制氢车间工作计划(通用14篇)

1、 做好转化炉催化剂的跟踪分析，优化操作，保持转化炉的最佳运行状态。

2、 做好做好冬季防冻防凝、夏季四防工作。

3、 对转化炉的热效率继2016年的调整方向，继续加大管理力度，努力控制氧含量等工艺指标，使加热炉的热效率大于90％。

4、 做好2016年膜分离投用后装置的停工、长期备用工作，并且做好可能要储氢开工的前期工作，以及在储氢开工中，氢气储备使用的合理性，各开工环节紧凑性，保证储氢开工成功。

5、 监控工艺凝结水以及除氧槽除盐水质量，在冷换区负荷允许的情况下，尽可能大的回用，减少整个公司凝结水负荷，以及减少新鲜除盐水使用量。

6、 尽可能加大福佳大化氢气、连续重整氢气使用量，降低本装置负荷，降低全厂的生产成本

7、 做好R2102A换剂工作。

8、 跟踪好装置技改技措项目，消除装置当前存在问题和隐患。

9、 做好重整氢PSA单元的稳定运行。

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1、E2013II段模块超温问题

在装置开工产蒸汽初期及停工末期，由于蒸汽产量小，不足以带走此部分热量，导致换热模块及模块出口温度超出设计温度385℃。若每次开停工状态均处于超温，长期将导致设备材质球墨化，强度下降，甚至产生破裂，严重影响装置安全平稳运行。每次停工期间对该模块进行材质检验，跟踪材质变化情况，并择机对该换热模块进行材质升级。

2、E2107换热负荷过小问题

由于E2107实际换热面积偏小，生产中出现换热量不足情况，直接导致加氢脱硫温度偏低以及后部冷换区负荷过大。间接导致换热后除盐水温度、除氧槽温度偏高，除氧水挥发量增大，凝结水无法大量回用，造成白白浪费；夏季空冷故障停机后，无有效手段可控制中变气温度，易触发联锁导致PSA停车。建议掺炼LNG后对E2107进行评价、核算，择机更换一台换热面积更大的换热器，从根源上解决装置热平衡问题。

3、预转化催化剂超寿命运行问题

预转化催化剂设计寿命3年，自2006年首次开工到现在已累积运行2155天，属于超寿命运行。但实际较好地原料性质、较高的水碳比有利于减少催化剂的积碳以及延长运行周期。目前，预转化反应器入口温度维持在370～390℃，平均出口温度在450～480℃，出口预转化气中甲烷含量稳定，无C2以上组分，说明预转化催化剂运行正常，达到设计指标要求。但今后仍需对该催化剂的性能及寿命进行持续跟踪和评价，提前进行催化剂订货，择机进行更换。

5、装置夏季大负荷问题

受制于E2107实际换热量较小以及冷换区设计余量较小，夏季大负荷工况下空冷及水冷器全开条件下，PSA进料温度仍可达到40℃。若该工况下空冷出现问题，必然触发PSA进料温度高高联锁，导致PSA停工，全厂氢气中断。2015年大检修时对空冷管束翅片进行了化学清洗，清洗效果较好，开工后冷却能力有一定幅度提升。

1、原料改为LNG（已完成、投用）

制氢根据公司的整体安排，9月28日制氢原料开始掺炼改为LNG。掺炼天然气后，预转床层温度下降十分明显，在适当降低预转化水碳比后床层温度仍下降了约20℃。其中B点床层温度下降最大（约26℃），表明A点到B点之间反应较为集中，天然气中的部分CH4进行蒸汽转化反应，对应此时床层最高温度点到达了455℃，转化炉入口温度为595℃。

由于本次掺炼天然气要求在低负荷下完成，为防止炉管偏流，操作水碳比一直在以上。若提高装置负荷后，可以适当降低水碳比，预转化床层温度及转化炉入口温度会有所好转。由于进料量表无显示，无法准确得知天然气进料量，估算在2000Nm3/h左右，若进一步提高天然气掺炼量，预转化床层温度将会是最大制约瓶颈。

由于天然气单位产氢能力最大，产同等量氢气所需进料量较小，在掺炼天然气后E2107原料侧换热后温度基本保持不变，因此加氢脱硫床层温度未受明显影响。

在停止液相进料后，E2107原料进料温度上涨明显，由原来50℃上涨到73-85℃之间。这是由于液相进料与压缩机出口高温气体混合时会气化，受气化潜热影响会大幅降低E2107入口温度。

天然气掺炼后，由于进料组成中CH4含大幅增加，预转化反应的化学平衡发生了变化，最终表现为出口组成发生变化。由以下数据图表可知，掺炼后预转化气甲烷含量有所上涨，平均涨幅约5%；CO2含量有所下降，氢气含量基本持平。

由于天然气掺炼量偏小、装置负荷偏小，整个转化炉热量变化、换热模块热量分布未出现明显变化。在今后加大天然气掺炼量后继续进行观察。

2、转化反应器出入口及副线增加气动执行机构（已完成、投用）

项目于2015年5月全厂大检修期间施工，6月随着装置恢复开工投用。投用后极大缩短事故状态及开停工时，预转反应器切除、投用的速度，避免了预转化催化剂的失活，减小了外操劳动强度。

3、制氢氢气精制改造项目（已完成、投用）

项目前期依托“十二五”项目团队，确保项目工艺包设计与基础设计等前期工作的有序推进，为项目建设打好坚实基础。2013年6月与xxxx、xxxx、xxxx开展技术交流。2013年7月对三家厂商技术的使用情况进行了考察，xxxx、xxxx的产品在运行平稳性和安全性方面存在一定问题，并且占地面积过大无法满足现场实际的要求，最终经总经理办公会讨论决定采用xxxx技术。2013年8月向中石化洛阳设计院提出项目设计委托。2013年9月、11月分别举行了三方参加的项目开工会和设计审查会，加强专利商与设计院设计人员的沟通和协调，使得整个工艺包设计工作进展比较顺利，并对设计基础、设计界面等问题达成共识。

2014年1月7日公司成立制氢氢气精制改造项目实施工作组，以全面协调、管理项目详细设计和施工建设阶段的工作。由于项目工程量较小且启动较晚，并综合考虑工期等因素，项目直接进行详细设计。

xxxx公司的设计文件通过其专业文档平台进行发放并通过邮件提前告知设计院。设计前期阶段，部分xxxx的基础文件无法满足洛阳院的设计要求。项目组通过xxxx公司中方代表多次与xxxx总部进行电话沟通，协调设计文件滞后问题。

由于洛阳设计院负责本项目的各专业人员相对经验不足，项目进入安装、配管阶段后，设计图纸与现场施工出现了较多不匹配的问题，并且设计进度相对滞后。而出现的问题又多集中在设计院与xxxx、设计院与压缩机厂家之间的交叉界面处，如阀架接口处有2条线与Linde的管径不一致，原料线走向设计错误；xxxx散件供货阀门、流量孔板、PI未设计安装位置；2个采样器（SA302、SA303）未设计安装；压缩机仪表电缆未开料单；压缩机相关的仪表信号，设计院图纸与厂家图纸无法对应。由于设计院无法完成电伴热部分的设计，为保证整个项目进度，交由电伴热厂家完成现场设计，再由设计院确认。

鉴于设计过程中出现的问题，项目组与设计院积极协调沟通并多次到洛阳院催图、督促进度、协调问题，公司主管领导也多次到设计院与负责人进行协调沟通，最终按时完成设计工作，满足了施工需要。

