分馏塔冲塔的现象、原因及处理措施是什么
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提示： 现象：分馏塔塔底液面波动较大、塔压波动大、塔顶温度波动大、回流温度和回流罐液面波动大。 原因：原料带水，塔压过低，汽提蒸汽量偏大，分馏塔塔顶回流中断，塔底温度低，回流泵抽空或控制阀故障。重沸炉出口温度失控，造成出口温度超高。处理量太大，塔内负荷大，或塔盘吹翻油气走短路。塔顶回流带水。进料中汽油比例大
& &&现象：分馏塔塔底液面波动较大、塔压波动大、塔顶温度波动大、回流温度和回流罐液面波动大。
&&& 原因：原料带水，塔压过低，汽提蒸汽量偏大，分馏塔塔顶回流中断，塔底温度低，回流泵抽空或控制阀故障。重沸炉出口温度失控，造成出口温度超高。处理量太大，塔内负荷大，或塔盘吹翻油气走短路。塔顶回流带水。进料中汽油比例大，塔底组分太轻。
&&& 处理措施：立即恢复分馏塔塔顶回流，按工艺指标的要求调整回流量。降低炉出口温度、循环量，联系仪表工修理塔顶温控阀。加强回流罐脱水，检查汽提塔蒸汽和回流罐界位，防止分馏塔进料带水。联系有关部门查明汽油混合比例，降低焦化汽油等掺炼量，同时降低反应系统处理量。
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催化裂化操作规程
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催化裂化操作规程
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我手里有全国很多炼厂的操作规程 开工方案 由于附件比较大无法上传 如有需要请加 并说明理由
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第一章 装置生产任务和概况
我公司重油催化裂化是原油加工的重要组成部分，以混合蜡油掺炼部分常压渣油为原料，使用分子筛催化剂，生产高辛烷值汽油，轻柴油和液化气等。工程设计采用国内开发的先进可靠的工艺技术，成熟可靠的新设备、新材料等，装置技术先进，经济合理。采用集散控制系统（DCS），提高自动控制水平。设备及仪表立足国内，尽量采用“清洁工艺”减少环境污染，严格遵循环保、安全卫生等有关规定， 确保装置安全生产。充分吸收国内生产装置长期实践积累的有利于长周期运转，降低能耗以及简化操作等方面经验，确保装置投产后高水平，安、稳、长、满、优生产。 1& &装置概况
1.1装置为新上催化裂化装置。
1.2装置规模
设计公称能力为30×104T/a，实际可达50×104T/a，LPG收率为12%(w)。
1.3装置开工时数
装置物料平衡按年开工时数8000小时计算。
设计采用的原料油为胜利蜡油，海洋油、辽河油、新疆油等，并掺炼20%常渣。
1.5产品方案
生产方案为以多产柴油为主，兼顾生产液化石油气和汽油的方案，但可根据实际情况调整操作。
1.6催化剂及助剂
采用MLC-500催化剂为主，同时采用金属钝化剂、CO助燃剂、阻垢剂等。
1.7设计内容和范围
本装置包括反应—再生部分、分馏部分、吸收稳定部分、离心式主风机、余热锅炉及产汽部分、气压机部分、产品精制部分。
1.8主要工艺技术及装置特点
本装置为重油催化裂化装置，根据重油的催化裂化特点，装置的原料性质及产品方案等因素，选择合适的重油催化裂化的催化剂和相应的工艺技术。
1.8.1两器采用的是同轴式结构
两器型式采用沉降器在上，再生器在下的同轴式结构。此布置型式允许的两器差压大，很好的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、压力平衡适应范围大、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。
1.8.2反应部分工艺技术方案和特点
1.8.2.1&&设置预提升段，提升介质为自产干气和蒸汽。目的在于Cat整流，使Cat和油气保持均匀接触形成活塞流。
