ⅱ加氢(octm)装置试车投料方案

Ⅱ加氢(OCT-M)装置 联动试车及投料试车方案 中国石化股份安庆分公司 二〇〇九年十二月 目 录 第一章 试车的组织指挥体系……...….……………………………………………… 一、试车目的………………….………………..…………………………… 二、试车组织指挥………………………………………………………………… 三、试车保运体系………………………….…………...……………………… 第二章 装置概况………………………………………………… 一、装置简介……………………….…………………..……………………………… 二、工艺流程说明………………….……...……………..…………………………… 第三章 联动试车方案……………………………………………………… 第一节 试车具备的条件………………….……..………………………… 第二节 试车前物资准备………………….……...………………………… 第三节 全面大检查…………………………..…………..……..……………………… 第四节 公用工程系统的投用…………………..………….…………………………… 第五节 设备、管线水冲洗………………….………………………………………… 第六节 水联运…………………….……...……………………………………………… 第七节 吹扫置换、试压气密………….……..………………………………………… 第八节 联锁系统试验……….…………………..………………………………………… 第九节 催化剂装填……………………….……..………………………………………… 第四章 投料试车方案………………………………………………………… 第一节 投料试车具备的条件…………………...…………………………… 第二节 装置开工………………….……...………………………………… 第五章 危害识别、风险评估及事故预案……………………………………………… 第一节危险源危害识别和风险评价……….……………………………………… 第二节环境保护措施…………….……...……………..………………………… 第三节事故预案………………….……...……………..………………………… 附录………………….……...……………..……………………………………… 一、试车原料性质………………………………………………………………… 二、预期的产品质量指标……………………………………………………………… 三、主要工艺设计条件及工艺计算汇总………………………………………… 四、试车成本预算………………………………………………………………… 五、仪表规格表…………………………………………………………………… 六、设备规格表…………………………………………………………………… 七、试车盲板表…………………………………………………………………… 八、 试车网络图…………………………………………………………………… 九、JHA表………………………………………………………………………… 十、炼油二部Ⅱ加氢装置试车重要环境因素台帐………………………………………… 十一、炼油二部Ⅱ加氢装置试车重要环境因素控制措施…………………………………… 第一章 试车的组织指挥体系 一、 试车目的 检验设备、电气、仪表及DCS系统控制、报警系统的运行状况，确保Ⅱ套汽油加氢装置一次开车成功，生产出合格的产品。 二、 试车组织指挥 为做到组织有序、协调一致、安全第一、质量至上、组织严密、方案科学，保证Ⅱ套汽油加氢装置联动试车和投料试车工作的顺利进行，特成立试车领导小组和各专业组，具体人员构成和工作职责如下： 1、 试车工作组 1.1 领导小组成员 组 长：华传伦 成 员：余春文 余达荣 范志雄 李江平 汪毅华 肖春宝 黄劲松 马卫红 程华进 鲍官祥 张 凯 1.2 工作职责 1.2.1 直接领导装置生产准备工作。 1.2.2 确定投料试车的总体原则、目标、方针和工作进度。 1.2.3 定期召开领导小组会议，协调解决工程收尾和联动试车的重大问题。 1.2.4 领导有关单位严格按《集团公司建设项目生产准备与投料试车规定》进行”三查四定”、中间交接、试车条件确认等工作的开展。 1.2.5 督促有关单位做好试车物料准备和《总体试车方案》、《操作规程》等有关技术方案的制订工作。 1.2.6 检查指导试车过程中重点与关键环节的完成情况，考核试车中的主要节点和工作目标。 1.2.7 发布试车令。 2、 试车专业组 2.1 生产组 2.1.1 生产组成员 组 长： 张 明 杜学贵 成 员： 黄清和 周传儒 王士中 姚孝胜 舒文生 程启旵 李元泽 汪千谊 孙爱国 王晓璐 沙从宇 谢 磊 祁海鹰 江 哮 滕 松 陈 忠 2.1.2 工作职责 2.1.2.1 负责试车过程的调度指挥工作。 2.1.2.2 组织试车调度会，协调处理试车过程出现的问题以及日常事务。 2.1.2.3 负责总体投料试车方案、装置操作规程、试车方案等技术文件的编写及审核。 2.1.2.4 负责员工的培训工作，组织员工上岗考核。 