技术改造项目情况

（1） P2002A/B增加跨线

（2） 脱硫反应器后增加一个总采样器 （3） 转化炉进出口管线增加现场压力表 （4） 瓦斯系统增加低压氮气密置换线 （5） 压缩机入口充氮线改双阀 （6） 转化开工线增加放火炬线

（7） 工业氢并网线界区阀前增加现场压力表 （8） F2001瓦斯阻火器前增加现场压力表 2.2.3仪表改造项目情况

（1） V2004/V2005/V2006液控调节阀更换

（2） V2006/V2007/V2013A/V2021沉筒液位计改差压液位计 2.2.4设备更新情况

（1） 更新转化炉空气预热器 （2） 更新转化炉四台风机调节风门

2.3装置2003年大修改造内容

⑴低变催化剂还原流程改造：自C2001A/B出口至F2002管线上增加一管线至E2011壳程入口。

⑵炼厂气膜分离技术改造项目：在干气压缩机出口增加膜分离装置，膜分离装置出来的氢气送至1.2MPa氢气管网；尾气再作为制氢原料进入原料预热炉F2001；而膜分离装置出来的凝液经V2030界区外压油线直接送至四蒸馏装置回用。

⑶转化开工系统压力控制改造：在第五分水罐V2007至压缩机C2001管线改为PV7310阀后至C2001入口，用于转化系统循环时控制C2001入口压力。

⑷燃料气流控阀FV7502阀后增加阻火器。

⑸将干气压缩机C2001A/B一、二级入口缓冲罐就地自动排凝阀排放改为密闭式排放至火炬。

⑹更换转化催化剂、低变催化剂和PSA部分分子筛。 ⑺原料加热炉对流管更换。 ⑻PSA程控阀更换。 ⑼PSA程序完善修改。

3设计原料和产品性质

3.1 原料性质

制氢装置设计原料有加氢干气、渣油加氢释放气、轻石脑油， 主要性质如下：

表一 加氢干气、渣油加氢释放气的主要性质

名 称 H2 CH4 C2H6 C3H8 n-C4 n-C5 n-C6 H2O 硫含量ppm(w) 合 计 温 度，℃ 压力MPa(abs) 净化干气，mol% 42.16 7.15 12.22 19. 15.50 1.61 1.57 ≤20 100 40 ≥0.4

表二 轻石脑油的主要性质

项 目 C3H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C6H14 2-甲基戊烷 3-甲基戊烷 甲基环戊烷 硫含量 合 计 温 度 压 力 密 度 项 目 H2 CH4 CO+CO2 组 成，mol% 0.59 1.53 1.81 18.03 8.85 12.29 24.19 12.57 0.14 ≤50ppm 100 40℃ ＞0.25 675.5kg/m 表三 循环氢的主要性质

组 成，mol% ＞99.99 ＜0.01 ＜20ppm 3脱硫净化气，mol% 16.06 32.75 25.73 14.73 7.80 1.08 0.84 1.01 ≤20 100 40 ≥0.4 渣油加氢释放气，mol% 41.12 28.22 15.04 11.06 4.02 0.29 0.25 ≤20 100 40 ≥4.05 H2O 合计 温度 压力 平衡 100 40℃ ≥4.0MPa 表四 工业氢的主要规格

3.2 产品规格 项 目 H2 CH4 CO+CO2 H2O 合计 温度 压力

表五 脱附气的主要规格

项 目 H2 CH4 CO CO2 H2O 合计 温度 压力 组 成，mol% 20.91 17.37 1.19 59.73 0.80 100 40℃ 0.03MPa 组 成，mol% ＞99.99 ＜0.01 ＜20ppm 平衡 100 40℃ ≥2.45MPa

表六 设计产品为氢气和尾气组成情况

物流名称 H2 mol% C1 mol% C2 mol% C3 mol% C4 mol% C5 mol% N2 mol% O2 mol% H2S mol% 合计 mol% 原料气 62.62 12.04 3.80 8.47 9.22 0.72 2.84 0.27 0.01 100 混合气全部回收 产品气 94.84 2.71 0.43 0.42 0.16 0.01 1.2 0.23 0.01 100 尾气 33.92 20.36 6.8 15.65 26.52 0.71 1.36 4.29 0.31 100

4设计物料平衡及公用消耗

4.1 设计物料平衡

表六 装置的物料平衡

项 目 轻石脑油 收率，（mol%） 数 量 ㎏/h 8293 9314 74139 91746 5397 45041 41308 91746 10t/a 6.63 7.45 59.31 73.39 4.32 36.03 33.04 73.39 4原料 混合干气 工艺蒸汽 合 计 工业氢 脱附气 冷凝水 合 计 产品 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

4.2 公用工程消耗

表七 能耗计算汇总(计算方法按SYJ 1029-83规定)

消耗量 项目 脱硫净化气 净化干气 释放气 轻石脑油 燃料气 脱盐水 循环水 电 3.5MPa蒸汽 0.45MPa蒸汽 净化风 新鲜水 综合能耗 10m/h耗量 单位 ㎏ ㎏ ㎏ ㎏ mn t t kw.h t t mn t 3333燃料低热值 小时耗量 或能耗指标 单位 MJ/kg MJ/kg MJ/kg MJ/kg MJ/mn MJ/t MJ/t 3总能耗, MJ/h 12132 1000 196920 373185 7280 7280 592 20527 数量 44.9 37.4 72.9 138.2 75.2 1.3 2.4 27.2 0.48 0.15 9 0.21 单位 ㎏ ㎏ ㎏ ㎏ mn t t kw.h t t mn t 33数量 2696 2242 4376 8293 4512 75.6 141.3 数量 45 45 45 45 29.5 96.3 4.19 12.56 1634.3 MJ/kw.h -28.6 -9 540 12.8 MJ/t MJ/t MJ/mn MJ/t 33684.30 -105371 2763.29 -24870 1.67 7.54 902 97 824576 5装置设计边界条件及主要工艺指标

5.1装置设计边界条件

(1)脱硫净化气

压力 0.5MPa

温度 40℃ (2)净化干气

压力 0.5MPa 温度 40℃ (3)释放气

压力 4.15MPa 温度 40℃ (4)柴油加氢循环氢

压力 5.0MPa 温度 (5)管网氢

压力 1.2MPa 温度 (6)燃料气（催化干气）

进装置温度 40进装置压力 0.3MPa 低热值 28784kJ组成 (mol％)

H2 37.74 CH4 23.92 C2H6 10.94 C3H8 1.45 C4H10 0.29 C5H12 0.06 C2H4 13. O2 0.52 N2 8.83 CO2 1.68 H2O 0.68 合计 100 (7)循环水

供水温度 32供水压力 0.45MPa (8)新鲜水

供水温度 32供水压力 0.29MPa (9)无盐水

供水温度 32供水压力 0.25MPa (10)中压蒸汽(3.5MPa蒸汽)

压力 3.5MPa 温度 420(11)低压蒸汽(1.0MPa蒸汽)

40℃ 40℃ ℃ ／m3n ℃ ℃ ℃ ℃ 压力 1.0MPa 温度 220℃ (12)低低压蒸汽(0.45MPa蒸汽)

压力 0.45MPa 温度 154℃ (13)净化风

压力 0.5MPa 温度 40℃ (14)非净化风

压力 0.5MPa 温度 40℃ (15)高压氮气

压力 5.0MPa 温度 40℃ (16)低压氮气

压力 0.58MPa 温度 40℃

5.2主要工艺指标 (1)脱硫系统

原料油缓冲罐液位于 % 40加热炉出口温度 ℃ 370加热炉炉膛温度 ℃ 加氢反应器入口温度 ℃ 380 加氢反应器热点温度 ℃ 脱硫反应器入口温度 ℃ 360系统压力 MPa(abs) 3.10 加氢催化剂装填量 m3 15.7 脱氯剂装填量 m3 9.4 脱硫剂装填量 m3 18.8脱硫剂硫容 公斤硫／公斤催化剂 0.25

(2)转化炉

入口温度 ℃ 480出口温度 ℃ 炉膛热点温度 ℃ 炉膛温差 ℃ 水碳比 mol／mol 3.5 碳空速 h-1 1000 转化炉出口残余甲烷含量 % 催化剂装填量 m3 35.8

(3)中低变反应器

中变入口温度 ℃ 360中变床层热点温度 ℃ 低变入口温度 ℃ 205～70 ±10 ≯800 ≯390 ±10 ×2 ～520 ≯820 ≯1020 ≯100 ＜10 ±10 ≯450 ～215

低变床层热点温度 ℃ ≯230 中变出口CO含量 % ≯3 低变出口CO含量 % ≯0.3 中变催化剂装填量 m3 41.5 低变催化剂装填量 m3 36.0 中变空速（干） h-1 2000 低变空速（干） h-1 2000

(4)分水罐

低变气第一分水罐 % 40～70 低变气第二分水罐 % 40低变气第三分水罐 % 40低变气第四分水罐 % 20低变气第五分水罐 % 8(5)汽提塔

净化水液位 % 40(6)PSA净化部分

入口温度 入口压力 MPa出口压力 MPa(7)PSA单元

序号 变压吸附步骤 1 吸附一 A1 2.45 2 吸附二 A2 2.45 3 吸附三 A3 2.45 4 吸附四 A4 2.45 5 一均降 E1 2.456 二均降 E2 2.07 三均降 E3 1.58 四均降 E4 1.09 顺放一 PP1 0.5210 顺放二 PP2 0.4311 顺放三 PP3 0.3412 逆放 D 0.2513 冲洗三 P3 0.03 14 冲洗二 P2 0.03 15 冲洗一 P1 0.03 16 四均升 R4 0.0317 三均升 R3 0.5218 二均升 R2 1.019 一均升 R1 1.520 产品升 FR 2.0(8)膜分离单元

膜前压力 2.93.2 -3.3MPa

℃ 32（abs）（abs）代号 ～70 ～70 ～40 ～30

～70

～40 ±0.2 ±0.2

压力(MPa) ～2.0 ～1.5 ～1.0 ～0.52 ～0.43 ～0.34 ～0.25 ～0.03 ～0.52 ～1.0 ～1.5 ～2.0 ～2.4 2.40 2.40膜前温度 65-85℃ 加热温差 25-40℃ 进气流量 0-12240m/h H2S浓度 ≤0.01% (mol) 提纯氢气纯度 ＞94%

提纯氢气压力 ≥1.0MPa（G）

旋风分离器液位LICSA-101 20～40%

3

6工艺流程说明

6.1膜分离系统

膜分离单元主要由原料气预处理和膜分离两部分组成。

混合加氢干气经干气压缩机升压至3.4MPa，升温至110℃，首先进入冷却器（E-102）冷却至45℃左右，然后进入预处理系统，预处理系统由旋风分离器（V-101）、前置过滤器(F-101AB)、精密过滤器(F-102AB)和加热器（E-101）组成。

预处理的目的是除去原料气中可能含有的液态烃和水，以及固体颗粒，从而得到清洁的饱和气体，为防止饱和气体在膜表面凝结，在进入膜分离器前，先进入加热器（E-101）加热到80℃左右，使其远离露点。

经过预处理的气体直接进入膜分离器（M-101），膜分离器将氢气与其他气体分离，从而实现提纯氢气的目的。

每个膜分离器外形类似一管壳式热交换器，膜分离器壳内由数千根中空纤维膜丝填充，类似于管束。原料气从上端侧面进入膜分离器。由于各种气体组分在透过中空纤维膜时的溶解度和扩散系数不同，导致不同气体在膜中的相对渗透速率不同，在原料气的各组分中氢气的相对渗透速率最快，从而可将氢气分离提纯。

在原料气沿膜分离器长度方向流动时，更多的氢气进入中空纤维。在中空纤维芯侧得到94％的富氢产品，称为渗透气，压力为1.3 MPa（G），该气体经产品冷却器（E-103）冷却到40℃后进入氢气管网。

没有透过中空纤维膜的贫氢气体在壳侧富集，称为尾气，尾气进入制氢下工序。 本单元设有联锁导流阀（HV-103）和联锁放空阀（HV-104），当紧急停车时，膜前切断阀（HV-101）关闭，保护膜分离器，同时HV-103和 HV-104自动打开，保证原料气通过HV-103直接进入制氢装置，确保制氢装置连续生产；通过HV-104的分流，可以保证通过HV-103进入制氢装置的气体流量不至于波动过大，使制氢装置平稳运行。

6.2 脱硫系统

本制氢装置原料共有三种：轻石脑油、渣油加氢释放气、加氢干气（渣油加氢干气、柴油加氢脱硫净化气、加氢裂化干气）。

以石脑油为原料时，石脑油由系统管网进入，先进入原料缓冲罐（V2001），然后由石脑油泵（P2001A、P2001B、P2001C）抽出经加压至4.45Mpa后进入原料预热炉（F2001）。钴－钼加氢脱硫所需的氢气，由柴油加氢装置来，但是一般采用南北制氢来的纯氢气或由PSA返回的自产氢经压缩机加压后在石脑油泵出口与石脑油混合，一起进入原料预热炉。

以加氢干气为原料时，加氢干气首先进入加氢干气分液罐（V2002），经分液后进入加氢干气压缩机（C2001A、C2001B）加压至3.8MPa，在石脑油泵出口与石脑油混合后一起进入原料预热炉。

渣油加氢释放气（4.2MPa）直接由渣油加氢装置送来，在石脑油泵出口与石脑油混合后，一起进入原料预热炉。

混合后的原料（油、气）先进入原料预热炉（F2001），加热至脱硫反应所需温度（330～380℃）后（此时原料已全部汽化），进入加氢反应器（R2001），在此发生加氢转化反应，使有机硫化物和有机氯化物转化为硫化氢和氯化氢。加氢反应器下部装有脱氯剂，可将原料气中的氯含量脱至0.2PPm以下。

从加氢反应器出来的原料气进入氧化锌脱硫反应器（R2002A、R2002B），两个氧化锌脱硫反应器既能单独使用，也能串在一起使用。在此反应器里，氧化锌与硫化氢发生反应，生成硫化锌，脱硫后，原料气中的硫含量可降至0.5ppm以下。

在原料预热炉入口装有N2管、1.0MPa蒸汽管及柴油加氢新氢机出口来的管线，在加氢反应器入口装有净化风管、N2管、1.0MPa蒸汽管及低变开工线，在脱硫反应器入口装有净化风管、高压N2管、低压N2管、1.0MPa蒸汽管，在脱硫系统出口有开工排放气管线。这些管线都是开工或特殊需要时使用的。原料气经脱氯、脱硫处理后，进入转化系统。

6.3 转化部分

脱硫后的原料气在进入转化炉（F2002）之前，按水碳比3.5与来自本装置中压汽包（V2015）的3.5MPa的中压蒸汽混合，混合后经转化炉对流段的原料预热段加热至500℃，由转化炉的上集合管进入转化炉（F2002）。转化炉管内装有转化催化剂，在催化剂的作用下，烃类与水蒸汽发生化学反应，整个过程是强吸热的。反应生成物为H2、CO、CO2，以及残余的甲烷及过剩的水蒸汽。

转化反应所需的热量由设置于炉子顶部的气体燃料烧嘴提供。燃料气由装置燃料系统来，转化炉炉温与燃料气串级调节，具体控制方法在自动控制部分再具体说明。出转化炉、温度为820℃的高温转化气进入转化气蒸汽发生器（E2001）与来自中压汽包的汽包水、汽换热，换热后温度降至360～380℃，然后进入中温变换反应部分。转化炉入口装有从压缩机出口过来的开工线及柴油加氢新氢机出口来的管线。

6.4中低温变换部分

从转化气蒸汽发生器出来的360～380℃的转化气，进入中温变换反应器（R2003），在催化剂的作用下，发生变换反应，使变换气中CO的含量降至5%，从中变反应器出来的中变气进入锅炉给水第二预热器（E2002），再进入低变反应器（R2004）。

从低温变换反应器出来的低变气进入低压蒸汽发生器（E2010），与来自低压汽包（V2023）的低压汽包锅炉水换热，温度降至168℃，接着进入低变气第一分水罐（V2003），经分液后，从顶部出来的低变气、水蒸汽进入锅炉给水第一预热器（Ｅ2003），与来自中压给水泵（P2003A、P2003B）的除氧水换热，温度降至148℃，然后进入低变气第二分水罐（V2004），分液后，从顶部出来的低变气、水蒸汽分两路分别进入无盐水预热器（E2004）及除氧用蒸汽发生器（E2005）。在无盐水预热器，低变气与来自无盐水泵（P2004A、P2004B）或其跨线的无盐水换热 。在除氧用蒸汽发生器，低变气与来自0.1MPa低压汽包（V2022）底部的汽包水换热，换热后，从两个换热器出来的低变气混合后进入低变气第三分水罐（V2005）。从其顶部出来的低变气进入低变气空冷器（E2006）。

从低变气第一、二、三分水罐底部出来的酸性水混合后进入酸性水汽提塔（T2001）的中部。

从低变空冷器出来的低变气进入低变气第四分水罐（V2006），分液后，从其顶部出来的低变气进入低变气冷却器（E2007），与循环水换热后进入低变气第五分水罐，从其顶部出来的40℃左右的低变气进入变压吸附系统（PSA）。

从低变气第四、第五分水罐底部出来的酸性水混合后进入酸性水汽提塔（T2001）的上部。

在第五分水罐顶部引出来的管线上，分别装有：低变升温开工线、低变气至加氢干气

压缩机入口线、低变气至燃料气混合器管线、低变气至柴油加氢新氢机入口管线，这些管线都是为开工或特殊情况下使用的。

6.45PSA净化部分

经过冷却分水后的低变气，进入装有吸附剂的吸收塔（A2001A～J）、通过吸附除去氢气以外的其它杂质（CH4、CO、CO2、H2O），使气体得以净化。吸附了杂质的吸附床再生进行均压、顺放、逆放、吹扫等过程，使吸附剂得以再生，再充压吸附。上述过程是在一套程序控制指挥下，自动地、周而复始地进行。

净化后工业氢纯度＞99.99%，以恒定流量送至渣油加氢氢装置、系统氢气管网、实华溶剂油厂、航煤加氢装置等用氢地方。吸附剂再生时得到的尾气，经脱附气缓冲罐（V2014）作为转化炉作燃料气。

6.6 锅炉给水及产汽部分

(1)给水除氧部分

自装置总管来的无盐水直接经过无盐水泵的跨线或首先进入无盐水罐（V2016），然后经无盐水泵（P2004A、P2004B）升压送至无盐水预热器（E2004），与来自低变气第二分水罐的低变气换热，从换热器出来的低变气与从酸性水汽提塔底泵来的凝结水（36.8t/h）混合一并进入除氧器（V2017、V2021）。除氧用的蒸汽一部分来自蒸汽扩容器（V2018）的二次蒸汽（0.5t/h），另一部分来自除氧用蒸汽发生器（E2005）。除氧器正常运行时，通过调节除氧用蒸汽发生器的热量来控制除氧器的压力。

无盐水除氧后经过中压给水泵（P2003A、P2003B）抽出送到中压产汽部分。 (2)中压产汽部分

来自中压给水泵的无盐水（92.6t/h）经过锅炉水第一预热器（E2003）预热至175℃，然后经锅炉给水第二预热器（E2002）加热至饱和温度进入中压汽包（V2015），汽包水经过转化炉对流段的蒸汽发生段及转化气蒸汽发生器（E2001）换热，产生4.1MPa饱和蒸汽，该饱和蒸汽经对流段过热段过热至420℃，从过热段出来的过热蒸汽大部分（63.3t/h）由装置自用，其余（27.5t/h）小部分外送至中压蒸汽管网。

另外，从锅炉给水第一预热器出来的无盐水有一路进入0.45MPa低压蒸汽汽包（V2023）。从其底部出来的无盐水进入低压蒸汽发生器（E2010），与来自低温变换反应器的低变气换热，产生低压蒸汽，进入低压蒸汽汽包，从低压蒸汽汽包出来的低压蒸汽一部分进入除氧槽（V2017、V2021）及酸性水汽提塔（T2001），另一部分并入0.45MPa低压蒸汽管网。 (3)加药及排污部分

固体磷酸三钠加入醚酸三钠溶解箱（V2020）溶解后，经加药泵（P2005）送至中压汽包（V2015）及低压汽包（V2023）。

为了减少系统的热损失和保护环境，系统还设置了蒸汽连续排污器（V2018）和定期排污器（V2019），中压产汽系统的排污水温位较高，送至连续排污器，从其顶部出来的扩容蒸汽送至除氧器，而底部的污水送入定期排污器，并加入新鲜水冷却至40℃以下排入污水管网。

6.7燃料气系统

炼厂燃料管网来的燃料气首先进入装置燃料气分液罐（V2025），从分液罐出来的燃料气分两路。一路直接去原料预热炉（F2001）及转化炉（F2002），另一路去燃料气混合器（MI2001）。

开工期间，从开工用油气分离罐出来的混合气返回燃料气分液罐（V2025），作为燃料使用。

开工期间，低变气排放气以及PSA脱附气可以引入燃料气混合罐（MI2001），从混合罐

出来的燃料气去转化炉，作为转化炉的另一路燃料。

6.8 压缩机系统

本装置的加氢干气压缩机（C2001A、C2001B），主要用于输送气体原料和开停工循环。压缩机的入口管线有五组：

(1) 渣油加氢干气、柴油加氢脱硫净化气、加氢裂化干气混合进入加氢干气分液罐（V2002），从分液罐顶部出来的加氢干气进入加氢干气压缩机。

(2) 开工气体（N2、H2、净化风）联箱的开工线，引至加氢干气压缩机入口。 (3) 第五分水罐出口引出的开工线，引至加氢干气压缩机入口。 (4) 机体置换低压N2线，直接引至加氢干气压缩机入口。 (5) 南北制氢来的纯氢线，直接引至加氢干气压缩机入口。 加氢干气压缩机出口管线有四路：

(1) 压缩机出口至原料预热炉入口（脱硫开工线）。 (2) 压缩机出口至转化炉入口（转化开工线）。

(3) 压缩机出口至加氢干气分液罐入口（压缩机经过E2009壳程回流线）。 (4) 压缩机出口至加氢干气分液罐入口（压缩机不经过E2009壳程回流线）。

6.9酸性水汽提系统

从低变气第四、第五分水罐底部来的酸性水进入酸性水汽提塔（T2001）的上部，从低变第一、第二、第三分水罐底来的酸性水进入汽提塔的中部。作为汽提用的低压蒸汽由0.45MPa低压汽包（V2023）提供，从汽提塔的底部进入汽提塔。另外，还专门设有从1.0MPa蒸汽管网来的1.0MPa蒸汽，作为汽提塔的备用蒸汽。从汽提塔出来的已经脱除了CO2的净化水由汽提泵（P2002A、P2002B）抽出，根据需要，有以下四种流程：

(1) 可以直接进入除氧器，除氧后作为锅炉给水。这样，既保护了环境，又减少了脱盐水用量。采取这项措施，装置可减少脱盐水约39t/h。

(2) 可以直接进入E2008管程出口循环热水线，返回循环水场进行处理。

(3) 可以直接在P2002出口经跨线送至渣油加氢装置作反应注水及低压汽包产汽用。 (4) 可以直接排入明沟。

(5) 酸性水经P2002送至热电车间处理。

目前，由于酸性水回收的工艺技术仍不够成熟，装置汽提塔汽提后的酸性水直接排入明沟。

第二章 工艺原理、催化剂及助剂

制氢过程可分为几个反应步骤：钴－钼加氢脱硫反应、脱氯反应、氧化锌脱硫反应、烃类－水蒸汽转化反应、一氧化碳变换反应及氢气提纯部分（本装置用PSA）。为了分离出部分加氢干气中的氢气，在干气压缩机与加氢加热炉之间增加膜分离单元。 1钴─钼加氢脱硫脱氯反应 1.1反应原理

制氢原料油、气中含有各种有机硫，在一定的温度（一般为260～400℃）及有H2存在的条件下，钴─钼加氢脱硫催化剂能使有机硫转化成无机硫，无机硫再由其它脱硫剂（如ZnO）吸收，原料中含有的烯烃也能被加氢饱和，有机氯化物被加氢生成HCL。 反应式如下:

(1)硫醇加氢反应式: R-SH ＋ H2 → RH ＋ H2S

(2)二硫醚加氢反应式: R-S-S-R'＋ 3H2 → RH ＋ 2H2S ＋ R'H (3)硫醚加氢反应式: R-S-R'H ＋ 2H2 → RH ＋ R'H ＋ H2S (4) 二硫化碳加氢反应式: CS2 ＋ 4H2 → CH4 ＋ 2H2S (5) 硫氧化碳加氢反应式: COS ＋ H2 → H2S ＋ CO (6) 烯烃加氢反应式: RCH=CHR' ＋ H2 → RCH2-CH2R'

(7) 有机氯化物加氢反应式: R-CL ＋ H2 → R-H ＋ HCL （反应式中：R、R’代表烷基）

1.2影响因素 (1)温度

钴－钼催化剂进行加氢脱硫时，操作温度通常控制在260～400℃范围内，当温度低于220℃，加氢效果明显下降，温度高于420℃以上催化剂表面聚合和结碳现象增加。 (2)压力

由于有机硫化物在轻油中的含量不高，故压力对氢解反应影响不大，压力由整个工艺流程的要求决定，通常控制在3.0～4.0MPa。 (3)空速

单位时间（h），通过单位催化剂体积（m）的气体（折合为标准状态下）体积数量，称为空速，单位为m/h.m，可简写为h。有些反应，水蒸汽参与反应过程，但计算空速时不计算水蒸汽的体积，这时的空速称为干气空速。在烃类转化反应中，把碳原子大于2的烃折算为CH4，再计算空速，这时的空速称为碳空速。使用液体原料时，按液体的体积计算出来的空速称为液空速。加氢反应属内扩散控制，如增加空速，则原料流速加大，使原料在催化剂床层中的停留时间缩短，反应不完全，所以加氢反应要在一定的空速下进行。但为了提高生产能力，在保证出口硫含量满足工艺要求的条件下，通常均采可能用尽高的空速，一般轻油的空速范围为1～6h。 (4)氢油比

加氢脱硫反应，增加氢油比，即提高氢分压，不但能抑制催化剂的积炭，还有利于氢解过程的进行。相反，如果烃类的分压增加，会使烃类在催化剂表面被吸附，从而减少了催化剂表面积，抑制氢解反应。所以高氢油比对加氢反应有利，一般氢油比为80～100（体积）。氢油比过低，脱硫达不到要求。 2脱氯反应 2.1.反应原理

有机氯化物经钴－钼催化剂转化生成无机氯化物，主要以氯化氢的形式存在，它能与脱氯剂中碱性或与氯有较强亲合力金属元素的氧化物反应生成稳定的金属氯化物而被固定下来： 反应式如下：

MO ＋ nHCl → MCln ＋ H2O

2.2影响因素

制氢原料中氯的含量较少，温度、压力对反应的影响较少，且脱氯剂常与加氢脱硫剂一起使用，温度、压力、空速等因素已由加氢脱硫反应系统决定。

-1

3

3

-1

3

3氧化锌脱硫反应

3.1反应原理

原料经过脱硫剂（如ZnO），氧化锌能与硫化氢反应，并可以转化一些简单的有机硫，氧化锌脱硫较精细，在260～350℃下，能使原料中的硫含量降低至0.5PPm。

反应式如下：

(1) ZnO ＋ H2S → ZnS ＋ H2O

(2) ZnO ＋ C2H5SH → ZnS ＋ C2H4 ＋ H2O (3) COS ＋ ZnO → ZnS ＋ CO2

3.2影响因素 (1)温度

氧化锌脱硫反应均为吸热反应，提高操作温度对反应有利。特别是在催化剂使用后期，提高一点反应温度，对提高硫容量，延长更换周期都是有好处的，但不能超过420℃，以防止烃类热裂解而造成结碳。 (2)压力

提高压力，提高了硫化物的分压，增加气体与脱硫剂的接触面积，有利于提高反应速度，一般在常压～4MPa范围内使用。 (3)空速

在保证有足够的线速度，不存在气膜效应的前提下，采用较低的空速对提高脱硫效率是有利的，但同时也要考虑到设备的体积和利用率。一般空速范围：气体空速为1000～2000h，液空速为1～6h。 4转化反应 4.1反应原理

烃类和水蒸汽通过转化催化剂床层，在高温下，水蒸汽与烃类发生裂解反应，生成H2、CO、CO2。反应式如下：

(1) CnHm ＋ nH2O → nCO ＋ H2 -Q (2) CO ＋ H2O → CO2 ＋ H2 +Q

4.2影响因素

(1)温度

转化反应是强吸热反应，提高温度对反应的进行是有利的，但要考虑炉管的承受能力。一般控制炉管表面温度不大于930℃。

(2)压力

转化反应过程是体积增大的一种反应过程，增大反应压力对反应过程是不利的。由于工业氢气一般用于高压的化工过程，所以从总体节能考虑，转化工艺一般都在加压下进行。

(3)水碳比

水碳比是用来表示制氢转化炉操作条件的一个术语，是指转化进料中水（蒸汽）分子的总数和碳原子总数的比值。写为H2O/C。水碳比是轻油转化过程中最敏感的工艺参数，在生产中，提高水碳比可以减少催化剂的结碳，降低床层出口的残余甲烷，对转化反应是非常有利的。然而提高水碳比也相应增加了能耗，所以在生产中只能根据具体的工艺装置确定合适的水碳比。本装置水碳比控制在3.5～5。

(4)空速

一般用液体体积空速或碳空速来表示转化负荷，空速越大，原料在转化催化剂床层停留的时间越短，反应深度也越差，使转化炉出口残余甲烷升高，转化催化剂结碳增加。本装置的碳空速采用1000h。 5变换反应 5.1反应原理

一氧化碳变换反应按反应温度可分为中温变换反应和低温变换反应，在变换反应过程中，一氧化碳和水蒸汽作用，生成二氧化碳和氢气。

-1

-1

-1

反应式如下：

CO ＋ H2O→ CO2 ＋H2 +Q

5.2影响因素

①温度

变换反应是放热反应，温度低，反应平衡常数大，一氧化碳转化率高。如果提高温度，反应平衡常数就变小，一氧化碳转化就不完全。所以为了提高一氧化碳的转化率，宜采用较低的反应温度。但温度低，反应速度慢，达到化学平衡的时间长。在实际生产中，只要能达到工艺指标（出口一氧化碳低于某一浓度），就尽可能降低操作温度。中变一般采用350～400℃，低变一般采用190～210℃。

②压力

变换反应是等分子的可逆反应，压力变化时对反应平衡没有影响，但压力增加，可以加快反应。在生产过程中，压力由前部系统压力决定。 6变压吸附 6.1变压吸附原理

变压吸附是指以多孔固体物质（吸附剂）表面对气体分子的物理吸附（范德华力）为基础，利用气体组分在固体材料上吸附特性的差异及吸附量随压力变化而变化的特性，通过周期性的压力变换过程实现气体分离。即在相同压力下吸附剂对气体混合物中不同组分的吸附能力的不同，并根子据高压有利于吸附、低压有利于脱附的特性，所进行的升压吸附提纯和降压脱附再生的循环过程。

本装置经过冷却分水后的低变气进入装有吸附剂的吸收塔（A2001A～J）、通过吸附除去氢气以外的其它杂质（CH4、CO、CO2、H2O），使气体得以净化。吸附了杂质的吸附床再生进行均压、顺放、逆放、吹扫等过程，使吸附剂得以再生，再充压吸附。上述过程是在一套程序控制下，自动地、周而复始地进行。下面以一个吸附床Ａ为例说明其吸附再生的循环过程（PSA运行模式为10-2-4）：

当被吸附杂质的浓度前沿接近床层出口时，则关闭床层Ａ的原料气阀和产品气阀，使其停止吸附。然后打开一均阀，把床层内的氢气顺着吸附方向降压放入床D内，使床D的压力升至2.0MPa。此时床A的压力也降到与床D接近。一均完成后，关闭一均阀，打开二均、三均、四均阀，再将床Ａ内的氢气依次分别顺着吸附方向降压放入床E、床F、床G内，使床E、床F、床G各床压力分别升至1.5MPa、1.0MPa、0.52MPa。四次均压完成后，床A的压力也降至接近0.52MPa。此时关闭四均阀，接着打开顺向阀，将床A内的剩余富氢混合气分别依次顺着吸附方向去冲洗床H、床I、床J等三个床层，将这三个床层内吸附的杂质吹扫出来。床A顺放过程结束之后接近0.25MPa，关闭顺放阀，打开逆放阀，逆着吸附方向降压，杂质被排放出来进入解吸气缓冲罐，缓冲罐的压力为0.03MPa。逆放完成后，关闭逆放阀，打开床A的冲洗阀（也用作顺放阀），分别用床Ｂ、床Ｃ、床Ｄ等三个床层的顺放气依次冲洗床A，使床A内吸附的杂质解吸出来。冲洗气压力为0.03MPa，该气也进入脱附气缓冲罐。冲洗结束后，床A内的压力为0.03MPa，此时，床Ａ内吸附剂得以再生。然后关闭冲洗阀，打开相应的均压阀，将床E、床F、床G、床H等四个床层内氢纯度较高的混合气分别依次降压放入床层A内，使床A压力分别依次升高至0.52MPa、1.0MPa、2.0MPa，最后打开产品气终升阀（也用作一均阀），同时关闭其它阀门，将产品氢放入床A内，对床A进行最后的升压，使床A压力最后升至2.4MPa。这样床A就完成了一次循环过程。然后床A又进入下一个循环过程。其它九个床层的工作步骤、过程与床A完全相同，当床A处于吸附状态时，其它九个床层分别处于上述不同的工作步骤以使整个变压吸附装置连续工作。

净化后工业氢纯度＞99.99%，以恒定流量送入用氢装置。吸附剂再生时得到的尾气，经脱附气缓冲罐（V2014A/B）送去转化炉作燃料气。 6.2影响因素

(1) 温度

温度越高气体分子的动能越大，能被吸附剂表面分子引力束缚的分子就越少，因而温度越高吸附剂的平衡吸附容量也就越小。另外，吸附过程是放热过程,低温不但有利于低变气水气的分离,而且有利于吸附作用;解吸过程是放热过程,提高温度有利于解吸作用。因此要控制好原料气温度，一般按制在30～40℃。

（2）压力

压力越高单位时间内撞击到吸附剂表面的气体分子数越多，因而压力越高吸附剂的平衡吸附容量也就越大。提高压力，能促进吸附作用；降低压力，有利于解吸作用。因此吸附在高压力下进行，解吸在低压力进行。 7膜分离

7.1膜分离工作原理

采用特殊制造的膜与原料气(加氢混合干气)接触，在膜两侧压差驱动下，氢气分子和烃类分子等杂质透过膜的速率不同，渗透速率快的氢气在渗透侧富集，而渗透速率较慢的烃气体则在原料侧富集成为尾气，从而达到氢气提纯的目的，制取高纯度的氢气送入氢气管网直接使用，而膜分离的尾气则作为优良的制氢原料进入加氢脱硫系统。 7.2影响因素 ① 温度

进入膜分离的气体温度高,有利于增加气体的渗透速率,对提高氢收率有利。 ② 压力

提高原料气的压力,有利于增加膜两侧的压差,对提高氢收率有利。 8制氢三剂性能及种类

制氢过程使用的催化剂有：钴－钼加氢脱硫催化剂、脱氯催化剂、氧化锌脱硫剂、烃类－水蒸汽转化催化剂、中温变换催化剂、低温变换催化剂。还有PSA吸附剂及磷酸三钠化学助剂。

8.1钴－钼加氢转化催化剂 8.1.1作用

制氢原料中含有不同数量的有机硫和无机硫，这些硫化物的存在，会增加原料气体对设备的腐蚀，尤其重要的是制氢过程所使用的含镍、含铜的催化剂极容易被硫中毒，失去活性，严重影响生产的顺利进行。但是，有机硫化物性能稳定，不容易被脱除，只有在钴－钼催化剂的作用下，与氢气反应生成硫化氢，才能被脱除。 8.1.2 特点

钴－钼加氢转化催化剂必须在有氢气存在的条件下，才能将有机硫转化无机硫，否则，将无法起作用。

8.1.3 物理化学特性（T205）

外观: 灰蓝色条状物

几何尺寸: Φ3～3.5×3～10mm 堆密度: 0.65～0.8Kｇ/L 比表面: 180～220m/ｇ 8.1.4化学组成

COO: 2～4%

2

MOO3: 10～13% 载体:AL2O3

8.2氧化锌脱硫剂（T306） 8.2.1作用

氧化锌与硫化氢作用生成难于解离的硫化锌，以此脱除制氢原料气中的硫化氢，一般用于精脱硫过程。 8.2.2特点

氧化锌脱硫剂能脱除无机硫和一些简单的有机硫，硫容较高，能使原料中的硫含量降至0.2～0.02×10。反应温度范围较宽（180～400℃），是一种比较理想的脱硫剂，在较高温度（350～400℃）条件下使用效果更好。 8.2.3物理化学特性

外观: 白色条状

几何尺寸: Φ5mm×5～10 堆密度: 1.16Kｇ/L 比表面: 45.88m/ｇ 总孔容积: 0.28ml/ｇ 穿透硫容: ＞ 10% 8.2.4化学组成

ZnO: ≥ 85％

8.3烃类－水蒸汽转化催化剂（Z402、Z405） 8.3.1作用

在高温的条件下，烃类和水蒸汽在转化催化剂的作用下，烃类发生裂解，生成氢气、一氧化碳和二氧化碳。 2.7.3.2特点

Z402催化剂中含有一种带稳定剂的硅酸钾复盐，使催化剂中抗积碳组分钾碱缓慢释放，保证了催化剂较好的抗积碳性和稳定的再生性能。所以一般Z402催化剂都用于积碳倾向很大的炉管床层上部。

Z405催化剂是一种以镍的活性组分、以铝酸钙为主相的预烧结载体浸渍型催化剂，具有很高的机械强度，热稳定性和活性良好，一般装在炉管的下部。 8.3.3物理化学特性

(1)Z402的物理性质 外观: 瓦灰色环状 几何尺寸: Φ16×6×Φ6 堆密度: 0.95～1.20Kｇ/L 径向破碎强度: 25kg/颗 (2)Z402的主要化学组成 NiO: 19～23% K2O: 6%

载体: 硅铝酸钾复盐 (3)Z405的物理性质 外观: 浅灰色环状 几何尺寸: Φ16×16×Φ6 堆密度: 0.95～1.05Kｇ/L

2-6

径向破碎强度: ＞45Kｇ/颗 (4)Z405的主要化学组成 NiO: 10～12% K2O: 7% 载体: CAX

8.4中温变换催化剂（B113） 8.4.1作用

在变换催化剂的作用下，转化气中的一氧化碳与水蒸汽反应，生成二氧化碳和氢气，从而降低转化气中一氧化碳的浓度，达到脱除一氧化碳的目的。 8.4.2特点

B113型催化剂的突出特点是具有良好的抗沸水和抗蒸汽冷凝性能，在事故状态下，用工艺气干燥处理后，催化剂的强度不减，床层阻力不增加，能保持良好活性。 8.4.3物理性质

外观: 黑褐色圆柱体、碟面圆柱体 几何尺寸: Φ9×5～7mm 径向强度: ≥250N／cm 堆密度: 1.35～1.45Kｇ/L 比表面: 80～100m/ｇ 8.4.4化学组成

Fe2O3: 81±2% Cr2O3: 9±2% S: ≤0.02% Cl: ≤0.01%

8.5低温变换催化剂（B202） 8.5.1作用

经中变催化剂处理后的转化气，再经过低变催化剂的处理，转化气中的一氧化碳浓度可降至0.2%以下。 8.5.2特点

(1)B205具有低温活性好，活性区温宽、变换率高、含硫量低及使用强度高等点。 (2)在低温下（小于200℃），有水蒸汽存在时，会使催化剂的强度和活性下降，因此，操作温度必须高于系统气体的露点。

(3)在还原中，耗H2量小，热效应显著，容易使催化剂床层超温，烧坏催化剂。 (4)对硫含量要求甚严，一般要求＜1×10，为了防止硫中毒，一般要在催化剂床层上部装一些氧化锌脱硫剂。 8.5.3物理性质

外观: 黑色圆柱体、碟面圆柱体 几何尺寸: Φ6×4～6mm 堆密度: 1.05×1.15% 径向强度: ≥250N/cm 比表面: 60～80m/ｇ 8.5.4化学组成

CuO: 32～35% ZnO: 45～48%

2

-6

2

AL2O3: 7～8% 8.6脱氯催化剂（T402） 8.6.1作用

氯化物对转化及低温变换催化剂是一种毒物，对低温变换这类铜基催化剂尤其敏感,其易与活性相金属铜相结合形成低熔点化合物而导致活性相熔结,100～300PPm的氯化物可使低温变换催化剂活性在400小时内下降20～40%。为了减少原料对转化及低变催化剂的毒害，保护转化及低变催化剂，减少下游设备氯离子应力腐蚀的可能。利用脱氯剂吸收原料经过加氢生成的HCl，从而达到脱氯的目的。 8.6.2 物理化学特性（T402）

外观: 白色球状 几何尺寸: Φ3～4mm 堆密度: 0.9～1.0Kｇ/L 比表面: 40m/ｇ 8.6.3化学组成

AL2O3 8.7吸附剂特性 8.7.1活性氧化铝

本装置所用活性氧化铝为一种物理化学性能极其稳定的高空隙AL2O3,规格为Φ3～5mm球状,抗磨耗、抗破碎、无毒。对几乎所有的腐蚀性气体和液体均不起化学反应，易吸水。主要填在吸附塔底部，用于脱除水分。 8.7.2活性炭

本装置所用活性炭是以煤为原料，以特别的化学和热处理得到的孔隙特别发达的专用活性炭。属于耐水型无极性吸附剂，对原料气中几乎所有的有机化合物都有良好的亲和力，易吸水。本装置所用活性炭规格为Φ1.5mm条状，装填于吸附塔中部，主要用于脱除二氧化碳和部分甲烷。 8.7.3分子筛

本装置所用的分子筛这一种具有立方体骨架结构的硅铝酸盐，型号为5A，规格为Φ2～3mm球状，无毒，无腐蚀性。5A分了筛不仅有着发达的比表面积，而且有着非常均匀的空隙分布，其有效孔径为Φ0.5nm。5A分子筛是一种吸附量较高且吸附选择性极付佳的优良吸附剂，装填于吸附塔的上部，用于脱除甲烷、一氧化碳。5A分子筛具有极强的亲水性，如果受潮，则必须作活化处理。 8.7.3磷酸三钠(Na3PO4·12H2O)

磷酸三钠亦称磷酸钠，为白色晶体，在干燥的空气中能风化，加热至100℃ 时，会失去结晶水而成为无水物,是一种应用较广的锅炉水软化剂。溶于水，水溶液呈碱性，磷酸钠的主要作用是：

a) 能沉淀给水中的钙和镁盐

锅炉给水经过处理后，或多或少存有Mg、Ca等离子，若不将其除去，在锅炉内容易结垢，在给水中加磷酸三钠，使钙、镁离子与磷酸根结合生成松散的磷酸钙、磷酸镁沉积物，通过定期排水，将这些水渣物质排出锅外，同时也可防止结生二次水垢。 3CaS04十2Na3PO4 Ca3(P04)2十3Na2SO4 3CaCl2十2Na3PO4 Ca3(PO4)2十NaCl 3MgS04十2Na3PO4 Mg3(PO4)2十Na2SO4 3MgCl2十2Na3PO4 Mg3(PO4)2十NaCl

2+

2+

2

b) 增加泥垢的流动性

磷酸三纳和给水中的钙和镁盐类生成沉淀的Ca3(PO4)2和Mg3(PO4)2是具有高度分解的胶体颗粒，在锅水中，能作为结晶晶核，使CaCO3和Mg(OH)2，在其周围析出，不易在金属表面附着，生成了流动性较强的泥垢。

在锅炉存在一定碱度的条件下，Na3PO4和NaOH一起，能使钙硬度生成一种流动性很强的泥垢(羧灰石)，其反应如下：

10Ca(HCO3)2十6Na3PO4十2NaOH =Ca(OH)2(PO4)6十10Na2CO3十10H2O十10CO2 Mg3(PO4)2水渣比较粘，易结成再生水垢，但锅水中含有)Na2SiO3时，即能生成流动性较强的蛇纹石泥垢。其反应如下：

Mg3(PO4)2十6Na2SiO3十6H2O 3MgO.2SiO2.2H2O十2Na3PO4十6Na2O c) 能使硫酸盐和碳酸盐等水垢疏松脱落

特别是清除没有经过水处理而结生的老水垢尤为显著，主要是因为磷酸钙比硫酸钙和碳酸钙更容易生成。 d) 防止锅炉金属腐蚀

因为Na3PO4能在金属表面形成磷酸铁的保护膜，而起到防止锅炉金属腐蚀的作用。

第三章 岗位操作法

1加氢脱毒部分工艺管理和操作

1.1加氢脱毒部分的任务及主要工艺指标

1.1.1加氢脱毒部分的任务

脱硫部分的任务是为轻烃水蒸汽转化制氢提供合格的原料（ 硫含量＜0.5PPm ）以防止转化催化剂硫中毒。其中加氢部分是在催化剂和氢气存在的条件下,将原料中的有机硫,有机氯等转化为无机硫（H2S）和无机氯（HCl），无机氯被脱氯剂吸收除掉，而硫化氢则被氧化锌吸收,使得脱硫气含硫＜0.5PPm。 3.1.1.2加氢脱毒部分的主要工艺指标 (1)轻石脑油

干点＜160℃ 含硫量≤50PPm (2)干气

干气含硫量≤20PPm (3)加热炉F2001

出口温度 340～380℃ 加热炉炉膛温度≯ 800℃ 入口压力 3.8MPa (4)加氢反应器R2001

入口温度 340～380℃ 出口温度 370℃

入口压力 3.38MPa(abs) 出口压力 3.35MPa(abs) 空速 1～ 6h 氢油比（体）80 ～ 100

加氢反应器床层最高温度≯ 400℃ (5)氧化锌脱硫反应器R2002A.B

入口温度 350～370℃ 出口温度 360℃

入口压力 3.35MPa(abs) 出口压力 3.32MPa(abs) 脱硫气含硫量 ≤0.5PPm

-1

1.2 R2001反应温度的控制

反应温度是调节脱硫气含硫量的主要手段，钴－钼催化剂进行加氢脱硫时，操作温度通常控制在330～400℃范围内。当温度低于320℃时，加氢脱硫效果明显下降。温度高于420℃以上，催化剂表面聚合和结碳现象严重。一般来说，对于T205加氢催化剂，当温度高于250℃时，就具有加氢脱硫活性了。因此，操作人员在正常操作时，必须调节TC7101以控制好加氢反应器R2001入口温度。即通过调节加热炉F2001的燃料气流量来控制加氢反应器R2001入口温度。反应温度主要参考原料性质的变化，空速的大小，氢油比的高低以及催化剂活性情况来进行控制。

非正常操作因素： 影响因素 1、加热炉出口温度上升 2、原料含烯烃、CO、CO2、O2等杂质含量超标 控制操作 1、降低加热炉出口温度 2、降低处理量，查明原料杂质来源，并切出超标的原料;若反应器床层严重超温，则要紧急降温，请示调度，装置作紧急停工处理。 3、配氢氢纯度不够，氢油比下降 4、加热炉出口温度下降 5、加热炉出口温控阀TV7101卡 6、低变升温过程中，中变气在加氢反应器床层易发生甲烷化反应 3、增大配氢量 4、提高加热炉出口温度 5、联系仪表处理。 6、按要求将加氢反应器床层温度降至260℃恒温，在低变升温过程中，严格控制中变气的配入量及低变反应器的升温速度。 7、原料含硫超标 7、及时查明超标原料，联系调度切出超标原料。 1.3脱硫反应器温度要求及脱硫干气质量监控操作 对于氧化锌脱硫剂来说，其低温活性较好，当脱硫反应器床层层温度达到180±30℃时，就开始有脱硫活性了。温度越高，脱硫剂的脱硫活性越高。脱硫反应器的最高操作温度不能超过390℃。

为了确保脱硫气含硫量＜0.5PPm，在正常操作过程中，操作人员应对脱硫干气的质量进行监控，通过分析压缩机出口混合干气H2S含量及脱硫气中总硫含量或H2S含量来控制原料的质量。

当脱硫气不合格时，可适当提高加氢反应器入口温度，提温时，严禁忽高忽低或超高，每次提温幅度不能超过5℃，应缓慢进行。如果脱硫气超标，应及时查明超标原料，联系调度切出。

1.4原料油缓冲罐V2001的控制

1.4.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.68 控制原则

外操在巡检过程中应检查V2001现场压力和石脑油泵入口压力显示是否正常，努力控稳容器压力。 1.4.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 22.26 控制原理

由DCS液位控制回路LCA7101自动调节石脑油进料控制阀，保证V2001内有一定液位，达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

（1） 控制进出物料流量平衡，保证V2001液位在指标范围内。 （2） 确保V2001保持微压。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵 2、调节阀故障 控制操作 1、 内操将进料控制阀由自动调节改为手动调节，根据石脑油进装置流量及泵出口流量手动调节。 2、 内操联系仪表处理 3、 外操根据现场液位显示进行监控。 1、 内操将进料控制阀由自动调节改副线操作，根据石脑油进装置流量及泵出口流量现场人工调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操根据现场液位显示进行监控。 3、进料流量突然增大或减小导致液位变化大 1、 内操调整液控阀进料流控阀的PID值（自动状态） 2、 内操手动开关进料流量控制阀（手动状态） 3、 内操提高或降低进料量 4、 外操检查石脑油泵P2001是否抽空或跳停。 5、 外操使用流量调节阀副线配合操作 4、进料中断 1、内操适当降低加热炉出口温度及转化炉温，并同时调整好转化炉的水碳比。 2、内操及时联系调度查找原因 3、若压缩机未满负荷生产，可引自产氢进压缩机，调整压缩机负荷 *不推荐使用。 1.4.3温度控制操作

设计温度，℃ 操作温度，℃ 3V2001操作压力，MPa 常压 安全阀SV2001定压，MPa 0.68 正常液位操作指标，% 65 报警操作液位指标，% 40～70 40 常温 轻石脑油缓冲罐V2001通过液控阀LCA7101控制液位在40～70%。在实际操作过程中，液面控制偏高，有利于当轻石脑油中断时，有缓冲余地。在液控阀LV7101阀前有一条DN40的无盐水赶油线，当装置停工检修时，可先打开无盐水赶油线，将系统内的原料油退至罐区；而且液控阀LV7101阀前还有一条DN25的1.0MPa蒸汽吹扫线，在装置停工吹扫过程中，可以打开蒸汽，吹扫V2001及其进出口管线。

1.5石脑油流量的控制

石脑油的流量由DCS流量控制回路FC7103控制，石脑油的流量显示由FI7103A及FI7103B输入。在正常操作过程中，当石脑油用量在3t/h以下时，应使用P2001D进行生产，将切换开关打至FI7103B，通过流量控制回路FC7103自动控制石脑油的用量；当石脑油用量在10t/h以下时，应使用P2001A/B进行生产，将切换开关打至FI7103A，通过流量调节回路FC7103自动控制石脑油的用量；当石脑油用量大于8t/h时，可视情况使用P2001C进行生产。

1.6加氢干气流量控制及各种干气的切换操作

1.6.1加氢干气流量控制 （1）气油比

加氢干气使用流量越大，装置的气油比越高。而提高气油比对装置的生产有利，气油比越高，转化炉在相同处理量下的生产负荷越低，装置的氢气收率越高，装置的能耗也就越低。因此，我们应多用加氢干气制氢。 （2）氢气对反应的影响

在氢气存在的条件下，石脑油中不易脱除的有机硫，可通过加氢催化剂将转化为无机硫。因此，加氢干气中氢含量越高，也就是氢油比越高，对加氢反应有利，能提高脱硫率。在实际操作中，应维持一定的氢油比，氢油比一般要求在80～100。影响氢油比的因素有：进料量、进料组分变化、工业氢返回氢、柴油加氢供氢量及仪表故障等。

而且，加氢干气中氢气含量的变化，会影响装置转化炉水碳比的控制，当加氢干气中氢含量较高时，可视情况稍微降低转化炉的水碳比；当加氢干气中氢含量较低时，可视情况稍微提高转化炉的水碳比。 1.6.2各种干气的切换

1.6.2.1正常生产情况下，装置开两台压缩机进行生产，没有备用压缩机。 （1）加裂干气的切入及切出

联系调度，检查加裂干气进装置的流程，外操应与内操联系好，先慢慢打开加裂干气界区第一道阀，然后再慢慢打开加裂干气第二道界区阀。操作过程应严格控制好压缩机入口压力，慢慢将加裂干气引入干气压缩机。内操应将返回氢压控PC7402打至自动控制模式，将压缩机入口压控PC7406打手动控制，随时与外操联系，利用加裂干气第二道界区阀控稳加裂干气流量，避免干气压缩机入口压力超高。

当加裂干气含硫超标或工艺要求需要切出时，内操应将返回氢压控PC7402打至自动控制模式，将压缩机入口压控PC7406打手动控制，随时与外操联系，避免干气压缩机入口压力突然降低。联系调度，停用加裂干气。外操应与内操联系好，先慢慢关闭加裂干气界区第二道阀，然后再慢慢关闭加裂干气第一道界区阀。 （2）渣油干气、柴油干气的切入及切出

联系调度，检查干气进装置的流程，外操应与内操联系好，慢慢打开干气界区阀。操作过程应严格控制好压缩机入口压力，慢慢将干气引入干气压缩机。内操应将返回氢压控PC7402打至自动控制模式，将压缩机入口压控PC7406打手动控制，随时与外操联系，避

免干气压缩机入口压力超高。

当干气含硫超标或工艺要求需要切出时，内操应将返回氢压控PC7402打至自动控制模式，将压缩机入口压控PC7406打手动控制，随时与外操联系，避免干气压缩机入口压力突然降低。联系调度，停用渣油干气。外操应与内操联系好，慢慢关闭干气界区阀。 3.1.6.2.2当有一台干气压缩机出现问题需要切出处理时。

此时进行干气的切换操作，可联系调度，准备停用加裂干气，慢慢将干气压缩机的一回一及二回二打开，并将该压缩机降至零负荷，多余干气先经PV7406放至火炬，然后再慢慢关闭界区阀，将该路干气切出系统，操作过程中注意控稳系统压力，避免操作波动，引起转化催化剂结炭。

1.6.2.3当有一台干气压缩机正在检修，而另一台压缩机又出现问题需要切出处理时。

联系调度，准备停用干气，慢慢将干气压缩机的一回一及二回二打开，并将该压缩机降至零负荷，多余干气先经PV7406放至火炬，然后再慢慢关闭界区阀，将干气切出系统；停用干气的同时，与柴油加氢装置协调好，改通柴油加氢循环氢进装置的流程，通过手动控好FCA7102，慢慢将柴油加氢循环氢引入装置；同时，内操计算出需要增加的石脑油量，慢慢提大装置的进油量。整个操作过程中注意控稳转化炉入口原料气的流量及系统压力，避免操作波动过大而引起转化催化剂结炭。

1.7 V2002的控制

1.7.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.6 控制原理

由DCS入口压力控制回路PC7406自动调节由V2002的入口压力。当压力高于给定值时，PC7406超压打开，当压力低于给定值时，PC7406自动关回,PC7402自动打开补压。 控制原则

（1） 内外操配合首先检查压力控制系统是否否正常工作，努力控稳容器压力。 （2） 迅速判断判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力测量假信号或压力指示失灵 控制操作 1、 内操将压控阀PC7406由自动调节改为手动调节。 2、 内操作根据PI7402显示值， 调节MC7402，控制压缩机入口压力。 3、 内操联系仪表处理。 4、 外操根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀故障 1、 切出调节阀PV7406，改副线控制，关上下游阀。 2、 联系仪表处理。 3、 内操作根据PI7402显示值， 调节MC7402，控制压缩机入口压力。 1.7.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 4.38 控制原理

3V2002操作压力，MPa 0.40～0.55 安全阀SV2004定压，MPa 0.73 正常液位操作指标，% 15 报警操作液位指标，% 15～60 由DCS液位控制回路LC7402自动调节V2002的液位，保证V2002内有一定液位的罐容以确保干气既不泄漏出来，又不带液至气缸，确保装置安全运行。 控制原则

⑴根据物料平衡原理调整,液位宁勿高,防止压缩机出现液击。 ⑵做好操作人员自身的安全，谨防中毒。 1.7.3非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵 2、液控阀故障 控制操作 1、 内操将液控阀LC7402由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操根据现场液位显示进行监控。 1、 切出调节阀LV7402，改副线控制，关上下游阀。 2、 联系仪表处理。 3、 外操加强巡检，根据内操及现场液位指示控好V2002液位。 3、现场液位计破裂 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强对压缩机入口压力的监控。 3、 做好防毒工作。 4、干气带液严重 1、 V2002加强排液。 2、 加强压缩机一级入口缓冲罐排液。 3、 检查压缩机一级入口排液阀是否工作，及时联系仪表处理。 4、 联系调度查明干气带液原因,严重时切出该干气. 1.8干气压缩机一级出口分液罐V2013A/B的控制

1.8.1压力控制操作

设计压力，MPa 2.3 控制原理

通过压缩机级间返回压控的返回量控制压力。 控制原则

(1)根据压缩机的压缩比控制各级返回量. (2)防止压缩机出口温度超高 (3)防止各级压力超高 3.1.8.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 控制原理

由DCS两位式的液位显示报警回路LIA7801A/B自动调节V2013A/B的液位，当V2013A/B液位达到高限40%时，液控阀自动打开排液，当V2013A/B液位达到低限20%时，液控阀自动关闭以建立液位。 控制原则

⑴加强对V2013A/B检查，保证V2013A/B内有一定液位的液位以确保干气既不泄漏出来，又不带液至气缸，确保装置安全运行。

⑵做好操作人员自身的安全，谨防中毒。 非正常操作

3V2013A/B操作压力，MPa 1.0～1.25 安全阀SV2017A/B定压，MPa 1.42 正常液位操作指标，% 30 报警操作液位指标，% 20～35 影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵 2、液控阀故障 控制操作 1、 外操将LV7801A/B切出，改副线控制。 2、 内操联系仪表处理LIA7801A/B。 3、 外操根据现场液位显示进行监控。 1、 外操将LV7801A/B切出，改副线控制。 2、 内操联系仪表处理LV7801A/B。 3、 根据内操及现场液位显示进行监控。 3、现场液位计破裂 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强对压缩机二级入口压力及温度的监控。 3、 做好防毒工作。 2转化工艺管理和操作

2.1转化部分的任务及主要工艺指标

2.1.1转化部分的任务及主要工艺指标

转化部分的任务是将合格的脱硫气在催化剂存在条件下与水蒸汽发生复杂的强吸热氢解反应，生成含H2、CO、CO2和未反应的水蒸汽、CH4的转化气。 2.1.2转化部分的主要工艺指标

入口温度 480～520℃ 出口温度 ≯820℃ 炉膛最高温度≯1020℃ 炉膛温差 ≯100℃ 入口压力 3.1MPa 出口压力 2.85MPa 炉管压差 ≯0.25MPa 碳空速 1000h 水碳比 3.3～5.0 转化气中CH4 ≯10%

-1

2.2转化入口温度与转化率操作

转化温度是烃类－水蒸汽转化法制H2的重要影响因素。提高温度，甲烷转化率提高，转化气CH4含量降低。但考虑到设备的承受能力，转化炉的炉膛温度最高不能超过1020℃。

转化炉温度根据转化炉对流段入口温度TI7208的变化情况进行控制。对流段入口温度信号通过切换开关，同时进入TCA7201A及TCA7201B，使燃料系统在不同的情况下，可采用不同的控制回路。 （1）开停工期间

装置开停工时转化炉使用高压瓦斯（副燃料）燃料，采用燃料气流量FC7201与转化炉对流段入口温度TCA7201A的串级控制回路控制转化炉炉温。 （2） 变换气作燃料

当装置生产出变换气后，根据需要可投用变换气。变换气通过PC7501控制阀后压力为0.05MPa，送入燃料气混合器MI2001，然后进入转化炉作为燃料使用，其燃料热值不够部分由副燃料提供。 （3）PSA脱附气作燃料

PSA运行以后，转化炉燃料投用脱附气作主燃料，脱附气流量可通过FC7503投自动进行控制，其燃料热值不够部分可通过FC7502补充高压瓦斯来提供。转化炉出口温度采用瓦

斯流量FC7502与转化炉对流段入口温度TCA7201B的串级控制。

以上转化炉温度的主副燃料气两种不同控制回路之间的切换，可将一个控制回路由串级控制切换至副表单控，再切换至另一个控制回路的副表单控，然后由另一个控制回路的副表单控切换至串级控制。

在正常生产过程，认真检查转化炉的运行情况，仔细调节火嘴，防止火焰大小不一造成偏烧。尤其火苗不能扑烧炉管，务必使炉膛各点温度均匀，炉管颜色一致，发现问题及时正确处理、汇报。

在正常生产中，为了避免对流段末端发生硫酸露点腐蚀，转化炉的排烟温度不能小于150℃。另外，还要加强转化炉负压操作，防止回火。

转化炉温度控制主要手段：

（1） 提降整个炉膛温度，即改变瓦斯流量由FC7502完成。

（2） 调整烟道挡板开度，即调节炉膛负压，由烟道气引风机C2002A.B入口调节风门HC7202A.B来完成。

（3） 根据转化炉对流段入口温度变化情况来提降燃烧空气量，可通过调整鼓风机C2003A.B入口调节风门HC7203A.B来完成。

（4） 调整转化炉火嘴开度。

（5） 火嘴燃烧情况的好坏可通过调整火嘴的一、二次风门的开度来完成。

甲烷转化率是考验转化催化剂活性的重要指标之一，提高转化炉入口温度可以提高转化炉的甲烷转化率。同样，提高转化炉的水碳比，也一样可以提高转化炉的甲烷转化率。转化炉的甲烷转化率可通过以下公式计算：

甲烷转化率x=

COCO入%-CO出% 入%(100+CO×100%

上式中:x——甲烷转化率

CO%——炉出口转化气中CO百分数含量 CO2%——炉出口转化气中CO2百分数含量 CH4%——炉出口转化气中CH4百分数含量

2.3转化炉膛温度及炉管出口温度的监控

转化炉炉膛温度是考察转化炉燃烧情况好坏及炉管运行情况的重要指标，它由以下十六点温度组成：

上 中 下 底 东 TI7210 TI7214 TI7218 东北 TI7222 南 TI7213 TI7217 TI7221 东南 TI7224 平均 TI7210A 西 TI7212 TI7216 TI7220 西北 TI7225 北 TI7211 TI7215 TI7219 西南 TI7226 转化炉管出口温度也是考察转化炉燃烧情况好坏及炉管运行情况的主要指标，它由以下十八点温度组成：