加氢处理装置用高压阀门制造

6”1500LB

技术规范

河南黑马实业有限公司

日期: 二O一四年六月

一，操作条件 操作压力：25Mpa 操作温度：小于 200。C 介

质：氢气，氢气 + 硫化氢 二，阀门类型及规格 闸阀 6”1500LB 三，材料

ASTM A352 F347 四, 主要规范和标准

1)ASTM F347 《 管道构件用碳钢锻件》

2)ASTM A182 《 高温用锻制或轧制合金钢管道法兰及锻造管配件、阀门及零件》

3)ＡNSI 《 钢铁阀门法兰面---法兰面和端部——端部尺寸》

4)ANSI 《 管法兰金属垫—金属垫、缠绕垫和包覆垫》 5)ANSI 《对焊端部》

6)ANSI 《法兰阀、螺纹阀和焊接阀》

7)ASTM A351

《承压元件用奥氏体、奥氏体—铁素体（双相）铸件》

8)MSS-SP-25

《阀门、管件、法兰和活接头的标准标记系统》 9)ASME

第Ⅷ卷一分册 10)API 598

《阀门的检验和试验》

2 11)API 600

《法兰和对焊端的钢制阀门》 五，结构要求

1）阀门结构长度（对焊面至对焊面）的尺寸原则上应符合ANSI 所包括的范围.向客户提供尺寸装配图。

2）焊阀门的端部连接应符合ANSI 标准。对焊端部的壁厚公差为-7%~。

3）焊阀门的端部壁厚号与管道壁厚号一致，端部加工应符合ANSI 的要求。

阀门的闸板应采用与阀体相同的材质，闸板的形式为弹性楔式闸板，在闸板的密封面应堆焊STL 合金，对焊层厚度应不小于3㎜。密封面堆焊按堆焊工艺，堆焊后必须消除焊接应力，其硬度为HRC 38~44。

5)阀门的阀座的材料必须与阀体材料相一致，采用焊接式阀座，要求阀座有一定的厚度和宽度，以减少加工过程的变形。阀座的密封

面堆焊STL合金，对焊层厚度应不小于3㎜。密封面堆焊按堆焊工艺，堆焊后必须消除焊接应力，其硬度为HRC 38~44。6)

阀门的中法兰采用压力密封阀盖结构，压力自密封环为F347 材料，盖板、四合环、填料箱等均采用双相不锈钢材质。

7)阀门的操作方式为伞齿轮传动，选用的型号为Ⅱ型。（详见伞齿轮机构选用数据表）

8)阀杆螺母和支架之间设置推力装置。

9)阀杆材料选用17-4PH（双相不锈钢）热处理后HRC40 以上。

3 11)阀板的导向槽与阀体的导向筋尺寸精度应保证达到加工后之间间隙配合不大于2mm。

12）阀杆密封应可以可注入式盘根，以便在系统不停车的状态下调整盘根压力，以防泄漏。阀杆填料应能承受450。C条件下“氢气+烃类+硫化氢”的长期作用而不生效，即保证填料处在泄漏不超过的条件下使用寿命不低于三年。一般情况下在装填时应进行预压缩。阀杆填料中的氯离子应不大于50PPm。13）阀门中的承压零部件均应有一套强度分析计算书，并备案供用户审查确认。

14）进行阀门承压零部件强度设计时，可以采取数学分析法，也可以采用有限元应力分析法。最好二者均采用并进行对比。应力集中区域采用有限元应力分析。在校核计算时，材料的许用应力应按ASME 选取,并考虑适当的腐蚀余量（）。15）设计温度取常温，设计压力取常温对应的最大许用压力。阀体壁厚和阀杆直径原则上不小于API600 B型的要求。

16）关键零部件的机加工应采用数控机床加工。所有的的零件应跟踪记录，实行一件一卡的质量文件。

17）阀门的外供标准件的供应商应取得API生产许可证，并取得API598和ISO9001质量认证。质量控制按API和ISO9001标准进行。18）螺栓、螺母

螺栓、螺母材料为B8/8，制造厂应向我方提供一切合理和必要

4 方便，以使我方确信所生产和提供的材料是符合ASTM A194标准，制造厂在厂内应做全部的试验和检验，交货时应提交材料的化学成分和机械性能报告及产品合格证。检验员按图纸要求和标准进行复检。所有的螺栓、螺母应带有制造厂的识别标记和牌号。六，材料应符合ASTM的材料标准之外，尚应满足下列各条检验时应确认

1）原材料应采用电炉加AOD或更好冶炼方法冶炼。硫、磷等有害杂质元素的含量应分别小于以下，主要合金元素的含量：应接近标准规定的平均值，其变化范围一般不超过标准范围的50%。

2）奥氏体不锈钢锻件及零件，应进行固融化和稳定化热处理。每批锻件（指同批号，同材质，同规格，同炉号，同热处理条件）要做化学成分和机械性能试验。试验结果应符合ASTM标准要求。每批锻件要检验金相结构和浸蚀试验，试验按ASTM E381标准进行。结果应符合下列要求：

3）奥氏体不锈钢晶粒度应不低于ASTM E112标准中的5级。

（1）无枝晶和柱壮组织。

（2）非金属夹带物应不低于ASTM E45标准：

硫化物

不允许有尺寸大于E45标准中的级的偏析和带状不均匀组织不允许有条状夹渣和裂缝的存在。

如果试件中有不符合上述要求的缺陷（那怕仅有一项），应加倍抽检数量，若仍有不合格项，应考虑改变冶炼工艺和锻造工艺，直到合格为止。

5 18）锻件表面应逐件检查，对深度不影响壁厚的结疤、发裂、夹渣和机械碰伤允许清除。清除后剩余壁厚小于规定值，则该锻件应予报废。对于深度不大于的非密集型微裂纹，允许研磨清除，但此时应分析微裂纹产生的原因，并通过改善制造工艺、热处理工艺等以避免微裂纹的再次发生，同时加强该锻件的内部探伤。若微裂纹大于,该锻件应予报废。19）在进行锻造工艺评定时，应进行100%的UT、MT/PT检测。其中UT应根据ASTM A388标准进行。结果应符合下列要求： a)单个圆型缺陷应小于￠4mm当量直径（对阀杆和螺栓是2mm）。b)无密集缺陷。

MT和PT应分别根据ASTM A275标准和ASTM E165（B法）标准进行，结果应符合下列要求： a)不允许有任何微裂纹和白点。b)线性缺陷的尺寸应不大于2mm。c)单个园形缺陷的尺寸应小于4mm。

d)密集缺陷（指尺寸小于 mm的集中缺陷）累积长度在任何100×100 mm的面积中不大于2 mm。

e)即时在进行锻造工艺评定时，上述要求被100%满足，但是在订货合同中仍需按上述要求进行100%检查。七，化学成分分析检查和机械性能试验检查

1）锻钢毛坯阀体经机械加工达到成型毛尺寸后，按ASTM A388

6 进行100%的超声波检查，检查结果符合ANSI 附录 和 要求。其他的承压零部件锻钢材料也须进行100%的超声波检查，检查标准同上。

2)所有的密封面密封面堆焊按堆焊工艺，堆焊后必须消除焊接应力,其硬度为HRC 38~44 3）所有的密封面必须作渗透探伤检验堆焊层表面不允许有裂缝、砂眼、夹渣、气孔等缺陷。

4)阀门的所有焊缝要求X 射线探伤。焊缝评定按

GB3323--87 钢熔化焊对接射线照相和质量分级。经评级、超级的部位缺陷可采用补焊办法，首先应剔除缺陷，按规定进行焊补，然后进行打磨，修补后的焊缝重新进行射线照相，直至达到规定级别标准，修补过的部位，应在探伤报告中注明。

