催化裂化装置操作规程确定版

第一章 概述

第一节 装置加工能力及组成

装置设计加工能力为10×104吨/年，以原料油为混合原油的蜡油（设计比重0.9183g/cm3,残炭0.363m%）并掺炼30%的减压渣油或常压重油（设计比重0. 9839g/cm3,残炭19.208m%）为原料，多产液化石油气及高辛烷值汽油。装置由反应再生、分馏、吸收稳定（精制）、主风、气压、司泵等部分组成，产品有汽油、轻柴油、液化气、干气等。

原料及产品性质见表达式1、2、3：

表1 长庆常压重油性质 序号 项目 分析数据 1 比重D204 0.8848 2 运动粘度 80℃ CST 23.33 100℃ CST 14.32 3 凝点 56 4 分子量 543 5 特性因数 12.7 6 残炭W% 5.4 7 馏程 初馏点℃ 309 10% ℃ 389 60% ℃ 493 8 元素分析 碳 % 85.79 氢 % 12.89 硫 ppm 1260 氮 ppm 1247 9 金属分析 镍 ppm 1.67 钒 ppm 0.48 铁 ppm 27.90 钠 ppm 6.26 10 族组成 饱合烃%（W） 71.7 芳烃 %（W） 17.7 胶质 %（W） 10.39 沥青质 %（W） 0.21

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表2 宝丰洪城常压重油性质

分析项目 分析结果 942.7 密度(20℃) Kg/m3 HK ℃ 馏10% ℃ 20% ℃ 30% ℃ 程34% ℃ 总馏出量(ml) 硫含量% 酸度,mgKOH/100ml 水溶性酸或碱 水分% 228 452 472 494 500 35 0.15 / / 痕迹 分析项目 Fe(mg/L) Ni(mg/L) Cu(mg/L) V(mg/L) Na(mg/L) 残炭% 分析结果 16.3 13.0 0.7 11.2 55.1 10.1 表3汽油、轻柴油性质（预测值） 序号 项目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 比重g/cm3 粘度（20℃）mm2/s 溴价gBr/100ml 凝点℃ 辛烷值RON/MON 十六烷值指数 实际胶质mg/100ml 诱导期min 腐蚀（50℃ 3h铜片） HK ℃ 10% ℃ 馏30% ℃ 50% ℃ 70% ℃ 90% ℃ 程95% ℃ KK - 2 -

数据 汽油 0.750 67.4 91/80 4 >485 39 67 93 119 145 173 185 205 轻柴油 0.91 4.119 9.3 -16 ~23 <60 合格 210 236 249 266 283 301 309 324 表4 干气、液化气组成（预测值） 序号 组分 干气，v% 液化石油备注 气，v% 1 H2 21.83 2 N2 9.91 3 H2O 0.71 0.04 4 CO2 2.26 5 O2 0.38 6 H2S 3.5 1.8 7 C10 31.42 8 C20 12.86 0.24 9 C2= 15.35 0.01 010 C3 0.12 11.230 =11 C3 1.39 33 12 nC40 0.01 5.22 13 iC40 0.02 14.54 14 nC4= 0.04 10.71 =15 iC4 0.03 7.85 16 cC4= 0.03 7.9 17 tC4= 0.02 4.74 18 0.03 2.72 ≥C5 19 100 100 合计 第二节 主要工艺技术，控制方案及特点

第一条 目的产品收率高，富产液化石油气，石油气中富含烯烃（尢其是丙烯、丁烯）可提供更多的化工原料。 第二条 反应温度略高，在490-520℃之间，采用较低的反应压力和较长的反应停留时间一般为3~4秒，其操作灵活性大，可采用油浆全回炼和部分回炼的操作方式，以得到更多的液化石油气和汽油；采用较大的注气量，一般占总进料的~10w%，以降低油气分压；采用较大的剂油比操作，可达6~8。 第三条 本装置设有回炼油系统和轻污油回炼系统。

第四条 两器采用同轴式布置：两器采用沉降器在上，再生器在下的同轴式布置，这种布置型式允许的两器差压大，很好地兼顾了反应和再生对操作压力的不同要求。另外，同轴布置具有结构简单，操作控制灵活方便，压力平衡适用范围大，抗事故干扰，尤其是抗催化剂倒流能力强、占地面积小等优点。

1、采用中CO助燃剂的完全再生方案

采用该方案后，由于平均氧浓度的提高可使再生剂含碳明显降低，特别对于本装置单段再生效果更好。

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2、采用单段逆流高效完全再生

通过加高待生套筒使待生催化剂进入密相床上部并良好分配，然后向下流动与主风形成气固逆流接触烧焦的良好条件，由于高含氧的气体仅和低含炭的催化剂相遇，低含氧气体则同高含炭的催化剂接触。因此，整个烧焦过程化学动力学速度比较均一，有利于提高总的烧焦强度。

3、采用待生催化剂分配技术

在待生套筒出口配置特殊设计的待生催化剂分配器，使待生催化剂均匀分布于再生密相床上部，为形成单段逆流高效再生提供基本的保证。

4、采用高床层再生

本装置采用7.0m的密相床层，较高的再生密相床层不仅可提高气固的单程接触时间，而且有利于CO在密相床中燃烧并提高输送推动力。

5、采用改进的主风分布管

主风分布好坏将直接影响再生器的流化质量，从而影响烧焦效果，为改善流化质量，采用改进的主风分布管。 第六条 采用新型的气控串联式外取热器。

由于装置设计生焦率高达8.5%，再生器热量过剩。气控串联式外取热器是洛阳石化工程公司的专利技术。该型式外取热器具有结构简单、操作方便、调节灵活、运行可靠等特点。外取热器取热管采用助片管，具有传热系数高、设备结构紧凑、抗事故能力强等优点。外取热水系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。外取热器产生并过热1.0MPa蒸汽。 第七条 改进并完善提升管反应器系统

1、用高效雾化喷嘴，改善雾化效果，减少干气及焦炭产率。

2、设置预提升段，改善催化剂与原料油接触前的流动状态，使催化剂与原料保持均匀接触，减少不必要的热理解化反应。提升介质为自产干气及蒸汽。

3、缩短粗旋的油气出口与沉降器单级旋分器入口的距离，减少沉降器内油气的过度热裂化反应及二次裂化反应。

4、提升管上部设置有注终止剂系统 第八条 采用高效汽提技术

改善汽提效果是降低焦炭产率的一个重要手段，特别是本装置，由于需要较高的剂油比，使得夹带到汽提段的油气量增加，提高汽提效果就显得列为重要。为此，本装置采用了改进的汽提挡板结构，并将汽提段的高度适当加大，以增加汽提段催化剂停留时间。

第九条 塞阀和单、双动滑阀均采用电液执行机构和冷壁式阀体结构。 第十条 再生器、沉降器采用高效旋风分离器

从维持反、再系统平稳操作，减少催化剂自然跑损的角度出发，本装置反再系统中旋风分离器均采用分离效率高、结构简单、操作弹性大的高效旋风分离器。

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第十一条 分馏塔设油浆、中段、顶循三个回流取热，中段回流与稳定系统进一步换热后做吸收稳定系统稳定塔、解吸塔底重沸器热源。 第十二条 工艺过程控制采用集散型控制系统（DCS）

第三节 工艺流程简述

常压重油和蜡油（80℃）自工厂罐区进入原料油缓冲罐（V1301），料油由原料油泵（P1301AB）加压后，经循环油浆—原料油换热器（E1313）加热到200℃，再经原料油雾化喷嘴进入提升管反应器（R1201A），在此与~700℃高温催化剂接触并迅速升温、汽化；在与催化剂沿提升管向上流动的同时，原料不断发生裂化反应，生成各种气相产物，同时生成焦炭覆盖在催化剂表面，使其逐渐丧失裂化活性，成为待生催化剂。520℃反应油气与待生催化剂在提升管出口处经粗旋风分离器迅速分离，进入沉降器（R1201B）后油气再经一组单级旋风分离器进一步除去携带的催化剂细粉，最后离开沉降器，进入分馏塔（T1301）。