A排 B排 转化炉管46# TI7232A 27# TI7232 10# TI7232B 37# TI7231A 28# TI7231 19# TI7231B 十八点平均温度 C排 46# TI7230A 27# TI7230 10# TI7230B E排 46# TI7228A 27# TI7228 10# TI7228B 37# TI7227A 37# TI7229A D排 28# TI7229 19# TI7229B F排 28# TI7227 19# TI7227B TI7233A 2.4转化炉管压差的监控 转化炉管压差是考察转化催化剂使用情况及装置处理量大小的重要指标之一，转化炉压差越小，说明转化催化剂性能良好或装置处理量较低；转化炉管压差变大，说明转化催化剂结炭、中毒、老化或装置处理量增大。在操作过程中，内操人员应注意对转化炉管压差进行监控。装置设计炉管压差控制不大于250KPa。

2.5水碳比的调节

水碳比是烃类-水蒸汽转化法制氢的一个重要影响因素，提高水碳比，能提高烃类的转化率，使转化气甲烷含量降低，而且，可以避免催化剂结焦。保护好催化剂的性能，但是过高的水碳比会造成能耗增大，冷却系统负荷增大，因此，在正常生产过程中要控制一定的水碳比，根据原料组分的变化可作适当的调整。工艺上要求控制在3.3～5.0之间，蒸汽量由蒸汽进入转化炉流控阀FC7203来完成，通过对原料和配汽的调节可以控制水碳比。

2.6防止转化催化剂硫中毒

为了防止转化催化剂发生硫中毒，必须严格控制转化进料的含硫量＜0.5ppm。转化催化剂发生硫中毒的原因、现象及处理如下： ⑴原因：

①原料含硫超标、加氢催化剂或脱硫剂失效使脱硫气含硫超标。 ②原料含氯超标或脱氯剂失效使脱硫气含氯超标。 ⑵ 现象：

①转化出口残余CH4超标。 ②炉管上部温度升高。 ③脱硫气含硫分析超标。 ④转化炉管压差增大。 ⑶处理：

①若用干气做原料时，首先切开干气。 ②降低进料量，提高水碳比。 ③适当提高炉管床层温度。

④适当维持高温，高水碳比24小时。

⑤若采取以上措施无明显效果时，则要停止进油，切除脱硫系统，转化系统单独循环水蒸汽消炭。

⑥更换加氢催化剂及脱氯剂。 ⑦更换脱硫剂。

⑧更换转化催化剂。

2.7防止转化催化剂结焦

为了防止转化催化剂发生结焦，必须控制好转化炉的水碳比，避免转化炉出现水碳比失调现象，而在进行干气压缩机的开停机及切换机操作时，必须严格控制转化炉进料量，避免系统流量、压力出现大幅波动。转化催化剂结焦的原因、现象及处理如下： ⑴原因：

①水碳比过低。

②催化剂中毒后失去活性。 ③催化剂装填不好，气体偏流。 ④催化剂水解，引起粉碎、堵塞炉管。 ⑤仪表故障造成配汽阀失控。 ⑵现象：

①炉管压差增大。 ②炉出口CH4含量超标。 ③炉管局部过热。 ⑶处理：

①轻微结碳，可降低进油量，加大水碳比，维持低负荷生产。

②严重结碳时，应联系上级，切除脱硫系统，转化系统建立单独循环，通入过量蒸汽进行水蒸汽消炭操作，使催化剂氧化成NiO，再通过配氢配汽还原成Ni。

2.8转化炉的日常检查维护

转化炉是在高温高压下操作，苛刻的操作条件要求使用者十分小心。

2.8.1转化炉管是最易损坏的薄弱环节，有如下原因往往会造成炉管的破裂，必须尽力避免。

（1） 炉管内部超温，对于顶烧炉，在满负荷情况下，火焰的前锋区温度很高，往往造成局部高温，必须控制燃料、空气、炉膛的正常压力。催化剂的局部结碳、粉碎、“架桥”、沟流、中毒、结盐都会使炉管局部过热。

（2） 炉管会因骤热骤冷，膨胀不均，热疲劳，蒸汽带水，冷凝而爆裂 。

（3） 蒸汽质量不好，在下集合管或分集气管中结盐堵塞，造成“死气”管而被烧坏。 2.8.2在正常生产过程中，应作如下检查：

（1） 每班应检查“猪尾”管，对燃烧不佳的烧咀及时调整并作好记录。

（2） 每班检查每个炉管，在开车初期更应加强巡视。尤其要注意炉管的 “花斑”和“亮点”。

（3） 每天检查下集气管壁变色漆是否正常。

（4） 每天检查引风机及送风机的运转情况，无噪声，润滑情况良好。 （5） 定期检查炉体外壁，炉管弹簧吊架伸缩情况是否正常。

（6） 每班现场检查汽包的压力表，蒸汽温度表，玻璃液位计是否工作正常。

3中温变换与低温变换部分工艺管理和操作

3.1中温变换低温变换部分的任务与主要工艺指标

3.1.1中温变换低温变换部分的任务

本部分的目的是将转化气中CO在催化剂的作用下与水蒸汽反应，变换成CO2和H2，使得低变气含CO＜0.3%。以提高产氢率降低原料消耗。 3.1.2中温变换低温变换部分的主要工艺指标

（1）中温变换反应器

入口温度 350～370℃ 出口温度 412℃ 入口压力 2.83MPa 出口压力 2.80MPa 空 速 2000h

-1

床层最高温度 ≯ 450℃ 出口CO含量 ＜3% （2）低温变换反应器

入口温度 205～215℃ 出口温度 215℃ 床层最高温度≯ 230℃ 出口CO含量＜0.3% 空 速 2000h 入口压力 2.77MPa 出口压力 2.74MPa

-1

3.2 中温变换反应器R2003入口温度的调节

中温变换反应是放热反应，中温变换的目的是提高变换反应的速率，在实际生产中，只要能达到工艺指标（中变出口CO含量＜3%）。

中温变换反应器入口温度是通过转化气蒸汽发生器E2001管程转化气出口温控TC7202来调节的。因此在实际操作中，操作人员要根据中变反应器床层温度的变化来调节中变入口温度。

影响中温变换反应器R2003入口温度的因素： （1）转化炉操作的影响

转化炉出口温度直接影响到中变入口温度，所以转化炉燃料气压力、流量、燃料气调节阀是否失灵以及火嘴燃料效果等都会引起转化炉出口温度的波动，从而影响中变入口温度。

（2）催化剂结焦的影响

催化剂层结焦不是很严重时，会造成反应器局部温度上升。这是因为催化剂结焦，阻力大，气体流动困难，故不能将这处的热量带走，造成温度局部上升。若催化剂层结焦严重，气体更难通过，则形成气体偏流或短路，使壁温升高。 （3）催化剂的活性

在新装催化剂使用初期，催化剂活性好，由于中温度变换反应是放热反应，温升大；随着催化剂使用时间的延长，活性降低。因此，在实际操作中，要根据催化剂活性周期，认真控好TC7202。在满足CO含量指标的前提下，使用初期，反应器入口温度可适当降低，使用后期，反应器入口温度可相对提高一些。 （4）转化气蒸汽发生器E2001。

这个换热器的运行状况会影响中温变换反应的温度，当它内漏时，使中温变换温度急剧下降，发现这些现象，操作人员要及时报告值班及调度。 （5）仪表故障

当发生仪表故障，必然使中变温度波动（上升或下降），操作人员要及时请仪表工修理，同时，TC7202改现场手动操作。

3.3 低温变换反应器R2004入口温度的调节

低温变换反应是放热反应，温度低有利于CO转化成CO2，即有利于提高CO的变换率，低温变换的目的就是提高提高CO的变换率。在实际生产中，只要能达到工艺指标（低变出口CO＜0.3%），就尽可能降低操作温度，低变温度一般采用205～215℃。

低温变换反应器入口温度是通过锅炉给水第二预热器E2002管程出口中变气温控TCA7301A来调节。TCA7301A为三通调节阀，它控制进入E2002壳程脱盐水量，从而达到调节低温变换反应器入口温度的目的。

影响低温变换反应器R2004入口温度的因素： （1）催化剂结焦的影响

催化剂层结焦不是很严重时，会造成反应器局部温度上升。这是因为催化剂结焦，阻力大，气体流动困难，故不能将这处的热量带走，造成温度局部上升。若催化剂层结焦严重，气体更难通过，则形成气体偏流或短路，使壁温升高。 （2）催化剂的活性

在新装催化剂使用初期，催化剂活性好，由于低温度变换反应是放热反应，温升大；随着催化剂使用时间的延长，活性降低。因此，在实际操作中，要根据催化剂活性周期，认真控好三通调节阀TCA7301A。在满足CO含量指标的前提下，使用初期，反应器入口温度可适当降低，使用后期，反应器入口温度可相对提高一些。 （3）脱盐水第二加热器E2002

这个换热器的运行状况会影响低温变换反应的入口温度，当它内漏时，使低温变换温度急剧下降，发现这个现象，操作人员要及时报告值班及调度。 （4）仪表故障

当发生仪表故障，必然使低变温度波动（上升或下降），操作人员要及时请仪表工修理，同时，将TCA7301A改现场手动操作。

3.4 V2003的操作

3.4.1压力控制操作

第一分水罐压力直接由装置前部分压力决定，外操在巡检过程中应检查V2003现场压力显示是否正常，对出现压力显示异常的情况，及时报告班长，考虑是否更换压力表。 3.4.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3.042 控制原理

由DCS液位控制回路LC7307自动调节，保证V2003内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

控稳V2003液位，避免因V2003液位低而使高压氢气窜至T2001排放大气，确保V2003液位在安全指标范围内。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位。 控制操作 1、 内操将LC7307由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 45 报警操作液位指标，% 30～70 影响因素 2、液控阀LV7307失灵。 控制操作 1、 外操与内操联系好，将LV7307改副线操作，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位。 2、 内操联系仪表处理。 3、水碳比发生变化 1、 内操将LC7307由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位。 4、入口温度发生变化 1、 内操将LC7307由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位。 5、原料组分发生变化 1、 内操将LC7307由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位 6、换热器运行状况的好坏 3.4.3温度控制操作

设计温度，℃ 195 操作温度，℃ 163 1、 内操将LC7307由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节大小副线开度，控稳V2003液位 第一分水罐的温度受低压蒸汽发生器E2010的直接影响， 通过调节E2010跨线阀开度可以控制V2003入口温度，但是0.45MPa低压蒸汽产量及后部温度也会发生变化。

3.5 V2004的操作

3.5.1压力控制操作

第二分水罐压力直接由装置前部分压力决定，外操在巡检过程中应检查V2004现场压力显示是否正常，对出现压力显示异常的情况，及时报告班长，考虑是否更换压力表。 3.5.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3.042 控制原理

由DCS液位控制回路LC7301自动调节，保证V2004内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

控稳V2004液位，避免因V2004液位低而使高压氢气窜至T2001排放大气，确保V2004液位在安全指标范围内。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、液控阀LV7301失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7301改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位。 控制操作 1、 内操将LC7301由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 40 报警操作液位指标，% 30～50 影响因素 2、 内操联系仪表处理。 控制操作 3、现场液位计破裂 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强系统压力的控制。 4、水碳比发生变化 1、 内操将LC7301由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位。 5、入口温度发生变化 1、 内操将LC7301由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位。 6、原料组分发生变化 1、 内操将LC7301由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位 7、换热器运行状况的好坏 3.5.3温度控制操作

设计温度，℃ 195 化时，第二分水罐的温度也随着发生变化。

操作温度，℃ 143 1、 内操将LC7301由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2004液位 第二分水罐的温度受锅炉水第一换热器E2003的直接影响，当中压汽包进水量发生变

3.6 V2005的操作

3.6.1压力控制操作

第三分水罐压力直接由装置前部分压力决定，外操在巡检过程中应检查V2005现场压力显示是否正常，对出现压力显示异常的情况，及时报告班长，考虑是否更换压力表。 3.6.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3.042 控制原理

由DCS液位控制回路LC7302自动调节，保证V2005内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

控稳V2005液位，避免因V2005液位低而使高压氢气窜至T2001排放大气，确保V2005液位在安全指标范围内。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位。 控制操作 1、 内操将LC7302由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 40 报警操作液位指标，% 30～60 影响因素 2、液控阀LV7302失灵。 3、现场液位计破裂 控制操作 1、 外操与内操联系好，将LV7302改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位。 2、 内操联系仪表处理。 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强系统压力的控制。 4、水碳比发生变化 1、 内操将LC7302由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位。 5、入口温度发生变化 1、 内操将LC7302由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位。 6、原料组分发生变化 1、 内操将LC7302由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位 7、换热器运行状况的好坏 1、 内操将LC7302由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2005液位 设计温度，℃ 170 盐水流量发生变化时，分水罐温度也会发生变化。

操作温度，℃ 80 3.3.6.3温度控制操作

第三分水罐的温度受无盐水换热器E2004及低压蒸汽发生器E2005的直接影响， 当无

3.7 V2006的操作

3.7.1压力控制操作

第四分水罐压力直接由装置前部分压力决定，外操在巡检过程中应检查V2006现场压力显示是否正常，对出现压力显示异常的情况，及时报告班长，考虑是否更换压力表。 3.7.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3.042 控制原理

由DCS液位控制回路LC7303自动调节，保证V2006内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

控稳V2006液位，避免因V2006液位低而使高压氢气窜至T2001排放大气，确保V2006液位在安全指标范围内。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位。 控制操作 1、 内操将LC7303由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 20 报警操作液位指标，% 10～30 影响因素 2、液控阀LV7303失灵。 3、现场液位计破裂 控制操作 1、 外操与内操联系好，将LV7303改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位。 2、 内操联系仪表处理。 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强系统压力的控制。 4、水碳比发生变化 1、 内操将LC7303由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位。 5、入口温度发生变化 6、原料组分发生变化 7、换热器运行状况的好坏 1、 内操将LC7303由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位。 1、 内操将LC7303由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位 1、 内操将LC7303由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2006液位 设计温度，℃ 173 V2006入口温度。

操作温度，℃ 44 3.3.7.3温度控制操作

第四分水罐的温度受空冷器E2006A/B/C的直接影响， 可以通过开停空冷器来控制

3.8 V2007的操作

3.8.1压力控制操作

设计压力，MPa 2.88 控制原理

由DCS压力控制回路PC7302自动调节由V2007的出口压力。当压力高于给定值时，PC7302超压打开，当压力低于给定值时，PC7302自动关回。 控制原则

（3） 内外操配合首先检查压力控制系统是否否正常工作，努力控稳容器压力。 （4） 迅速判断判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力测量假信号或压力指示失灵 控制操作 1、 内操将压控阀PC7302由自动调节改为手动调节。 2、 内操利用PC7702自动控稳系统压力。 3、 内操联系仪表处理。 4、 外操根据V2007现场压力显示进行监控。 V2007操作压力，MPa 2.2～2.5 安全阀SV2003定压，MPa 2.88 影响因素 2、压控阀故障 5、 联系仪表处理。 控制操作 4、 切出调节阀PV7406，改副线控制，关上下游阀。 6、 内操作根据PI7401显示值， 调节MC7401，控制压缩机入口压力。 3.8.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3.042 控制原理

由DCS液位控制回路LC7304自动调节，保证V2007内有一定液位的罐容达到缓冲的要求，保证进出物料平衡。 控制原则

（1） 控稳V2007液位，避免因V2007液位低而使高压氢气窜至T2001排放大气，确保V2007液位在安全指标范围内。

（2） 迅速判断判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进出物料进出平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、液控阀LV7304失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7304改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 2、 内操联系仪表处理。 3、现场液位计破裂 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操加强系统压力的控制。 4、水碳比的变化 1、 内操将LC7304由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 5、入口温度的变化 1、 内操将LC7304由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 6、原料组分的变化 1、 内操将LC7304由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位 7、换热器运行状况的好坏 3.8.3温度控制操作

设计温度，℃ 60 操作温度，℃ 30～40 1、 内操将LC7304由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 控制操作 1、 内操将LC7304由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 8 报警操作液位指标，% 3～20 控制原理

第五分水罐的温度受冷却器E2007的直接影响， 通过调节TCA7314来控制PSA入口温度，保证V2007出口低变气温度达到PSA进料的要求，保证PSA具有较高的吸附效果。 控制原则

（1） 控稳V2007出口低变气温度，避免因V2007出口温度引发PSA外部联锁。 （2） 迅速判断判断造成波动波动的其它原因。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：温度测量假信号或温度指示失灵。 控制操作 1、 内操将TCA7314由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007出口低变气温度。 4、 增开空冷器，降低V2007入口温度。 2、温控阀失灵。 1、 外操与内操联系好，将TV7314改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2007液位。 2、 内操联系仪表处理。 3、 增开空冷器，降低V2007入口温度。 3.9 转化中低变系统压力的控制 转化中低变系统压力的控制回路为分程控制回路，是由系统压力PC7302与低变气流量FC7301两个控制回路。当切换开关SW7301打在“A”位置时，系统压力PC7302与低变气流量FC7301投用两个单回路控制，调节阀PV7302A通过FC7301进行控制，调节阀PV7302B通过PC7302进行控制；其中FC7301量程范围为0～100%，PC7302的量程范围为50～100%。当切换开关SW7301打在“B”位置时，系统压力PC7302与低变气流量FC7301投用分程控制，调节阀PV7302A与PV7302B均通过PC7302进行控制； PC7302的量程范围为0～100%，其中0～50%的量程范围控制调节阀PV7302A，50～100%的量程范围控制调节阀PV7302B。

转化中低变系统压力同时也设置了超压放空系统，具体内容为：

(1) 当系统压力PT7302≥2.59MPa时，联锁阀KV7302自动打开；当系统压力PT7302≤2.49MPa时，KV7302自动关闭。

(2) 当系统压力超高而尚未达到2.59MPa或工艺需要打开联锁阀KV7302时，可手动打开联锁阀KV7302手动按钮，等压力泄尽后手动关闭。

3.10 PSA入口流量的操作

PSA入口流量由FC7301流量控制回路，设计采用PC7302与FC7301分程控制方案，但考虑到会引起工业氢流量波动，自装置第一次开汽以来，PC7302与FC7301采用单表控制。因而，将PSA入口流量控制阀FC7301手动全开，以确保工业氢压力稳定。

3.11酸性水汽提塔T2001的操作

酸性水汽提塔T2001的任务是将酸性水中CO2等杂质除去后，属常压汽提塔。在低变气冷却过程中，产生大量的冷凝水。水中除含有微量CO2等有机物外，还含有微量的金属离子（0.05～0.06ppm）。这部分酸性水如直接排放，将会污染环境，增加污水处理场负担。 3.11.1工艺冷凝水流程

本工艺冷凝水经汽提后有四种流程：

（1） 可以进入除氧器，除氧后作为锅炉给水。采取这项措施，装置可减少脱盐水约39t/h。但一方面是由于工艺冷凝水中含有甲醇、胺等有机物，进入转化炉后，容易使转化

催化剂结炭；另一方面是由于工艺冷凝水为弱酸性，容易腐蚀锅炉水系统的管线，如果投用，需要更换管线材质，故而不宜投用。

（2） 可以进入E2008管程出口循环热水线，返回循环水场进行处理，但是由于工艺冷凝水为弱酸性，容易腐蚀循环水系统的管线，如果投用，需要更换管线材质，故而不宜投用。

（3） 可以用P2002送至渣油加氢装置作反应注水及低压汽包产汽用，但是由于工艺冷凝水为弱酸性，容易腐蚀渣油给水及注水系统的管线，如果投用，需要更换管线材质，故而不宜投用。

（4） 可以从P2002A/B跨线，直接排入明沟，经污水处理厂处理后排放。 （5） 酸性水可经P2002A/B至热电车间处理。

由于目前工艺不够成熟，装置汽提后的酸性水经过P2002A/B跨线，直接排入明沟。 3.11.2压力控制操作

T2001为常压塔，其操作压力稍高于大气压。外操在巡检过程中应检查V2007现场压力显示是否正常，对出现压力显示异常的情况，及时报告班长，考虑是否更换压力表。 3.3.11.3液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 13.32 控制原理

该塔液面是通过酸性水汽提塔T2001液位调节阀LC7306及副线阀控制。 控制原则

控稳T2001液位，T2001酸性水自压排至地沟。 3.11.3非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 2、液控阀LV7306失灵。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳T2001液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7306改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳T2001液位。 2、 内操联系仪表处理。 3、水碳比的变化 1、 内操将LC7306由自动调节改为手动调节。 2、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳T2001液位。 3.11.4温度控制操作

设计温度，℃ 140 塔的操作温度则受汽提蒸汽温度影响。

操作温度，℃ 102～104 控制操作 1、 内操将LC7306由自动调节改为手动调节。 3正常液位操作指标，% 50 报警操作液位指标，% 0～80 该塔是由0.45MPa蒸汽及1.0MPa蒸汽进行汽提，在实际操作中要控平稳蒸汽流量。而

4 PSA系统工艺管理和操作

4.1 PSA系统的任务及主要工艺指标

4.1.1 PSA系统的任务

PSA系统的任务是将低变气中的杂质CO2、CO、CH4等被吸附剂吸附下来而氢气未被吸附，得到氢纯度为99.99%的工业氢，供渣油加氢脱硫装置使用，多余氢气并入低压氢气管网。

4.1.2 PSA系统主要工艺指标

入口温度 ℃ 30～40 入口压力 MPa（abs） 2.40±0.2 出口压力 MPa（abs） 2.40±0.2

4.2装置概况

装置规模如下：

装置公称处理低变气能力：93036 m/h 装置公称产氢能力： 60000 m/h 装置设计操作弹性： 30~105％

PSA装置组成： 10台吸附塔和2台解吸气缓冲罐

序名 称 号

1 吸附塔

A1001A～J

Φ

3600X12587

温度：30～40℃ 压

力:0.03~2.45MPa

活性氧化铝 活性炭 分子筛

2 解吸气

缓冲罐

V2014A、B Φ

4200X32714

温度：40℃ 压力：0.03MPa

解吸气

2

位 号

规格及型号

操作条件

填料种类

操作介质 变换气

数量 (台) 10

33

PSA装置是为在特定压力下从特定的组分中提取氢气而设计的。一般装置的设计允许原料气组分和压力在很宽的范围内变化，但在不同的原料气条件下吸附参数应作相应的调整以保证产品的质量。调节均可由计算机自动完成。当原料气条件变化时，物料平衡也将发生相应的变化。

设计的原料气为：低变气。

设计主要产品为：氢气，用作加氢装置原料；副产品为解吸气，用作燃气。在实际生产中，产品氢的纯度可通过改变PSA装置的操作条件进行调节，而解吸气的组成也会随原料气和产品气的不同而略有不同。

4.3 吸附塔的工作过程

(1)吸附过程

原料气经程控阀KV7701A～J，自塔底进入PSA吸附塔A200lA～J中正处于吸附状态的两台吸附塔，其中除H2以外的杂质组份被装填的多种吸附剂依次吸附，得到纯度大于99.99％的产品氢气从塔顶排出，经程控阀KV7702A～J和吸附压力调节阀PV7702后送出界区。

(2)均压降压过程

这是在吸附过程完成后，顺着吸附方向将塔内较高压力气体依次放入其它已完成再生的较低压力塔的过程，这一过程不仅是降压过程，而且也回收了吸附床层死空间内的氢气，该PSA装置主流程共包括四次连续均压降压过程，分别称为：一均降(ElD)、二均降(E2D)、三均降(E3D)和四均降(E4D)。一均降通过程控阀KV7706A～J和6#环管进行，二均降通过程控阀KV7704A～J和4#环管进行，三均降、四均降通过程控阀KV7703A～J和3#环管进行。

(3)顺放过程

这是吸附塔在均压结束后，顺着吸附方向减压，减压出来的氢气用作其它吸附塔的冲洗再生气源。本流程包括三次顺放过程，分别用于对三个吸附塔进行冲洗，依次称为：顺放一(PP1)、顺放二(PP2)和顺放三(PP3)。顺放一通过程控阀KV7704A~J和4#环管3进行，顺放二和顺放三通过程控阀KV7705A～J和5#管进行。 (4)逆放过程

这是吸附塔在完成均压降压过程后，逆着吸附方向将塔内压力降至0.03MPa的过程，此时被吸附的杂质开始从吸附剂中解吸出来。逆放解吸气经程控阀门KV7707A~J排除，再经脱附气管线及调节阀PV7704和PV7705放入缓冲罐V2014A、B。 (5)冲洗过程

在这一过程中，逆着吸附方向用其它吸附塔顺放出的氢气冲洗床层，使吸附剂中的杂质得以完全解吸。本流程共包括三次冲洗过程，依次称为：冲洗三(P3)、冲洗二(P2)和冲洗一(P1)。冲洗一通过程控阀KV7704A～J和4#环管进行，冲洗二和冲洗三通过程控阀KV7705A～J和5#环管进行，冲洗出的解吸气经脱附气管线及调节阀PV7704和PV7704放入缓冲罐V2014A、B。 (6)均压升压过程

该过程与均压降压过程相对应。在这一过程中，分别利用其他吸附塔的均压降压气体依次从吸附塔顶部对吸附塔进行升压。该PSA装置主流程共包括四次连续均压升压过程，依次称为：四均升(E4R)、三均升(E3R)、二均升(E2R)和一均升(E1R)。一均升通过程控阀KV7706A～J和6#环管进行，二均升通过程控阀KV7704A～J和4#环管进行，三均升、四均升通过程控阀KV7703A---J和3#环管进行。 (7)产品气升压过程

经过四次均压升压过程后，吸附塔压力已升至接近于吸附压力。这时，用产品氢气经程控阀KV7708或KV7709、和程控阀KV7706A～J自塔顶将吸附塔压力升至吸附压力。经过产品气升压过程后，吸附塔便完成了整个再生过程，为下一次吸附做好了准备。

4.4工艺步序说明

装置共有十台吸附塔组成，其中两台始终处于吸附状态，其余八台处于再生的不同阶段。十台吸附塔的整个吸附与再生工艺切换过程均是通过程控阀门按一定的工艺步序和顺序进行开关来实现的。 对程控阀编号：

PSA氢提纯部分的工艺步序和阀门开关状态表：

10—2—4流程(主流程)

步序 1 2 A 3 A 4 A A 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR P3 P2 P1 E4R E3R E2R P3 P2 P1 E4R P3 P2 A2001A A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001F E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001B E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001G P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001C P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001H PP3 D E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 A A A E1D E2D E3D E4D A A A E1D E2D A A A P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001D PP1 PP2 PP3 D A2001I P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A E3D E4D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001E E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A2001J 程控阀状态 A A P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A KV7701A ON ON ON ON KV7702A ON ON ON ON KV7703A ON ON ON ON KV7704A ON ON ON ON KV7705A ON ON ON ON KV7706A ON ON ON KV7707A ON ON ON ON KV7701F ON ON ON ON KV7702F ON ON ON ON KV7703F ON ON ON ON KV7704F ON ON ON ON KV7705F ON ON ON ON KV7706F ON ON ON KV7707F ON ON ON ON KV7701B ON ON ON ON KV7702B ON ON ON ON KV7703B ON ON ON ON KV7704B ON ON ON ON KV7705B ON ON ON ON KV7706B ON ON ON KV7707B ON ON ON ON KV7701G ON ON ON ON KV7702G ON ON ON ON KV7703G ON ON ON ON KV7704G ON ON ON ON KV7705G ON ON ON ON KV7706G ON ON ON KV7707G ON ON ON ON KV7701C 0N ON ON ON KV7702C 0N ON ON ON KV7703C ON ON ON ON KV7704C ON ON ON ON KV7705C ON ON ON ON KV7706C ON ON ON KV7707C ON ON ON ON KV7701H ON ON ON ON KV7702H ON ON ON ON KV7703H ON ON ON ON KV7704H ON ON ON ON KV7705H ON ON ON ON KV7706H ON ON ON KV7707H ON ON ON ON KV7701D ON ON ON ON KV7702D ON ON ON ON KV7703D ON ON ON ON KV7704D ON ON ON ON KV7705D ON ON ON ON KV7706D ON ON ON KV7707D ON ON ON ON KV7701I ON ON ON ON KV7702I ON ON ON ON KV7703I ON ON ON ON KV7704I ON ON ON ON KV7705I ON ON ON ON KV7706I ON ON ON KV7707I ON ON ON ON KV7701E ON ON ON ON KV7702E ON ON ON ON KV7703E ON ON ON ON KV7704E ON ON ON ON KV7705E ON ON ON ON KV7706E ON ON ON KV7707E ON ON ON ON KV7701J ON ON ON ON KV7702J ON ON ON ON KV7703J ON ON ON ON KV7704J ON ON ON ON KV7705J ON ON ON ON KV7706J ON ON ON KV7707J ON ON ON ON KV7708 ON ON ON ON ON KV7709 ON ON ON ON ON KV7710 产品不合格 ON

4.5控制功能说明

依据PSA氢提纯装置的控制要求，该PSA装置的基本控制与管理功能包括：程控阀开关控制、模拟量检测与调节、质量联锁、故障报警与记录、历史数据记录、流程累计等功能。分别介绍如下： 4.5.1程控阀开关控制功能

该PSA装置的吸附与分离过程都是依赖于程控阀门的开关来实现切换的，因而程控阀门的开关控制是该PSA装置最重要的控制部分。

该PSA装置的程控阀开关控制过程示意图如下(供参考)：

（1）

程控阀开关控制过程说明：

DCS系统根据工艺要求(见工艺阀状态表)制订出程序，然后按一定的时间顺序将DC24V开关信号送至液压系统的电磁换向阀，电磁换向阀将该开关电信号转换成驱动液压油的高、低压信号，送至程控阀的驱动油缸，驱动程控阀门按程序开、关。

同时，程控阀门将其开、关状态通过传感器反馈给DCS系统，用于状态显示和监控，并通过与输出信号的对比实现阀门故障的判断与报警。

液压系统的作用是为程控阀门提供开、关的动力和控制手段，同时其自身运行的参数如：压力、液位、运行状态等也反馈回DCS系统，由DCS系统进行显示、监控、报警和联锁控制。

为保证吸附压力的平稳变化和吸附剂的使用寿命，PSA工艺还要求均压和逆放等阀门应具有缓开功能。为此，该PSA装置程控阀具备有开启速度调节装置，使程控阀的开启速度在3～60S内可调。 （2）液压系统说明：

该PSA装置的液压系统主要由集成液压泵站、蓄能器站和电磁换向阀构成。集成液压泵站为双系统，一开一备，两套系统完全，可检修。其控制点包括：

液位控制：在泵站上装有一台带报警、联锁点的现场磁浮子液位计和一台液位变送器，

用于监控泵站的油箱液位。当油箱液位低于报警值时，DCS将报警提醒值班人员加油并检查油压系统有无泄露点：当油箱液位低于联锁值时，为保证系统的安全性，DCS系统将联锁停氢提纯装置并报警。

油温控制：泵站上装有一台温度计，操作人员应尽量控制液压油温度不过50℃时。

压力控制：液压系统设计有现场压力表和智能压力变送器各一台，可将液压系统工作压力传送至DCS控制系统，当系统压力低于设定值4.0MPa时，DCS系统将启动备用泵并报警，油压正常后停下原运行泵。 4.5.2模拟量检测与调节功能

该PSA装置模拟量调节均由DCS完成。各检测及调节信号的功能与控制方式简述如下：

(1) 原料气温度指示记录报警

安装于进口原料气总管上，用于指示记录原料气温度，当温度高于设定值(如45℃)时报警，提醒操作人员原料气温度高将影响吸附效果。 (2) 吸附塔压力指示调节记录

由安装于吸附塔出口总管上的压力变送器和旋塞调节阀构成，用于指示调节记录吸附塔在各阶段的压力。 (3) 吸附压力指示调节

该调节回路由安装于PSA产品出口总管上的压力变送器和调节阀构成，用于稳定吸附压力。该调节回路的设定值一般定为比原料气低0.1MPa左右。 (4) 产品气放空调节

该调节回路由安装于PSA产品出口总管上的压力变送器和产品气放空管线上的调节阀构成，用于在产品气不合格或加氢工段故障时将产品气放入燃料气管网。该调节回路的设定值一般定为比原料气低0.1MPa左右。 (5) 解吸气出口压力调节

该调节回路由安装于解吸气缓冲罐出口总管上的压力变送器和解吸气放空管线上的调节阀构成，用于解吸气出口压力调节，避免解吸气系统超压影响PSA解吸效果。该调节回路的设定值一般不大于0.05MPa。 (6) 产品气流量指示记录积算

产品氢流量计安装于产品气总管上，用于指示和记录装置的产品氢流量。并在DCS中积算其累积值。 (7) 逆放减压调节

安装于解吸气总管上，用于调节吸附塔逆放的减压速度，其控制方法为：通过在DCS上设定调节阀的开启曲线，将吸附塔的逆放减压过程控制在一定的时间(如30秒)内恰好缓慢完成。应注意：减压速度严禁过快，否则将影响解吸气的稳定。 (8) 产品氢气CO+CO2含量在线分析记录报警

该PSA装置CO+CO2含量在线分析仪的取样点，原设计经多路选通器后分别安装于每台吸附塔的顶部，并插入吸附床层300~800mm，用于在线指示正在吸附塔的前沿CO+CO2含量，为PSA操作参数的设定及吸附塔的切除提供依据。但是，由于杂质超标联锁取消，该系统已不投用。在实际生产中，引入产品氢气总管的样气进行分析，当CO+CO2含量≥150ppm时，DCS将报警提醒操作人员进行处理。 (9) 产品氢纯度在线分析指示记录报警

安装于产品氢气总管上，用于在线指示记录产品氢的纯度，当产品氢纯度低于99.90％时，DCS将报警提醒操作人员进行处理。

4.5.3工艺参数的设定

PSA的工艺参数主要包括吸附时间、压力、温度和处理量。其设定的原则与方法如下： (1) 吸附时间参数的设定

吸附时间参数是PSA的最主要参数，其设定值将直接决定装置产品氢的纯度和氢气回收率。

因而，PSA部分的吸附时间参数应尽量准确，以保证产品纯度合格，且氢气回收率最高。

10—2—4流程时的吸附时间参数设定表： 时间序号 含 义 Tl

一均、 三均、冲洗一、冲洗三时间 二均、 四均、冲洗

T2

二、逆放、产品气升压时间

300 预设值 200

设 定 原 则

在保证两塔的压力能均至基本相等即可。 保证两塔的压力能均至相等，逆放能放至0.03MPa左右，产品气升压能升至吸附压力，在保证产品氢合格的情况下时间尽量长，以保证氢气及脱附气量的平稳。

注：以上的预设值为满负荷预设值，且与最终开车后的整定值间可能有差异。在切塔后，时间参数仍是TI和T2，只是设定值不同而已。 PSA部分的单塔吸附时间=2×(T1+T2)

由于吸附塔的大小和装填的吸附剂量是固定的，因而在原料气组成和吸附压力一定的情况下，吸附塔每一次所能吸附的杂质总量就是一定的。所以随着吸附过程的进行，杂质就会慢慢穿透吸附床层，起初是少量，渐渐就会超过允许值，这时就必须切换至其它塔吸附。因而，当原料气的流量发生变化时，杂质的穿透时间也就会随之变化，吸附时间参数就应随之进行调整。

流量越大则吸附时间就应越短，流量越小则吸附时间就应越长。这样才能保证在各种操作负荷下均能充分地利用吸附剂的吸附能力，在保证产品纯度的情况下获得最高的氢气回收率。

该PSA装置的吸附时间参数可在DCS上人工设定，亦可由DCS自动计算产生。 人工设定时，只需将DCS画面上PSA部分的“手动时间设定”按钮设为“ON”，然后分别修改“T1”、“T2'’的设定值即可。

自动设定时，只需将DCS画面上PSA部分的“手动时间设定”按钮设为“OFF”即可。这时DCS系统将自动依据设定的原料气流量计算出吸附时间。

实际吸附时间=(满负荷流量∕实际负荷流量)×满负荷时间×操作系数 4.5.4 操作系数对PSA装置运行的影响：

增大操作系数吸附时间延长→产品纯度下降→氢气回收率提高；减小操作系数→吸附时间缩短→产品纯度上升→氢气回收率降低。 4.5.5操作系数的设定：

由于操作系数的大小决定着吸附时间的长短，因而对该PSA装置的运行状况起着至关重要的影响，所以调整时应特别精心，其调整步骤如下： (1) 增加操作系数

(当产品氢纯度高于要求值时，增加操作系数) A、以5为单位增加操作系数

B、等三个完整的PSA循环周期，即：（T1＋T2）╳0.2╳10╳3，时间单位：秒。 C、重复以上的步骤增加操作参数直到产品纯度下降至允许的最低值。 (2) 减小操作系数

(当产品氢纯度低于要求值时，减小操作系数) A、以5为单位减小操作系数，

B、等三个完整的PSA循环周期，即：（T1＋T2）╳0.2╳10╳3，时间单位：秒 C、重复以上的步骤减小操作参数直到产品纯度上升至允许值以内

D、然后按增加操作系数的步骤调整，直到装置能在高收率下安全运行为止。 4.5.6 压力参数的设定

由于PSA气体分离工艺的核心就是利用压力的变化来实现吸附剂对混合气体中的杂质组分的吸附与分离，因而压力也是PSA部分的关键参数。 (1) 原料气压力

原料气压力是由系统外条件决定的，无法改变。原料气压力越高吸附效果越好。 (2) PSA部分的吸附压力

PSA部分吸附压力的设定是通过改变吸附压力调节回路的设定值来实现的，其设定值由于不同的装置设定不同。 (3) 吸附各阶段的压力

吸附塔A200lA～J在吸附、再生各阶段的压力是通过其出口管道上的调节阀来调节的，当工艺流程和吸附压力一定时，各阶段的理想压力曲线也就自动确定了，该PSA装置吸附塔各段压力的调节方案就是以此理想压力曲线为设定值进行PID调节。 所有的调节均由计算机自动完成，无须操作人员操作。

吸附塔理想压力曲线： A 10-2-4流程

注：当

吸附压力变化时，此压力曲线将相应变化

B 9—2—4流程： 压力 MPa 2.35 1. 1.43 0.97 TIMER

0.51 0.28

A ED1 ED2 ED3 ED4 PP1 PP2 D P1-P3 ER4 ER3 ER2 ER1FR A

0.03

注：当吸附压力变化时，此压力曲线将相应变化 C 8—2—2流程：

注：当吸附压力变化时，此压力曲此将相应变化

D 7—2—2流程：

注：当吸附压力变化时，此压力曲线将相应变化

E 6—2—2流程：

注：当吸附压力变化时，此压力曲线将相应变化

F 5—1—2流程：

注：当吸附压力变化时，此压力曲此将相应变化

G 4—1—1流程：

压力 MPa 2.35 1.28 0.6

A ED1 PP1 D P1 ER1 FR A 0.03

注：当吸附压力变化时，此压力曲线将相应变化

TIMER

吸附塔的实际压力变化曲线应与以上的理想曲线相近似，但不完全相同。如果吸附塔的实际压力变化曲线与以上的理想曲线形状不同，则说明装置运行有问题，可能的问题有：程控阀门动作出错、程控阀门泄露、吸附时间不在正常范围内、调节阀有故障。 (4) 产品气出口压力

产品气出口压力的设定是通过改变氢气出口压力调节回路PC7702的设定值来实现的，不同的PSA装置根据实际情况确定该值大小。 (5) 脱附气出口压力

解吸气出口压力的设定是通过改变解吸气出口压力调节回路PC7707的设定值来保证的。

3.4.5.7流量的设定

该PSA装置要求将制氢的变换气全部提纯，因而该PSA装置内未设原料气流量调节回路。该PSA装置处理量的改变是通过改变前工段的设定值来实现的。其设定值范围一般为30000～100000m3/h。

4.6自控部分操作说明

4.6.1键盘操作

PSA操作站为ICS59，流程图页为：GR0309，主流程图；GR0310，脱附气缓冲罐流程。流程图提供所有工艺测量值，阀位显示，并带有触屏调用功能。 (1)屏幕显示

程按阀：显示程控阀阀位反馈检测信号；“红”关闭，“绿”打开。

检测数据：显示测量值，超“高限”或“低限”显示变“黄”色，超“高高限”或“低低限”显示“红”色并闪动。 调节阀开度：以百分数显示。

油泵显示：温度、压力、液位，超“高限”或“低限”，显示变“红”色，超“高高限”或“低低限”显示“红”色并闪动。 (2)软键操作

流程图软键行的软键，提供PSA有关操作设置。 流程图总貌：点动该软键，调出制氢流程图总貌； 低变气流程图：点动该软键，调出低变工艺流程图； PSA流程图（二）：点动该软键，调出脱附器流程图；

PSA控制组：点动该软键，调出PIC7701A～PIC7701J，PC7701A～PC7701J，及其它相关控制组，完成PIC7701A～PIC7701J及其它回路的参数设定，并通过PC7701A～PC7701J进行手动/自动方式切换；通过对M7701A～M7701J的设置，可以改变调节阀PV7701A～PV7701J各种步序的初始开度，使其调节更稳定；通过对PSET1～PSET4的设置，可调整吸附过程压力点，调整流量负荷时间参数和质量联锁时间参数。目前各种参数已经整定完毕，修改参数要谨慎。

切塔控制组：点动该软键，调出切塔控制组页，该控制组进行吸附塔切除与恢复操作。 参数设置组：点动该软键，调出参数设置组页，在本页设置时间参数，TE1，TE2，选定MSTE（流量负荷时间设定），MASA（质量吸附时间联锁），TEST（油泵站测试/运行）状态，确定运行方式。

液压系统组：点动该软键，调出液压系统组页。在本页中，进行液压油站的启停，自动/手动模式，倒泵周期，PI7710、LI7701报警限设定。

PSA趋势组：点动该软键，调出PSA趋势页。在趋势组中，记录PSA系统各种参数，

供调用分析。

4.6.2 PSA控制组操作

点动[PSA控制组]，即可调出PSA系统控制组。

本控制组包括：PIC7701A～PIC7701J；PC7701A～PC7701J；PIC7702，PIC7703，PIC7707； PIC7706，PC7703，PC7704,PC7705；M7701A～M7701J；M7704，M7705。 4.6.2.1操作方式：以PIC7701A为例说明。 （1）PIC7701A A、功能：

对吸附塔A的E1D，E2D，PP1，PP2，PP3 等5个步序的压力进行调节，保证步序进行时，吸附塔气体均匀放出或冲入，保证E1D，E2D进行时，两塔压力均平。 B、工作方式：

自适应随动调节：在PC7701投入“自动”的情况下，PIC7701A将自动根据工艺状态、参数自动生成控制曲线，进行PID随动调节。

当PIC7701A的输入检测出现故障：输入断路，高高或低低报警时，该回路将自动以三种开度给出手操值，即：E1D，Fr时的手操开度，E2D，PP1时的手操开度，PP2，PP3时的手操开度，这三种开度在M7701A中设定。 C、工作模式：

处于内部强制设定，不能由操作人员设定。 D、参数设定：

这种回路的SV为内部自适应设定，操作人员只能修改PID参数，报警限等。 （2）PC7701A自动/手动操作器

PIC7701A的输出接入PC7701A，PC7701A是一个自动/手动操作器，用于决定PIC7701A自动控制还是手操控制，PC7701A手动只在初始开车时使用，以后均可采用“AUT”方式控制。

PIC7701B～PIC7701J的控制方式与PIC7701A完全一样，PC7701B～PC7701J的控制方式与PC7701A也完全一样，可参照进行控制。 （3）M7701A：PV7701A手动阀位设定

设定PIC7701A输入断线和“HH”或“LL”报警时PV7701A的阀位开度；设定各种步序的PV7701A初始开度，设定切塔时PV7701A的初始开度。 SD01：PIC7701A在“MAN”方式下的设定开度，程序自动设定； SD02：PIC7701A输入故障时：4阀打开，E2D和PP1步序的设定开度； SD03：PIC7701A输入故障时：5阀打开，PP2和PP3步序的设定开度； SD04：PIC7701A输入故障时：6阀打开，E1D和Fr步序的设定开度； SD05：刚切塔或刚恢复时，PV7701A的设定开度；时间约90秒； SD06：A塔被切除时，PV7701A的设定开度；设置为0。 SD07：终充FR控制使用，自动设置；

SD08：在E1D，PP1步序控制时调节阀的初始开度设定；对PV7701A～PV7701J都有效。 SD09：非控制步序即：D，P3，P2，P1，E4R，E3R，E2R，E1R时PV7701A的设定开度；对PV7701A～PV7701J都有效。

SD10：终充FR控制开始时调节阀的初始开度设定，对PV7701A～PV7701J都有效。

PIC7701B～PIC7701J PC7701B～PC7701J M7701B～M7701J

如同PIC7701A回路的操作。其中M7701B～M7701J不需设置SD08,SD09和SD10。 4.6.2.2 PIC7701FR终充FR过程PID随动调节

⑴功能：对A～J塔的终充FR过程进行调节，调节分别通过PV7701A～PV7701J进行。 ⑵工作模式：

自适应随动控制，根据工艺状况自动调节。 ⑶、参数设定：

PIC7701FR的模式和SV值由内部强制设定，不能由操作人员设定；可调整PID参数，报警限。

4.6.2.3 PIC7706脱附气压力调节回路 ⑴功能：

PIC7706的阀位输出值分送PC7704和PC7705；

PC7704： A、B、C、D、E塔逆放（D）时进行PID调节，其开度由PIC7706输入，其余状态处于固定开度，其开度在M7704中设定。

PC7705：F、G、H、I、J塔逆放（D）时进行PID调节，其开度由PIC7706输入，其余状态处于固定开度，其开度在M7705中设定。 ⑵工作模式：

PIC7706的模式由内部强制设定，不能由操作人员设定。 ⑶参数设定：

SV值由系统内部自动设定；可调整PID参数，报警限。 ⑷M7704，M7705参数设定

M7704：PC7704开度参数设置

SD01：冲洗步序的固定开度，对A，B，C，D，E塔有效； SD02：系统内部自动设置； M7705：PC7705开度参数设置

SD01：冲洗步序的固定开度，对F，G，H，I，J塔有效； SD02：系统内部自动设置。

其它回路为简单PID回路，操作同其它PID，可进工作模式，设定值、开度、PID参数，报警限等设定。

4.6.2.4 PSET1～PSET4的设置

PSET1～PSET4为内部参数寄存区，主要存放10塔至4塔PSA运行的压力设定值和流量负荷时间设定及质量时间连锁的运行参数。

PSET1 DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 A E1 E2 E3 E4 PP1 PP2 PP3 D NX01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 A E1 E2 E3 E4 PP1 PP2 0 D DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 A E1 E2 0 0 PP1 PP2 PP3 D PSET2 NX01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 A E1 E2 0 0 PP1 PP2 0 D DT11 DT12 DT13 内部暂存 NX11 时间系数1 时间系数2 NX13 NX12 9塔时间 调整系数 质量HH限 时间调整系数 DT11 DT12 DT13 NX11 NX12 NX13 DT14 流量 偏差限 NX14 质量LL限 时间调整系数 DT14 NX14 DT15 满负荷 流量 NX15 质量PH限 时间调整系数 DT15 NX15 DT16 时间调整系数 NX16 质量PL限 时间调整系数 DT16 NX16

PSET3 DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 A E1 E2 0 0 PP1 0 0 D NX01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 NX11 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 A E1 E2 0 0 PP1 0 0 D A E1 PP1 E2 D FR1 DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 PSET4 内部暂存 NX01 前次计算 NX02 平均流量 内部暂存 NX03 内部暂存 NX04 内部暂存 NX05 内部暂存 NX06 内部暂存 NX07 TE1 计算值 当前 平均流量 NX10 NX11 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 NX09 NX08 内部 暂存区 PSET1～PSET3的DT01～DT09，NX01～NX09为10塔至5塔压力设定单元，其中为0的单元未使用；PSET3的NX11～NX16为4塔压力设定单元；PSET1的DT11～DT16为流量负荷时间设定及暂存区，NX11为9塔时间调整系数，NX13～NX16为质量时间连锁的运行参数区；PSET4 DT01～DT09为流量负荷时间运行暂存区，其中DT09是当前平均流量，操作员可根

据该项值计算吸附时间。 4.6.3切塔控制组

点动该软键，调出塔控制组页，可进行切塔和恢复塔操作。

操作方式：所有开关量仪表框要在“MAN”方式下才能手动操作，如处于“AUT”模式，应在操作前先设置为“MAN”。 （1）手动切塔：

先将SWMD（切塔模式自动/手动）置为“手动”； 用STNO（塔号）选定要切除的塔号（1-10）； 将SRUN（切塔启动）设置为“启动”态；

切塔操作后，PSA系统马上转入切塔工作，切塔控制组的操作模式要发生变化： SWMD模式变为“AUT”，状态变为“自动”； SRUN模式变为“AUT”，状态变为“OFF”； SW1P模式变为“AUT”，状态变为“禁止”； （2）自动切塔

自动切塔条件：

某吸附塔塔压异常报警； 该吸附塔程控阀阀检报警； SWMD处于“AUT”状态； SW1P处于“OFF”状态。

1阀和7阀同开紧急自动切塔条件： 某吸附塔塔压异常报警；

该吸附塔塔1阀和7阀阀检同时报警；

注：1阀和7阀同时打开时即使SWMD（切塔模式）处于手动态，也能自动切塔。当上述条件满足后，PSA自动切塔，切塔后，切塔控制显示如同手动切塔。切除后SW1P状态“禁止”在一个循环同期内禁止切塔和恢复塔，在10塔切为9塔时，TE1和TE2减少为原来的95%。切塔个数最多为6个，本系统实现6塔无级切塔。 （3）切塔时机

阀故障切塔：立即切塔；

有安排切塔：等该塔运行到逆放（D）过程结束时，塔压约为0.05MPa, 此时切塔扰动最小,系统最稳定。 （4）切除塔恢复：

当切除塔故障排除后，可恢复运行，恢复方式为自动寻优恢复， 恢复操作如下：

a、用STNO选定恢复塔的塔号； b、将RRUN（恢复塔启动）置为启动；

当SW1P为“OFF”时，系统接受恢复请求，如SW1P为“禁止”状态，则要等待其为“OFF”状态，才能接受。

接受恢复请求后，RRUN状态变为“OFF”系统开始自动寻找最优恢复点，确保扰动最小；当恢复点找到，恢复塔自动投入运行。当恢复塔投入运行后，SW1P将变为“禁止”态，一个循环同期后，恢复为“OFF”，在9塔恢复为10塔时，TE1，TE2，将变为原来10塔运行时的值。

(5)切塔前后装置的运行状态表

10塔运行(10—2—4)

步序 1 2 A 3 A 4 A A 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR P3 P2 P1 E4R E3R E2R P3 P2 P1 E4R P3 P2 A2001A A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001F E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001B E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001G P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001C P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001H PP3 D E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A A A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 A A A E1D E2D E3D E4D A A A E1D E2D A A A P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001I E3D E4D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001E E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D A2001J A A P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A

9塔运行(9—2—4)，注：下表以切除J塔为例，切除其它塔情况类似。 步序 1 2 A 3 A 4 A A 5 A 6 A A 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR P2 P1 E4R E3R E2R P2 P1 E4R P2 A2001A A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D A A A A2001F E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D A A A A2001B E3R E2R E1R FR A A2001C D E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D A A A A2001G P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001H PP1 PP2 D E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D A A A P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 E1D E2D E3D E4D A A A E1D E2D A A A P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001D E3D E4D PP1 PP2 D A2001E A

A P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001I E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A E1D E2D E3D E4D PP1 PP2 D P2 P1 E4R E3R E2R E1R FR A A2001J 8塔运行（8-2-2），注：下表是以切除E、J塔为例，切除其它塔情况类似。

步序 1 2 A 3 A 4 A A 5 A 6 A A 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 P3 P2 P1 E2R E1R FR P3 P2 P1 E2R P3 P2 A2001A A E1D E2D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001F E1R FR A E1D E2D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001B P1 E2R E1R FR A A2001C PP3 D E1D E2D PP1 PP2 PP3 D A A A A2001G P3 P2 P1 E2R E1R FR A A2001H PP1 PP2 PP3 D A2001I A A E1D E2D PP1 PP2 PP3 D E1D E2D PP1 PP2 A A A E1D E2D A A A P3 P2 P1 E2R E1R FR A P3 P2 P1 E2R E1R FR A A2001D E1D E2D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E2R E1R FR A E1D E2D PP1 PP2 PP3 D P3 P2 P1 E2R E1R FR A A2001E A2001J

7塔运行(7—2—2) ，注：下表是以切除I、E、J塔为例，切除其它塔情况类似。

步序 1 2 A 3 A 4 A A 5 A 6 A A 7 8 9 10 P2 11 P1 12 P2 13 P1 14 E2R P2 A2001A A A2001B P1 A2001G D E1D E2D PP1 PP2 D A A A E2R E1R FR A2001F E1R FR A P2 P1 E1D E2D PP1 PP2 D A A A E2R E1R FR A P2 P1 E1D E2D PP1 PP2 D A A A E2R E1R FR A P2 P1 E1D E2D PP1 PP2 E1D E2D A A A A2001C PP1 PP2 D A2001D A A2001I A2001E A2001J

A E2R E1R FR A P2 P1 A2001H E1D E2D PP1 PP2 D E2R E1R FR A E1D E2D PP1 PP2 D E2R E1R FR A 6塔运行（6-2-2），注：下表是以切除D、I、E、J塔为例，切除其它塔情况类似。

步序 1 2 A 3 A A P1 4 A A 5 A A P1 6 A A 7 8 9 P1 10 11 P1 12 E2R A2001A A A2001B P1 E1D E2D PP1 D A A P1 A A E2R E1R FR A2001F E1R FR A2001G PP1 D A2001H A A2001D A2001I A2001E A2001J

A E1D E2D PP1 D A A A A E2R E1R FR E1D E2D PP1 D E1D E2D A A A A E2R E1R FR A2001C E1D E2D PP1 D E2R E1R FR E1D E2D PP1 D E2R E1R FR 5塔运行(5—1—2) ，注：下表是以切除F、G、H、I、J塔为例，切除其它塔情况类似.

步序 1 2 A FR E2R D E2D 3 E1D A E1R P1 PP1 4 E2D A FR E2R D 5 PP1 E1D A E1R P1 6 D E2D A FR E2R 7 P1 PP1 E1D A E1R 8 E2R D E2D A FR 9 E1R P1 PP1 E1D A 10 FR E2R D E2D A A2001A A A2001B E1R A2001C P1 A2001D PP1 A2001E E1D A2001F A2001G A2001H A2001I A2001J 4塔运行（4─1─1），注：下表以切除E、F、G、H、I、J塔为例，切除其他塔情况类似。

步序 1 2 A FR P1 PP1 3 E1D A E1R D 4 PP1 A FR P1 5 D E1D A E1R 6 P1 PP1 A FR 7 E1R D E1D A 8 FR P1 PP1 A A2001A A A2001B E1R A2001C D A2001D E1D A2001E A2001F A2001G A2001H A2001I A2001J

以上各表中的代号含义：

A：吸附；ElD～E4D：一～四均降压；PPl～PP3：顺放1—3 D：逆放；E1R～E4R：一～四均升压；P1～P3：冲洗1～3

FR：产品气升压(终升) 3.4.6.4 参数设置组

点动该软键，调出参数设置组页，在本页设置时间参数，TE1，TE2，选定MSTE（流量负荷时间设定），MASA（质量吸附时间联锁），TEST（油泵站测试/运行）状态，确定运行方式。

4.6.4.1吸附时间设定TE1，TE2。

这是要经常进行的操作。

（1）设置TE1，TE2的时间系数。现在定时扫描周期为0.5s

吸附时间=2×（TE1+TE2）×0.5（秒） 初值：TE1=80（40秒） TE2=80（40秒）

将SET（TE1，TE2时间设置）置为“设置”。系统接受新设定时间，SET状态变回“OFF”。 （2）TE1，TE2调整要求：

首先按经验公式计算出TE1，TE2。在10塔运行时，可将TE2 设大，根据负荷的大小，TE1设为80～150，负荷小时，时间较长，TE1可置为150，负荷大时，时间较短，TE1可置为80，保证E1能够均平即可，TE2设为剩余值； 在9塔运行时，由于终冲FR在TE2进行，逆放D在TE1中进行，兼顾两方面的稳定，取TE1=TE2； 在9、7、4塔切塔运行时，一般取TE1=TE2，根据切塔情况，在8塔和6塔、5塔运行时，可适当延长TE2； （3）收率调整：增加吸附时间可提高氢收率，当CO+CO2较低时，应增加吸附时间，当CO+CO2超限时，应减少吸附时间； （4）调整方法：

a) 按计算值设定TE1，TE2；

b) 根据杂质含量每次增加或减少0.5%～1.5%(一般2～15),时间长改变多一些,时间短改

变少一些,一般改变5;

c) 每改变一次至少要等三个循环周期,即等待2×（TE1+TE2）×0.2╳3（秒）;时间到后,

根据当时情况再作新的修改。

4.6.4.2 MTSE流量负荷时间设定

这是吸附时间自动/手动设定的选择模块

当其置为“手动”时：PSA运行时间由TE1，TE2手动设定。

当其置为“自动”时：PSA运行时间由系统内部根据负荷自动设定。 注：即使MTSE处于“自动”时，按SET也能手动设置时间。 4.6.4.3 MASA质量吸附时间联锁（已取消）

这是根据CO+CO2杂质含量自动调整吸付时间的功能选择框。 功能：

手动：时间联锁调节不起作用。

自动：当ARSA7701 CO+CO2杂质出现报警时，时间联锁 调节功能起作用；

当ARSA7701“PL”报警，以PSET2.NX16为时间系数增长吸附时间； 当ARSA7701“LL”报警，以PSET2.NX14为时间系数增长吸附时间； 当ARSA7701“PH”报警，以PSET2.NX15为时间系数减少吸附时间； 当ARSA701“HH”报警，以PSET2.NX113为时间系数减少吸附时间； 当参数选择适当时PSA系统将会自动调整到最佳吸附时间运行。 4.6.4.4 TEST测试/运行

（1） 启动PSA运行时是否油泵报警联锁的选择功能框。 （2） “测试”：PSA启动不受油泵报警影响；

（3） “运行”：PSA要在无油泵站压力PI7701，液位LI7701，温度TRA7702报警情况下，才能启动运行。

（4） 在油泵站未调试好时，可用“测试”；

（5） 在油泵站正常后，应用“运行”，否则将会影响油泵联锁。 4.6.5 液压系统组

点动该软键，调出液压系统组页。

在本页中，进行液压油站的启停，自动/手动模式，倒泵周期，PI7710、LI7701报警限设定。

4.6.5.1 PMODE 油泵运行模式自动/手动

当其置于：“手动”时，油泵操作人员手动启停； 当其置于：“自动”时，油泵系统自动联锁运行。 4.6.5.2 手操 PRUN1：1泵启动； STOP1：1泵停止； PEUN2：2泵启动； STOP2：2泵停止； 4.6.5.3 自动运行

当PMODE置为“自动”时，油泵站处于自动联锁运行态。在设定“自动”运行后，要设置PERD（倒泵周期）

触屏点开PERD（倒泵周期：小时），将其PH值设置为单泵运行的时间，单位：小时。 当一个泵运行到设置时间后，将自动启另一个泵运行。 4.6.5.4 联锁运行 （1）联锁倒泵

PMODE：“自动”；

####

当PI7710出现“LO”报警时，即液压系统压力低，系统自动启动另一个泵，并在30秒后，PI7710恢复正常的条件下，停下原运行泵，否则原运和泵将一直运行到PI7710报警恢复。 （2）系统联锁

当PI7710出现“LL”报警，同时LI7701油泵液位处于“LL报警时，PSA将紧急停车，同时停两台油泵。

注：当出现PI7710和LI7701报警时要特别注意，立即检查液压系统问题，防止系统联锁停车。

4.6.6 PSA趋势组

点动该软键，调出PSA趋势页，PSA历史趋势采用10秒周期存储，存储刷新时间22小时，若遇需要的曲线，应及时打印出。

PSA趋势曲线有十个塔压力曲线，产品氢纯度，CO+CO2杂质由线，吸附压力，解吸压力，原料气温度，产品气流量，产品气压力曲线，液压油泵曲线等。 4.6.7开车设置

开车前必须对各调节回路，吸附时间调整方式，吸附时间（TE1、TE2），油泵运行方式，联锁参数进行设置，否则系统不能正常运行。 4.6.7.1参数设置

下面表格列出开车的参数设置，在开车前，首先按表列参数进行设置。共13张表。 表1

PIC7701A MODE SV HH PH PL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC 表2

PIC7701C MODE SV HH PH AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa MODE SV HH HI PIC7701H AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa MODE SV HH HI PIC7701D AUT 2.40 MPa 2.650MPa 2.550MPa SV HH HI PIC7701I MODE AUT 2.45 MPa 2.650MPa 2.550MPa AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 35 % 10 % 15 s 5 s 无 MODE SV HH HI PL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701F AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 MODE SV HH HI PL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701B AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 SV HH HI PL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701G MODE AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 PIC7701C PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC 表3

PIC7701E MODE SV HH PH PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC 表4

PIC7706 MODE SV HH PH PL LL AUT 自动设定 2.650MPa 0.700MPa 0.005MPa 0.005MPa MODE SV HH PH PL LL AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 15 % 10 s 5 s 无 MODE SV HH HI PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701H 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701D 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7701I 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 30 % 10 % 15 s 5 s 无 PIC7701J AUT 自动设定 2.650MPa 2.550MPa 0.005MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.030MPa 90 % 35 % 15 % 10 s 5 s 无 MODE SV HH HI PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7702 MAN 2.40 MPa 2.650MPa 2.550MPa 2.200MPa 0.050MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.500MPa 2.000MPa 100 % 0 % 300 % 150 s 0 s -1 MODE SV HH HI PL LL VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7703 AUT 2.45 MPa 2.650MPa 2.450MPa 2.400MPa 0.005MPa 2.550MPa 2.550MPa 2.550MPa 0.000MPa 100 % 0 % 18 % 20 s 0 s 无 PIC7707 AUT 自动设定 0.100MPa 0.050MPa 0.020MPa 0.005MPa MODE SV HH PH PL LL PI7710 4.5 MPa 6.00 MPa 5.00 MPa 4.00 MPa 3.50 MPa MODE SV HH PH PL LL LI7701 1100 mm 1200 mm 1180 mm 950 mm 800 mm PIC7706 VL DL SVH SVL MH ML P I D STC 表5

TRA7701 SV HH PH PL LL 表6

FIQ7701 SV HH PH PL LL 表7

PC7701A MH ML 表8

PC7701C MH ML 表9

PC7701E 90 % 0 % MH ML 90 % 0 % MH ML 80000 80000 40 C 45 C 43 C 30 C 28 C SV HH PH PL LL 0.200MPa 0.200MPa 0.200MPa 0.000MPa 90 % 10 % 3 % 10 s 2 s 无 VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PIC7707 0.100MPa 0.100MPa 0.100MPa 0.010MPa 100 % 0 % 10 % 15 s 2 s 无 VL DL SVH SVL MH ML P I D STC PI7710 0.50 MPa VL DL SVH SVL MH ML P I D STC LI7701 100 mm TRA7702 30 C 50 C 40 C 20 C 10 C SV HH PH PL LL ARSA7701 130 PPm 150 PPm 145 PPm 15 PPm 8 PPm SV HH PH PL LL ARSA7702 99.99 % 100.00% 100.00 % 99.00 % 98.00 % PC7701F 90 % 0 % MH ML PC7701B 90 % 0 % MH ML PC7701G 90 % 0 % PC7701H 90 % 0 % PC7701I MH ML PC7701D 90 % 0 % MH ML PC7701I 90 % 0 % MH ML 表10

90 % 0 % MH ML 90 % 0 % MH ML MH ML M7701A SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 表11

M7701C SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 表12

自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 27 % 75 % 35 % SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 M7701F 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 M7701H 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 M7701B 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 M7701D 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 M7701G 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 M7701I 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 M7701E SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 表13

PSET1 DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 表14

PSET3 DT01 2.52 NX01 2.52 1.68 1.13 0.94 0.39 0.31 0.28 0.20 0.01 吸附时间 （自动） 237 237 1000 100000 1 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 NX01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 NX11 自动设 50 % 40 % 45 % 44 % 0 % 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 M7701J 自动设 53 % 43 % 48 % 48 % 0 % 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 M7704 50% 自动设 SD01 SD02 SD03 SD04 SD05 SD06 SD07 SD08 SD09 SD10 SD11 SD12 SD13 SD14 SD15 SD16 PSET2 M7705 50% 自动设 2.52 1.68 1.13 0.94 0.39 0.36 0.20 0 0.01 0.95 -2 1 -0.7 0.5 DT01 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 2.52 1. 32 0.62 0 0 0.52 0.32 0.23 0.01 NX01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 NX11 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 2.52 1.32 0.62 0 0 0.52 0.30 0 0.01 PSET4 2.52 DT01 累积量 NX01 系统内部存PSET3 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 1.32 0.62 0 0 0.30 0 0 0.01 NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 NX11 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 1.32 0.62 0 0 0.30 0 0 0.01 2.52 1.48 1.20 0.80 0.01 1.96 DT02 DT03 DT04 DT05 DT06 DT07 DT08 DT09 DT10 DT11 DT12 DT13 DT14 DT15 DT16 量 内部暂存 内部暂存 内部暂存 内部暂存 内部暂存 TE1,TE2 PSET4 计算平均流NX02 NX03 NX04 NX05 NX06 NX07 NX08 NX09 NX10 NX11 NX12 NX13 NX14 NX15 NX16 储计算区 平均计算值 当前平均流量 4.6.7.2其它设置

(1) PIC7702吸附压力调节回路

刚开车时，PV7702一定要关闭，MV=0，并关闭调节阀手阀，防止不会格气体输出到后续工段，分析产品气合格后，缓慢打开调节阀手阀，PIC7702投入“AUT”。

为了稳定产品氢的波动，PIC7702的调节一定要缓慢，故其P，I的值都较大（大于100），切不可设小。

(2)PIC7703 吸附压力超压放空回路

压力设定SV要与其报警高限PH值相同，如PH高于SV则可能发生PV7703先打开且开度可能较大，等压力超过PH限，KS7710打开时，氢气大量防空，系统压力猛然下降，造成系统波动。本回路设定报警限控制KS7710自动模式的开关。 (3)KS7710产品气压力超压放空

放空控制阀功能：当产品需要放空时，可手动打开；在“AUT”模式下，当PIC7703的PV值超过PH该阀打开，当PV值低于PL，该阀关闭。 开车时模式：“AUT”

（4）产品质量手动联锁操作 产品气合格：PIC7702：“AUT” PIC7703：“AUT” KS7710：“AUT”

产品气不合格：PIC7702：“MAN”，MV=0% PIC7703：“AUT”

KS7710：“MAN”，MV=2打开， 或置“AUT” (5)PI7710液压系统工作压力

HH：6.0MPa

PH：5.0MPa

PL：4.0MPa（压力倒泵）

LL：3.5MPa（与LI7701的LL同时出现，则系统行车） 正常工作压力4.1～4.5MPa (6) LI7701 液压油位 HH：1200mm

PH：1180mm PL：950mm

LL：800mm(与PI7710的LL同时出现则系统行车) 正常油位1000～1100mm (7)TRA7701 原料气温度

HH：45℃ PH：43℃ PL：30℃ LL：28℃ 正常温度：35℃ (8)吸附时间设定

TE1：200 （40秒） TE2：200 （40秒）

等产品氢纯度和CO+CO2 含量合格后，再逐步调到计算值。 (9)液压油泵运行模式 设置为“自动”

(10) MSTE（流量负荷时间设定）

设置为“手动”，根据需要可修改PSET1.DT14的流量偏差限。 (11) MASA （质量吸附时间联锁） 设置为“手动”

(12) TEST（油泵站测试/运行） 设置为“运行”

4.7开车操作

4.7.1检查

（1） 检查开车各种参数、状态设置是否正常，按参数表进行设置和检查； （2） 启动油泵，调整好液压油压力，检查液压油泵站运行是否正常； （3） 检查仪表、变送器、分析仪是否正常；

（4） 检查并调试调节阀、程控阀门运行是否正常，正常后将所有程控阀和调节阀关闭并投至“自动”；

（5） 点动主流程画面右侧的“开车/停车”框，启动PSA系统运行； （6） 检查程序控制及程控阀门运行是否正常。 （7） 分析原料气组成是否合格，合格可以引入PSA。 4.7.2引原料气

（1） 同时缓慢打开PSA两个原料气入口截止阀，保持在每分钟吸附塔压力上升0.1MPa左右，保证吸附塔缓慢均匀充压，避免高压差均压情况出现。待十个吸附塔压力都充上2.0MPa运行后，再将原料气阀全开。

（2） 密切注意塔压力曲线，及时修改吸附时间，尽可能缩短各吸附塔运行周期。 （3） 当吸附塔压力升到2.40MPa后，打开产品气放空阀KV7710及放空调节阀PV7703，关闭PV7702，将不合格的产品气放至火炬管网。

（4） 氢气纯度达到合格后，打开PV7702和产品氢界区阀，同时关闭KS7710和PV7703，将工业氢送至渣油加氢或氢气管网。

（5） 控制好脱附气系统压力，视情况将脱附气引至转化炉作燃料气。

（6） 应注意氢分析仪和CO+CO2杂质分析的数据，逐步提高吸附时间，尽可能提高PSA氢气回收率，但必须保证工业氢杂质含量不超标。

4.8装置的停车

装置停车一般可分为三种情况即：正常计划停车、紧急停车和临时停车。 4.8.1正常计划停车

在接到生产调度的停车通知后即可进行正常停车操作。 正常停车步骤：

a) 首先造气部分作相应的调整，将装置负荷率降低至最低；

b) 造气部分停止进料后，缓慢关闭PSA进料阀，超压低变气改放火炬，切断PSA原

料气；

c) 将DCS上的运行按钮打至停止，将PSA停止运行、程控阀全部关闭;

d) 关闭PSA出口工业氢及脱附气的所有截止阀，将PSA系统与其他系统隔断。 e) 视情况手动打开程控阀门，使各吸附塔压力基本相等并且都处于较高的正压。 f) 如果是较长时间停车，PSA各吸附塔应泄压并引氮气置换干净可燃气体。 g) 停下液压油泵，并关闭相应手阀。

在正常停车后，装置各吸附塔的压力相同，DCS的程度复位，因而再次开车时应按正常开车步骤操作。 4.8.2 紧急停车

当PSA装置出现事故或前后装置出现事故时，需紧急停车其停车步骤如下： （1） 点动DCS上的停车按钮(置ON)，PSA停止运行，各程控阀门自动关闭。此时，程

序自动记住停车时的状态。

（2） 关闭原料进气阀、产品氢出口阀、解吸气出口阀。

（3） 造气部分降温降量，视情况建立转化中低变系统循环或作紧急停工处理。 4.8.3 临时停车

如因工作需要做短时间的停车(不超过1小时)，则可进行临时停车，其步骤与紧急停车相同。

紧急停车或临时停车后的重新投运

由于程序仍记录着停车时的状态且各吸附塔的压力也与停车时的一样，所以这时可从停车时的状态投运，让系统无扰动地恢复到正常工作状态。对产品纯度影响很小。步骤如下：

(1) 重新改通流程，并确认各吸附塔的压力与DCS上显示的暂停状态相符。

(2) 在DCS上将停车(STOP)按钮复位(置OFF)，系统即转入正常运行。千万注意：采用这种方法恢复运行前，必须确认各吸附塔的压力与停车锁存的状态是一致的。否则，一旦启动将可能使高压塔的气体串入低压的解吸气系统造成事故!