2.1.2.5 负责落实试车物料、化工原材料的准备工作。按照试车方案组织各项工作的开展，监督试车方案、工艺技术指标、技术规程等执行情况。 2.1.2.6 负责试车过程中物料与公用工程的平衡工作。 2.1.2.7 负责原料、化工原材料、产品质量以及化验分析项目的审定。 2.1.2.8 完成试车指挥部下达的各项工作。 2.2 设备组 2.2.1 设备组成员 组 长：何万里 成 员：陈会明 孔森严 钱青松 钱续鹏 朱金兵 李卫东 2.2.2 工作职责 2.2.2.1 组织工艺技术规程中设备部分内容的编制及审核。 2.2.2.2 负责压力容器等特种设备的注册登记，取证工作。 2.2.2.3 负责配合电气设备的调试和运行工作。 2.2.2.4 负责协助员工特殊工种的取证工作，做好员工的培训和上岗考核工作。 2.2.2.5 配合工程尾项的清理和整改工作。 2.2.2.6 指导关键设备的试车工作，分析试运过程中的设备问题并提出解决措施。 2.3 电仪组 2.3.1 电仪组成员 组 长：马卫红 成 员：祝刃安 刘 沙 戴金祥 孟祥斌 洪光超 程曙梅 杨云飞 杨兴义 刘洪涛 2.3.2 工作职责 2.3.2.1 编制审核电仪系统试车技术资料。 2.3.2.2 负责DCS等仪表调试及投运工作。 2.3.2.3 负责电气系统及设备的调试及投运工作。 2.3.2.4 分析电仪系统试运过程中出现的问题并提出解决措施。 2.3.2.5 协调解决电仪设备保运工作。 2.4 安全环保组 2.4.1 安全环保组成员 组 长：毕光友 成 员：汪文化 杨照华 2.4.2 工作职责 2.4.2.1 负责试运过程中的安全监督与检查工作。 2.4.2.2 负责编制、审核试运的各种安全规程和安全措施并组织实施。 2.4.2.3 负责监督检查新装置的安环设施、消防设施和环境卫生。 2.4.2.4 负责检查监督不安全因素的整改。 2.4.2.5 办理安全、消防和环保设施投产试车的有关批文。 2.4.2.6 分析试运过程中安全环保技术问题并提出解决措施。 2.5 后勤服务组 2.5.1 后勤服务组成员 组 长：潘孔庆 成 员：孙 羽 徐 红 汪 斌 洪胜松 刘 星 2.5.2 工作职责 负责试车期间员工生活饮食、后勤服务工作。 三、 试车保运体系 试车保运体系是在中石化安庆分公司Ⅱ套汽油加氢装置的试车领导小组统一领导、组织和指挥下，实现“机、电、仪、操、管”五位一体的保运体系。以“谁安装，谁保运”为原则，责任层层落实，事事有人负责。 1、 保运小组的构成 保运小组成员单位：实华设计院、盈创公司、工程部、万纬公司、物供中心、生产部、机动部、炼油二部、安环部、电仪部。 2、 保运小组的工作职责 2.1 实华设计院、生产部、安环部、炼油二部、电仪部负责及时处理试车中发现的设计和技术问题。 2.2 工程部、机动部和万纬公司负责试车期间现场保运工作的协调。 2.3 施工单位-盈创公司执行安装、试车、保运一贯负责制。保运人员应24小时现场值班，工种、工器具齐全，做到随叫随到的“跟踪”保运。 2.4 投料试车物资供运保运队伍确保试车需要的备品、备件等物资，能够及时快捷地送到Ⅱ套加氢装置现场。 第二章 装置概况 一、 装置简介 1、 概述 安庆石化分公司67×104t/a的Ⅱ套汽油加氢装置，是对原Ⅱ套60×104t/a蜡油加氢装置进行改造而建成的汽油加氢精制装置，由安庆实华工程设计有限责任公司设计、化学工业第三建设总公司施工安装。设计规模为加工催化汽油67×104t/a（以装置进料计），操作弹性60~120%，年运行时间8400小时。 本次改造均处于原Ⅱ套蜡油加氢装置区域，并充分利用原Ⅱ加氢装置内已有设备和公用工程设施进行相应改造，主要新增或改造利旧的设备有20台，其中：塔器新增2台；容器新增 2台、改造 1台；换热器新增 2台、更新1台、调整利旧3台；泵新增4台、更新3台、改造2台。 本装置主要包括预分馏单元、加氢精制单元两个部分，其中预分馏单元为新增，加氢精制单元新增循环氢脱硫化氢设施。 2、 原料组成 本装置原料油为催化裂化FCC汽油和催化裂解DCC汽油的混合油，其中FCC汽油×104t/a，DCC汽油×104t/a；氢源为化肥合成气（或曙光合成气）和重整氢混合后，进PSA提纯后的高纯度氢气。 3、 产品方案 加氢后的产品精制重汽油（HCN），设计产量×104t/a；新增预分馏单元分离出来的产品轻汽油（LCN），设计产量×104t/a，两种产品油混合后，分别送至目前的催化、裂解汽油脱硫醇装置脱臭处理。 4、 工艺及设备主要特点 4.1 工艺技术特点 本装置采用抚顺石油化工研究院（FRIPP）开发的OCT-M技术，即将原料油经轻重汽油切割、重汽油加氢，轻汽油和加氢精制后的重汽油混合脱臭后，主要生产国Ⅲ质量标准汽油（汽油硫含量≯150ppm），装置进一步完善后可生产国IV质量标准汽油（汽油硫含量≯50ppm）。 本装置相应新增预分馏单元，将原料油分馏为HCN和LCN，处理量67×104t/a， LCN/HCN的切割温度为80~100℃；对于硫含量较高的HCN在加氢精制单元，采用专利的FGH催化剂体系进行加氢脱硫，处理量37.0×104t/a。