待生催化剂经粗旋及沉降器单级旋风分离器料腿进入位于沉降器下部的汽提段，在此与蒸汽逆流接触以置换催化剂所携带的油气。汽提后的催化剂沿待生立管下流，经待生塞阀并通过待生塞阀套筒进入再生器（R1201C）的密相床，在700℃左右的再生温度、富氧（3%）及有CO助燃剂的条件下进行逆流完全再生。烧焦过程中产生的过剩热量由外取热器（R1202）取走，即再生器的部分催化剂由外取热器入口管进入外取热器壳程中，在流化风的作用下，将热量传递给翅片管内的水、汽，取热管内发生并过热1.0Mpa级蒸汽。冷却后的催化剂经入口管及导流管返回再生器密相床层中，外取热器负荷的调节可通过改变外取热器底部流化风量及循环风量来实现。当外取热器发生死床时，用非净化风代替增压风来启动外取热器。再生后含碳量小于0.15%的再生催化剂通过再生斜管及再生单动滑阀，进入提升管反应器底部，以蒸汽和干气作提升介质，完成催化剂加速、分散过程，然后与雾化原料接触。

再生器烧焦所需的主风由三台主风机提供。外取热器流化风及待生套筒流化风由空压站供应。

再生器产生的烟气由三组两级旋风分离器分离的催化剂后，经余热锅炉排入大气。

桶装金属钝化剂由钝化剂吸入泵（P1201）送至钝化剂罐（V1218），经钝化剂注入泵（P1202AB）抽出后与原料油混合进入提升管反应器，开工用的催化剂由冷催化剂罐（V1201）用非净化风输送至再生器，正常补充催化剂可由催化剂小型加料线用非净化风输送至再生器。CO助燃剂由CO助燃剂加料斗（V1206）用非净化压缩空气经小型加料管线输送至再生器。

为保持催化剂活性和催化剂重金属含量不超过允许值，需定期从再生器内卸出部分催化剂并用非净化压缩空气输送至热催化剂罐（V1202）。

由沉降器来的反应油气进入分馏塔（T1301）底部，通过盘环型挡板与循环油浆逆流接触，洗涤反应油气中夹带的催化剂并脱除过热，使油气呈“饱

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和状态”进入分馏塔上部进行分馏。

分馏塔顶油气经分馏塔顶油气-热水换热器（E1300AB）、分馏塔顶油气空冷器（E1301AB）、分馏塔顶油气冷凝冷却器（E1302AB）冷却至40℃，进入分馏塔顶油气分离器（V1302）进行气、液相分离。分离出的粗汽油经粗汽油泵（P1303AB）一部分打入吸收塔（T1401）作吸收剂，另一部分作分馏塔顶冷回流，富气进入气压机（C1401AB）。含硫的酸性水由富气水洗泵（P1309AB）抽出作为富气洗涤水送至气压机出口管线。

轻柴油自分馏塔第十一或十三层抽出自流至柴油气提塔（T1302），汽提后的轻柴油由轻柴油泵（P1305AB）抽出，经轻柴油-富吸收油换热器（E1305）、轻柴油-热水换热器（E1307）、轻柴油冷却器（E1308）使轻柴油温度降至40℃，一路作为产品出装置；一路进封油罐（V1303）分别为燃烧油、封油；一路送至再吸收塔（T1403）作吸收剂。

分馏塔的过剩热量分别由顶循环回流、中段循环回流及油浆循环回流取走。顶循环回流自分馏塔第四层塔盘抽出，用顶循环油泵（P1304AB）升压，经顶循环油-热水换热器（E1303AB）温度降至90℃后返回分馏塔第一层塔盘。中段回流油自分馏塔第十七层抽出，由中段循环回流油泵（P1306AB）升压，经分馏中段油—油浆换热器（E1310）、稳定塔底重沸器（E1409）、解吸塔底重沸器（E1406）、分馏中段油-热水换热器（E1309）换热后温度降至290℃返回分馏塔第十四层塔盘。油浆自分馏塔底由循环油浆泵（P1308AB）抽出后分为两部分，一部分直接送至提升管反应器（R1201A）；另一部分经分馏中段油—油浆换热器（E1310）、循环油浆-原料油换热器（E1313）后温度降至290℃，返回分馏塔底及盘环型档板上方。需外甩油浆时，一部分经油浆冷却水箱（E1314）冷却至90℃，直接出装置送至燃料油罐区。

从V1302来的富气经气压机入口凝液罐（V1404）进入气压机进行压缩，出口压力为1.6Mpa（绝）。气压机出口富气先与解吸塔顶气及富气洗涤水汇合一起至压缩富气空冷器（E1401AB）冷却，再与吸收塔底油混合，经压缩富气冷却器（E1402AB）冷却至40℃，进入气压机出口油气分离器（V1401）进行气、液分离。分离后的气体进入吸收塔（T1401）用粗汽油及稳定汽油作吸收剂进行吸收，吸收过程放出的热量由两个中段回流取走。贫气至再吸收塔（T1403），用轻柴油作吸收剂进一步吸收后，干气自塔顶馏出送至工厂燃料气管网。

凝缩油由凝缩油泵（P1401AB）从气压机出口油气分离器（V1401）抽出后分两路：一路经稳定汽油—凝缩油换热器（E1405）加热后进入解吸塔中部；另一路直接进入解吸塔顶部，由解吸塔底重沸器（E1406）加热，以解吸出凝缩油中的C2组分。重沸器热源为分馏塔中段循环回流油。塔底抽出的脱乙烷汽油，经稳定汽油与脱乙烷汽油换热器（E1407）与换热后送至稳定塔（T1404）进行多组分分馏，稳定塔底重沸器（E1409）亦由分馏塔中段循环回流油提供热量。液化石油气从塔顶馏出，经稳定塔顶冷凝冷却器（E1408AB），冷至

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40 ℃后进入稳定塔回流罐（V1402）。液化石油气经稳定塔顶回流泵（P406AB）抽出后，一部分作稳定塔回流，其余作为液化石油气产品送至产品精制脱硫及脱硫醇。稳定汽油从稳定塔底流出，经稳定塔进料换热器（E1407）、稳定汽油—凝缩油换热器（E1405）、稳定汽油冷却器（E1411AB）冷却至40℃，一部分由稳定汽油泵（P1407AB）送至吸收塔作补充吸收剂，其余部分作为产品送至产品精制部分脱硫及脱硫醇。

气压机出口油气分离器（V1401）分离出的酸性水直接自压至装置外酸性水汽提装置处理。

从装置外来的104℃、2.0Mpa低压除氧水分别送至外取热器汽包、油浆蒸发汽包V1701和余热锅炉（F1701）汽包。外取热器所产饱和蒸汽在外取热器内自行过热，V1701和F1701产生1.27Mpa饱和蒸汽5.88/8.13t/h均在余热锅炉过热。

自再生器来的再生烟气经水封罐进入余热锅炉，回收余热后，温度降至180℃排至大气。

装置产汽系统各汽包的排污水和余热锅炉的排污水一同进入排污冷却器V1702，用新鲜水混合降温后排至工厂污水处理场。

系统所需的磷酸三钠采用连续加药方式，固体的磷酸三钠在加药装置（V1704）内溶解，并加压送至各汽包中。

第四节 自动控制方案简介

第一条 提升管（R-1201A）反应温度控制

反应温度是影响催化裂化装置产品收率及产品分布的关键参数之一，它受许多工艺参数和约束条件的影响。催化裂化反应是吸热反应，其需热量直接由再生器烧焦的燃烧热（主要的）和反应进料携带的热量（次要的）提供，在其它因素相对不变的条件下，反应温度在一定范围内可以通过调节再生催化剂的循环量和进料温度来控制。