（3）如果吸附塔压力与显示的状态不符，又希望采用无扰动开车方式开车，可先关闭程控阀门的所有电磁阀驱动电源(在仪表柜内)，然后反复点动DCS画面上的步进按钮，使显示的状态与吸附塔各塔压力均相符，然后将停车按钮复位。

4.9 PSA装置操作要点

4.9.1 PSA操作原则 (1)吸附原理

压力越高，吸附容量越大，易于吸附；压力越低，吸附容量越小，易于解吸； 温度越高，吸附容量越小，易于解吸；温度越低，吸附容量越大，易于吸附。 (2)工艺操作参数

TRA7701：35～38 C；温度高会使原料气带来较多的饱和水，并使吸附剂的吸附容量下降；温度过低又会使吸附剂的脱附变得困难。

PIC7702：2.35～2.45MPa；在可能的条件下尽量提高，但不能超压。

PIC7707：0.030～0.038MPa；在可能的条件下尽量降低，但要保证转化炉燃烧。 (3)开车

a 检查并打开阀架环管上所有手动工艺截断阀；

b 检查并关闭所有阀架环管、吸附塔、缓冲罐上氮气阀，导淋阀；

c 检查并打开吸附塔，脱附气管上安全阀手阀；检查并关闭安全阀旁路阀； d 检查并打开氢气管线，脱附气管线上调节阀前后截止阀，关闭其旁路阀。 e 先开油泵站，待油泵站运行正常后，才能开PSA，开了PSA后，等原料气分析合格后，PSA系统再进原料气；

f 新开车或长期停车后开车应先把吸附时间设为满负荷时间，以保证PSA快速脱附杂质，生产氢气合格。时间设定：TE1＝TE2＝200

g 进气时缓慢同时打开原料气入口管上两个截断阀，使吸附塔缓慢升压，升压速度：0.1MPa/分，随后逐步同时开大入口管上两个截断阀，直到全开。 (4)停车

逐步关闭原料气入口管上两个截断阀，停止进气；

a 长期停车: PSA继续运行直到吸附压力为0.3MPa, 然后关闭脱附气管线上PV7704,PV7705的截断阀, 等各吸附塔压力均平就停PSA;同时停下油泵站。 注意：长期停车PSA一定要保持氮气正压；

b 临时停车: 不需做以上操作;

将DCS操作站上“START”置为“停车”，PSA即刻停车；关闭系统所有进出界区的截断阀使PSA系统与界区外隔断；此时禁止停油泵站。 （5）再次开车

a 短时停车,压力保持, 直接用“START”启动；PSA保持运行数据记忆；

b 有塔需要在停车时冲压或放压，在停车前应将其切除，开车时再将其恢复，避免系统由于压力原因波动；

c 长期停车或停车后塔压平均泄掉，直接用“START”启动。 4.9.2操作要点

吸附时间计算公式:

原负荷×（TE1原＋TE2原）＝新负荷×（TE1新＋TE2新） TE1新+ TE2新＝（原负荷/ 新负荷）×（TE1原＋TE2原） 经验参数

(1)中变气： 43000 mn/h 产品氢:26800 mn/h

中变气成分: H2 72%, CO 1.5%, CO2 21%, CH4 6.5% 产品氢成分: H2 99.99%, CO + CO2 1.2PPm, 回收率: 86.5% TE1=300 TE2=590

3

3

0

TE1新+ TE2新＝（43000/ 新负荷）×0 (2)低变气：

低变气成分：H2 74%, CO 0.06%, CO2 19.5%, CH4 7.0% 产品氢成分：H2 99.99%, CO + CO2 30PPm

脱附气成分：H2 24%，CH4 19.8%,CO 0.3%,CO2 55.6% TE1新+ TE2新＝（100000/ 新负荷）×477

4.9.3中变气和低变气公式都是以当时的原料气组成为基础测出的，当原料气组成发生变化时，TE1与TE2应作相应微调；当原料气含H2量低于公式测定时原料气含H2量 5% 时，TE1与TE2应降低约2%；当原料气含H2量于公式测定时原料气含H2量 5% 时，TE1与TE2应增加约1%；操作员应根据具体情况进行细调。

4.9.4注意ARSA7701的变化，当其值明显快速上升时，由于CO+CO2含量的惯性大，应立即检查原因，并适当将TE2缩短。 （1）ARSA7701 升高的原因及处理：

原料气流量增加，减小TE2（或TE1）； 原料气杂质量上升，减小TE2（或TE1）； 原料气温度低，升高到30～40 C； PIC7707升高，降低到小于0.040 MPa； PIC7702降低，升高到2.35～ 2.45MPa；

（2）在稳定的工况下，若CO+CO2含量较低时，要进一步提高产氢量，优化回收率，则应以5的倍数幅度缓慢增加TE2，切忌大幅度改变，每增加一次，要观察三个循环，观察等待期间严禁修改TE1，TE2；

（3）脱附气进转化炉燃烧是一个物料平衡，当脱附气量大于燃烧量时，脱附气必须放空，否则PIC7707将升高，引起杂质超标，禁止为提高进转化炉的脱附气量而提高PIC7707的设定；PIC7704的SV应为0.030--0.040 MPa；

（4）当负荷变化时，要注意调整PIC7707，监控脱附气压力，保持通畅，严禁超压，PIC7707应小于0.04 MPa；

（5）当负荷变化时，要注意调整FC7503的 设定值，以稳定脱附气的输出量；

（6）当负荷提高，TE1和TE2均小于300时，要注意E1和E2是否均平，因为时间缩短可能造成均压时间不够，处理方法如下：

a 调节PIC7701A～PIC7701J的PID参数，使控制更加快速灵敏；

b 调大PIC7701A～PIC7701J的阀位输出限位ML，使其保持大一点的流量； c 将PSET1～PSET4中一均E1,二均E2的设置降低0.03～0.05，以加大控制偏差，

增大均压速度。

D如终充FR有冲不够压力的情况，可参照上述方式处理。

（7）请记录并熟悉各种负荷下的参数：

TE1，TE2 时间操作参数 ARSA7701 CO＋CO2含量

FC7301 原料气流量及手动分析 FIQ7701 产品氢流量及手动分析 FC7503 脱附气流量及手动分析 PIC7702 产品氢压力 PIC7707 脱附气压力

以上记录将帮助操作人员分析判断PSA装置工作状态和正确操作并取得操作经验参

0

数。

（8） 油泵站作为PSA的动力源，应随时巡视，并记录PI7710，LI7701，TRA7702。

4.10 维修与故障处理

4.10.1 故障查找指南

PSA装置DCS系统的各项报警是查找故障重要依据。 查找指南

序号 1.停电 1 装置自动停车 2.油泵液位低低限、压力低低限 请电、仪人员检查 到现场检查实际液位，参照液压系统使用说明书处理 调整好油压 1.PSA部分吸附时间长 2 产品纯度低 2.吸附各阶段压力不正常 1.程控阀动作不正常(有阀门故障报警) 3 吸附压力不正常(看压力曲线) 2.程控阀内漏 3.产品气升压不正常 4.解吸压力过高 1.逆放速度太快 4 解吸气压力波动大 3 冲洗阀开度太大 2.逆放压力太高 检查电磁阀是否通电或卡死，检查阀门驱动装置是否卡住 检修程控阀 调整调节阀 检查调节阀和解吸气出口流量调节系统 检查调节阀，减少开启速度 检查均压阀、均压时间和各压控制阀，让每次压能均平，逆放压力尽量低 检查冲洗阀，减少开启速度 减小操作系数 根据各步序运行情况查找 现象与问题 可能的原因 进一步查找、处理 4.10.2 故障处理

PSA装置中的运转设备主要为控制仪表、液压系统和程控阀门。由于PSA装置的程控阀门开关频率非常高，因而是PSA 装置中最容易出现故障的部分，其处理方法如下： 4.10.2.1程控阀门故障处理 A、密封圈或填料故障

故 障 阀门内漏 阀门外漏 产 生 原 因 主密封圈划伤 轴密封松、损坏或老化 排 除 方 法 更换密封圈 压紧或更换密封填料 B、程控阀体故障

(1)现象：现场点动电磁阀能动，程控阀能动，但开不到位或关不到位，用扳手加力也扳不到位；

(2)判断：该程控阀报警,同时出现吸附塔压力偏差报警（D7701A～D7701J），报警框显示在屏幕左下角，吸附塔压力曲线出现混乱；

(3)处理：在自动切塔模式，程序自动切塔；在手动模式，操作员立即切塔，记下故障阀，通知维护人员检查；PSA保持切塔运行，找适当时机拆阀处理； C、驱动头故障

现象一：现场点动电磁阀不能动,程控阀开不动或关不动; （1）原因：电磁阀卡；

（2）判断：该程控阀报警,同时出现吸附塔压力偏差报警（D7701A～D7701J），报警框显示在屏幕左下角，吸附塔压力曲线出现混乱；

（3）处理：在自动切塔模式，程序自动切塔；在手动模式，操作员立即切塔，记下故障阀，通知维护人员维修；

现象二：现场点动电磁阀能动, 程控阀能动，但关不到位，用扳手加力能扳到位； （1）原因：内渣子卡住电磁阀；

（2）判断：该程控阀报警,同时出现吸附塔压力偏差报警（D7701A～D7701J），报警框显示在屏幕左下角，吸附塔压力曲线出现混乱；

（3）处理：在自动切塔模式，程序自动切塔；在手动模式，操作员立即切塔，记下故障阀，通知维护人员维修；

现象三：现场点动电磁阀能动, 程控阀能动，但开不到位，用扳手加力能扳到位； （1）原因：油缸内单向阀卡或油缸内密封漏；

（2）判断：该程控阀报警,报警框显示在屏幕左下角，不出现吸附塔压力偏差报警，吸附塔压力曲线正常；

（3）处理：记下故障阀，通知维护人员；适时安排切塔维修。 D、阀位检测故障

（1）现象：现场程控阀运行正常; （2）原因：阀位检测器坏；

（2）判断：该程控阀一直报警，报警框显示在屏幕左下角，不出现吸附塔压力偏差报警，吸附塔压力曲线正常；

（4）处理：记下故障阀，通知仪表维护人员维修。 E、程控阀开或关速度慢

（1）现象：现场程控阀运行正常，能开关到位，但速度慢； （2）原因：驱动头节流阀关得太小；

（3）判断：该程控阀一直报警，但过几秒就恢复，不出现吸附塔压力偏差报警，吸附塔压力曲线正常；

（4）处理：记下故障阀，到现场处理。面对电磁阀，右油缸端盖下方为开速节流阀芯，逆时针开，调快开阀速度，顺时针关，调慢开阀速度；左油缸端盖下方为关速节流阀芯，逆时针开，调快关阀速度，顺时针关，调慢关阀速度；一般一次调整90。 F、仪表柜驱动保险或线路故障

（1）现象：现场点动电磁阀能动, 程控阀能正常运动到位； （2）原因：程控阀驱动保险断或线路断线;

（3）判断：该程控阀报警,同时出现吸附塔压力偏差报警（D7701A～D7701J），报警框显示在屏幕左下角，吸附塔压力曲线出现混乱；

（4）处理：在自动切塔模式，程序自动切塔；在手动模式，操作员立即切塔，记下故障阀，通知仪表维护人员维修。 4.10.2.2吸附塔调节阀故障 A、旋塞调节阀打不开

（1）现象：有电信号输入，但调节阀不动； （2）原因：气源断或驱动部分卡；

（3）判断：程控阀不报警，但出现吸附塔压力偏差报警，吸附塔均压线变平缓，E1，E2不能均平，E3压差高，冲洗气放不出。

判断是哪一个旋塞调节阀打不开较困难，要从压力曲线来判断，看哪一个塔的E1和

0

E2都均不动，E1和E2线明显拉平，就是这个塔的调节阀打不开；受该塔影响的塔只会在E1或E2压力线明显拉平，不会两段都拉平。

（4）处理：关键在于判断出故障阀并立即切塔，记下故障阀，通知仪表维护人员维修。 B、旋塞调节阀不动

（1）现象：有电信号输入，但调节阀不动，处于一个固定开度； （2）原因：驱动部分卡；

（3）判断：程控阀不报警，但出现吸附塔压力偏差报警，吸附塔均压线变差错，E1，E2不能均平，E3压差高，冲洗不好。

判断是哪一个旋塞调节阀卡在中间更困难，要从压力曲线来判断，看哪一个塔的E1和E2都均得过快或过慢，不能进行正常调节E1和E2以及冲洗，就是这个塔的调节阀打不开；受该塔影响的塔只会在E1或E2或某段冲洗过程压力线异常，不会两段都异常。

（4）处理：关键在于判断出故障阀并立即切塔，记下故障阀，通知仪表维护人员维修，清洁驱动部分。 C、旋塞调节阀外漏

（1）现象：有气体从旋塞调节阀阀盖或填料处漏出； （2）原因：填料盖未压紧或密封垫漏；

（3）处理：发现故障阀后立即切塔，记下故障阀，通知维护人员维修。 如是填料盖未压紧，现场紧固压盖螺栓即可； 如是密封垫漏，则要在置换后拆阀才能更换密封垫。 4.10.3霍尔阀位传感器及电磁阀检查

PSA程控部分需检查处理的仪表部件是霍尔阀位传感器和电磁阀。 A、霍尔阀位传感器正常状态

系统运行时测量：

（1）信号端与公共端电压： 阀开 0 VDC 阀关 5 VDC （2）电流： 阀开 3 mA 阀关 0 mA （3）电源电压： 24VDC

（4）故障现象：显示阀一直打开，而程控阀正常运行；

（5）检测：当信号端与公共端电压在阀关时小于4.75VDC，则漏电流较大，可能出现阀位显示一直为“开”，

（6）处理：更换此霍尔阀位传感器。 B、电磁阀正常状态 （1）阻抗：70欧

电流：0.33 A，保险管 1A； 电压：24VDC

（2）故障现象：常烧保险管；

（3）检测：断开保险，测电压输出端与公共端的阻抗，阻抗大于正常值10%，则可能接线有松动；阻抗小于正常值10%，则可能现场电磁阀接线槽进水，造成阻抗降低；或电磁阀内部有短路；

（4）处理：拆开电磁阀接头，清除腔槽内积水，直接测量电磁阀阻抗，如仍然小，则需烘干再测，如还小，就要更换电磁阀。 3.4.10.4液压系统故障处理

1.严重噪音、油泵发热、压力表指示压力波动大 泵站滤油器堵塞 油泵吸空 油温太低(低于—20℃) 油的粘度过大 油箱不透气，泵出口胶管内有空气 调压阀故障 管路振动 卡住或磨损 液压系统内部有空气排除不良 油生泡沫 用油错误 油箱内油面过低 油泵故障 O形密封圈和挡圈损坏或烧坏 清洁或换新的滤油器 向换热器通适量低压蒸汽 使用推荐粘度的液压油 清洁空滤器，松螺纹放气 清洁或更换调压阀 紧固或加管卡 寻找高点排气 换适宜的油 加油到正确位置 更换O形密封圈和挡圈 2.油压运动缓慢或油缸不动，泵站压力表指示压力很小或急剧从调定压力下降 故 障 产 生 原 因 调压阀调定压力太低 压力不足或完全无压力 调压阀零件粘着卡死 调压阀磨损严重 油泵磨损过度或损坏 油泵粘着 油缸磨损或损坏 电磁换向阀粘着磨损或损坏 油液太脏 油液太脏，损坏密封机构 正常磨损到极限 油液太脏，卡住阀芯 正常磨损到极限 充氮压力不够或充氮压力过高 蓄能器 压力油接总管阀未打开，或回油针形阀未关严 损坏 排 除 方 法 调高压力 油不清洁：滤油并清洗调压阀 更换 更换 滤油、清洗油泵 检查油缸，更换密封件 修理或更换 过滤油、清洗电磁换向阀 更换 充氮到正常压力 分别打开和关闭 修理或更换

5 燃料气系统的操作

5.1脱附气的操作

（1）脱附气的压力控制

根据吸附原理，脱附气的压力越低，解吸的效果越好，吸附容量越大，则相同处理量吸附时间越长，从而使PSA的氢气回收率越高。但是，由于脱附气压力波动太大，如果将脱附气的压力控低将会造成转化炉炉膛温度波动。

脱附气的压力控制通过PC7707压力控制回路来实现，PC7707的控制方式为超压放空，当脱附气压力超过给定值时，PC7707自动打开放空，当脱附气压力低于给定值时，PC7707自动关闭。PC7707在正常操作过程中投自动，给定值为0.038MPa。 （2）脱附气的流量控制

设计采用脱附气压力PI7708和脱附气流量FC7503来控制入炉的脱附气流量。但是这种控制方式仅适用于脱附气压力相对稳定的工况。实际生产中，我们采用脱附气流量FC7503单表控制脱附气的流量。当脱附气流量波动较大时（如切塔、恢复塔操作），将FC7503投手动控制，控好脱附气入炉流量

5.2 V2025的操作

本装置用燃料气从厂燃料气系统来。在燃料气缓冲罐V2025罐底设有蒸汽盘管加热，

可使燃料气夹带的部分烃类汽化。燃料气在罐内缓冲分液后 进入各加热炉燃烧或去有关容器保压。分液罐需泄压时可通过放空线向放空系统泄压。要经常检查罐底液位，发现罐内有液位时要及时打开液体放空线将液体排至火炬，防止加热炉燃料气带液造成事故。 5.2.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.68 控制原理

由DCS压力控制回路PC7502自动调节由V2025的入口压力。当V2025的压力低时，开大PCA7502开度，使更多燃料气进入V2025，使之压力升高；反之，当V2025压力高时，调节PCA7502，使其开度减小，燃料气进入V2025的流量减少，压力下降。 控制原则

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 控制操作 1、 将PV7502改手动操作。 2、 内操联系仪表处理。 3、 内操根据转化炉入口压力及流量进行控制，外操与内操作配合，根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀不动作 1、 将PV7502改副线操作 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操作配合，根据现场压力显示进行监控。 5.2.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 2.496 控制原则

（1）加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。 （2）操作人员自身的安全，谨防中毒。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 3、 打开液体放空线，加强脱液。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 3V2025操作压力，MPa 0.20～0.35 安全阀SV2007定压，MPa 0.68MPa 正常液位操作指标，% 0 报警操作液位指标，% 2、现场满液位 3、现场液位计破裂 1、外操加大伴热蒸汽流量。 2、打开液体放空线，加强脱液。 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操控稳瓦斯系统压力及加热炉、转化炉炉膛膛温度。 3、 做好防毒工作。 5.2.3温度控制操作

设计温度，℃ 60 同时加强脱液。

操作温度，℃ 40 在正常生产过程中，外操在巡检时，如发现V2025温度较低时，应开大热蒸汽流量，

5.3 MI2001的操作

燃料混合器MI2001的作用是将转化炉主燃料脱附气和副燃料瓦斯经过多级混合，

得到热值比较均匀的混合燃料气，作为转化炉的燃料。

在MI2001的进出口各设有一个压力表，根据两个压力表的压差值，可以判断燃料

混合器是否有堵塞现象。

6 V2011开工系统的正常操作

6.1压力控制操作 设计压力，MPa 0.73 控制原理

由DCS压力控制回路PC7402自动调节由V2011的入口压力。当V2011的压力低时，开大PC7402开度，使更多氢气或其它工艺气体进入V2011，使之压力升高；反之，当V2011压力高时，调节PC7402，使其开度减小，氢气或其它工艺气体进入V2011的流量减少，压力下降。 控制原则

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 2、 内操联系仪表处理 3、 外操根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀故障 1、 将PV7402改副线操作，改上下游阀。 2、 内操联系仪表处理。 3、 *根据PI7402及现场压力表显示值控制V2011压力。 4、 手动调节MC7401控制V2011压力。 5、 手动调节PC7406控制V2011压力。 注*（建议不轻易使用这种措施）

控制操作 1、 将PV7402改副线操作。 V2011操作压力，MPa 0.35～0.55 安全阀SV2005定压，MPa 0.68MPa 6.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 3正常液位操作指标，% 报警操作液位指标，% 6 控制原理

10 0～50 由DCS液位控制回路LC7401自动调节由V2011的液位。当V2011的液位高于给定值时，LC7401自动打开，将液体压至V2001，使之压力升高；反之，当V2011液位低于给定值时，LC7401自动关闭。 控制原则

（1）加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。 （2）操作人员自身的安全，谨防中毒。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 3、液控阀失灵。 2、 清理液位计。 1、 内操将LC7401由自动调节改为手动调节或改副线控制。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2011液位。 1、 内操将LC7401改副线操作。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，将LV7401改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2011液位。 4、现场液位计破裂 1、 外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、 内操控稳压缩机入口压力及系统压力。 3、 做好防毒工作。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 3.6.3温度控制操作 设计温度，℃ 60 操作温度，℃ 40 在正常生产过程中，V2011的温度不会超高，但在装置开停工过程中，如果E2008冷却水未投用或冷却水量少时，V2011的温度便会升高，外操人员在巡检过程中应注意检查。

7 锅炉产汽系统操作法

7.1余热锅炉系统概况

系统外来的无盐水经过无盐水泵P2004A.B跨线，与低变气-无盐水换热器E2004换热以后，进入除氧槽V2017除氧（除氧槽V2021作为备用，正常生产中不投用），除氧槽V2017用1.0MPa蒸汽或0.45MPa蒸汽加热至104℃进行除氧，然后由锅炉给水泵P2003A.B加压，经过锅炉水第一换热器E2003预热后分两路，一路进入低压汽包V2023，另一路经锅炉水第二换热器预热后进入中压汽包V2015。低压汽包V2023产生0.45MPa蒸汽分两路，一路去T2001作汽提蒸汽以及去除氧槽V2017作除氧蒸汽，一路并入低压蒸汽管网。中压汽包V2015产生3.5MPa蒸汽大部分去转化炉作配汽用，多余蒸汽并入中压蒸汽系统管网。

7.2余热锅炉系统任务与主要工艺指标

本系统的目的是利用转化炉F2002出口转化气和对流室烟气的高位热能及中低温变换系统低位热能产生3.5MPa和0.45MPa的蒸汽。3.5MPa蒸汽一部分作为本装置工艺用的蒸

汽，一部分外送至管网；而0.45MPa蒸汽一部分作为酸性水汽提塔用汽，一部分作为除氧槽除氧用，多余部分外送管网，这样达到能量充分回收，综合利用的目的。 7.2.1锅炉给水(即V2017、V2021用水)

温度:102～104℃ 硬度:≤1.5μmol／L 悬浮物:≤5mg/L PH值:＞8.5～9.2 溶解氧:≤15μg/L

7.2.2炉水(即V2015、V2023用水)

PH值:9～11

磷酸根PO4:5～15mg／L Cl: ＜4mg／L 7.2.3蒸汽

（1）中压汽包V2015蒸汽

温度:415～440℃ 压力:≥3.5MPa 钠离子:＜15μg/kg （2）低压汽包V2023蒸汽

压力:≤0.62MPa

7.2.4除氧槽V2017及V2021

水温:102～104℃ 压力:1～15KPa

-3-

7.3煮炉

7.3.1煮炉的目的

煮炉的目的在于清除锅炉在制造、运输和长期停产以后形成的铁锈和油垢等，以保证锅炉运行后能获得合格的蒸汽。装置初次开工或更换锅炉时必须进行煮炉，以考察废热锅炉系统的施工质量。煮炉在装置开工时锅炉产生蒸汽之前进行。 7.3.2煮炉加药量(kg/mH2O)

NaOH:3～4 Na3PO4:2～3 7.3.3煮炉流程:

P2004A.B跨线 无盐水 V2016 P2004A.B E2004(壳) V2017、V2021 V2020 P2003A.B E2003(壳) P2005 3

V2023 蒸汽放空

V2019 排污

E2002(壳) V2015 过热段 消声器SL2003A.B放空

蒸发段 E2001(壳) V2019 排污

7.3.4煮炉步骤

7.3.4.1锅炉给水

（1） 联系调度，引无盐水进装置。

（2） 无盐水经过无盐水泵P2004A.B的跨线后，进入低变气-无盐水换热器E2004壳程，与来自低变气第二分水罐V2004来的低变气换热后，进入除氧槽V2017、V2021，建立液位至1/2～2/3水位，然后引1.0MPa蒸汽进行除氧。若外系统无盐水压力低于0.3MPa，可启动P2004A.B向除氧槽进水。在进水前应先打开除氧槽顶部排汽阀。

（3） 无盐水除氧合格后，可启动P2003A.B，向V2023、V2015充除氧水至1/2～2/3水位。在充水过程中要将汽包顶放空阀打开，打开中压汽包12条下降管及16条上升管的导淋阀进行冲洗，同时打开汽包的连续排污阀进行冲洗，直至水清洁为止，最后关闭排污阀，控制汽包最低液位在50%。 7.3.4.2加药煮炉

（1） 除氧器V2017、V2021通入1.0MPa蒸汽，已加热至104℃除氧。

（2） 根据煮炉的加药量计算得出NaOH的加药量为120kg，Na3PO4的加药量也为120kg。

（3） 把NaOH放入V2020内加入除盐水配成浓度为20%左右的药液。

（4） 将汽包液位控制在20%左右，并用蒸汽加热至沸腾状态。启动加药泵P2005向V2023、V2015加入NaOH药液，并一次全部注入。

（5） 将一半Na3PO4放入加药槽，配成20%的溶液，用加药泵将其加入汽包，以后逐步将余下的Na3PO4加入汽包，将V2023、V2015液面控制在2/3左右。 7.3.4.3中压汽包V2015煮炉

（1） 初次煮炉，蒸汽放空阀全开，随着炉膛温度的上升而产生蒸汽，V2015压力以每小时0.1MPa的速度升至0.2MPa，产汽由放空阀放空。维持20h以后，然后以每小时0.1MPa的升压速度，逐渐把汽包压力升至1.0MPa，通过消音器阀控制蒸汽压力，维持48h，当转化炉以10℃/h升温时，汽包压力以0.2MPa的升压速度升至1.5MPa，继续煮炉24小时，然后升压至3.0MPa，煮炉24小时。

（2） 煮炉过程中，进行多次泄压，通过排放消音器阀，压力泄放多次，操作过程中要缓慢，并保持汽包液位。

（3） 煮炉过程中要求分析炉水的总碱度和PO4含量，每4小时一次，当分析炉水PO4

稳定并接近于0.5g/Ｌ时，以每小时0.2MPa升至3.0MPa。煮炉大约需5～6天时间。

（4） 必须指出，只要没有充足的中压蒸汽经过蒸汽过热器，在蒸汽过热器前侧的烟道气温度不可升到400℃以上。

（5） 煮炉合格后，汽包以每小时0.2MPa的速度泄压至0.3MPa，打开连续排污阀和间断排污阀，进行大量的排放，并不断补充除氧水，维持汽包的液位恒定，直到排污清洁（进出汽包的水质基本相同），取样分析，其PH值与给水接近则置换合格，煮炉结束。

3-3-

（6） 煮炉结束后，汽包逐渐升压，废热锅炉系统全部投入使用，取样分析蒸汽含盐量小于0.1mg/Ｌ，此时，转化炉烘炉结束，炉管出口温度＞470℃，中变床层最低点温度＞200℃，汽包压力升至3.5MPa，蒸汽温度升至420℃，缓慢将自产蒸汽切入转化炉。在此之前，工艺蒸汽管线暖管排液，在切换过程中，防止操作不当，造成蒸汽顶原料（氮气），蒸汽加入量通过调节FC7203逐渐提量到20t/h，多余蒸汽通过消音器放空。

（7） 热氮试运结束后，转化炉停止配汽，所产蒸汽排放消音器，加热炉熄火，降到常温后，打开汽包、烟道人孔，分别进行煮炉后的检查。 7.3.4.4低压汽包V2023煮炉

（1） 当汽包有蒸汽产生后，通过控制消音器阀的开度，控制汽包压力，按升压曲线进行升压，升压速度≯0.2MPa/h。

（2） 每4小时分析一次炉水的总碱度和PO4的浓度。

（3） 当煮炉时间达到80小时，分析炉水中总碱度≯80mg.N/L，PH值在10～11时，煮炉结束。

（4） 煮炉结束后，蒸汽可根据需要排外系统或由消音器放空。

（5） 中低压汽包煮炉过程中，要对各部位进行严密性试验和检查，调整各参数至正常。

7.3.4.6注意事项

（1） 煮炉时要对汽包和蒸汽采样分析，要求炉水碱度≮46.5毫克当量/升，低于这一指标时要继续加入药液。

（2） 煮炉时V2015产生的蒸汽要经消声器放空。

（3） 煮炉期间V2023、V2015应保持高水位，但不允许碱水进入蒸汽过热段内。 （4） 消声器要保持有蒸汽排放，以保护过热段炉管。

（5） 煮炉期间要关死汽包蒸汽去转化炉有关阀门，防止蒸汽进入转化炉管。 （6） 配药时要准备好大锤、磅称、橡皮围裙、橡皮手套、橡皮靴子、防护面罩，确保人身安全。

（7） 特别要注意，NaOH对人体皮肤和眼睛有极强的腐蚀作用，对设备也有腐蚀和苛性脆化作用。要做好防护措施，严格按照配药浓度进行配制。 7.3.4.7煮炉结束

当煮炉结束时，V2015向消声器卸压至0.2MPa，V2023卸压到0.1MPa。然后打开连续排污阀排污，同时加大除氧水补充量，保持V2015、V2023液位在2/3。当排污较清洁时,采样分析，碱度降到10～20毫克当量/升时，置换结束。

煮炉后，打开V2015、V2023人孔检查煮炉效果，并作详细的记录，无苛性脆化、油污、锈垢等为合格。

煮炉合格后，锅炉若不立即投入运转，应设法进行保护，保护方法参见“停炉养护”部分。

3-

7.4开工前检查准备条件

（1） 整个系统安装或大修完毕，并验收合格，保温和油漆完好，流程正确。 （2） 锅炉的三大附件:压力表、液面计、安全阀经校验合格。 （3） 系统经煮炉合格，自动仪表、调节阀经校验好用。 （4） 锅炉系统水压试验合格。

（5） 联系调度作好供无盐水和除氧蒸汽的准备。

7.5开工操作步骤

(1) 改通无盐水进装置流程，向V2017、V2021进无盐水，打开除氧槽V2017及V2021

顶部放空阀。除氧槽先建立50%的液位，置换一遍，再重新建立50%的液位。引外来低压蒸汽除氧(开除氧蒸汽要先脱净水，同时要慢慢开，防止水击现象出现)，V2017应保持在1～15KPa的正压和104℃的温度下除氧，而V2021只作备用，不进行除氧。

(2) 打开中压汽包V2015、低压汽包V2023、低压汽包V2022顶部放空阀，当除氧水合格后，启动锅炉给水泵P2003A.B向V2015、V2023供水至50%液位后，打开排污阀进行排污并控稳V2015、V2023的液位。

(3) 检查流程，看有无泄漏，内漏问题，有意提高或降低液面，试验仪表和报警是否好用。当有问题时要停下来处理，确认一切正常后，转化炉才能点火对锅炉升温。

(4) 当汽包有蒸汽发生时，通过汽包顶部的就地放空阀控制蒸汽压力升至0.2～0.3MPa，然后缓慢关闭V2023、V2015放空阀，同时打开消声器放空，升温升压速度要缓慢，一般控制为0.2～0.3MPa/h，最高升压速度不大于0.5MPa/h。

7.6正常停运操作

锅炉系统停运与装置停工同时进行，由转化降量降温，直至熄火，炉水温度下降，蒸发量减少，直到完全停止，但要始终维持正常的汽包液位。

（1） 锅炉停运前，要详细检查设备是否存在缺陷，以便停运后检修。

（2） 由于蒸发量减少，要注意V2015、V2023的液位，必要时可停止给水或加大排污。 （3） 转化炉进炉蒸汽切除后，若中低压蒸汽温度及压力符合指标，可继续向系统并网；若因锅炉受压元件破损造成蒸汽压力无法控制，蒸汽改消声器放空。

（4） 当转化炉用N2置换后，停给水泵、加药泵、无盐水泵，炉水降温至70℃时，可放出全部炉水。

7.7紧急停炉

紧急停炉是在异常情况下进行的，否则将对设备和人身造成危害，在下列情况下可进行停炉。

（1） 锅炉严重缺水，经处理，汽包液位仍持续下降，降至液位下限。 （2） 锅炉水位迅速下降，虽不断给水并采取其它措施但液位仍不回升时。

（3） 全部给水阀组失灵，或给水系统严重故障，而一时无法修复，不能保证锅炉给水需要时。

（4） 液面计、安全阀、压力表等安全附件，其中有一种部失效时。 （5） 锅炉受压部件泄漏或严重损坏时。 紧急停炉的操作步骤:

（1） 通知值班，请示调度及上级领导，装置准备紧急停工。

（2） 按下转化炉停炉按钮，启动装置级联锁，若中低压蒸汽温度及压力符合指标，可继续向系统并网；若因锅炉受压元件破损造成蒸汽压力无法控制，应投用消声器放空。

（3） 只要不是因缺水(干锅)而紧急停炉，就应向汽包给水以维持正常液位。 （4） 如因缺水而紧急停炉，严禁向汽包给水，以防止爆炸事故，且进水阀要全关，转化炉停止进料，马上熄火，全开烟道挡板，所有看火孔也全部打开，加速降温，按紧急停工处理。

7.8产汽系统正常运行的管理和维护

7.8.1液位的控制

汽包的液位极为重要，要经常检查。液位应控制在液面计40～60%位置，液面计的仪表指示值应与实际液位一致，生产稳定后要投用自动控制。

（1） 除氧器V2017的液面通过LCA7601调节，液面控制在50%左右。 （2） 无盐水缓冲罐V2016调节液位由LCA7603控制在90%。

（3） 连续排污膨胀器V2018液位由LCA7607控制在50%。

（4） 中压汽包V2015液位由液控LCA7606控制，当LCA7606处于自动状态下时，为汽包进水时与汽包液位的串级调节；当LCA7606处于手动状态下时，为汽包液位单表控制。

（5） 液位计的冲洗操作液面计和冲洗要严防玻璃的骤冷骤热，同时也要防止蒸汽烫伤人，操作力求缓慢，切忌过急，正确的冲洗操作方法如下:

① 先关闭上、下引线阀，开排水阀，将液面计内的存水放出。 ② 关闭下引线阀,开上引线阀，冲洗蒸汽通道，要确认管道畅通。 ③ 开启下引线阀，水汽一齐冲洗。

④ 关闭上引线阀，冲洗水通道，要确认管道畅通。 ⑤ 开启上引线阀，再次汽水冲洗。

⑥ 关闭排水阀，观察浮漂是否上升到正常水位处，冲洗操作完毕。

7.8.2汽包压力控制

自产蒸汽压力控制在3.5MPa，受转化炉热负荷的影响，也受其它的工艺条件，不能单独通过调节热源来控制压力。

（1） V2017的压力控制由PCA7601A调节0.45MPa蒸汽进入除氧槽V2017流量的大小，最终控制除氧蒸汽的量来实现。

（2） V2021的压力由PCA7602调节低压蒸汽进入V2021来实现，但由于V2021停用，调节阀PCA7602手动全关。

（3） 3.5MPa汽包的压力由中压汽包出装置压控阀PC7604调节。自产蒸汽供转化炉配汽,多余蒸汽送出装置管网。 7.8.3温度调节

3.5MPa蒸汽温度控制在410～440℃，由TCA7604控制，通过TV7604A和TV7604B进行调节，两个调节阀共同作用且互为反作用。其中，TV7604A为正作用，TV7604B为反作用。当过热蒸汽温度高时，则减少饱和蒸汽进入过热段的流量。反之，当过热蒸汽温度低时，则增加饱和蒸汽进入过热段的流量。 3.7.8.4排污操作

随着炉水的蒸发，溶解的盐分和其它杂质浓度也逐渐增加，使炉水品质变坏，引起汽水共沸和受热面结垢。为了保证锅炉的安全运行和受热炉内部清洁，锅炉要进行排污操作。 7.8.4.1连续排污

即表面排污，其目的是排除炉内悬浮杂质和含盐浓度较高的炉水，以维持额定的炉水含盐量。中压汽包V2015的连续排污口是位于汽水界面以下80mm处，即蒸汽释放区，是炉水中含盐浓度最大的地方。从这里排污，可以保证蒸汽和汽包水含盐量在规定范围内。中压汽包中的污水进入连续排污膨胀器V2018减压，产生一部分蒸汽进入除氧器V2017及V2021进行除氧，而未蒸发的热污水则进入定期排污器V2019，V2018液位由LCA7607控制。连续排污量应控制在汽包给水量的3～5%，以不断清除炉水表面的悬浮物。 7.8.4.2定期排污

即间断排污，目的是排除炉水中的沉淀物和加速调节炉水品质。定期排污，每班至少进行一次，当炉水碱度超标或PO4浓度超标时，就要加强定期排污。水位过高也可利用加大排污量来恢复正常液位。

排污过程中的注意事项:

① 排污时，要应先提高汽包液位，同时监视汽包液位变化情况；

② 排污时，若汽包液位不正常，则要暂时停止排污，待汽包液位正常以后再重新进行； ③ 排污时，炉水会迅速汽化，应注意安全。

3-

7.8.4.3定期排污方法

（1） 先打开两道排污阀间的导淋阀，然后按水流方向打开排污线的第二道阀，排尽管线中的存水后关闭第一道阀及导淋阀。

（2） 按水流方向先开第一道阀，然后稍开第二道阀进行暖管后再开大排污阀。 （3） 排污时，排污管道内应无冲击声，如有冲击声，应关小第二道阀，直至冲击声消失后,再缓慢开大排污阀。排污过程中应进行快速开关阀门的操作，以便提高排污面积。

（4） 排污结束后，应先关第二道阀，再关第一道阀，以保护第一道排污阀不受损害。 7.8.5炉水加药 7.8.5.1加药的作用

炉水加入一定量的Na3PO4水溶液，使炉水保持一定浓度的磷酸根PO4 (约5～15mg/L)，与给水中的钙化合生成磷酸钙，成为具有高分散度的胶体微粒，可作为炉水结晶的中心，减少受热而结垢。围绕磷酸钙生成的松散水垢，不会附于汽包内壁，待定期排污时排出。 7.8.5.2加药方法（连续加药法）

（1） 将一定量Na3PO4加入V2020中，搅拌使之溶解。

（2） 根据需要，用加药泵P2005抽V2020的药液连续注入汽包V2015、V2023中。根据炉水分析中PO4的含量调整注入量。

（3） 一般情况下，要连续加药，以确保炉水中PO4浓度的稳定。

（4） 每次加药，开加药泵前要先开泵的回流阀，由回流阀调节泵的出口压力，待压力大于泵出口管线介质压力时，再打开泵的出口阀。停泵时，先停下加药泵再关闭出口阀即可。

3-3-3-

7.9 V2016的操作

7.9.1液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 160.2 控制原理

由DCS液位控制回路LC7603自动调节由V2016的液位。当无盐水罐V2016的液位高于给定值时，当V2016液位LC7603自动关闭，停止系统无盐水进入V2016；反之，低于给定值时，LC7603自动打开，将加大系统无盐水进入V2016的流量，提高V2016液位。 控制原则

加强对DCS及现场液位的检查，努力控稳容器的液位。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 控制操作 1、 内操将LC7603由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 根据现场液位控稳V2016进水量。 4、 仪表处理好后，LC7603由手动调节改为自动调节，液位给定为90%。 2、液控阀失灵。 1、 内操将LC7603改副线操作，将LC7603的上下游阀关闭。 2、 内操联系仪表处理。 3、 根据DCS液位显示值及现场液位控稳V2016进水量。 4、 仪表处理好后，LC7603由手动调节改为自动调节，液位给定为90%。 3正常液位操作指标，% 90 报警操作液位指标，% 35～100 3、液位波动大 3.7.9.2温度控制操作

1、 内操将LC7603由自动调节改为手动调节。 2、 内外操迅速查明液位波动原因并处理。 设计温度，℃ 60 温度影响，外操人员在巡检过程中应注意检查。

操作温度，℃ 40 V2016为常温常压容器，在正常生产过程中，V2016的温度不会超高，其温度只受进水

7.10 V2017的操作

7.10.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.09 控制原理

除氧槽V2017的压力由DCS压力控制回路PC7601A自动调节。当除氧槽V2017的压力低时，开大PC7601A开度，加大低压蒸汽量，使之压力升高；反之，当除氧槽V2017压力高时，调节PC7601A，使其开度减小，减少低压蒸汽量，降低除氧槽V2017压力。

注：设计采用PC7601压力控制回路自动调节V2017的压力，但是由于E2005热量不够，造成V2017吹汽量不够，故正常生产情况下，PC7601手动全关。 控制原则

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 控制操作 1、 内操将液控阀PC7601A由自动调节改为手动调节。 2、 将PV7601A改副线操作。 3、 内操联系仪表处理 4、 外操根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀故障 1、 将PV7601A改副线操作。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，控稳V2017压力。 3、水封启跳，压力下降

7.10.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 30 控制原理

由DCS液位控制回路LC7601自动调节由V2017的液位。当V2017的液位高于给定值时，LC7601自动关闭，减小除氧槽的进水量；反之，当V2017液位低于给定值时，LC7601自动打开，加大除氧槽的进水量。 控制原则

3V2017操作压力，MPa 0.02 安全阀SV2020A/B定压，MPa 0.06MPa 1、 关小或停止V2017除氧蒸汽。 2、 重新封回水封。 3、 重新投用除氧槽V2017除氧蒸汽，建立除氧槽压力。 正常液位操作指标，% 65 报警操作液位指标，% 60～75 1、 加强对DCS及现场液位的检查，努力控稳容器的液位。

2、 判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进料平衡。

非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 3、 打开液体放空线，加强脱液。 2、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 3、液控阀失灵。 1、 内操将LC7601由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2017液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7601改副线操作，根据DCS及现场液位显示，调节副线开度，控稳V2017液位。 2、 内操联系仪表处理。 4、液位波动大 3.7.10.3温度控制操作 设计温度，℃ 200 操作温度，℃ 104 3、 内操将LC7601由自动调节改为手动调节。 4、 内外操迅速查明液位波动原因并处理。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 在正常生产过程中，V2017中无盐水的温度通过无盐水换热器换热及除氧槽的吹汽量来保证的，受E2004的换热量及吹汽量影响。工艺上，通过关小或关死E2005出口截止阀来调节E2004的换热量，而在操作上，外操人员在巡检过程中应注意检查除氧槽温度，及时调整吹汽量。

7.11 V2021的操作

7.11.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.09 控制原理

除氧槽V2021的压力由DCS压力控制回路PC7602自动调节。当除氧槽V2021的压力低时，开大PC7602开度，加大低压蒸汽量，使之压力升高；反之，当除氧槽V2021压力高时，调节PC7602，使其开度减小，减少低压蒸汽量，降低除氧槽V2021压力。

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。

非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 控制操作 1、 内操将液控阀PC7602由自动调节改为手动调节。 2、 将PV7602改副线操作。 3、 内操联系仪表处理 V2021操作压力，MPa 0.02 安全阀SV2021A/B定压，MPa 0.06MPa 影响因素 控制操作 4、 外操根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀故障 1、 将PV7602改副线操作。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，控稳V2021压力。 3、水封启跳，压力下降

7.11.2液位控制操作

1、 关小或停止V2021除氧蒸汽。 2、 重新封回水封。 3、 重新投用除氧槽V2021除氧蒸汽，建立除氧槽压力。 设计罐容（60%液位），m 21 控制原理

3正常液位操作指标，% 50 报警操作液位指标，% 0～85 由DCS液位控制回路LC7601自动调节由V2021的液位。当V2021的液位高于给定值时，LC7602自动关闭，减小除氧槽的进水量；反之，当V2021液位低于给定值时，LC7602自动打开，加大除氧槽的进水量。 控制原则

1、 加强对DCS及现场液位的检查，努力控稳容器的液位。

2、 判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进料平衡。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 3、 打开液体放空线，加强脱液。 2、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 3、液控阀失灵。 1、 内操将LC7602由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2017液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7602改副线操作，根据DCS及现场液位显示，调节副线开度，控稳V20217液位。 2、 内操联系仪表处理。 4、液位波动大 3.7.11.3温度控制操作 设计温度，℃ 200 操作温度，℃ 104 5、 内操将LC7602由自动调节改为手动调节。 6、 内外操迅速查明液位波动原因并处理。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 在正常生产过程中，V2021中无盐水的温度通过无盐水换热器换热及除氧槽的吹汽量来保证的，受E2004的换热量及吹汽量影响。工艺上，通过关小或关死E2005出口截止阀来调节E2004的换热量，而在操作上，外操人员在巡检过程中应注意检查除氧槽温度，及

时调整吹汽量。

7.12 V2015的操作（液位、流量三冲量调节、压力、排污）

7.12.1压力控制操作

设计压力，MPa 4.6 控制原理

由DCS压力控制回路PC7604自动调节中压汽包V2015的压力。当中压汽包V2015的压力低于给定值时，PC7604自动关小PV7604开度，减少中压蒸汽并网量；反之，当中压汽包V2015压力高于给定值时，PC7604自动开大PV7604开度，加大中压蒸汽并网量，使中压汽包压力下降。 控制原则

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 控制操作 1、 内操将液控阀PC7604由自动调节改为手动调节。 2、 利用PI7605监控中压汽包压力。 3、 内操联系仪表处理 4、 外操根据现场压力显示进行监控。 2、压控阀故障 1、 将PV7604改副线操作 2、 内操联系仪表处理。 3、 根据PI7604、PI7605的显示值控稳中压汽包压力。 3、液位上升或下降过快，导致容器空容变化过快，压控系统不能及时调节 4、给水中断 1、 装置降温降量，内操适当降低加热炉出口温度及转化炉温，并同时调整好转化炉的水碳比。 2、 及时查明原因。 3、 按给水中断处理。 3.6.2.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 22.26 控制原理

装置设计了一套给水量的三冲量调节系统来维持液位的稳定。该控制回路的三冲量

分别为：汽包液位、给水流量、蒸汽流量。当LC7606处于自动状态时，蒸汽流量通过温压补偿后送入加法器FY7605，相加信号送入LC7606，液位信号由LT7606或LT7606B送入LC7606。加法器LC7606把蒸汽流量信号和汽包液位信号相加后与LC7606的给定值作比较，再根据差值来调节阀位，从而达到控稳汽包液位的目的。而当LC7606处于手动状态时，可手动改变LC7606的阀位值以调整汽包液位。中压汽包压V2015有两个液位测量点LIA7606A及LIA7606B，两个液位信号的使用可通过手动切换开关HS7606来完成。

3V2015操作压力，MPa 3.5～4.1 安全阀SV2011A/B定压，MPa 4.57MPa 1、 内操调整液控阀LC7606的PID值（自动状态）。 2、 内操手动开关液控阀LC7606（手动状态）。 正常液位操作指标，% 50 报警操作液位指标，% 50～62 当中压汽包液位低于给定值时，LC7606自动调节LV7606，加大中压汽包进水量；当中压汽包液位高于给定值时，LC7606自动调节LV7606，减少中压汽包进水量，整个调节过程都通过三冲量控制来完成的。 控制原则

（1）加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。

（2）判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进料平衡。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 3、 重新投用。 2、现场液位计破裂 3、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 4、液控阀失灵。 1、 外操与内操联系好，根据LI7606A/B的显示值，将LC7606改副线控制。 2、 内操联系仪表处理。 5、液位波动大 3.6.2.3温度控制操作

设计温度，℃ 274 巡检过程中应注意检查。

操作温度，℃ 254 1、 内操将LC7606由自动调节改为手动调节。 2、 内外操迅速查明液位波动原因并处理。 1、外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、内操将LC7606由自动调节改手动调节，控稳汽包液位。 1、 内操将LC7606由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀，打开排水阀泄压。 在正常生产过程中，V2015的温度不会超高，其进水温度受E2002影响，外操人员在

7.13 蒸汽过热段操作

7.13.1压力控制操作

设计压力，Mpa 3.97 7.13.2温度控制操作

设计温度，℃ 440 控制原理

由DCS温度控制回路TC7604自动调节中压汽包V2015蒸汽过热段出口蒸汽的温度。中压汽包过热蒸汽温度TCA7604是单表控制，它同时控制两调节阀TCA7604A和TCA7604B，而不是分程控制，并且TCA7604在DCS上的控制面板是按TCA7604A进行制作的。其中TCA7604A为风关阀，TCA7604B为风开阀，两个阀门开关作用相反，即一个阀门全开时，另一个阀门全关。当调节阀TV7604A打开时X%开度时，调节阀TV7604B将关闭（100%- X%）开度；如调节阀TV7604A打开45%时，调节阀TV7604B将关闭55%。

操作温度，℃ 410～440 蒸汽过热段操作压力，MPa 3.7 安全阀SV2012定压，MPa 3.97MPa 蒸汽过热段压力由中压汽包压力控制。

控制原则

（1） 内外操配合首先检查温度控制系统是否正常工作，控稳好过热蒸汽温度。 （2） 判断造成温度波动的其它原因。 （3） 避免入炉中压蒸汽中断。 （4） 避免中压汽包憋压。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：温度指示假信号或温度指示失灵 控制操作 1、 内操将液控阀TC7604由自动调节改为手动调节。 2、 利用TI7604监控过热蒸汽温度。 3、 内操联系仪表处理。 4、 如果造成入炉中压蒸汽中断的，按入炉中压蒸汽中断处理预案处理。 2、温控阀TV7604A故障 1、 将TV7604A改副线操作 2、 内操将TC7604由自动调节改手动调节。 3、 内操联系仪表处理TV7604A。 4、 根据TI7604的显示值控稳过热蒸汽温度。 3、温控阀TV7604B故障 1、 将TV7604B改副线操作 2、 内操将TC7604由自动调节改手动调节。 3、 内操联系仪表处理。 4、 根据TI7604的显示值控稳过热蒸汽温度。 4、过热蒸汽温度波动大 1、 内操调整温控阀TC7604的PID值（自动状态）。 2、 内操手动开关温控阀TC7604（手动状态）。 7.14 V2018、V2019的操作

7.14.1 V2018的操作 7.14.1.1压力控制操作

设计压力，Mpa 0.78 控制原理

连续排污膨胀器与除氧槽相连，压力与除氧槽一致。 控制原则

外操检查现场压力表是否正常工作。 7.14.1.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 控制原理

由DCS液位控制回路LC7607自动调节由V2018的液位。当V2018的液位高于给定值时，LC7607自动打开，将液体压至V2019；反之，当V2018液位低于给定值时，LC7607自动关闭。 控制原则

（1） 加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。

（2） 判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进料平衡。

3V2018操作压力，MPa 0.02 安全阀SV2018定压，MPa 0.68MPa 正常液位操作指标，% 10 报警操作液位指标，% 20 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 2、现场液位计破裂 3、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 4、液控阀失灵。 1、外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、内操将LC7606由自动调节改手动调节，控稳中压汽包液位。 1、 内操将LC7607由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 3、 外操与内操联系好，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2018液位。 1、 外操与内操联系好，将LV7607改副线操作，根据现场液位显示，调节副线开度，控稳V2018液位。 2、 内操联系仪表处理。 7.14. 1.3温度控制操作 设计温度，℃ 130 程中应注意检查。 7.14.2 V2019的操作

在正常生产过程中，中低汽包排污过程中，应打开间断排法膨胀器V2019入口新鲜水对排污水进行冷却后，直接排入含油污水井。经过处理的排污水后，温度不会太高，外操人员在巡检过程中应注意检查。

操作温度，℃ 104 在正常生产过程中，V2018的温度受除氧槽影响，温度不会太高，外操人员在巡检过

7.15 V2023的操作

7.15.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.8 控制原理

由DCS压力控制回路PC7604自动调节中压汽包V2015的压力。当中压汽包V2015的压力低于给定值时，PC7604自动关小PV7604开度，减少中压蒸汽并网量；反之，当中压汽包V2015压力高于给定值时，PC7604自动开大PV7604开度，加大中压蒸汽并网量，使中压汽包压力下降。 控制原则

（1）内外操配合首先检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。 （2）判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。 非正常操作

影响因素 1、仪表故障：压力假信号或压力失灵 控制操作 1、 内操将液控阀PC7604由自动调节改为手动调节。 2、 利用PI7605监控中压汽包压力。 3、 内操联系仪表处理 4、 外操根据现场压力显示进行监控。 V2011操作压力，MPa 0.40～0.60 安全阀SV2013A/B定压，MPa 0.72MPa 影响因素 2、压控阀故障 控制操作 1、 将PV7604改副线操作 2、 内操联系仪表处理。 3、 根据PI7604、PI7605的显示值控稳中压汽包压力。 3、液位上升或下降过快，导致容器空容变化过快，压控系统不能及时调节 4、给水中断 1、 内操调整液控阀的PID值（自动状态）。 2、 内操手动开关进液控阀（手动状态）。 1、 装置降温降量，内操适当降低加热炉出口温度及转化炉温，并同时调整好转化炉的水碳比。 2、 及时查明原因。 3、 按给水中断处理。 7.15.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 5.916 控制原理

由DCS液位控制回路LC7608自动调节由低压汽包V2023的液位。当V2023的液位低于给定值时，LC7608自动打开，加大V2023的进水量；反之，当V2023液位高于给定值时，LC7608自动关闭，减少V2023的进水量。 控制原则

（1）加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。

（2）判断造成液位波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证进料平衡。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、 清理液位计。 3、 重新投用。 2、现场液位计破裂 3、仪表故障：液位测量假信号或液位指示失灵。 4、液控阀失灵。 1、 外操与内操联系好，根据LI7608A/B的显示值，将LC7608改副线控制。 2、 内操联系仪表处理。 5、液位波动大 7.15.3温度控制操作 设计温度，℃ 175 操作温度，℃ 155 1、 内操将LC7608由自动调节改为手动调节。 2、 内外操迅速查明液位波动原因并处理。 1、外操关闭现场液位计上下引线阀。 2、内操将LC7608由自动调节改手动调节，控稳汽包液位。 1、 内操将LC7608由自动调节改为手动调节。 2、 内操联系仪表处理。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀，打开排水阀泄压。 3正常液位操作指标，% 50 报警操作液位指标，% 40～70 在正常生产过程中，V2023的温度不会超高，其温度受低压汽包蒸汽发生器E2010影