为了减少硫醇的二次生成，提高总脱硫率，对高分出来的循环氢先经新增循环氢脱硫化氢设施处理，再经循环氢压缩机增压后循环使用，该设施能力为18000Nm3/h，操作弹性80~120%，控制循环氢中的H2S≯100ppm；经加氢处理后的HCN和LCN混合后送出装置，分两路返回目前的催化、裂解汽油脱硫醇装置，进行汽油精制。 4.2 设备主要特点 主要是在原Ⅱ套蜡油加氢装置内，基本按原柴油加氢流程，进行设备的调整、改造、更新： 4.2.1 预分馏单元 4.2.1.1 新增预分馏塔（C-202）利用原蜡油加氢分馏塔（C-202）的位置； 4.2.1.2 重汽油泵（）利用原蜡油泵（）的位置，预分馏塔顶回流罐（D-211）、预分馏塔顶回流泵（）、塔顶水冷器（）原位更新； 4.2.1.3 新增塔底重沸器（E-216）布置在C-202附近； 4.2.1.4 新增重汽油与催化汽油换热器（）利用原蜡油与原料油换热器（）位置、E-215/3利用原蜡油与脱气塔底油换热器（）位置； 4.2.1.5 塔顶空冷器（A-204/1~5）位置利旧两台，更新三片管束，构架及风机利旧原蜡油空冷器、原柴油空冷器。 4.2.2 加氢精制单元 4.2.2.1 蜡油加氢改造增加的热高分（D-208）、热低分（D-217）、冷低压分离器（D-203）、反应产物与混氢油换热器（E-203）拆除； 4.2.2.2 加氢反应器（R-201）、反应进料加热炉（F-201）、循环氢压缩机（）、冷高压分离器（D-202）原位利旧； 4.2.2.3 反应产物与汽提塔进料换热器（）移位至原E-203的位置，布置在东侧；反应产物水冷器（E-204）在原位； 4.2.2.4 反应进料泵（）原位更新； 4.2.2.5 循环氢脱硫部分新增脱硫塔（C-203）、循环氢脱硫塔入口分液罐(D-223)布置在拆除的热高分（D-208）、热低分(D-217)位置； 4.2.2.6 贫胺液缓冲罐（D-222）布置在框-2▽7000层的①~②空位处，贫液泵（）利用蜡油加氢柴油泵的位置； 4.2.2.7 汽提塔（C-201）及塔顶冷却、回流部分设备均原位利旧； 4.2.2.8 精制油泵（）利用蜡油加氢脱气塔底泵的位置； 4.2.2.9 精制油与原料油换热器（）利用原蜡油与原料油换热器位置，原位利旧； 4.2.2.10 精制油空冷器（）利用蜡油加氢蜡油空冷器（）的位置，原位利旧； 4.2.2.11 新增的精制油水冷器（E-206）布置在框-1▽5000层的②~③空位处，E-204东侧。 4.2.3 仪表采用 DCS 控制技术，新增的预分馏部分仪表、循环氢脱硫部分仪表、改造的重汽油加氢部分仪表和控制系统均在原Ⅱ套60万吨/年蜡油加氢装置原有基础上进行改造、利旧，所有远传的过程信号都送入DCS系统实现集中控制。 5、 物料平衡 5.1 预分馏单元物料平衡，如表1： 表1 预分馏单元物料平衡表 序号 物料名称 收率 (wt%) 流率 备 注 (kg/h) (×104t/a) 入方 1 FCC汽油 56547 以年操作8400 h计。 2 DCC汽油 23214 合计 100 79761 67 出方 1 轻汽油（LCN） 45 35714 2 重汽油（HCN） 55 44047 合计 100 79761 67 5.2 加氢精制单元物料平衡，如表2： 表2 加氢反应单元物料平衡表 序号 物料名称 收率 (wt%) 流率 备注 (kg/h) (×104t/a) 入方 1 重汽油 100 44047 以年操作8400 h计。 2 新氢 7 120 0.10 3 除氧水 3000 2.52 4 汽提蒸汽 1000 0.84 5 贫胺液 5000 4.20 合计 53167 出方 1 精制汽油 7 43991 2 含硫气体 0.55 244 0 3 含硫污水 3890 3.27 4 富胺液 5042 4.24 合计 53167 二、 工艺流程说明 本装置为已有装置改造，所以流程在现有流程基础上进行调整。调整后的各单元流程表述如下： 1、 预分馏单元流程 预分馏单元流程为新增部分，来自八罐区的 FCC汽油与来自催化裂解装置的 DCC汽油混合后，经重汽油与催化汽油换热器（E-215/1~3）换热到110℃进入预分馏塔（C-202），塔顶气相经预分馏塔顶空冷器（A-204/1~5）、预分馏塔顶水冷器（）冷凝冷却至40℃后进入预分馏塔顶回流罐（D-211）。回流罐的轻汽油经预分馏塔顶回流泵（）升压后一部分作为预分馏塔顶回流，另一部分与经过加氢处理的重汽油混合后出装置至催化、裂解装置的精制部分。预分馏塔热量由塔底重沸器（E-216）提供，以中压蒸汽作为热源。预分馏塔底重馏分汽油经重汽油泵（）升压后先与预分馏塔进料换热，然后进入加氢单元的原料油缓冲罐（D-201/1）。 