5)所有的材料须进行化学成分分析，以满足 A347材料规范的要求。

6)所有的材料须进行机械性能试验，以满足 A347材料规范的要求。八，检验

对总装的所有零部件目视复验，其内容有： 1）闸板有无焊珠、锈蚀、缺陷、杂质等。

2)垫片、螺丝、螺母、材料是否符合要求。

3)阀门内腔(体、盖)、闸板的表面加工是否光滑。4）闸板在内腔是否有卡阻或脱落可能。5）阀杆与闸板连接是否灵活。6）组装的上体是否符合要求。

7）装配的主体字牌、编号是否符合 MSS-SP-25的要求。8）主体的加工是否符合要求。

9）焊接坡口的尺寸应符合ASME 标准。

7 10）阀门产品总装合格后，必须按泵水工艺进行出厂前压力性能试验，检验标准为API598。（阀门试验用水，水中的氯离子含量不得超过25ppm）顺序如下

A)上密封试验检查，具有上密封结构的阀门应进行此项试验。a)闸板应开启至最高位置，阀杆到密封与阀盖密封面吻合呈倒 状态。

b)拧松填料压盖螺母，使压盖呈松动状态，c)通径一端进压、另一端用盲板封堵。

d)按产品规格注入规定的试验压力(),参照表1规定。e)自到达规定压力后开始，持续时间按表2规定。f)观察填料孔上方在规定持续时间内不得有泄漏现象。B）强度试验检查

a)拧紧填料压盖螺母至足以维持试验压力，但不妨碍阀杆自由升降。

b)在闸板半开启的情况下进压，注入按产品规定的试验压力

()参照表1规定。c)强度试压持续时间按表2规定。

d)应检验：阀体、阀盖(包括填料箱部分)和中法兰垫片部分有无泄漏现象(明显的可见水滴和外表润潮湿现象)。C）密封试验检查。

a)强度试验以后，压力下降至产品规格规定的压力()规定。b)在中腔保持压力的条件下，关闭闸板密封。通径一端仍保持规定压力的推力。

c)拆掉另一端盲板，检查敞开端闸板密封面与密封圈(用干布擦干内腔)。

d)密封试压持续时间按在规定时间内不得有泄漏现象。

f)一端试验合格后，调头从合格端引入压力(也可以在中腔保压的情况下)，检查另一端，方法按上述试验要求进行检查，(上述有关试验项目，在保证质量前提下，允许工序前后作适当调整)。上

8 述试验合格后，检查阀体内腔试验介质是否排除？通径与内腔是否擦净？

D)低压气密封试验检查。

上例试验与工序检验合格后，方可进行气泵试验。

a)在闸板开启的情况下，一端用盲板堵塞，另一端注入产品规格规定的试验压力(试验压力：)。b)在中腔保持压力的条件下，关闭闸板密封。

c)拆除堵塞盲板。通径向上(另一端仍保持压力)，注入水。d)气密封持续时间按规定。

e)检查密封面与阀座圈有无气泡泄漏，在规定时间内不得有气泡漏。f)调头，按上述方法检查另一端密封面与密封圈。

g)试验完毕后，应检查二通径的水是否擦干？中腔的气体是否放掉？

h)中法兰螺栓在试压完成后重新扳一遍，防止松动。E)高压气体试验

上述试验全部合格，阀门放置24小时后，清除阀体内的水，将阀门放入有安全防护隔离装置的区域，接入氮气作为试验介质，接入气体泄漏检测装置（检测管道在真空状态下进行气体质谱仪分析检测）按上述试验方法，进行高压气体试验，再次检查阀门性能，高压气体试验数据为API598标准的公称压力规定值。九，脱脂、清洁和包装

脱脂、清洁过程按表的程序进行。

采用结实的木箱包装并在木箱内放置隔离木挡以固定阀门，防止在运输路途阀门互相碰撞，造成机械损伤。在木箱的四周内放防雨油纸，使阀门不易受潮和大气腐蚀。奥氏体不锈钢阀门在运输过程中应避免氯离子的侵害。

9 十，质量保证书的提供

在完工交货的同时，我公司质量保证部提供相应的质保文件，内容包括包含阀门材料的化学成分分析和机械性能试验的结果，按照美国石油学会API598试验标准阀门性能检测的合格证书。提供要求射线探伤阀门的检测报告、渗透探伤报告和磁粉探伤报告。随同阀门装箱的合格证。

技术部：赵建华

加氢装置开车工作总结

按照公司油化工开车计划安排，加氢预处理车间加氢装置和污水汽提装置于9月4日投料开车，在公司各级领导的科学指导下，在车间精心组织下，在全体员工共同努力下，到目前以运行半个月，实现本次开车一次成功和安全零事故目标。通过这次开车，不但提升了公司的盈利能力，使油化工有望成为集团公司新的经济增长亮点，而且使员工，对装置的认识理解有了质的飞跃，实践操作能力了有效的提高，对操作中如何准确的判断存在的问题，及时的处理，积累了大量的操作经验。但是装置运行还存在着不少的差距，也暴露了许多的不足之处。针对此次开工，结合实际，进行总结，对进一步积累经验，优化操作，力争实现效益最大化都具有重要作用。现将开车以来装置运行情况总结如下：

1、装置运行的基本情况：

加氢装置自9月4日引氢、引油投料，9月5日23：23分产出合格柴油，截止9月18日共处理原料油17004吨，产精制柴油12858吨，精制石脑油2762吨，轻污油吨，装置液体收率；各类消耗：新鲜水吨，单耗吨/吨，蒸汽吨，单耗吨/吨，电耗726085KWh，单耗吨，燃料气247834NM3,单耗吨，氢气1799926NM3.单耗 NM3/吨。可分为三个阶段，其中9月4日到9月6日为装置开车阶段，顺利开车并生产出合格产品；9月8日至9月10日因原料油、燃料供应不足装置装置轻负荷运行，并于9月8日改循环，9月9日6：00停车，17：10分馏短循环，19：40加热炉点火，23：00系统改不合格线。9月10日以后装置生产逐步转入正常，装置最高日处理量2118吨，最高小时处理量90吨，分别达到设计能力的和90%。

2、扎实做好开车前的组织、技术准备工作

车间成立了开工领导小组，编制开工操作规程，制定开工操作票，并多次组织员工进行讨论学习，不断地完善，使每个员工都能懂得车间的开车思路，在交流中相互的提高；多次的进行开工前的全面大检查工作，对工艺管线、设备、安全、环保、各系统的联锁等进行三查四定，对前段时间加氢装置预硫化过程中存在的问题，进行技改，同时，对加氢装置高压临氢系统探伤出现问题部位进行修复，装置的本质安全得到了进一步提高；强化员工的业务知识培训，熟练掌握开车方案，岗位操作法等基本操作技能，特别是针对年前加热炉的烘炉、催化剂的干燥及预硫化过程中积累的经验进行交流，实践操作存在的问题再次的进行学习，班组之间达成的共识，规范操作行为，以利于提高员工的操作技能，使员工能够规范、稳定、快速、高效的处理操作中的问题；强化安全教育提高员工安全意识与安全技能，每天早来迟走学习炼化安全知识，以班组为单位，进行多轮次事故预案的演练。

3、对正常开工的各种辅料、各类工具、检测仪器、劳保用品、各类报表及记录本等进行了准备。联系调度做好水、电、汽、风等的供应，各类介质的接送工作，联系机修做好保运工作，以实现装置的正常开工。

4、9月4日至9月8日，加氢装置和污水汽提装置进入全面的开工阶段。加氢装置反应系统引氢气升压、点反应炉升温、进料；分馏系统建立循环、点重沸炉升温；调整操作后反应系统和分馏系统并入，建立长循环，后产品合格后改合格线，9月8日至9月9日加氢装置建立长循环，等待来料，并接通知停工； 9月9日17：10分馏短循环，19：40加热炉点火。在此期间，因原料供应、燃料气供应问题，装置低负荷运行。