响，外操人员在巡检过程中应注意检查。

7.16 V2022系统的操作

7.16.1压力控制操作

设计压力，MPa 0.21 控制原理

V2022压力与除氧槽V2017、V2021压力一致，由PC7601A控制，随除氧槽压力的变

化而变化。 控制原则

（3） 外操检查压力控制系统是否正常工作，努力控稳容器压力、液位。

（4） 判断造成压力波动的其它原因，在满足下游设备不受影响的前提下尽量保证压力平衡。

7.16.2液位控制操作 设计罐容（60%液位），m 13.794 控制原理

V2022与除氧槽V2017、V2021相连，其液位由DCS液位控制回路LC7601及LC7602自动调节。并随除氧槽V2017、V2021液位的变化而变化。 控制原则

（1） 加强对现场液位的检查，努力控稳容器的液位。 非正常操作

影响因素 1、现场液位计堵 2、现场液位计破裂 3.7.16.3温度控制操作 设计温度，℃ 126 意检查。

操作温度，℃ 106 2、 清理液位计。 1、 外操关闭液位计上下引线阀。 2、 内操控好除氧槽液位。 控制操作 1、 外操将液位计切出，关上下引线阀。 3V2022操作压力，MPa 0.02 正常液位操作指标，% 50 报警操作液位指标，% 在正常生产过程中，V2022的温度与除氧槽的水温一致，外操人员在巡检过程中应注

7.17停炉与养炉

(1)湿法养

在装置短期停汽后，可向中低压汽包内充入1.0MPa蒸汽，控制汽包内压力在0.5MPa进行保护，若汽包内冷凝水超过50%的液位，可打开汽包底部排污阀排掉部分冷凝水。 (2)充氮养

将全部炉水放净后，关闭排污阀等有关阀门，充入氮气，严禁空气进入，充氮气压力为0.5MPa。 (3)干法养

先将锅炉内存水全部排干净，并用氮气吹扫管内存水，然后在汽包内装入块状生石灰或氯化钙(放在铁盘上)。放入量一般为: 每立方米锅炉容积放入无水氯化钙2kg 或生石灰3kg，然后将锅炉封闭。以后每半月打开人孔检查，再以后每隔一个月检查一次，当吸干剂

吸水变质以后要及时更换。本方法适合于三个月以上长期停运的锅炉。

7.18锅炉事故处理

7.18.1除氧器出水不合格的原因及处理 (1)原因

a) 除氧器进水温度太低。 b) 加热蒸汽量小。

c) 进水量过大，超过除氧器的设计值，使除氧器内水温达不到沸点。 d) 排汽阀门开度太小。 e) 联样方法不对。 (2)处理

a) 关小E2005管程出口截止阀，全开E2004管程入口截止阀，加大无盐水的换热量。 b) 提高PCA7601A的设定值，加大0.45MPa除氧蒸汽量，若仍无法满足除氧温度，可打开PCA7601A副线阀加大蒸汽量。

c) 若除氧槽负荷过大，可将V2021重新投入使用，以减轻V2017的负荷，保证除氧水的质量。

d) 开大除氧槽的排汽阀门，加大排汽量。 e) 将锅炉给水采样线置换干净，重新采样分析。 7.18.2 V2015缺水 (1)现象

① LCA7606发生低液位报警。

② LI7606A、LI7606B液位指示低于正常值。

③ 现场液位计LG7606、LG7607液位指示低于正常值。 (2)原因

① LCA7606串级调节失灵。

② 玻璃液面计指示不准，使操作人员操作失误。

③ 给水泵跳闸或其它故障，使实际给水量低于蒸汽发生量。

④ 锅炉排污时间过长，未注意水位变化或未关闭阀门或给水管路泄漏严重。 ⑤ 对流段蒸汽发生段和蒸汽过热段管道破裂或E2001内漏。 ⑥ 烟道气温度过高。 (3)处理

当液位计看不到水位时，先对液位计进行冲洗，正确判断汽包缺水程度。采用“叫水法”判断，若看不见水位即为严重缺水，应立即紧急停炉；若经冲洗可见水位时，即为轻微缺水，此时可进行如下处理:

① 将LCA7606由自动调节改为手动调节，加大给水量。

② 如果给水压力低，可通过PCA7603A.B压控阀调节供水压力，如果还不行，应立即启动备用泵，提高水压供水。

③ 检查排污的开关情况，把排污阀关闭。

④ 适当降低转化炉温度使烟气温度降低，保持供水与产汽量的平衡。

⑤ 经上述措施后，仍不见水位上升时，应立即通知上级，采样紧急停炉措施。 7.18.3 锅炉满水 (1)现象

① LCA7606发生高液位报警。

② LI7606A、LI7606B液位指示高于正常值。

③ LG7606、LG7607指示液位高于正常值。 (2) 原因

给水量不正常，给水量大于蒸发量。 (3)处理

① 冲洗玻璃液面计，检查其指示是否正常。

② 将LCA7606由自动调节改为手动调节，减少锅炉给水，降低液位。 ③ 加大排污，降低水位，调整到正常液面。 ④ 通过PCA7603A.B降低供水压力和供水量。 7.18.4汽水共沸 (1)现象

液位计内水位剧烈波动，甚至看不清水位的位置，严重时蒸汽管内发生水击，汽包会发生高限报警或低限报警。 (2)原因

炉水水质不好，碱度高，给水含油或加药不正常或水位过高，锅炉负荷骤增。 (3)处理

① 加强连续排污和定期排污，同时注意给水流量的大小，防止水位过高。

② 保持低水位进行定期排污和换水，通过换水来改善炉水品质。当炉水分析合格后，调整排污量到正常指标。

③ 当炉水水质未合格时，锅炉不能增加负荷，必要时联系转化岗位，降低转化炉的热负荷，减少烟气给热量。 7.18.5液位计玻璃破裂 (1)现象

汽包液位计大冒蒸汽，并有响声。 (2)处理

① 在确保安全的前提下，迅速关闭液位计的引线阀，更换玻璃液位计，换好后，先稍开汽阀预热玻璃，然后缓慢开水阀，再开大汽阀，液面计投入运行。

② 如果是中压蒸汽包，有可能无法按上述步骤实施，则要考虑停锅炉。

3.8 炉子管理和操作

3.8.1加热炉投用前的检查准备工作

（1） 检查炉膛内衬里无脱落，其他附件完好。

（2） 炉膛内和炉区周围环境清扫干净，人孔、防爆门、看火窗封好。

（3） 加热炉零部件，如烟道挡板、看火孔、防爆门、火嘴一、二次风门灵活好用。 （4） 加热炉的自保系统、压力表、热电偶，各有关控制阀、手阀灵活好用。 （5） 瓦斯系统气密转置换合格，处于可开工状态，火嘴、长明灯清洗搞通，并安装好，瓦斯软管脱开。

（6） 消防器具齐全好用。

（7） 检查确认瓦斯系统流程，将引瓦斯至调节阀前，用瓦斯置换残存在管线的氮气并注意防止瓦斯漏入加热炉炉膛，投用V2025伴热蒸汽，并将液体排净。

（8） 确认所有炉管有均匀介质流动。

（9） 全开风门和烟道挡板，保持炉膛通风良好，然后炉膛采样做动火分析合格。 （10） 准备好点火工具。

8.2引燃料气的操作

（1） 改通瓦斯系统流程

瓦斯 PCA7502 V2025 KV7102 TC7101 F2001 FV7502 F2002 （2） 瓦斯系统置换

调通装置界区平台低压氮至瓦斯的8字盲板，向瓦斯充入氮气至0.1MPa后，打开安

全阀SV2007跨线，对瓦斯系统置换。氧含量小于0.5%合格。

（3） 瓦斯系统气密

从界区低压氮充氮线向瓦斯系统充入低压氮至0.5MPa后，利用肥皂水对瓦斯系统进

行气密。

（4） 联系生产调度，准备引燃料气进装置。

（5） 确认加热炉火咀、长明灯手阀已全关、管线高低点放空手阀已关。

（6） 微开瓦斯界区阀，将瓦斯引至F2001、F2002火嘴手阀前，当瓦斯压力达到0.1MPa时，关闭瓦斯界区阀，打开安全阀SV2007跨线，对瓦斯系统置换。置换两遍后，重新打开瓦斯界区阀，将瓦斯引至F2001、F2002火嘴手阀前。

（7） 联系分析站采瓦斯样作气体组成分析。

8.3点火操作

8.3.1加热炉的点火操作

⑴ 关闭各瓦斯火嘴和长明灯的炉前手阀等有关手阀。 ⑵将瓦斯引至长明灯及火嘴各手阀前。

⑶关闭一次风门，稍开二次风门，将烟道挡板的开度调至最小，尽量降低炉膛负压。 ⑷ 点火前，先接好四个长明灯软管，然后将点火棒点着，插入点火孔固定，人站在安全地方，慢慢地开长明灯手阀，将长明灯点着，随后抽出点火棒。当长明灯全部点着后，再根据加热炉的升温速度增点火嘴。增点火嘴时，先接好火嘴软管，然后打开需要增点的火嘴手阀增点火嘴。点火完毕后，手动调好风门，使火苗高低一致，使火焰正常。

⑸ 如果点第一把火时，长明灯也熄灭，应立即关闭手阀。在重新点火前，必须用蒸汽吹扫至烟囱见蒸汽后方可重新点火。 8.3.2 F2002的点火操作 8.3.2.1点火的条件

（1） 启动鼓风机及引风机，投用鼓风机及引风机停机联锁。按下燃料气压力低低旁路按钮HS7003，投用装置级联锁。

（2） 检查各大小火嘴均已关闭。 （3） 转化系统已建立冷氮循环。

（4） 中、低压汽包进水结束，液位50%待用，汽包顶部放空阀已打开。

（5） 调整鼓风机和引风机调节风门，控好转化炉膛负压，抽风三十分钟以上，把残留瓦斯排净，炉膛负压建立在-50～-100Pa之间。

（6） 手动调节FC7201，将瓦斯引至转化炉燃烧器的小火嘴手阀前。 （7） 炉膛上下至少2个点测爆分析合格。 （8） 投用下集合管水套冷却水。 3.8.3.2.2点火操作

点火原则：从两旁到中间，间隔均匀点火。

转化炉火嘴序号分布原则: 从西往东:A、B、C、D、E、F、G排

从北往南:1～16#（例: A1为A排第1＃火嘴）

点火操作由两人同时进行：

（1）首先点C、E排的6#、14#火嘴。点火时，C、E两排火嘴相向点燃，即：C排点燃6#、14#火嘴，而E排点燃14#、6#火嘴。

（2）根据转化炉的升温要求，逐步点燃A、B、C、D、E、F、G各排的火嘴。 点火时，打着点火，伸入点火孔，然后打开小火嘴手阀，点燃小火嘴。点火前，火嘴一次风门要全开，二次风门置于30%位置。点火时，小火嘴手阀先开大，点着后，再把手阀关小。

（3）点火成功后，转化炉的升温速度以转化炉入口温度TIA7234为准，一般为25～30℃/ｈ。

（4）如果一次点火不成功，立即关闭小火嘴，待炉膛通风至少20分钟，确认炉膛内不含可燃物后，方可再次点火，否则会有爆炸的危险。

（5）点火操作完成后，转化炉温控投用TCA7201A与FC7201的串级调节。

8.4升温操作

（1） 检查加热炉各火嘴有无熄火的情况。

（2） 升温期间检查炉管出口温度、炉膛各点温度，如果有一点温度上升过快，要及时调节火苗,或者停止升温，查明原因。

（3） 加热炉升温必须缓慢进行，检查温度是否上升过快，因为过快可能使炉管和介质过热，并造成耐火砖和保温材料开裂。

（4） 注意检查上下集合管、上下支尾管及转化炉管的变化情况，及时调整炉温。 （5） 调整合适的炉膛负压，使烟气温度在适当的范围。

（6） 检查转化炉下集合管水夹套的新鲜水的注入量是否符合降温要求。

在转化炉升温过程中，TIA7234的升温速度达不到升温要求时，可增点火嘴或调节火嘴开度，但必须做到多火嘴、短火焰、蓝火苗。调节火嘴后，要密切注意烟道气氧含量及烟道气温度的变化情况。同时，将炉膛负压控制在-80～-100Pa，保证火焰燃烧正常，注意中变反应器入口温度的变化情况。

8.5燃烧的调节

8.5.1 火嘴燃烧的控制

加热炉大多数事故是因燃烧控制不当而引起的，所以必须加强维护和管理。

(1) 燃料燃烧正常、完全，炉膛明亮而且干净，各火嘴火焰大小基本一致，互不干扰，齐火苗,火苗不扑击炉管和炉膛墙，从烟囱冒出的烟应是无色或灰白色、无火星、无荧光。

(2) 炉膛内各温度点应均匀；

(3) 炉内所有火嘴燃料压力和燃烧应均匀；

(4) 应通过风门、挡板调节适当的空气量来保持最佳的燃烧状态。如果过剩空气系数过大，热效率就会降低，风量过大，火焰容易熄灭。如果过剩空气系数太小，则燃烧不完全，一氧化碳和未燃烧的气体就会有在加热炉烟道产生二次燃烧的危险。 8.5.2 火焰辨别及调节

(1) 加热炉应做到多火嘴、短火焰、蓝火苗，炉出口温度应平稳、少波动，烟气无色或白色：燃烧良好；

(2) 拉长的蓝色火焰：不正常，一般是空气过量，应减少；

(3) 飘摇不定且暗红色火焰，炉膛暗，不正常，一般是空气不足，应增加或检查火盘内

是否有杂物；

(4) 火焰偏斜：火嘴安装不正或火咀堵塞；

(5) 火焰长，呈暗红色，烟囱冒黑烟：可能是燃料气带油或空气不足； (6) 火焰冒火星、缩火：可能是燃料气带水；

(7) 熄灭：可能是抽力过大，应重新调整负压或可能是燃料气喷堵塞，应卸下清扫。 (8) 回火：

 抽力不够，应开大烟道挡板HC7202A.B，增加负压；  空气量不足，在炉子顶部造成二次燃烧，形成正压；

 燃料大量喷入炉膛内，燃烧速度超过了调节范围，应降低速度；  燃料气压力大幅度波动，应控稳燃料气压力。  燃料气带轻油或水，应加强脱液。

8.6炉管表面温度

炉管壁温是衡量炉管表面受热强度的一个重要参数，对于定形炉管来说，壁温超高，意味着妒管使用寿命的缩短，也容易导致管内油品结焦，使炉管压降增加，甚至烧坏炉管。炉管表面温度通过炉管表面热电偶的测量进行检查。

8.7加热炉出口温度控制

加热炉F2001出口温度由TC7101温度控制回路进行控制，工艺上可根据加氢催化剂及脱硫的活性情况对加热炉的出口温度进行调整，从而达到延长催化剂寿命，保证脱硫效果的目的。加热炉出口温度的控制指标为340～380℃。

转化炉F2002出口温度则由转化炉温度控制回路TCA7201B进行控制，转化炉温度控制回路TCA7201B与入炉瓦斯流量FC7502串级，采用对流段入口温度TI7208作为指示值。转化炉出口温度的控制指标为≯820℃。

8.8炉膛温度控制

加热炉F2001的炉膛温度由加热炉出口温度TC7101与炉膛负压进行控制，加热炉炉膛温度的控制指标为≯800℃。转化炉F2002的炉膛温度则由转化炉对流段入口温度TI7208与炉膛负压进行控制，转化炉F2002的炉膛温度的控制指标为≯1020℃。

8.9炉膛负压的控制

炉子的炉膛、对流室及烟道压力应始终保持负压，由于各种炉状况不同，合理的负压值也各不相同，但各点的负压应在-20～ -100之间，以保证火嘴能正常燃烧且热效率高为准。

烟道挡板的作用是调节炉膛压力，烟道挡板开度增大，炉膛的负压也增大。挡板开度小，炉抽力小，空气量小，燃料不完全燃烧炉膛发暗，火焰呈红色；挡板开度大，入炉空气量多，热损失多，炉膛内无烟。炉的过剩空气系数可以通过火嘴的风门和烟道挡板来调节。一次风门通常全开，用二次风门调节空气量。

造成炉膛压力高的原因可能是：过剩空气量太大、烟道挡板开度不够、对流室积垢严重、回火。

8.10异常现象与调整

8.10.1火焰扑炉管 原因

(1)火嘴未正确安装。

(2)火焰太长或炉膛负压太小。

(3)火嘴的气孔和喷嘴腐蚀或火咀堵塞。 处理

(1)重新校正火嘴。

(2)缓慢关小火嘴风门或者将加热炉烟道挡板开大。 (3)清洗火嘴。 8.10.2 二次燃烧 原因

(1)燃烧空气不足。

(2)增大瓦斯量的速度过快。 (3)仪表故障。 现象

(1)炉膛温度下降,而燃料用量上升。 (2)烟道温度上升。 处理

(1)加大空气供应量 。 (2)要缓慢调节瓦斯流量。

(3)请仪表工修理调节阀并改副线操作。 8.10.3 炉管内介质流量降低或中断 原因

(1)原料中断 (2)轻石脑油泵故障 (3)仪表失灵

(4)压缩机故障,入炉气体被中断 现象

(1)加热炉炉膛超温 (2)转化炉炉膛超温 (3)装置产氢量降低 处理

(1)查明原因，恢复炉的进料。

(2)启用备用泵，停下故障泵，请电工维修。 (3)调节阀改副线操作，联系仪表处理。 (4)启用备用压缩机，恢复气体进料。 8.10.4 燃料中断

当燃料中断时，关闭各火嘴的炉前手阀，关小烟道挡板和火嘴风门，以免加热炉冷却，联系调度提供燃料后，按点火步骤重新点火。 8.10.5 火嘴熄灭 原因

(1)炉膛负压过大，抽力太大。

(2)燃料气的压力高于或低于设计压力。 (3)燃料气管线内有冷凝液积聚。 (4)阻火器堵塞。 (5)调节阀失灵。

(6)假信号使联锁动作而停炉。 处理

(1)适当调低炉膛负压。 (2)适当调整瓦斯压力。 (3)开副线控制,清洗阻火器。

(4)联系仪表人员修理仪表，燃料改副线操作。 (5)按联锁停车步骤处理并尽快查清产生假信号原因。 8.10.6 火焰形状不正常 原因

(1)燃烧空气不足或抽力小。 (2)供风量过大或抽力过大。 (3)通风中断。 (4)火嘴喷口堵塞。 (5)瓦斯组分变化。 处理

(1)适当加大供风量或加大炉膛负压 (2)适当降低供风量或负压 (3)启用备用引风机、鼓风机 (4)拆清火嘴

(5)联系调度分析瓦斯组分 8.10.7加热炉冒黑烟 原因

(1)挡板开度小，抽风量不足 (2)供风量不足

(3)增大瓦斯量的操作过快,瓦斯流量大，没有充分燃烧 (4)调节阀失控，燃料气瞬间大增 （5）瓦斯组分变化或带液 处理

(1)开大烟道挡板 (2)加大供风量 (3)缓慢调节瓦斯量

(4)改副线操作，联系仪表工维修调节阀 （5）及时联系调度并加强瓦斯脱液 8.10.8 回火 原因

(1)烟道挡板开度太小，抽力不足或炉膛呈正压 (2)瓦斯压力大幅度波动 (3)火嘴已烧坏 （4）加热炉管破裂

（5）瓦斯带液 处理

(1)减少炉负荷,开大烟道挡板。 (2)联系调度控稳压力。 (3)更换火嘴。

（4）及时联系调度并加强瓦斯脱液 （5）加热炉管破裂按相应方案处理。 8.10.9 炉膛内局部过热

(1)各火嘴火焰长短不齐,或点燃的火嘴分布不均。应及时调整。 (2)各风门开度不均。应调整各风门开度,尽量一致。 (3)烟道挡板开度不当。应适当调节挡板开度。 （4）个别火咀堵，及时清洗。 8.10.10 炉出口温度不稳 原因

(1)炉管内介质流量波动

(2)瓦斯压力、流量波动、组分变化 (3)进料入口温度波动 (4)气温变化,下雨等 (5)仪表失灵 处理

(1)控稳介质流量 (2)控稳瓦斯压力、流量 (3)控稳进料入口温度 (4)加强调整 (5)联系仪表工维修 8.10.11 炉管结焦 原因

(1)操作不稳,进料忽高忽低。 (2)火焰不齐,造成局部过热。

(3)蒸汽中断或水碳比过小（转化炉），配氢中断（原料加热炉）。 (4)进料杂质含量超标，催化剂中毒。 (5)炉管进料组分改变 现象

(1) 炉管阻力上升,压差增大。

(2)炉膛温度上升,而炉管出口温度下降。

(3)温度仪表指示滞后,炉管涨大,破裂或出现裂纹. （4）炉管管壁出现红斑 处理

(1)加强平稳操作

(2)严格执行多嘴火齐火苗 (3)降低炉的负荷维持生产

(4)严重时切出脱硫系统,脱硫系统和转化系统分别建立循环，配入水蒸汽进行烧炭，使催化剂再生。

8.10.12 炉管破裂 原因

(1)炉管结焦或堵塞 (2)炉管长期局部过热 (3)炉管老化

(4)炉膛长时间超温使用 现象

(1)炉膛内炉管处有火焰喷出或看火窗冒火 (2)炉膛和炉出口温度上升 (3)有爆炸响声 处理

按紧急停工处理（转化炉管破裂按转化炉破裂事故预案处理）。 8.10.13 点不着火 原因

(1)负压过大 (2)瓦斯严重带液 处理

(1)关小风门及烟道挡板 (2)加强V2025的排液

8.11正常停炉

(1)根据生产需要，按班长的指示和规定的降温速度进行加热炉的降温。降温时，逐步关闭火嘴手阀，减少燃料，逐渐减少火嘴燃烧，直到火嘴阀门全部关闭。

(2)关闭各燃料管线上的正副线手阀。

(3)如果是短暂停炉，长明灯应继续点着，并关小烟道挡板和风门，以免加热炉冷却。若是长时间停炉，灭火后开大风门和烟道挡板降温，并全开看火窗。

8.12事故处理与紧急停炉

(1)炉管介质中断，造成紧急停炉时，要立即关闭加热炉火嘴，开大烟道挡板，必要时向F2001炉膛吹蒸汽降温。

(2)由于炉管破裂造成停炉时，应立即切断燃料，停止进料，向F2001炉膛通入消防蒸汽,开大烟道挡板进行吹扫；炉F2002应在炉入口向炉管通入N2进行置换。

(3)当燃料中断时，火嘴已经灭火时，立刻关闭各火嘴手阀，关小烟道挡板和火嘴风门以免加热炉冷却，联系调度提供燃料，按加热炉点火操作重新点火。

(4)紧急情况下联锁停炉

a 转化炉鼓风机跳停，装置级联锁启动，F2001和F2002联锁停炉。 b 转化炉引风机跳停，装置级联锁启动，F2001和F2002联锁停炉。

c 转化炉F2002燃料气压力在0.15MPa时报警，在0.05MPa时装置级联锁启动，F2001和F2002联锁停炉。

d 紧急情况时，按下转化炉停炉按钮，装置发生装置级联锁停车，F2001和F2002联锁停炉。

9换热器操作法

9.1换热器的操作要点

(1) 在投用换热器前应首先检查放空阀是否关闭。

(2) 投用换热器时应先开冷流，后开热流。停用时应先停热流，后停冷流。

(3) 在开工中，热流未启用而冷流温度升高，应打开热流放空阀或热流的进口或出口阀，预防受热憋压。

(4) 用蒸汽吹扫换热器时，吹扫管程，要将壳程放空阀或进出口阀打开，吹扫壳程，要将管程放空阀或进出口阀打开，防止介质受热膨胀而憋压。进蒸汽要缓慢，以防水击。

(5) 要经常检查换热器的温度、压力是否正常，管壳程是否有内漏，头盖、丝堵、法兰、放空阀等有无渗漏。

9.2冷却器的操作要点

(1) 在投用冷却器前应首先检查放空阀是否关闭。

(2) 投用时，应先开冷却水，后开热油气；停用时，先停热流，后停冷流。 (3) 冷却器投用后，应根据实际情况调节冷却水量，以求节约用水。

(4) 要经常检查冷却器的温度、压力是否正常，头盖、丝堵、法兰、放空阀等有无渗漏。 (5) 检查循环水进出温度及回水情况。

9.3空气冷却器的操作要点

(1) 投用前要仔细检查，清除空冷器上及周围的杂物，风机盘车，检查润滑油（脂）是否充足，皮带是否牢固。

(2) 投用后要注意检查风机运转情况，电机电流、温度、转速和润滑情况。 (3) 有介质通过后，应常检查空冷器的管箱、管束进出口法兰有无泄漏。

10采样操作

采样时，先改通被采样气的内部置换流程进行置换，然后打开采样阀，保持微量气体通过进行置换，接着对采样球胆进行置换，至少要对球胆进行三次置换，每次置换都必须留有余气，避免空气再次窜入球胆。最后用球胆进行采样，切忌采样过多，憋爆采样球胆。

对含有硫化氢介质进行采样时，则必须由两个操作人员共同完成。操作过程中，操作人员必须佩戴合适的防毒面具，站在上风向，同时要一人作业，一人监护，不可单独作业。

11蒸汽脱水及暖管操作

为了避免蒸汽管线发生水击，损坏蒸汽管线，在引蒸汽的过程中，必须对蒸汽管线进行疏水暖管。首先，应微开蒸汽管线上的导淋阀，控制好疏水的流量，避免阀门打开过大，使蒸汽突然喷出伤人。然后，改通蒸汽流程进行疏水暖管。在操作过程中应注意做好个人防护，避免被蒸汽灼伤。

对于中压蒸汽的暖管，应先利用暖管阀进行暖管，避免打开大阀进行暖管时发生水击现象。

12仪表的操作

12.1调节仪表的简单工作原理

一次表把工艺参数（温度、压力、流量、液位）变为电压讯号大小，输入二次表，二次表经过给定讯号进行比较，输出新讯号到调节阀，调节阀根据调节需要作上、下移动，为使调节系统稳定好用，调节系统必须满足如下要求：

①当参数没有讯号时，二次指示为零；

②当一次表量程处于50％时，二次表测量指示值也应为50％； ③二次表阀位指示刻度为50％，则调节阀杆开度位置也应在 50％。

12.2气开、气关式调节阀选用的依据

选用的原则是：调节阀讯号中断，应保证设备和操作人员的安全。如果调节阀处于全开位置时危害性最小，则应选用气关式调节阀，以便当调节阀讯号中断时，调节阀能自动打开，保证设备及人员安全。相反，如果调节阀处于关闭时危害性最小，则应选用气开式调节阀。

12.3调节阀的维护及使用

12.3.1调节阀改副线操作

(1) 参照现场一次表指示，先勒上游阀虚扣；

(2) 一人慢慢关上游阀，待一次表指示稍动即止，此时调节阀的最大流量已由上游阀控制；

(3) 一人慢慢关上游阀，一人慢慢开副线阀，以现场指示不波动为好，直至上游阀完全关闭，用副线阀控制操作；

(4) 关闭下游阀，打开放空阀泄压，联系仪表工处理。 (5) 若调节阀好用，也可手动关调节阀与副线阀进行切换。 12.3.2副线改调节阀控制的操作

(1) 校对调节阀是否灵活好用，关闭放空阀，给上50％的风压信号，进行跟踪校验； (2) 打开下游阀；

(3) 打开上游阀的虚扣直至现场指示稍动即止；

(4) 一人开上游阀同时一人关副线阀，以现场指示波动最小为好，直至副阀全关，上游阀全开，用调节阀凋节至正常控制范围内。

13容器的切水的操作

检查现场液位计，如果发现有水，则先小开切水阀进行确认；如果排出来的是水，再适当开大切水阀，观察现场液位计指示，待指示下降接近5％～10％时，关小切水阀，将剩余水分脱除；切水过程必须小心，防止跑油事故发生。切水结束后，再关闭切水阀；切水过程中，操作人员不能离开现场。

若是对含有硫化氢介质的容器进行切水，则必须由两个操作人员共同完成。操作过程中，操作人员必须佩戴合适的防毒面具，站在上风向，同时要一人作业，一人监护，不可单独作业。

14阀门开关的操作

操作阀门时，应慢慢地进行开关操作，严禁对阀门进行速开与速关的操作，避免造成下列不良后果：

①对泵来说，会造成泵出口排量骤变，电机电流突变，破坏其平稳的运转状态，损坏电机。

②使管线、设备内压力突然上升，对管线、设备产生过大冲击力，损坏管线。设备。 ③对热介质来说，使管线、设备的温度骤升骤降，造成骤热骤冷，产生过大的热应力，

容易损坏设备。

15压力表选用\\安装\\投用

15.1压力表的选用

(1) 考虑工艺生产过程对压力表的要求：测量精度、压力高低及对附加装置的要求等； (2) 考虑被测介质的性质：温度高低、粘度大小、腐蚀性、及是否易燃易等； (3) 现场环境的要求：潮湿、振动等。

(4) 此外，对弹性式压力表，为了较准确地反映被测设备的压力，压力表的刻度范围应是最大操作压力的1.5～3倍为宜，如果操作压力很小，而选择量程范围很大的压力表，则指示不准，也不利于观看；如果选择量程和操作压力接近或相同的压力表测指针容易被打翻，同时压力表弹簧张力过大，指示刻度也必有误差，所以须选用操作压力的1.5～3倍量程的压力表。

15.2压力表的安装

安装压力表前，应检查该压力表是否贴有合格证，压力表红线的位置是否正确，是否有铅封，量程是否符合要求。安装压力表时，关闭压力表手阀。先利用两把活动扳手，一把扣住活扣，一把扣住要更换的压力表，同时向内扭转，卸下旧压力表。然后利用两把活动扳手，一把扣住活扣，一把扣住压力表，同时向外扭转，装上新压力表。装压力表前，应检查压力表活扣中是否有铜垫。

15.3压力表的投用

投用压力表时，打开压力表手阀，同时观察压力表指针是否在压力表指示值的1/3～1/2的范围内。

16液位的检查

在在正常生产过程中，内操人员及外操人员要根据DCS上的显示的液位值与现场玻璃液位计的显示值进行对比，发现有偏差应及时将液控阀改手动操作，联系仪表人员进行处理。

对于生产过程中的异常现象，内操人员必须高度重视，及时班长，尽快查明原因。

17特阀的操作

制氢装置有一些重要阀门，由于气路控制流程比较复杂，与一般的调节阀不一样，其手动操作方法也有所不同。 17.1中变入口中心调节阀TC7202 (1)气路流程

气源 减压阀 定位器 平衡阀 指挥阀 手轮 气

阀2 阀1 减压阀 输出信电气转换（2）仪表工作原理

DCS中阀门的输出信号（4～20mA）进入电气转换器后，被转换为风压信号(0.02～0.1MPa)后进入定位器，定位器根据该信号值与现场阀位开度作比较，然后输出一个偏差值e，作为指挥阀的输入信号。指挥阀（信号放大器）根据给定信号，调整气缸两侧的进气量，从而起到控制阀门的作用。 （3）调节阀的控制原理

余热锅炉E2001管程是由一条中心管和许多小管组成的，中变入口温控TC7202是属于中心调节阀，其作用方式为风开式。它通过调整中心管的开度，即调整工艺流体与锅炉水的换热面积来调节中变入口温度。在TC7202自动控制的情况下，当中变入口温度升高时，TC7202自动关小中心管的开度，减少中心管的工艺流体的流通量以降低温度；当中变入口温度降低时，TC7202自动开大中心管的开度，加大中心管的工艺流体的流通量以提高温度。 （4）调节阀的操作

正常情况下，TC7202在DCS上投自动操作；在系统压力波动、转化炉温波动时，为控稳中变入口温度，应将TC7202在DCS上投手动操作；当TC7202出现故障，在内操无法控制时，应在现场将TC7202投手动控制，其操作方法如下：

 关闭气源两道进气阀（阀1及阀2），将切换手柄打至“手动”，同时马上打开平

衡阀，让两侧气缸压力平衡，通过操作手轮调整中变入口温度。  联系仪表处理TC7202。

 当TC7202处理好了以后，可打开气源两道进气阀门（阀1及阀2），在内操给出阀

位信号，通过现场的风压值判断TC7202是否动作正常。

 确认TC7202好用后，在内操手动给出TC7202的正常操作下的阀位值，同时在现场

调节手轮，使阀门开度基本与内操一致。

 打开气源两道进气阀（阀1及阀2），在现场将切换手柄打回“自动”，同时，马上

关闭平衡阀。

 内操手动控稳中变入口温度后，将TC7202投自动。

 “自动”与“手动”互相切换时，平衡阀的开关一定要与其同步，否则造成阀门动

作，使中变入口温度产生波动。

17.2联锁切断阀

17.2.1气缸闸阀KV7101及KV7204的操作方法

气缸闸阀KV7101型号为Z6S42H-10.0C，KV7204型号为Z6S42H-10.1I。KV7101为原料预热炉进料联锁阀，KV7204为转化炉进料联锁阀，两者均为风开阀。 (1)气路流程

联锁阀开关信两位三通电磁阀 手轮 气源 减压阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7101及KV7204均处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7101及KV7204关闭，待装置联锁恢复以后，KV7101及KV7204自动开回。

手动操作时，可将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将插销拔掉。 3.17.2.2气缸闸阀KV7203的操作方法

气缸闸阀KV7203，型号为Z6S42H-10.0I，是转化炉入口配汽联锁阀，为了保护转化催化剂，KV7203采用风关阀。 (1)气路流程

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7203处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7203延迟20分钟关闭，待装置联锁恢复以后，KV7203自动开回。气缸弹簧已更换，压力足够将KV7203阀板顶起。

手动操作时，可将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作，并且联锁信号对手动操作不起作用。

当KV7203关闭后如果无法正常复位，操作人员应立即进行以下操作： a) 外操迅速赶到现场重新启动鼓风机、引风机（鼓风机或引风机跳停时）。 b) 内操迅速将装置级联锁复位，按工艺要求调节好配汽量。

c) 外操迅速赶到现场，将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作。 17.2.3气动V形切断球阀ZSHVZR-5K-100（KV7102、KV7201）

KV7102为原料预热炉高压瓦斯联锁阀，KV7201为转化炉高压瓦斯联锁阀，均为气动V形切断球阀，型号为ZSHVZR-5K-100，作用方式为风开式。

联锁阀开关信两位三通电磁阀 气源 减压阀 手轮 (1)KV7102气路流程

气源 减压阀 两位三通电磁阀 手轮 （2）KV7201气路流程

减压阀 储气罐 气源 保位阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7102及KV7201均处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7102及KV7201关闭，待装置联锁恢复以后，KV7102及KV7201自动开回。

KV7201有一个储气罐，当气源中断时，储气罐入口的止逆阀可阻止气体倒流，储气罐

手轮 气控阀 两位三通电磁阀 气控阀 平衡阀 内气体量可维持联锁阀开或关2～3次。

KV7102手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置。

KV7201手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，同时打开平衡阀，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置，同时关闭平衡阀。

17.2.4 气动V形切断球阀ZSHV2R-5K-400（KV7301）、ZSHV2R-5B-350（KV7302）

KV7301为PSA进料联锁阀，KV7302为系统超压放空联锁阀，均为气动V形切断球阀，KV7301型号为ZSHVZR-5K-400，KV7302型号为ZSHVZR-5K-350，KV7301作用方式为风开式而KV7302作用方式为风关式。 (1)KV7301气路流程

（2）KV7302气路流程 两位三通气源 减压阀 两位四通电磁阀 手轮 减压阀 储气罐 气源 保位阀 电磁阀 手轮 气控阀 平衡阀 气控阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位四通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7301处于全开状态，KV7302处于全关状态，当PSA外部联锁系统启动以后，KV7301关闭，KV7302打开，待PSA外部联锁系统恢复以后，KV7301自动打开，KV7302自动关闭。

KV7301手动操作时，可将切换手柄扳至“手动”位置，使用手轮进行开关阀门操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“自动”位置。

KV7302手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，同时打开平衡阀，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置，同时关闭平衡阀。KV7302有一个储气罐，当气源中断时，储气罐入口的止逆阀可阻止气体倒流，储气罐内气体量可维持联锁阀开或关2～3次。 3.17.2.5气动软密封切断蝶阀ZSSWR-1.6II（KV7202）

KV7202为转化炉混合燃料气联锁阀，属于气动软密封切断蝶阀，型号为ZSSWR-1.6II，作用方式为风开式。 (1)气路流程

（2）仪表工作原理 的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7202处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7202关闭，待装置联锁恢复以后，KV7202自动开回。

手动操作时，可将切换手柄扳至“手动”位置，使用手轮进行开关阀门操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“自动”位置.

手轮 DCS中阀门的开关信号，输出至两位四通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”

两位四通电磁阀 减压阀 17.3 SMC系列普通型阀门电动装置操作法

2003年装置大修时，转化炉风机更换了四台阀门电动装置。由于更新后的阀门电动装

置与旧的阀门电动装置型号、结构不同，故而操作方法也不相同。以下为新型阀门电动装置的操作方法。 (1)操作方法

①远程控制（自动控制）

在操作室里，鼓风机通过调节手操器HC7203A/B，控制转化炉的燃烧空气量；引风机通过手操器HC7202A/B，控制转化炉膛负压。每个手操器可实现“0～100%”量程的阀位调节。 ②现场操作

当装置出现仪表信号传输故障或阀门远程控制系统出现故障，阀门电动装置无法进行远程控制，只能进行现场操作。

a现场电动操作

在现场拧开新执行机构按钮面板的盖板螺栓，打开盖板，则现场控制和远程控制的切换按钮自动弹起，自动将远程控制切换为现场控制，此时只要点动开或关按钮便可进行风门的开关操作。

注意：由于新按钮面板的位置处于阀门支撑杆的内侧，在操作过程中有夹伤手的危险，故将开关按钮移至旧的阀门控制器上。具体操作方法是：拧开新执行机构按钮面板盖板螺栓，打开盖板后，再在旧的阀门控制器上点动开或关按钮，实现对风门的开关操作。

b现场手动操作

在现场控制状态下，先按下“手/电动切换手柄”，然后人工转动手轮，便可实现对风门的开关操作。

c手动切回电动操作

在现场人工手动状态下，当需要现场电动操作时，只要按动开或关控制按钮，便可使切换手柄自动回到电动位置，同时实现电动操作。 ③现场/远程操作切换

在现场电动操作状态下，联系内操，将手操器HC7202A/B打至自动状态，并对现场的执行机构与手操器HC7202A/B进行对表，然后在现场盖回按钮面板的盖板，拧紧螺栓，便可实现远程操作。 (2)注意事项

①由于按钮面板的位置处于阀门支撑杆的内侧，在现场完成远程与现场的切换操作时，应要求内操不做任何调节，同时操作人员应从支撑杆的外侧伸手完成此项操作（要求注意力集中），避免手被夹在支撑杆与按钮面板之间。而且，在生产操作时也有伤手的可能，故而将开关按钮移至旧的阀门控制器上。操作方法是：拧开按钮面板盖板螺栓，打开盖板后，在旧的阀门控制器上实现对调节风门的开关操作。

②由于C2002A阀门电动装置按钮面板在全关时的位置被阀门支撑杆挡住，为了方便操作，C2002A阀门电动装置按钮面板的盖板已剪掉一部分。操作人员在开盖过程中应注意避免手被割伤。

③如果在某个阀位C2002A阀门电动装置按钮面板被阀门支撑杆挡住，操作时应先切换至手动操作模式，扳动手轮，移动支撑杆，使按钮面板的盖板露出来，再进行现场电动操作。

④以上注意事项适用于全部四台阀门电动装置。

18蒸汽、氮气与工艺系统的隔离

在正常生产过程中，为了避免工艺系统的油或氢气窜入低压蒸汽、低压氮气及高压氮

气管网，污染低压蒸汽、低压氮气及高压氮气管网，也会在装置下次开工时引发转化催化剂结炭事故。

因此，装置开工正常以后，必须将低压蒸汽、低压氮气及高压氮气管线与工艺系统的8字调盲进行隔离。但转化炉入口的高压氮盲板不能调盲，只需将该高压氮气线的两道阀门关闭，放空打开。因而，当装置紧急停工时，可以及时引入高压氮气，对转化、中低变催化剂床层的油气进行置换，更好地保护催化剂。

19膜分离系统工艺管理和操作

19.1膜分离系统的任务及主要工艺指标

19.1.1 膜分离系统的任务

以加氢裂化干气、渣油干气以及柴油加氢混合干气作原料气，采用特殊制造的膜与原料气接触，在膜两侧压差驱动下，氢气分子和烃类分子等杂质透过膜的速率不同，渗透速率快的氢气在渗透侧富集，而渗透速率较慢的烃气体则在原料侧富集成为尾气，从而达到氢气提纯的目的，制取高纯度的氢气送入氢气管网直接使用，而膜分离的尾气则作为优良的制氢原料进入加氢脱硫系统。 19.1.2膜分离系统主要工艺控制指标

膜前压力 2.93.2 -3.3MPa 膜前温度 65-95℃ 加热温差 25-40℃ 进气流量 0-12240m/h H2S浓度 ≤0.01% (mol) 提纯氢气纯度 ＞94%

提纯氢气压力 ≥1.0MPa（G）

旋风分离器液位LICSA-101 20～40%

19.2膜分离系统开车 19.2.1开车检查准备工作

(1)核对膜分离装置对外交接点与现场管路的连接是否正确。 (2)检查地脚螺栓，管道法兰螺栓，静电接地等结构的完整性。 (3)检查各管路、管件的连接是否正确。 (4)各手动阀门的启闭正常，止回阀方向正确。

(5)检查仪表气源管路，确保所有调节阀的气源线均已经安装完毕。 (6)所有阀门处于关闭状态。

(7)检查所有仪表接线是否正确无误。

(8)打开调节阀的气源阀，向所有调节阀供仪表空气。 (9)对所有调节阀进行行程调整，检查动作的满量程及方向。 (10)所有仪表均已经通电，并做好静电接地。

(11)确认所有现场仪表完整无缺，安装正确，并已经调试完毕，各报警点 设定在合适的位置。

19.2.2吹扫

开车前应用压缩空气或氮气对系统管线进行吹扫，吹扫应逐段进行，原则上，在吹扫的方向上，每一个阀门的进口都应打开，吹扫完毕后再装上，然后吹扫下一段，以保证阀

3

门内没有杂质进入。

设备V-101、F-101AB、F-102AB以及膜分离器M-101本身不需吹扫。

当吹扫到V-101、F-101AB和F-102AB前面管道时，将这些设备进口法兰打开进行吹扫。 当吹扫V-101、F-101AB和F-102AB下游管道时，应先吹扫设备底部排液管道，然后吹扫主物料管道。

无论吹扫气体来自哪个方向，都不应进入膜分离器M-101，即在吹扫时，要将膜分离器M-101隔离开。

19.2.3氮气气密

将系统工艺管线与外部管线的交接点用盲板隔开，用高压氮气加压对装置现场管线逐段进行试漏，注意每段管道的压力等级，根据管道的压力等级选择试漏压力。

在试漏期间，只要有试漏气体进入膜分离器，在每次卸压时，必须从渗透侧卸压，即从阀门V39卸压，以保护膜分离器。

膜装置不允许采用水对管路进行试压。

试漏完毕后，将系统压力降至常压，关闭所有工艺阀门。 去掉装置管道与外界连接处的盲板。

19.2.4氮气置换

在下列任何一种情况下均需用氮气进行置换:

1) 如果系统已与大气相通，需排除空气时。 2) 在系统与大气相通前，需排除工艺气体时。 3 ) 在系统要停车较长时间需排除工艺气体时。

注意事项：

a) 应特别注意，避免氮气管线受到工艺气体的污染。

b )当膜分离器要降压时，必须通过渗透气管线降压，不正确的降压将导致膜的损坏。 c) 绝不允许从渗透气侧对膜分离器升压，不正确的升压将导致膜的损坏。

置换完毕后，关闭系统工艺管线与外界相接点的阀门。

在开车前，必须用氮气置换系统中的空气，直到系统中的氧气含量达到工厂安全标准。为了防止膜分离器处于背压状态，置换膜分离器时，氮气压力必须低于0.15Mpa(G)。 19.2.5开车步骤

用N2 置换以后，系统应是没有空气的，此时方可将膜分离装置投入运行。 19.2.5.1预处理部分开车

系统在氮气置换合格后，准备开车，开车步骤如下： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)

仪表电源为打开状态。

氮气进口阀门V29/V30和盲板处于关闭状态。 系统所有管线的手动阀门和自动阀门处于关闭状态。 所有仪表的根部切断阀都已打开。

所有排污阀、放空阀和取样阀处于关闭状态。 仪表空气可供所有自动阀门使用。 安全阀的切断阀已打开。

确信处于膜分离器入口的截止阀V5/V6是关闭的。

打开冷却器E-102、E-103的冷却水上水和回水阀门V25/V26、V27/V28。

10) 11) 12) 13) 14) 15) 16) 17) 18) 19)

打开蒸汽进气阀V18、V19和V20，打开冷凝水阀门V22和V23。 打开一组过滤器进出口阀门。 打开旋风分离器入口阀门V2。

打开旋风分离器底部截止阀V49/V50/V54。 将TV-104、LV-101置于自动。 微开膜前放空阀V38。

缓慢打开阀门V1，使系统升压，保持升压速度在≤0.3MPa/min，当系统压力达V1全部打开后，调整V38的开度，使压力达到3.4Mpa左右，气体流量在6000m/h检查液位和温度调节是否稳定，观察V-101、F-101AB和F-102AB压力降的变化，在系统温度、压力和液位稳定，自动调节正常后，可以进行膜分离器的开车。

3

到3.0MPa时，V1全部打开。 左右。

确保物料通畅。

19.2.5.2膜分离器开车

在开车及膜分离器运行期间，必须避免对膜分离器快速升压或流量骤增。在膜分离器的运行稳定之前，不要使用氢气产品。因此氢气产品截止阀V10在系统正常工作之前应保持关闭。

预处理开车成功后，可以准备膜分离器的运行，步骤如下： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12)

将尾气压控阀PV-105置于自动，控3.2－3.3 MPa，打开阀门V14/V15/V17。 打开膜分离器进出口阀门V7、V8、V12。 手动打开膜分离器进料自动阀HV-101。

慢慢打开膜分离器升压管线上的旁路阀V6，使膜分离器升压，注意观察PI-107，控制升压速度不大于0.3MPa/min.。

当PI-107压力达到3.0MPa，缓慢打开V5，关闭V6，保持升压速度不变。 缓慢打开渗透气放空阀V39；同时逐渐关闭V38，使压力和流量保持平稳。 取样分析A-101、A-103、A-104，分析原料气、产品气的组成。 当渗透气氢气浓度达到设计要求后，打开V10、V11。 打开自动阀HV-102，关闭放空阀V39。

调整膜前压力PIC-106和膜前温度TICSA-104的设定值，保证产品氢的纯度和打开V35/V66、V61/V65，投用联锁导流阀（HV-103）和联锁放空阀（HV-104）。 记录流量，温度及压力，取样分析A-101～A-104。 回收率。

3.19.2.6停车步骤 19.2.6.1 正常停车

1)膜分离停车前，先打开HV103，同时调节PV105,逐渐让大部分干气进脱硫，防止膜分离停车时进转化流量波动过大。

2)按下停车按钮后，系统自动执行下列操作：

关闭自动阀HV-101、PV-105；打开自动阀HV-103、HV-104；当PIC-106压力降至1.6MPa时，控制阀HV-102自动关闭；停车时，液位控制阀LV-101的阀位由液位控制。 3）膜分离联锁后，马上调节HV104，防止大量干气放到火炬，从而引起加氢进料中断。同时确认HV103已打开。

4）关闭V2/V5/V6/V17和V10，切断预处理和膜分离系统。 5）关闭换热器E-103的冷却水进出口阀门

6）关闭蒸汽系统TV104及相应阀门。

此时，膜分离器处于受压状态，除非立即开车，否则要进行卸压，卸压时，应按以下步骤进行：

a)打开V39，当PI-107接近“0”时，关闭V39；打开V38，将预处理系统压力降至常压时，关闭V38。

b)系统中的液体可从通过低点排净阀放净。

c)若停车超过8小时，则按氮气置换操作步骤，用氮气置换。

当控制阀HV-103、HV-104自动打开后，如果通过HV-103进入制氢装置的气量不够，可手动将控制阀HV-104关小，以保证制氢装置稳定运行。 19.2.6.2 联锁停车

联锁停车操作步骤同正常停车

控制参数联锁值表

序号 控制参数 膜前压力(表1 压) PIC－106 2 3 膜前温度 TICSA－104 加热温差 TdIA－112 旋风分离器液4 位 LICSA-101 注：以上所有报警值和联锁值可以调整

19.3正常操作要点 1）开车置换

在开车前，必须用氮气置换系统中的空气，直到系统中的氧气含量达到安全标准。为了防止膜分离器处于背压状态，置换膜分离器时，氮气压力必须低于0.15Mpa(G)。 2 ）必须分段开车

在预处理系统运行正常之前，膜分离系统不能开车；将膜分离系统与预处理系统隔离开，以免预处理不合格的气体进入膜分离器，导致氢回收膜永久性的损坏。 3）控制升压速度

系统升压应进行缓慢升压,升压速度 必须小于0.3Mpa/min。避免由于升压速度过快造成系统压力骤增。

膜分离系统应避免压力骤增、骤减，升压和泄压时应按照《设备操作说明书》中的规定（小于0.3Mpa/min）缓慢进行，防止膜受到压力冲击，造成永久性损坏。 4 ）控制膜前温度

膜前温度必须控制在一定的范围内。

30% 20～40 50% 60% 80℃ 35℃ 60～90℃ 25～40℃ 上限=85℃ 下限=60℃ 下限=20℃ 上上限=95℃ —— 3.25Mpa 3.2～3.3MPa 设定值 设计操作值 报警值 联锁值 进膜气体必须经过加热才能进入膜分离器。通过加热一方面可以得到很高的回收率，更重要的是，原料气经冷却器E-102冷却后处于饱和状态，通过升温可以使气体远离露点，防止凝液在膜上凝聚，导致膜性能下降。若膜分离系统进料流量出现波动时(切换干气压缩机尤明显),注意控制好温度,防止温度过高导致膜分离联锁停车。

当进膜气体温度超过100℃时，会导致膜永久性损坏，必须控制加热温度。 5）防止液体在膜表面上凝结

当系统停车后，膜分离器应及时泄掉压力，并用氮气置换，防止由于膜分离器内温度降低，气体在在膜表面凝结。 6）防止背压

膜的背压是指渗透压力与膜前压力之差，操作时如果形成背压（即渗透压力大于进膜压力）会导致膜永久性损坏。可采取以下操作措施防止形成背压：

a) 膜分离器升压时，必须从原料侧进气；当进气压力大于渗透侧系统压力时，再打开渗透侧阀门。

b) 膜分离器泄压时，要先打开渗透侧阀门，从渗透侧泄压，严禁从尾气侧泄压。 c) 在吹扫和氮气置换时，必须按以上a)、b)两项要求操作，防止产生背压。 7） 膜前切断阀门

当系统停车或发生事故时，膜前切断阀必须关闭，防止未经预处理的气体进入膜分离器，损害膜组件。一般膜分离器气体入口均设置自动切断阀门，为防止自动阀门关闭不严，必须关闭膜前手动阀门V5/V6。 8）氢收率调整

在指标范围内，调高膜前压力PIC-106和膜前温度TICSA-104的设定值，可提高产品氢的纯度和回收率。 19.4 事故处理 19.4.1事故处理原则

1）防止未经预处理的气体进入膜分离器，损害膜组件。 2）防止膜分离系统产生反向压降。 3）保持转化炉进料稳定。

19.4.2膜分离内部发生故障的处理 1）膜前温度控制不当

当进膜气体温度TICSA超过90℃时，膜分离会发生联锁停车。

当进膜气体温度TICSA低于60℃时，要按下停车按钮，将膜分离停车。 2）过滤器两侧压差高于0.05 MPa

如果过滤器两侧压差高于0.05 MPa，可能是滤芯堵塞或压力表损坏，应切换过滤器，打开备用过滤器；检查压力表是否损坏，若损坏则更换压力表，如果压力表没有损坏，可将滤芯拆下，按设备说明书处理或更换滤芯。 3）操作不当产生背压

若操作不当产生背压，要按下停车按钮，将膜分离停车，打开产品气放空阀V39泄压，查明原因后才开车。 4）旋风分离器液位高

旋风分离器液位超过60%时，膜分离会发生联锁停车。 5）膜分离器快速升压或流量骤增

装置开停压缩机及PSA 切塔/恢复塔过程中，控稳系统压力，膜分离系统应避免压力骤增、骤减，防止膜受到压力冲击，造成永久性损坏。压力（PI107）波动大于0.3Mpa/min，

应按下停车按钮，将膜分离停车。 19.4.3膜分离开停车时制氢装置的调整 19.4.3.1膜分离开车时制氢装置的调整

1）控制好膜分离的升压速度，防止系统压力波动过大。

2）转化水碳比控4～5，防止系统压力变化过大，引起水碳比失调导致催化剂结碳。 3）加强R2001床层温度的监测，加热炉出口温度控制340～380℃，严防R2001床层超过390℃，致使钴－钼催化剂表面结碳。

4）随着转化负荷的降低，转化入口温度控480～510℃，炉出口温度不大于800℃。控制好转化炉温，防止炉管骤热骤冷，调整转化炉火咀，防止偏烧。

5）保证膜分离尾气中氢含量1500-2000Nm/h，否则要配入循环氢。

6）中压汽包V2015压力控制3.5～4.1MPa, 汽泡液位正常稳定在40～60%。 19.4.3.2膜分离正常停车时制氢装置的调整

1) 膜分离停车前，先将HV103打开，让大部分干气进脱硫，防止膜分离停车时进转化流量波动过大。

2）随着转化负荷的增加，调整炉温，TI7234控480-510℃，防止炉管骤热骤冷，调整转化炉火咀，防止偏烧。

3）转化水碳比控4-5，防止系统压力变化过大，引起水碳比失调导致催化剂结碳。 4）按下停车按钮后，马上逐渐关小HV104，直至全关。 19.4.3.3膜分离联锁停车时制氢装置的调整

(1)正常生产时，V61/V65不能全开，只能开2~3扣左右，防止联锁启动时，所有干气放到火炬，从而引起加氢进料中断。

（2） 膜分离联锁后，马上调节HV104，防止大量干气放到火炬，从而引起加氢进料中断。同时确认HV103已打开。

（3） 关闭蒸汽系统TV104及其上下游阀门。 （4） 关闭V2/V5/V6/V17和V10，切断系统。 （5） 关闭换热器E-103的冷却水进出口阀门

此时，膜分离器处于受压状态，除非立即开车，否则要进行卸压，卸压时，应按以下步骤进行：

a)打开V39，当PI-107接近“0”时，关闭V39；打开V38，将预处理系统压力降至常压时，关闭V38。

b)系统中的液体可从通过低点排净阀放净。

c)若停车超过8小时，则按氮气置换操作步骤，用氮气置换。 19.5制氢装置紧急停工时膜分离的操作

装置发生紧急停工时，膜分离按联锁停车操作步骤停车。

3

第四章 装置开工

制氢装置开工步骤可分为：装置气密、脱硫系统升温干燥硫化、低变干燥还原、中低压汽包建立液位、转化中变系统升温干燥、蒸汽并网，转化炉配汽配氢还原、脱硫系统切入转化、中变大循环系统、进干气进油、投用PSA系统、向外供氢等步骤。

1 催化剂装填

1.1反应器固定床催化剂装填 1.1.1准备工作与条件

（1）相关的系统隔离,防止可燃气体、惰性气体进入反应器 （2）反应器采样分析合格达到进人条件。 （3）反应器及内构件检验合格。 （4）反应器内杂物清理干净。 （5）搭好催化剂、瓷球防雨棚。

（6）按照催化剂的搬运要求将催化剂、瓷球搬运至现场进行合理堆放。

（8）对催化剂的数量及型号进行确认，将相同型号，相同生产批号的催化剂放在一起， 并按照装剂的先后顺序摆放好，最好用警示牌加以区分。

（9）装催化剂所用的器具已齐备。 1.1.2装填技术要求

（1）必须严格按催化剂装填图的要求装填瓷球（柱）和催化剂。

（2）定期测量催化剂料面的高度，核算所装催化剂的数量和装填密度，尽可能使催化剂装填密度接近设计值。

（3）催化剂装填过程中，尽可能相同水平面的密度均匀，防止出现局部过松。 （4）催化剂的自由下落高度小于1.5米以免撞碎催化剂。

（5）在催化剂上站立或行走也会损坏催化剂，要求脚下拥有大的胶合板“雪橇”或在0.3m2的支撑板上工作，尽量减少直接在催化剂上行走。

（6）每层催化剂的料面要水平。 1.1.3装填注意事项

（1）催化剂搬至现场堆放后，应作好防雨措施。 （2）催化剂装进料斗时要检查，严禁杂物进入反应器。

（3）催化剂装填过程中，车间的质量监督人员若发现操作过程中存在影响装填质量的问题，停止装填操作，待问题处理完毕后方能继续装填。

（4）催化剂搬运过程中，应小心轻放，不能滚动。

（5）在天气潮湿的情况下，只有在装填催化剂时才将催化剂开封，并在装填催化剂的平台上架设帆布棚。

（6）在催化剂装填过程中，对催化剂的型号进行确认，检查催化剂的质量，防止结块的或粉碎的催化剂装进反应器。

（7）在装催化剂期间装剂人员必须做好防尘措施。 （8）准确记录装入每一层催化剂的类型、体积和重量。

（9）装填期间，遇到任何与装填图要求不符的情况要及时通知工程技术人员以决定下一步的装填方法。

（10）在催化剂装填时，所有带入反应器内的工具应在出反应器时核对检查，防止将工具遗忘在反应器内。

（11）下雨天要停止作业，防止雨淋催化剂。 （12）严禁在直梯或斜梯上抢道施工。

（13）严禁在平台上倚栏杆谈话休息，严禁穿越平台栏杆或高空抛物。 （14）高空作业应注意安全，谨防高空坠落和坠物伤人。 1.2转化炉催化剂装填 1.2.1装填前的准备工作

（1）拆开转化炉全部324根炉管上下法兰，移开两片月牙，取出催化剂托盘，将转化催化剂全部卸掉。

（2）用净化风吹扫转化炉管。

（3）然后用尼龙绳捆住白布，上下拉刷炉管内壁，确认炉管擦内壁拭干净，无杂物。 （4）逐个检查出口支尾管，确认无封死堵塞现象。

（5）检查托盘有无损坏情况，若托盘已损坏，应及时更换，然后装入托盘，用月牙固定好，上好下法兰。

（6）用皮尺测量炉管空高，若炉管空高不同，应检查原因并处理好，重新测定，直至合格。

（7）利用磅秤将催化剂分袋装好，称好，每袋重量分别为第一袋28㎏，第二袋28㎏，第三袋29㎏，第二袋30㎏。

（8）准备好装填工具，分批把催化剂运至转化炉顶。

转化催化剂装填情况表

炉管装袋情况

第一袋 第二袋 第三袋 第四袋 Φ10×6瓷柱

型号 Z405 Z405 Z402 Z402 IG-1

重量，㎏

28 28 29 30 2.5

实高，m 3.1 3.1 3.1 3.15 0.2

装填体积，m

0.02 0.02 0.02 0.0294 0.0019

3

装填密度，kg/m

968.44 968.44 1003.03 1021.15 1340.25

3

1.2.2装填技术要求

按示意图分四次进行装填，先装好Z405，再装Z402，不能混装。

(1)每装完一层后要量好高度，使其与示意图相符，空高小于规定值时，要轻打炉管，使其高度基本一致后，再装上一层，最后高度控制在1200㎜左右。

(2)炉管催化剂装好以后，测一次空高、压降，并作好记录。若压降超过或低于平均压降的5%的均视为不合格，需作重新调整，必要时补入Z402催化剂。

(3)每根炉管装完催化剂且合格后，再分别装入0.15米的φ10×6瓷柱。 1.2.3注意事项

(1) 吊绳子要在15米以上，吊钩另一端应找一固定点系牢，不可将空袋或满袋催化剂掉入炉管中。

(2) 布袋在炉管中下降要缓慢，提起高度不应大于1米。

(3) 装填中途布袋开口，若离已装催化剂面不超过1米时，要立即检查床层高度；若偏低太多或布袋开口时位置超过1米时，该炉管应卸出重装，以免破碎太多，该管阻力降增大。

(4) 若管内不慎落入螺栓、螺帽等金属物，可用磁铁吸出，若吸不出，该管催化剂需卸出重装。

(5)严禁在直梯或斜梯上抢道施工。

(6)高空作业应注意安全，谨防高空坠落和坠物伤人。 (7)高空作业，必须系好安全带。

(8)操作人员在装剂过程中，应避开火嘴手阀，以防碰伤。 2

气密

2.1目的

气密目的是检查所有法兰、阀门及管线焊缝等处的严密性，以防在开工时因可燃介质泄漏或阀门内漏而造成火灾爆炸事故。 2.2技术要求

（1）对所有有可能泄漏的地方都要气密。

（2）高压部分气密要与相关连的低压设备隔离，严防高压窜低压。

（3）气密时装置所有设备的安全附件必须投用，DCS压力校对好并投用，火炬系统正常投用。

（4）装置各系统的各级气密压力等级要严格按气密步骤的要求进行。 （5）装置各系统最高压力等级气密无外漏后，要进行静压降试漏。 2.3气密步骤 2.3.1脱硫系统气密

改通脱硫系统气密流程，在加热炉入口充入高压氮，分0.5、1.5、3. 5MPa三个步骤对系统进行气密，重点对吹扫过程中拆装部分及大修过程中改造部分进行气密。对气密出来的漏点应及时处理，处理不了的漏点要作好记号，待所有压力等级气密工作结束后再泄压处理。

气密流程如下： 循环氢线

N2 F2001 R2001 R2002A R2002B HV7204上游

阀前

低变还原线 PV7401上游阀前 至渣油加氢释放气线

至柴油加氢新氢机出口循环线

至干气线

气密过程中应打开循环氢线及渣油加氢释放气线单向阀跨线，引高压氮气对循环氢线及渣油加氢释放气线进行气密。同时还应打开F2001出口低变还原线的阀门进行气密。 2.3.2转化中低变系统气密

改通转化中低变系统气密流程，然后在转化炉入口分别充入高压氮，分0.5、1.5、3.0MPa三个步骤对系统进行气密，其中低变反应器至V2007这一段管线的最高气密压力为2.6MPa。重点对停工过程中拆装部分及大修过程中改造部分进行气密，重中之重是转化炉管上下法兰，上、下集全管法兰，上下支尾管焊缝。气密过程中应打开E2011的管壳程进出口阀及E2001管程出口大阀进行气密。对气密出来的漏点应及时处理，处理不了的漏点要作好记号，待所有压力等级气密工作结束后再泄压处理。

气密流程如下：

N2 F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004

E2011（管） E2010（管） V2003 E2003（管） V2004

E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） V2007 PSA入口大阀阀前法兰

气密过程中，应打开V2007出口到压缩机的阀门，打开V2007出口低变开工线的阀门，打开V2007至MI2001的阀门，打开V2007至柴油加氢新氢机入口管线的阀进行气密。