2、 加氢精制单元流程 2.1 反应部分 重汽油自预分馏部分进入原料油缓冲罐（D-201/1）后，由原料油泵(P-201/1.2)升压经自动反冲洗过滤器(SR-203)、原料油脱水凝聚器（）进入滤后原料油缓冲罐（D-201/2）；重汽油经反应进料泵（）升压，再经精制油与重汽油换热器（）换热后，同混合氢一起经反应产物与混氢油换热器（）换热，然后进入反应进料加热炉(F-201)，加热至反应器入口温度280℃（操作末期）时进入加氢反应器（R-201），在反应器中，原料油和氢气在催化剂的作用下，进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等加氢精制反应。反应产物经反应产物与混氢油换热器（）、反应产物与汽提塔进料换热器（E-202/1~4）、反应产物空冷器（）、反应产物水冷器（E-204）换热、冷却后进入低压分离器(D-202)，进行气、油、水三相分离，底部出来的低分油经换热后至汽提部分，水相为含硫化氢和氨的污水送出装置集中处理，顶部出来的循环氢进入新增的循环氢脱硫塔入口分液罐（D-223）分液后进入循环氢脱硫塔(C-203)底部。 自装置外来的贫胺液先进入贫胺液缓冲罐(D-222)，再由贫液泵（）升压后进入循环氢脱硫塔第10层塔盘，与自塔底上升的循环氢逆向接触，脱出硫化氢。 脱硫后的循环氢自C-203顶进入原循环氢压缩机入口分液罐（D-207），分液后进入循环氢压缩机(K-202/1.2)升压，然后分两路：一路作为急冷氢去加氢反应器控制反应器床层温升；另一路与来自Ⅲ加氢的新氢混合成为混合氢，再与原料油混合作为混合进料。 为防止反应产物在冷却过程中析出铵盐堵塞管道和设备，通过注水泵（P-207/2）将除盐水注至反应产物空冷器上游侧的管道中。 2.2 汽提部分 低分油经反应产物与汽提塔进料换热器（E-202/1~4）换热后，进入汽提塔（C-201），塔顶油气经汽提塔顶空冷器（）、汽提塔顶水冷器(E-205)冷凝冷却至40℃后进入汽提塔顶回流罐(D-204)中，进行气、油、水三相分离，闪蒸出的气体至装置外脱硫，水相至含硫污水总管，油相经汽提塔顶回流泵(P-203/1.2)升压后大部分作为塔顶回流，少量轻烃间断排至装置外。塔底用蒸汽汽提。 汽提塔底精制重汽油经精制油泵（）增压后，经精制油换热器(E-203/1.2)、精制油空冷器(A-203/1.2) 、精制油水冷器（E-206）冷凝冷却至40℃进入精制油脱水罐（D-219），脱水后与轻汽油经混合器M-202混合后出装置，分别送至催化、裂解脱硫醇装置。 本装置原则流程图如下： 新氢 C 2 0 2 R 2 0 1 D 2 0 2 C 2 0 3 C 2 0 1 轻汽油 循环氢 贫胺液 （FCC、DCC） 至FCC和 原料汽油 DCC脱臭 富胺液 蒸汽 重汽油 精制汽油 图1：Ⅱ加氢装置原则流程图 第三章 联动试车方案 第一节 试车具备的条件 1、 与本装置相关的系统外管线及配套项目竣工并中交完毕，已具备投用条件。 2、 本装置内工程按设计内容施工完毕并中交。 3、 设备位号、管道介质名称及流向标识工作已完成。 4、 公用工程系统运行平稳。 5、 相关的岗位责任制等规章制度已建立并公布。 6、 技术人员、班组长、岗位操作人员经考试合格。 7、 试车方案及操作规程已印发给相关人员。 8、 试车工艺技术指标经相关管理部门进行确认并公布。 9、 联锁值、报警值已经相关管理部门批准并公布。 10、 生产记录报表、交接班日记本等准备齐全。 11、 机、电、仪、修各专业及化验室做好了试车前的各项准备工作。 12、 标识牌、警示牌和风向标已安装到位，所需通信工具及通信线路畅通。 13、 安全卫生、消防设施、气防器材和测温仪、有毒有害气体报警仪、防雷防静电、防护设施已完好备用。 14、 保运人员已按照要求全部到位。 第二节 试车前物资准备 一、 消耗物料准备 表3：消耗物料表 序号 介质 单位 用量 备注 1 水 新鲜水 t/h 2 间断 循环水 t/h 230 除氧水 t/h 2 蒸汽 MPa蒸汽 t/h MPa蒸汽 t/h 3 压缩空气 净化风 Nm3/h 120 非净化风 Nm3/h 120 间断 4 燃料气 Nm3/h 120 间断 5 氮气 Nm3/h 1000 间断 二、 化工辅材，如下表4： 表4 催化剂及化学试剂消耗 序号 名称 型号及规格 数量(t) 1 保护剂 FBN-001 FBN-002 2 催化剂 FGH-21 FGH-31 3 支撑剂 φ6鸟巢 φ13鸟巢 4 硫化剂 DMDS 5 缓蚀剂 6 阻垢剂 10 7 MDEA溶液 20%水溶液 5t/h 三、 机物料及主要防护用品，如下表5： 表5 序号 名称 单位 数量 1 润滑油 吨 2 2 低温润滑脂 吨 3 高温润滑脂（260℃） 吨 4 劳保手套 双 100 5 胶鞋 双 40 6 口罩 付 50 7 耳塞 付 20 8 劳保皮鞋 双 40 9 工作服 套 40 10 雨衣 套 40 11 安全带 付 6 12 安全绳（20m） 根 4 13 硫化氢防毒面具 套 2 14 便携式硫化氢浓度检测仪 台 2 15 空气呼吸器 套 4 16 长管供风面具 套 2 17 防爆电筒 只 40 18 防爆电池1＃ 节 100 19 防爆电池2＃ 节 50 20 防爆电池5＃ 节 50 21 防爆电池7＃ 节 20 22 洗手液（含气密用） 瓶 40 23 洗衣粉（2kg） 