5、从9月10日以后转入稳定调整阶段，生产基本稳定，指标执行步入正轨，员工驾驭操作的能力逐步提高，处理量逐步增加，但16日以后从稳定催化剂，实现长周期运行角度考虑，加氢以轻负荷生产。

6、污水汽提装置自开车以来，虽经过不断的探索，调整操作方案，但至今未实现稳定运行，净化水水质一直没有合格，NH2-N含量居高不下。

7、在试生产全过程中我们始终坚持不懈的坚持安全是第一要务的指导思想，从试生产前的强化安全学习与事故预案演练，到试生产安全措施落实我们一着不让，车间24小时有人值班跟踪，员工不间断巡检，设置事故隐患记录，及时排除发现的各类不安全隐患，确保了安全事故零目标。

8、加强设备管理，为试生产奠定了坚实的硬件施设。

但是，同时在本次开工中，离公司提出的要求还存在着不少的差距和不足，我们只有把开工中存在的问题，及时的总结整改，科学优化，才能不断提高，才能完成公司下达的生产任务，实现安全无事故生产。存在的不足如下：

XXXXXXXXX

三、原料及产品质量控制情况

1、 原料性质情况

本年度主要以低硫石脑油和常减压液化气作为原料，以ARDS干气富氢、加氢裂化干气、柴油加氢装置干气做为配氢。6月份连续重整开工后，间断性补充不合格（硫超标）重整拔头油，并将脱硫后的预加氢燃料气并入系统。9月28日开始使用天然气作为进料。

原料中无烯烃，原料油中硫含量基本稳定,大多都低于于100ppm；不合格重整拔头油硫超标严重，由储运部在罐区进行少量掺炼。在产沥青期间由于原料油硫含量升高以及受胺液质量影响，干气富氢中硫含量偶尔偏高，但超标幅度较大，最高至可达到14000ppm，同时在脱硫后采样，两台脱硫反应器出口硫化氢含量可达100pm以上，最严重时达到3000ppm。

全月原料中氯含量极少，对制氢预转化和转化催化剂的稳定运行比较有利。本年度回收干气富氢25674吨，满足了供氢要求，节约了大量的原料油，同时提高产氢率。

注：K101富氢主要来自ARDS装置4-C-03脱硫塔

注：C2103干气主要来自ARDS装置4-C-01/02脱硫塔，SSRS的C1305干气脱硫塔，DHT的新建脱硫塔。

2、 产品质量情况

在2015年的生产过程中，造气系统所生产的中变气没有不合格点，对PSA的稳定运行提供了有利保障。

产品质量情况为（表三）:

加氢DCS控制系统操作简介

一、DCS监控系统简介

1、概述

加氢工系共有五套加氢系统组成，其自动化控制系统由美国爱默生公司FISHER-ROUSEMOUNT DELTAV 控制系统和一台工程师站及三台操作员站组成，实现对加氢装置的自动化管理和控制。

2、仪表控制组成每套加氢系统均配有一台质量流量计、一台温度变送器、一台压力变送器，质量流量计为本安型的Danfo质量流量计（有瞬时流量、累积流量及温度、密度等显示），温度变送器及压力变送器均为本安型的罗斯蒙特变送器，以及计量罐采用的是本安型的罗斯蒙特的双法兰液位变送器，DCS控制柜内采用英国的MTL齐纳式安全栅与现场变送器相连接。

3、重要检测参数报警

对每套加氢系统的加氢釜的温度、压力进行设定声光报警，设定了高报及高高报警值。

4、监控与管理功能

1）动态数据监视及操作，工艺流程画面显示，工艺流程的各重要检测点实时数据；

2）历史趋势与实时趋势：各重要检测点的历史数据记录、趋势显示；

3）报警：声光、显示报警并记录；

4）分级权限管理：操作管理权限分级制度有利于保护系统运行安全，防止系统参数被无故修改等不安全行为。对于重要参数过程控制均有分级用户及密码。权限分为：操作员（Operator）权限（基本操作）、工程师（Engineer）权限（可修改过程控制参数）、主管（_）权限（所有操作）。

二、基本操作方法

加氢反应器（订货）技术交流

1、近期设备订货技术协议共涉及2台加氢反应器、5台换热器、1台脱硫塔和4台罐，共12台设备。重点是2台反应器（共约吨）。

2、反应器成型以锻焊为主。之所以选择锻焊，一是因为设备壁厚166，≥150，目前

还没有此类板材；二是，设备材质为加钒钢（抗氢腐蚀），成型后容易出现裂纹。

3、反应器制作的难点，一是器内凸台，二重采用完全锻出，抚机采用部分锻出；二是

弯管，兰石拼接，二重、抚机采用整体锻件。

4、关于运输，重点指出了两方面的问题。一是吊盖、拖尾，即临时不预购吊盖；拖尾

由第三方设计制造，届时运抵反应器制作现场，由反应器制造商负责焊接与热处理。二是充氮保护问题，充氮的目的是防腐，特别在海路运输过程中尤为重要，但充氮的弊端是密封环节对焊口母材有损伤，所以是否采用充氮要具体权衡利弊。

5、备件方面，一要有，二要少。

6、反应器供货周期一般为12个月。在价位方面，2013年12月一重为某公司交货的加氢反应器价格为80500元/吨。

1、lng加注站加气安全操作规程。

2、lng加注站卸液安全操作规程。

3、加气站站长岗位职责。

4、加气站副站长岗位职责。

5、加气站班长岗位职责。

6、安全员岗位职责。

7、核算员岗位职责。

8、加气工岗位职责。

9、卸液员岗位职责。

10、lng加注站控制室安全操作规程。

11、设备使用、维护、保养制度。

12、巡回检查制度。

13、加气站岗位交接班制度。

14、消防管理制度。

15、消防器材管理制度。

16、安全防火制度。

17、石油天然气集团公司反违章禁令。

lng加注站加气安全操作规程

为加强lng加注站加气工作管理，严禁违章违规操作，确保安全生产，特制定加注站加气安全操作规程：

lng加注站卸液安全操作规程

为加强lng加注站卸液工作管理，严禁违章违规操作，确保安全生产，特制定卸液安全操作规程。

1、卸液时，卸液人员、槽车驾驶员、押运人员、加注站当班人员负责监督整个卸液过程。

2、引导槽车到指定位置后，由专人检查车辆的手刹、排气管防火罩等设备是否完好，车辆是否挂挡，并检查槽车驾驶员、押运人员出具的气体质量保证书。

3、检查储罐及槽车的温度、压力、液位是否在正常值内，并根据液位显示测算进液数量。

4、检查气、液相软管是否完好、截止阀是否关闭、接地线接地是否良好等。

5、完成全部检查手续后，将lng槽车卸车液相软管与lng储罐液相接头接好。

6、软管接装完毕且置换后，先检查管道法兰连接处是否漏气，如无漏气方可卸液。卸液时开启储罐进液阀并缓慢开启槽车出液阀。

7、卸液员在卸液时，要随时观察储罐流量计及储罐压力表，不得过量充装。

8、卸液作业中要加强对lng储罐的压力检查，需对储罐进行排压操作时，应缓慢开启减压阀排压，不准瞬时开大阀门排压，以避免排压时造成蒸汽云团或管道发生喷液、冰堵的不安全情况发生。