注意事项：V2007至柴油加氢新氢机入口管线的气密压力不应超过1.5MPa。 2.3.3PSA及脱附气系统气密

改通PSA及脱附气系统气密流程，启动PSA油泵站，手动打开KV7701B～KV7706B、KV7701H～KV7706H及KV7706A～J。然后在PSA入口分别充入高压氮，分0.5、1.0、2.45MPa三个步骤对系统对PSA系统进行气密。当PSA系统升压至0.1MPa时，手动打开KV7707A～J，对脱附气系统进行升压气密，当脱附气系统的气密压力达到0.1MPa时，关闭KV7707A～J。

注意事项：脱附气系统的气密压力不应超过0.1MPa。 气密流程如下：

至三催化色谱分析仪 PV7709阀前导淋 至纯氢线 系统氢线 N2 A2001A～J PV7702 至渣油加氢界区 PV7401阀组 PV7703 KV7710 火炬

KV7707A V2014A.B PV7707上游阀前

MI2001 PV7503副线

SV2007副线

气密过程中，应改通PSA至纯氢线及系统氢线的流程，将PSA系统的高压氮引入纯氢线，分0.5、1.5、2.45MPa三个步骤对纯氢线进行气密，（注意：系统氢气线气密的压力为1.2MPa）。同时，还需对渣油加氢界区阀拆装盲板部分进行气密。对气密出来的漏点应及时处理，处理不了的漏点要作好记号，待所有级别气密工作结束后再泄压处理。 2.3.4干气系统及开工系统气密

在压缩入口联箱充氮至0.5MPa，对干气系统及开工系统气密。对气密出来的漏点应及时处理，处理不了的可泄压进行处理。

PV7401 E2008（壳） V2011 压缩机入口联箱 C2001A/B V2002 加裂干气线

渣油干气线 柴油干气线

2.3.5瓦斯系统气密

改通瓦斯系统气密流程，在阻火器FT2002B导淋阀处接一条临时氮气管，引氮气对系统进行气密，气密压力为0.5MPa，对查出的漏点及时进行处理，处理不了的问题可泄压处理。

气密流程如下：

SV2008副线 火炬 FV7502 FV7201 F2002火嘴 N2 FT2002B TV7101 V2025 PV7502 界区

3催化剂脱水干燥

3.1准备工作

（1）装置检修完毕，各检修项目验收合格。 （2）装置区清洁干净。

（3）联系调度准备好开工氮气（界区需达到4.0MPa）、氢气（分析合格）。 （4）对装置电器仪表校验及联锁系统试验合格。 （5）所有盲板复位。

（6）机泵试运正常，干气压缩机用氮气置换合格，处于备用状态。 （7）公用工程水、电、风、气已引入本装置，消防系统投用。 （8）检修项目已向操作工交底，并组织学习开工方案。 （9）催化剂装填完毕。

（10）联系调度及相关单位做好开工准备工作 3.2催化剂干燥步骤 3.2.1脱硫系统干燥

(1)引氮气置换系统合格,置换流程如下:

N2 F2001─→R2001─→R2002A/B(旁路)─→E2008(壳) →V2011 (2)脱硫系统充氮气至0.6Mpa,建立系统循环,循环流程如下:

F2001─→R2001─→R2002A/B(旁路)─→E2008(壳) →V2011─→机C2001A←N2 (3)按加热炉点火要求,F2001点火升温,F2001出口以20～25℃/h升温。 (4)在升温过程中，控稳系统压力，循环量≮5000m/h。 (5)当R2001出口温度达120℃,观察V2011是否有液。

(6)当F2001出口温度达到250℃时恒温,注意V2011的排水情况。如果在12小时内V2011无水排出或排水量﹤0.01m%催化剂/h,催化剂干燥结束。 3.2.2低变催化剂干燥

低变催化剂干燥见4.6节低变催化剂还原。 3.2.2转化中变催化剂干燥

对于转化中变新催化剂,在配氢配汽还原前,催化剂要进行热氮干燥以脱除水份。具体见4.5节转化中变催化剂还原。 4

加氢催化剂预硫化

钴-钼催化剂为氧化态，活性较低，经硫化后具有更高的活性。如果以低沸点轻质石脑油为原料，由于含硫低（＜20PPm）且硫形态简单，一般不进行预硫化，而直接投用，使其在使用过程中逐渐硫化。如果以高沸点轻质油或炼厂干气作原料，由于其硫形态较复杂且硫含量较高（一般＞200PPm），则应进行预硫化，以充分发挥加氢催化剂的活性，提高加氢转化有机硫的能力。

预硫化反应式如下： （ 以H2S为硫化剂 ）

MoO3 ＋ 2H2S ＋ H2 → MoS2 ＋ 3H2O 9CoO ＋ 8H2S ＋ H2 → Co9S8 ＋ 9H2O

4.2准备工作及条件

气体含硫量为0.5～1.0%（V），空速为400～600h，系统压力为常压或≤0.5MPa。 4.3操作步骤

系统用N2置换合格后，向系统充入H2或N2、H2混合气，再配入H2S，亦可以直接用加氢装置低分气体。原料预热炉点火升温，120℃前升温速度为30～50℃/h，温度升至120℃时，恒温2小时，再以相同升温速度升至220℃，然后边升温边硫化，升温速度为20℃/h，

-13

4.1预硫化原理及目的

至正常操作温度（350～400℃）。

F2001─→R2001─→R2002A/B(旁路)─→E2008(壳) →V2011─→机C2001A←N2 硫化结束的标准: 钴－钼加氢反应器出入口的硫浓度基本一致，也就是催化剂不再吸硫。 4.4注意事项

（1）加入加氢装置低分气前，加氢反应器入口温度不能超过180℃

（2）引入加氢装置低分气时要缓慢增加，同时要密切注意加氢反应器的床层温升。 5 转化催化剂与中变催化剂还原 5.1还原理原理

(1)转化催化剂的还原原理

转化催化剂是以氧化态出厂的，必须将其还原成Ni，才具有活性。 还原反应式如下：

NiO ＋ H2 → Ni ＋ H2O

(2)中变催化剂的还原原理

中变催化剂出厂时，铁氧化物主要以Fe2O3形态存在，必须在水蒸汽存在的条件下，以H2还原为Fe3O4才具有较高的活性。还原反应式如下：

3Fe2O3＋ H2 → 2 Fe3O4 ＋ H2O

5.2还原操作

在制氢生产过程中，转化催化剂的还原是与中变催化剂的还原一起进行的。 (1) 建立转化与中变系统的循环流程

N2

机C2001A/B F2002 E2001(管) R2003 E2002(管) R2004(旁路)

E2004(管) E2010(管) V2003 E2003(管) V2004 V2005 E2005(管)

E2006 V2006 E2007(管) V2007 开工线 (2) 系统充N2至0.6MPa，开压缩机建立循环半小时后，分析循环气中的氧及烃类含量，当其（02＋烃）含量＜0.5%为合格。

(3) 在F2002入口向系统充N2至2.45MPa。FC7301投自动,给定值为6000M/h，转化中变系统压控PC7302投自动，给定值为2.45MPa，投用PC7406自动,给定值为0.6MPa。

(4) 转化炉点火升温，升温速度为30～40℃，一直升至转化配氢配汽条件，即：转化炉入口温度达450℃，出口＞450℃，中变反应器床层最低温度＞200℃,恒温干燥4小时。

(5) 转化炉进行配氢配汽操作，配氢配汽同时进行，心须控制转化炉H2O/H2大于3并且小于7.5，以使转化催化剂处于还原气氢之中。

(6) 转化炉升温的同时，利用中变入口温控阀控制温度，对中变催化剂床层进行升温。120℃之前，以20℃/h的速度升温，升至120℃时，恒温4～8小时，然后以30℃/h的速度升至220℃，在220℃恒温4小时。

(7) 转化炉按如下指标调整温度，使转化催化剂开始还原。

3

转化炉入口 480～500℃ 转化炉出口 760～780℃

(8) 维持上述条件12小时，转化催化剂还原结束。

(9) 转化催化剂还原的同时，中变入口温度以30℃/h的速度，从220℃升至280℃，并控制床层温≯50℃/ｈ，床层热点≯330℃，在此条件下恒温1～2小时，如果没有较大温升（≯50℃/h），可提高入口温度，使床层温度不超过380℃，使中变催化剂在此条件下进行还原。

(10)还原结束标准是循环气中H2含量达90%以上，且催化剂床层无明显温升。 (11) 中变催化剂放硫,中变催化剂含有少量的硫，硫会使中变反应器下游的低变催化剂中毒，所以必须除去。在生产中，利用中变还原过程将中变催化剂中含有的微量硫化物除去。催催化剂放硫时把脱硫系统切入循环系统（切入前循环升温至原料预热炉出口温度至360℃），使钴钼催化剂硫化，剩下的硫被ZnO所吸收，中变出口循环气中含硫越过放硫高峰时，应进油继续放硫，当中变出口含硫量达1PPm以下时，放硫结束。 5.3注意事项

(1) 还原过程中含有大量的水蒸汽，不会有猛烈温升，但如果万一发现有猛烈温升时，可采取下列方法：

A）迅速降低中变入口温度 B）在中变入口处加入N2 C）加大蒸汽量，但H2O／H2≯10

(2) 在整个还原期，要加入足够的蒸汽量，促使催化剂还原放硫，要确保H2O/H2＞3，防止已还原的Fe3O4继续还原成Fe，降低催化剂活性，但H2O/H2≯10。

(3) 转化入口应控制硫含量＜0.2PPm，低变反应器压力要高于系统压力。 6 低变催化剂还原 6.1还原理原理

低变催化剂在使用前为氧化态，没有活性。只有在一定条件下，将氧化铜还原成金属铜，催化剂才有活性。 还原反应式如下：

CuO ＋ H2 → Cu ＋ H2O ＋Ｑ

6.2还原操作

(1)建立N2循环流程（温度以第一层温度为准）

F2001 R2001跨线 R2002A/B跨线 低变开工线 R2004 E2004(管)

E2010(

V2005 E2005(管)

E2006 V2006 E2007(管) V2007 低变开工线 C2001A 或

R2003（提供热流）

C2001（提供冷流） E2011 R2004 E2008 V2011 E2004 管)

V2003

E2003(管)

V2004

(2)催化剂脱水

① F2001点火,床层以10～15℃／h的速度升温,升至120℃。 ② 床层温度达到120℃时，在此温度恒温4小时，进行恒温脱水。 ③ 恒温脱水后，床层以20℃/h的升温速度升至180℃。

④ 床层温度达到180℃时，在此温度恒温4小时，再次进行恒温脱水。

(3)恒温脱水结束后，控制系统压力比南、北制氢氢气管网低0.2～0.3MPa，向系统配入氢气。严格控制低变反应器入口H2浓度在0.2～0.5％，注意床层温度变化。

(4)若温升较快（＞30℃/h），要立即切断氢气，降低入口温度，加大氮气循环量降温，或在低变入口充冷氮气置换放空。

(5)若床层温升＜20℃/h，可逐渐增加氢气浓度，每次增加的氢气浓度为0.1～0.2％，并且要有一小时以上的观察时间。

(6)循环配氢还原，如果反应不完全，在低变反应器入口处氢浓度是会积累的，要特别注意防止超温。要及时采样分析，并密切注意床层温度的变化情况。当氢浓度达2%时，若氢耗已不明显，此时可以以50℃/h的速度将反应器入口温度提至200℃，控制床层≯200℃。

(7)当床层没有明显温升时，把入口氢浓度逐步提至5%后，视床层温升情况，逐渐把氢浓度提至20%左右。

(8)当入口氢浓度达20%后，无氢耗无温升，床层各点温度均经历最高峰后开始下降，继续还原4小时后，还原结束。 6.3注意事项

（1）提高氢气浓度要缓慢，严格控制氢浓度。

（2）提氢不提温，提温不提氢，控制床层温升≯30℃/h。 （3）床层热点≯220℃。 7 产汽系统进水建立液位 7.1 除氧槽进水

（1）改通进水流程：

V2017

外系统除盐水 V2016 P2004A/B E2004(壳) V2021

P2004A/B跨线 V2022

（2）启动进水泵

通过P2004A.B跨线向除氧槽进无盐水，若除盐水压力低于0.3MPa，可启动除盐水泵P2004A.B向除氧槽进水。投用LCA7601，除氧槽建立50%的液位，投用LCA7603，无盐水罐建立90%的液位。

注意事项：

①进水时注意要打开除盐水缓冲罐及除氧槽顶部的放空阀。

②V2021在正常生产过程中不投用，当装置生产负荷高，锅炉给水无法满足生产需要时可以重新投用。 7.2引蒸汽除氧

（1）引外来蒸汽除氧

除氧槽投用水封，当除氧槽有液位后，引外来1.0MPa蒸汽进行除氧，除氧蒸汽压力

控制在1～10kPa。

（2）分析除氧水

采除氧水样进行分析，当除氧水中氧含量≤15μg／L、硬度≤3.0μmol／L、PH值在8.5～9.2之间，除盐水除氧合格。 7.3向中、低压汽包进水

（1）改通进水流程

V2023

V2017 P2003A/B E2003（壳） E2002（壳） V2015

E2001（壳）

（2）启动中压给水泵

除氧水分析合格后，将PC7606A及PC7603B投自动，给定值均为4.8MPa，然后启动中压给水泵向中、低压汽包进水,进水时打开中、低压汽包顶部放空阀，进水过程中，对E2003及E2002的壳程进行试漏。

中压汽包液控LCA7606投手动，控制中压汽包液位为50%，低压汽包液控LCA7608投手动，控制液位为50%，投用汽包安全阀。

中、低压汽包进水后，V2020进水至满液位，然后启动加药泵P2005向汽包加药，使汽包水的PO43-在5～15mg/L之间，蒸汽中的Na+≤15μg/L。

投用定期排污膨胀器V2019，打开顶部就地放空阀，打开定期排污阀进行冲洗，直至冲洗干净，合格后再关闭。

当中、低压汽包液位达到50%时，视情况停下泵P2003A/B。 8 转化中低变系统氮气升温

8.1转化炉点火之前必须具备的先决条件:

(1)联锁投用旁路

装置开工过程中由于各工艺参数讯号未完全正常，各联锁信号要走旁路，待工艺参数讯号正常后再逐渐投用。联锁投旁路操作如下：

闭合HS7001、HS7002、HS7003联锁旁路键，再按一下总旁路开关HS7006。 (2)调整转化炉各火嘴的风门开度在30%左右。

(3)关闭鼓风机出入口挡板及调节风门，按风机启动程序，启动鼓风机C2003A/B，断开HS7001旁路，投用鼓风机联锁。

(4)关闭引风机出入口挡板及调节风门，按风机启动程序，启动引风机C2002A/B，断开HS7002旁路，投用引风机联锁。

(5)调节挡板开度，建立炉膛负压-50Pa左右。 (6)中低压汽包建立正常液位在50%左右。

(7)引高压瓦斯进装置，将PC7502投自动，控制在0.3MPa，断开HS7003旁路，投用燃料气压力低低联锁。

(8)转化炉炉膛作动火分析合格。

(9)装置引入新鲜水，投用转化炉下集合管水夹套。 8.2建立转化中低变大循环流程:

大循环流程如：

F2002 E2001(管) R2003 E2002(管) R2004 E2004(管)

E2005(管)

E2010(管) V2003 E2003(管) V2004 V2005 E2006 V2006 E2007(管) V2007 机C2001A/B F2002

（1）在转化炉入口充入高压N2至系统压力PC7302为1.8～2.0MPa。

（2）按压缩机操作规程启动两台压缩机，压缩机入口压控PC7406投自动控稳为0.45MPa，

（3）建立转化中低变系统大循环，PC7302控制系统压力为1.8～2.0MPa，FC7301控制系统循环流量为12000m3/h左右。

（4）各冷换设备投用。 8.3转化炉点火升温 8.3.1转化炉点火条件

(1)检查各大小火嘴均已关闭,小火嘴软管未连接。 (2)转化系统已建立冷氮循环。

(3)中、低压汽包进水结束，液位50%待用，汽包顶部放空阀已打开。 (4)鼓风机、引风机已经运行正常，炉膛负压已建立-50Pa。 (5)点火用具已准备好。

(6)手动调节FC7201，将瓦斯引至转化炉燃烧器的小火嘴手阀前。 (7)炉膛上下至少2个点测爆分析合格。

(8)转化系统循环气采样分析，当系统中O2＜0.5%，C1＋C2＜1%时循环气分析合格。 8.3.2转化炉点火

点火原则：从两旁到中间，间隔均匀点火

转化炉火嘴序号分布原则: 从西往东:A、B、C、D、E、F、G排

从北往南:1～16#（例: A1为A排第1＃火嘴）

点火操作由三人同时进行，点火操作如下：

(1)首先点C、E排的6#、14#火嘴。点火时，C、E两排火嘴相向点燃，即：C排点燃6#、14#火嘴，而E排点燃14#、6#火嘴。

(2)根据转化炉的升温要求，逐步点燃A、B、C、D、E、F、G各排的火嘴。

点火前，先接好小火嘴软管。点火时，打着点火，伸入点火孔，然后打开小火嘴手阀，点燃小火嘴。点火前，火嘴一次风门要全开，二次风门置于30%位置。点火时，小火嘴手阀先开大，点着后，再把手阀关小。

点火成功后，转化炉的升温速度以转化炉入口温度TIA7234为准，一般为25~30℃/ｈ。

如果一次点火不成功，立即关闭小火嘴，待炉膛通风至少20分钟，重新测爆分析合格，确认炉膛内不含可燃物后，才可再次点火,否则会有爆炸的危险。

点火操作完成且炉温平稳后，转化炉温控改为TCA7201与FC7201的串级调节控制。 注意事项：

①点火时应尽量使炉膛温度分布均匀。

②在转化、中低变升温的过程中，点燃小火嘴应以多火嘴小开度为原则进行，同时注意点燃的小火嘴在炉顶分布要均匀。 4.8.4中低变反应器升温

中变反应器(R2003)和转化系统一起进行热氮气升温，通过控制E2001管程出口温控调节阀TC7202可调节R2003入口温度，使R2003入口温度TIA7302以15~20℃/h的速度升至220℃时恒温，直至转化炉温度TIA7234达到投蒸汽温度。

低变反应器也随转化系统一起升温，通过温控TCA7301A来调节，以10～15℃/h的速度升温。

8.5切出低变反应器

转化炉配氢配汽前，把低变反应器切出大循环，工艺介质改为走低变反应器跨线，操作如下：

(1)缓慢打开低变反应器跨线阀，直至该阀全开。 (2)缓慢关闭低变反应器出、入口阀。 (3)低变反应器切出后要保温保压。

注意事项：低变反应器的压力必须比转化中变系统压力大0.5MPa。 9 产蒸汽并网

当对流段入口温度TI7208达到200℃时，汽包开始产生蒸汽，此时关闭就地放空阀，汽包产生的蒸汽通过消音器向大气排放。汽包有蒸汽产生后，启动泵P2003A/B恢复进水，把自产0.45MPa低压蒸汽引入除氧槽作为除氧蒸汽，关闭外来1.0MPa除氧蒸汽，将除氧槽压控PCA7601A投自动，给定值为5～15kPa。控稳中压汽包液位，将中压汽包液控LCA7606投自动，实现中压汽包液位串级调节。

汽包产汽后注意如下事项：

（1）外操人员注意检查现场液位计和压力表的数值是否与DCS的数值相符。 （2）通过消音器手阀控制汽包的升压速度，一般控制在0.2～0.3MPa/h。

（3）在转化炉升温过程中，TIA7234的升温速度达不到升温要求时，可增点火嘴或调节火嘴开度，但必须做到多火嘴短火焰蓝火苗。调节火嘴后，要密切注意烟道气氧含量及烟道气温度的变化情况。同时，将炉膛负压控制在-80～-100Pa，保证火焰燃烧正常，同时注意中变反应器入口温度的变化情况。

（4）低压汽包(V2023)有蒸汽产生时，打开界区及汽包顶部的消音器进行放空。 （5）打开低压蒸汽压控阀PV7607的上游阀，微开PV7607阀前导淋阀，待管线中有冷却水后，可适当开大导淋阀进行排水。 9.1工艺蒸汽疏水暖管

低压蒸汽产生后，可对低压蒸汽管线进行暖管。当导淋出口不再有水滴出时，可视为PV7607阀前管线暖管结束，这时关闭上游阀，打开下游阀，微开PV7607，慢慢开大界区阀，对PV7607阀后管线进行暖管。当低压蒸汽压力PI7607达到0.45MPa且蒸汽暖管结束后，关闭PV7607阀前导淋阀，慢慢打开PV7607的上游阀，调节PV7607，将低压蒸汽并网。

中压蒸汽可进行工艺蒸汽疏水暖管。操作如下:

（1）打开入炉蒸汽阀FV7203阀前导淋阀，就地排液。

（2）打开蒸汽压控PV7605及其上下游阀，打开阀前导淋阀，就地排液。 （3）打开界区中压蒸汽阀阀前及阀后的导淋阀进行排凝暖管`。

（4）打开中压蒸汽U形管第一道阀及第二道阀的暖管阀，引蒸汽对FV7203及PV7605阀前管线进行暖管，同时打开U 形管的导淋进行排凝。调节消音器阀，保持汽包压力以0.2～0.3MPa/ｈ的速度上升，直至汽包压力达2.5～3.0MPa，维持此压力不变，由内操调节TCA7604，将蒸汽温度慢慢提至420℃。

工艺蒸汽管线暖管结束的标准：现场温度TI7606达330℃以上，且各管线的凝结水均

已排干净。暖管的同时对仪表进行热态调试试验，对有关阀门、法兰的螺栓进行热紧。 暖管结束后关闭暖管流程上所有的导淋阀。 9.2中压蒸汽并网 9.2.1检查工艺参数:

（1）TI7606达到420℃； （2）PC7605达到3.5MPa； （3）TCA7604达到420℃； （4）汽包液位稳定控制在50%。 9.2.2关消音器，蒸汽并网

（1）内操人员将PC7605投手动，置于全关位置。

（2）外操人员打开PV7605前、后截止阀，并确认副线阀处于全关位置。 （3）外操人员慢慢打开中压蒸汽U形管第一道阀及中压蒸汽界区阀。

（4）外操人员观察现场压力表PT7605的压力值，在确保压力值不变的情况下，外操人员缓慢关闭消音器，内操人员缓慢打开PC7605，通过内外操人员的配合将中压蒸汽全部并入3.5MPa蒸汽管网。

（5）中压蒸汽平稳后可将PC7605由手动改自动。

注意事项:在蒸汽并网时，操作要缓慢、平稳，避免引起汽包压力、液位的剧烈波动，尽量使汽包保持50%的液位，压力为3.5MPa左右。 10 转化配纯氢与配蒸汽 10.1投工艺蒸汽的条件:

（1）转化炉进口温度TIA7234：480～485℃ （2）转化炉出口温度：＞450℃

（3）中变反应器床层最低温度：≥200℃ （4）工艺蒸汽温度TI7606：≥420℃ （5）中压蒸汽压力PC7605：3.5MPa （6）低变反应器已切出系统 10.2转化炉配氢配汽步骤

配氢配汽同时进行。联系调度，改通流程，引南北制氢纯氢气至压缩机入口。操作人员关闭FC7203副线阀及下游阀，全开上游阀，然后手动微开下游阀，逐步调整蒸汽配入量，按H2O/H2为4～5的比例在压缩机入口慢慢配入氢气，配氢量为1500～2500 m3/h，同时停止配入氮气，慢慢用氢气置换系统中的氮气。蒸汽投入后，适当增点火嘴，按制好速度升温，随着炉温的升高，工艺蒸汽投入量可以适当增加，各分液罐加强排液。

转化炉配氢配汽后，转化炉恒温等待脱硫系统升温至进料条件，控制参数如下： （1）转化炉入口温度TIA7234： 490～500℃ （2）转化炉出口温度TCA7201： 760~800℃ （3）转化炉入口水氢比： 3.0～4.5

根据汽包锅炉水的质量，投用连续排污膨胀器V2018，调节连续排污阀开度，扩容蒸汽送至除氧器V2017及V2021，作为除氧器的二次蒸汽。

注意事项:

（1）氢气加入系统后，转化系统压力PC7302控制在2.45MPa，PV7302A全开。工艺蒸汽投入后，要确保中压汽包压力在3.5MPa，蒸汽温度维持在420℃。

（2）配入氢气前，要对有关阀门进行认真检查，确保氢气不会串入其它系统。 （3）配氢前必须做好氢气全组成及含硫分析，分析不合格不能使用。

（4）转化炉投入蒸汽后，转化进出口温度会有较大的波动，应及时调整炉温度和增点火嘴。

（5）氢气加入系统后，停止向系统中补入氮气。 （6）确保进炉蒸汽流量稳定在25～30t/ｈ。 10.3投用分水系统

当分水系统各分液罐有液位后，逐步将各分水罐液控阀LC7307、LC7301、LC7302、LC7303、LC7304投用，并将各液控阀投自动控制，按工艺卡片给出的相应液位值进行设定。

当酸性水汽提塔T2001有液位后，投用酸性水汽提塔。启动净化水泵P2002A/B，将工艺净化水排入地沟或按工艺指示改走其它流程，控稳汽提塔液位在50%的液位。 11 脱硫系统升温升压 11.1建立脱硫系统流程:

炉F2001─→R2001(跨线)─→R2002A/B(跨线)─→开工线─→E2008(壳)─→V2011 11.2排液

在炉F2001入口前向系统充入N2至0.4MPa。把工艺管线的冷凝液排向V2011，在V2011底部排液。V2011底部无液体排出后，缓慢打开R2001、R2002A/B的进出口阀，把R2001、R2002A/B切入脱硫系统，关闭反应器的跨线阀。 脱硫反应器切入后，关闭放空阀，脱硫系统重新充N2至与转化中变系统压力一致。 11.3置换

引氮气对脱硫系统进行置换，在R2001A.B出口采气体样分析，当系统气中O2＜0.5%、C1+C2＜1%(mol)时脱硫系统置换合格。 11.4原料预热炉点火升温

点火前引蒸汽对炉膛气进行吹扫，直至烟囱见蒸汽。

①引燃料气至F2001火嘴手阀前。 ②按炉F2001操作规程进行点火。

③炉F2001以炉出口温度TC7101按25~30℃/ｈ的速度进行升温。

当TC7101达到260℃时原料预热炉恒温直至脱硫反应器床层最低温度达到240℃，脱硫系统升温结束。

11.4 脱硫系统切入转化系统

（1）打开脱硫系统与转化中变系统的联通阀HC7204及其上、下游阀。 （2）打开压缩机出口至脱硫系统入口的阀门。 （3）关闭压缩机出口至转化中变系统入口的阀门。

脱硫系统切入转化中变系统后，脱硫系统与转化中变系统连成一个大循环系统，大循环系统流程如下：

C2001AB F2001 R2001 R2002A、B E2001(管) R2003

E2002(管) E2010(管) V2003 E2003(管) V2004 E2004(管) V2005 E2005(管) E2006 E2004(管) V2006 E2007(管) V2007

控制系统压力PC7302为2.50MPa，压力不够可在压缩机入口补入H2。

注意事项：脱硫系统切入转化中变大系统后，转化炉进、出口温度会有较大变化，要

及时增点火嘴或调节F2002燃料量，维持炉温的稳定。 12 进干气与原料油 12.1进干气

12.1.1进干气条件：

（1）转化炉入口温度TIA7234: 490～500℃ （2）转化炉出口温度TCA7201: 740～760℃ （3）加热炉出口温度TC7101: ≥260℃ （4）脱硫反应器R2002A/B出口温度: ≥240℃ （5）中变反应器入口温度TIA7302: 350~360℃ （6）工艺蒸汽温度TI7608: ≥420℃ （7）工艺蒸汽流量FC7203: 25~30t/h （8）汽包压力PC7605: 3.5MPa （9）转化系统压力PC7302: 2.45MPa （10）循环量: ≥12000m3/h 12.1.2操作方法：

（1） 联系生产调度准备好干气；

（2） 缓慢打开装置界区干气总阀，引干气至压缩机入口，配入干气；

（3） 配入干气后，根据配干气的量决定压缩机的使用台数，如果干气不够可停下一台压缩机，随着干气量的增加及时减少中变气的返回量。 12.1.3注意事项：

（1）控制好转化炉水碳比；

（2）干气配入要缓慢，确保配干气的速度为80~150 m3/min。

（3）干气引入过程中，注意第五分水罐出口控好转化开工线至压缩机入口管线的压力，确保压缩机入口压力在正常控制范围内。

（4）观察加氢反应器及脱硫反应器床层的温度变化，床层温升不能超过30℃/h，否则应立即降低炉F001的出口温度。如果出现飞温现象，应立即切断中变气返回压缩机的量，中变气在第五分水罐出口放空，并在原料预热炉F2001入口充入高压氮进行降温。

（5）转化炉入口流量变化时要及时调整炉温。 12.2进油

装置配用干气后，根据生产需要可进行进油操作。 12.2.1准备工作

（1）联系调度准备好石脑油；

（2）改通石脑油进装置流程，做好V2001的收油工作； （3）石脑油泵P2001A/B/C/D已处于备用状态。 12.2.3进油

启动石脑油泵P2001，慢慢打开泵出口阀。内操人员手动调节进料流控FC7103，初次进油量为2.0t/h左右，调整入炉蒸汽量，按控制指标控制好水碳比。

为避免石脑油泵泵体及出口管线发热而引起泵抽空，在装置进油量在3.0t/h以下时，应打开泵出口小回流线或投用P2001D。

进油后，要注意转化炉炉温、中变反应器进出口温度、汽包压力的变化情况，控稳进油量，及时调整燃料量，增点或开大火嘴，对所有工艺参数及现场设备运行情况进行检查。 13 PSA升压产氢

13.1投用PSA应具备的条件：

①脱硫系统运行平稳

②转化炉、中变反应器运行平稳 ③中变气已分析合格 ④PSA联锁信号已复位

⑤PSA进料流程、后部流程及放空流程已按要求改好并确认 ⑥PSA油泵站已运行，两台油泵现场操作按钮已打至“自动” 13.2 PSA投用 操作步骤如下：

①内操在DCS上认真检查，确认PV7701A～J、PV7704、PV7705均已投自动，并且各吸附塔均在切入运行。

②PC7302投用单表自动控制，给定值为2.50MPa。

③首先调出参数控制组，设定好吸附时间，按TE1=TE2=300进行设置。然后调出PSA“运行/停止”面板，解开自动保护模式，点动“运行”按钮，运行PSA十塔。

④首先打开V2007至PSA系统的入口大阀，然后慢慢打开PSA两列入口大阀，把合格的中变气引入PSA，对吸附床进行升压。

⑤手动打开PV7702、PV7703 、PV7709、PV7704、PV7705、PV7707 、FV7503及PV7503的上下游阀。

⑥PC7702投自动，，将PIC7703投自动，给定值为2.48MPa， PV7709手动关闭。 ⑦投用PC7707控制其压力为0.03MPa，FC7503手动全开，把脱附气引入燃料气混合器MI2001，PC7503投自动，给定值为0.03MPa，使脱附气进入转化炉作燃料，转化炉热负荷不足则手动打开FC7502补充高压瓦斯燃烧。

H2未合格之前，可将不合格氢气经V2011排入V2025作燃料使用或直接放入火炬管网。

注意事项:在引入脱附气时，要避免转化炉温度的大幅度波动，操作要缓慢，根据转化炉温度变化情况及时关闭部分高压瓦斯火嘴或全部关闭。 13.3向外供氢

当PSA有氢气压力达到给定值为2.45MPa时，可通过PC7709放入氢气管网或经PC7703放入火炬管网。当氢气产量达到20000m3/h以上且分析合格，打开工业氢至渣油加氢装置界区大阀，向渣油加氢装置供氢。根据处理量的变化，调整转化炉负荷及PSA操作参数，确保高纯度、高氢收率。 13.4引自产氢配氢

如果外系统干气量不足造成压缩机入口压力不够，可引自产氢至压缩机入口进行保压。操作步骤如下：

①打开PV7401的上、下游阀，将PC7401、MC7402手动全关。

②打开PSA系统至E2008壳程的阀门，打开V2011顶部至压缩机入口管线阀门，改通氢气至压缩机入口的流程。

③PC7406投自动，给定值为0.45Mpa，投用PVC7401，控制V2011的压力不超过0.5Mpa，把工业氢引入压缩机。投用压缩机出口压控PC7403，控制压缩机出口压力比F2001入口压力大0.1～0.2MPa。

13.5对氢气及脱附气每小时分析一次。 13.6注意事项：

①中变气分析合格后，方可引入PSA系统升压。

②引中变气升压时，速度一定要慢，防止因气量过大，导致转化炉进料波动，损坏转

化催化剂。

③PSA开车时，应注意避免系统压力波动。

④PSA正常后，将脱附气引入转化炉作燃料气，同时根据处理量的变化调整PSA参数。 ⑤PSA运行正常后，待产品H2分析合格，才可外供。 ⑥氢气合格前，每小时对氢气及脱附气采样分析一次。 14 投用低变反应器

14.1改低变升温流程：

V2007─→低变入口开工线─→E2011（壳）─→R2004→低变出口开工线─→

E2008（壳）─→V2011→火炬

改升温流程时，V2007出口至低变开工线的阀门暂时不要打开。将PV7401手动关闭，其上下游阀全开。

14.2切出自产氢配氢流程，低变反应器循环升温

打开V2007至低变入口开工线的阀门，慢慢关闭工业氢至PV7401入口的阀门，打开低变出口开工线至PV7401入口的阀门，引V2007出口中变气作介质对低变反应器进行升温，升温后的中变气引入压缩机进行循环，投用开工加热器E2011，通过控制E2011壳程出口至R2003入口阀门开度的大小来控制升温速度不大于30℃/ｈ。如果热值不够，可开大中变反应器出口至E2011管程的阀门。

14.3断开低变反应器循环升温流程，投用自产氢配氢流程

当低变入口升至200℃时，且床层最低温度大于露点温度20℃，即210℃时，停止升温。关闭低变出口开工线至PV7401入口的阀门，打开工业氢至PV7401入口的阀门，关闭V2007至低变入口开工线的阀门，断开低变反应器循环升温流程，投用自产氢配氢流程。 14.4注意事项：

（1）加热炉出口温度TC7101应控制在260～310℃之间。

（2）观察加氢反应器床层的温度变化，床层温升不能超过30℃/h，否则应立即降低炉F2001的出口温度。如果出现飞温现象，应立即切断中变气返回压缩机的量，中变气在第五分水罐出口放空，并在原料预热炉F2001入口充入高压氮进行降温。 14.5切入低变反应器

缓慢打开E2002管程至R2004入口阀门及R2004出口至E2010管程阀门，缓慢关闭R2004跨线阀，将R2004切入大循环系统。

注意事项：

（1）关闭跨线阀时，动作要缓慢，观察R2004入口压力变化情况，防止各反应器憋压。 （2）内操要注意低变反应器床层温度变化情况，若床层温升超过30℃/h，应及时停止关闭跨线阀。 15调整负荷

低变反应器切入大循环流程后，根据实际需要，继续提负荷。

提量要缓慢，每次提负荷要在保证各操作参数平稳后再进行，先提燃料量，再提蒸汽量，后提配氢量，再提轻石脑油量。随着原料量的增加，各系统参数按工艺控制指标作相应的调整。

16投用膜分离系统

装置平稳后，按第三章投用膜分离系统的要求，投用该系统。

第五章 正常停工

制氢装置在用氢装置(渣油加氢装置)停止用氢后，可进行正常停工。 1

停工前的准备工作

(1)联系调度，准备好足够的高压氮气。

(2)检查N2线是否有油，确保没有油后才能使用N2。 (3)干气压缩机试运合格。

(4)联系调度，做好轻石脑油退出装置的工作。 (5)联系调度，做好凝缩油退出装置的工作。

(6)联系仪表，做好装置仪表吹扫及有关仪表的调校工作。 (7)联系分析站，做好装置置换期间的采样分析工作。 (8)准备好停工检修期间所需要的材料。 2

正常停工步骤

为缩短停工时间，保护催化剂，脱硫系统、转化中低变系统单独置换降温,转化催化剂消碳。

停工原则：1）防止窜压，防止超温超压；

2）保护加氢催化剂、脱硫剂、中变催化剂、吸附剂、中空纤维膜； 3）转化催化剂消碳；

4）脱硫系统置换、降温、隔离； 5）中变反应器置换、降温、隔离；

6）所需检修的设备管线吹净、放空，达到安全要求

2.1降低负荷

(1)联系调度慢慢膜分离系统旁路阀，切出膜分离系统并对其进行氮气置换。 (2) 联系调度,F2001出口温度按20～25℃/h的速度降至260℃恒温，F2002入口温度按20～25℃/h的速度降温，装置按1.5t/h的速度降低进油量，控制水碳比在3.5～4.5，多余蒸汽并入管网。

降负荷的原则:

先降原料量，再降配氢量，然后降工艺蒸汽，最后降炉温。 (3)停止进油

当进油量降至2.0t/h，加热炉出口温度降至250℃恒温，转化炉入口温度降至460～470℃恒温，按机泵操作规程，停下轻石脑泵P2001，关闭泵出入口阀，脱硫系统停止进油，关闭P2001的出口阀及FV7103上下游阀。 2.2转化中低变系统建立循环

(1)转化炉火嘴切换

装置停止进油后，手动关闭FC7201，打开FV7201上下游阀，引瓦斯至转化炉小火嘴前作燃料，进行大小火嘴的切换操作。

①将FC7502及FC7503投手动操作，将PC7503投自动，给定值为0.03MPa。 ②在火嘴切换过程中，根据转化炉燃料气的用量逐步开大FC7201，根据混合燃料气的用量，逐步关小FC7502及FC7503。

③当FC7502及FC7503手动全关后，关闭脱附气至MI2001阀门，脱附气经PV7707放入火炬线。

④投用瓦斯后，视炉温相应关小低压燃料火嘴。 (2)切出干气，建立转化变换循环

转化炉火嘴切换的同时，增开一台干气压缩机，空负荷运转。等火嘴切换完毕以后，联系调度，逐步将加氢裂化干气、渣油加氢干气及柴油加氢干气切出系统。首先打开备用机入口阀，引入低变气，慢慢关闭压缩机的一回一、二回二调节阀，待机出口压力升至与转化入口压力平衡后，将备用机的出口改进转化炉。逐渐打开原运转机的一回一、二回二调节阀，切出原运转机，关闭机入口阀，空负荷运行，在机入口引入氮气，置换两至三次后，重新升压，并将原运转机的出口改进转化炉，建立转化变换循环，保持转化中变催化剂配氢还原。

C2001A/B F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004

E2010（管） V2003 E2003（管） V2004

E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） V2007 C2001A/B 注意在循环过程中要将压缩机提至满负荷运行，控稳转化中低变系统压力在2.20～2.45MPa。转化炉水碳比控制在3.5～4.5之间，转化炉入口温度TIA7234按15～20℃/h的速度降温。

(3)切出脱硫系统

将两台压缩机改进转化炉，建立转化变换循环以后，将HC7204慢慢关闭，然后关闭其上下游阀。改通脱硫系统向火炬系统泄压。

①打开冷却水，投用E2008，打开PV7401及其上、下游阀，投用V2011。

②调节TC7101以30℃/h的速度降温至200℃，打开脱硫系统至E2008壳程管线（开工排放线）阀门，关闭脱硫系统至转化炉进料阀HV7204及其上、下游阀，脱硫气经V2011罐顶安全阀SV2005副线阀放入火炬。冷凝油经LV7401送回V2001。 2.3切出PSA系统

当装置建立转化中低变循环稳定后，可将PSA切出系统。

①调出PSA“运行/停止”操作面板，选择“停止”按钮，停止PSA运行，此时，PSA外部联锁启动，联锁阀KV7302全开，KV7301全关，切断PSA进料，把PSA系统切出。ESD蜂鸣器会响，并且操作面板上的指示灯会闪动。按下消音按钮后，报警声音消失；按下确认按钮后，操作面板上的指示灯停止闪动。关闭PSA入口大阀，关闭工业氢至渣油界区大阀、工业氢并网大阀，停止向外供氢。

②转化系统压控由PC7302和FC7301两个单回路控制，PC7302投自动，给定值为2.20～2.45MPa，FC7301手动全开。转化中低变系统超压气体经PV7302B放入V2009，再经V2009顶部管线放入火炬。PSA系统经过KS7710或塔底放空阀泄压后，用N2置换，然后充N2保压(0.2MPa)。 2.4切出低变反应器

在低变反应器床层最低温度降至200℃以前，把低变反应器从转化中低变循环系统切出：打开R2004跨线阀,缓慢关闭其进、出口阀,将反应器切出，然后单独保温保压。改通低变反应器的置换流程：

N2 R2004 PV7401 E2008（壳） V2011 SV2005副线 火炬

从中低变联箱引N2对低变反应器床层进行置换。置换三遍以后可打开低变反应器的就地放空线继续置换，当反应器置换至可燃气体含量＜0.5%时，可停止置换操作，然后充N2至2.4MPa对低变反应器进行保压。 2.5停配汽配氢

脱硫系统切出２小时后，进行停配汽配氢操作

(1)调整如下参数:

①转化炉入口温度TIA7234:450～460℃ ②转化炉炉管出口温度:600℃

③中变反应器R2003入口温度TIA7302:200～220℃ ④蒸汽温度TI7606:≥420℃

(2) 当上述条件满足后，手动关闭FC7203，停止蒸汽入炉，全部放空。压缩机负荷降至零，转化炉停止配氢（低变气）。

转化中变系统气体从V2007顶放空，手动打开KV7302，然后慢慢开大PC7302泄压。当系统压力卸至0.1MPa，将PC7302置于手动全关，然后迅速从转化炉入口引入大量N2，充压至0.6MPa后再手动打开PC7302，把压力泄至0.1MPa。采用升压、降压的置换方法，反复进行3次，把系统内的水蒸汽、H2、油气置换干净。系统重新充N2至0.6MPa，投用压缩机，重新建立转化中变系统循环。

注意：转化系统气体在卸压的过程中，转化炉应以30～40℃/h 的速度降温，避免转化炉超温，根据实际情况的需要可关闭部分火嘴。

3.停止蒸汽并网。

在转化炉停配氢配汽的过程中，中压蒸汽压控PC7604投自动，让多余的中压蒸汽并入管网。当中压蒸汽温度TI7606小于420℃后，停止中压蒸汽并网，蒸汽改消音器放空，逐步将调节阀PC7604关闭，然后关闭其上、下游阀，将自产蒸汽切出3.5MPa蒸汽管网。泄压速度控制在0.2～0.3MPa/h。

4.把低变反应器切入转化系统，建立如下流程:

F2002 E2001(管) R2003 E2002(管) R2004 E2010(管) V2003 E2003(管) V2004 E2004(管) V2005 E2006 E2005(管)

V2006 E2007(管) V2007 机C2001B

压缩机负荷100%，转化中变系统循环置换降温。

(5)停配氢配汽后，转化炉继续降温，降温速度为25～30℃／h，汽包液位维持在60%，蒸汽经消音器放空，泄压至0.5MPa。 2.6转化炉熄火

(1)当转化炉烟道气出口温度TI7208达到200℃时，可以关闭转化炉燃料气，转化炉熄火，打开看火孔，全开烟道挡板，同时，关闭瓦斯总阀，余压往火炬卸掉，燃料系统用N2置换至C1+C2＜0.5%(mol)。

(2)当转化炉炉膛温度低于40℃时，即TI7208＜40℃时，按鼓风机、引风机操作规程，停下鼓风机、引风机。

(3)打开V2015顶部放空阀，将蒸汽排净，同时，可停下给水泵P2003A.B，停止汽包给水。

(4)停下泵P2006A/B，当锅炉水温降至70℃时，可视情况放出汽包水。放出汽包水后，汽包要引氮气至0.2MPa保压。

(5)循环降温过程中，对各部位气体采样分析，每班分析2次，当:H2＜0.3%，CH4＜0.3%，CO2＜0.3%，C1+C2＜0.5%(mol)时为合格。若不合格,继续充氮气置换。

(6)当中变反应器床层温度均达到常温且系统置换合格后，停止循环，切出压缩机，空负荷运转，切出各反应器，充N2至0.5MPa保压。

2.7脱硫系统建立循环

（1）脱硫系统置换

当脱硫系统压力降至0.1MPa时，打开加热炉F2001入口高压氮气阀，引氮气吹扫脱硫系统油气20～30分钟左右。然后关闭SV2005副线阀，脱硫系统充压力至0.5MPa时，关闭加热炉入口充氮阀，再打开SV2005副线阀，脱硫系统泄压至0.01Mpa。采用相同的升压、降压方法置换2～3次。

（2）脱硫系统热氮循环

关闭SV2005副线阀，脱硫系统充氮至1.4～1.6MPa，打开V2011顶部至压缩机的入口阀及压缩机出口至加热炉的阀门，将两台压缩机依次切入脱硫系统，建立脱硫系统热氮循环流程:

C2001 F2001 R2001 R2002A R2002B PV7401 V2011 E2008（壳）

脱硫系统压力控制在1.4～1.6MPa，压力不够时可在加热炉入口补入高压氮气。V2011液控LC7401给定在5%，将脱硫系统的存油压至V2001，多余存油用油桶装走。原料预热炉F2001出口温度按20～25℃/h的速度升至300℃恒温5～6小时进行热氮循环。然后泄掉部分压力，重新在F2001入口充入新鲜N2补压。如此往复操作，直至采样分析循环气中C1+C2＜0.5%(mol)合格。

循环置换过程中，打开柴油加氢循环氢、渣油加氢释放气入炉F2001单向阀跨线，将氮气引入循环氢线、渣油加氢释放气线进行置换。打开FV7103、KV7101、HV7204及低变还原线阀前导淋，以排尽系统内的存油，排油完毕后关闭以上导淋阀。同时，还应拆开脱硫联箱至R2001入口的盲板，打开脱硫联箱至R2001入口管线上的阀门及联箱的导淋阀，排尽管线内存油。注意在排油过程中应开消防蒸汽进行掩护。

（3）脱硫系统继续降温，当TC7101降至150℃时，加热炉熄火，全开烟道挡板，让加热炉自然降温。

（4）在R2002A/B 出口气体采样分析，当切出加氢反应器R2001、脱硫反应器R2002A/B，分别充N2至0.5MPa保护。 3退油及吹扫 3.1退油及氮气置换 3.1.1装置大循环置换 （1）操作流程

N2

C2001A/B F2001 R2001 R2002A R2002B F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004跨线 E2010（管） V2003 E2003（管） V2004

E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） V2007 C2001A/B （2）操作步骤

脱硫系统热氮循环置换分析合格后，慢慢打开HV7204及其上下游阀，让脱硫系统与转化系统压力平衡，然后依次交将V2007出口气体引入压缩机C2001A/B，关闭入口联箱至压缩机的阀门，关闭PV7401及开工释放气阀，建立系统大循环，PC7302控制在1.5 MPa。F2001出口温度按20～25℃/h的速度降温至150℃，F2001熄火，关闭所有火嘴手阀，关闭瓦斯

进装置大阀。

循环过程中，打开五个分水罐及锅炉给水系统中的换热器、除氧槽、汽包的底部排污管，将存水放干净后关闭排污管。

在循环置换过程中还应打开FV7103、KV7101、HV7204及低变还原线阀前导淋，脱硫联箱至R2001入口管线上的阀门进行置换。

联系分析站对系统循环气体进行采样分析，若分析不合格，可经过KV7302泄压至泄掉部分系统压力，然后从转化炉入口充氮阀处引入高压氮，充压至1.5MPa进行循环置换，采用降压-充压-降压的方式进行循环置换至采样分析合格。采样合格后，停下两台压缩机，系统泄压至微正压，关闭KV7302、PV7302及其下游阀。将R2001、R2002A/B单独切出，保压0.5 MPa。

3.1.2加氢干气系统置换操作

（1）置换流程

N2 压缩机联箱 V2002 PV7406 火炬

2.操作步骤

关闭加氢裂化干气、渣油加氢干气及柴油加氢干气进装置大阀。改通置换流程，首先通过开工系统将脱硫系统的置换气体引入加氢干气系统进行初次置换，然后在压缩机入口联箱引入低压氮进行彻底置换。系统充氮升压至0.5MPa后经PV7406泄压至0.05MPa，采用升压-降压的方式进行置换。置换过程中，要注意打开采样线进行置换放空。 3.1.3瓦斯系统泄压置换操作

（1）置换流程

SV2008副线 火炬 FV7502 FV7201 F2002火嘴 N2 FT2002B TV7101 V2025 PV7502 界区

（2）操作步骤

系统大循环置换干净以后，关闭瓦斯进装置大阀，打开SV2008副线阀，泄掉瓦斯系统压力，然后改通瓦斯系统置换流程，在阻火器FT2002B导淋阀处接一条临时氮气管，引氮气对系统进行置换，采用升压-降压的方式进行置换。直至采样分析合格。 3.1.4PSA及氢气系统置换操作

（1）置换流程

PV7709阀前导淋 至纯氢线 N2 A2001A～J PV7702 至渣油加氢界区

脱硫系统氮气自PV7401阀组来 PV7703 KV7710 火炬

KV7707A V2014A.B PV7707副线 火炬

MI2001 PV7503副线 火炬

SV2007副线 火炬

（2）操作步骤

改通PSA系统置换流程，手动打开KV7701B～KV7706B、KV7701H～KV7706H及KV7706A～J。首先打开PSA入口大阀，将转化中变系统消炭后的氮气引入PSA系统进行置换，然后从PSA入口引高压氮进行置换。系统充氮至0.5MPa，然后从PV7703及KV7710泄压至0.05MPa，

同时必须改纯氢线至边界的流程，置换纯氢线。重新从PSA入口引高压氮至0.5MPa，采取升降压的方法进行置换。置换过程中，应打开PV7401阀前产品氢阀，将脱硫系统置换后的氮气引入PSA进行置换。

当PSA系统充氮至0.1MPa时，手动打开KV7707A，脱附气系统充氮至0.1MPa后，关闭KV7707A，分别从PV7707副线阀、PV7503副线阀、SV2007副线阀泄压至0.05MPa进行置换。采用升压-降压的方式进行置换。如此往复操作，直至采样分析合格。 3.1.5轻石脑油系统退油操作

脱硫系统置换过程中，改通V2011至V2001流程，将V2001存油压至V2001，多余存油用油桶装走。然后联系调度及罐区，改好退油流程，启动P2001把V2001的油退回罐区，泵抽空后停泵。罐内剩余石脑油用桶装走，然后打开低点，将系统中的残油排入含油污水系统。

3.1.6火炬系统凝缩油退油操作

装置停工以后，联系调度，改好流程，将V2030凝缩油用氮气压往四蒸馏。如果氮气压力不够，可改通高压氮窜低压氮的流程，用高压氮气压油。然后打开低点，将系统中的残油排入含油污水系统。 3.2蒸汽吹扫 3.2.1吹扫目的

装置停工大修，设备、管线内部存有可燃物质，为确保检修施工安全进行，设备、管线必须经吹扫处理。 3.2.2吹扫方案 见附图

3.2.3注意事项:

（1）高压临氢系统要分段引氮气吹扫；非临氢系统分段引蒸汽吹扫。 （2）吹扫之前联系有关单位对不能吹扫仪表进行处理。

（3）低压系统用蒸所吹扫时，要注意与高压临氢系统隔开，严防蒸汽窜入高压临氢管线经及泵冷却器等不能进入蒸汽的地方。

（4）总集合管从管头往管端吹扫，各支管可从主管给汽扫吹。

管线上所用的放空口、火炬线、低点排凝点、末端盲肠等处，均要打开排放，放空口应选择在管线末端或设备的最低点，尽可能使放空口向下或水平。

（5）吹扫前应先排净存水，打开低点放空再引汽，以免造成水击，如果发生水击则关闭蒸汽并加强排净存水，检查流程是否畅通，然后缓慢打开蒸汽，待流程畅通后开大蒸汽吹扫。

（6）吹扫蒸汽要集中使用，防止全面开汽造成汽量不足吹扫不干净。

（7）冷换设备及泵体应在管线吹扫干净后才能引蒸汽贯通且不宜行时间引入蒸汽，向容器内引蒸汽。

（8）吹扫时，应注打开高点放空，低点排凝有专人监视压力，防止超压。

（9）加强同有关单位、岗位的联系，在班长的统一指挥下，统筹按排，防止蒸汽乱窜，乱跑，防止重复吹扫，吹扫完毕在吹扫确认表上签字。

（10）加强安全检查，放空口要设置在安全的地方或有专人监视，与吹扫无关的部位要关闭有关闭门或用盲板隔离。

（11）在吹扫期间，严禁携带不防爆通讯工具进入现场使用，寻呼机、移动电话、非防爆撮影器材等进入现场前必须关闭。

（12）吹扫时连通一次表的引压线、现场液位计一起吹扫，禁止用压缩风吹扫有油气

的管线和设备，防止爆炸着火。

（13）设备、管线吹扫和置换必须按吹扫方案流程进行，要明确吹扫程序、时间和负责人，并做好记录，以防错吹、漏吹。

（14）吹扫时要改好流程，被吹设备要顶上排汽、底下排凝，做到不憋压、不留死角。 （15）吹扫换热器管程时，壳程的导淋必须打开，反之，吹扫管程时，壳程的导淋必须打开。

（16）释放过热蒸汽时应将释放区域隔开，以免灼热蒸汽伤人。

（17）设备、管线吹扫完毕，界区各进出线要加盲板，并做好盲板记录、编号和挂牌工作，以防漏加错加或再开工时漏拆而造成事故。

（18）装置吹扫完毕后，对有油气的下水道等要进行水冲洗干净并封死井盖，防止着火。 4

催化剂的卸出

制氢装置部分催化剂失活后要卸出更换才能满足生产需要,而部分催化剂(如中低变和加氢催化剂)仍有较高的自由能,与空气接容易氧化升温着火；转化催化剂因使用过程中积碳结焦，直接卸出比较困难；为了实现催化安全卸出，在催化剂卸出前有必要对部分催化剂进行相应的处理。 4.1转化催化剂消碳

转化催化剂在反应条件下，只要停止进油，让蒸汽单独与催化剂接触十几分钟，就可以使催化剂钝化。为了保护催化剂的低温还原性能，钝化时的温度一般略小于正常生产时的操作温度。钝化反应式如下：

Ni ＋ H2O → NiO ＋ H2 ＋ Ｑ

4.1.1转化催化剂水蒸汽消碳流程

水蒸汽

N2 C2001 F2002 E2001（管） R2003 E2002（管）

E2010（管） V2003 E2003（管） V2004 E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） 放空 V2007 C2001 进行水蒸汽消碳前必须切出低变反应器，低变反应器单独保温保压。水蒸汽引入转化炉前，中变床层最低点温度控制大于210℃，同时必须将低变反应器入口温度控制在200℃以上。

4.1.2水蒸汽消碳条件: 氮气量：12000 m／h

水蒸汽量：35t／h 系统压力：1.8～2.0MPa 转化炉入口温度：500～505℃ 转化炉出口温度：≯800℃ 转化炉管表面温度：≯930℃ 4.1.3采样分析

消碳过程中，联系分析站每小时分析转化炉进出口气体组成，观察其CO2及硫含量情

3

况。若循环气中含硫，应在V2007顶部放掉一部分循环气，并及时补充新鲜氮气。 4.1.4消碳结束标准

当采样分析进出口CO2含量不变（干基），循环气中不含硫时，继续烧碳5小时，可以认为消碳结束。 4.1.5注意事项

(1) 消炭过程中应注意转化炉提温速度不宜太快，以免引起炉温波动，损坏转化炉管。 (2) 配入水蒸汽后应加强转化炉管、上下集合管、上下支尾管的检查。 (3) 消炭过程中应严格控好E2002管程出口三通的温度，避免产生蒸汽露点。 4.2中变催化剂的钝化

经还原为活性Fe3O4的中变催化剂，即使已使用数年而需报废，其表面自由能仍很高，直接和空气接触，会立即剧烈燃烧。因此，必须经钝化处理后，才能和空气接触。钝化反应式如下：

4Fe3O4 ＋ O2 → 6Fe2O3 ＋Ｑ

上式中每1%的O2可造成160℃的温升，即使在常温下氧化反应也能进行。 （1）建立流程

中变联箱 中变反应器 E2002(管) E2010(管) V2003 E2003

E2007(管) V2006 E2006 V2005 E2004、2005(管) V2004

V2007 开工线 导淋阀放空

（2）停工艺气并卸压后，在床层温度降至200℃时，从中变开工联箱处向中变反应器引入蒸汽，将床层中的H2和CO置换干净，使其含量＜0.50%。

（3）控制蒸汽压力比净化风压力小0.05MPa，开净化风阀，向床层引入净化风。密切注意床层温度变化情况，若床层温升＞30℃，立即关小净化风，加大蒸汽降温。

（4）若床层温升不明显，可缓慢加大净化风量，注意观察床层温度变化情况，控制温升≯40℃/h，床层热点≯400℃。若温升过快，则立即关小净化风阀，加在蒸汽量降温，依此方法钝化。直至全开净化风，全关蒸汽，床层无温升，稳定1～2小时，钝化结束。

（5）继续通入净化风，使床层温度降至50℃以下。 （6）钝化结束的标准

反应器出入口氧含量相等，床层各点温度均经历温升过程且均已下降。 （7）注意事项

a)引入蒸汽时，蒸汽先排凝，引入蒸汽量由小到大，缓慢进行。 b)钝化过程中，控制温升速度≯40℃/h，床层热点温度≯400℃。 c)钝化过程中，若温升过快，应立即关小净化风，加大蒸汽量。 4.3低变催化剂的钝化

还原态的催化剂接触空气，会发生氧化反应，放出大量的热。如果要卸出催化剂。必须进行钝化处理： 钝化反应式如下：

2Cu ＋ O2 → 2CuO ＋Ｑ

(1)建立流程

低变入口联箱 低变反应器 低变出口开工线 E2008(壳) V2011 罐顶排空

(2)用氮气置换低变床层的氢气，并使床层最低温度下降至200℃，从低变开工联箱引

入1.0MPa蒸汽（先在低点排凝）。

(3)控制蒸汽阀后压力比净化风低0.05～0.1MPa，控稳后，引入净化风。当联箱出口压力升高0.01MPa后，即停净化风，密切注意床层温度的变化，控制温升为30℃/h。若温升上升较快，则关小净化风阀。若无温升或小于30℃/h，稳定一小时后，再开大净化风阀，若上升趋势较快，则关小净化风阀，若无温升，再开大净化风阀，依此方法，直至净化风阀全开。

(4)当净化风阀全开后，若床层无温升，低变出入口含氧量相等，则逐渐关小蒸汽阀，每次关阀使联箱出口压力比原来降低0.01MPa。观察床层温度变化情况，若无温升，稳定一小时后，再关小蒸汽阀门，以此方法操作下去，直至蒸汽阀全关，净化风全开，把床层温度降至＜50℃。

(5)注意事项

(a)在钝化过程中，要稳定低变入口压力。若发现床层温升较快，则必须立即关闭净化风阀，加大蒸汽量降温，待床层温度正常后，再恢复钝化操作。

(b)在钝化操作过程中，要严格控制床层最高温度≯220℃，床层各点温度每半小时记录一次。

4.3卸催化剂的要求:

（1）催化剂床层热点温度要降至＜60℃，反应器内可然气体置换合格，并且系统按要求做好相应隔离或落实相应的防措施，方可开始卸剂作业。

（2）经过钝化处理的催化剂可在空气环境下直接卸出。

（3）卸未经钝化处理加氢催化剂时，反应器内必须用氮气保持微正压，防止催化剂与空气接触着火。

（4）反应器进人作业前，反应器内气体必须采样分析合格并办好安全作业票，进入反应器内作业的人员。

（5）在N2环境下作业时，要戴好供氧式面具及安全带，同时反应器外必须有专人(至少2人)监护，若有异常，立即帮助器内作业人员撤出。

（6）卸剂人员进入反应器内作业前，要必须检查器内的温度，防止器内温度升高而伤人。在个卸剂过程中，内操人员要密切注意监视反应器内温度变化情况，若有温升，立即通知器内作业人员撤离反应器，并充氮降温。

（7）在卸剂工作中，要专业人员到现场指挥，协调各项工作。

（8）参加卸催化剂的人员必须按规定穿戴好劳保用品，做好防尘措施。

（9）卸出的催化剂要及时装好,防止未经钝化处理加氢催化剂与空气接触易自然着火。若卸出的催化剂着火，立即停止卸剂作业，现场用蒸汽加以保护或用水浇淋。

（10）高空作业时必须配备安全带，防止在装催化剂的过程中发生意外。 （11）在反应器内作业时，禁止用金属器具撞击反应器内表面及其内构件。

第七章 泵操作法

1普通离心泵

1.1本操作规程适用于下列各泵:

P2001A/B/C、P2002A/B、P2003A/B、P2004A/B、P2006A/B 1.2启动前的准备工作

a) 检查各部件的装配是否合符要求。

b) 搞好设备地面卫生。清洗入口冷却水过滤网。

c) 检查清洗轴承箱,按所需要牌号加入润滑油到规定油位。 d) 打开冷却水，并调节好流量。

e) 按泵的回转方向盘车数转,检查有无偏或卡涩等现象。

f) 关闭泵出口阀,打开泵入口阀和出口压力表阀, 稍开出口放空阀,引液灌泵，完毕关闭

放空阀。

g) 打开密封冲洗阀,放掉管内空气。检查机械密封有无泄漏。 h) 与有关岗位联系好。 i) 联系好电工送电。 1.3起动

a) 手压按钮起动泵(解体检修的泵先点动, 检查回转方向和有关无异常响声)。

b) 当电流表指针降到额定值以下,机泵运转无异常, 出口压力稳定在额定值以上时,缓慢

打开泵出口阀,电流表指针不能超过额定值,用调节阀调节流量后,泵的出口阀应全开。 c) 全面检查密封情况,泵和马达各点的温度,声音、 振动、串量是否正常。压力表、电流