袋 20 四、 其它物资 其它物品根据实际需要，备齐试车用的工具器具等物资，如下表6： 表6 序号 名称 单位 数量 1 三级过滤单元 套 1 2 润滑油过滤脱水小车 台 1 3 临时电源防爆接线盒 只 2 4 垫片（DN15—300） 片 若干 5 手持式测温仪 台 2 6 手持式测振仪 台 2 7 蒸汽皮带（DN20） 米 500 8 蒸汽皮带（DN25） 米 500 9 塑料水管(DN15） 米 200 10 皮带管夹 个 150 11 铜F扳手（大小） 把 20 12 F扳手（大小） 把 20 13 铜管钳（350） 把 10 14 铜管钳（250） 把 10 15 铜活动扳手（8〃） 把 5 16 铜活动扳手（10〃） 把 5 17 铜活动扳手（12〃） 把 5 18 铜活动扳手（15〃） 把 5 19 铜梅花扳手（17-19） 把 5 20 铜梅花扳手（19-2） 把 5 21 铜梅花扳手（21-24） 把 5 22 铜梅花扳手（24-27） 把 5 23 铜鎯头 把 5 24 铁桶 只 10 25 铁丝 kg 10 26 老虎钳 把 5 27 聚四氟乙烯带 卷 20 28 洗耳球 个 20 29 铁锹 把 5 30 温度计 支 10 31 抹布 kg 100 第三节 全面大检查 一、 总则 本装置的全面大检查是在改造施工完毕后的一次全面自检，是顺利开工与否的关键。全面大检查发现的问题，经生产、设计、施工三方共同研究制定统一的处理意见后实施，直至问题解决。 二、 检查内容 1、 总体检查 1.1 检查设备是否按设计项目全面施工，施工质量是否符合设计标准。 1.2 检查设备是否按设计要求安装、是否配套、工艺流程是否符合要求。 1.3 检查新建本装置中间交接的项目资料是否齐全准确。 1.4 检查消气防设施器材、劳动保护用品、防毒面具是否齐全好用，安全消防通道畅通无阻。 1.5 检查本装置的照明等附属设备是否齐全好用。 1.6 检查各系统的工艺管线及单体设备是否存在问题。 1.7 查出问题要及时汇总处理。 2、 工艺管线的检查 2.1 对照仪表控制流程图（PID）及有关工艺配管图，检查流程是否正确。 2.2 检查所有工艺管线是否安装完毕，安装是否符合要求，流程是否畅通，能否符合生产要求。 2.3 检查管线材质选用是否正确，安装是否符合要求，支、吊、托架是否合格。 2.4 检查管线焊缝有无漏焊、脱焊、欠焊等缺陷存在。 2.5 检查阀门的盘根、压杆、大盖是否把紧，法兰的垫片材质和安装是否符合要求，螺栓是否拧紧，不得有滑扣和螺纹损伤现象，是否对称把紧，型号和类型是否符合要求，配件是否缺少。 2.6 检查阀门安装的位置是否合适，手轮的方向是否正确，阀的开关是否灵活。 2.7 检查热力管线是否具备生产要求的热补偿结构。 2.8 检查管线直径的大小、管壁厚度及管线材质是否符合要求。 2.9 检查管线低点的排污阀是否安装，并按要求接到地漏。 2.10 检查装置排水系统是否完备，清污分流系统阀门是否按要求开关，各下水井、地漏是否齐全并装上井盖、栅盖，是否完好、畅通。 2.11 检查管线外是否涂防腐漆，油漆的颜色是否符合要求。 2.12 检查管线上的“８”字盲板通盲状态是否正确，该装盲板的地方是否装上。 2.13 检查高温管线外保温是否完好，保温材料和保温质量是否符合要求。 2.14 检查仪表伴热是否完好。 2.15 检查管线上的压力表、温度计、流量计、采样阀是否安装齐全，位置是否正确，是否整体规范化，是否符合生产要求。 2.16 检查管线上的仪表测量测点位置是否正确。 2.17 检查管线上的单向阀和疏水器的方向是否正确。 2.18 检查人员要分区分片，落实责任人，并做好记录，确保现场检查没有漏项。同时要熟悉现场的设备情况，做到流程熟悉、设备清楚，即“活流程”。 2.19 如在检查中发现问题要及时联系施工单位整改。 3、 静设备检查 3.1 加热炉检查 3.1.1 检查火嘴是否符合设计安装要求，炉体基础安装是否牢固，炉墙是否倾斜。 3.1.2 检查炉膛内衬有无脱落，炉管及配件是否牢固稳妥，炉膛内及周围杂物和易燃品是否清除干净，接地线是否牢固。 3.1.3 检查炉体所属设备，如防爆门、人孔、烟道挡板、火咀、风门等是否安装完毕，灵活好用。 3.1.4 检查风道是否畅通、密封是否良好。 3.1.5 检查炉区全部温度计、流量计、压力表、热电偶、氧气分析仪等是否按规定安装完毕，是否经过调试并具备投用条件。 3.1.6 检查加热炉施工记录及各种资料是否完备齐全，炉体保温、油漆是否符合要求。 3.1.7 检查炉区消防设施是否合乎规范。 3.2 塔、反应器和容器检查 3.2.1 检查基础有否下沉，有无裂缝，地脚螺栓是否松动。 3.2.2 检查设备的壁厚、材质、设计压力，设计温度是否符合要求、焊缝质量是否良好。 3.2.3 检查设备进出管线法兰、人孔、手孔的垫片和螺丝螺帽材质是否符合要求，安装质量是否良好。 3.2.4 检查设备附件是否齐全好用，安全阀、压力表、温度计、液面计、放空阀、排污阀及连接件的配件是否齐全，安全阀的定压是否符合标准，设备的接地是否牢固，材质是否符合要求。 