1.8.2.2&&采用LPC—Ⅲ型高效雾化喷嘴。改善雾化效果，提高轻质油收率，减少干气及焦炭产率。
1.8.2.3&&提升管中上部设有注反应终止剂措施。以抑制氢转移等二次反应及减少热裂化反应，增加操作的灵活性和适应性。
1.8.2.4&&提升管出口快分技术。提升管出口采用粗旋加单旋并采用近似直联技术，使Cat与反应油气迅速分离，力求减少油气在高温区的停留时间和与Cat的接触时间，从而减少干气产生。
1.8.2.5&&采用两段汽提。改善汽提效果是降低焦炭产生率的—个重要手段，对降低再生器的烧焦负荷和减轻催化剂水热失活有很大好处。采用两段汽提，以改善汽提蒸汽与待生Cat的接触，同时设计采用较长的催化剂停留时间和较高的汽提温度，均有助于提高汽提效果。
1.8.3&&再生部分工艺技术和特点
1.8.3.l.本装置采用的是单段再生。
1.8.3.2&&采用CO助燃剂的完全再生技术。节省能耗情况下尽可能降低再生Cat含炭量，提高烧焦效果，有效防止二次燃烧和尾燃。
1.8.3.3&&采用较高的再生温度，再生温度的提高可大大提高焦炭的燃烧速度，本装置在避免水热失活的前提下，尽量提高再生温度，设计再生密相温度为690℃。
1.8.3.4&&采用逆流再生。通过待生套筒使待生Cat进入密相床上部，Cat向下流动与主风形成气固逆流烧焦，使高含氧的气体和低含碳的Cat相遇，而低含氧的气体与高含碳的Cat接触，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，降低总藏量；在待生套筒出口配制待生Cat分配器，使待生Cat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保证。
1.8.3.5&&采用高床层再生及较高的密相线速。本装置采用8.5m的密相床高，较高的密相床高，不仅可提高气固的单程接触时间。而且有利于CO在密相床中煅烧，并提高输送推动力；本装置采用0.84—1.0m/s的密相床层线速，以提高烧焦的氧传递速度从而达到提高烧焦强度的目的。
1.8.3.6&&采用改进的主风分布管。以改善流化质量并降低主风分布管磨损。
1.8.3.7&&采用气控外循环式外取热器。装置设计生焦率在8％，再生器热量过剩，因此设置了一台气控外循环式外取热器，它结构简单、操作方便、调节灵活、运行可靠。外取热器取热管采用肋片管，传热系数高、设备结构紧凑、抗事故能力强。外取热水系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。
1.8.3.8&&采用高效PV型旋风分离器。此旋分器特点为分离效率高，结构简单，操作弹性大。
1.8.3.9&&单、双动滑阀、塞阀均采用电液执行机构和冷壁式阀体结构。
1.8.4&&合理可靠的主风系统。
1.8.4.1 本装置再生器采用单段完全再生方式，设置一台离心式主风机为再生器供风，一 台离心式主风机作备机。
1.8.5&&机组方案及特点
1.8.5.1&&主风机：离心式主风机+电动机+烟机三机组配置，为再生器和增压机提供主风。增压机采用增压机十电机二机组配置，一开一备，该机为外取热器流化环、外取热器返回管和待生套筒供风。
1.8.5.2&&气压机采用三台40m3 往复式压缩机。
1.8.6&&工艺流程特点
1.8.6.1&&有针对性的采用折流杆式冷凝器。分馏塔顶油气水冷系统采用低压降折流杆式冷凝器，气压机二级出口水冷器也采用低压降折流杆式冷凝冷器,以减小系统压降，降低气压机的功率消耗，有利于分馏和吸收稳定系统操作。
1.8.6.2&&机泵选用高效率的AY泵。
1.8.6.3&&汽油采用固定床式无碱脱臭工艺或送至醚化后再精制。
采用预碱洗脱硫化氢及催化氧化法固定床无碱脱硫醇工艺，汽油、 空气和活化剂在静态混合器中充分混合后进入固定床反应器，进行脱硫醇反应，生成的二硫化物溶解在汽油中，活化剂有利于将高分子硫醇氧化为二硫化物，从而确保汽油产品合格。