提升管反应器（R1201A）出口温度控制是通过调节再生滑阀（TV1115）的开度从而控制再生催化剂循环量来实现的。

为提高装置的安全可靠性和操作灵活性，该控制回路中设置了再生滑阀差压保护回路，提升管反应器出口温度调节器（TRCA1115，反作用）与再生滑阀压降调节器（PdRCA1107，正作用）组成超值控制系统，以实现再生滑阀低压差软限保护，防止催化剂倒流。在正常工况时，再生滑阀压降总是大于其给定值（一般约为0.01Mpa），再生滑阀由提升管反应器出口温度调节器（TRCA1115）控制，而再生滑阀压降调节器（PdRCA1107）处于自动跟踪状态，在异常工况时，即当再生滑阀压降低于PdRCA1107的给定值时，PdRCA1107的输出值自动降低并低于TRCA1115的输出值，此时低值选择器就会自动选择pdc1107的输出去控制再生滑阀（而TRCA1115则退居自动跟踪状态），以维持再生滑阀一定压降，防止催化剂倒流。

异常工况消失后，再生催化剂循环量和反应温度随之上升，反作用调节

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器（TRCA1115）的输出自动降低，而正作用调节器（PdRCA1107）的输出值却随再生滑阀压降的增加而逐步上升，当TRCA1115的输出值小于PdCA1107的输出值时，低值选择器又自动选择TRCA1115去控制再生滑阀，PdCA1107再次退居自动跟踪状态，整个系统又自动平衡地恢复到提升管反应温度控制再生滑阀的正常状态。 第二条 沉降器（R-1201B）压力（简称反应压力）——催化分馏塔（T-1301）顶压力控制。

反应压力是通过控制分馏塔顶压力来实现的，反应压力决定着两器的压力平衡，是影响主风机和气压机负荷平衡的主要参数。反应压力在生产的不同阶段及在不同的情况下，采用不同的控制方法：

1、两器烘炉及流化试验阶段

利用沉降器顶出口油气管道上的放空调节阀来控制，主要目的是控制烘炉升温的速度。

2、喷油前建立汽封至两器流化（分馏塔油气入口大盲板拆除后）。在反应进油前建立汽封至两器流化升温阶段，利用调节塔顶出口油气蝶阀（PV1201A）的开度来控制。

3、反应进油至启动富气压缩机前

利用测压点设在分馏塔顶的压力调节器（PRC1201B）调节气压机入口富气放火炬调节阀（PV1201B）的开度来控制。随着反应进料量和反应深度的增加，用DN200闸阀手动与PV1201B并联控制，旁路部分油气，仍由PC1201B自动控制，从而保证进油阶段反应压力的稳定。

4、正常生产阶段

富气压缩机投入运行后，由于机组为恒转速运行，反应压力由分馏塔顶压力调节器（PRC1201C）调节气压机出口反喘振调节阀（FV1802），调节富气返回分馏塔顶的循环量来控制。

当气压机入口流量低于该机喘振流量时，气压机入口流量喘振调节器（FC1801）将自动取代PRC1201C进行控制，保护富气压缩机安全运行。分馏塔顶压力调节器（PRC1201C）与气压机反喘振调节器（FRC1801）组成自动选择（低值）调节系统。

在正常工况运行中，富气压缩机入口压力调节器（PRCA1801）只起自动保护作用，它的给定值一般高于正常工况下富气压缩机入口压力，一旦富气压缩机入口压力超高（如气压机紧急停机），PRC1201就自动开启入口富气放火炬闸阀（PV1201B），保证反应及分馏系统安全。

第三条 再生器（R-1201C）沉降器（R-1201B）差压与再生压力控制

为了维持再生器与沉降器之间的压力平衡及主风机组的平稳操作，采用再生器—沉降器差压调节器（PdRCA1103反作用）和再生器压力调节器（PC1101反作用）组成自动选择调节系统，当再生器与沉降器的差压力超过安全给定值时，自动选择调节系统的两器差压调节器（PdRCA1103）就无扰

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动地自动取代再生器压力调节器（PRCA1101）进行控制，维持两器差压在允许的范围内，当再生器与沉降器差压恢复到给定值范围内时，系统又无扰动地自动转回再生器压力控制双动滑阀。 第四条 沉降器（R-1201B）藏量控制

沉降器藏量调节器（WRCA1101）直接控制待生塞阀（WV1101）的开度，由于待生立管有较大的储压能力的操作弹性，所以塞阀压降不设置软限保护，但设置差压记录和低差压（开度太大）报警。 第五条 分馏塔中段油回流控制

为保证分馏塔分馏效果，分馏中段油要移走多余的热量，这部分热量主要用作吸收稳定系统塔底重沸器加热的热源，再多余的热量用于热水换热，本设计采用了中段油总流控及总温控，以控制返塔中段油的温度及流量稳定。 第六条 分馏塔塔底油浆系统控制

分馏塔底油浆循环的目的是取走反应油气带入的大量热量的并可洗涤净化反应油气中带入分馏塔的催化剂颗粒。

重油催化裂化生产过程中，要外甩一部分油浆作为产品油浆送出装置。根据工艺过程的特点，本设计采用了返塔油浆定流量控制（FRC1207）及外甩油浆定流量控制（FRCQ1208）。

分馏塔底液位是油浆换热段的“热平衡指示器”，当反应油气带入的热量增加时，塔底温度升高，油浆馏分变重，塔底液位降低；相反，反应油气带入的热量量减少时，塔底温度下降，油浆馏份变轻，塔底液位上升。因此，用分馏塔底液位控制油浆换热系统的取热量，既利于控制油浆换热段的平衡，又能保证塔底液位稳定。

本装置中，分馏塔底液位调节回路（LRCA1201）的输入设置两台变送器，一台为电动内浮球，一台为双法兰差压变送器，二者切换作用。塔底气相温度调节器（TRCA1219）与塔底液位调节器（LRCA1201）组成自动选择系统控制循环油浆的换热量。正常工况时，用LRCA1201控制TV1219；塔底气相温度高于安全给定值时，选择调节系统中的温度调节器（TRCA1219）无扰动地自动取代塔底液位调节器（LRCA1201）来控制TV1219，增加换热量，降低油浆返塔温度，从而减少分馏塔底油气的蒸发量。当塔底温度恢复到安全给定值时，系统又会无扰动地自动转回LRCA1201控制TV1219。 第七条 自动保护系统

催化裂化装置工艺过程比较复杂，相互影响，相互制约的因素很多，保持反应再生系统的压力平衡和催化剂的正常循环是装置安全生产的必要条件，与此密切相关的主风机、气压机机组安全运转又是保证装置安全生产的关键。因此，本装置设有自动保护系统，对装置的安全运行来说是非常重要的。

自保系统设有自动和手动两种状态，当开停工阶段工艺参数没有达到设定值，为防止自保动作，可切到手动，切除自保系统；在装置正常生产中，

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自保系统投入自动状态，当装置发生工艺参数超限，自保系统会自行启动，防止事故发生。

第五节 装置的主要技术参数

第一条 产品指标

名称 粗汽油 精制汽油 项目 馏程 馏程 KK’（℃） 10%馏出温度（℃） 50%馏出温度（℃） KK℃ 残留量 腐蚀（铜片，80℃，20分钟） 水溶性酸或碱 酸度mgKOH/100ml 实际胶质mg/100ml 饱和蒸汽压KPa 9月1日-2月29日 3月1日-8月31日 诱导期min 辛烷值RON/MON 馏程 95%馏出温度 闪点（℃） 腐蚀（铜片，80℃，20分钟） 酸度mgKOH/100ml 水溶性酸碱 凝点 10#℃ 0#℃ -10#℃ -20#℃ 密度（15℃）kg/m3 蒸汽压（37.8℃）KPa C5及C5以上组分含量%（V/V） 铜片腐蚀级 总硫含量mg/m3 游离水 蒸发残留物ml/100ml C2及以下组分含量（V/V）% 干气 油浆 C3及以上组分含量（V/V）% 固含量 质量标准（国标） ≧205 ≧205 ≧1.5 合格 无 ≧2.5 ≧5 ≧80 ≧67 ≧365 ≦65 合格 ≧5 无 ≧10 ≧0 ＜-10 ＜-20 ≧1380 ≧3.0 ≧1级 质量标准（企标） ≧205 ≧205 ≧1.5 合格 无 ≧2.5 ≧5 ≧88 ≧74 实测 ≦65 合格 ≧4.0 无 报告 ≧1380 ≧3.0 ≧1级 轻柴油 轻柴油 液化气 无 ≧0.05 ≧3.0 ≧3.0 无 ≧0.05 ≧3.0 ≧3.0 ≧2.0