3.2.5 检查该保温的设备外壁是否进行了保温，保温厚度、材质是否符合要求。 3.2.6 检查设备内是否有杂物及遗忘的工具。 3.2.7 检查设备是否进行过水压试验，试验压力是否符合要求。 3.2.8 检查活动支座是否被水泥盖住，能否满足设备热涨冷缩的要求。 3.2.9 检查反应器内部构件的规格和材质是否合格，安装是否符合要求、便于催化剂装填，吊装机械是否完好。 3.2.10 检查塔内部构件是否按塔盘技术条件进行了验收，如：各浮阀塔盘的材质、数量是否符合要求，塔盘、降液管、溢流堰安装是否正确，开孔是否符合要求，浮阀是否齐全、灵活，集液箱安装是否牢固，杂物是否清理干净，破沫网的材质、厚度是否符合要求，塔盘和通道板安装是否牢固等等。 3.3 换热器、过滤器检查 3.3.1 检查铭牌是否完整，铭牌内容和设备是否相符。 3.3.2 检查基础是否下沉，有无裂缝，地脚螺栓是否松动。 3.3.3 检查活动支座是否被水泥盖住，能否满足设备热涨冷缩的要求。 3.3.4 检查壳体表面有无变形、碰伤裂纹、锈蚀、坑点等缺陷，接管的加强板有无漏气孔。 3.3.5 检查换热器开口数量、规格和位置是否符合要求。 3.3.6 检查焊缝有无裂纹，临时固定焊点应消除。 3.3.7 检查换热器头盖等螺丝安装、长短是否符合标准要求。 3.3.8 检查冷换设备出入口管线上是否有漏拆盲板。 3.3.9 检查试压记录是否齐全，符合标准。 3.3.10 检查平台、梯子是否符合要求，是否方便操作和设备维修。 3.3.11 检查放空口、温度计等是否符合生产要求和设计要求。 3.3.12 检查反冲洗过滤器（SR203）及其它过滤器的安装是否合格，滤芯（滤网）规格选择是否符合要求，是否清洗干净。 4、 动设备检查（压缩机、泵和空冷） 4.1 检查机、泵基础有否下沉、裂缝，地脚螺栓是否松动。 4.2 检查机、泵铭牌参数与设计是否一致，与电机是否配套，电流表是否安装完好。 4.3 检查机、泵的出入口阀是否便于操作，开关是否灵活，排凝是否畅通。 4.4 检查机、泵的电机转向是否正确。 4.5 检查机、泵的对轮、安全罩、接地引线等是否完好，符合要求； 4.6 检查机、泵盘车是否灵活，有无卡磨现象或异常声音。 4.7 检查机、泵找正记录是否符合要求。 4.8 检查机、泵的入口是否按设计要求安装过滤器，机械密封是否正确安装，润滑油或润滑脂是否加好。 4.9 检查机、泵冷却水是否畅通，电源开关、压力表、温度表、卸荷器等是否齐全好用。 4.10 检查机、泵的仪表测量控制及联锁系统是否齐全。 4.11 检查空冷器密封件是否完好，翅片有无被压变形、弯曲现象。 4.12 手动操作百叶窗，检查开关是否灵活，百叶窗的开度与指示是否一致。 4.13 检查空冷风机叶片保护罩是否完好，电机、皮带轮、叶片的安装及找正是否良好，电机皮带是否过松，过紧，转向是否正确，盘动叶片，运转有无碰撞、松紧不均匀现象。 5、 电气、通讯系统检查 5.1 检查通讯单元的施工是否完成，对讲机是否配齐。 5.2 检查新建单元的照明是否达到下列要求： 5.2.1 控制开关灵活好用，并符合安全标准。 5.2.2 本单元各处的照明能满足正常操作和日常巡检的需要。 5.2.3 照明灯具和引线的安装要牢固并符合安全标准。 5.3 检查装置内避雷单元的接地是否良好。 5.4 检查全部电气设备（不包括配电间）的控制开关和电流表等安装质量是否良好并便于操作。 5.5 检查全部电气设备（电动机、电开关）的电缆接地，有无因施工而被碰伤、损坏和绝缘不好等缺陷。 6、 仪表检查 6.1 现场仪表检查 6.1.1 检查各控制回路、测量元件、控制阀、现场表框和表盘、表箱等设备是否齐全、完好，标识是否正确清楚。 6.1.2 检查调节阀安装方向是否正确，调节阀的风开风关是否符合安全要求，调节阀的开关是否灵活，全开全关时阀杆是否到位，编号是否与流程图一致。 6.1.3 检查现场压力、流量、温度测量位置是否正确，引线阀位置是否便于操作。 6.1.4 检查现场压力表、温度计、流量计和玻璃板液位计安装位置是否满足工艺需要，操作人员更换是否方便，对照流程图有否有遗漏，指示仪表的量程是否合适。 6.1.5 检查压力、流量、温度和液位变送器等仪表控制单元是否已校核合格，是否达到仪表本身精度等级的要求，并符合现场使用条件。 6.1.6 检查现场液位计的安装是否符合要求。 6.1.7 检查现场加热炉氧气分析仪、H2在线分析仪等是否调试合格，采样系统是否满足要求。 6.1.8 检查现场H2S和可燃气体检测仪安装位置是否正确，校验是否合格。 6.1.9 检查现场切断阀安装位置是否正确，开关是否灵活，净化风压力为零时阀门是否全开或全关，阀的回讯器是否可靠。 6.2 操作站检查 6.2.1 目测DCS操作站完好，检查键盘、鼠标器、操作屏等好用，操作椅完好。 6.2.2 检查DCS流程图画面、总貌画面、点/组操作画面、趋势画面、报警画面等是否准确，操作报表、报警记录、操作信息记录、系统维护记录是否齐全。 6.2.3 检查DCS画面仪表位号与现场是否一致，调节阀风开、风关是否正确。 