1.8.6.4&&液化石油气脱硫部分采用二乙醇胺(DEA)溶剂脱硫工艺。
1.8.6.5&&柴油采用RS剂精制工艺。
1.9&&主要产品及其组成
液态烃：主要有C3 、C4 组分组成。
汽油：主要有C5~C10&&的各种烃类组分组成。
柴油：主要有C11~C20&&的各种烃类组分组成。
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第一章 装置生产任务和概况
& & & & 我公司重油催化裂化是原油加工的重要组成部分，以混合蜡油掺炼部分常压渣油为原料，使用分子筛催化剂，生产高辛烷值汽油，轻柴油和液化气等。工程设计采用国内开发的先进可靠的工艺技术，成熟可靠的新设备、新材料等，装置技术先进，经济合理。采用集散控制系统（DCS），提高自动控制水平。设备及仪表立足国内，尽量采用“清洁工艺”减少环境污染，严格遵循环保、安全卫生等有关规定， 确保装置安全生产。充分吸收国内生产装置长期实践积累的有利于长周期运转，降低能耗以及简化操作等方面经验，确保装置投产后高水平，安、稳、长、满、优生产。1& &装置概况
1.1装置为新上催化裂化装置。
1.2装置规模
设计公称能力为30×104T/a，实际可达50×104T/a，LPG收率为12%(w)。
1.3装置开工时数
装置物料平衡按年开工时数8000小时计算。
设计采用的原料油为胜利蜡油，海洋油、辽河油、新疆油等，并掺炼20%常渣。
1.5产品方案
生产方案为以多产柴油为主，兼顾生产液化石油气和汽油的方案，但可根据实际情况调整操作。
1.6催化剂及助剂
采用MLC-500催化剂为主，同时采用金属钝化剂、CO助燃剂、阻垢剂等。
1.7设计内容和范围
本装置包括反应—再生部分、分馏部分、吸收稳定部分、离心式主风机、余热锅炉及产汽部分、气压机部分、产品精制部分。
1.8主要工艺技术及装置特点
本装置为重油催化裂化装置，根据重油的催化裂化特点，装置的原料性质及产品方案等因素，选择合适的重油催化裂化的催化剂和相应的工艺技术。
1.8.1两器采用的是同轴式结构
两器型式采用沉降器在上，再生器在下的同轴式结构。此布置型式允许的两器差压大，很好的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、压力平衡适应范围大、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。
1.8.2反应部分工艺技术方案和特点
1.8.2.1&&设置预提升段，提升介质为自产干气和蒸汽。目的在于Cat整流，使Cat和油气保持均匀接触形成活塞流。
1.8.2.2&&采用LPC—Ⅲ型高效雾化喷嘴。改善雾化效果，提高轻质油收率，减少干气及焦炭产率。
1.8.2.3&&提升管中上部设有注反应终止剂措施。以抑制氢转移等二次反应及减少热裂化反应，增加操作的灵活性和适应性。
1.8.2.4&&提升管出口快分技术。提升管出口采用粗旋加单旋并采用近似直联技术，使Cat与反应油气迅速分离，力求减少油气在高温区的停留时间和与Cat的接触时间，从而减少干气产生。
1.8.2.5&&采用两段汽提。改善汽提效果是降低焦炭产生率的—个重要手段，对降低再生器的烧焦负荷和减轻催化剂水热失活有很大好处。采用两段汽提，以改善汽提蒸汽与待生Cat的接触，同时设计采用较长的催化剂停留时间和较高的汽提温度，均有助于提高汽提效果。
1.8.3&&再生部分工艺技术和特点
1.8.3.l.本装置采用的是单段再生。
1.8.3.2&&采用CO助燃剂的完全再生技术。节省能耗情况下尽可能降低再生Cat含炭量，提高烧焦效果，有效防止二次燃烧和尾燃。
1.8.3.3&&采用较高的再生温度，再生温度的提高可大大提高焦炭的燃烧速度，本装置在避免水热失活的前提下，尽量提高再生温度，设计再生密相温度为690℃。