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第二条 装置的物料平衡

序号 一 二 1 2 3 4 5 6 7 物料名称 原料（中段常渣） 产品 干气 液化气 汽油 柴油 油浆 焦炭 损失 合计 产率wt% 100 4.0 9 41.0 32 5.0 8.5 0.5 100 数 量 Kg/h 104t/a 12500 10 500 0.4 1125 0.9 5125 4.1 4000 3.2 625 0.5 1061.5 0.85 61.5 0.05 2500 10 备 注 第三条 主要工艺操作参数

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 参数名称 单位 反应温度 ℃ 再生器密相床温度 原料油预热温度 再生器压力 沉降器压力 再生剂含碳量 烟气中过剩氧 剂油比 ℃ ℃ 数据 490-520 序号 9 10 11 12 13 14 15 17 参数 T-1301顶压 T-1301顶温 T-1301底温 T-1403顶压 V-1402压力 E-1406气返温度 E-1409气返温度 T-1404顶温 T-1404顶压 单位 Mpa(表) ℃ ℃ Mpa(表) Mpa(表) ℃ ℃ ℃ Mpa(表) 数据 0.1 100-130 ≧700 180-200 ≧370 1.0-1.2 0.95-1.0 90-120 160-180 55-65 0.90-1.05 Mpa（表） 0.17 Mpa（表） 0.13 W% V% W/W <0.15 3 8.6 ≧45 T-1401顶℃ 温 第四条 装置能耗计算 序号 项目 1 2 3 4

耗量/t原料油 0.390t 41.696t 0.710t 81.177kwh/t - 11 -

新鲜水 循环水 污水 电力 总能耗(10MJ/a) 29.4 1747.1 237.6 10195.8 单位能耗MJ/t 2.94 174.71 23.76 1019.58 5 -0.363t 1.0Mpa蒸气 6 0.678t 除盐水 7 138.720Nm3 净化压缩空气 38 69.712Nm 非净化压缩空气 9 0.085t 焦炭 10 合计耗能 第五条 催化剂、化学药剂用量 序号 名称 型号或规格 1 2 3 4 催化剂 CO助燃剂 金属钝化剂 磷酸三钠 -11556.9 652.5 2316.6 874.2 33915.0 -1155.69 65.25 231.66 87.42 3391.50 年用量 （t） 100 0.2 含铂万分之五 CMP-3(含锑10%） 2 Kg/h 0.083 一次性加入量（t） 30 第二章 开工方案

第一节 反应再生系统开工方案

第一条 全面大检查及准备工作

1、检查确认各外部项目、各技改项目、各整改项目已按要求完成。

2、检查确认平台、梯子地面、地沟、下水井已清理做到工完料净，场地清。

3、检查确认两器、旋分器料腿、翼阀、待生线路、再生线路、各喷嘴、盘管畅通无问题，塞阀和待生立管对中良好，设备无任何问题。

4、检查确认自保系统良好，试好各自保，待生塞阀，再生滑阀，双动滑阀，阻尼阀调校合格。

5、检查所有松动、反吹、采样点、阀道、阀套吹扫点，试通进料、预提升、汽提蒸汽、燃烧油喷嘴。

6、两机油箱清扫干净。

7、检查确认各限流孔板已按规格安装齐全畅通无阻。

8、联系仪表检查各测量孔板、各测压点、各反吹点畅通，热偶完好。 9、检果确认F-1201油嘴、气嘴完好畅通，电打火好用。

10、联系仪表人员检查确认DCS系统无问题，各仪表均已调校合格。 11、检查大小型加料线，保证畅通。

12、V-13201、1202加剂检尺，Dg300大盲板安装上。 13、检查确认无误后封人孔。 14、准备好升温曲线。 第二条 吹扫试密：

1、准备工作

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（1）打开提升管底排凝放空阀和外取热器底放空阀。 （2）打开沉降器顶放空阀和油气管线放空阀。

（3）打开主风单向阻尼阀、待生塞阀、单动滑阀、双动滑阀（必要时可稍关）。

（4）打开各松动点、吹扫点、反吹点的放空阀，切断阀。

（5）打开净化风至待生塞阀，单动滑阀、阀套、阀杆，确保畅通。 （6）联系仪表，将所有反吹风给上，关闭所有仪表引压线阀。 （7）配合仪表启用两器压力控制仪表。 2、改好流程，吹扫工艺设备和工艺管线

（1）由反应蒸汽总管引风至各松动、吹扫支线，保证畅通。

（2）关闭待生塞 阀、单动滑阀，联系主风机岗位，主风引入再生器。 （3）吹扫30分钟，检查所有松动点及放空点是否畅通（包括外取热器）。 （4）缓慢打开待生塞阀，单动滑阀，引主风入沉降器吹扫30分钟。 （5）配合其它岗位吹扫原料油线，回炼油浆线、燃烧油、液化气线、终止剂、钝化剂、干气预提升线。

3、气密试验

（1）关闭所有放空点手阀，关小双动滑阀，提压至0.18-0.20Mpa。 （2）用肥皂检查所有人孔、法兰焊缝、装卸孔是否泄露，发现问题做好记录，联系处理。

（3）试密结束后，打开双动滑阀，油气管线放空两器降压。

（4）关各松动、反吹点器壁阀，用风试压至最大压力，检查有无泄露，气密试验合格后，气密试验结束。 第三条 点F1201两器升温

1、准备工作

（1）改好流程，引液化气非净化风蒸汽至炉前排凝，压力达到要求。 （2）分别用蒸汽和风吹扫油嘴和瓦斯火嘴，并再次实验电打火。

（3）一次风稍开，二次风开大，点火前控制风量为设计风量的30-40%。 2、F-1201点火升温 （1）按规程点F-1201

（2）点火后注意调节主风量及一、二次风量，瓦斯量，按升温曲线控制升温速度，当温度升不上时，切换油火。切换油火前，油嘴给少许保护蒸汽。

（3）换油火后，注意烟囱冒烟情况，炉膛温度≧950℃，主风分布管≧550℃。

（4）升温过程中每隔半小时活动一次待升塞阀，单动滑阀和双动滑阀。 （5）外取热器气包事先上水并控制液面40-60%过热管出口放空。 （6）两器升温至350℃时热紧。

（7）升温过程中，注意用待生塞塞、单动滑阀、双动滑阀、油气管线放空外、取热器放空，调节各部烟气流量，按升温曲线控制好各点温度。

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（8）当沉降器顶温达300℃，床温550℃，达到赶空气条件。 第四条 反应赶空气分馏继续塔外循环

（1）关闭待待生塞阀、单动滑阀。

（2）关非净化风至反应总蒸汽切料阀，引蒸汽至反应总蒸汽管，并给好下列蒸汽：

a、进料事故蒸汽。 b、预提升蒸汽。

c、进料喷嘴雾化蒸汽和吹扫蒸汽。 d、反应汽提蒸汽。

e、各松动蒸汽，采样蒸汽、吹扫蒸汽。 f、锥体松动蒸汽、沉降器顶防焦蒸汽。

g、待生立管松动蒸汽和再生立管流化蒸汽。 h、稀相喷水雾化蒸汽，终止剂吹扫蒸汽。

i、燃烧油喷嘴雾化蒸汽、再生单动滑阀吹扫蒸汽。 j、其他松动、反吹蒸汽并给上外取热器各松动风。 （3）检查各孔板，如发现堵塞及时处理，保证畅通。

（4）控制好两器压力保持稍正压差（沉降器压力略高于再生器压力），提升管底部排凝，保证畅通，此时系统升温完毕，达到装催化剂的条件。 第五条 反应装转催化剂，两器流化，分馏塔外升温脱水