9、卸液过程中若发生泄漏，应立即关闭槽车出液阀和储罐进液阀，并按照《聊城金捷燃气有限公司重、特大应急救援预案》采取应急措施。

10、加注站如遇电闪雷击、卸液设备发生故障、加注站周围发生不能保障加注气站安全和正常工作的情况时，应立即暂停卸液。

lng加注站站长岗位职责

蜡油加氢开工方案

查阅的资料仅供参考 第一节 开工准备

一、开工必备条件

1、装置检修项目全部竣工并验收合格；

3、联系总调准备好中压氮及高压氮；

4、联系总调和储运准备好开工用的原料油，并有完整的化验分析数据；

5、仪表风、工业风、电、蒸汽、脱氧水、燃料气等供应正常；

6、开工时火炬已点燃；

7、机、泵、空冷试运正常，备用润滑油齐全；

8、仪器、仪表调校完毕;

9、安全措施准备妥当，各安全阀定压合格，并打开上、下游截止阀。

二、开工前检查

1、凡检修动改过的管线，必须仔细进行检查，有无漏项、错项。管线、阀门、法兰、垫片安装，焊接和材质是否符合工艺要求，螺栓、螺帽是否全部上紧，单向 方向是否正确。

2、容器、反应器：应检查内部部件是否安装齐全，符合要求；人孔和头盖是否安规定上紧；螺栓与螺母材质是否符合要求；压力表、温度计、热电偶、液面计、安全阀是否安装齐全好用。

3、加热炉：应检查火咀、堵头、烟道挡板、人孔、防爆门、看火孔、风门、热电，压力表是否安装完好，炉膛内是否有杂物。如炉子大修后再投用，必须先烘干合格。

4、换热器、冷却器、空冷器：应检查出入口管线安装是否正确，温度计、压力器，放空阀、地脚螺丝是否按要求安装齐全，空冷皮带是否好用。

5、压缩机、泵：检查盘子是否灵活，冷却系统、润滑系统是否畅通正常，防护罩接地线、电流表、电源开关、压力表、温度表、卸荷器等是否齐全好用。

6、所有的仪表控制系统是否经过调校合格。

7、装置所有盲板是否按开工要求拆装完毕。

8、消防器材是否按消防准备齐全。

9、检查装置卫生情况是否符合开工条件。 第二节 吹扫试密

一、准备工作

1、备好试密用具如洗耳球、小桶、肥皂水、毛刷、粉笔等；

2、备好检验合格的精度级压力表0~（四块）、0~（二块）、0~（二块）；

3、联系计度及氨氮压站备好试密用的氮气；

二、吹扫原则及注意事项

1、吹扫试密前，检查设备、工艺流程、压力表等，关闭各一次表引压阀，关闭各计量表进出口阀门；

2、冷换设备单程蒸汽吹扫时，另一程必须放空，以防憋压；

3、引蒸汽时要小心，逐段排凝，以防水击；

4、蒸汽吹扫时，给汽要缓慢，应以设备为中心向外吹扫，埋地管线、无热补偿管线不得用蒸汽吹扫；

5、蒸汽吹调节阀应先走跨线再走主体，并不得长时间经过泵、调节阀等；吹扫温度计量程的须拆下；

6、反应系统吹扫时须将反应器隔离，试密时联通；

7、吹扫以各排凝及放空点气体不含杂质为合格；

8、试密的系统要做好隔离在不同部位安装精度和量程适当的压力表，随时了解压力情况，防止超压、窜压；

9、试密压力标准为最高操作压力的倍，试密在吹扫后接着进行；

10、高压系统泄压时要缓慢，泄压速度≯。不得向火炬排放氮气，空气；

11、反应系统用氮气作第三阶段试密时，需启动K-310

2、点炉F-3101升温，层温度达到135℃以后，方可将压力升至以上。必要时启动K-3101 行升压。

三、吹扫试密介质

1、蒸汽吹扫试密：分镏系统、瓦斯系统、BD系统；

2、氮气吹扫试密：原料油系统、临氢系统（反应系统及新氢系统）、注水系统。

四、吹扫流程

1、反应系统

（1）给气点：K-3101/1出口（2）流程：

→P3102出口→PV3102→E3207壳、E3101壳

E3101壳→F3201→R3201→E3201管→E3101管→V3104 →K3101出口线 →

→TV3104

（3）主要排放点：K-310

1、PV-320

1、LV-3201排凝、界区

2、原料油系统

（1）给气点：P3102出口（2）流程：

→P3102/1出入口跨线→→V3101/2→→P3203线→原料油过滤系统

主要排放点：界区、HV-3102

4、分镏系统

（1）脱丁烷塔部分

给汽点：T3201过热蒸气 流程：

→3126线→E3201→V3201

蒸汽→F3201→3517线→T3201 →V3107

→V3108→3206线→E3103 →E3205壳→T3202

（2）T3202进料线

给汽点：T3201塔底蒸汽扫线（3515线）

流程：蒸汽→P-3201→E3205壳→F-3201→T-3202（3）分镏塔顶部分

给汽点：T-3202过热蒸气 流程：

F3201 到 T3202 到

A3201 到

E3202 到

V3202

（4）分镏塔底油线 给汽点：塔底蒸汽扫线

蒸汽→P-3201→E3205管、E3207管、→A3203→

5、燃料气系统

给汽点：服务点蒸汽

蒸汽→燃料气线→F-3101火嘴、长明灯、高点放空 蒸汽→燃料气线→F-3201火嘴、长明灯、高点放空

6、注水线

脱氧水→P3103→注水点

五、试密（气密试验是在吹扫结束后进行）

1、反应系统 流程：

→P3102出口→PV3102→E3207壳

→K3101出口

→P2241线→E3101壳→E3201壳→F3201→R3201→E3201管→E3205管→V310

4 试密步骤

（1）首先用氮气升压到，检查严密性，合格后，继续升压至保压4小时，允许每小时压力下降不大于。（2）氮气保压合格后，启动循环机K3102，加热炉F3201按规程点炉升温，当R3201床层温度＞135℃以后通过新氢机向反应系统增压至（升温速度不大于）检查严密性，无漏点后，停新氢机、循环机，系统保压2小时，允许每小时压力平均下降不大于。备注：（1）在反应系统压力升至以后及保压过程中，每半小时记录一次各处的温度和压力，在进行第三阶段氮气试密时要始终保持反应器床层温度在135℃～150℃之间。（2）新氢压缩机升压运行过程中，注意不要超电流；