6.2.4 检查DCS是否按全部要求设计控制回路，检测部位是否正确。 6.2.5 检查装置安全联锁是否调试合格，联锁内容是否符合工艺需要。 6.2.6 投入仪表、DCS系统后，检查所有仪表运行情况，主要仪表的指示值，相互比较校对，应无异常现象。 7、 公用工程系统检查 公用工程系统包括：新鲜水、循环水、除氧水、凝结水、蒸汽系统、非净化风、净化风、氮气、燃料气线、放火炬线、伴热蒸汽线、清净下水、含油污水、含硫污水、污油等系统。 检查公用工程系统的边界阀、计量仪表的配置、各低点排凝的设置、保温及伴热系统、安全布置、施工质量是否符合规范及设计要求。 8、 安全环保设施检查 8.1 检查装置内所有垃圾、易燃易爆物是否清除干净，道路是否畅通无阻。 8.2 检查各设备安全阀及安全排空管线的安装是否正确，安全阀是否进行过定压，定压值是否符合设计要求，安全阀上、下游阀是否全开并加铅封。 8.3 检查硫化氢检测仪、可燃气体检测仪是否按要求安装，是否完好。 8.4 检查装置劳动保护（防毒面具及药物等）是否配备齐全。 8.5 装置平台和框架的爬梯和扶栏是否符合安全规定。 8.6 检查装置区内所有电机是否采用防爆电机，灯光照明是否采用防爆灯。 8.7 检查是否按设计要求配备便携式硫化氢报警仪、空气呼吸器、防毒面罩。 8.8 检查仪表配电箱是否按设计划定的防爆等级采用相应防爆措施。 8.9 检查照明是否完好。 8.10 检查含油污水系统和雨水系统是否分开，有没有污水排入雨水系统。 8.11 检查下水井是否畅通，盖板是否齐全。 8.12 检查各种安全警示、标语是否齐全醒目。 8.13 按“三同时”要求，检查中间交接的安全资料是否齐全准确。 9、 消防设施检查 9.1 对照图纸检查消防水系统的管线，消防炮的安装，水压等是否符合要求，法兰及接头的密封是否良好，阀门和水枪是否灵活好用。 9.2 检查各消防点水带、蒸汽带等器材是否配备齐全，灭火器、消防扳手等消防器材是否齐全。 9.3 检查消防蒸汽系统的配管是否符合要求。 9.4 检查各蒸汽接头地点及数量是否满足消防需要和便于操作。 9.5 检查消防对外报警、通讯系统是否好用。 9.6 检查消防系统道路是否施工完毕并畅通无阻。 9.7 检查火灾报警仪是否按设计要求安装到位，运转是否正常。 9.8 检查消防竖管及其附件是否完好齐全。 9.9 检查钢结构的防火保护是否符合规范要求。 第四节 公用工程系统的投用 一、 冲洗、吹扫介质 公用工程系统主要包括水（新鲜水、循环水、除氧水）、蒸汽、氮气、净化风、非净化风等系统，分别使用各自对应的介质进行冲洗、吹扫。 二、 投用原则及注意事项 1、 确认系统管线冲洗或吹扫干净后引至界区前。 2、 投用前对本单元内流程进行检查确认，同时将边界管线上盲板进行调向。 3、 检查和打开本单元内的管线排凝阀，排尽管线内存水，防止水击损坏管线，排凝结束后，方可引水、引汽。 4、 管线冲洗或吹扫时先总管后支管，按流程顺序进行吹扫，冲洗干净后，恢复冲洗时断开的法兰或阀门。 5、 冲洗或吹扫管线上若有调节阀，需先拆下先走副线，冲洗或吹扫干净后复位。 6、 管线冲洗干净后，逐台冲洗各设备，拆开入口法兰排放，合格后将换垫上紧法兰。 7、 回水管线可采取反冲方法，即打开界区回水总阀反冲回水总线，水净后，再按照流程先后顺序依次对下水支线进行反冲洗，冲洗干净后，恢复冲洗时断开的法兰或阀门。 8、 管线冲洗或吹扫时注意防烫、防滑，放空点周围做好警戒维护。 9、 有流量孔板的需先拆下并将法兰上紧，合格后恢复。 10、 泵入口加临时过滤网。 11、 管线、设备冲洗时，要经常注意排水的水质情况，目测水清、无杂质时，可认为该段管线、设备冲洗完毕；而进行吹扫的管线、设备，需达到放空口无铁锈、焊渣等脏物为合格。 三、 投用步骤 由于本次改造依托原蜡油加氢公用工程设施进行相应改造，对该系统未作大的变动，只是局部增加了一些公用工程管线，因此对新增部分重点处理后，即可正常投用整个公用工程系统： 1、 水系统（新鲜水、循环水、除氧水）冲洗、投用 1.1 新鲜水 1.1.1 冲洗、投用步骤 1.1.1.1 拆除C-202回流泵P-208入口新鲜水临时给水线盲板，做好引新鲜水准备。 1.1.1.2 检查确认引水流程，关闭边界阀和各支线阀。 1.1.1.3 联系调度，准备引新鲜水。 1.1.1.4 开边界阀引新鲜水进新鲜水线冲洗后，再分别冲洗新鲜水各支路，冲洗完毕后，关闭各支线阀。 1.1.1.5 冲洗干净后，进行水线试压至，如无泄漏，引新鲜水完成。 1.1.2 新鲜水冲洗流程 各服务点排放 拆污油界区阀前法兰排放 新鲜水 冲洗假净水系统 P208入口临时给水线总阀阀后法兰断开排放 1.2 循环水 1.2.1 冲洗、投用步骤 1.2.1.1 检查确认引水流程，关闭边界阀和各支线阀。 1.2.1.2 联系调度和上游装置，本装置准备引循环水。 1.2.1.3 缓慢打开边界上水总阀，按循环水冲洗流程对循环水管线进行冲洗。 1.2.1.4 全部冲洗干净后，进行水线试压至，如无泄漏，引循环水初步完成。 