1、准备工作

（1）关闭两器所有排凝点、放空点。 （2）引燃烧油至再生器前，脱净水。

（3）检查所有松动、反吹点、仪表各反吹点是否给汽（风）正常。 （4）检查大小加料线所有松动，保证畅通，V-1201、V-1202充压，并将罐底松动风给上。

（5）启用反—再系统有关仪表。

（6）通过调节沉降器顶放空和提升管事故蒸汽量，使沉降器压力高于再生器压力0.01Mpa

2、装催化剂

（1）提高F-1201出口温度，将再生器温度高到550℃，给上R-1202流化风、提升风（稍开）及套筒流化风。

（2）打开再生器底加料阀；打开大型加料线输送风及松动风向再生器吹扫，打开大型加料阀，向再生器加催化剂。

（3）增大F-1201的燃烧量，再生床温不低于300℃，加快加剂速度，封住料腿。

（4）当藏量达7-8t时，床层料位盖过燃烧油喷嘴2米以上，减慢加剂速度，提床温至390℃，喷燃烧油。

（5）燃烧油喷着后，维持床温450-500℃，继续加催化剂。

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（6）当再生藏量达15t，停加催化剂，当再生器密相床温达550-600℃时，准备向沉降器转催化剂。

3、转催化剂

（1）提升管底再次排凝。

（2）再次检查所有仪表、反吹风、松动点，确保可靠、畅通。 （3）调节汽提蒸汽量及其它蒸汽量至正常 （4）调节两器压力至差压为-0.02~0.04MPa。

（5）开大待生塞阀，缓慢打开再生滑阀，使催化剂经提升管、沉降器、汽提段、待生立管再转至再生器，借以提高沉降器汽提段温度。

（6）当催化剂循环正常，汽提段达400℃以上时，调节待生塞阀建立汽提段藏量。

（7）转剂过程中注视提升管温度、密度压降及汽提段蒸汽量、待生立管密度、待生塞阀、单动滑阀压降变化情况，控制转剂速度。

4、两器流化

（1）调整两器压力平衡，压差-0.03~0.04Mpa。

（2）调整再生床温550℃，提升管出口温度≧530℃。 （3）调节两器藏量正常，循环量正常。 （4）两器流化正常后熄F-1201。

第六条 拆油气大盲板，分馏改塔内循环升温

1、分馏塔内停汽降温。 2、两器流化改单器流化。

3、切主风、停松动点、吹扫点介质，闷床、打开沉降器顶放空。 4、油气大盲板拆完后恢复供汽（风），恢复正常流程，恢复两器流化。 第七条 提升管进油全面开工，调整操作

1、准备工作 （1）两器压力平衡提升管温度正常，各藏量密度平衡，催化剂消耗正常。 （2）双动滑阀、待生塞阀、单动滑阀等设备正常，油浆循环正常，分馏塔底温度200℃以上。

（3）控制再生床温600-650℃提升管出口温度≧530℃ 2、进料 （1）做好室内外分工，关闭喷嘴扫线蒸汽，缓慢打开提升管喷嘴切断阀，同时关小事故旁通线阀，保持喷嘴前压力≦0.4Mpa。

（2）观察和调节平稳反应压力，提升管温度，当温度逐渐升高时，再缓慢增加进料量。

3、调整操作

（1）严格观察再生剂颜色，每隔10分钟取样一次。 （2）掌握反应深度，严防碳堆积和二次燃烧。 （3）根据床温变化，减少喷燃烧油量，调主风量、外取热催化剂循环量，

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5、停小型加料，CO助燃剂。 6、停注终止剂、钝化剂。 第二条 降温降量，停气压机

1、接到停工通知，加大油浆回炼量，原料油降量，油浆泵晃量后给汽吹扫。

2、根据降量和进料喷嘴压力，适当给上事故蒸汽，保证提升管线速度和流化正常。

3、根据提升管出口温度，应及时调整原料油预热温度，并逐渐减少外取热量器取热量。

4、停气压机后，反应压力由油气蝶阀控制，如果压力过高，可放火炬。 第三条 切进料，循环退油

1、逐渐关小原料油进喷嘴阀，反应温度降至480℃时，切断进料，同时开大事故蒸汽，直至全开，保持两器流化正常和料位正常。

2、切进料后，逐渐由分馏塔顶油气蝶阀控制反应压力，用进料雾化蒸汽和预提升蒸汽，维持两器流化烧焦，用燃烧油控制床温≦400℃。

3、将待生塞阀，单动滑阀、双动滑阀吹扫蒸汽、流化蒸汽改为净化风。 第四条 卸催化剂，分馏、吸收稳定岗位全面吹扫，冲洗塔器。

1、流化烧焦后，关闭单动滑阀，适当提高沉降器压力，调整两器差压0.01Mpa，并将沉降器、汽提段、待立管催化剂全部转入再生器，全部转完后，关死待生塞阀。

2、当再生器床温降至450℃，开始卸催化剂并喷燃烧油，选控制床温≦400℃控制卸料速度，注意卸料线和V-1202热膨胀情况，防止剧烈变形和拉断，当再生器藏量达7吨时停喷燃烧油。