（3）保压过程中，系统各处始、终点的温导致的压降，在计算平均压降时要扣除。 系统试密结束后，在以下部位泄压： 底部放空；

顶部出口放空。

2、新氢系统

流程：

V3105 氮气

V3103

K3101

泄压点：V3103底部排凝

3、低分部分

流程：

氮气 V-3104

在反应系统试密结束后，由V-3104缓慢引氮气至V-3108，V3105缓慢引氮气至V-3107升压到，检查严密性。

试密结束后，在V-3107底部放空泄压。

4、脱丁烷塔 流程：

→2→E3201→E3201→V3201

蒸汽→F3201→T3201→

→V3107

→P2130线→

→V3108 →E3103

→E3205壳、→F3101→T3202

给汽点：F3201过热蒸汽；

系统试密结束后，在V-3201底部放空泄压。

5、分镏塔 流程：

→F3201→LS2202线→T3202→A3201→E3202→V3202→

柴油出装置界区 系统试密结束后，在V-3202底部放空泄压。

6、分镏塔进料线 流程：

T3202塔底线→E3205壳→F3201→T3202进料阀前

7、分镏塔塔底油线 流程：

蒸汽→P3206跨线→E3205管→E3207管→E3207管→A3203→3125线→ 泄压点：界区排凝点

8、燃料气系统 流程

蒸汽服务点蒸汽→3415线→

蒸汽服务点蒸汽→GF2201线→E3201→ 泄压点：排凝点

9、原料油系统 流程：

原料油自灌区先进入原料油缓冲罐，然后通过升压泵送至中断回流换热器，经蜡/原料油换热器换热后进入过滤系统，从过滤系统进入滤后原料油缓冲罐，再经反应进料泵抽出。

泄压点：试密结束后在原料油缓冲罐V3101/低部排凝。

10、气密检查方法

（1）氮气、空气：气压至试验压力后，全面检查设备管线的法兰、焊缝、接口等，以肥皂水检查不冒泡、目测不变形，保压压降不超过标准为合格。（见表一）

（2）蒸气：充压至试验压力后，全面检查设备管线的法兰、焊缝、接口等以目测不冒汽、不变形为合格。表

一、试密标准

反应部分（二个阶段）

原料油

脱丁烷塔 ②

分馏塔 ②

分馏系统 其他部分

燃料气

氮气或

中压风

给气点

K3102出口

V3103

V3103

F3201

F3201

分馏塔底

V3105

服务点 压力MPa

位置

V3105顶

V3103顶

V3101

V3201

V3202顶

V3107顶

P226 P320 时间

注：①反应器中有未再生催化剂时，只能用氮气试密，反应器催化剂再生后，也可用叫压风试密

②脱丁烷塔试密包括V3201，分镏塔试密包括V3202 ③分镏系统其他管线是指不包括②以外的其他分镏系统。第三节 开工程序

一、分馏系统开工：

1、建立冷油循环： （1）热油流程：

柴油（原料罐区）→3102线→T3201→P3201→E3205壳→ T3202 循环流程：

→P3201→E3205壳→F3101→T3202→P3206→E3205管、A3203→3125线→T3201 步骤：

①联系总调、储运向装置送直馏柴油通过原料油线至P3201到T3201，T3201液位超过60%时，开P3201向T3202送油；

②当T3202液位超过60%时，启动P3206，建立分馏系统冷油循环，当两塔液位都在60%时，通知有关单位停止收油。③在循环时各低点要加强排水。

2、热油循环

（1）热油循环流程

E3201→E3201→V3201

A3201→E3202→V3202

T3201→P3201→E3205壳→F3101→T3202→P3206→E3205管→A3203跨线→T3201（2）热油循环步骤：(1)冷油循环正常后，F3101按规程点火升温，启用有关冷却设备，升温速度控制在15～20℃/h。

(2)在热油循环过程中，注意两塔的液位平衡，液位下降可收油补入。(3)在热油循环过程中，联系储运将V3202收汽油至各容器液位达40%。

(4)F3101出口温度达到230℃，系统继续恒温脱水。T3202底采样分析无水。在系统恒温脱水时，各处加强脱水。

(5)F3101出口温度达到250℃，通知保运人员系统开始热紧，热紧结束后系统再开始升温。(6)当T3202底温度超过200℃时，开始向T3202吹入过热蒸汽，过热蒸汽量。

(7)T3201用氮气充压到燃料气充压至。随着F3101的升温，T3202的塔顶压力不断上升，逐步投用分程控制阀。启动P208立全回流，若V3202液位较高可适当将汽油往罐区排。

(8)分馏系统建立热油循环后，要求T3202的塔底温度控制在203℃。但要注意E320

5、E320

7、E3207内有介质流过，避免单程受热，各塔的液面控制在60～%，V3202的液面控制在40～60%。

（3）热油循环注意事项：

①热油循环升温时应先启用空冷。

②升温过程中发现泵有抽空现象应及时停止升温。

③热油泵的预热线在冷油循环时就投用，运行泵要切换使用。

④引油热油、建立油循环时，要防止跑、冒、滴、漏等事故的发生。

二、原料油系统循环

1、原料油带罐循环：

分馏系统已建立热油循环后，联系总调、储运将直馏此油引进装置界区，并HIC203返回。

2、开路循环

引原料油至V-3101/1，当V-3101/1液面达70%时启动P-3102，建立带贮罐循环，并由泵出口2177返回，HIC-203逐渐关小，直至关闭，等待向反应系统进油。

三、反应系统氢气置换

1、联系Ⅲ加氢，将PSA氢气引进Ⅱ套装置，由容-206或PRC-108/1放，15分钟后，分析氧含量＜后，再改入新氢压缩机入口。

2、反应系统泄至常压后，将新氢补入反应系统，置换至氢浓度＞60%，压力 压力持平，注意容-206压力。反应系统通过PRC0201排放BD置换并

力。流程：

氧气→2201线→V3103→K-3101→K3101跨线→E3101壳→F3201→R310

1、E3205管、E3101管→V3104→V3102→V3106→K3102→混氢点 PV3201→BD

3、当反应系统置换合格后，开K-3101升压，升压速度≯。反应入口升温，当反应床层温度低于135℃反应压力不得高于。

4、反应压力达到操作压力且稳定后，用爆仪进一步验证系统的严密性。

5、反应器升温开始可逐步投用热高分空冷器，开新氢机时须投用E219。

四、反应器进油

1、当反应入口温度达200℃以后，停止原料系统循环，将原料柴油改进反应器，进料量按要求控制在60t/h。TRT3202全开走热路，同时增点火咀提炉出口温度，防止进油后温度大幅度下降，必须保证床层温度≮135℃；密切注意反应床层温度变化，当反应器床层出现温升时，说明原料油已进行反应；

2、反应器床层出现温升时，启动P3103向反应系统注水，注水量控制在；

3、反应系统进油后反应器入口温度继续以25-30℃t/h速度升至260℃；

4、启动A-201，控制V3105入口温度45±5℃；

5、密切注意V3105液面、界面，当容-202液面、界面达到规定值50% 时将LRCA-201/

1、LRCA-202/1投自动，若V3104液面达50%时，将LIC22投自动。

6、注意V-3107液面、压力，当V-3107液面、压力分别达到规定值50% 时将LRCA-20

3、PV3116投自动，若V3108液面达50%时，将LIC222投自动，将冷热低分油送至分镏系统T3201打通整个流程，建立装置长循环，待应系统油进入脱丁烷塔时，投入脱丁烷塔过热蒸气，蒸气量为。

7、换进25%的VGO：

引VGO蜡油至界区，在长循环4h确认进油条件具备后，开启原料蜡油进置阀以15t/h的速率引进原料罐，保持反应器总进料量为60t/h。同时以8 10℃/h的速度提升反应器入口温度。换油时分镏塔底油视液位情况将去原料冲罐的循环量降到45t/h，多余的塔底油外排蜡油原料罐或重污油罐，保持反应器总进料量为60t/h。同时以8~10℃/h的速度提升反应器入口温度至280℃。

8、换进50%的VGO：

引进25%VGO原料2小时，且床层温升稳定后，逐渐将VGO的引入量至30t/h，分镏塔底循环油至原料缓冲罐的量降至30t/h。同时以8～10℃/h的速度提升反应器入口温度至300℃。分镏塔塔底油视硫含量可改走精制蜡油合油线出装置。

9、换进75%的VGO：

VGO原料的引入量保持在30t/h约2小时后，再将其引入量提到45t/h，塔底油循环量降至15t/h。以8～10℃/h的速度提升反应器入口温度至320℃。

10、换进100%的VGO：

VGO原料的引入量保持在45t/h约2小时后，将其引入量提到60t/h，塔底油全部出装置。以8～10℃/h的速度提升反应器入口温度至350℃。

11、当反应器入口温度升至350℃时，恒温2小时，且床层温升稳定后，根据分镏塔底油硫含量，调整反应温度至脱硫率达到要求。

12、逐步将反应压力以外升至操作压力。

13、装置运行平稳后，将加工负荷提到100%，同时可将原料蜡油按设计比例引进装置。

14、当反应系统开始切换蜡油后，调整T320

1、T3202的操作，使两塔的操作参数符合工艺卡片指标要求。视T3202操作情况启动P3207将T3202柴油抽出走不合格油线出装置，等产品分析合格后进产品罐。若V3202液位较高时，可将汽油送至罐区。