表的指示是否灵敏、准确。 1.4停泵

a) 与有关岗位联系好停泵的准备工作。 b) 关闭出口阀。 c) 按停泵按钮。

d) 待泵停下后关闭密封冲洗阀。

e) 泵正常停运后,应作好维护,以便随时启动。除了密封冲洗冷却器的冷却水阀关闭外, 其

它冷却水阀不应关闭。

f) 如停泵检修,应通知电工切断电源,关闭泵进口阀,排净泵体内存油。 g) 正常停下的冷油泵,每天盘车一次,每次盘车180度。 1.5泵的切换

a) 按正常的开泵步骤起动备用泵。

b) 慢慢打开备用泵的出口阀, 同时慢慢关闭被切换泵的出口阀,在这过程中应注意观察两

台泵的电流、压力、流量, 切换过程中力求平稳,避免引起操作波动。

c) 当起用泵的压力、流量达到要求后, 即可按被切换泵的停止按钮,并按正常步骤做好停

泵后的各项工作。 1.6正常运转的维护和检查:

a) 检查电机电流,泵出口压力,流量是否稳定在允许范围内。

b) 检查轴承温度,滚动轴承≯70℃,滑动轴承≯65℃, 电机温升≯7 0℃,电机轴承温度≯

环境温度+40℃。

c) 检查机泵的振动值(全幅值),允许值为≤1800RPM时≯ 57.1um;转速1800～4500RPM时

≯38.1uM(在轴承箱处进行三个方向测量)。 d) 泵机械密封泄漏情况。

e) 检查油箱油位及润油质量,看是否有变质、含水乳化、 杂质等,及时补充及更换润滑油。 f) 检查冷却水是否畅通,各冷却部位有无过热。 g) 经常搞好设备及地面卫生。 h) 备用泵要做到随时可以起动。 1.7一般故障及处理方法: 1.7.1泵出口无流量或流量小 故障原因 （1）旋转方向不对 （2）泵启动未灌液 （3）吸入管泵体未充满液体 （4）吸入管串入气体或蒸汽 （5）泵运转未达到额定转速 （6）压头太高 （7）流量仪表故障或未启用 （8）入口管阻塞（包括入口过滤网堵塞） 1.7.2泵的排出量不稳 故障原因 （1）吸入管未充满液体 （2）容器液面低 （3）吸入液体中夹带有气体或蒸汽 （4）泵运转未达到额定转速 （5）压头太高 （6）流量计故障或过于灵敏 （7）气蚀余量不足 1.7.3压头过低 故障原因 （1）吸入管线中串入气体或蒸汽 （2）泵运转未达到额定转速 （3）旋转方向不对 （4）机械故障 a．耐磨件磨损 b．叶轮损坏 c．内泄露 （5）介质组分过轻或温度过高 处理方法 关出口，开放空排气检查处理串气处 联系电工处理检查电压 联系电工校对 联系钳工更换配件 联系钳工更换配件 联系钳工更换配件 联系调整操作 处理方法 关出口阀开放空排净气体 检查容器液面 检查是否有蒸汽阀或吹扫阀未关或进行处理 联系电工处理、检查电压 检查出口管路是否畅通 联系仪表检查处理 停泵处理 处理方法 联系好电工效正 泵体充分予热，检查出口阀并进行灌泵 关闭出口阀打开放空阀排净气体 检查关闭蒸汽及吹扫的阀门 联系电工处理，检查电压 检查出口管线路是否畅通 联系仪表检查或处理 停泵清扫 （6）压力表失灵或压力表手阀开度不够 1.7.4抽空和噪音 故障原因 （1）吸入液体中夹带气体或蒸汽 （2）吸入管路中未充满液体 （3）气蚀余量不足 （4）叶轮坏或落入固体物 （5）吸入液体温度过高发生气蚀

1.7.5泵起动后无抽力 故障原因 （1）吸入管没充满液体 （2）吸入的液体中串入气体或蒸汽 （3）吸入管漏入蒸汽 （4）气蚀余量不足 1.7.6功率消耗过量 故障原因 （1）介质比重大或入口压力高 （2）机械故障 a.两轴不同心 b.轴弯曲 C.旋转体有阻力 d.耐磨环磨损 （3）液体温度低或粘度大 （4）流量过大 1.7.7 振动 故障原因 （1）吸入管未充满液体 （2）吸入串入气体或蒸汽 （3）电机和泵不同心 （4）轴承磨损或松动 （5）旋转不平衡 （6）轴弯曲 （7）基础不牢固 （8）驱动装置振动 （9）控制阀定位错误 （10）地脚螺栓或垫铁松动 1.8注意事项

检查校对或更换压力表 处理方法 关出口阀开放空阀排净气体，检查处理 停泵处理 停泵处理 停泵处理 减低液体温度 处理方法 关出口阀，开放空排净气体 检查处理串气之处 找出漏点进行处理 停泵处理 处理方法 检查流量是否过大，适当降量 联系检修，停泵更换配件 按规定提高液体温度 调整流量 处理方法 关闭出口阀，打开放空阀排净气体，检查处理串气之处 关闭出口阀，打开放空阀排净气体，检查处理串气之处 联系校正 更换配件 停泵重找平和衡 调直或更换 重新找基础或加固 联系调校 联系仪表校正 检查和校正 a) 离心泵严禁用关入口阀的方法调量。

b) 在关闭出口阀的条件下运转不得超过三分钟。 c) 离心泵出现抽空或半抽空状态应立即调整或处理。 d) 严禁超温、超压、超负荷运转。

2计量泵

2.1本规程用于:P2005。 2.2运转前检查

a) 泵各部份安装及坚固良。 b) 清洗入口端过滤器.

c) 确认主油箱油位、油质符合要求。 d) 确认泵的行程为零

e) 确认出口安全阀、压力表良好。 f) 确认出口流程改好。

g) 打开进出口阀。但当出口端有压力时仅全开入口阀, 待排汽后再全开出口阀。 2.3 运转泵

a) 点动一次确认电机回转方向。 b) 确认泵行程长度为0%。

c) 确认没有异常声音、振动和温升。

d) 长期停泵用或第一次装配好的泵须有30 分钟以上的负荷跑合运转。 e) 观察压力表、慢慢调整行程所须要的流量。

f) 开始边连续运转30～40分钟后,确认扬程、流量、电流正常。 2.4正常运转的维持

检查是否有异常声音、振动和温升。 (1)振动允许值:＜30u。

(2)温度:环境温度+40℃或＜80℃。 (3)电流值:在额定值以内。 2.5正常切换

a) 新运转泵按上述要求起动。

b) 被动切换泵的行程慢慢调至0%时,把新开泵的行程至所需的长度。 c) 停下被切换的泵。

d) 新开的泵进入正常运转、维护。 2.6停泵

a) 慢慢地将泵的行程降至0%。 b) 切断电源。 c) 关闭出入口阀。 2.7一般故障的检查和处理 2.7.1泵不运转 故障原因 （1）电源保险丝烧坏 （2）电磁开关过热 （3）送电线路或接头故障 处理方法 联系电工检查 联系电工检查 联系电工检查 （4）电压低 （5）排出管阻塞 （6）泵内液体结冰水 （7）齿轮箱内油冻结 （8）十字头生锈 （9）十字头卡住

2.7.2振动、噪声音过大 故障原因 （1）接液端噪音 a.阀噪音动作 b.杂物引起阻塞 （2）整个泵体发生噪音 a.气蚀余量不足 b.泵过载 c.部件磨损 d.润滑油不足 e.溶解箱内落入异物

2.7.3排量不正常 故障原因 （1）气蚀余量不足 （2）阀磨损 （3）安全阀泄露 （4）吸入侧粗滤器阻塞 （5）泵转速波动

2.7.4输入量不足 故障原因 （1）气蚀余量不足 （2）吸入管径不够大 （3）吸入高度太大 （4）液体粘度太大 （5）吸入管漏入空气 （6）填料漏气 （7）球阀阀座磨损 （8）阀太脏或脏物阻塞 （9）阀的提升杆失灵 （10）泵运转速度不适当 联系电工检查 卸下排出管清扫 溶化 溶化，采用合适的油 拆下十字头，用砂纸仔细打磨 检修或更换 处理方法 只要管内不发生共振就没有问题 有时泵内高压会引起超载（检查电流表） 清除杂质 联系钳工处理或提高液位 泵排出压力过大，杂物阻塞，重新检查系统 检查并更换零部件 补充润滑至规定液位 停泵检查 处理方法 提高液位 更换 检修重新定压 清洗粗滤器 联系电工检查处理 处理方法 提高液位或压力 加粗入口管径 升高液位 提高介质温度或粘度 查明后堵漏 上紧填料压盖或更换填料 更换阀组件 清扫处理 检修处理 查明原因，采取相应措施 （11）吸入管或粗滤器阻塞

2.7.5曲轴箱温度高 故障原因 （1）过载 （2）润滑油带水或变质 （3）电源参数不符

清洁处理 处理方法 排出管路是否堵（检查排出压力） 换油 联系电工处理 第七章 泵及鼓引风机操作法

1普通离心泵

1.1本操作规程适用于下列各泵:

P2001A/B/C、P2002A/B、P2003A/B、P2004A/B、P2006A/B 1.2启动前的准备工作

j) 检查各部件的装配是否合符要求。

k) 搞好设备地面卫生。清洗入口冷却水过滤网。

l) 检查清洗轴承箱,按所需要牌号加入润滑油到规定油位。 m) 打开冷却水，并调节好流量。

n) 按泵的回转方向盘车数转,检查有无偏或卡涩等现象。

o) 关闭泵出口阀,打开泵入口阀和出口压力表阀, 稍开出口放空阀,引液灌泵，完毕关闭

放空阀。

p) 打开密封冲洗阀,放掉管内空气。检查机械密封有无泄漏。 q) 与有关岗位联系好。 r) 联系好电工送电。 1.3起动

d) 手压按钮起动泵(解体检修的泵先点动, 检查回转方向和有关无异常响声)。

e) 当电流表指针降到额定值以下,机泵运转无异常, 出口压力稳定在额定值以上时,缓慢

打开泵出口阀,电流表指针不能超过额定值,用调节阀调节流量后,泵的出口阀应全开。 f) 全面检查密封情况,泵和马达各点的温度,声音、 振动、串量是否正常。压力表、电流

表的指示是否灵敏、准确。 1.4停泵

h) 与有关岗位联系好停泵的准备工作。 i) 关闭出口阀。 j) 按停泵按钮。

k) 待泵停下后关闭密封冲洗阀。

l) 泵正常停运后,应作好维护,以便随时启动。除了密封冲洗冷却器的冷却水阀关闭外, 其

它冷却水阀不应关闭。

m) 如停泵检修,应通知电工切断电源,关闭泵进口阀,排净泵体内存油。

n) 正常停下的冷油泵,每天盘车一次,每次盘车180度。 1.5泵的切换

d) 按正常的开泵步骤起动备用泵。

e) 慢慢打开备用泵的出口阀, 同时慢慢关闭被切换泵的出口阀,在这过程中应注意观察两

台泵的电流、压力、流量, 切换过程中力求平稳,避免引起操作波动。

f) 当起用泵的压力、流量达到要求后, 即可按被切换泵的停止按钮,并按正常步骤做好停

泵后的各项工作。 1.6正常运转的维护和检查:

i) 检查电机电流,泵出口压力,流量是否稳定在允许范围内。

j) 检查轴承温度,滚动轴承≯70℃,滑动轴承≯65℃, 电机温升≯7 0℃,电机轴承温度≯

环境温度+40℃。

k) 检查机泵的振动值(全幅值),允许值为≤1800RPM时≯ 57.1um;转速1800～4500RPM时

≯38.1uM(在轴承箱处进行三个方向测量)。 l) 泵机械密封泄漏情况。

m) 检查油箱油位及润油质量,看是否有变质、含水乳化、 杂质等,及时补充及更换润滑油。 n) 检查冷却水是否畅通,各冷却部位有无过热。 o) 经常搞好设备及地面卫生。 p) 备用泵要做到随时可以起动。 1.7一般故障及处理方法: 1.7.1泵出口无流量或流量小 故障原因 （1）旋转方向不对 （2）泵启动未灌液 （3）吸入管泵体未充满液体 （4）吸入管串入气体或蒸汽 （5）泵运转未达到额定转速 （6）压头太高 （7）流量仪表故障或未启用 （8）入口管阻塞（包括入口过滤网堵塞） 1.7.2泵的排出量不稳 故障原因 （1）吸入管未充满液体 （2）容器液面低 （3）吸入液体中夹带有气体或蒸汽 （4）泵运转未达到额定转速 （5）压头太高 （6）流量计故障或过于灵敏 （7）气蚀余量不足 1.7.3压头过低 故障原因 处理方法 处理方法 关出口阀开放空排净气体 检查容器液面 检查是否有蒸汽阀或吹扫阀未关或进行处理 联系电工处理、检查电压 检查出口管路是否畅通 联系仪表检查处理 停泵处理 处理方法 联系好电工效正 泵体充分予热，检查出口阀并进行灌泵 关闭出口阀打开放空阀排净气体 检查关闭蒸汽及吹扫的阀门 联系电工处理，检查电压 检查出口管线路是否畅通 联系仪表检查或处理 停泵清扫 （1）吸入管线中串入气体或蒸汽 （2）泵运转未达到额定转速 （3）旋转方向不对 （4）机械故障 a．耐磨件磨损 b．叶轮损坏 c．内泄露 （5）介质组分过轻或温度过高 （6）压力表失灵或压力表手阀开度不够 1.7.4抽空和噪音 故障原因 （1）吸入液体中夹带气体或蒸汽 （2）吸入管路中未充满液体 （3）气蚀余量不足 （4）叶轮坏或落入固体物 （5）吸入液体温度过高发生气蚀

1.7.5泵起动后无抽力 故障原因 （1）吸入管没充满液体 （2）吸入的液体中串入气体或蒸汽 （3）吸入管漏入蒸汽 （4）气蚀余量不足 1.7.6功率消耗过量 故障原因 （1）介质比重大或入口压力高 （2）机械故障 a.两轴不同心 b.轴弯曲 C.旋转体有阻力 d.耐磨环磨损 （3）液体温度低或粘度大 （4）流量过大 1.7.7 振动 故障原因 （1）吸入管未充满液体 （2）吸入串入气体或蒸汽 （3）电机和泵不同心 关出口，开放空排气检查处理串气处 联系电工处理检查电压 联系电工校对 联系钳工更换配件 联系钳工更换配件 联系钳工更换配件 联系调整操作 检查校对或更换压力表 处理方法 关出口阀开放空阀排净气体，检查处理 停泵处理 停泵处理 停泵处理 减低液体温度 处理方法 关出口阀，开放空排净气体 检查处理串气之处 找出漏点进行处理 停泵处理 处理方法 检查流量是否过大，适当降量 联系检修，停泵更换配件 按规定提高液体温度 调整流量 处理方法 关闭出口阀，打开放空阀排净气体，检查处理串气之处 关闭出口阀，打开放空阀排净气体，检查处理串气之处 联系校正 （4）轴承磨损或松动 （5）旋转不平衡 （6）轴弯曲 （7）基础不牢固 （8）驱动装置振动 （9）控制阀定位错误 （10）地脚螺栓或垫铁松动 1.8注意事项

更换配件 停泵重找平和衡 调直或更换 重新找基础或加固 联系调校 联系仪表校正 检查和校正 e) 离心泵严禁用关入口阀的方法调量。

f) 在关闭出口阀的条件下运转不得超过三分钟。 g) 离心泵出现抽空或半抽空状态应立即调整或处理。 h) 严禁超温、超压、超负荷运转。

2计量泵

2.1本规程用于:P2005。 2.2运转前检查

h) 泵各部份安装及坚固良。 i) 清洗入口端过滤器.

j) 确认主油箱油位、油质符合要求。 k) 确认泵的行程为零

l) 确认出口安全阀、压力表良好。 m) 确认出口流程改好。

n) 打开进出口阀。但当出口端有压力时仅全开入口阀, 待排汽后再全开出口阀。 2.3 运转泵

g) 点动一次确认电机回转方向。 h) 确认泵行程长度为0%。

i) 确认没有异常声音、振动和温升。

j) 长期停泵用或第一次装配好的泵须有30 分钟以上的负荷跑合运转。 k) 观察压力表、慢慢调整行程所须要的流量。

l) 开始边连续运转30～40分钟后,确认扬程、流量、电流正常。 2.4正常运转的维持

检查是否有异常声音、振动和温升。 (1)振动允许值:＜30u。

(2)温度:环境温度+40℃或＜80℃。 (3)电流值:在额定值以内。 2.5正常切换

e) 新运转泵按上述要求起动。

f) 被动切换泵的行程慢慢调至0%时,把新开泵的行程至所需的长度。 g) 停下被切换的泵。

h) 新开的泵进入正常运转、维护。 2.6停泵

d) 慢慢地将泵的行程降至0%。

e) 切断电源。 f) 关闭出入口阀。 2.7一般故障的检查和处理 2.7.1泵不运转 故障原因 （1）电源保险丝烧坏 （2）电磁开关过热 （3）送电线路或接头故障 （4）电压低 （5）排出管阻塞 （6）泵内液体结冰水 （7）齿轮箱内油冻结 （8）十字头生锈 （9）十字头卡住

2.7.2振动、噪声音过大 故障原因 （1）接液端噪音 a.阀噪音动作 b.杂物引起阻塞 （2）整个泵体发生噪音 a.气蚀余量不足 b.泵过载 c.部件磨损 d.润滑油不足 e.溶解箱内落入异物

2.7.3排量不正常 故障原因 （1）气蚀余量不足 （2）阀磨损 （3）安全阀泄露 （4）吸入侧粗滤器阻塞 （5）泵转速波动

2.7.4输入量不足 故障原因 （1）气蚀余量不足 （2）吸入管径不够大 处理方法 提高液位或压力 加粗入口管径 处理方法 提高液位 更换 检修重新定压 清洗粗滤器 联系电工检查处理 处理方法 只要管内不发生共振就没有问题 有时泵内高压会引起超载（检查电流表） 清除杂质 联系钳工处理或提高液位 泵排出压力过大，杂物阻塞，重新检查系统 检查并更换零部件 补充润滑至规定液位 停泵检查 处理方法 联系电工检查 联系电工检查 联系电工检查 联系电工检查 卸下排出管清扫 溶化 溶化，采用合适的油 拆下十字头，用砂纸仔细打磨 检修或更换 （3）吸入高度太大 （4）液体粘度太大 （5）吸入管漏入空气 （6）填料漏气 （7）球阀阀座磨损 （8）阀太脏或脏物阻塞 （9）阀的提升杆失灵 （10）泵运转速度不适当 （11）吸入管或粗滤器阻塞

2.7.5曲轴箱温度高 故障原因 （1）过载 （2）润滑油带水或变质 （3）电源参数不符 3鼓引风机的操作维护 3.1本操作规程适用于: C2002A/B、C2003A/B 3.2风机启动前的检查准备：

升高液位 提高介质温度或粘度 查明后堵漏 上紧填料压盖或更换填料 更换阀组件 清扫处理 检修处理 查明原因，采取相应措施 清洁处理 处理方法 排出管路是否堵（检查排出压力） 换油 联系电工处理 a) 检查风机出口入档板是否灵活好用； b) 调节风门处于关闭状态； c) 打开风机入口档板；

d) 检查风机各部位的间隙尺寸，盘车检查转动部分与固定部分有无碰撞及摩擦现象； e) 联轴器保护罩是否上好；

f) 检查轴承的油位是否在最高与最低油位之间； g) 检查电器线路及仪表是否正确； h) 检查冷却部分是否正常。

3.3风机启动后，逐渐开大调节风门达到正常工况。运转过程中，轴承温升不得超过周围环境温度40℃。轴承部位的均方根振动速度值不得大于6.3mm/s. 3.4风机的主要故障及处理： 3.4.1.轴承箱剧烈振动 原因分析：

a) 风机轴及电机轴不同心，联轴器装歪； b) 机壳或进风口与叶轮摩擦； c) 基础的刚度不够或不牢固； d) 叶轮铆钉松动或叶轮变形； e) 叶轮轴盘与轴松动，联轴器松动； f) 风机进出口管道安装不良； g) 转子不平衡； h) 风机叶片磨损。 处理:

及时切换风机并联系处理

3.4.2.轴承温度过高 原因分析：

a) 轴承箱剧烈振动；

b) 润滑油质量不良、变质或油垢等杂质多； c) 轴承箱盖与座联接螺栓紧力过大或过小； d) 轴与滚动轴承安装歪斜，前后轴承不同心； e) 滚动轴承损坏。 处理:

及时切换风机并联系处理

3.4.3电机电流过大和温升过高 原因分析：

a) 流量超过规定值； b) 电机电压故障；

c) 联轴器联接不正，间隙不均； d) 受轴承箱剧烈振动的影响。 处理:

及时切换风机并联系处理

第八章 制氢装置ESD操作说明

1总则

本操作规程包括对系统，对操作员工作站，工程师工作站的维护，以及面板的操作几部分。

2ESD系统功能

本ESD系统的功能就是确保在生产装置出现问题或事故，或者是装置失效或其他潜在危险时，整个或部分装置能停车，并按事先安排的程序进入安全状态，隔离、减少连续的损失或避免事故的升级。达到保护生产装置和人员安全的目的。

制氢装置的联锁包括以下回路： （1） 装置部分联锁系统；

（2） 空冷器、泵、压宿机、引风机、鼓风机运行指示； （3） PSA外部联锁系统；

（4） 干气压缩机C2001A联锁系统； （5） 干气压缩机C2001B联锁系统。 3系统的组成

ESD系统包括CPU、通讯模块、I/O模块（包括T3411F输入模块，T3481输出模块，MUX输入输出模块等），I/O电源模块，24V稳压模块，以及端子，继电器等组成。

工程师工作站由工业微机和打印机组成，主要负责逻辑图的编制及修改，事故顺序记录等（分辨率约为20ms）。

操作员工作站主要由工业微机组成，主要负责以画面的形式监视ESD系统相关现场的工作

状况。操作员工作站用于监视ESD系统所联系现场的各信号状况。在操作员工作站上，一般红色表示异常，蓝色表示正常；对于按钮来说，按下去为蓝色，反之为红色。 3.1系统方框图

4、操作面板

4.1系统公用信号说明

（1） “双重命令键”（DPB）是为防止误操作而设置的，对手动停车信号，复位信号，需先按此键，手动停车才起作用，但是手动停空冷不需要按此键。

（2） “确认”按钮（PB01）即是对一些异常信号报警（如泵开，压力低等）灯闪时，按此键该灯将变为常亮。

（3） “试灯”按钮（PB02）即是按下此键后，所有灯全亮，以判别灯的好坏。 （4） “消音”按钮（PB03）即是在事故信号发生后，蜂鸣器响，按此键则声音消失。 （5） “卡件故障”灯亮时表示ESD故障。 4.2各逻辑面板说明 (1)C2001A联锁系统

按下“至电气停润滑油泵”及“双重命令键”后，停润滑油泵，同时，该按钮内置灯在该按钮按下时亮。

“C2001A开车确认”键按下后，表示手动确认开车条件，若满足开车条件，该按钮内置灯亮，否则。不亮。

“C2001A复位”内置灯亮表示运行正常，若灭表示联锁。按下“C2001A复位”和“双重命令键”后，若联锁解除则灯恢复亮，否则不亮。

对“开机灯指示”，“润滑油压力低”，“C2001B注油泵电机开”几个指示灯，在异常时会闪，按“确认”键后会常亮，恢复正常后会灭。同时，还有—个“至电气主电机”三位开关，正常时打“自动”挡，ESD失效时，打“切断”可将本部分联锁停车，打“旁路”时可将本部分信号旁路，具体见逻辑图。 (2)C2001B联锁系统

按下“至电气停润滑油泵”及“双重命令键”后，停润滑油泵，同时，该按钮内置灯在该按钮按下时亮。

“C2001B开车确认”键按下后，表示手动确认开车条件，若满足开车条件，该按钮内置灯亮，否则。不亮。

“C2001B复位”内置灯亮表示运行正常，若灭表示联锁。按下“C2001B复位”和“双重命令键”后，若联锁解除则灯恢复亮，否则不亮。

对“开机灯指示”，“润滑油压力低”，“C2001B注油泵电机开”几个指示灯，在异常时会闪，按“确认”键后会常亮，恢复正常后会灭。同时，还有—个“至电气主电机”三位开关，正常时打“自动”挡，ESD失效时，打“切断”可将本部分联锁停车，打“旁路”时可将本部分信号旁路，具体见逻辑图。

系统打印机 操作面板 工程师站 REGENT主操作员工作现场输入 现场输出 （3）空冷器及泵运行指示

对“手动停E2006”，按下该按钮后(注意，不用按下“双重命令键”)，所有相应的空冷器电机停止运行。空冷器电机都停运后，相应的按钮内置灯灭。但是，如果E2006A运行，相应的按钮内置灯亮。对“P2001A”、“P2001B”、“P2002A”、“P2002B”、“P2003A”、“P2003B”，“P2004A”、“P2004B”、“P2005”、“P2006A”、“P2006B”、“C2001A”、“C200lB”、“C2002A”、“C2002B”、“C2003A”、“C2003B”指示灯，相应泵运行时亮，相应泵停运时灭。 （4）PSA外部联锁系统

“信号总复位”内置灯亮表示运行正常，若灭表示联锁。按下“信号总复位”和“双重命令键”后，若联锁解除则灯恢复亮，否则不亮。

“PSA停机旁路”按钮按下后PSA停机信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示PSA停机信号恢复自动操作，内置灯灭。

“LSV7305旁路”按钮按下后LSV7305信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示LSV7305信号恢复自动操作，内置灯灭。

“TSA7314旁路”按钮按下后TSA7314信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示TSA7314信号恢复自动操作，内置灯灭。

同时，还有一个“PSA外部自保”三位开关，正常时打“自动”； 当ESD失效时，打“切断”可将本逻辑相应部分联锁停车；打“旁路”时可将本逻辑相应部分信号旁路，具体见逻辑图。

对“KV7301开”，当KV7301开时灯闪，按“确认”键后等常亮，阀关后灯灭。 对“KV7302关”，当KV7302关时灯闪，按“确认”键后等常亮，阀开后灯灭。 （5）装置部分联锁系统

“信号总复位”内置灯亮表示运行正常，若灭表示联锁。按下“信号总复位”和“双重命令键”后，若联锁解除则灯恢复亮，否则不亮。

“C2003停机旁路”按钮按下后，C2003停机信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示C2003停机信号恢复自动操作，内置灯灭。

“C2002停机旁路”按钮按下后，C2002停机信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示C2002停机信号恢复自动操作，内置灯灭。

“PISALL7203旁路”按钮按下后，PISALL7203信号旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示PISALL7203信号恢复自动操作，内置灯灭。

“总旁路开关”按钮按下后，信号走总旁路，内置灯亮。同时，再按该按钮，该按钮弹回，表示各个信号恢复自动操作，内置灯灭。

按下“转化炉停炉”及“双重命令键”后，停转化炉，同时，该按钮内置灯在该按钮按下时亮。

对“KV710l阀开”，当KV7101阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 对“KV7102阀开”，当KV7102阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 对“KV7201阀开”，当KV7201阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 对“KV7202阀开”，当KV7202阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 对“KV7203阀开”，当KV7203阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 对“KV7204阀开”，当KV7204阀开时灯闪，按“确认”键后灯常亮，阀关后灯灭。 5本装置ESD系统动作的条件、结果及处理方法

本装置自保系统（ESD）总共分成五个子系统，它们的功能和作用叙述如下：（当有报警发生时，CRT自动弹出显示报警画面，并发出声光报警） 5.1装置级自保联锁系统

5.1.1如果有以下情况发生：

（1） 运行中的鼓风机因故发生停机； （2） 运行中的引风机因故发生停机；

（3） 转化炉F2002燃料气压力降低至低低限报警值，即PISA7203小于或等于（0.05MPa）； （4） 由于装置内其它部分发生问题，需要转化炉停炉处理而手动按下转化炉停炉按钮HS7005；

5.1.2以上所述四种情况中任何一种情况发生，都将引起下列自保阀动作： （1）停原料预热炉F2001

a、原料预热炉F2001原料气切断阀（KV7101）关； b、原料预热炉F2001燃料气切断阀（KV7102）关； c、原料油进料泵P2001A．B停泵； （2）停转化炉F2002

d、进转化炉主燃料气切断阀（KV7202）关； e、进转化炉副燃料气切断阀（KV7201）关；

f、进转化炉蒸气切断阀（KV7203）延时20分钟关； g、进转化炉原料气切断阀（KV7204）关。 从而造成装置紧急停工。

5.1.3如果以上所述引起装置自保联锁系统启动的信号恢复正常，经人工判断需重新进料恢复生产，则分别按下引发自保的信号复位按钮，各自保阀将自动复位，然后再按正常开工步骤恢复生产。

5.1.4如果以上所述引起装置自保联锁系统启动从而造成紧急停工的信号只是由于仪表的故障而使个别信号未恢复正常，经人工判断可以维持正常生产或者是在装置正常运行中，为避免由于仪表维修或假信号而引起不必要的“停工”，经公司或厂主管领导同意后，办理有关联锁摘除或取消手续，也可以使用自保旁路按钮切除“所有”可引起自保联锁启动的信号来源，避免自保阀误动作。

警告：无论是何种情况造成装置级自保启动，操作人员都必须立即关闭预热炉和转化炉燃料气手阀。

5.2空冷器及机泵运行状况指示和自保联锁系统

（1） 如果空冷器E2006A正在运行，则ESD操作面板上的E2006运行状态指示灯发亮，否则指示灯熄灭。而E2006B.C则由于设计没有进ESD，故在ESD操作面板上没有E2006运行状态指示。

（2） 如果因为危急情况或其它原因需要紧急停下E2006运行，则可按下手动停空冷按钮，同时运行指示灯熄灭。如果仅需停下一台或两台E2006，则必须在现场手动停下。 （3） 如果P2001A.B、P2002A.B、P2003A.B、P2004A.B、P2005、P2006A.B、C2001A.B、C2002A.B或C2003A.B正在运行，则ESD操作面板上与它们相应的运行状态指示灯发亮，否则指示灯熄灭。 5.3 PSA联锁自保系统

5.3.1如果有以下情况发生：（PSA外部自保联锁系统） （1） 运行中的PSA因故发生停车；

（2） 第五分水罐V2007液位升高至高高限报警值，即LSA7305大于或等于（2.0m）； （3） 第五分水罐V2007出口低变气温度升高至高高限报警值，即TICSA7314大于或等于（50℃）；

（4） PSA内部联锁系统中进料低变气温度升高至高高限报警值，即TRSA7701大于或等于

（50℃）。

5.3.2以上所述四种情况中任何一种情况发生，都将引起下列自保阀动作： （1） 低变气出装置切断阀（KV7301）关； （2） 低变气放空切断阀（KV7302）开；

5.3.3如果以上所述引起自保联锁系统启动造成中断供氢的信号只是由于仪表的故障而使信号未恢复正常，经人工判断可以维持正常生产或者是在装置正常运行中，为避免由于仪表维修或假信号而引起不必要的“停工”，经公司或厂主管领导同意后，办理有关联锁摘除或取消手续，可以使用自保旁路按钮切除引起自保联锁启动的“所有”信号来源，避免自保阀误动作。

5.4干气压缩机（C2001A）自保联锁系统

（1） 如果润滑油油压降低并低于给定报警值，即PS7805A小于或等于（0.20MPa）则润滑油辅助油泵便会立即自启动（油泵现场开关必须处于自动位置），并且ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮；

（2） 如果润滑油油压升高并高于给定报警值，即PS7805A大于或等于（0.4MPa），则ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮报警；当润滑油压力恢复正常或高限报警，则手动按下停泵按钮，（油泵现场开关必须处于自动位置）润滑油辅助油泵便会停止运转，并且ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯熄灭；

（3） 如果油池油温升高并高于给定报警值，即TE7813A大于或等于（35℃），则油箱电加热器停止加热；

（4） 如果油池油温降低并低于给定报警值，即TE7813A小于或等于（27℃），则油箱电加热器启动加热；

（5） 如果注油器油温升高并高于给定报警值，即TE7815A大于或等于（35℃），则油箱电加热器停止加热；

（6） 如果注油器油温降低并低于给定报警值，即TE7815A小于或等于（27℃），则油箱电加热器启动加热；

（7） 如果注油泵电机启动，则ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮，否则熄灭。

（8） 启动干气压缩机（C2001A），必须满足下列条件： a、润滑油压力正常，即PS7804A大于或等于（0.25MPa）； b、注油器温度正常，即TS7316A大于或等于（27℃）；

c、控制管路内仪表风压力正常，即PS7801A大于或等于（0.30MPa）； d、C2001A盘车机构脱开，即ZS7901A脱开。

警告：以上开车条件必须全部满足后，再手动按下“允许开车确认按钮”才可以按照开车步骤启动C2001A。

（10）干气压缩机（C2001A）正处于运行状态，如果发生下列情况： a、装置级联锁启动。

b、润滑油总管油压降低并低于给定低低报警值，即PS7806A、PS7807A 、或PS7808A“三支”测压计中的“两支”小于或等于（0.15MPa）。

c、由于压缩机机体出现问题等特殊情况，需要紧急处理而手动将“至电气主电机”三位开关打至“切断”，将干气压缩机C2001A联锁停车。

警告：以上几种情况中，无论何种情况发生，都将导致正在运行的干气压缩机C2001A停主电机。

（11）如果以上所述引起C2001A停主电机联锁系统启动的信号恢复正常后，经人工判断需

重新启动恢复生产，则按下信号复位按钮，同时自保解除，然后按正常开车步骤恢复生产。在装置正常运行中，为避免由于仪表维修或假信号而引起不必要的停机联锁，可在公司或厂主管领导同意后，办理有关联锁摘除或取消手续，按下“旁路按钮”以切除所有会引起联锁停机的信号。

5.5干气压缩机（C2001B）自保联锁系统

（1） 如果润滑油油压降低并低于给定报警值，即PS7805B小于或等于（0.20MPa）则润滑油辅助油泵便会立即自启动（油泵现场开关必须处于自动位置），并且ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮；

（2） 如果润滑油油压升高并高于给定报警值，即PS7805B大于或等于（0.4MPa），则ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮报警；当润滑油压力恢复正常或高限报警，则手动按下停泵按钮，（油泵现场开关必须处于自动位置）润滑油辅助油泵便会停止运转，并且ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯熄灭；

（3） 如果油池油温升高并高于给定报警值，即TE7813B大于或等于（35℃），则油箱电加热器停止加热；

（4） 如果油池油温降低并低于给定报警值，即TE7813B小于或等于（27℃），则油箱电加热器启动加热；

（5） 如果注油器油温升高并高于给定报警值，即TE7815B大于或等于（35℃），则油箱电加热器停止加热；

（6） 如果注油器油温降低并低于给定报警值，即TE7815B小于或等于（27℃），则油箱电加热器启动加热；

（7） 如果注油泵电机启动，则ESD操作面板上与之相应的运行状态指示灯发亮，否则熄灭。

（8） 启动干气压缩机（C2001B），必须满足下列条件： a、润滑油压力正常，即PS7804B大于或等于（0.25MPa）； b、注油器温度正常，即TS7316B大于或等于（27℃）；

c、控制管路内仪表风压力正常，即PS7801B大于或等于（0.30MPa）； d、C2001B盘车机构脱开，即ZS7901B脱开。

警告：以上开车条件必须全部满足后，再手动按下“允许开车确认按钮”才可以按照开车步骤启动C2001B。

（9）干气压缩机（C2001B）正处于运行状态，如果发生下列情况： a、装置级联锁启动。

b、润滑油总管油压降低并低于给定低低报警值，即PS7806B、PS7807B、或PS7808B“三支”测压计中的“两支”小于或等于（0.15MPa）。

c、由于压缩机机体出现问题等特殊情况，需要紧急处理而手动将“至电气主电机”三位开关打至“切断”，将干气压缩机C2001B联锁停车。

警告：以上几种情况中，无论何种情况发生，都将导致正在运行的干气压缩机C2001B停主电机。

（11）如果以上所述引起C2001B停主电机联锁系统启动的信号恢复正常后，经人工判断需重新启动恢复生产，则按下信号复位按钮，同时自保解除，然后按正常开车步骤恢复生产。在装置正常运行中，为避免由于仪表维修或假信号而引起不必要的停机联锁，可在公司或厂主管领导同意后，办理有关联锁摘除或取消手续，按下“旁路按钮”以切除所有会引起联锁停机的信号。 5.6超压放空系统

（1） 当系统压力PT7302≥2.59MPa时，KV7302自动打开；当系统压力PT7302≤2.49MPa时，KV7302自动关闭。

（2） 当系统压力超高而尚未达到2.59MPa或工艺需要打开KV7302时，可手动打开KV7302手动按钮，等压力泄尽后手动关闭。 5.7膜分离自保联锁系统 如果有以下情况发生：

（1）膜前温度TICSA－104等于或大于98℃； （2）旋风分离器液位LICSA-101等于或大于60%； （3）按下停车按钮；

产生联锁后，系统自动执行下列操作：

（1）关闭自动阀：膜分离器进料阀HV-101、尾气阀PV-106；

（2）打开自动阀：联锁导流阀HV-103、联锁放空阀HV-104，保证原料气通过HV-103直接进入制氢装置，确保制氢装置连续生产；通过HV-104的分流，可以保证通过HV-103进入制氢装置的气体流量不至于波动过大，使制氢装置平稳运行；

（3）当PIC-106压力降至1.6MPa时，产品氢控制阀HV-102自动关闭；停车时，液位控制阀LV-101的阀位由液位控制。

9.4膜分离联锁逻辑面板说明

（1）“HV104复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，用于膜分离联锁停车后恢复HV104调节阀位功能；“HV104复位按钮”面板处在“取消”位置，指示灯显白色，表示无复位信号。

（2）“TI104膜前温度” 指示灯显绿色，表示温度正常；“TI104膜前温度” 指示灯显红色，表示温度等于或大于98℃，已产生联锁信号。

（3）“TC101旁路按钮” 面板处在“旁路”位置，指示灯显绿色，表示“TI104膜前温度”信号旁路，“TC101旁路按钮” 面板处在“自动”位置，指示灯显白色，表示“TI104膜前温度”信号恢复通路。

（4）“LI104旋风分离器液位” 指示灯显绿色，表示液位正常；“LI104旋风分离器液位” 指示灯显红色，表示旋风分离器液位等于或大于60％，已产生联锁信号。

（5）“LC101旁路按钮” 面板处在“旁路”位置，指示灯显绿色，表示“LI104旋风分离器液位”信号旁路，“LC101旁路按钮” 面板处在“自动”位置，指示灯显白色，表示“LI104旋风分离器液位”信号恢复通路。

（6）“STOP停车按钮”面板处在“运行”位置，指示灯显绿色，表示无停车信号，“STOP停车按钮”面板处在“停车”位置，指示灯显红色，表示已产生联锁信号。

（7）“RESET复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，用于膜分离联锁停车后的总复位，复位后PV106马上打开，“RESET复位按钮”面板处在“取消”位置，指示灯显白色，表示无复位信号。

（8）“HV101复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，表示已产生复位信号，HV101自动打开，“HV101复位按钮”面板处在“取消”位置，指示灯显白色，表示无复位信号。

（9）“HV103复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，表示已产生复位信号，HV103自动关闭，“HV103复位按钮”面板处在“取消”位置，指示灯显白色，表示无复位信号。

（10）“PIC106膜前压力” 指示灯显绿色，表示压力正常；“PIC106膜前压力” 指示灯显红色，表示PIC-106压力已降至1.6MPa，并输出信号。 当“PIC106膜前压力” 指

示灯显绿色时，“HV102复位按钮”才起作用。

（11）“HV102复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，表示已产生复位信号，HV102自动打开，“HV102复位按钮”面板处在“取消”位置，指示灯显白色，表示无复位信号。

（12）“RESET复位按钮”面板处在“复位”位置之后，“HV101复位按钮” 、“HV102复位按钮”、“HV103复位按钮”分别进行复位才对各自相应阀门起作用。另外当“PIC106膜前压力” 指示灯显绿色时，“HV102复位按钮”才起作用。

（13）膜分离正常生产时，HV104 、PV106可调节阀位，HV101 、HV102保持全开、HV103 保持全关而无法动作。

（14）膜分离联锁停车后，要先将“HV104复位按钮”面板处在“复位”位置，指示灯显绿色，才能调节HV104阀位开度。

10、制氢装置部分重要阀门操作法

制氢装置有一些重要阀门，由于气路控制流程比较复杂，与一般的调节阀不一样，其手动操作方法也有所不同。 10.1中变入口中心调节阀TC7202 (1)气路流程

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的输出信号（4～20mA）进入电气转换器后，被转换为风压信号(0.02～0.1MPa)后进入定位器，定位器根据该信号值与现场阀位开度作比较，然后输出一个偏差值e，作为指挥阀的输入信号。指挥阀（信号放大器）根据给定信号，调整气缸两侧的进气量，

阀2 输出信阀1 减压阀 电气转换气源 减压阀 定位器 平衡阀 指挥阀 手轮 气从而起到控制阀门的作用。 （3）调节阀的控制原理

余热锅炉E2001管程是由一条中心管和许多小管组成的，中变入口温控TC7202是属于中心调节阀，其作用方式为风开式。它通过调整中心管的开度，即调整工艺流体与锅炉水的换热面积来调节中变入口温度。在TC7202自动控制的情况下，当中变入口温度升高时，TC7202自动关小中心管的开度，减少中心管的工艺流体的流通量以降低温度；当中变入口温度降低时，TC7202自动开大中心管的开度，加大中心管的工艺流体的流通量以提高温度。 （4）调节阀的操作

正常情况下，TC7202在DCS上投自动操作；在系统压力波动、转化炉温波动时，为控稳中变入口温度，应将TC7202在DCS上投手动操作；当TC7202出现故障，在内操无法控制时，应在现场将TC7202投手动控制，其操作方法如下：

 关闭气源两道进气阀（阀1及阀2），将切换手柄打至“手动”，同时马上打开平

衡阀，让两侧气缸压力平衡，通过操作手轮调整中变入口温度。  联系仪表处理TC7202。

 当TC7202处理好了以后，可打开气源两道进气阀门（阀1及阀2），在内操给出阀

位信号，通过现场的风压值判断TC7202是否动作正常。

 确认TC7202好用后，在内操手动给出TC7202的正常操作下的阀位值，同时在现场

调节手轮，使阀门开度基本与内操一致。

 打开气源两道进气阀（阀1及阀2），在现场将切换手柄打回“自动”，同时，马上

关闭平衡阀。

 内操手动控稳中变入口温度后，将TC7202投自动。

 “自动”与“手动”互相切换时，平衡阀的开关一定要与其同步，否则造成阀门动

作，使中变入口温度产生波动。

10.2联锁切断阀

10.2.1气缸闸阀KV7101及KV7204的操作方法

气缸闸阀KV7101型号为Z6S42H-10.0C，KV7204型号为Z6S42H-10.1I。KV7101为原料预热炉进料联锁阀，KV7204为转化炉进料联锁阀，两者均为风开阀。 (1)气路流程

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7101及KV7204均处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7101及KV7204联锁阀开关信两位三通电磁阀 手轮 气源 减压阀 关闭，待装置联锁恢复以后，KV7101及KV7204自动开回。

手动操作时，可将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将插销拔掉。 10.2.2气缸闸阀KV7203的操作方法

气缸闸阀KV7203，型号为Z6S42H-10.0I，是转化炉入口配汽联锁阀，为了保护转化催化剂，KV7203采用风关阀。 (1)气路流程

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7203处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7203延迟20分钟关闭，待装置联锁恢复以后，KV7203自动开回。气缸弹簧已更换，压力足够将KV7203阀板顶起。

手动操作时，可将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作，并且联锁信号对手动操作不起作用。

当KV7203关闭后如果无法正常复位，操作人员应立即进行以下操作： d) 外操迅速赶到现场重新启动鼓风机、引风机（鼓风机或引风机跳停时）。 e) 内操迅速将装置级联锁复位，按工艺要求调节好配汽量。

f) 外操迅速赶到现场，将阀杆与螺纹杆对齐，用插销栓住，便可进行开关操作。 10.2.3气动V形切断球阀ZSHVZR-5K-100（KV7102、KV7201）

KV7102为原料预热炉高压瓦斯联锁阀，KV7201为转化炉高压瓦斯联锁阀，均为气动V形切断球阀，型号为ZSHVZR-5K-100，作用方式为风开式。 (1)KV7102气路流程

气源 减压阀 手轮 联锁阀开关信两位三通电磁阀

气源 减压阀 两位三通电磁阀 手轮

（2）KV7201气路流程

减压阀 储气罐 气源 保位阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位三通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7102及KV7201均处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7102及KV7201关闭，待装置联锁恢复以后，KV7102及KV7201自动开回。

KV7201有一个储气罐，当气源中断时，储气罐入口的止逆阀可阻止气体倒流，储气罐内气体量可维持联锁阀开或关2～3次。

KV7102手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置。

KV7201手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，同时打开平衡阀，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置，同时关闭平衡阀。

10.2.4 气动V形切断球阀ZSHV2R-5K-400（KV7301）、ZSHV2R-5B-350（KV7302）

KV7301为PSA进料联锁阀，KV7302为系统超压放空联锁阀，均为气动V形切断球阀，KV7301型号为ZSHVZR-5K-400，KV7302型号为ZSHVZR-5K-350，KV7301作用方式为风开式而KV7302作用方式为风关式。 (1)KV7301气路流程

两位四通电磁阀 气源 减压阀 手轮 气控阀 两位三通电磁阀 气控阀 平衡阀

（2）KV7302气路流程 两位三通减压阀 储气罐 气源 保位阀 电磁阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位四通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7301处于全开状态，KV7302处于全关状态，当PSA外部联锁系统启动以后，KV7301关闭，KV7302打开，待PSA外部联锁系统恢复以后，KV7301自动打开，KV7302自动关闭。

KV7301手动操作时，可将切换手柄扳至“手动”位置，使用手轮进行开关阀门操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“自动”位置。

KV7302手动操作时，可将切换手柄扳至“ON”位置，同时打开平衡阀，使用手轮进行开关阀门操作。联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“OFF”位置，同时关闭平衡阀。KV7302有一个储气罐，当气源中断时，储气罐入口的止逆阀可阻止气体倒流，储气罐内气体量可维持联锁阀开或关2～3次。 2.5气动软密封切断蝶阀ZSSWR-1.6II（KV7202）

KV7202为转化炉混合燃料气联锁阀，属于气动软密封切断蝶阀，型号为ZSSWR-1.6II，作用方式为风开式。 (1)气路流程

手轮 气控阀 平衡阀 气控阀

（2）仪表工作原理

DCS中阀门的开关信号，输出至两位四通电磁阀后，将电信号转换为“开”或“关”的风压信号，从而使阀门发生动作。 （3）联锁阀的操作

正常情况下，KV7202处于全开状态，当系统发生联锁后，KV7202关闭，待装置联锁恢复以后，KV7202自动开回。

手动操作时，可将切换手柄扳至“手动”位置，使用手轮进行开关阀门操作。手动操作比较费力，不过，联锁信号对手动操作不起作用。如要改回联锁信号控制，可将切换手柄扳至“自动”位置.

手轮 两位四通电磁阀 减压阀

第九章 紧急停工及事故处理

1

装置安全生产工作特点和制订紧急停工及事故处理目的 （1） （2） （3） （4） （5）

转化炉炉膛温度高达980℃，技术要求高，操作难度大，危险因素多。 加氢干气及未脱硫气中硫化氢含量达到20ppm或以上，当管线焊缝、法兰转化催化剂容易在压缩机的开停及切换过程中，发生结炭事故。而脱硫剂失装置生产纯度为99.9%的氢气，一旦发生泄漏，很容易达到氢气的爆炸极限，PSA阀门内漏较多，并且程控阀门也偶尔出现故障，容容易易造成切塔或高

1.1 装置危险特性

垫片渗漏或操作不当时，都可能发生硫化氢泄漏事故，因此，防毒是装置安全工作的重点。 效或原料含硫超标则会使得转化催化剂中毒。 极易引起重大火灾爆炸及人员伤亡事故。

压窜低，引起转化炉温大幅波动，增大转化炉安全操作难度。 1.2 装置重点危险部位

装置重点危险部位有以下内容： F2001、R2001、R2002A/B、V2015、F2002、C2001A/B、R2003、 R2004、PSA系统等。 1.3 装置可能发生的重大事故

装置有可能发生以下重大事故：加氢反应器床层飞温、转化催化剂结炭、转化催化剂中毒、中变反应器床层飞温、加热炉（转化炉）回火爆炸事故、PSA高压窜低压事故及硫化氢中毒事故。

1.4 装置风险评估中的被评为重大及以上的风险

装置内风险评估中被评为重大及以上的风险有： (1) 鼓风机C2003跳停 (2) 引风机C2002跳停

(3) F2001入口联锁阀KV7101故障关闭 (4) F2002入口联锁阀KV7204故障关闭 (5) F2002炉管穿孔

1.5 制订紧急停工及事故处理目的

为了正确处理在异常情况下的事故，防止事故扩大，保证装置人员的人身安全，保证设备不受损坏，有效保护催化剂，特制定此处理预案，并且要组织相关岗位职工学习及演练，确保面对事故反应迅速，有条不紊，以最快速度控制事故，减少损失。

2、装置安全技术装备 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

3 装置危险点分布监控图及平面布置图

名 称 消防栓 消防水带 干粉灭火器 干粉灭火车 消防蒸汽 火灾报警系统 固定式可燃气体检测报警仪 便携式可燃气体检测报警仪 硫化氢检测报警仪 氧含量检测仪 空气呼吸器 过滤式防毒面具 对讲机 耳塞 数量 5 5 62 13 74 5 24 1 3 2 2 4 4 40 位 置 见附表 见附表 见附表 见附表 见附表 见附表 见附表 外操室 外操室 F2001，F2002 外操室 外操室2台，现场两台 内操室1台，外操室3台 发至个人使用 功能、作用 灭火 灭火 灭火 灭火 灭火 火灾报警 检测 检测 检测 作为调整炉子热效率的依据 防毒 防毒 通讯 减小噪声，保护耳朵

4适用范围：

（1） 由于系统外“四停”造成的生产异常处理； （2） DCS故障造成的装置生产异常状况的处理；

（3） 由于硫化氢泄漏造成人员中毒的情况下的事故处理； （4） 各种生产异常情况的处理。

5事故报告程序

事当故事 班长 车间领导 生产调度 人或6事故应发急处理原则 现（1） 加 强操作检查，把事故消灭在萌芽状态，坚持“安全第一，预防为主”的原则。 者（2） 当事故发生后，要立即准确判断事故发生原因，采取有效措施正确处理，避免因

车间值班 拖延时间使事故扩大。 （3） 事故发生后，立即按事故报告程序向车间管理人员、调度和其它相关单位。 （4） 事故处理过程中要确保操作人员的安全。

（5） 事故处理过程中要保护催化剂，防止催化剂结焦、水解、中毒和加氢催化剂还原。 （6） 事故处理过程中要保护设备，防止超温超压。

（7） 装置发生系统性故障或局部泄漏着火，要准确判断事故原因,在保证安全可控的情

况下，采取果断正确措施及时处理，尽可能维持系统循环，以尽快恢复生产。若事故严重且有扩大风险则迅速尽可能退空装置所存物料、消压并关闭界区阀。

（8） 处理大量可燃气体或高挥发性油品及高浓度酸性气泄漏事故时,如无法控制其泄

露量，则应采取措施（例如使其处于燃烧状态、惰性气体稀释或水幕隔离等）以缩小其爆炸范围及减小人员中毒风险，同时做好相邻设备的防护工作。

在条件允许、安全有保证的前提下,不失时机地重新开汽,恢复装置正常生产。

7紧急停工及事故处理程序

包括报警、生产处理、事故灾害扑救与控制、伤员救护、警戒、人员疏散与交通管制、生产恢复等内容，要有可操作性，包括每个岗位人员应急处理的每一个步骤。 8装置紧急停工

8．1转化中低变系统的处理方法

（1） 关闭转化炉进料流控HC7204及其上下游阀； （2） 关闭转化炉瓦斯流控FV7201及其上下游阀；

（3） 关闭瓦斯进脱附气混合器流控FV7502及其上下游阀； （4） 关闭转化炉脱附气流控FV7503及其上下游阀； （5） 关闭混合燃料气压控PV7503及其上下游阀； （6） 关闭低变气至PSA系统的截止阀；

（7） 手动打开低变气联锁放空阀KV7302及低变气压控阀PC7302，将转化中低变床层的油气泄往火炬。在转化炉入口引入大量高压氮气，置换转化中低变床层油气至合格；

（8） 控稳中低压汽包液位；入炉蒸汽量控制25t/h，多余蒸汽并入管网； （9） 当转化炉入口温度低至450℃时，切除入炉蒸汽，改蒸汽全部并网；

（10） 当低变反应器入口温度低于200℃时，切出低变反应器，在入口引高压氮气置换三次后，充氮至高于中变入口压力0.02MPa保压；

（11） 当过热蒸汽温度低于415℃时，将中压蒸汽改消音器放空，停止中压蒸汽并网； （12） 在停工过程中，手动开大引风机及鼓风机调节风门的开度，以加速降温。当对流段入口温度降至200℃时，全开转化炉的所有看火窗，加速转化炉降温。当炉膛最高温度低于40℃时，可停下引风机及鼓风机。 8．2 脱硫系统的处理方法

（1） 关闭加热炉进料流控FC7103及其上下游阀； （2） 关闭加热炉瓦斯流控TV7101及其上下游阀； （3） 关闭原料油泵P2001A/B/C/D的出口阀门； （4） 关闭干气压缩机C2001A/B的出口阀门；

（5） 打开E2008的冷却水，投用E2008，改通开工系统放火炬的流程，将脱硫气泄至火炬；

（6） 在加热炉入口引入高压氮，置换加氢、脱硫反应器床层油气，注意控制脱硫系统压力低于转化系统压力，防止烃类进入转化炉损坏催化剂；

（7） 脱硫系统置换合格后，氮气充压至0.5Mpa保压。 8．3 PSA系统的处理方法

（1） 手动停止PSA运行；

（2） 关闭PSA入口大阀，关闭工业氢压控PC7702、PC7709及其上下游阀，关闭工业氢去渣油加氢界区阀、工业氢并网阀；

（3） 手动打开KV7710及PC7703，将PSA系统工业氢放入火炬系统，然后关闭KV7710、PC7703及PC7703的上下游阀；

（4） 停下油泵站。

如果装置长时间停汽，必须重新启动油泵，建立油压，手动打开PSA置换流程，在入口用高压氮置换合格。

9停低压电事故处理 9.1事故的表征

(1) ESD屏幕上低压机泵P2001、P2002、P2004、P2005、P2006、E2006、C2003机泵开关显示灯灭。

(2) DCS操作面板上P2001、P2002、P2004、P2005、P2006、E2006、C2003、PSA油站机泵颜色改变。

(3) P2001、P2002、P2004、P2006机泵出口流量回零。 (4) E2006出口温度升高。

(5) 装置级联锁及PSA联锁启动，蜂鸣器发出报警。

(6) 加热炉F2001出口温度、加氢反应器床层温度、脱硫反应器床层温度上升。 9.2事故的特点

9.2.1可能引发此类事故的原因

(1) 变电所线路故障。 (2) 外系统电网故障。 (3) 雷电影响。

9.2.2 可能引发的衍生事故

(1) 加热炉F2001、加氢反应床层超温。

(2) 渣油除氧水供水中断（及时通知渣油加氢）。 (3) PSA联锁停车。

(4) 转化炉联锁停车。 (5) 催化剂中毒。 9.3事故处理原则

(1) 防止设备超温、超压。

(2) 避免系统压力大幅度波动，造成转化炉水碳比失调。 (3) 保护催化剂。 9.4事故处理步骤

9.4.1如果是瞬间晃电造成部分机泵停运，而未引起装置联锁停车,应立即将停运机泵开起来,调整操作至正常状态。

9.4.2如果已造成装置联锁停车,则按如下方案处理：

(1) 立即启动鼓风机C2003A/B，调节转化炉负压至正常；

(2) 内操关闭F2001、F2002燃料气调节阀，并将装置级联锁复位，尽快恢复F2001、F2002正常炉温。

(3) 调整转化炉配汽量，待转化炉温度正常，将干气压缩机C2001A/B联锁复位并启动，控制压缩机流量＜6000m3/h，有条件的情况下尽可能引纯氢或氢纯度高的干气。

(4) 投用PSA，恢复转化炉的正常燃烧工况。

(5) 系统物料流程贯通且脱硫转化工艺参数调节正常后，可逐渐加大干气量，并视恢复情况启动轻石脑油泵P2001，增大生产负荷。

9.4.3装置长时间停低压电未能马上恢复，造成装置联锁停车，按装置紧急停工处理。

10停高压电事故处理

因低压电由高压电变送而来，停高压电后除按低压电处理预案处理以外，还应重点做好以下几个方面的工作：

（1）避免因引风机停造成的转化炉回火事故，应立即切断F2002燃料供应，视恢复情况调整转化炉温。

（2） 为避免汽包干锅而造成设备损坏，转化炉应立即停炉降温，关闭排污，在给水泵恢复正常供水后方可启动C2002，恢复转化炉正常操作。

11停仪表风事故处理 11．1事故的表征

（1） 仪表风压力显示PI7903下降，并出现低报警。 （2） 仪表风流量显示FI7903回零。

（3） 现场所有风开阀全关、风关阀全开、联锁阀关闭。 （4） 系统压力、流量、液位波动。 11．2事故的特点

11．2．1可能引发此类事故的原因

(1) 仪表风系统管网故障。 (2) 管线破裂。

11．2．2可能引发的衍生事故

(1) 装置联锁启动。 (2) 系统串压或憋压。 (3) 损坏催化剂。 11．3事故处理原则

尽量避免因仪表风压力下降导致装置联锁启动。 11．4事故处理步骤

当装置停仪表风压力下降时，马上联系调度恢复正常，若在短时间内无法恢复时，根据装置的实际情况，处理如下 ：

(1) 从V2008串入高压氮作仪表用风，并控制V2008压力不大于0.5MPa。 (2) 若补氮措施无效，则装置按紧急停工处理。

(3) 处理过程中尽可能防止系统串压或憋压以及V2015满水损坏催化剂。

12停循环水事故处理 12.1 事故的表征

(1) ESD上循环水压力低报警。

(2) 循环水流量显示值低报警，并下降回零。

(3) 压缩机一级出口、二级出入口温度以及气缸温度高。 (4) PSA入口温度升高、油站油温升高。 (5) E2007、E2012、E2008冷后温度高。 (6) C2002、C2003轴承温度高。 12.2 事故的特点：

12.2.1 可能引发事故的原因

(1) 循环水系统故障。 (2) 管线破裂。

12.2.2 可能引发的衍生事故

(1) 装置紧急停工。 (2) 损坏机泵设备。 12.3 事故处理原则

(1) 避免设备损坏，尽可能维持干气压缩机及C2002、C2003运行。 (2) 装置降低负荷，尽可能维持生产。 12.4事故处理步骤

(1) 装置降低负荷生产。

(2) 接消防水及新鲜水冷却干气压缩机的一级出口冷却器及一、二级气缸，同时，减少干气用量，降低压缩机负荷，避免压缩机二级缸的进出口超温。

(3) 视情况引新鲜水或消防水冷却C2002、C2003轴承。

(4) 全部启动空冷器E2006，尽可能降低PSA进料温度，加强第五分水罐V2007排液，防止有过量的水带入PSA吸附塔，损坏吸附剂。

(5) 若停循环水时间较长，虽采取上述措施，但设备超温状态有恶化趋势，装置应按紧急停工处理。

13停脱盐水事故处理 13.1事故的表征

(1) 无盐水进装置流量显示FI7601低报警，并下降回零。 (2) 除氧槽V2017液位下降，并出现低报警。 (3) E2004出口脱盐水温度波动。 13.2事故的特点

13.2.1可能引发此类事故的原因

1. 脱盐水系统故障。 2. 管线破裂。

13.2.2可能引起的衍生事故

(1) 中压汽包V2015、V2023干锅。 (2) 装置紧急停工。 13.3事故处理原则

(1) 防止中压汽包V2015、 V2023干锅。 (2) 降低生产负荷，减少无盐水耗量。 13.4事故处理步骤

(1) 紧急启用无盐水泵P2004，将无盐水罐V2016的无盐水送入除氧槽，维持中压汽包V2015、低压汽包V2023液位正常。

(2) 立即停下P2006，停止向渣油加氢供除氧水，减少无盐水耗量。 (3) 降低装置生产负荷，减少转化炉入炉蒸汽量。 (4) 停止V2015、V2023排污。

(5) 如果停无盐水时间较长，V2016备用无盐水接近用完，而无法维持V2015、V2023液位时，若转化炉温度仍然较高，可引用T2001的净化水入除氧槽进行补水，同时加大除氧槽的除氧蒸汽。

(6) 若无盐水长时间无法恢复，视情况装置按紧急停工处理。

14 停新鲜水事故处理 14.1事故的表征

(1) 新鲜水流量显示表FI7901低报警，并下降回零。

(2) 转化炉下集合管冷却水无外排水，水夹套高点放空冒蒸汽。 (3) 中压给水泵P2003A/B密封、轴承温度上升。 14.2事故的特点

14.2.1可能引发此类事故的原因

(1) 新鲜水系统故障。 (2) 管线破裂。

14.2.2 可能引发的衍生事故

(1) 转化炉下集合管热膨胀不一,拉裂集合管或尾管. (2) 损坏P2003A/B密封和前后轴承. 14.3事故处理原则

(1) 保证转化炉下集合管冷却水量。 (2) 避免P2003A/B损坏。 (3) 尽可能维持装置生产。 14.4事故处理步骤

14.4.1 若柴油加氢装置未停新鲜水，则按以下方法处理：

(1) 开大柴油加氢新鲜水至转化炉下集合管入口新鲜水阀，同时关闭本装置进转化炉下集合管入口新鲜水阀。

(2) 若水量不够，引消防水补充。

(3) 将中压给水泵P2003冷却水改用循环水。

(4) 停止锅炉排污，关闭间断排污膨胀器V2019入口新鲜水阀。

14.4.2若新鲜水全部中断，则引消防水冷却转化炉下集合管，或联系柴油加氢改循环水串入新鲜水系统。

14转化炉入炉蒸汽中断事故处理 15．1事故的表征

(1) 转化炉入炉蒸汽流量FI7203下降，并出现低报警。 (2) 中压汽包V2015压力、液位、给水和产汽流量大幅波动。 (3) 转化炉入口和系统压力下降。 (4) 转化炉炉膛、炉管温度上升。 (5) 转化炉入口温度TI7234上升。 (6) 转化炉出口温度TI7233A上升。 (7) 工业氢流量FI7701下降。 (8) 转化炉出口甲烷含量上升。 15．2事故的特点

15．2.1可能引发此类事故的原因

(1) KV7203因故障关闭。 (2) 安全阀起跳。

(3) 过热蒸汽温度控制阀TV7604A/B出现故障关闭。 (4) 自产蒸汽系统管线破裂，大量蒸汽泄漏。 15．2.2可能引发的衍生事故

(1) 转化催化剂结碳。 (2) V2015憋压，损坏设备。 (3) 蒸汽伤人。

(4) 转化炉炉管及对流段超温，损坏设备。 15．3事故处理原则

(1) 减轻转化催化剂结焦。 (2) 避免超温超压。 (3) 做好个人防护。 15．4事故处理步骤

15．4.1如果因KV7203故障关闭导致中压蒸汽中断，应按以下方法处理：

(1) 手动联锁停止C2001A/B运行，关闭HV7204，停止P2001运行，切断转化炉进料，降低转化炉温度。

(2) 立即到现场启动备用风源或手动打开KV7203，恢复转化炉入炉配汽量。 (3) 控制好转化炉温度，切出脱硫、低变及PSA系统并按规定置换，用高压氮气置换转化、中变催化剂床层油气，建立转化中变系统循环，转化催化剂消碳。