3、催化剂卸完后，当沉降器出口温度降至200℃时，将主风和蒸汽切除闷床与分馏配合加盲板。

4、装油气管线大盲板后，反再系统与分馏系统已分开，此时打开油气线放空阀。

5、关闭反应再生系统总蒸汽，打开非净化风与蒸汽的连通阀，用非净化风吹扫两器，提升管底和外取热器，继续卸残余催化剂。

6、关闭其他反再系统，不能切换成风的各事故蒸汽，雾化蒸汽等。 7、自下而上逐个打开器壁松动点，反吹风，当再生器温度降至200℃时联系停主风机。

8、配合其他岗位吹扫原料油、油浆、燃烧油、液化气、终止剂线及干气线。

9、两器彻底停工，人孔打开冷却，待分析合格后进入两器检查。

第二节 分馏系统停工方案

第一条 准备工作

1、联系罐区做好接收停工退油的准备工作。

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2、检查油浆外排线保证畅通无阻。

3、E-1314加水并用蒸汽加热至80℃备用。 4、区域、地沟、排水井畅通无阻。

5、检查分馏塔顶油气蝶阀是否灵活好用。 6、V-1303收油脱水，维持好冲洗油循环。 第二条 降温降量，停气压机

1、配合气压机岗位压凝缩油，配合反应岗位压火炬岗位凝缩油，配合稳定岗位停贫吸收油，压空T-1403富吸收油。

2、改好油浆外甩流程，外甩油浆，控制油浆出装置温度≧90℃。

3、随着反应降量，相应地降顶循、中段回流量，防止泵抽空，及时启用冷回流，控制好顶温。

4、汽、柴油不合格时，改不合格线送至罐区，停止向稳定送油。 第三条 反应切进料，系统循环退油扫线

1、配合反应切进料，通知罐区停原料油泵并给汽扫线，扫至分馏塔，中间可用蒸汽打接力。

2、顶循环泵、中段泵抽空后停泵扫线，把两系统内存油扫至分馏塔。 3、柴油泵抽空后，停泵，把系统内残油扫至罐区。

4、V-1302内残油经P-1303（粗汽油泵）后送至罐区，直至抽空，泵切换为水顶油至罐区。

5、控制油浆外甩量，待各侧线油退净后，加大油浆外甩量，将塔底残油甩至罐区，甩空塔底液面后，停泵，给汽扫线。

注：退油扫线注意事项：

1、各系统泵入口管线扫净后，关塔壁抽出口阀，扫净后路。 2、吹扫冷却器时，应先停水，把水路放空打开。

3、吹扫换热器时，管壳层都要打开，防止憋压，先扫设备管壳层，后扫副线。

4、扫线时应联系仪表人员切除相关仪表。 第四条 反应卸催化剂，全面扫线

1、退油完毕，改塔外吹扫，塔内停汽，必要时塔顶淋水降温，塔底放空，配合反应岗位加盲板，塔外全面扫线。

2、倒盲板后，各侧线向塔内吹扫，塔底，罐底放空排凝。 3、T-1301、1302塔底给汽蒸塔。

4、待反应不用燃烧油时，V-1303全面退油扫线。 5、蒸塔扫线原则上不小于24小时。 第五条 洗塔及设备管线冲洗：

1、蒸塔完毕后，启动粗汽油泵向分馏塔打水，进行洗塔及设备管线冲洗。 2、冲洗流程参照开工水冲洗方案。

3、必要时，可用T-1301搅拌蒸汽、1302汽提蒸汽加热进行热水洗。

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4、停水、停汽，排净存水，冬季做好防冻、防凝工作。

第三节 吸收稳定系统停工方案

第一条 准备工作：

1、联系罐区，做好接收不合格汽油、液态烃及停工退油、转油的准备工作。

2、检查处理好富气，高压瓦斯放火炬系统，做好停气压机及富气、高压瓦斯放火炬的准备。

3、反应降量降温后，注意及时调整、稳定操作。 4、联系反应岗位做好停预提升干气的准备。

5、停吸收稳定系统洗涤水，冬季停工时要做好管线排凝、防冻的工作。 6、检查、处理通区域内各地漏、地沟及下水井。

7、检查、统计区域内漏点，做好记录，以便停工后处理。 第二条 反应降量、降温、停气压机，系统全面停工。

1、反应系统降量、降温后，配合反应岗位停预提升干气，同时相应打开高压瓦斯放火炬阀。

2、将粗汽油改不合格线出装置，尽量将系统内各液面转空，停泵。 3、联系分馏岗位停止向T-1403送吸收油，并将T-1403内存油全部压至T-1301、T-1403底液面压空后，关闭底部出口阀。

4、配合气压机岗位按正常停工步骤停气压机，富气改气压机入口前放火炬放空，关闭T-1401出口去吸收稳定阀、调节阀，系统保压。

5、关闭T-1403、V-1402顶部切断阀、调节阀，系统保压。 6、随着反应系统不断降量、降温、分馏中段热源逐渐不足，T-1402、T-1404底部温度逐渐下降，待分馏中段泵抽空后，停中段热源，压油。

7、打开稳定汽油装置阀组手阀，按下列流程自压退油：

T-1401→P-1403/AB（P-1404）→E-1403（E-1404）→T-1401→P-1402/AB（启动）→V-1401→P-1401/AB（启动）→凝缩油热进料阀组E-1405（凝缩油冷进料阀组）→T-1402→P-1405/AB（启动）→脱乙烷汽油阀组→E-1407→T-1404→E-1407→E-1405→E-1411/AB→稳汽去碱洗阀组→出装置至罐区汽油罐。

8、各部液面相继抽空后，依次停泵，T-1404相继压油，直到液面压空。 9、系统保压退油期间，应视T-1404顶部温度变化情况。逐渐降低T-1404顶冷回流量，直至完全停止，用P-1406/AB将V-1402内的液态烃全部送出装置，当V-1402液面抽空后，停P-1406/AB。

10、系统压完油后，打开T-1403、V-1402压控阀，油气放火炬，系统泄压，并放尽各冷却器内的存水。

11、分馏系统停工后，联系分馏岗位启动粗汽油泵打水，将系统内的存油全部顶出装置。

12、液化气泵P-1406/AB入口给水，启动泵打水，顶液态烃至精制。

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13、顶油完毕后，联系分馏岗位停止打水，各塔、容器、冷换设备内放尽存水。

第三条 系统全面吹扫、蒸塔冲洗：

1、打开各塔顶放空阀，关闭各泵入口阀，流量计切断阀及其它放空、排凝阀。

2、联系仪表关闭所有一次表引压阀，玻璃板液面计切断阀。

3、依次打开T-1401、T-1402、T-1403、T-1404底部吹扫蒸汽阀，依次吹扫T-1401、1402、1403、1404及各设备、管线，吹扫流程与开工时吹扫流程相同。

4、蒸塔扫线时应彻底，不留死角。 5、蒸塔扫线时间不应小于48小时。

6、蒸塔扫线完毕后，稳定装置引水冲洗各塔、容器、管线，冲洗流程同开工时水冲洗步骤。

第四章 岗位操作法

第一节 反应岗位操作法

第一条 反应岗位的任务

根据原料的性质、生产方案和工艺指标，选择最佳的产品收率和经济效益。搞好物料、热量、压力三大平衡，维护好本岗位所属设备，严格遵守巡查制度，发现异常现象，及时联系处理。 第二条 主要操作原则：

1、严格遵守各项工艺指标和工艺纪律；

2、精心操作，保持温度、压力、进料量、回炼化、催化剂流化、烧焦、供风、氧等主要参数的平衡，为其它岗位的平衡操作创造条件。

3、任何情况下不得使设备超温、超压，两系统内催化剂不得相互压空。一旦发生超温、超压或低于下限温度，应立即采取有效措施加以控制。严重时可切断进料和主风。

4、与其它岗位搞好联系，操作波动时应冷静分析，准确判断，迅速采取必要措施，并及时通知有关岗位，向班长、车间及调度等有关部门请示汇报。

5、必须以安全生产为中心，不管在工艺方面和设备方面，生产与安全矛盾时，应以安全为主。 第三条 正常操作

1、反应温度控制： 影响因素：

（1）单动滑阀开度变化。 （2）反应总进料量的变化。 （3）进料预热温度变化。 （4）再生床温度变化。

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（5）原料带水。

（6）预提升蒸汽和雾化蒸汽量过大或带水。 （7）启用小型加料。

（8）提升管噎噻或结焦。 （9）终止剂带水或干气带液。 （10）终止剂量及温度变化。 （11）预提升干气量及温度变化。 （12）两器差压大幅度波动。 （13）仪表、单动滑阀失灵。 调节方法：

（1）正常情况下，提升管出口温度由再生单动滑阀开度控制。 （2）根据反应深度，适当调节进料量。

（3）当再生温度和催化剂循环量受到限制，无调节余地时，可用原料预热温度调节。

（4）及时调节外取热量，把再生单动滑阀打手动，查明原因作相应调节。 （5）降低进料量，提油浆回炼量，并联系罐区脱水。 （6）保持预提升蒸汽和雾化蒸汽量的平衡。 （7）控制小型加料速度。

（8）无法维持生产时，停工处理。

（9）控制稳终止剂量，分馏或罐区加强脱水。 （10）控制终止剂量和温度。

（11）调节稳干气压力、流量、加强气液分离。 （12）控制稳两器压差，必要时改手动控制。 （13）联系仪表处理，并改手摇控制。 2、原料进料量的控制： 影响因素：

（1）新鲜原料量及回炼油浆量的变化。 （2）原料油或回炼油浆调节阀控制失灵。 （3）原料油或油浆泵故障，抽空或自停。 （4）分馏塔液面空。

（5）油浆循环量、返塔量变化。 （6）原料带水，进料量波动。 调节方法： （1）原料量的大小一般由生产方案确定，除非事故时或调整生产方案时，一般不做调节。

（2）改遥副线控制，并联系仪表处理。

（3）一个系统有问题，可提高另一系统的量，并及时处理。 （4）可用原料油补塔底，控制分馏塔底液面。

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（5）控制稳油浆回炼量。 （6）联系罐区脱水。

3、进料预热温度的控制： 影响因素：

（1）原料预热温度变化或换热系统有问题。 （2）原料油量变化。 （3）原料带水。

（4）原料油与分馏换热后温度变化。 （5）调节阀、仪表故障、设备故障。 调节方法： （1） 调节预热温度，控制稳换热温度，排查换热流程。 （2） 及时调节预热温度或换热量。 （3） 联系原料脱水。 （4） 调节与分馏换热量 （5） 联系处理。 4、沉降器压力控制： 影响因素： （1） 总进料量变化。 （2）反应深度变化。