15、启动注缓蚀剂泵P3208向原料油注缓蚀剂。

16、分析柴油、汽油质量，产品合格后按总调要求转入相应油品罐。

五、开工注意事项：

1、新催化剂或再生后的催化剂需要进行预硫化，此时开工部分程序按预硫方案进行；（见《加氢精制催化剂》）

2、临时停工后开工视具体情况而定；

3、开工时改流程必须坚持操作员、班长、技术员三级检查制度，确保流程畅通明确；

4、反应器进油后要勤检查各容器、管道压力、温度，V-3101/、容-20

6、容量要加强排凝切水；

5、装置生产步入正常后各尾气排放按照调度要求执行，减少放火炬。 附一：装置开停工盲板表

盲板号

管线号

安装位置

开工状态

停工状态 201

2101-Dg150

202

2101-Dg150

原料蜡油界区

盲 203

2102-Dg150

盲 204

2110-Dg250

炉入口

/ 205

2161-Dg25

E-208壳

通 206

2161-Dg25

E-208管

通 207

2161-Dg25

E-206壳

通 208

2161-Dg25

E-206管

209

2110-Dg25（主动管）

P201入口排凝

210

GW-2202-150

F3201出口

通 211

2111-Dg250

F3201出口

212

2111-Dg250（主管）

R3101入口

盲213

2111-Dg25（主动管）

R3201入口排凝

214

2112-Dg250

R3101出口

盲 215

3814线

R3101出口

盲 216

2117/1-Dg50

217

2125-Dg150

精制油线

盲 218

2125/2-Dg150

去重污油线

盲 219

2130-Dg40

粗汽油线

220

P2233线80

柴油出装置线

盲 221

2134-Dg150

K-3102/1入口

盲 222

2134/1-Dg150

K-3102/2入口

盲 223

2135-Dg150

K-3102/2出口

盲 224

2140-Dg25

V3103底排凝

通 225

2154-Dg25

E-201管程入口

通 226

2154-Dg25

E-201-壳程入口

通 227

2155-Dg25

E3205/管程

通 228

2157-Dg25

A-201出口

通 229

2159-Dg25

V3105底出口

盲 230

P2263线200

去F3101

盲 231

GW2201-150

去D220

通 232

GW2204-150

去F3101

通 233

2174-Dg80

234

2175-Dg100至抽201

盲 235

2177-Dg100

重污油界区

盲 236

1201/1-Dg100

K-3102/2入口

盲 237

1203/1-Dg80

K-3101/2出口

盲 238

2201-Dg150

239

2202-Dg150

K-3101/1入口

开 通

240

2202/1-Dg150

K-3101/1入口跨线

盲 241

2203-Dg150

K-3101/2入口

盲 242

2203/1-Dg150

243

3505/3-Dg80

盲 244

3516-Dg50

245

3616-Dg25

P-3202/1

通 246

3716-Dg50

至V3103

盲 247

3751-Dg40

至K-3101/1

盲 248

3751-Dg40

至K-3101/1

盲 249

3752-Dg40

K-3102/2出口

盲 250

3752-Dg40

至K-3102/2

盲 251

3758-Dg25

至K-3101/1

置年石化加制氢装置试生产小结

置年石化（扬州）有限公司催化干气制氢装置、油品加氢改质装置、芳烃选择性加氢精制装置于2009年9月开工筹建，到2011年4月底竣工，后于2011年5月初正式投入试生产。

一、试生产准备工作 1.联动试车领导机构 .试车领导小组

组 长：江礼春 副组长：肖永平、朱和清

组 员：郑永安、李君、王宣、孙建兵、梅久成、黄元明、吴金冬、李炜、韦传洋、王旭东、陈曦、赵松、沈俊峰、王宇飞、宋厚钦、雷双潮、董立忠、陈文斌、张根双、赵月球、郑永庭 .试车工作小组

组 长：朱和清

副组长：王宣、黄元明、吴金冬、梅久成、陈曦

组 员：柏伟、马晓、王旭东、龚彦波、周进业、许文兵、王文鹏、董立忠、高远、熊国炎、李光武、袁政飞、罗仁宏、_、梁喜平、朱宝银、侯建峰、沈俊峰、张奇营、王宇飞、宋厚钦、雷双潮、钟龙光 组

组 长：陈 曦 副组长：罗仁洪、詹建华

成 员：吴金冬、侯建峰、柏伟、_、梁喜平、朱宝银、蒋卫东、王旭东、龚彦波、周进业、王文鹏、董立忠、高远、熊国炎、李光武、张奇营、宋厚钦、夏宏图、雷双潮及各班组安全负责人等。.综合技术组

组 长：黄元明 副组长：侯建峰、马晓

成 员：陈曦、梅久成、龚彦波、周进业、王文鹏、董立忠、高远、熊国炎、李光武等

.试车生产调度组

组 长：吴金冬

副组长：柏伟、马晓、_、赵松

成 员：徐峰、阚磊、_、陈学法、何伟、朱宝银、梁喜平、蒋卫东、郑晓平等。

.试车行政宣传和后勤保卫组

组 长：沈俊峰 副组长：张奇营

成 员：张桂蓉、陈训德等 .试车保镖组

组 长：王旭东 副组长：龚彦波、周进业

成 员：董立忠、张益成、王文鹏、熊国炎、李光武、袁政飞、李立沙、_峰、汤建国、田晓平.物资供应、产品销运组

组 长：王宇飞

副组长：宋厚钦、夏宏图、钟龙光 成 员：王海英、段美华、杜心玲、唐漾等 .人员培训

工艺技术骨干、生产班长和主要岗位操作人员都必须经过下列四个阶段的培训，以达到熟悉全流程、建立系统概念，掌握上、下岗位之间和前、后工序之间及装置内、外之间的相互影响关系。.第一阶段的培训：基础知识培训

2010年7月1日-----2010年9月10日，为期两个月，培训内容是学习化工基础知识；机械、电气、仪表、分析知识；工艺原理和生产流程及操作。.第二阶段的培训：外出实习培训

2010年9月15日-----2010年11月15日，为期两个月，在山东东明石化培训，内容是学习生产控制和操作；机械、仪表的维护和使用；开停车、事故处理等实际工作。

.第三阶段的培训：针对加制氢装置培训

2010年11月15日-----2011年1月15日，为期两个月，在装置建设过程中进行培训。培训内容是熟悉本厂生产流程、操作规程和机械、仪表、电气性能，并对照现场实际施工情况进行培训，重点掌握不同工况下的操作和事故处理。.第四阶段的培训：岗位培训

2011年1月15日-----2011年3月，为期两个月，员工在经过以上三个阶段的培训后达到上岗要求，上岗后参加现场的预试车工作，在工作中熟悉操作，总结经验。2.特种作业的取证

2010年即将过去，新的一年又即将来临。过去的一年里，在领导的大力支持、热心帮助下，在同事们密切配合下，本着踏踏实实做事，认认真真工作的原则，基本上完成了自己所承当的各项工作任务，个人思想政治素质和工作能力都取得了一定的进步。现将工作学习情况总结如下： :