(4) 消碳结束后转化炉停蒸汽，保持转化系统氮气循环，处理KV7203。

(5) 当KV7203处理好后，调整转化炉的操作参数至正常，恢复转化配氢配汽，转化催化剂还原，还原条件分析合格后按装置正常开工处理。

15．4.2如果是过热蒸汽温度控制阀TV7604A/B出现故障关闭，造成转化炉入炉蒸汽完全中断，则按（事故处理步骤1）处理，否则，按以下方法处理：

(1) 立即引系统中压蒸汽作为配汽，同时减少石脑油和干气的使用量，降低装置生产负荷，保证转化炉正常水碳比。

(2) 打开调节阀TV7604A、TV7604B或其副线阀，控制好V2015压力和转化炉配汽量。

若V2015压力高且安全阀已起跳，在打开TV7604A/B调节阀时需特别注意配合，防止将系统蒸汽放空，确保入炉配汽量。

(3) 重新调整参数至正常状态。

15．4.3如果因自产蒸汽系统管线破裂，蒸汽大量泄漏，且系统气体发生倒窜伴随蒸汽大量外漏，应立即按下转化炉停炉按钮，启动装置级联锁，装置紧急停工。并迅速切断脱硫及PSA系统以减少系统气体外泄量，同时转化系统泄压。

16原料中断事故处理 16．1事故的表征

(1) 泵出口流量FC7103下降回零(轻石脑油中断)。

(2) 干气压缩机C2001出口流量FI7407显示下降（干气中断）。 (3) 转化炉进料流量FI7204显示下降。 (4) 加热炉F2001出口温度TC7101上升。

(5) 转化炉F2002入口温度TI7234、出口温度TI7233A上升。 (6) 工业氢流量FI7701下降。 (7) 系统压力下降。 16．2事故的特点

16．2.1可能引发此类事故的原因

(1) 设备C2001A/B、P2001因故障停。 (2) 干气供给装置故障。

(3) 加热炉入口联锁阀KV7101故障关闭。 (4) 管线破裂。

16．2.2 可能引发的衍生事故

(1) 转化炉、加氢反应器超温。 (2) 系统憋压。 (3) 机泵等设备损坏。 (4) 损坏催化剂。 16．3事故处理原则

（1） 避免超温。 （2） 防止憋压。 （3） 保护设备。 （4） 保护催化剂。 16．4事故处理步骤

16．4.1若只是原料中断（即石脑油、干气中断），运转设备干气压缩机C2001无故障，则按以下方案处理。

（1）注意控制好转化炉温度防止超温,加热炉F2001出口温度降至260℃。

（2）引入自产氢或南北制氢氢气补充压缩机入口压力，建立装置大循环，控制好压缩机出口流量＜6000m3/h，避免大量脱硫气进入转化炉造成催化剂结碳。

（3）待脱硫转化系统各工艺参数调整正常后，视情况加大循环量，尽可能保持转化催化剂处于还原状态。

（4）注意控制汽包V2015、V2023压力和液位。

（5）若短时间内无法恢复，则视情况建立脱硫转化系统循环或按正常停工处理。 16．4.2若是因运转设备C2001、P2001故障造成原料中断，则装置按紧急停工处理。

并及时通知相关装置切断进料，防止干气系统憋压和V2001液位满。 16．4.3若是加热炉入口联锁阀KV7101故障关闭。则按以下方案处理：

（1）停下压缩机C2001A/B、石脑油泵P2001、装置停止进料，防止系统憋压。 （2）控制好转化炉温度和转化入炉配汽量。

（3）引氮气置换压缩机管线，当置换干净后启动压缩机，建立转化中低变系统循环，并引用南北制氢的纯氢配入压缩机，转化恢复配氢配汽。 （4）加热炉F2001熄火，脱硫系统泄压、置换。 （5）停PSA，切低变反应器，引用高压氮置换。

（6）视联锁阀恢复情况，转化中变系统继续循环或按正常停工处理。

16．4.4若是管线破裂造成原料中断，则按高压设备管线可燃气体泄漏处理步骤处理。

17 高压设备管线可燃气体泄漏事故处理 17．1事故的表征

(1) DCS可燃气体报警仪报警。 (2) 泄漏气体着火或爆炸。 (3) 系统大幅度波动。 17．2事故的特点

17．2．1可能引发此类事故的原因

(1) 设备管线腐蚀。 (2) 超温超压。 (3) 施工质量差。

17．2.2 可能引发的衍生事故

(1) 人员伤亡。

(2) 泄漏气体着火、爆炸。 (3) 损坏设备。 (4) 损坏催化剂。 17．3事故处理原则

(1) 切断可燃气体来源，并泄压。 (2) 保护设备。 (3) 保证人身安全。 (4) 避免爆炸。 (5) 保护催化剂。 17．4事故处理步骤

17．4.1 若泄漏可燃气体量小（可以控制），则按以下方案处理 （1）尽可能切断泄漏气体来源，泄压，并用蒸汽保护。

（2）若泄漏出来可燃气体未着火，则将泄漏气体与着火源隔开，用蒸汽保护，稀释泄漏气体，并终止周围一切可能产生火花的作业。 （3）处理过程中要防止发生CO、H2S中毒。

（4）若泄漏点可在线处理，则装置维持生产，否则，视情况装置按正常停工处理。 17．4.2 若泄漏量大（不可控制），泄漏气体已着火或爆炸，则按气体泄漏火灾事故处理方案处理。否则，按以下方案处理： （1）装置紧急停工。

（2）尽可能切断可燃气体来源，泄压，减少泄漏量，设法通入氮气置换泄漏点，降低泄漏

气体的浓度。

（3）将泄漏气体与着火源隔开，用蒸汽保护，稀释泄漏气体，并终止周围一切可能产生火花的作业。

（4）设立警界线，防止车辆和无关人员进入泄漏区。 （5）处理过程中，尽可能不进入可燃气体泄漏报警区。 （6）处理过程中要防止发生CO、H2S中毒。

18低压设备管线可燃气体泄漏事故处理 18．1事故的表征

(1) DCS可燃气体报警仪报警。 (2) 泄漏系统压力大幅度波动。 18．2事故的特点

18．2.1可能引发此类事故的原因

(1) 设备管线腐蚀。 (2) 超温超压。 (3) 施工质量差。

18．2.2 可能引发的衍生事故

(1) 装置人员中毒、窒息。 (2) 泄漏气体积聚着火、爆炸。 18．3事故处理原则

(1) 防止中毒、窒息。

(2) 避免可燃气体积聚着火、爆炸。 18．4事故处理步骤

18．4.1 若泄漏可燃气体量小（可以控制），则按以下方案处理： （1）尽可能切断泄漏气体来源，泄压，并用蒸汽保护。

（2）若泄漏出来的可燃气体未着火，则将泄漏气体与着火源隔开，用蒸汽保护，并终止周围一切可能产生火花的作业。

（3）如果是泄漏有毒有害气体，处理过程中要佩带适用的防毒面具。

（4）若泄漏点在线可处理，则装置维持生产，否则，视情况装置按正常停工处理。 18．4.2若泄漏量大（不可控制），则按以下方案处理： （1）装置紧急停工。

（2）尽可能切断可燃气体来源，泄漏管线泄压，减少泄漏量，设法通入氮气置换泄漏点，降低泄漏气体的浓度。

（3）将泄漏气体与着火源隔开，用蒸汽保护，稀释泄漏气体，并终止周围一切可能产生火花的作业。

（4）如果是泄漏有毒有害气体，处理过程中要佩带适用的防毒面具，防止中毒。 （5）设立警界线，防止车辆和无关人员进入泄漏区。 （6）处理过程中，尽可能不进入可燃气体泄漏报警区。

19 DCS故障处理预案 19．1事故的表征

(1) DCS操作站黑屏。

(2) DCS屏幕显示值不变，出现通信报警。

(3) 现场风开阀全关、风关阀全开（仪表电源掉电）。 19．2事故的特点

19．2.1可能引发此类事故的原因

(1) 供电电源故障（即停电）。 (2) 电源卡（UPS）故障。 (3) 现场控制柜出现故障或死机。 (4) CPU失效。

19．2.2可能引发的衍生事故

(1) 装置出现窜压或憋压，损坏设备管线。 (2) 出现泄漏，引发着火或爆炸。 (3) 损坏催化剂。 19．3事故处理原则

(1) 防止憋压或窜压。 (2) 防止泄漏。 (3) 保护催化剂。 19．4事故处理步骤

19．4.1 若是由于UPS电源卡故障，操作站仍可维持30分钟时间，装置按以下处理方案处理：

(1) 立即联系仪表，恢复UPS正常。

(2) 视情况可切换至渣油或柴油操作站作为参照进行操作。 (3) 注意控制好转化炉温度和中压汽包液位和压力。

(4) 若短时间内无法恢复UPS正常，则按正常停工步骤处理。

19．4.2若是CPU失效或供电电源故障造成DCS死机，操作站无法监视和控制，此时应按现场一次表，装置按紧急停工处理。并注意中压汽包V2015满水损坏转化催化剂。 19．4.3若是供电电源故障或现场控制柜故障死机（仪表掉电），造成装置现场风开阀全关、风关阀全开，此时应参照现场温度表、压力表和液位计，装置按紧急停工处理。并注意中压汽包V2015满水损坏转化催化剂。

20 供氢中断（PSA停车）事故处理 20．1事故的表征

(1) PSA系统压力PC7702下降。 (2) 工业氢流量FIQ7701下降。 (3) 并网氢气流量FIQ7106下降。 (4) 供渣油加氢氢气压力PC7709下降。 (5) PSA出现压力、压差报警。 (6) PC7302压力上升。 20．2事故的特点

20．2.1可能引发此类事故的原因：

(1) PSA程序故障。 (2) 装置紧急停工。 (3) PSA联锁启动。 (4) PSA程控阀故障。

(5) 低变气进PSA调节阀或联锁阀关闭。

20．2.2可能引发的衍生事故

(1) 渣油新氢机损坏。

(2) PSA系统憋压，损坏管线设备。

(3) 工业氢窜至脱附气系统，管线设备超压损坏。 (4) 转化炉超温。

(5) 脱硫转化系统出现憋压。 20．3事故处理原则

(1) 防止窜压或憋压。 (2) 防止氢气外泄。 (3) 避免转化炉超温。 20．4事故处理步骤

20．4.1若装置级联锁已启动，则按装置紧急停工的处理步骤进行。 20．4.2若装置级联锁未启动，则按以下步骤处理：

(1) 联系调度，通知相关装置做好应急措施。

(2) 手动打开PC7302，控制转化系统压力，将超压气体泄至火炬。

(3) 降低装置生产负荷，将F2001出口温度降至250℃，控制R2001床层热点温度不超过255℃。

(4) 控制好转化炉温度，建立脱硫转化系统大循环，多余的低变气在PV7302处放空。 (5) 恢复PSA运行，重新向外供氢。

(6) 若长时间不能恢复PSA正常运行，则装置停止进料，脱硫转化系统继续循环或按正常停工处理。

21 转化炉炉管破裂大量氢气泄漏事故处理 21．1事故的表征

（1）转化炉炉膛局部温度升高。 （2）转化炉对流段入口温度上升。 （3）炉膛负压上升，甚至造成正压。 （4）烟气中氧含量下降。

（6）中压汽包压力、液位、流量大幅波动。 （7）转化炉进料FI7204、配汽FI7023流量增大。 （8）转化炉入口压力和系统压力下降。 21．2事故的特点

21．2.1可能引发事故的原因

（1）、转化炉长时间高温、高负荷生产，设备材质产生高温蠕变，热膨胀不一，局部应力过大。

（2）、转化炉火嘴偏烧，炉管局部过热。

（3）、转化催化剂结碳严重，炉管表面热负荷不均。 21．2.2可能引发的衍生事故

（1）、炉膛超温，烧坏其他炉管或炉墙。

（2）、炉膛正压，转化炉回火，造成人员伤忙，设备损坏。 （3）、转化炉对流段产生二次燃烧，损坏管线设备。 （4）、损坏转化催化剂。

（5）、事故处理过程中，燃烧不完全的可燃气体积聚并发生爆炸。

21．3、事故处理原则

（1）、控制转化炉温，燃烧泄漏氢气，减少和尽可能避免可燃气体积聚并发生爆炸。 （2）、避免氢气泄漏增大，损坏设备。 （3）、保护转化催化剂。 21．4、事故处理步骤

21．4.1联系调度，并通知相关装置作好应急措施。 21．4.2转化炉切断进料：

（1） 操作室手动停下压缩机C2001。 （2） 关闭HV7204及其上下游阀。 （3） 停下轻石脑油泵P2001。

21．4.3关闭TV7101及其上下游阀，F2001熄火。

21．4.4控制转化炉瓦斯和脱附气流量，保证炉膛燃烧状态，控制转化炉温不超温。 21．4.5保持转化炉入炉蒸汽量，视情况在转化炉入口引入大量高压氮气置换床层油气，降低泄漏氢气浓度。

21．4.6开大鼓风机、引风机挡板开度，尽可能控制较大负压。

21．4.7手动打开KV7302及PC7302，将转化中低变系统油气泄至火炬，尽可能将系统压力降低，注意转化炉压差不大于380Kpa。 21．4.8手动停下PSA。

21．4.9当转化中低变床层油气置换干净，炉管泄漏氢气浓度很低时，转化炉熄火。 21．4.10其他按正常停工处理。

22 转化炉炉管穿孔小漏事故处理

（1）联系调度停止进料，手动停止PSA运行；改转化中低变系统单独循环。

（2）加大转化炉水蒸汽量，手动打开KV7302及PC7302，将转化中低变床层的油气泄往火炬，将转化系统压力泄至1.0MPa。转化入口温度控490～500℃，炉出口温度不大于800℃；在转化炉入口引入大量高压氮气，置换转化中低变床层油气。 （3）F2001熄火，脱硫系统进行泄压，氮气置换。

（4）当低变反应器入口温度低于200℃时，切出低变反应器，在入口引高压氮气置换低变床层三次后，充氮至高于中变入口压力0.5MPa保压。 （5）其余按正常停工处理。

（6）在处理过程中若泄漏量增大，则按炉管破裂大漏氢气处理步骤处理。 23酸性气泄漏事故处理 23．1现场管制

(1) 酸性气泄漏事故发生后，当班班长和车间管理人员应立即指挥人员设置断路标志，或派人断绝一切车辆进入泄漏区。在酸性气体扩散区域及下风向200～500米范围内(据现场检测数据决定)严禁一切火种，告知施工作业人员停止一般性生产活动；抢险救灾组织人员到达现场后，听从救灾领导小组指挥，履行现场管制责任。 (2)安全专业人员应携带硫化氢检测仪进行现场检测，所有车辆一律不得进入酸性气气体扩散区(包括消防、气防、救护以及指挥车辆)。消防车应停在扩散区外的上风方向。随泄漏时间推移，气体扩 散面积增大，当气体扩散浓度达爆炸下限的20%以上时(检测仪“绿区”为1～20%)，车辆应及时撤至安全区。

(3)除必要的操作人员、抢险救灾人员外，其他无关人员必须立即撤离警戒区。 (4)在事故现场严禁使用各种非防爆的对讲机、BP机、 移动电话等通讯工具。抢

险所使用的工具必须是不产生火花的。

(5)当可燃气体浓度达爆炸下限的20％以上时，进入扩散区人员必须配戴过滤式呼吸器。如果泄漏出来的是未经过脱硫处理的酸性气体，则必须配戴空气呼吸器；当可燃气体浓度达爆炸下限的75％以上时，进入扩散区人员必须配戴空气呼吸器。 23．2处理措施

（1）如果酸性气泄漏量较小，硫化氢浓度较低，对于酸性气体已经扩散到的地

段，电气应保持原来状态，不要开或关，接近扩散区的地段，要立即切断电源，装置明火加热炉要熄火。

（2）如果酸性气大面积泄漏，则必须上报有关部门，采用远距离点火的方式进

行点火燃烧，以降低爆炸或中毒风险。

（3）切断酸性气体物料来源

如果是管线发生泄漏，立即关闭与泄漏管有关的全部系统阀门，设法降低管线内的压力；如果是容器发生泄漏，要马上通知有关岗位停止送料，关闭进料阀门。如果泄漏部位无法切出的，要立即采用措施，尽可能降低泄漏部位的压力。

（4）利用水、蒸汽驱散泄漏出来的酸性气体

当发生泄漏时为防止酸性气体达到爆炸浓度应尽快用开花水或消防蒸汽驱散已经泄漏出来的酸性气体。在使用消防蒸汽时要注意控制蒸汽初速不可过大，以防蒸汽流速过快产生静电造成二次灾害。

以上四项工作要求同时迅速展开，力求将事故控制在最小的范围内，并尽力将事故消灭在事故初期，避免发生重大的次生火灾爆炸事故。 23．5扑救火灾

在切断物料、做好堵漏准备以及已经将火焰控制在较小范围的情况下，可用干粉将火扑灭，然后迅速将漏点堵住，同时继续加强设备冷却，直到设备温度冷至常温。在灭火抢险过程中，必须注意以下两种情况：

(1) 酸性气体发生泄漏并引起火灾、爆炸后，无论何种情况，当未切断物料源，漏点没有把握堵住前，消防人员要加强冷却正在燃烧的和与其相邻的贮罐及有关管线，将火控制在一定范围内，让其稳定燃烧。一旦形成“爆炸气团”发生空间爆炸，后果不堪设想。

(2)当泄漏点猛烈排气，并有刺耳的哨音、罐体震动、火焰发白时即为爆炸前兆，现场人员必须立即撤离或隐蔽，同时迅速疏散附近的所有人员。 23．6防止中毒及中毒抢救预案

(1)发生硫化氢中毒事故应急处理程序：

当发现中毒者时，当班人员在对当事人实施抢救的同时，必须及时报警。报警电话：2233119(火警)、气防站电话：2233119（气防），拨打救护电话2233120。

报警内容为：

 讲清事故发生单位和报警姓名  讲清事故发生地的位置  讲清中毒的物料种类

 讲清事故的现状和危害程度。

当班人员还应及时汇报厂调度、车间和厂有关领导；厂调度必须及时向公司调度汇报。

进入中毒事故现场时应注意事项：

 发现事故应立即呼叫或报告，不能个人贸然去处理。

 佩戴适合的防毒面具，有两个以上的人监护。

 进入塔、容器、下水道等事故现场，还需系好安全带。  有问题应按联络信号撤离现场。  查找原因，切断毒气来源。 (2)急救处理

发现H2S中毒者应立即组织抢救，同时查找原因，切断漏点气源，防止事故再发生。 抢救方法：

 救护者进入有毒气体区域抢救中毒人员必须佩戴空气呼吸器，同时要有人监

护，不可独自作业。

 迅速把中毒病人移到空气新鲜的地方，对呼吸困难者应立即进行人工呼吸，同

时向医院打急救电话，并报告调度，待医生赶到后，协助抢救。

为了不影响患者呼吸，进行人工呼吸前先把患者口腔内脏物(如粘液等)清除干净，同时松开患者贴颈处衣扣及腰带。

23．7如出现大面积泄漏、装置无法维持生产时应按紧急停工处理。 23．8善后工作

事故处理结束后，应及时报告有关单位、部门，按照常规要求协助修复设备，恢复生产。

联合二车间气防事故应急处理预案

１、当发现中毒、窒息者时，当班人员在对当事人实施抢救的同时，必须应及时进行报警,报警电话：2233119(火警)、气防站电话：2233119（气防）,拨打救护电话2233120。

报警内容为：

①讲清事故发生单位和报警姓名 ②讲清事故发生地的位置 ③讲清中毒的物料种类

④讲清事故的现状和危害程度。

当班人员还应及时汇报公司总调度、车间和公司有关领导。 进入中毒事故现场时应注意：

(1)、发现事故应立即呼叫或报告，不能个人贸然去处理。 (2)、佩戴适合的防毒面具，站在上风向，有两个以上的人监护。 (3)、进入塔、容器、下水道等事故现场，还需系好安全带。 (4)、有问题应按联络信号撤离现场。 (5)、查找原因，切断毒气来源。 2、发生硫化氢中毒事故应急处理

发现H2S中毒者应立即组织抢救，同时查找原因，切断漏点气源，防止事故再次发生。

抢救方法：

Ａ、救护者进入有毒气体区域抢救中毒人员必须佩戴空气呼吸器，站在上风向，同时要一人作业，一人监护，不可单独作业。

Ｂ、迅速把中毒病人移到上风向空气新鲜的地方，对呼吸困难者应立即进行人工呼吸和实施心肺复苏术，同时向医院打急救电话，并报告调度，待医生赶到后，协助抢救。

为了不影响患者呼吸，进行人工呼吸前先把患者口腔内脏物(如粘液等)清除干净，

同时松开患者贴颈处衣扣及腰带。 3、发生CO中毒事故的应急处理

立即组织抢救，同时查找原因，切断漏点气源，防止事故再发生。

抢救方法：救护者进入有毒气体区域抢救中毒人员必须佩戴空气呼吸器，同时要一人作业，一人监护，不可单独作业。把病人移到通风较好的场所，让他呼吸新鲜空气；呼吸困难者要进行人工呼吸和实施心肺复苏术，同时向医院打急救电话，并报告调度，待医生赶到后，协助抢救。并迅速送往医院作进一步治疗。 4、发生氮气窒息中毒事故的处理

立即组织抢救，同时查找原因，切断氮气气源，或向容器内通入净化风，防止事故再发生。

抢救方法：救护者进入有毒气体区域抢救中毒人员必须佩戴空气呼吸器，同时要一人作业，一人监护，不可单独作业。把病人移到通风较好的场所，让他呼吸新鲜空气；呼吸困难者要进行人工呼吸和实施心肺复苏术，同时向医院打急救电话, 并报告调

度,待医生赶到后，协助抢救。并迅速送往医院作进一步治疗。

附表：

固定式可燃气体、有毒气体报警器调查表

规格型号 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 机身编号 生产厂家 安装位置 位号名称 检测介质 安装时间 使用使用情况 意见 926 深圳安路 渣油 8 深圳安路 渣油 1019 深圳安路 渣油 1082 深圳安路 渣油 577 深圳安路 渣油 476 深圳安路 渣油 1078 深圳安路 渣油 972 深圳安路 渣油 1017 深圳安路 渣油 AA9702-1 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-2 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-3 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-4 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-5 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-6 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-7 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-8 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AA9702-9 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 457 深圳安路 渣油 AA9702-10 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1061 深圳安路 渣油 AA9702-11 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1071 深圳安路 渣油 AA9702-12 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 949 深圳安路 渣油 AA9702-13 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 7 深圳安路 渣油 AA9702-14 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 9 深圳安路 渣油 AA9702-15 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 954 深圳安路 渣油 AA9702-16 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 966 深圳安路 渣油 AA9702-17 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1072 深圳安路 渣油 AA9702-18 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1004 深圳安路 渣油 AA9702-19 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1048 深圳安路 渣油 AA9702-20 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1040 深圳安路 渣油 AA9702-21 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 824 深圳安路 渣油 AA9702-22 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 969 深圳安路 渣油 AA9702-23 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 978 深圳安路 渣油 AA9702-24 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1046 深圳安路 渣油 AA9702-25 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 979 深圳安路 渣油 AA9702-26 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 880 深圳安路 渣油 AA9702-27 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 950 深圳安路 渣油 AA9702-28 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 945 深圳安路 渣油 AA9702-29 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 6 深圳安路 渣油 AA9702-30 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 186 深圳安路 渣油 194 深圳安路 渣油 208 深圳安路 渣油 220 深圳安路 渣油 179 深圳安路 渣油 224 深圳安路 渣油 AA9701-1 AA9701-2 AA9701-3 AA9701-4 AA9701-5 AA9701-6 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 规格型号 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 机身编号 生产厂家 安装位置 位号名称 检测介质 安装时间 AA9701-7 AA9701-8 AA9701-9 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 使用使用情况 意见 178 深圳安路 渣油 212 深圳安路 渣油 175 深圳安路 渣油 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 完好 良好 210 深圳安路 渣油 AA9701-10 176 深圳安路 渣油 AA9701-11 191 深圳安路 渣油 AA9701-12 215 深圳安路 渣油 AA9701-13 188 深圳安路 渣油 AA9701-14 2 911 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 DT-7001 DT-7002 DT-7003 DT-7004 DT-7005 DT-7006 DT-7007 DT-7008 DT-7009 DT-7010 DT-7011 DT-7012 DT-7013 DT-7014 DT-7015 DT-7016 DT-7017 DT-7018 DT-7019 DT-7020 DT-7021 DT-7022 DT-7023 DT-7024 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 可燃气体 1999.7.27 1018 深圳安路 制氢 1047 深圳安路 制氢 870 993 882 935 928 5 990 929 636 913 906 861 926 855 905 983 924 588 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 深圳安路 制氢 1054 深圳安路 制氢 1025 深圳安路 制氢 560 深圳安路 柴油 418 深圳安路 柴油 985 深圳安路 柴油 868 深圳安路 柴油 937 深圳安路 柴油 1016 深圳安路 柴油 5 深圳安路 柴油 AT8102/1 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8102/2 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8102/3 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8102/4 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8102/5 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8103/1 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8103/2 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 规格型号 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-Ex-01 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100 WM-H2S-1-0100

机身编号 生产厂家 安装位置 位号名称 检测介质 安装时间 使用使用情况 意见 1027 深圳安路 柴油 973 深圳安路 柴油 851 深圳安路 柴油 901 深圳安路 柴油 1079 深圳安路 柴油 939 深圳安路 柴油 980 深圳安路 柴油 1073 深圳安路 柴油 933 深圳安路 柴油 1059 深圳安路 柴油 886 深圳安路 柴油 AT8103/3 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8103/4 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8103/5 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8103/6 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/1 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/2 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/3 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/4 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/5 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/6 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 AT8104/7 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 855 深圳安路 柴油 AT8102/19 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 905 深圳安路 柴油 AT8102/20 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 983 深圳安路 柴油 AT8102/21 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 924 深圳安路 柴油 AT8102/22 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 1025 深圳安路 柴油 AT8102/23 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 588 深圳安路 柴油 AT8102/24 可燃气体 1999.7.27 完好 良好 180 深圳安路 柴油 AI-8105/1 181 深圳安路 柴油 AI-8105/2 182 深圳安路 柴油 AI-8105/3 183 深圳安路 柴油 AI-8105/4 184 深圳安路 柴油 AI-8105/5 185 深圳安路 柴油 AI-8105/6 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 硫化氢 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 1999.7.27 完好 良好 联合二车间便携式可燃气体、有毒气体报警器台帐

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 单位 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 型号 XP--311A XP--311A XP--311A XP--311A XP--311A XP--311A XP--314A XP--314A XP--314A XP--316A XPO-317 XP-302E XP-303 XP-303 XP-335 XP-335 XP-335 XP-335 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 XS-2000 PGM-35 PGM-35 PGM-35 PGM-35 机身编号 215449 215450 215879 215880 2188 218866 505720 505723 505694 403621 705860 201360 100380 100381 500273 500314 500321 500455 M300473 M300474 M300475 M300476 M300477 M300478 M300479 M300480 M300481 M300482 502202 502210 502329 502442 生产厂家 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 美国 美国 美国 美国 检测气体 HC HC HC HC HC HC H2 H2 H2 H2 O2、HC H2S、O2、HC SO2 SO2 H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S 投用时间 上次校表时间 使用情况 1999.10 1999.10 1999.10 1999.10 2002.11 2002.11 1999.10 1999.10 1999.10 2003.12 1999.10 1999.11 1999.1 1999.1 1999.1 2002.11 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 2004.5.17 2002.7 2004.5.17 2003.1 2004.5.17 2004.5.17 动力厂无资格校 动力厂无资格校 动力厂无资格校 2003.4 2003.4 2004.6.7 2004.5.17 2004.6.7 2004.6.7 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2003.2 2002.6 2002.6 2002.6 2002.6 投用 禁用 投用 禁用 投用 投用 不投用 不投用 不投用 不投用 禁用 禁用 OO不用 生投用 投用 投用 投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 禁用 禁用 禁用 禁用 不用 生序号 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56

单位 联合二 联合二 型号 PGM-35 PGM-35 机身编号 502443 502448 生产厂家 美国 美国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 德国 日本 日本 日本 日本 日本 日本 日本 检测气体 H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S H2S 投用时间 上次校表时间 使用情况 2002.6 2002.6 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2000.12 2004.5 2004.5 2004.5 2004.5 2004.5 2004.5 2004.5 2002.6 2002.6 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2002.8 2004.3.19 2004.3.19 2004.3.19 2004.3.19 2004.3.19 2004.3.19 2004.3.19 禁用 禁用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 不投用 投用 投用 投用 投用 投用 投用 投用 联合二 MicropacH2S ARPK-0274 联合二 MicropacH2S ARPK-0276 联合二 MicropacH2S ARPK-0295 联合二 MicropacH2S ARPK-0318 联合二 MicropacH2S ARPK-0319 联合二 MicropacH2S ARPK-0329 联合二 MicropacH2S ARPK-0334 联合二 MicropacH2S ARPK-0340 联合二 MicropacH2S ARPK-0345 联合二 MicropacH2S ARPK-0351 联合二 MicropacH2S ARPK-0352 联合二 MicropacH2S ARPK-0353 联合二 MicropacH2S ARPK-0354 联合二 MicropacH2S ARPK-0355 联合二 MicropacH2S ARPK-0360 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 联合二 PC III PC III PC III PC III PC III PC III PC III 0 2 0 181 0 229 0 209 0 261 0 574 0 618

1

联合二车间消防器材及设施统计表

消防箱 序装置名号 消防器材（消防带） 型号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 渣油装651# 置 渣油装652# 置 渣油装653# 置 渣油装654# 置 渣油装655# 置 渣油装656# 置 渣油装657# 置 渣油装658# 置 渣油装659# 置 渣油装660# 置 渣油装661# 置 渣油装662# 置 渣油装663# 置 渣油装6# 置 渣油装665# 置 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 数量 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 MFT35变电所南门 型 C101A地面MFT35北 面 面 面 面 面 面 面 型 型 型 型 型 型 型 P202北 E205西 P506北 P510西 V506西 V505 V108 型 型 P202北 E205西 P506北 P510西 V506西 MFT35型 MFT35型 MFT35型 MFT35型 MFT35型 2

手推式灭火器 编消防炮 编号 消防栓 数量 称 编号 放置点 型号 放置点 号 位置 型号 位置 C101B地面 C101C地面 C103B地面 V111B地面 面 面 面 东炮1 Ⅱ-E102栓6 东 东 东 南 座式 座式 座式 座式 10 座式 11 座式 西 西 西 12 座式 13 座式 14 座式 栓15 座式 栓16 座式 柜1 柜式￠65 柜2 柜式￠65 柜3 柜式￠65 柜4 柜式￠65 东炮2 Ⅱ-R105栓7 东炮3 Ⅱ-R101栓8 南炮4 C201西栓9 渣油装置C201 东 1 南 1 东 1 东 1 东 1 东北 1 东 1 东 1 北 1 东 渣油装1 II-V101东 1 1 1 1 东 东 渣油装II-F101东 南 渣油装置C20C101B东地MFT35C101C东地MFT35C103B东地MFT35V111B南地MFT35V110北地MFT35V203南地MFT35V504东地MFT35T201地面 MFT35渣油装置C10渣油装置C101AV110北地炮5 T201南 栓V203南地炮6 T401西 栓V504东地炮7 I-V101栓T201地面 炮8 I-R104栓炮9 I-R101栓渣油装置变电所渣油装置变电所渣油装置C10渣油装置P10渣油装置I-F10渣油装置I-F10置渣油装置C101A渣油装置C101置渣油装置T20

消防箱 序装置名号 消防器材（消防带） 型号 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 0 1 2 3 4 5 6 渣油装666# 置 渣油装667# 置 渣油装668# 置 渣油装669# 置 渣油装670# 置 渣油装671# 置 渣油装672# 置 渣油装673# 置 渣油装674# 置 渣油装675# 置 制氢装620# 置 制氢装621# 置 制氢装622# 置 制氢装623# 置 制氢装624# 置 制氢装625# 置 制氢装626# 置 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 数量 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 V505 V108 P104西 放置点 手推式灭火器 编消防炮 编号 消防栓 数量 称 编号 型号 放置点 号 位置 型号 位置 MFT35型 MFT35型 MFT35型 P104西 C102地面东 润滑油站东 P102东 V106地面 I-V101面 I-R104面 I-R101面西 仪表冲洗油站 V501西 F2002地面东 F2002地面西 蒸汽采样口 F2001地面 V2025 P2001 V2014B V2014A 地地地 柜5 柜式￠65 柜6 柜式￠65 柜7 柜式￠65 柜8 柜式￠65 柜9 柜式￠65 栓17 座式 栓18 座式 栓19 座式 栓20 座式 柜10 柜11 柜12 柜式￠65 柜式￠65 柜式￠65 1 1 1 1 1 渣油装置V50东 西 西 西 西 渣油装置V50渣油装置V40C102地面MFT35东 型 型 P102东 MFT35型 V106地面 MFT35型 I-V101地面 MFT35型 I-R104地面 MFT35型 I-R101地面MFT35西 东 西 C2003东 型 型 型 MFT35型 MFT35蒸汽采样口 型 F2001地面 MFT35型 V2025 P2001 MFT35型 MFT35型 F2002地面MFT35F2002地面MFT35MFT35润滑油站东 渣油装置V10渣油装置I-V10 制氢装置F2001 东 制氢装1 C2002A东 1 东 1 南 1 1 1 西南 东 制氢装C2002A东 置制氢装置R200制氢装置C200制氢装置C200制氢装置F200置7 制氢装627# MFZ8型

2 R2002地面MFT353

柜柜式￠1 制氢装置F200消防箱 序装置名号 消防器材（消防带） 型号 置 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 制氢装628# 置 制氢装629# 置 制氢装630# 置 制氢装631# 置 制氢装632# 置 制氢装633# 置 制氢装634# 置 制氢装635# 置 制氢装636# 置 制氢装637# 置 制氢装638# 置 制氢装639# 置 制氢装0# 置 制氢装1# 置 制氢装2# 置 制氢装3# 置 制氢装4# 置 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 数量 西 P2004西 V2014B V2014A 型 放置点 手推式灭火器 编消防炮 编号 13 消防栓 数量 东 1 南 称 编号 型号 放置点 号 位置 型号 位置 65 柜式￠65 MFT35型 MFT35型 MFT35型 E2005北 R2004 E2002北 E2008南 V2002 柜14 制氢装置PSA西 A2001C北 MFT35型 A2001H PSA西 E2005北 R2004 E2002北 E2008北 E2008南 V2002 C2001A地面 C2001B地面 F2002顶东北 F2002顶南 R2001平台 MFT35型 4

消防箱 序装置名号 消防器材（消防带） 型号 25 26 27 28 29

制氢装5# 置 制氢装6# 置 制氢装7# 置 制氢装8# 置 制氢装9# 置 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 MFZ8型 数量 2 2 2 2 2 E2006平台南 V2001 E2011东 V2017 C2001A平台 放置点 手推式灭火器 编消防炮 编号 消防栓 数量 称 编号 型号 放置点 号 位置 型号 位置 第十章 设备损伤及防护

-对于制氢装置而言,其显著特点是高温、临氢 ,系统中还有CL及碱存在。结合制氢特点,将操作中涉及到的由于腐蚀损伤及冶金学问题引起的损伤及其防护的内容编写如下：

制氢装置主要存在下列腐蚀类型与冶金学问题。下面分别针对本装置的情况对各种类型的腐蚀与损伤进行说明。

1、 湿硫化氢腐蚀

一般把湿硫化氢环境定义为:H2S在水相中的浓度等于或高于5Owppm时,称为湿 H2S 环境。

湿硫化氢一般引起氢鼓泡、氢致开裂、硫化物腐蚀应力开裂和应力导向氢致开裂等形式的损伤。在湿硫化

氢环境中使用的设备、管线、管件等应选用镇静钢,并尽可能减少MnS等夹杂物的含量。要降低设备和构件的高应力集中区,加工后必须施行消除应力的热处理, 保证焊缝及其附近的硬度在允许值以下。 2、 高温硫或硫化氢与氢共存的腐蚀

处理含硫的原料油时, 对于在240～425℃高温部位的设备与管道会出现高温硫的均匀腐蚀。腐蚀的实质是有机硫化物转化为硫化氢和元素硫,它们与钢材中的铁素体反应生成硫化铁。硫及硫化氢腐蚀反应需在一定的温度下进行,一般在 240 ℃以上就有腐蚀发生。硫化氢在350～400℃时还可分解为硫和氢,而生成的活性硫的腐蚀比硫化氢更强烈。所以对于含硫化氢物流在240 ℃以上高温场合或在300 ℃以上操作条件下有较高硫含量的油品加工时,一般选择镍铬较高(铬18%镍10%)的钢材解决抗腐蚀问题。

对于硫化氢与氢共存的条件下 , 它对钢材的腐蚀比硫化氢单独存在时更为严重,因氢在腐蚀过程中象是起着催化剂的作用,加速腐蚀的进程。此场合可按柯柏（COUPER）曲线( 即钢在硫化氢十氢气条件下的等腐蚀曲线 ) 来估算腐蚀率后再确定所选材料。好处的。 3、奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥离

对于有奥氏体不锈钢堆焊层的设备,在高温高压氢气介质中操作时,氢会侵入容器壁中,而当设备从正常运转状态停工时,由于氢在母材与奥氏体不锈钢堆焊层中的溶解度和扩散速度不同,将在过渡层上吸藏大量的氢,且因

5

二者的线膨胀差别大形成很大残余应力而使母材与堆焊层产生剥离现象口此损伤与氢分压、温度、停工时的冷却速度、反复停工的频率等操作条件与工况都有关系。

为防止或缓和这种剥离裂纹的发生或扩展,在设备使用过程中,应严格遵守操作规程,尽量避免非计划紧急停车,以及在正常停工时要设定使氧气尽可能从器壁中释放出去的停工条件,以减少残余氢量。另外,在定期检修中,采用超声技术进行检测以判断是否有剥离发生或扩展也是很必要的。 4、高温蠕变

炉管材料在蠕变温度以上长期使用,会发生高温蠕变.这一现象在转化炉和裂解炉中比较明显.高温炉管在运行中产生蠕变的过程是很复杂的,一般是在蠕变发展到一定程度时,先在距离壁内侧约1/3处产生空洞,空洞几乎都在碳化物与基体的交界处形成.随蠕变的进行,空洞增加并沿碳化物连接起来形成微裂纹.随后裂纹先向内侧,后向外侧扩展.在炉管内压及热应力等作用下,最终导致炉管开裂.

管式炉中蠕变破坏较严重的是转化炉的炉管.这主要是因为转化炉炉管使用温度和管内压力都比较高的缘故,管壁设计温度910~940度,内压3.5MPa左右.转化炉炉管在使用4万小时后可能出现裂纹.其次是乙烯裂解炉,乙烯裂解炉管的设计使用温度虽然比转化炉高,但管内压力底0.1~0.3MPa,比转化炉底得多.温度和压力的差异,使蠕变破坏的程度和主要特征也有所不同.

一般来讲,炉管发生蠕变破坏的主要特征为: ①在直径或轴线方向上产生塑性变形. ②管壁出现较多的蠕变裂纹:

蠕变裂纹多发生在距内壁1/3~1/4壁厚处,再向内壁和外壁发展,一般向内壁发展快于外壁,产生破断的裂纹以轴向为主. ③显微组织变化

蠕变裂纹基本是沿晶裂纹.裂纹发生前出现晶界碳化物.呈较粗的不连续链状,二次碳化物粗化,产生蠕变孔洞和显微裂纹等.

不同炉子由于使用条件和炉管材质,规格不同,发生蠕变破坏的形式和特点也各不相同.如转化炉,制氢炉工作压力高,管壁厚,但温度略底,发生蠕变的主要特征是出现蠕变裂纹,蠕涨和凸包的情况不严重.乙烯裂解温度炉温度比较高,管壁薄,发生蠕变时往往蠕涨和凸包较严重.

就蠕涨而言,厚壁官易产生梨形局部凸包,薄壁管易产生直径均匀涨大(相对而言)或条件挤压状蠕涨,个别炉子还出现苞疹似较小的斑块状凸包. 5、高温渗碳

有化学反应的管式炉炉管，如制氢转化炉或合成氨一段转化炉的转化管，乙烯裂解炉的炉管等，其金属温度一般都高达800~1000度，还要承受一定的压力和介质腐蚀。由于使用条件十分苛刻，必须采用奥氏体钢或高铬镍合金，如TP310，Alloy800,HK-40,HP-40Nb,HP-40NbTi等。它们的高温损坏除σ相脆化和蠕变断裂外,还有晶界氧化和渗碳等.

渗碳是炉管在高温长期使用过程中,铬的氧化膜逐步长大,由于氧化膜的膨胀系数与基体金属有很大差别,氧化膜将随温度的波动而产生裂纹,最后鼓起,剥落. 随着渗碳量的增加,引起Cr7C3析出,导致氧化膜下面基体金属贫铬,氧化膜再生困难,从而又加速渗碳.离心铸管管内的渗碳从铸造缺陷开始的,并在晶界上生成碳化物.由于碳化物比基体更易氧化,发生选择性氧化而使裂纹发展,最终导致管子破裂.对离心铸管内表面进行机加工,除去铸造缺陷层,可使渗碳问题得到颇为满意的解决. 6、碱脆

金属在持久拉应力（包括外加载荷、热应力及冷加工、热加工或焊接后的残余应力等）和特定的腐蚀介质联合作用下出现脆性开裂，特点是出现腐蚀裂缝甚至断裂，裂缝的起源点往往是在点腐蚀小孔或服侍小坑的底部；裂缝扩展有沿晶间、穿晶粒和混合型三种，主裂缝通常垂直于应力方向，多半有分枝；裂缝端部尖锐，裂缝内壁及金属外表面的腐蚀程度通常很轻微，裂缝端部的扩张速度很快，端口具有脆性断裂的特征。含氯离子介质中使

6

用的奥氏体不锈钢换热器容易发生应力腐蚀开裂如常顶奥氏体不锈钢空冷管束断裂，塔底衬里破裂等：锅炉的碱脆，或称苛性脆化；汽轮机叶轮的飞裂；在潮湿的含硫化氢气氛中的某些钢材开裂，硫化物应力开裂。

易于产生应力腐蚀破裂的环境：高温碱液（NaOH.Ca(OH)2LiOH）、氯化物水溶液、海水，海洋大气、连多硫酸、高温高压含氧高纯水、水蒸气（260℃）、浓缩锅炉水、260℃CH2SO4、湿润空气（湿度90％）、NaCl+H2O2水溶液、热NaCl、湿的氯化镁绝缘物、H2S水溶液。 7、氯离子腐蚀

不锈钢用作海水、工业水等的热交换器的钢管，或用作其它配管、塔、容器等时，常由于环境中含有微量的CL-离子，由于离子浓缩而发生应力腐蚀开裂。对于氯化物应力腐蚀开裂的解释也有多种说法： a)

吸附理论：在承受应力的情况下，氯离子吸附在裂纹尖端，造成原子M-MO之间的结合力下降和破坏。这一过程的不断进行，造成了SCC的扩展。 b) c)

电化学理论：应力腐蚀开裂是一种因金属表面阳极区溶解而产生的现象。而应力有加速阳极溶解的作用。 膜破坏理论：金属受到拉伸应力作用时，因位错移动而生成滑移台阶，进而使钝化膜破坏，露出新鲜表面，新鲜表面的活性溶解，导致SCC不断发展。 d) e)

腐蚀产物楔入理论：许多人认为，在不锈钢裂纹内产生的腐蚀产物的楔入作用造成裂纹的扩展。

氢脆理论：在裂纹尖端有与阳极反应相应的阴极反应发生。所生成的氢或加工氢进入钢中引起氢致开裂。

8、氢脆

氢脆是钢材在氢气中发生的一种现象,它是当钢中存在氢时,在接近环境温度下出现的开裂.

低温氢开裂的敏感和钢的强度值,氢含量以及容器内所处部位的应力有关. 决定钢抗氢脆最重要的因素是钢的强度值, 钢材开裂敏感性随着强度的增加而提高. 高强度钢的氢脆开裂可能在大约150℃以下出现. 氢与钢材直接接触时被钢材吸附,并以原子状态向钢材内部扩散, 溶解在铁素体中形成固溶体,使钢材边脆,塑性减小,这种脆性与氢在钢中的溶解度成正比. 当钢中的氢浓度为6~7×10e-6时,钢材的延伸率σ和断面收缩率ψ只有原来的20%~30%. 在高温高压条件下操作的反应器, 氢气会直接进入钢中,在典型的操作温度和氢分压下,氢在器壁中的浓度范围为2~6×10e-6. 在停工时, 如果反应器冷却太快以致于氢气不及从钢中扩散出来, 在温度低于150℃时延迟氢开裂就可能出现.炼油厂里的加氢装置, 在停工过程中,加氢反应器冷却到150℃之前, 在低压下恒温一段时间,脱除钢中的溶解氢, 是防止产生氢脆的有效措施,氢渗透到钢中的方法不同,钢中的含量也不同,破坏的敏感性也是不同的. 在含有硫化氢的水溶液中, 已经测得钢中的氢浓度达到10×10e-6以上 因而氢脆开裂敏感性更大. 由这种腐蚀充氢机理引起的氢脆通常叫做硫化物开裂. 硫化物开裂与氢开裂的不同仅在于氢进入钢中的量和机理,而这种类型的开裂的基本原因都是氢脆 9、碳酸腐蚀

碳酸腐蚀是在CO-CO2-H2O环境中的应力腐蚀开裂。CO2溶解于水生成碳酸，使PH降低至3.3．在该条件下通入ＣＯ气体，ＣＯ吸附在金属表面而起到缓蚀剂的作用，阻止了因碳酸引起的钢的全面腐蚀．这时候，若加载应力，由于滑移而在表面生成台阶，露出新生面，金属开始溶解此为阳极，其周围的ＣＯ吸附层（＜１０Ａ＝为阴极，而使开裂护层。 10、设备维护保养 a) b)

执行机泵设备定期切换(点动)和定时盘车，使备用设备处于良好的备用状态。

搞好设备润滑,坚持设备润滑 “ 三级过滤” 和 “ 五定 ”。所谓“三级过滤”：从领油大桶到岗位贮油桶(一级过滤);岗位贮油桶到油壶(二级过滤);油壶到加油点(三级过滤 ) ；五定： 定人、定点、定质、定量、定时(定期对润滑器清洗)。 c) d)

责任区域设备、电机及机泵本体(包括油杯)、机泵座周围卫生每班要搞一次,无积水、无油污等脏乱痕迹,做到沟见底、轴见光、设备见本色。

泵房内的机泵阀门螺杆要擦光亮,每周用机油保养一次；室外阀门螺杆用黄油保养。阀门手轮、螺母齐全,无松、锈、脏等现象。

7

０

e) f) g) h)

装置内压力表、温度计、液位计等安全附件齐全、完好,发现损坏就及时更换。

要懂得设备使用 \" 四懂三会 \"；四懂：: 懂设备结构、原理、性能、用途 ；三会 : 会操作使用、会维护保养、会排除故障。

设备运行 “ 四不准超 ”： 不准超温、超压、超速、超负荷运行。

设备日常维修保养：日常维修保养( 日保 )： 亦称例保， 即每天由操作者照例进行的保养。要求操作者每班必须做到： 班前对设备进行检查、润滑， 班中严格执行操作规程，下班前十五到二十分(周末适当延长)对设备进行认真的清扫擦试， 将设备状况记录在交记录本上。

i) 设备维护坚持 “一点两巡制”：“一点 ” 是操作工人按岗位对设备进行定点检查， 搞好稳操作，, 严

格工艺纪律， 做到不超温、不超压、不超负荷运行；“ 两巡 ” 是车间设备主任和设备员坚持每天对装置设备进行巡回检查两次以及钳工、电工、仪表包机班坚持每天对包机范围进行巡回检查， 发现问题及时联系处理， 保证设备正常运转。

第十一章 安全与保健

1、SHE的基本知识 1.1、HSE管理体系

1.1.1、HSE管理体系的概念：

HSE管理体系是指：包括为制定、实施、实现、评审和保持HSE方针所需要的组织机构、规划活动、职责、惯例（作法）、程序、过程和资源，是组织机构管理体系的一部分，专门管理与其业务相关的职业安全健康危害及环境影响。 1.1.2、HSE管理体系特点： （1） （2） （3） （4） （5） （6） （1） （2） （3） （4） （5） （6）

HSE管理是经营过程内的风险管理； 是法规的符合性管理； 是动态的管理；

强调预防、化被动为主动； 持续改进

是企业管理的一部分

减少各类事故的发生、降低风险；

减少及预防污染、节约资源和能源，可减少成本 提高企业安全、环境与健康管理水平 改善企业形象、取得经济效益和社会效益 实现可持续发展战略的目标

对石油石化企业进入国内国际市场将起到良好的促进作用

1.1.3、建立及实施HSE管理体系的意义

1.1.4、中石化集团公司HSE方针、目标

8

（1）方针：安全第一，预防为主；

全员动手，综合治理； 改善环境，保护健康； 科学管理，持续发展;

（2）目标：

追求最大限度的不发生事故、不损害人身健康、不破坏环境，创国际一流的HSE业绩 1.1.5、HSE管理的目的作用 （1） （2） （3） （4） （5）

加强高硫（含硫）原油加工技术及设备改进及安全管理，预防硫化氢、氨气等有毒有害气体泄露中毒；

预防火灾、爆炸、伤亡等突发事件和紧急情况发生，落实应急措施及预案； 不断进行危害识别及风险评估，大力消除事故隐患；

深化关键生产装置、重点生产部门的安全卫生及环保监控，创造良好的现场工作环境； 提高HSE管理人员专业素质及员工安全环境意识，加强合约商的安全教育及现场监督管理，杜绝违章作业行为；

（6） 落实HSE责任制，定期进行HSE管理审核，对外公布分公司HSE绩效，奖励及通报正确的HSE行为

1.2、HSE的几个概念：

1) HSE：是英文Health（健康）、Safety（安全）、Environment（环境）的缩写。 2) 健康：是指人身体上没有疾病，在心理上（精神上）保持一种完好的状态。 3) 安全：指生产系统中人员免遭不可承受危险的状态

4) 环境：是指与人类密切相关的、影响人类生活和生产活动的各种自然力量或作用的总和。它

不仅包括各种自然因素的组合，还包括人类与自然因素间相互形成的生态关系的组合。 5) 本质安全：是指设备、设施或技术工艺含有内在的能够从根本上防止发生事故的功能。 6) 危险：是指系统中存在导致发生不期望后果的可能性超过了人们的承受程度。 7) 危险源：可能造成人员伤害、职业病、财产损失、环境破坏的根源或状态。

8) 重大危险源：是指长期地或者临时地生产、搬运、使用或储存危险物品，且危险物品的数量

等于或超过临界的单元。

9) 危害识别：识别一种危害的存在并判断其特性的过程。

10) 风险评价：依照现有的专业经验、评价标准和准则，评价风险程度并确定风险是否可容忍的

全过程。是所有HSE要素的基础，是一个不间断的过程。

11) 事故：是指造成人员伤亡、伤害、职业病、财产损失或其他损失的意外事件。

12) 事故隐患：存在于生产作业场所且对人身和设备构成威胁、危害的不安全因素。也可泛指生

产系统中可导致事故发生的人的不安全行为、物的不安全状态和管理上的缺陷。

9

13) 重大隐患：危害的风险度需在15分以上（含15分），且涉及面较大、整改时间较长、需资

金投入较大，并对系统生产、人身安全健康和对环境污染有较大影响的隐患，由公司立项实施专项治理，其中包含公司级隐患和集团公司级隐患。

14) 环境：组织运行的外部存在，包括空气、水、土地、自然资源、植物、动物、人，以及它们

之间的相互关系。

15) 环境因素：一个组织的活动、产品或服务中能与环境发生相互作用的要素。重大环境因素是

指具有或能够产生重大环境影响的环境因素。

16) 职业病：指企业、事业单位和个体经济组织的劳动者在职业活动中因接触粉尘、放射性物质

和其他有毒、有害物质等因素引起的疾病。现在我国部门立法规定的职业病有10大类115种。

1.3、危害识别与风险评价 1.3.1、危害及危害识别

评估人员应通过现场观察及所收集的资料，对所确定的评估对象，识别尽可能多的实际的和潜在的危害，包括： （1） （2） （3） （4）

物（设施）的不安全状态，包括可能导致事故发生和危害扩大的设计缺陷、工艺缺陷、设备缺陷、保护措施和安全装置的缺陷。

人的不安全行动，包括不采取安全措施、误动作、不按规定的方法操作，某些不安全行为（制造危险状态）。

可能造成职业病、中毒的劳动环境和条件，包括物理的（噪音、振动、湿度、辐射），化学的（易燃易爆、有毒、危险气体、氧化物等）以及生物因素；

管理缺陷，包括安全监督、检查、事故防范、应急管理、作业人员安排、防护用品缺少、工艺过程和操作方法等的管理。

1.3.2、发生危害的根源及性质 （1）物理因素

设备设施缺陷、防护缺陷、电危害、噪声、振动、电磁辐射、运动物、明火、高低温物质、粉尘气溶胶、作业环境不良、信号缺陷、标志缺陷等 （2）化学因素

易燃易爆、自燃、有毒、腐蚀性物质等 （3）生物因素

有害的动植物、致病微生物、传染病媒介物等 （4）生理、心理因素

负荷超限、健康状况异常、从事禁忌作业、心理异常、辨识功能缺陷 （5）行为因素

指挥错误、操作错误、监护错误等 1.3.3、危害识别要考虑以下问题 （1）谁或什么会受到伤害？

10

（2）谁或什么会受到伤害？ （3）伤害怎样发生？

（4）存在什么危害（伤害源）？ 1.3.4、危害识别及风险评价的流程 （1）成立、培训评估小组 （2）确定评估范围、对象 （3）细分评估对象、收集资料 （4）选择危害及环境因素识别方法 （5）识别危害和因素、根源及性质 （6）识别后果和影响 （7）评估风险和影响

（8）确定风险、影响是否是可容忍

（9）记录重要及不可容忍的风险危害和环境因素 （10）制定风险控制及HSE管理措施 1.3.5、危害识别、风险评价的步骤 （1）划分生产、经营活动 （2）识别危害 （3）评价风险

（4）确定是否是可容许风险 （5）制定风险控制计划 （6）评审控制计划的适宜性 1.3.6、危害识别的方法 （1） （2） （3） （4） （5） （6） （7） （8） （9）

2、岗位安全责任

《安全生产法》第四条明确规定：“生产经营单位必须建立、健全安全生产责任制度…”因此，安全生产责任制是生产经营单位各项安全生产规章制度的核心，是最基本的职业安全健康管理制度。 2.1、班长岗位：

（１）严格执行公司《岗位安全责任制》及有关的规章制度。

（２）负责本班的安全生产管理工作,协助车间执行上级有关安全方针和。 （３）对本班安全生产的工作负责，听从车间和公司生产调度统一指挥。

（４）严格按操作规程指挥本班的安全生产，发现操作条件变化或生产有异常情况，要及时报告

11

工作危害分析（JHA） 预危险性分析（PHA） 安全检查表分析（SCL） 故障假设分析（WI）

故障假设分析/安全检查表分析(WI/SCL) 危险与可操作性分析（HAZOP） 失效模式与效应分析 (FMEA) 故障树分析 (FTA) 事件树分析 (ETA)

并组织处理。

（５）严格执行“十大制度”、“五大纪律”，并协助车间检查督促职工“十大制度”、“五大纪律”落实情况。

（６）负责本班日常生产的管理工作，及时反映本班生产情况。 （７）负责落实本班HSE教育，对新工人进行安全教育和培训。 （８）认真执行班组安全活动制，组织过好班组安全活动。

（９）负责督促岗位安全生产的检查，发现不安全因素及时组织处理，做好生产设备和安全设施的检查维护工作。

（10）熟悉装置内安全设施的分布情况，负责督促本班人员正确使用劳动保护用品、用灭火器材和防护器材。

（11）加强对本班人员安全生产的技术培训，根据本班的具体情况调整和安排换岗学习。 （12）积极参加“大政工”管理，搞好班组建设，做好职工思想工作，提高班组的管理水平，消除不利于安全生产的消极因素。

（13）保持生产作业现场整齐、清洁，实现清洁生产和文明生产。

2.2、内操岗位：

（１）严格执行公司《岗位安全责任制》及有关规章制度。 （２）负责装置正常的开、停工操作和日常生产操作。 （３）负责装置操作参数的监控和调整工作。 （４）听从班长指挥，积极配合班长搞好安全生产。 （5）严格遵守安全操作规程，杜绝“三违”。

（6）严格执行工艺纪律，发现操作指标异常时，应及时向班长汇报并及时调整。 （7）自觉参加各种安全活动和岗位技术练兵，提高安全意识和操作水平。 （8）认真执行制度，严格按“十交”和“交”进行交。

2.3、外操岗位：

（１）严格执行公司《岗位安全责任制》及有关规章制度。 （２）负责装置的开、停工操作和日常生产操作。 （３）听从班长指挥，积极与内操配合。 （４）严格遵守安全操作规程，杜绝“三违”。

（５）严格按设备操作规程的要求进行操作，加强安全检查和设备的维护保养工作。 （６）加强对装置各重点部位监视和检查，发现问题及时汇报并采取措施处理。

（７）熟悉装置内安全设施的分布情况，严格按规定劳保穿戴，正确使用各种安全设施、设备。 （８）积极参加各种安全活动和岗位技术练兵，以提高处理问题的能力。 （９）认真执行交制，严格按“十交”和“交”进行交。 （10）认真执行巡回检查制，按时、按点、按内容进行巡回检查。 3、 安全规定

（1） 严格执行有关安全生产的方针、和制度。

（2） 严格执行严格遵守操作规程，HSE管理制度和岗位安全责任制度。 （3） 进入装置必须穿戴好劳保用品，严禁穿子鞋和高跟鞋进装置现场。 （4） 严禁携带火柴、火机及易燃易爆物品进入装置。

12

（5） 严禁用汽油或易挥发溶剂擦洗设备、机件及地板等，严禁使用能发生火花的铁质工具敲

打管线或设备。

（6） 严禁在高温设备、管线上烤衣物、食物和其他物品。

（7） 严禁在装置内随意地排放汽油、氢气、瓦斯及有毒有害物品。 （8） 末经办理进车许可证的车辆禁止进入装置现场。

（9） 严禁带压更换盘根、垫片及阀门手轮，确有必要时需办理有关手续、并采取有效安全措

施后才可处理。

（10） 进入反应器、容器、塔或其它密闭设备内作业时，必须要从中采样分析合格后办理作业

票，并有专人监护下才可进入作业。

（11） 在有毒有害场所作业时（如瓦斯罐脱水等）。必须佩戴好防护用具，并且有人在场监护。 （12） 严禁用压缩风压送轻油及吹扫、置换轻油类管线、容器等。

（13） 凡是新进厂的人员，必须经过“三级”（即厂级、车间级和班组级）安全教育或培训，末经

过安全教育或考试不合格者不得上岗操作。

（14） 1装置在生产时，严禁携带不防爆通迅工具进入现场使用，寻呼机、移动电话等进入现场

前必须关闭。

4、预防职业中毒 4.1、物料性质及毒性原理 4.1.1、硫化氢

在渣油装置整个生产过程中，由原料到产品，大部分物流中都含有不同浓度的Ｈ2Ｓ，它

对人的身体健康和生产及设备都有极大的危害，因此，加强对Ｈ2Ｓ性质、危害及其防范措施的进一步认识是预防Ｈ2Ｓ中毒的关键。 （1）物理性质：

硫化氢是一种无色有臭鸡蛋味的有刺激性又是窒息性的有毒性气体。分子式为：Ｈ2Ｓ，

分子量34，比重1.19，沸点－61.8℃，熔点－82.9℃，自然点260℃，易溶于水。Ｈ2Ｓ与空气混合物混合，爆炸范围是：4.3～45.5% 。硫化氢在空气中允许的最高浓度为：10 mg/m3，浓度达到1000 mg/m3时会导致电击性死亡。 （2）毒性原理：

①Ｈ2Ｓ对粘膜有强烈的刺激作用。这是因为硫化氢与湿润粘膜接触后分解形成的硫化钠以及本身的酸性所引起的。

②对机体的全身作用为硫化氢与机体的细胞色素氧化酶及这类酶中的二硫键作用后，影响细胞色素氧化过程，阻断细胞内呼吸，导致全身缺氧，由于中枢神经系统对缺氧最敏感，因而首先受到损害。但硫化氢作用于血红蛋白，产生硫化血红蛋白而引起的化学窒息，被认为是主要的发病机理。

③硫化氢主要经呼吸道进入人体，一部分很快氧化为无毒的硫酸盐和硫代硫酸盐等经尿排出，一部分游离的硫化氢则经肺排出，它在人体内无蓄积作用。 （3）中毒表现：

①轻度中毒：患者感到眼灼热、刺痛、流泪、视觉模糊，有流涕、咽痒，胸闷，呼吸困难等，还有逐渐加重的头痛、头晕，乏力等。

②中度中毒；接触较高浓度（200～300mg/m3）硫化氢，眼睛刺激症更强烈，如流泪、眼刺

13

痛、视物更模糊。有中枢神经系统症状，可出现昏迷。常有中毒性肺炎和肺水肿发生。

③重度中毒：接触高浓度（700mg/m3以上）硫化氢，中毒表现以中枢神经系统症状为突出。立即出现神志模糊，昏迷，心悸。全身肌肉痉挛或强直，大小便失禁。昏迷或痉挛持续较久者会发生中毒性肺炎、肺水肿和脑水肿。

④硫化氢对生产的危害主要表现在它会使反应催化剂中毒，失去活性。 （4）急救措施：

①救护者进入硫化氢气体泄露区抢救中毒人员必须佩戴空气呼吸器或四号滤毒罐式防毒面具；

②迅速把中毒人员移到空气新鲜处的地方，对呼吸困难者应立即进行人工呼吸，同时向医院的打急救电话，并报告调度，待医生赶到后，协助抢救。

③眼睛：使眼睛张开，用生理盐水或1～3%的碳酸氢钠液冲洗患眼。 4.1.2、氨 （1）物理性质：

氨是一种无色气体,有刺激性恶臭味。分子式NH3。分子量17，相对密度0.77，熔点-77.7℃，

沸点-33.4℃，自燃点651.1℃，密度0.785 kg/m3，蒸气与空气混合物爆炸极限16～25%(最易引燃浓度17%)。氨在20℃水中溶解度34%,25℃时,在无水乙醇中溶解度10%,在甲醇中溶解度16%,溶于氯仿、乙醚,它是许多元素和化合物的良好溶剂。水溶液呈碱性,其水溶液PH值为11.1。液态氨将侵蚀某些塑料制品,橡胶和涂层。遇热、明火,难以点燃而危险性较低; 但氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸,如有油类或其它可燃性物质存在,则危险性更高。与硫酸或其它强无机酸反应放热,混合物可达到沸腾。在空气中允许最高浓度为30mg/m3。 （2）毒性原理：