（3）反应分馏各部蒸汽量变化或带水。 （4）原料终止剂带水。 （5）原料油性质变化。

（6）分馏冷回流过大或带水。 （7）气压机因故障停机。 （8）气压机反喘振量变化。

（9）气压机入口放火炬开度变化。

（10）T-1301底液位高，淹没油气管线出口。 （11）T-1301空冷、水冷效果差。 （12）放火炬系统有大量凝缩油。

（13）T-1301顶油气蝶阀开度变化或卡死。

（14）入提升管终止剂、干气量变化或干气带液。 （15）油气大管线、顶部结焦严重。 （16）气压机压油过快或压空。 （17）分馏塔冲塔。

（18）停电时，稳定高压富气串入。 （19）V-1302液面过高。 （20）仪表、控制阀失灵。 调节方法：

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（1）控制稳进料量。

（2）及时调节气压机、分馏等后部操作。 （3）调节稳各部吹汽量，并调节系统总压力。 （4）联系罐区、分馏加强脱水。 （5）后部调整操作。

（6）控制适当回流量并加强脱水。 （7）控制反飞动量或放火炬。

（8）必要时改手动，沉降器压力由油气蝶阀控制。 （9）调节放火炬量。 （10）降T-1301底液面。

（11）减少反飞动量，增强空冷、水冷却效果，并检查空冷、水冷却情况。

（12）联系压油或紧急放空。 （13）改手动或手摇。

（14）平稳干气，终止剂量，联系稳定防止干气带液。 （15）停工清焦。

（16）控制压油速度，严防压空。 （17）油气蝶阀改手动控制。 （18）关气压机反飞动调节阀。 （19）降V-1302液面。

（20）改手动，联系仪表处理。 5、沉降器汽提段藏量控制： 影响因素：

（1）待生塞阀开度变化。 （2）单动滑阀开度变化。 （3）两器压差变化。 （4）汽提蒸汽量变化。

（5）待生立管松动风，待生套筒流化风中断催化剂堆积，汽提段料位上升。

（6）进料量变化。

（7）仪表、待生塞阀、单动滑阀故障。 调节方法：

（1）正常情况下，由待生塞阀开度控制汽提段藏量，严禁汽提段料位低于10%，造成油气或空气倒窜。

（2）当藏量发生大幅度波动时，应及时把待生塞阀改手动，避免待生塞阀全开或全关恶化操作，调节藏量时，要兼顾再生器藏量。

（3）调整两器差压，维持两器压力平衡在正常范围内。 （4）调节稳汽提蒸汽量。

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（5）调节松动及流化介质，使流化正常，防止催化剂“架桥”。 （6）调节稳进料，进料需调整时，注意其它需调节的因素。 （7）改手动或手摇，联系仪表处理。 6、汽提效果的控制： 影响因素：

（1）汽提蒸汽量变化。 （2）蒸汽压力变化。 （3）蒸汽温度变化。 （4）汽提段藏量变化。 （5）汽提段温度过低。 （6）催化剂可汽提性差。

（7）反应温度过低，待生剂严重带油。 （8）仪表、调节阀失灵。 调节方法：

（1）反应汽提蒸汽量是由催化剂循环量决定，一般为循环量的0.35%，汽提蒸汽波动较大时，手动调节，查明原因，正常由调节阀控制。

（2）联系调度，控制稳蒸汽系统总压力。 （3）提高蒸汽压力、温度。 （4）控制适当的汽提段藏量。 （5）提高汽提段温度。 （6）更换新型催化剂。 （7）提高反应温度。

（8）改手动或副线控制，联系仪表处理。 7、再生器藏量控制： 影响因素：

（1）待生塞阀开度变化。 （2）单动滑阀开度变化。 （3）两器差压变化。 （4）主风流量变化。

（5）外取热器藏量变化。

（6）小型加料量和催化剂大量跑损。

（7）待生塞阀、单动滑阀故障，仪表失灵。 （8）外取热器漏水，催化剂跑损严重。 调节方法：

（1）正常情况下，当再生器藏量低时，可适当关小单动滑阀或开大待生塞阀，若沉降器汽提段无调节余地，启用小型加料补充新鲜催化剂。

（2）调整单动滑阀开度。

（3）控制稳两器差压在正常范围。

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（4）控制好再生器压力和主风流量。 （5）调节外取热器藏量正常。

（6）控制小型加料量和催化剂跑损。

（7）单动滑阀、待生塞阀改手摇，联系仪表处理。 （8）（必要时）关闭外取热器流化风和循环风，停外取热器。降原料油处理量维持生产，必要时停工处理。

8、再生器压力控制： 影响因素：

（1）主风量及非净化风量变化。 （2）双动滑阀开度变化。 （3）待生剂严重带油。 （4）外取热器盘管漏。

（5）蒸汽、风带水，燃烧油带水。 （6）降压孔板变形，烟道内有催化剂。 （7）改手摇，并联系仪表处理。 调节方法：

（1）控制稳主风量和非净化风量。

（2）调节双动滑阀开度，必要时改手动或手摇。 （3）增大汽提蒸汽量，控制好反应深度。 （4）切除主风必要时停工处理。

（5）喷燃烧油时，注意不要过猛，把水脱干净。 （6）停工换降压孔板，清量烟道内催化剂。 （7）改手摇，并联系仪表处理。 9、再生剂含碳量的控制： 影响因素：

（1）再生床温变化。

（2）主风分布不好，床层流化不好。

（3）再生器藏量低，循环量大，烧焦时间短。 （4）主风量变化，再生压力变化。

（5）生焦量变化，包括：附加炭、裂化炭、污染炭、可汽提炭。 调节方法：

（1）补充CO助燃剂，提高床温。

（2）若再生器藏量过高可降低再生器藏量，改善流化状况。 （3）提高再生器藏量。

（4）提高主风量和再生器压力。

（5）可通过调节汽提蒸汽量、进料量、油浆回炼量、置换补充催化剂等手段来降低生焦量。

10、生焦量高的处理方法：

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影响因素：

（1）反应深度大。

（2）原料油性质及进料量的变化。 （3）回炼比变化。

（4）进料雾化效果不好或催化剂流化不好。 （5）汽提效果差。 （6）催化剂选择性差。

（7）催化剂重金属污染严重。 （8）再生床温低。

（9）反应温度过低，催化剂严重带油。 调节方法：

（1）降低反应温度，保证合适的剂油比。 （2）调整稳进料量。 （3）调整回炼油浆量。

（4）调整预提升蒸汽量、干气量，改善流化状态，改善雾化效果。 （5）增加汽提蒸汽量，提高汽提效果。 （6）及时置换催化剂。

（7）卸剂后补充新鲜剂，加钝化剂。 （8）提高床层温度，提高提升管线速。 （9）提高反应温度。

11、进料雾化蒸汽量的控制： 影响因素：

（1）蒸汽压力变化。 （2）进料量变化。

（3）调节阀开度变化，仪表失灵，调节阀故障。 （4）反应压力波动。 调节方法：

（1）雾化蒸汽量的确定是根据原料油量按一定比例计算而得，原料油量变化，雾化蒸汽按一定比例变化。

（2）总进料量低于设计流量的10%时，蒸汽量要给到正常值。 （3）联系调度及有关岗位，稳定蒸汽压力。 （4）平稳反应器压力。

12、提升管预提升蒸汽量的控制： 影响因素：

（1）蒸汽压力变化。

（2）反应沉降器压力变化。 （3）阀的开度变化。 调节方法：

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预提升蒸汽量是根据提升管下的流化情况和催化剂循环量等因素确定，由调节阀控制，蒸汽量过大，易造成汽阻，过小则提升力不足，都将造成流化困难。

（1）联系有关岗位稳定蒸汽压力。 （2）平稳操作，保持压力平衡。 （3）调节蒸汽量。

13、催化剂循环量的控制： 影响因素：

（1）待生塞阀、单动滑阀开度的变化。 （2）两器压力的变化。

（3）两器藏量变化，主风量变化。

（4）汽提蒸汽量过大或带水造成催化剂“架桥”。 （5）松动风或松动蒸汽量过大或带水。 （6）预得升蒸汽或提升干气量的变化。 （7）待生塞阀、单动滑阀故障。 （8）仪表失灵。 调节方法：