二、从工作方式上：过去的主要工作就是抢修，整天忙忙碌碌，设备问题越来越多，不仅自己不轻松还时常耽误生产。现在在检修和保养同时逐步形成做台帐的习惯。设备检修后都有检修记录和检修台帐，对经常发生故障的设备进行检查，分析设备故障的主要原因，若是操作问题要求现场操作人员及时整改，对工艺要求上不适用的设备，与工艺人员、设备主管和保全小组成员讨论后进行改型试用，是其故障率大大降低。以513A小组氧化釜移料泵为例子，原来使用的是WIHF80-65-160开式叶轮衬氟泵，现场共计有8台，检修的频率比较高。经过对多台故障的泵机检查总结后我们认为该泵在使用过程中打空泵的几率比较高，同时由于氧化釜内盘管抱箍掉落也经常造成泵机发生故障。现在已安排对每台氧化釜的盘管抱箍进行改型更换并严格验收，同时要求该泵机输送过程中操作人员不得离开现场防止打空泵。并从设备堆场找到1台AZ80-65-160整理后进行试用效果很好，目前这8台泵机的检修的频次相当于之前的1/10。不但降低了设备维修的费用还减低了工人的劳动强度。

三、大修工作和技术改造工作：在今年公司效益不好的情况下，本着修旧利废的原则，对大检修突出主要设备和关键设备重点维修，同时在对2009年度大检修后出现的主要设备问题进行分析改进了检修的方式，2010年的大修工作比较成功。对工艺要求的技术改造优先利用设备堆场内闲置和老厂拆迁过来的旧设备。并将停车小组不使用的部分设备调济使用。确保各项技改的设备需求。

1、脱硫剂、脱氯剂:

2006年11月末首次开工前加氢、脱硫催化剂装填新催化剂，其中在两台脱硫反应器的顶部装填了米高的T-408脱氯剂。15年5月R-2101B换剂，在工艺流程上采取两台脱硫反应器串联的方式，将第一脱硫反应器（R-2102/A）放在前面。

2015年9月底脱硫剂运行数据见下表（穿透硫容按28%计算）：

目前第一脱硫反应器脱硫剂硫容已经达到穿透硫容的,第二脱硫反应器脱硫剂硫容已经达到穿透硫容的0％。

在上周期末期运行时，尤其是沥青工况下加氢装置产生的干气富氢硫含量经常性大幅超标，经常性达到几千ppm，远超150ppm的指标，导致当时第一脱硫反应器经常瞬间性穿透，加之脱硫反应器采样频次较低，因此上周期时第二脱硫反应器的硫容无法进行有效准确计算和评价。

2015年6月初，柴油加氢干气超标严重，达到了10000ppm以上，第一脱硫反应器后硫含量也达到了2000-3000ppm；6-8月份根据生产安排装置进料一直掺炼不合格拔头油（硫超标），原料硫分析正常，但脱硫反应器后硫含量会偏高；9月2日混合后干气硫含量达到了14000ppm。由于本次开工后，上周期第二脱硫反应器成为本周期第一脱硫反应器，因此上述计算出的第一脱硫反应器穿透硫容无法定性地代表真实情况。根据实际运行分析情况评价，第一脱硫反应器实际硫容远远大于理论计算值，硫容已经超过50%，很有可能接近穿透，下次停工时必须更换R2102A脱硫剂。

因氯和硫同样是转化催化剂的毒害物，而设计时重视对原料含氯的防范，根据脱氯需要，在脱硫反应器内装米高、吨脱氯剂，以满足长时间含氯原料的脱氯要求。到2015年9月底脱氯剂运行数据见下表：

目前脱氯剂氯容达到穿透氯容的。

实际由于原料的氯含量一直很低(< )，没有明显穿透迹象。催化剂运行寿命将由实际的进料含氯、进料量决定；本月原料含氯未超过设计指标 (设计<)，尽管如此，仍应对其性能进行实时跟踪，以确保管线、设备及转化催化剂良好的运行条件，从而确保整个装置的平稳运行。

2、预转化催化剂

预转化催化剂因设计原因，目前预转化反应器入口温度维持在370～390℃，稍低于设计入口温度400℃以上，其床层温升正常（轴向分布第C～E床层无温升），平均出口温度在450～480℃，符合设计要求。出口预转化气中甲烷含量稳定，无C2以上组分，说明预转化反应目前运行正常，达到设计指标要求。

预转化催化剂设计寿命3年，自2006年首次开工到现在已累积运行2475天，属于超寿命运行。由于设计工况是轻石脑油－炼厂气混合工况，设计预转化反应器入口水碳比是，但实际运行采用液化气-炼厂气工况，原料性质较好，且为控制床层温度，实际预转化水碳比控制在～。较好地原料性质、较高的水碳比有利于减少催化剂的积碳以及延长运行周期，但今后仍需对该催化剂的性能及寿命进行持续跟踪和评价。

9月28日掺炼天然气后，预转床层温度下降十分明显，在适当降低预转化水碳比后床层温度仍下降了约20℃。其中B点床层温度下降最大（约26℃），表明A点到B点之间反应较为集中，天然气中的部分CH4进行蒸汽转化反应，对应此时床层最高温度点到达了455℃，转化炉入口温度为595℃。

由于本次掺炼天然气要求在低负荷下完成，为防止炉管偏流，操作水碳比一直在以上。若提高装置负荷后，可以适当降低水碳比，预转化床层温度及转化炉入口温度会有所好转。由于进料量表无显示，无法准确得知天然气进料量，估算在1500-2000Nm3/h左右，若进一步提高天然气掺炼量，预转化床层温度将会是最大制约瓶颈。

3. 转化催化剂

2015年5月更换转化催化剂，型号为庄信万丰25-4Q和57-4Q（设计寿命6年），其中25-4Q装填（装填密度，装填高度），57-4Q装填（装填密度，装填高度），总计装填。自2015年6月首次开工到现在，转化催化剂已累积运行120天。目前转化炉管的运行状况良好，出口甲烷含量低于，炉管差压最高210kpa。

4. 中变催化剂

2012年10月更换中变催化剂，型号为南方化学G-3C，设计寿命3年，2013年7月开工正常。中变反应器由于设计原因，稍显偏小，设计装填量仅为30t，设计出口CO含量为。实际运行过程中，床层C点温度与反应器出口温度一直有2~4℃温差，说明在床层C点时反应还不完全，实质原因为催化剂整体装填偏少。目前反应器入口温度与床层A点温度几乎没有温差存在，说明A点以上催化剂已基本无活性。

由于催化剂良好的稳定性及对副反应强抑制性，凝结水中Fe离子低于50μg/L，因此可以不经动力处理直接作为除盐水进行回用。

车间班组长职责

1.负责本班组的组织建设与成员考核管理工作，确保班组成员的健康成长。

2.负责具体任务的分解、实施，确保生产计划顺利完成。

3.根据生产情况的不同，在生产主管的带领下，协同其他相关人员确保生产的顺利进行。

4.协同车间对所在班组进行安全文明生产培训坚持“安全第一”的原则。保证安全文明生产，监督员工按照操作规程操作，防止工伤和重大事故发生。

5.协助车间或品质管理部门对一线员工进行定期培训，组织本班组人员开展工艺管理活动，正确指导一线员工的操作，严格执行操作规程，严肃工艺纪律，坚持“质量第一”原则，严格控制不合格产品的产生。

6.通过激励创新，提高员工积极性、动能性，挖掘员工潜力全面开展IE工程，优化作业方法，提高员工技能，加大工艺改进力度等方法，不断提高生产效率，降低生产成本。

7.负责监督员工对设备的正常使用、清理、检查、保养工作，提前发现异常及时解决问题，保证生产顺利进行。

8.对本班组生产产品的质量、数量负责。

9.加强与员工沟通，关心员工，了解并及时向上级反映员工的心理波动，解决在实际工作所遇到的实际困难。

10.因工作需要交接班时，做好交接班记录。