1.2.2 循环水冲洗流程 循环上水 拆E204 拆E205 拆E206 拆E213/1,2 拆各机泵 入口阀后法兰 入口阀后法兰 入口阀后法兰 入口阀后法兰 冷却水入口阀后法兰 拆E204 拆205 拆E206 拆E213/1,2 拆各机泵 出口阀前法兰 出口阀前法兰 出口阀前法兰 出口阀前法兰 冷却水出口阀前法兰 循环回水 1.3 除氧水 1.3.1 冲洗、投用步骤 1.3.1.1 检查确认引水流程，确认边界阀和各支线阀关闭。 1.3.1.2 联系调度和上游装置，装置准备引除氧水。 1.3.1.3 拆除界区除氧水盲板，打开边界阀，引除氧水对本装置除氧水线进行冲洗。 1.3.1.4 全部冲洗干净后对除氧水系统进行试压至MPa，检查无泄漏，引除氧水完成。 1.3.2 除氧水冲洗流程 TV2030 拆TV2030入口法兰 TV2030副线 拆D226入口法兰排放 除氧水 总管拆法兰冲洗 FV 219 拆P207/1,2入口法兰 FV219副线 拆E202/1~4出入口法兰排放 2、 蒸汽系统吹扫、投用 2.1 引MPa蒸汽 2.1.1 吹扫、投用步骤 2.1.1.1 引蒸汽前确认蒸汽管线吹扫后工艺流程恢复；流量计、调节阀恢复；施工、保温等全面结束。 2.1.1.2 联系生产部，对蒸汽系统管线进行确认；对装置内蒸汽流程进行检查确认。 2.1.1.3 将界区 MPa蒸汽管线盲板调向，打开各蒸汽管线底部排凝阀，并将各蒸汽疏水器拆下；调节阀改走副线流程，管线上的放空阀打开。 2.1.1.4 流量孔板需预先拆下并将法兰上紧，关闭仪表引压管根部阀，压力表手阀，安全阀前截止阀，待主管线吹扫干净后，再逐一打开吹扫。 2.1.1.5 联系调度后，缓慢打开打开系统给汽阀和界区 MPa蒸汽总阀，对蒸汽总管和装置内各支路进行暖管、贯通、吹扫，将蒸汽缓慢引进装置，检查有无泄漏点。 2.1.1.6 引蒸汽后检查各管托、弹簧支、吊架、管线热位移情况。 2.1.1.7 暖线后要有专人查看各点放空情况，支线终端的放空排凝阀见汽后保持少量排空。 2.1.1.8 各排凝见汽后，依次关小各排凝阀，逐渐开大系统给汽阀，蒸汽系统升温升压吹扫。 2.1.1.9 按流程对管网进行吹扫，吹扫干净后，减温减压器D-226前管线升温升压至MPa、D-226后升温升压至3.0MPa进行试漏检查，无问题后正常投用。 2.1.2 注意事项 2.1.2.1 引蒸汽时，未经HSE组同意，不得私自向工艺管线和设备进汽，防止蒸汽串线。 2.1.2.2 吹扫进设备前需要先断入口阀门或法兰。 2.1.2.3 蒸汽进设备必须缓慢，要有一个预热过程，以防突然升温而导致受热设备膨胀不均匀，避免造成管线水击，致使管线管托脱落、焊缝拉裂、垫片呲开等不良后果。 2.1.2.4 重沸器管程通汽吹扫时，壳程侧的放空阀必须打开，以免憋压损坏。 2.1.2.5 调节阀、计量表可预先拆下，改走副线，待管线、设备吹扫干净后再投用。 2.1.2.6 操作时严防蒸汽烫伤，拆装阀门、法兰、换垫前，必须待泄压、温度降低后进行。 2.1.3 吹扫流程 各排空点排放 MPa蒸汽 DN200主管 PV2007副线 DN40副线 拆D226入口法兰排放 拆E216 E216管程 拆E216管程气相返回线 拆D226除氧水 管程入口法兰 入口DN40副线 吹扫蒸汽阀后法兰排放 入口法兰排放 拆D224入口法兰 底排放 LV2007副线 拆D224顶出口阀前法兰排放 顶放空 拆凝结水界区阀前法兰排放 2.2 引MPa蒸汽 2.2.1 吹扫、投用步骤 2.2.1.1 引蒸汽前确认蒸汽管线吹扫后工艺流程恢复；流量计、调节阀恢复，保温施工结束，并对本装置内的MPa蒸汽流程进行检查确认。 2.2.1.2 将界区MPa蒸汽管线盲板调向，打开各蒸汽管线底部排凝阀，将各蒸汽疏水器拆下；调节阀改走副线流程，管线上的放空阀打开。 2.2.1.3 流量孔板需预先拆下并将法兰上紧，关闭仪表引压管根部阀、压力表手阀、安全阀前截止阀，待主管线吹扫干净后，再逐一打开吹扫。 2.2.1.4 联系调度后，缓慢打开界区MPa蒸汽总阀，对蒸汽总管和本装置内各支路进行暖管、贯通、吹扫，检查有无泄漏点。 2.2.1.5 引蒸汽后检查各管托、弹簧支、吊架、管线热位移情况。 2.2.1.6 暖线后要有专人查看各点放空情况，支线终端的放空排凝阀见汽后保持少量排空。 2.2.1.7 各排凝见汽后，依次关小各排凝阀，逐渐开大系统给汽阀，蒸汽系统升温升压吹扫。 2.2.1.8 按流程对管网进行吹扫，吹扫干净后，管线升温升压至MPa进行试漏检查，无问题后正常投用。 2.2.2 注意事项 MPa蒸汽吹扫、投用步骤的注意事项。 2.2.3 吹扫流程 拆各伴热点疏水器排放 各服务点排放 拆FCC原料油吹扫蒸汽入口法兰排放 MPa蒸汽 DN150主管 拆DCC原料油吹扫蒸汽入口法兰排放 拆各泵吹扫蒸汽入口法兰排放 拆C202底吹扫蒸汽入口法兰排放 拆各回流罐脱水包吹扫蒸汽入口法兰排放 拆D224顶出口阀前法兰排放 3、 引氮气 3.1 吹扫、投用步骤 3.1.1 检查好内部流程，进本装置内设备的阀门关闭，并确认盲板拆除。 3.1.2 联系调度，做好本装置引氮气准备。 3.1.3