（1）进入提升管反应器催化剂量由再生单动滑阀的开度决定。 （2）控制两器压力正常，维持两器藏量平衡。

（3）若待生线路循环不畅，应调整待生立管松动蒸汽，汽提蒸汽，套筒流化风。

（4）若再生线路循环不畅，检查再生立管，斜管松动点，适当调整预提升蒸汽和提升干气，调整两器压力。

（5）预提升蒸汽不应大幅度调节，防止噎塞，为保证催化剂循环量的稳定，在低处理量时，可适当开大预提升蒸汽，以保证合适的反应停留时间。

（6）待生塞阀、单动滑阀故障改手摇处理，阀损坏严重不能维持生产，则需停工处理。

（7）调节过程中避免两器相互压空，如无法保证则启用差压自保。 14、再生器主风量的控制： 影响因素：

（1）主风出口压力变化。 （2）再生器压力变化。 （3）再生器藏量变化。

（4）主风入口蝶阀及出口放空开度变化。 （5）增压风量变化。 （6）仪表失灵。 调节方法：

（1）正常情况下，用主风出口放空阀来控制主风量。

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（2）根据再生器烧焦情况、温度、烟气、氧含量决定主风量大小。 （3）再生器压力较高时，提主风量严防过猛造成主风机损坏。 （4）再生器需氧量少时，用出口放空阀来控制供风量。

（5）增压风调节不宜过猛，尤其系统风压不稳时，严防催化剂倒流。 15、外取热器流化风量的控制 影响因素：

（1）增压风压力流量变化。 （2）待生套筒流化风量变化。 （3）再生器压力波动。

（4）外取热器流化风调节阀开度变化。 （5）外取热器藏量及循环量的调整。 调节方法：

（1）外取热器始终应给入一定量的流化风，避免死床，正常时用风量调节阀自动调节流化风量。

（2）调节外取热器流化风量时，应兼顾再生器压力变化。 （3）风量波动大时，应及时把外取热器流化风改手动控制。 （4）增压风调节不要太快，容易造成外取热器死床。 第四条 非正常操作法（一般事故处理）

1、提升管出口温度大幅度变化

（1）总进料量大幅度变化，总进料带水，雾化蒸汽带水。 （2）进料温度突变。

（3）再生器温度大幅度变化。

（4）单动滑阀开度突变或滑阀失灵。

（5）总蒸汽压力突变引起反应蒸汽压力大幅度变化。 （6）终止剂量大幅度变化。 （7）反应系统差压大幅度变化。 （8）催化剂严重“架桥”或“塌方”。 （9）温度表失灵。 处理方法：

（1）反应温度过高，反应深度过大，易引起反应压力升高、结焦等，应及时关小单动滑阀，或采取相应措施。

（2）反应温度低于460℃时易引起进料油汽化不好，待生剂带油，此时应迅速降低进料量，采取相关措施，提高反应温度。

（3）反应温度低于440℃，应切断进料。 （4）查明原因相应进行调节。 2、反应压力大幅度变化。 原因：

（1）反应温度大幅度变化。

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（2）原料带水或总进料量大幅度变化。 （3）终止剂量大幅度变化或终止剂带水。 （4）分馏塔底液面过高，V-1302液面过高。 （5）分馏塔顶循环回流或冷回流带水过大。 （6）气压机故障或停止。

（7）气压机反喘振调节失灵或气压机压油过快、压空。 （8）放火炬阀突然失灵或低压系统有大量凝缩油。 （9）分馏塔顶蝶阀失灵。 （10）气压机入口阀失灵。

（11）空冷、水冷冷却效果变差或分馏冲塔。 （12）反应、分馏各部吹汽量大幅度变化。

（13）停电时，高压富气通过反喘振阀串入反应。 （14）仪表故障。 处理方法：

（1）迅速把气压机入口压力调节器改手动，反喘振阀手动，压力高时，可打开放火炬阀，若仍降不下来，应降低进料量或切进料。

（2）控制好两器压差，控制不住时，启用两器差压自保，切断两器。 （3）可用油气蝶阀控制反应压力，必要时改手动。 （4）其它故障查明原因后相应处理。 3、原料带水 现象：

（1）原料预热温度急剧下降或波动。 （2）总进料量大幅度变化。 （3）反应压力，温度波动。 处理方法：

（1）降低进料量，提油浆回炼量，稳定反应温度、压力。 （2）控制好原料预热温度。

（3）联系调度、油品，处理原料带水问题。 4、汽提段藏量大幅度变化。 原因：

（1）反再系统差压急剧变化。 （2）汽提蒸汽量突然变化。

（3）待生立管松动介质量或待生套筒流化风量突然变化。 （4）待生线路不畅，“塌方”或 “架桥”或催化剂结焦。 （5）待生塞阀、单动滑阀控制失灵。 （6）仪表失灵。 处理方法：

（1）待生塞阀改手动或手摇，严防油气和烟气互窜。

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（2）藏量过低或回零时，立即启用进料自保、差压自保。 （3）查明原因，迅速恢复两器物料平衡。

（4）待生塞阀、单动滑阀失灵应改手摇，并联系处理。 （5）控制好汽提蒸汽量。 5、再生器压力大幅度变化。 原因：

（1）双动滑阀失灵。

（2）主风量调节幅度过大。

（3）燃烧油量调节幅度大或带水。

（4）各反吹风，反吹蒸汽严重带水，外取热盘管漏。 处理方法：

（1）双动滑阀调节不要过猛，如果失灵，应立即手摇控制，并联系仪表处理。

（2）主风量勿猛调节。

（3）喷燃烧油或喷水、蒸汽，严禁过急，外取热盘管泄漏应切除。 6、再生床温大幅度变化。 原因：

（1）待生催化剂汽提不好或带油。 （2）喷燃烧油量变化幅度大。 （3）外取热器取热量变化大。

（4）生焦量变化或主风流量变化大。 （5）待生线路故障。

（6）小型加料过快和CO助燃剂的使用。 处理方法：

（1）温度高于750℃时应切断进料，以免损坏设备。

（2）查明温度波动原因相应处理，注意勿使外取热器超负荷。 7、二次燃烧。

本装置为单段逆流再生，二次燃烧易发生在稀相段、烟道等处，对设备危害极大，操作上应予高度重视。

现象：

（1）再生器稀相、烟道等某处温度急剧上升。 （2）烟气氧含量急剧上升或急剧下降。 原因：

（1）系统CO助燃剂含量低，补充不及时。 （2）再生床温度或藏量低，CO燃烧不完全。 （3）主风过高或不足，供氧不平衡。 （4）生焦量降低。 处理：

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（1）轻微二次燃烧应补入助燃剂或调整主风量。

（2）提高再生床温、提高再生器藏量，使CO在密相床燃烧完全。 （3）再生系统严重超温应切断进料。 8、待生催化剂带油 现象：

（1）再生器温度急剧上升或下降。 （2）烟囱冒黄烟。 原因：

（1）反应温度过低，进料雾化不好。 （2）汽提蒸汽量过小，汽提效果不好。

（3）负差压过大，使待生催化剂快速压入再生器。 处理方法：

（1）轻微带油时，应降低进料量，关小待生塞阀，开大汽提蒸汽量。 （2）严重带油时，应切断进料，关闭单动滑阀、待生塞阀。

（3）再生器超温、冒黄烟，应及时切断进料，通入主风事故蒸汽。 9、催化剂“塌方” 现象： （1）两器或催化剂输送管某处密度、藏量指示突然降低，某处突然猛增。 （2）相应的流化介质流量大幅度波动或回零。 （3）相应的压力、温度大幅度波动。 原因：

流化介质突然中断，带水或差压突变等，使催化剂失去流化能力塌落到低处。

处理方法：

（1）及时调整流化风或蒸汽量，使其恢复流化。 （2）流化介质带水，应现场脱净水。

（3）如流化风或蒸汽喷嘴管线堵塞，要及时处理。 （4）平稳差压，勿使循环催化剂量突升突降。 10、催化剂“架桥” 原因：

（1）两器压力脉冲式变化。

（2）松动风或松动蒸汽量过大、带水。 （3）汽提蒸汽温度低，带水严重。

（4）催化剂流动性能变化，如待生剂严重碳堆，待生剂带油，催化剂筛分组成比重等改变。

（5）系统中有异物堵塞，如焦块堵塞、汽提段待生立管堆死。 （6）塞阀、滑阀失灵，开度过小。 处理方法：

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