对粘膜和皮肤有碱性刺激及腐蚀作用,可造成组织溶解性坏死。高浓度时可引起反射性呼吸停止和心脏停搏。人接触553mg/m3可发生强烈的刺激症状,可耐受1.25分钟; 3500～7000mg/m3浓度下可立即死亡。 （3）中毒表现：

短期内吸入大量氨气后可出现流泪、咽痛、声音嘶哑、咳嗽、痰可带血丝、胸闷、呼吸困难,可伴有头晕、头痛、恶心、呕吐、乏力等,可出现紫绀、眼结膜及咽部充血及水肿、呼吸率快、肺部罗音等。严重者可发生肺水肿、急性呼吸窘迫综合征,喉水肿痉挛或支气管粘膜坏死脱落致窒息,还可并发气胸、纵膈气肿。胸部X线检查呈支气管炎、支气管周围炎、肺炎或肺水肿表现。血气分析示动脉血氧分压降低。误服氨水可致消化道灼伤,有口腔、胸、腹部疼痛,呕血、虚脱,可发生食道、胃穿孔。同时可能发生呼吸道刺激症状。吸入极高浓度可迅速死亡。眼接触液氨或高浓度氨气可引起灼伤,严重者可发生角膜穿孔。皮肤接触液氨可致灼伤。 （4）急救措施：

吸入者应迅速脱离现场,至空气新鲜处。维持呼吸功能。卧床静息。及时观察血气分析及胸部X线片变化。给对症、支持治疗。防治肺水肿、喉痉挛、水肿或支气管粘膜脱落造成窒息,合理氧疗; 保持呼吸道通畅,应用支气管舒缓剂; 早期、适量、短程应用糖皮质激素,如可按病情给地塞米松10～60mg/d,分次给药,待病情好转后减量,大剂量应用一般不超过3～5日。注意及时进行气管切开,短期内液体入量。合理应用抗生素。脱水剂及吗啡应慎用。强心剂应减量应用。

14

误服者给饮牛奶,有腐蚀症状时忌洗胃。眼污染后立即用流动清水或凉开水冲洗至少10分钟。皮肤污染时立即脱去污染的衣着,用流动清水冲洗至少30分钟 4.1.3、二硫化碳

二硫化碳是本装置反应催化剂硫化时所采用的硫化剂，属于甲类火灾危险物质，高度易燃液体，有严重火灾危险性，并且是一种有毒物质。因此加强对性质、危害以及防范措施的认识，是实现安全生产，避免事故的关键。 （1）物理性质：

纯二硫化碳是一种无色、油状、透明、易挥发的液体，久置或遇光后工业品有“坏萝卜”

样气味，主要是由于混杂硫化物所致。分子式为：ＣＳ2 ，分子量76，比重1.26，沸点为46.5℃，熔点-110.8℃，自燃点为100℃，不易溶于水。ＣＳ2与空气混合物混合，爆炸范围是：4.3～50％。在空气中最高允许浓度为：10 mg/m3。 （2）毒性原理：

二硫化碳选择性地损害中枢及周围神经，特别是脑干和小脑，由于急性血管痉挛，致使

延脑内重要生命机构丧失功能或发生障碍。 （3）中毒表现：

①、 急性中毒：轻度中毒有头晕、头痛、恶心及眼、鼻粘膜局部刺激症状，中度中毒除上述

症状外，尚有酒醉样感，步态蹒跚，哀乐无常等。重度中毒有短时间的兴奋状态，继之出现谵妄、昏迷，伴有强直性及痉挛性抽搐及脑水肿。

②、 慢性中毒；神经系统早期有头痛、头晕、无力、失眠、多梦、烦躁等神经衰弱等。心血

管系统：脑血管硬化及伴有肾脏和心血管的损害。

（4）急救措施：

①、 急性中毒：首先将患者移至新鲜空气处，有皮肤污染的应立即脱去污染衣服，用肥皂水

清洗皮肤。呼吸停止者要进行人工呼吸、吸氧、给呼吸兴奋剂，有脑水肿时应脱水治疗。

②、 慢性中毒：采用对症治疗，植物神经功能紊乱给谷氨酸安定。多发性神经炎用大量B类

维生素、维生素C等解毒。

（5）、在催化剂预硫化时使用二硫化碳要注意以下事项： ①、 装罐时，操作人员要戴防毒面具及其他防护用品。

②、 使用过程中，二硫化碳要处于水封状态，以避免二硫化碳扩散。 ③、 当身体溅有二硫化碳时要及时用水冲洗，急性中毒时，速请医生医治。 ④、 反应催化剂硫化结束后要处理好管线和装有二硫化碳的容器。 4.1.4、氢气

氢气是一种无色无味的气体。分子式为：H2，分子量：2，氢气比重极低，仅为空气的0.07，密度为0.09kg/m3, 沸点：-252.8℃，自燃点：586℃，爆炸极限：4.1～74.2%。氢气在压强为101kPa，温度为-252℃，能变成液体，在-259℃时，能变为雪状固体，氢气能溶于水。 4.1.5、甲基二乙醇胺

MDEA是无色或微黄色粘稠液体，呈碱性，易与水、乙醇、乙醚混溶。分子式：CH3-N(CH2CH2OH)2,分子量119, 密度大约0.99 kg/m3，沸点：247.2℃,熔点39℃，比重：1.04,冰点：-21℃，动力粘度:(12℃)CP:101 CP（厘泊） 。 6、二甲基二硫（DMDS）

二甲基二硫是一种无色液体。分子式：C2H6S2，分子量：94.结构式：CH3-S-S-CH3。熔点-98℃，沸点110℃，相对密度1.1，闪点24℃。能与醇、醚混溶，不溶于水。

15

4.1.7、羰基镍

四羰基镍是易挥发性且毒性极强的物质，人员暴露于低微浓度就可能引起严重病害或死亡。在渣油加氢装置中使用的催化剂含有Ni，以及原料油中Ni沉积在催化剂上，所以生成四羰基镍是可能的。因此我们了解四羰基镍的物理性质及生成原理与相关的注意事项对防止中毒是非常有必要的。

（1）物理性质：

羰基镍(nickelcarbonyl)为无色透明的的易挥发液体，受日光照射后可变成棕黄色或草灰色。密度为1.32 kg/m3，沸点：42.7℃，熔点：－25℃，分子量为171，能溶于及许多溶剂中，但不能溶于稀酸及碱液。加热至150～180℃时可分解为金属镍和一氧化碳。短期内吸入高浓度羰基镍主要引起急性呼吸系统和神经系统损害，空气中允许的最高浓度为：0.001ppm。 （2）生成原理：

Ni + 4CO → Ni（CO）4

在压力相同及CO浓度相同的情况下，温度越低越易生成Ni（CO）4，在相同温度及CO浓度相同情况下，压力越高越易生成Ni（CO）4。在停工过程中，当温度降至205℃以下时，如果循环氢中CO浓度大于10ppm，就容易生成剧毒的Ni（CO）4。因此，在停工过程中，当温度降至205℃～210℃时，在此温度下恒温8小时，通过排废氢及补入新氢，使循环氢中CO含量小于10ppm。 （3）毒性原理：

Ni（CO）4 的毒性极强，可以以蒸汽形式迅速由呼吸道吸收，皮肤也可以吸收少量，进入体内的Ni（CO）4 ，约有1/3在6小时内由呼气中排出，其于以分子形式穿过肺泡，使肺泡和组织受到损害。Ni（CO）4在体内无明显的积聚作用。 （4）中毒表现：

① 轻度中毒或严重中毒早期

吸入高浓度羰基镍后5～30分钟，可出现头痛、头晕、乏力、视物模糊、恶心、咽干、胸闷、胸痛等症状。体检可见眼结膜和咽部充血，但肺部听诊可无异常。

②中度中毒

上述症状暂时缓解后，经8～72小时又加剧，并有咳嗽，咳痰、呼吸增快、还可出现中度发热、畏寒、嗜睡、意识模糊等。肺部听诊可闻及呼吸音粗糙、干性啰音。 ③ 重度中毒

有呼吸困难、发绀、血性泡沫痰和两肺满布湿性 音等化学性肺炎和肺水肿的表现，并可出现高热、抽搐、昏迷及心、肝损害 （5）急救措施：

救治患者人员进入其环境必须做好自身的防护（佩带空气呼吸器及防护衣），将患者迅速转移到新鲜空气处，给予氧气吸入以维持呼吸，迅速请医生诊治。 4.1.8、渣油

渣油是一种黑色粘稠物质，是通过原油的常压或减压蒸馏获得的，是由碳氢化合物组成十分复杂的混合物，它的成分中含有较多的沥青质及其它高分子量的高芳构的结构物。减压渣油自燃点为230～240℃。 4.1.9、柴油

柴油是一种无色或淡黄色透明液体，主要由C15～C24的烃类组成，燃烧性能好，硫、有机酸等杂质含量低。闪点：45～120℃，轻柴自燃点：220～250℃，重柴自燃点：300～330℃。 4.1.10、汽油

16

（1）物理性质：

汽油是一种无色、易燃易爆有特殊气味的液体，属于麻酸性毒物。汽油的主要成分是C4～C12脂肪烃和环烷烃。在常温下极易挥发，不溶于水。闪点＜28℃，沸点30～90℃，自燃点510～530℃，在常压下着火温度为390～420℃，其火焰温度可高达2197，爆炸范围是：1.3～6.0%，在空气中允许最高浓度为350mg/m3 。 （2）毒性原理：

它的危害主要是使中枢神经系统功能紊乱，低浓度引起条件反射的改变，高浓度引起呼吸中枢神经系统麻痹，引起神经细胞内类脂质平衡失调，血中脂肪含量波动，胆固醇和磷脂改变，甚至出现头晕、头痛、恶心、无力、心悸、意识模糊、神志不清以及血压下降等症状。 （3）预防中毒的防范措施：

① 采用密闭隔离的操作，废气排至瓦斯管网或火炬烧掉。

② 进入密闭或通风较差的场所作业时，应采取安全措施如佩戴防毒面具等。 ③ 采用携提式有毒气体测试仪进行监测，以提供准确有效的安全数据。

④ 进入密闭设备作业时，应采样分析合格，办理进入设备安全作业票，并设有专人监护。 4.1.11、石脑油

石脑油俗称粗汽油，是一种易燃、易挥发的液体。爆炸极限：1.2—6.0%。 4.1.12、电离辐射

α、β等带电粒子，γ光子、中子等非带电粒子的辐射。电离辐射引起的职业病包括：全身性放射疾病，如急慢性放射病；局部放射性疾病，如急、慢性放射皮炎、放射性白内障；放射所致远期损伤，如放射所致白血病。列为国家法定职业病的有急性、亚急性、慢性外照射放射病，放射性皮肤病和内照射放射病、放射性肿瘤、放射性骨损伤、放射性甲状腺疾病、放射复合伤和其他放射性损伤共11种。 4.2、防范措施：

(1) 采用密闭隔离的操作，实现操作本质安全。

(2)进入有毒区域作业时，要佩戴适当的放毒器具，并要有人监护。 (3)对作业场所进行检测，以提供准确有效的安全数据。

(4)进入设备作业时，要采样分析，办理进设备作业票并要有人监护。

(5)严格执行国家颁布的《放射性同位素与射线装置放射防护条例》的规定，采取有效防护措施，防止发生放射危害。

附联合二车间生产过程具有灾爆炸危险性的物质特性 介质名称 氢气 燃料气 干气 硫化氢 物态 气态 气态 气态 气态 性质 易燃易爆 易燃易爆 易燃易爆 易燃易爆 爆炸极限% 4．1～74.2 3～13 3～13 4．3～45.5 闪点℃ 自燃点℃ 580～590 650～750 292 17

氨 二硫化碳 减压渣油 常渣 减压蜡油 轻柴油 重柴油 汽油 石脑油 DMDS

气态 液态 液态 液态 液态 液态 液态 液态 液态 液态 易燃易爆 易燃剧毒 可燃 可燃 可燃 易燃 可燃 易燃易爆 易燃易爆 易燃易爆 16～25 1～50 1.4～7.6 2.0～6.0 22～19.7 30 ＞120 ＞120 ＞120 45～120 ＞120 <28 24 651 90 230～240 300～380 300～380 220～250 300～330 510～530 339 附联合二车间有毒物质及它在空气中的最高容许浓度

硫化氢 10mg/m3 氨 30mg/m3 汽油 350mg/m3 液态烃 1000 mg/m3

5、防毒器具使用

5．1、空气呼吸器佩带步骤：

（1）检查呼吸器的面罩、导管、气瓶及背架外观，是否破损；

（2）打开气瓶手阀，检查压力表压力是否大于或等于24MPa。然后，关闭气瓶手阀，打开排气阀放气，检查压力低0.4Mpa下时是否报警。

（3）穿戴面具时，先背好背架，拉紧肩、腰带，打开气瓶开关3～5圈，然后戴上面罩。 （4）用力深呼吸，使面罩供给阀供气正常，检查面罩周围是否漏气,调节面罩松紧带，使面罩穿戴舒适，进入环境作业。

（5）使用完后，先放松面罩松紧带，解除面罩，按供给阀转换开关。关闭瓶阀，打开排气阀放管内残余气体，恢复排气阀回原位。

（6）清洗、消毒面罩及其它部件，晾干面具（切忌暴晒），充气，通知气防站铅封。

注意:患有心脏病、高压病和传染病的人员禁止使用空气呼吸器。

羰基镍 0.001ppm 二硫化碳 10mg/m3 18

5．2、过滤式防毒面具使用步骤：

首先检查面罩的气密性、单向阀是否完好，发现单向阀不完好或面罩有破损、被污染时不能使用；其次连接上导气管检查导气管的气密性，发现漏气，不能使用；再次检查滤毒罐，取下滤毒罐的顶盖和胶塞后，轻轻摇一下，如有沙沙响声或发现滤毒罐有嗅味，不能使用。最后连接好面罩、导气管、滤毒罐，检查气密性，全部完好方能使用。 过滤式防护用品的使用规定:

（1）防毒口罩只适用于接触毒性小、浓度较低和对眼部、皮肤没有刺激的环境，而且空气中氧含量应大于18%、毒气浓度小于0.1%。对于有臭味的毒气，当开始嗅到轻微臭味时即算失效。对使用后药剂尚未失效的防毒口罩，可立即装在塑料口袋内，扣紧袋口，避免受潮，以备下次再用。 （2）过滤式防毒面具应根据各种不同的毒物相应使用不同的滤毒罐，应在空气中氧含量大于18%、有毒物质浓度小于1%的环境下使用。对于有臭味的毒气，如有轻微的异样臭味应停止使用。备用滤毒罐上下盖应盖严密，防止受潮药剂失效。

（3）过滤式防毒面具在穿戴或使用过程中应最要注意的事项是：当嗅到有异味时,应立即更换滤毒罐或离开有毒气体作业现场。

（4）各班组要将防毒用品的使用管理落实到岗位责任制中，纳入交内容，进行班组周检、车间月检的定期检查，并做好检查记录；对发到个人的防毒用品，本人应妥善保管，确保完好、有效。

（5）防毒用品应放置在防毒用品专用柜里，放置在便于取用、无日光直接照射、温度适宜、不受尘埃和腐蚀性物质污染的地方。防毒用品专用柜严禁放其他物品，应专柜专用。

（6）各种防毒用品应保持清洁、完好、无破损。防毒面罩使用完后，要用肥皂或0.5%高锰酸钾清洗消毒、凉干，切勿火烤、曝晒，不可用其它化学溶剂冲洗，以免损坏橡胶部件。

（7）凡戴过滤式防毒面具进入有毒区作业前，均要进行严密性检查。简单检查方法为：使用者戴好面具后，用手堵住进气口，同时用力吸气，若感到闭塞不透气时，说明面具基本是严密的。否则应用手捏法逐段检查面具，查出漏点，设法修复。

（8）使用长管式面具时，管子另一端必须放在空气新鲜的地方，要指定专人监护，把管子拉直，防止打结、挤压而影响供氧。

（9）根据不同的环境、场合选定使用的防毒器材型号后，使用和监护人员必须熟悉掌握其使用方法和应急措施。

（10）佩戴特殊防毒用品在有毒有害或缺氧等环境内工作，未离开危险区域前，严禁脱下防护面具，以防中毒窒息。

（11）建立滤毒罐使用登记制度

对岗位和个人使用的过滤式面具的滤毒罐必须按要求填写滤毒罐型号、设置日期，每次使用都要按要求进行使用日期、使用时间（分）、累计时间、作业环境、使用人签名填写，对多次使

19

用、累计时间长或有异味的滤毒罐及时更换，保持滤毒罐处于备用状态。

6、消防器材的使用

6.1、干粉灭火器(MF4、MF8、MFZ35) 6.1.１、结构与原理：

由内外两个钢瓶、控制部分及喷射系统等三部分组成。

灭火时顶针穿破ＣＯ２钢贮瓶密封膜，灭火器以ＣＯ２气体为动力，将桶内干粉喷向火焰，粉雾和ＣＯ２有隔绝空气窒息的作用，从而达到灭火的目的。 6.1.２、使用方法与适用范围：

使用方法：将灭火器筒体上下翻动几下，撕去封条，拨去保险销，一手握喷咀对准火焰根部，另一手将压把往下压，干粉即可喷出（灭液体火灾时，不要对液面冲击，以防液体溅出造成灭火困难）。

适用范围：适用于电器精密仪器、油类及酸类火灾。 6.2、二氧化碳灭火器（ＭＴ１２、ＭＴ２４、ＭＴ２５） 6.2.１、结构与原理：

ＣＯ２灭火器筒体内装有液态纯度大于９７％的ＣＯ２，配有阀门开关。打开阀门，液态ＣＯ２即可汽化而出，由于ＣＯ２的密度比空气的大，容易沉积于低处，隔绝空气，遏止燃烧，达到灭火的目的。

6.2.２、使用方法与适用范围：

使用方法：手握灭火器提柄，打开阀门，ＣＯ２即可喷射而出。

适用范围：适用于窒内油脂、６００伏以下电器及一切珍贵物品的火灾，不适于窒外空旷处的火灾及钾、钠等物质火灾。 6.2.3、消防蒸汽的使用及注意事项：

消防蒸汽的特性：具有灭火效果好，易操作、开关方便等特点，多用于高温、临氢部位的产着火但不能用于自燃点低于蒸汽温度的燃烧物（如二硫化碳等）蒸汽灭火是属于窒息灭火法的一种，将蒸汽释放到燃烧区后，使燃烧区含氧量降低到一定程度，火被熄灭，使用时重点切割火焰，对准火焰根部，将燃烧物与空气隔开。 使用注意事项： 1)使用前先要排净存水。

2)不要把蒸汽喷到人身上，以免烫伤。 6.2.4、消防栓与消防水炮：

消防水是目前最主要的灭火方法之一，优点是安全、方便，快速。日常工作中要注意对消防栓及消防炮的检查与保养。

7、安全用火的规定 7．1、有关概念：

（1）闪点：是在规定试验条件下，加热油品时逸出的蒸汽和空气组成的混合物与火焰接触发生

20

瞬间闪火时的最低温度。

根据测定方法和所用仪器的不同，分开口和闭口两种测定方法，前者用以测定重质油品，后者用来测定轻质油品。

闪点常用来划定油品的危险等级，例如闪点在４５℃以上称为可燃品，４５℃以下称为易燃品，着火的危险性很大。

（2）自燃点：是指可燃物在没有火焰、电火花等火源直接作用下，在空气或氧气中被加热而引起燃烧的最低温度。

一般来说，液体相对密度越小，其闪点越低，而其自燃点越高；液体相对密度越大，其闪点越高，而自燃点越低。如汽油、煤油、轻柴油、重柴油、蜡油的闪点随其相对密度增大逐渐升高，自燃点逐渐降低。

（3）燃点：在规定的试验条件下，油品蒸汽和空气混合物在接近火焰时着火并持续燃烧至少５秒钟所须的最低温度。

（4）泡点温度：是在恒压条件下加热液体混合物，当液体混合物开始汽化出现第一个汽泡时的温度。

（5）泡点压力：是在恒温条件下逐步降低系统压力，当液体混合物开始出现汽化并产生第一个汽泡时的压力。

（6）露点温度：是在恒压条件下冷却气体混合物，当气体混合物开始冷凝出现第一个液滴时的温度。

（7）露点压力：是在恒温条件下逐步压缩气体混合物，当气体混合物开始出现第一个液滴时的压力。

（8）易燃液体：闪点≤45℃的液体。

（9）可燃液体：闪点＞45℃，遇火源或受高温作用能起火燃烧的液体。

（10）可燃气体：与空气混合在爆炸极限内遇火源或受高温作用能起火燃烧的气体如氢气、瓦斯气、石油气等。

（11）申请用火单位：设备产权所属单位。 （12）施工单位：施工用火单位。

（13）装置区域：用火点所在的装置或区域名称。 （14）用火部位：用火所在的具体位置。 （15）用火时间：连续用火作业时间。 7.2、用火规定：

(１)严格执行上级关于安全用火的制度和标准。特别要严格执行“三不动火”制度，即没有用火证不准用火、防火措施不落实不准用火、用火现场没有看火人不准用火。 (２)凡在装置内用火一律经车间办理用火许可证后才可用火作业。

(３)凡属一级用火范围的，必须经油公司安全部、车间以及施工单位三方组织专业人员对用火现场认真检查、核实和制定可靠的防火措施后会同三方签字后才可用火，生产装置内的电器、仪表及配套设施的用火，必须由设备所属车间填写火票，连同生产车间会签，经设备所属二级单位安全员和生产二级单位安全部门审批后才可用火。

(４)凡属二级用火范围的，必须由车间安全员制定和落实防火措施后填写用火票，再经车间检查、核实防火措施可靠并签字后方可用火。

(５)凡属三级用火由施工用火单位提出申请、填写火票并制定防火措施，经公司消防队检查、落实防火措施后才可批准用火。

21

(６)若设有车间维修房的固定用火，只准在房内使用，不得移到其他地方使用。

(７)凡属本装置围墙内，或与装置管理设备有关联的用火，以及在离装置下水道五米以内的用火，看火人由生产单位派出。

(８)施工用火必须按火票中指定的时间、地点、部位用火，一张火票只限一个部位（设备）用火。

(９)用火时间要以火票上所开的时间为准，如有超过时间的，则应重开火票后才可继续用火。 (１０)看火人必须经过专业培训并取得看火合格证，看火时必须严守岗位，不得随意离开用火现场，如确有要事离开时，必须停止用火。看火时，如发现异常情况应立即阻止用火同时采取有效的防范措施控制事态扩大并向车间报告。

(１１)用火部位必须经车间有关人员核实符合用火条件的工艺后并设有专人看火部位必须经车间有关人员核实符合用火条件的工艺后并设有专人看火，同时防范措施都齐全才可用火。 (１２)用火人和看火人必须随身携带“用火许可证”，随时接受检查。 (１３)用火必须具备的安全条件：

（a）正常用火时，用火的设备或管线必须经过蒸汽蒸洗，吹扫干净内介质并分析合格。 （b）用火部位或设备管线必须用盲板与其他相连设备、管线隔开。

（c）用火时，用火油罐不得进油、不得投用，不得就地油品及可燃气体的采样。 （d）用火时遇有跑油、漏油及可燃气体泄漏，应立即停止用火。

（f）用火部位附近的下水道、地沟、电缆等应清除可燃物并密闭或用蒸汽掩护，同时要准备若干个灭火器具。

(１４)用火完毕要检查施工现场不得留有余火，电源开关要拉开，焊头焊要撤离现场。

8 装置开停工、检修实施HSE管理规定 8.1、一般工作程序

(1)装置停工前，车间组织操作人员对装置开停工及临时检修的主要工艺步骤(特别是含H2S介质管线装拆盲板；含异臭、有毒物质系统的管线吹扫、放空、排放；可能会发生FeS自燃的管线和容器等)进行危害识别与风险评估、环境因素识别与评价，填写《工作危害分析表》（见危害识别及风险评价程序）、《环境因素识别评价表》（见环境因素识别与评价程序）；

(2)车间工艺副主任要组织相关专业管理人员对操作工上交的《工作危害分析表》、《环境因素识别评价表》进行讨论、完善、补充。生产车间根据风险评估情况，对风险度R＞12的开停工作业，要组织制定相关防范措施，并将该防范措施纳入到开、停工及临时抢修方案中去，同时方案后附上装置开、停工及或临时抢修《主要危害及控制措施一览表》。

(3)装置开停工及其检修期间，车间相关管理人员应该对开停工及检修的关键步骤认真进行检查确认。

(4)在装置吹扫结束后，车间工艺副主任组织安全、工艺、设备等专业人员对吹扫情况进行检查，

22

填写《装置停工吹扫结束后低点放空可燃气体检测登记表》、《装置停工吹扫结束拆开人孔后检查残液残渣登记表》；在装置或部份单元及设备交出之前，车间要对已停工吹扫的装置或部份单元及设备进行评价，对残留工艺介质的设备管线应立即组织重新吹扫干净。

(5)对经过工艺处理确实仍残留工艺介质的设备管线，生产车间工艺副主任要会同设备副主任组织相关人员对残留工艺介质及工艺危害的部位所涉及的检维修项目逐一进行综合评价（考虑检维修项目涉及设备的内外环境、地面及地下情况）。根据评价的情况，制定工艺和施工需要采取的相应措施。完成后向承包商（施工单位）提供《装置停工吹扫后残留工艺介质部位及分析清单》。 (6)装置停工前，生产车间设备副主任组织对装置的检修（抢修）项目进行定性预分析(作业的技术方案、现场交底、施工方案、工艺条件、安全环保条件、监护、作业实施、验收八个方面)，对可能涉及重大危害的项目（主要考虑R≥12的项目，如含H2S介质管线装拆盲板、双边工程作业、特殊高处作业、进设备作业、大型的起重作业等），列出《重大检修项目危害分析清单》并交给施工单位；

(7)施工单位项目经理会同生产车间项目负责人根据所提供的重大项目清单逐一提前组织施工职工进行工作危害分析，对R≥12的施工项目要制定相应防范措施，施工单位领导及管理人员要对职工所做的工作危害分析和制定的防范措施进行补充、完善，在此基础上形成施工方案交所在车间和公司有关部门审核。

(8)施工单位（承包商）项目经理根据检修内容要求，以装置、部份单元或设备为单位对各类检修项目（如进设备、动火、高处作业、吊装、破土作业、用电等）进行整体危害识别，列出总体HSE控制办法，制定相应HSE方案。

(9)生产车间对自己所做的HSE管理措施和危害识别、风险评价结果的准确性及相关方案培训质量负责。在确认工艺、设备、安全健康环境符合检修要求，施工单位(承包商)进行了足够的HSE培训并具备了实施检修作业的条件之后，才能允许施工单位(承包商)进入装置现场进行作业。 (10)承包商对检修项目中施工内容的JHA分析准确性及施工相关方案培训质量负责。

(11)生产车间在装置开、停工及停工后交出检修前须对开、停工及停工后交出条件预先进行检查确认。机动部负责组织相关部室对装置开工条件进行检查确认；生产管理部负责组织相关部室对装置停工条件进行检查确认；安全环保部负责组织相关部室对停工交出检修条件进行检查确认(见生产作业管理程序)。

23

(12)在组织开、停工及检修过程中，生产车间下达指令、布置任务时，要将作业的步骤、存在危害、控制措施及应急处理告知作业人，对涉及较大风险(R≥12)作业时，车间要结合《主要危害及控制措施一览表》下达指令任务,以满足HSE管理的要求。

(13)技措项目由施工单位按照不同设备位号(及其附件)为单位进行施工过程的危害识别、风险评估，填写工作危害分析(JHA)记录表。 8.2、检修(抢修)作业过程进行的工作

(1)施工单位办理作业票证前，施工单位要根据4.2.5款传递过来的《装置停工吹扫后残留工艺介质部位及分析清单》及在4.2.6款制定的重大检修项目施工方案的基础上结合当时的施工工作环境，主要就施工环境、交叉作业、工作场所是否存在有毒有害物质及工作方式、工作方案是否在原施工方案基础上有所变更等展开工作危害分析。如果现在的施工方案与原方案相同，那么工作危害分析表只须罗列原来分析的主要危害及防范措施，并补充工作环境所带来危害；若施工方案中工作方式、工作方案有所变更，那么在工作危害分析表中除罗列原来分析的主要危害及防范措施，还要做变更内容、工作环境带来危害的危害分析。工作危害分析表一式三份。

(2)工作危害分析以施工班组为主，施工单位领导及管理人员补充、完善。施工单位领导及管理人员对本单位人员所做的工作危害分析和制定的防范措施真实性、可行性负责。

(3)施工单位安全人员凭已审核的工作危害分析表到生产车间开具工作票，生产车间在开具工作票时，要先对施工单位上交的工作危害分析表进行审核，审核内容有：施工单位所做的工作危害分析是否可行？是否结合了现在施工环境？如果发现施工单位所做的工作危害分析表有漏项，车间可以直接补充，也可以责成施工单位补充。车间若同意，则要在工作危害分析表上签字确认。 (4)HSE监护人员要按照工作危害分析表上所制定的防范措施监督施工人员落实防范措施，同时，认真对照安全作业许可证(用火、用电、进设备、破土、高处、进车、射线探伤、进入生产区域一般作业)要求及工作危害分析表上制定的防范措施进行检查、确认，在监护过程中，须认真填写相关检查表。

(5)检修期间，车间安全专业每天上、下午施工前要对装置进行安全检查，并填写《装置检修期间HSE检查表》

(6)装置检修期间，生产单位、施工单位及有关专业管理部门要设立专职HSE监督员，HSE监督员职责：每天深入检修现场监督检查各项HSE管理制度的执行落实情况，制止、纠正、考核各种违

24

章作业行为；督促并协助解决有关HSE问题，对本单位查出的问题及时进行整改，落实防范措施；遇有危及安全生产的紧急情况，有权责令其停止作业，并立即报告有关领导。

(7)如在检修(抢修)过程中因为条件改变必须进行相应变更时，生产单位内部之间、生产单位与施工单位之间应做好沟通，及时传递相关变更信息，并参照变更管理程序做好变更管理工作。对变更项目应组织相关人员进行风险分析，并做好实施工作过程中涉及的记录和反馈工作，向相关管理方通报变更的风险评估结果，同时将评估出来的危害及制定的防范措施告知施工人员和监护人员。

(8)停、开工与检维修过程产生的工业垃圾清理按《关于危险废物清理、转移出厂的管理规定》(石化股份茂名安字〔2003〕5号)文执行。

8.3、特殊工作程序(适用于装置局部出现问题，需立刻进行处理的抢修项目)

由车间主任临时组织各专业人员及施工单位人员对抢修项目的主要施工交底、工艺条件、安全环保条件、监护、作业实施、验收进行危害识别与风险评估，直接填写《工作危害分析表》，按公司有关安全管理制度办理有关作业票证后，即可进行作业。 8.4、进入施工现场注意事项

(１)进入施工现场必须注意安全，要严格遵守和执行进入施工现场安全规定。 (２)凡进入施工现场的所有人员必须戴好安全帽，不戴好安全帽者不准进入施工现场。 (３)必须按规定穿戴好防护用品，防止碎物、火星伤人。 (４)进入施工现场时要遵守“一停二看三通过”的安全规则。

(５)进入现场时必须注意安全，必须看清楚施工用电线的架设情况，遇有用电线，要绕道而行。防止发生触电。

(６)遇有高空坠物危险的施工。不准靠近，必须绕道而行，防止高空坠物伤人。 (７)遇有起吊车作业时，必须绕道而行，防止吊车发生故障伤人。

(８)严格遵守施工现场的安全规定，机组试运时特别要注意安全，不准私自乱动有关仪表等机组构件及所属安全附件。

(９)机组油运时，严禁碰撞产生火花，防止发生火灾。 (10)进行地面施工时，严禁进入周围危险地带。防止发生坠落。

(11)施工现场进行打砂作业时，不准挨近施工地点。防止飞砂、碎片伤人。 (12)施工现场进行电焊及切割等作业时，不准挨近作业点。防止电焊火星伤人。 (13)观看现场流程时，要注意安全，往高处走时要扶好阶梯护栏。防止发生坠落。

(14)进入现场时必须听从车间管理人员或领队的统一指挥，严禁擅自乱闯乱动。避免发生意外。 (15)现场进行设备、系统管线试压等有关作业时，无关人员不准挨近作业区。

(16)现场进行设备、系统管线保温层施工时，严禁走近作业点。防止铝片或其他杂物坠落伤人。 (17)未经有关人员同意，不准擅自乱动盘车器等有关机组构件，防止挫伤或机械伤害。

25

停工

1停工目的和检修内容 2准备工作:

(1) 联系调度，准备好足够的高压氮气，用于停工过程设备、管线的置换。 (2) 检查装置内N2系统管线是否有油，确保没有油后才能使用N2。 (3) 联系调度，做好轻石脑油及凝缩油退出装置的准备工作。 (4) 联系仪表，做好装置有关仪表吹扫及仪表调校的准备。 (5) 通知分析室做好停工过程中相关项目的分析准备工作。 (6) 准备好停工检修期间所需要的材料。 (7) 组织操作人员学习停工及相关方案。 3 装置停工操作步骤

为缩短停工时间，保护催化剂，脱硫系统、转化中低变系统先单独置换，再建立脱硫转化中低变循环，脱硫系统降温与转化催化剂消碳同步进行。 停工原则：1）防止窜压，防止超温超压；

2）保护加氢催化剂、脱硫剂、中变催化剂、吸附剂； 3）转化催化剂消碳；

4）脱硫系统置换、降温、隔离； 5）中变反应器置换、降温、隔离；

6）所需检修的设备管线吹净、放空，达到安全要求

3.1装置降量,切断石脑油

原则：降负荷时，先降原料量，再降配氢量，然后降工艺蒸汽，最后降炉温；

（1）根据渣油用氢量，装置以1.5t/h的速度降低进油量，水碳比控制4.5～5，多余蒸汽并入管网。

当进油量降至1.5t/h，联系调度停送石脑油进装置，按规程停下轻石脑泵P2001，关闭泵出口手阀及FV7103上下游阀，切断脱硫系统进油流程。并做好V2001退油准备。

（2）停石脑油泵后，维持炉F2001和F2002正常操作温度，以干气为原料进行生产，以便对脱硫系统进行赶油，直至停止进料。

注意：1）降量过程中，控制好水碳比及F2001、F2002温度，防止波动过大。

2）装置停进石脑油后，对V2001压力加强监控，防止石脑油气化，造成V2001压力超高。

3）脱硫系统赶油4小时以上。

3.2 切断干气进料，脱硫系统单独泄压置换，转化中低变建立循环 原则： 1）防止加氢催化剂被还原 2）控制好炉温，防止超温

3）防止卸压速度过快，使催化剂粉化 4）转化系统循环与脱硫系统单独置换同步进行 3.2.1调整干气进料

26

根据渣油用氢量，联系调度，逐步将加氢裂化干气、渣油加氢干气及柴油加氢干气切出系统，最后切焦化干气，切出干气过程中，原料加热炉F2001出口温度按340-350℃控制，同时调整转化炉入口配汽量。当干气降止一台压缩机用量时，先将其中一台压缩机（C2001A）切出，用N2置换3次。

3.2.2转化炉大小火嘴切换

当脱附气减少到难以维持转化炉温时,转化炉进行大小火嘴切换，手动关闭FC7201，打开FV7201上下游阀，引瓦斯至转化炉小火嘴前作燃料，将大火嘴切换至小火嘴：

(1) 将FC7502及FC7503投手动操作，将PC7503投自动，给定值为0.03MPa。

(2) 在火嘴切换过程中，根据转化炉燃料气的用量逐步开大FC7201，根据混合燃料气的用量，逐步关小FC7502及FC7503。

(3) 当FC7502及FC7503手动全关后，关闭脱附气至MI2001阀门，脱附气经PV7707放入火炬线。

(4) 投用高压瓦斯后，视炉温变化相应调整火嘴开度。

3.2.3转化中低变系统建立循环

当调度同意停止供氢后，引低变气以C2001A建立转化中低变循环。然后切除所有干气，C2001B停机并用氮气置换3次，然后启动并入转化中低变系统循环。脱硫系统单独泄压置换。

转化中低变循环流程如下：

C2001A/B F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004 E2010（管） V2003 E2003（管） V2004 E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） V2007 C2001A/B

3.2.4.脱硫系统切出及置换

建立转化变换循环以后，将HC7204和上下游阀关闭，改通脱硫系统向火炬系统泄压。 （1）打开循环水，投用E2008，打开PV7401及其上、下游阀，投用V2011。

（2）炉膛温度降至300℃恒温，打开脱硫系统至E2008壳程管线（开工排放线）阀门，脱硫气经V2011罐顶安全阀SV2005副线阀放入火炬。冷凝油经LV7401送回V2001。

(3)当脱硫系统压力降至0.02MPa时，打开加热炉F2001入口高压氮气阀，引氮气充压，当脱硫系统压力升至0.5MPa时，关闭加热炉入口充氮阀，打开SV2005副线阀，脱硫系统泄压至0.02MPa，关闭SV2005副线阀，以升降压方法反复进行置换。当R2002B出口气体采样分析含H2≤1%时停止置换。

注意：脱硫系统泄压时，控制V2011压力≯0.5MPa，严防超压。

3.3 PSA系统切出及置换

原则：1）下游装置不需供氢则停PSA

27

2) 防止卸压速度过快，使吸附剂粉化

3）防止窜压

3.3.1转化中变建立循环，同时切出PSA系统

（1）将KV7302由自动打手动全开，逐步关闭FC7301和PSA入口大阀，转化系统压控由PC7302控制，PC7302投自动，给定值为1.8MPa，气体改放空。关闭工业氢至渣油界区阀、工业氢相关管线界区手阀，停止向外供氢。

（2）PSA系统经过KS7710或塔底放空阀消压后，用N2置换。 3.3.2 PSA系统及相关管线置换操作 原则：1）防止存在死角

2）PSA系统及其相关连的工业氢、脱附气管线一起置换 3）控制降压速度，防止吸附剂粉碎 4）防止低压设备管线超压（如脱附气系统） 3.3.2.1置换范围

吸附塔及其连管线、脱附气罐及其连管线、工业氢线至界区相连管线手阀前、脱附气管线至混合器MI2001

3.3.2.2置换流程

PV7709阀前导淋 至纯氢线 N2 A2001A～J PV7702 界区

脱硫系统氮气自PV7401阀组前 PV7703 KV7710 火炬

KV7707A V2014A.B PV7707副线 火炬

MI2001 PV7503副线 火炬

SV2007副线 火炬

3.3.2.3操作步骤

改通PSA系统置换流程，手动打开KV7701B～KV7706B、KV7701H～KV7706H及KV7706A～J。首先打开PSA两列入口阀，然后从PSA入口引高压氮进行充压。PSA系统充氮至0.2MPa，从PV7703及KV7710消压至0.01MPa。采取升降压的方法反复进行置换。

当PSA系统充氮至0.1MPa时，手动打开KV7707A，脱附气系统充氮至0.1MPa后，关闭KV7707A，分别从PV7707副线阀、PV7503副线阀、SV2007副线阀消压至0.01MPa。采用升压-降压的方式进行置换。使PSA系统及其相关连的工业氢、脱附气管线一起置换。反复操作，直至采样分析可燃气体﹤0.5％为止。 注意：

（1）在PSA置换前及置换过程中，加强对氮气管线介质监控，确保氮气管线无油、无水. （2）置换分析合格后，打开PSA系统及相连管线导淋手阀，确保导淋管线畅通，排净凝液即可关回。

（3）置换合格后，PSA系统保持氮气0.1-0.5MPa，以保护吸护剂。 3.4 转化催化剂水蒸汽消炭

28

原则：1）防止超温

2）转化中低变系统保持大循环量 3）防止升降压速度过快

3.4.1转化中低变充氮置换

改好转化中低变循环流程后，以≯0.2MPa/分钟的速度泄压，当系统压力降至0.6MPa时，在F2002入口充入高压氮对系统进行置换。手动打开KV7302，通过控制PC7302,采用升压、降压的方法进行置换，系统压力在0.6 MPa时停止降压, 系统压力在1.0 MPa时停止升压,系统控制在0.6－1.0MPa，其中升降压速度≯0.2MPa/分钟；当系统循环气采样分析含H2≤1%且CO+CO2≤1%时停止置换。

3.4.2转化系统联脱硫系统

当脱硫系统、转化中变系统采样分析含H2≤1%且转化中变系统采样分析含CO+CO2≤1%时，慢慢打开HV7204及其上下游阀，让脱硫系统与转化系统压力平衡，然后依次将压缩机C2001A/B出口改往脱硫系统，关闭压缩机C2001A/B出口至转化炉的阀门，建立系统大循环，PC7302控制在0.6－1.0 MPa。 流程如下

N2 C2001A/B F2001 R2001 R2002A R2002B F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004 E2010（管） V2003 E2003（管） V2004 E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管）

V2007 C2001A/B

注意: 置换过程控好F2002温度，超温。 3.4.3转化炉水蒸汽消炭

转化炉单独通入水蒸汽运行24个小时以上，以消除系统中的残留油气和积炭。转化炉水蒸汽消炭的条件如下：

 氮气循环量：12000 m/h  水蒸汽量：35t/h  系统压力：0.6－1.2MPa  转化炉入口温度：480～490℃  转化炉出口温度：≯820℃  转化炉管表面温度：≯930℃

转化催化剂水蒸汽消炭时，中变床层最低点温度应控制高于210℃，同时必须将低变反应器入口温控TCA7301A自动控制在200℃以上，热点温度≯230℃。

消炭过程中要及时补充新鲜氮气，降低循环气体中可燃气体含量。循环过程中应注意改通开工加热器E2011的管壳程流程进行置换。

当转化出口尾气CO2浓度下降并稳定在一个低数值时，消炭结束。 3.4.4脱硫降温，切除脱硫系统

F2001出口以20--30℃/h的速度降温，当压缩机出口温度大于R2002B脱硫气出口温度且转

29

3

化入口温度偏低时，逐渐将两台压缩机的出口改至转化炉，改转化中低变循环，将HC7204及上下游阀关闭，切出脱硫系统。

F2001熄火后，立即关闭全部火嘴手阀、PCV7107下游阀及TC7101上游阀。全开烟道挡板、风门、看火窗，让加热炉通风降温。

若脱硫系统反应器热点温度﹥60℃，待转化中低变系统停止循环后，建立脱硫系统循环继续降温。

脱硫系统充氮至0.6－0.8MPa，打开V2011顶部至压缩机的入口阀及压缩机出口至加热炉F2001的阀门，建立脱硫系统循环降温:

C2001 F2001 R2001 R2002A R2002B PV7401 V2011 E2008（壳）

脱硫系统压力控制在0.6MPa，压力不够时可在加热炉入口补入高压氮气。

当加氢反应器R2001、脱硫反应器R2002A/B床层最高点温度<60℃，停压缩机,停止脱硫循环。在R2002出口采样分析，若可燃气体＜0.5%(mol)合格。切出加氢反应器R2001、脱硫反应器R2002A/B，分别充N2至0.5MPa保护。

3.5切除水蒸汽，转化中低变系统循环降温

原则：1）脱硫系统切出后，消碳完毕，停止蒸汽入炉 2）控好中压蒸汽消压速度 3）控制降温降压速度 3.5.1转化中低变系统循环降温

转化催化剂消碳完毕，压缩机维持100%负荷，转化中低变系统继续循环置换降温，转化炉入口温度TIA7234按25～30℃/h的速度降温。循环过程中应注意改通开工加热器E2011的管壳程流程进行置换。

转化系统继续按如下流程循环降温:

C2001A/B F2002 E2001（管） R2003 E2002（管） R2004

E2011（管）

E2010（管） V2003 E2003（管） V2004 E2004（管） V2005 E2006 V2006 E2007（管） E2005（管） V2007 C2001A/B E2011（壳）

3.5.2切除水蒸汽，停止蒸汽并网

当转化炉入口温度降至450℃时，切除入炉水蒸汽。手动关闭FC7203，停止蒸汽入炉。在转化炉停配汽的过程中，控制好中压蒸汽压力，让多余的中压蒸汽并入管网。当中压蒸汽温度TI7606

30

小于420℃后，蒸汽改消音器放空，逐步将调节阀PC7604关闭，然后关闭其上、下游阀，停止中压蒸汽并网。中压蒸汽包以速度0.2～0.3MPa/h的速度泄压至0.5MPa，汽包液位维持在50%。

注意:（1）严防汽包压力波动，防止拉低系统蒸汽压力。 （2）未切蒸汽前，R2003入口不得低于210℃。 3.5.3转化炉熄火

(1) 当转化炉烟道气出口温度TI7208达到200℃时，关闭FC7201及炉前手阀，转化炉熄火，打开看火窗，保持转化炉正常负压，同时，关闭瓦斯总阀。

(2) 当转化炉炉膛温度达到常温，即TI7208≤40℃时，按规程停下鼓风机、引风机。 (3) 当中、低变反应器床层最高点温度﹤60℃且转化中低变系统置换合格后，转化中低变系统停止循环，停压缩机，，切出低变反应器，消压至0.02MPa保压，引无盐水浸泡低变催化剂以便卸出。中变反应器用盲板隔离后用氮气保压0.1－0.5MPa.

(4) 打开V2015顶部放空阀，将蒸汽排净，同时，可停下给水泵P2003A/B，停止汽包给水。 (5) 当渣油加氢停注水时，停下泵P2006A/B，当锅炉水温降至70℃时，视情况放出汽包水。 (6) 循环降温过程中，对各部位气体采样分析，每班分析2次，当可燃气体＜0.5％时为合格，否则继续置换。

3.6其它系统退油、置换 3.6.1原料油系统退油

脱硫系统置换过程中，改通V2011至V2001流程，将V2011存油压至V2001，多余存油用油桶装走。然后联系调度及罐区，改好退油流程，启动P2001把V2001的油退回罐区，泵抽空后停泵。然后改通流程,用无盐水将罐内剩余石脑油压至罐区。当观察到液位计无油位后,打开低点，将系统中的水排入含油污水系统。

3.6.2火炬系统退油

装置停工以后，联系调度，改好流程，将V2030凝缩油用氮气压往四蒸馏。如果氮气压力不够，可改通高压氮窜低压氮的流程，用高压氮气压油。然后打开低点，将系统中的残油排入含油污水系统。

注意：高压氮改至低压氮时，严防超压。 3.6.3加氢干气系统置换 3.6.3.1置换流程

各路干气

N2 压缩机联箱 V2002 PV7406 火炬 3.6.3.2操作步骤

关闭加氢裂化干气、渣油加氢干气及柴油加氢干气进装置界区阀。改通置换流程，首先通过开工系统将脱硫系统的置换气体引入加氢干气系统进行初次置换，然后在压缩机入口联箱引入低压氮进行彻底置换。系统充氮升压至0.3MPa后经PV7406消压至0.01MPa，采用升压-降压的方式进置换3次。置换过程中，要注意打开采样线进行置换放空。

3.6.4瓦斯系统消压置换操作 3.6.4.1置换流程

SV2008副线 火炬 FV7502 FV7201 F2002火嘴

31

N2 FT2002B TV7101 V2025 PV7502 界区

3.6.4.2操作步骤

待F2001、F2002熄火后，关闭瓦斯进装置界区手阀，打开SV2008副线阀和瓦斯罐液体放空阀，泄掉瓦斯系统压力，然后改通瓦斯系统置换流程，在界区引氮气对系统进行置换，采用升压-降压的方式进行置换3次。

3.7装置吹扫

转化中低变系统、PSA系统用氮气置换分析合格即可，其中中变和PSA十个吸附塔用盲板隔离；脱硫系统（除F2001辐射段吹扫外）用氮气置分析合格用盲板附隔离；其余用蒸汽吹扫。

2）防止产生负压 3）防止水击

4）防止错吹、防止互窜、防止漏吹存死角要吹干放净 5）防火防爆、防蒸汽伤人 6）要吹得净，放得空

原则：1）防止超压

32

3.7.1原料油系统停工蒸汽吹扫方案1.0Mpa蒸汽1.0Mpa蒸汽盲9盲71无盐水石脑油盲45 放空采样口放空火炬V2001盲73P2001C盲72火炬LV7101 给汽盲43P2001A阀5阀20盲74阀6E2008（接开工系统）火炬盲10PV7106V2025盲18地漏 盲111 盲40 火炬P2001D盲112释放气FV7103盲75压缩机出口来蒸汽KV7101放空退油线P2001B盲41火炬放空C2001A/B来 循环氢盲26FV7102（1）盲40、盲41、盲43、盲45.盲112由盲板改为通板，盲18加开口盲板，盲74吹扫时拆开。（2）联系仪表停掉FT7105、FT7103、LT7101，打开现场一次仪表的放空阀进行吹扫。（3）改通原料油系统吹扫流程，从界区、P2001A、B的进出口、LV7101前引入1.0MPa蒸汽进行吹扫。 (4)拆下原料油系统所有的安全阀、压力表，稍开手阀进行吹扫。打开FV7103所有阀门吹扫。 (5)吹扫过程中，应注意先吹V2001，再打开其它导淋进行吹扫。 (6)打开V2001液位计引线、拆开沉筒引线进行吹扫。给汽人 (7)吹扫过程中，打开阀5、阀6、阀20进行吹扫。同时，阀6保持全开，让蒸汽吹往开工系统。停汽人 (8)打开流程上所有的排凝阀和采样阀进行吹扫。检测人 (9)连续吹扫24小时以上至原料油低点无油汽排出并可燃气体检测合格则吹扫结束。时间时间时间/结果

3.7.2 开工系统停工蒸汽吹扫方案 安全阀吹至火炬 脱硫系统 （原料油系统） 蒸汽自P2001A/B出口来阀7阀6PV7401PV7402V2025放空E2008（壳）低变开工线PSA返回氢压缩机入口联箱（连干气系统） V2011V2001LV7401放空(1)低变开工线、工业氢返回线手阀关死。(2)联系仪表停掉PT7401、PT7402、LT7401，打开现场一次表的放空阀进行吹扫。给汽人(3)关闭阀7，打开阀6，让开工系统与原料油系统一起进行吹扫。停汽人(4)打开V2011液位计上下引线阀及排水阀进行吹扫。检测人(5)拆下开工系统所有的压力表，微开手阀进行吹扫。(6)打开V2011顶部放空阀及底部放空阀，打开开工系统管线上所有的低点放空阀进行吹扫。(7)连续吹扫24小时以上至开工系统管线至无臭味、无凝油排出并可燃气体检测合格则吹扫结束。时间时间时间/结果

1

3.7.3干气、压缩机系统停工蒸汽吹扫方案瓦斯系统火炬系统PV7406火炬系统（给汽点） V2007SV2004N2盲7渣油干气V2002盲27放空柴油干气盲102 盲104 盲106C2001A一级 E2012A(壳）盲103 盲105盲107C2001B一级 E2012B（壳）C2001A二级C2001B二级盲19加裂干气加氢干气采样线放空1.0MPa蒸汽C2001A/B入口盲15系统氢压缩机入口联箱 （给汽点）V2011来 (1)在C2001A.B一.二级入口缓冲罐入口法兰加开口盲板。C2001A.B级间冷却器壳程加开口盲板。(2)联系仪表停掉PT7406、FT7401、FT7402、FT7403、FT7404、FI7405、FT7406，打开现场一次表的放空阀进行吹扫。(3)在压缩机入口联箱处引1.0MPa蒸汽进行吹扫。(4)在PV7406阀前导淋、C2001A/B入口阀前导淋分别接DN20的软管，引蒸汽进行吹扫。(5)打开干气系统管线上所有的低点放空阀和采样阀进行吹扫。(6)拆下干气系统所有的压力表，微开手阀进行吹扫。(7)打开V2002与火炬线相连的阀门，让蒸汽吹至火炬。给汽人停汽人检测人时间时间时间/结果(8)连续吹扫24小时后，若干气系统管线至无臭味排出，并可燃气体检测合格，则吹扫工作结束。

2

3.7.4压缩机至脱硫.转化线吹扫方案 给汽点E2009（壳）盲48V2002入口安全阀副线放空放空V2002入口PV7403KV7101 火炬 安全阀副线盲76 R2001 盲33盲75盲42F2001 盲108C2001A出 盲109C2001B出此处拆开 火炬V2002入口盲30 R2002此处拆开柴油加氢循环气 盲68 F2002放空安全阀副线放空(1)C2001A.B二级出口缓冲罐出口法兰加开口盲板。(2)F2001单独吹扫,从KV7101阀后给汽,在R2001入口高温放空安全阀副线往火炬放(3)机出口由FV7103连通吹扫(4)打开系统管线上所有的低点放空阀和采样阀进行吹扫。(5)拆下干气系统所有的压力表，微开手阀进行吹扫。(6)连续吹扫24小时后，若干气系统管线至无臭味排出，并可燃气体检测合格，则吹扫工作结束。给汽人停汽人检测人时间时间时间/结果

3

3.7.5燃料气系统停工蒸汽吹扫（连脱附气系统）至MI2001放空线 （连脱附气系统）FT2003A/B出口盲66工业氢（分析房东）FV7502渣油释放气盲24PV7106来拆开此处法兰SV2008FV7201KV7201FT2004A至F2002（放空）FT2004B给汽 给汽燃料气外来PV7502KV7102TV7101FT2002A至F2001（放空）V2025盲49火炬FT2002B盲5F2001长明灯阀10PV7402放空PV7406来瓦斯采样口V2011(1)盲24、盲49、盲66由盲板改为通板。(2)联系仪表停掉FT7501、FT7104、FT7502、FT7201、FT7203、PT7203、PT7502，打开所有一次仪表的放空阀进行吹扫。(3)从界区及V2025顶部引入1.0MPa蒸汽，打开流程上所有的导淋阀、采样阀、转化炉顶瓦斯放空阀进行吹扫，。(4)拆下燃料气系统所有的压力表，稍开手阀进行吹扫。(5)打开V2025液位计的上下引线阀及排水阀，打开V2025底部放空阀及阀10进行吹扫。(6)打开SV2008的副线阀与火炬线一起吹扫；打开FV7502、盲45前后手阀，让燃料气系统与脱附气系统一起吹扫。(7)连续吹扫24小时后若瓦斯管线至无臭味排出，并可燃气体检测合格，则吹扫工作结束。给汽人时间停汽人时间检测人时间/结果

4

3.7.6脱附气系统停工蒸汽吹扫方案火炬1.0MPa蒸汽火炬PV7503PV7501（连瓦斯系统）FT2004A/B出口盲50 KV7202盲66至F2002V2007 阀21A系列B系列阀22FV7503SV2007V2014AV2014BPV7707MI2001蒸汽自FV7502来（连瓦斯系统）FT2003AFT2003B火炬(1)盲50、盲66改通板，阀21.22关闭。(2)联系仪表停掉PT7707、PT7501、PT7503、FT7503、PT7204，打开所有一次仪表的放空阀进行吹扫。(3)从FV7502、FV7201阻火器后吹扫蒸汽管引入1.0MPa蒸汽，打开脱附气管线所有的低点导淋阀、采样阀以及转化炉顶脱附气放空阀进行吹扫。(4)拆开脱附气系统所有的压力表，稍开手阀进行吹扫。(5)打开脱附气系统与火炬系统的连通阀进行吹扫。(6)连续吹扫24小时后若脱附气系统管线至无臭味排出，并可燃气体检测合格，则吹扫结束。给汽人时间停汽人时间检测人时间/结果

5

3.7.7 火炬系统停工蒸汽吹扫方案（一）盲513.7.8火炬系统停工蒸汽吹扫（二） 蒸汽从火炬总管来 1.0MPa蒸汽 盲521.0MPa蒸汽工业氢蒸汽自燃料气系统来PV7503盲53V2014A入口安全阀蒸汽盲53 PSAA系列塔顶安全阀PV7703工业氢采样放空1.0MPa蒸汽蒸汽去PSA系统（见另一页）PV7707蒸汽自V2025安全阀副线来阀20分析间放空线 松开此法兰V2007安全阀副线V2025底排阀10蒸汽自脱附气系统来转化炉入口排油线仪表用引线此处拆开吸附塔底来拆开塔顶安全阀副线阀阀后法兰阀4SV2007副线（蒸汽自脱附气系统来）阀14P2001A/B出口阀15释放气采样线 放空阀16加氢干气采样线放空V2007PV7302PV7406来阀17 R2003/R2004采样器放空阀18放空阀12阀13R2002阀11阀8V2010阀9地漏(1)盲51、盲52、盲53、盲54由盲板改为通板，在此处引1.0MPa蒸汽吹扫。(2)从V2025安全阀副线、PV7503两处引燃料气与脱附气系统来的蒸汽与火炬线一起进行吹扫。(3)拆开火炬系统所有的压力表，打开手阀进行吹扫。(4)打开阀4、阀10、阀11、阀12、阀14、阀15、阀16、阀17、阀18，关闭阀20，让蒸汽吹扫。(5)打开所有的低点排凝阀和各采样阀进行吹扫。(6)打开阀8、关闭阀9、阀13、阀19，让蒸汽吹扫V2030、V2009至低点放空。盲541.0MPa蒸汽V2030V2009阀19盲23出装置地漏放空脱硫气采样器PV7106来V2014B入口安全阀吸附塔底来PSAF系列塔顶安全阀 拆开塔顶安全阀副线阀阀后法兰V2013A液控阀V2013A安全阀副线V2002C2001B安全阀副线放空干气系统来蒸汽（见另一页）盲22界区C2001A放空C2001A二级V2013BV2013BC2001B二级出口安全阀副线出口安全阀安全阀副线液控阀V2009(7)吹扫前应拆开两列PSA放空阀阀后法兰。(8)联系仪表停掉ARSA7701、ARSA7702在线分析表，并切断回路。(9)拆开脱附气缓冲罐入口安全阀及副线阀法兰,以避免蒸汽进入PSA系统。(10)压缩机系统来的管线均按流程方向吹扫至火炬线。(11)吹扫前应拆开各吸附塔塔顶安全阀副线阀阀后法兰，以避免蒸汽进入吸附塔内。(12)连续吹扫24小时以上至管线无臭味排出，并可燃气体检测合格，则吹扫结束。给汽人停汽人检测人给汽人停汽人检测人时间时间时间/结果时间时间时间/结果

6

4注意事项

（1）高压临氢系统要分段引氮气吹扫；非临氢系统分段引蒸汽吹扫。 （2）吹扫之前联系有关单位对不能吹扫仪表进行处理。

（3）低压系统用蒸气吹扫时，要注意与高压临氢系统隔开，严防蒸汽窜入高压临氢管线经及泵冷却器等不能进入蒸汽的地方。

（4）总集合管从管头往管端吹扫，各支管可从主管给汽吹扫。

管线上所用的放空口、火炬线、低点排凝点、末端盲肠等处，均要打开排放，放空口应选择在管线末端或设备的最低点，尽可能使放空口向下或水平。

（5）吹扫前应先排净存水，打开低点放空再引汽，以免造成水击，如果发生水击则关闭蒸汽并加强排净存水，检查流程是否畅通，然后缓慢打开蒸汽，待流程畅通后开大蒸汽吹扫。

（6）吹扫蒸汽要集中使用，防止全面开汽造成汽量不足吹扫不干净。

（7）冷换设备及泵体应在管线吹扫干净后才能引蒸汽贯通且不宜行时间引入蒸汽，向容器内引蒸汽。

（8）吹扫时，应打开高点放空，低点排凝有专人监视压力，防止超压。

（9）加强同有关单位、岗位的联系，在班长的统一指挥下，统筹安排，防止蒸汽乱窜，乱跑，防止重复吹扫，吹扫完毕在吹扫确认表上签字。

（10）加强安全检查，放空口要设置在安全的地方或有专人监视，与吹扫无关的部位要关闭有关闭门或用盲板隔离。

（11）在吹扫期间，严禁携带不防爆通讯工具进入现场使用，寻呼机、移动电话、非防爆摄影器材等进入现场前必须关闭。

（12）吹扫时连通一次表的引压线、现场液位计一起吹扫，禁止用压缩风吹扫有油气的管线和设备，防止爆炸着火。

（13）设备、管线吹扫和置换必须按吹扫方案流程进行，要明确吹扫程序、时间和负责人，并做好记录，以防错吹、漏吹。

（14）吹扫时要改好流程，被吹设备要顶上排汽、底下排凝，做到不憋压、不留死角。

（15）吹扫换热器管程时，壳程的导淋必须打开，反之，吹扫管程时，壳程的导淋必须打开。 （16）释放过热蒸汽时应将释放区域隔开，以免灼热蒸汽伤人。

（17）设备、管线吹扫完毕，界区各进出线要加盲板，并做好盲板记录、编号和挂牌工作，以防漏加错加或再开工时漏拆而造成事故。

（18）装置吹扫完毕后，对有油气的下水道等要进行水冲洗干净并封死井盖，防止着火。

（19） 在置换操作过程中，为安全起见，放空气体应排向火炬管线。

（20） 在置换操作过程中，必须确认进出装置原料油及可燃气体管线界区阀处于关闭状态。 （21） 在置换操作过程中，应对系统置换2～3次以后再打开各低点导淋进行吹扫。 （22） 在置换操作过程中，在低点排油时应注意用消防蒸汽进行掩护。 （23） 在置换操作过程中，注意排掉低变反应器进出口管线的冷凝水。 （24） 装置各油气管线置换吹扫干净以后，应马上在界区阀内侧加好盲板。 （25） 在检修过程中，反应器R2001、R2002A/B、R2003保持微正压。 （26） 装置内动火期间，要注意做好安全防范工作。

（27） 对于装置停工过程中的每个步骤，必须按要求进行确认，并填写好确认表。 （28） R2003用N2保压，充氮过程如出现温升，马上停止充氮并卸压，保持微正压，防止R2003

超温。

（29） 停工前应按规定填报大修临时排污申请表上交安全环保处审批。

（30） 开停工过程中，系统的工艺气体及氮气置换后的混合气体不得就地排放，应排向火炬

7

管线。

（31） 塔、罐等设备容器存油尽可能按正常流程回收，残存油排往污网。

（32） 机泵等设备的机体的废润滑油，不能排往含油污水系统和明沟，要用桶装回收利用或

倒进污油罐。

（33） 停机用氮气置换后的混合气，只能排向火炬管，不准就地或者往大气排放。

（34） 岗位人员在开停工过程中发现油气泄露，要及时报告车间和有关部门，并采取果断措

施堵漏。

（35） 装置卸出的催化剂废渣，应按规定进行处理。

（36）置管线吹扫后的含油污水应排往含油污水管道，不准排往明沟。 （37）开工在容器操作排水时，注意人在现场，防止油跑漏。 8