1.8.3.4&&采用逆流再生。通过待生套筒使待生Cat进入密相床上部，Cat向下流动与主风形成气固逆流烧焦，使高含氧的气体和低含碳的Cat相遇，而低含氧的气体与高含碳的Cat接触，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，降低总藏量；在待生套筒出口配制待生Cat分配器，使待生Cat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保证。
1.8.3.5&&采用高床层再生及较高的密相线速。本装置采用8.5m的密相床高，较高的密相床高，不仅可提高气固的单程接触时间。而且有利于CO在密相床中煅烧，并提高输送推动力；本装置采用0.84—1.0m/s的密相床层线速，以提高烧焦的氧传递速度从而达到提高烧焦强度的目的。
1.8.3.6&&采用改进的主风分布管。以改善流化质量并降低主风分布管磨损。
1.8.3.7&&采用气控外循环式外取热器。装置设计生焦率在8％，再生器热量过剩，因此设置了一台气控外循环式外取热器，它结构简单、操作方便、调节灵活、运行可靠。外取热器取热管采用肋片管，传热系数高、设备结构紧凑、抗事故能力强。外取热水系统采用自然循环方式，节省动力，运行可靠。
1.8.3.8&&采用高效PV型旋风分离器。此旋分器特点为分离效率高，结构简单，操作弹性大。
1.8.3.9&&单、双动滑阀、塞阀均采用电液执行机构和冷壁式阀体结构。
1.8.4&&合理可靠的主风系统。
1.8.4.1 本装置再生器采用单段完全再生方式，设置一台离心式主风机为再生器供风，一 台离心式主风机作备机。
1.8.5&&机组方案及特点
1.8.5.1&&主风机：离心式主风机+电动机+烟机三机组配置，为再生器和增压机提供主风。增压机采用增压机十电机二机组配置，一开一备，该机为外取热器流化环、外取热器返回管和待生套筒供风。
1.8.5.2&&气压机采用三台40m3 往复式压缩机。
1.8.6&&工艺流程特点
1.8.6.1&&有针对性的采用折流杆式冷凝器。分馏塔顶油气水冷系统采用低压降折流杆式冷凝器，气压机二级出口水冷器也采用低压降折流杆式冷凝冷器,以减小系统压降，降低气压机的功率消耗，有利于分馏和吸收稳定系统操作。
1.8.6.2&&机泵选用高效率的AY泵。
1.8.6.3&&汽油采用固定床式无碱脱臭工艺或送至醚化后再精制。
采用预碱洗脱硫化氢及催化氧化法固定床无碱脱硫醇工艺，汽油、 空气和活化剂在静态混合器中充分混合后进入固定床反应器，进行脱硫醇反应，生成的二硫化物溶解在汽油中，活化剂有利于将高分子硫醇氧化为二硫化物，从而确保汽油产品合格。
1.8.6.4&&液化石油气脱硫部分采用二乙醇胺(DEA)溶剂脱硫工艺。
1.8.6.5&&柴油采用RS剂精制工艺。
1.9&&主要产品及其组成
液态烃：主要有C3 、C4 组分组成。
汽油：主要有C5~C10&&的各种烃类组分组成。
柴油：主要有C11~C20&&的各种烃类组分组成。
1.10&&产品的用途
液态烃主要用作化工原料和民用燃料
汽油主要用途是作为以点燃式发动机为动力的各种机车燃料
柴油主要用作压燃式发动机的燃料
还有副产品干气、焦炭作为装置本身热源及炉用燃料
2 工艺流程简述
2.1 反应—再生部分
原料油由装置外原料油罐（G-)进入本装置，经原料油泵(P201/A、B)升压与顶循油（E204）、 轻柴油(E205)、循环油浆(E210)换热，换热后温度至180℃左右，与回炼油、常压渣油混合后分四路经原料油雾化喷嘴进入提升管反应器，回炼油浆经原料油喷嘴上方单独的—组喷嘴进入提升 管反应器，在此与高温再生催化剂接触并迅速升温、汽化，Cat沿提升管向上流动的同时，原料不断进行反应，生成汽油、轻柴油、液化气、干气、中段油、回炼油、油浆等气相产物，同时生成的焦炭覆盖在催化剂表面，使其裂化活性、选择性逐步降低，成为待生Cat，反应油气与待生催化剂经提升管反应器出口粗旋迅速分离。进入沉降器之后，夹带有少量Cat的油气经单级旋风分离器分离催化剂后，离开沉降器进入分馏塔。
为抑制氢转移等二次反应和减少热裂化反应，降低干气、焦炭产率，提高轻质油品收率，在提升管中上部设置有常压直馏汽油、自产粗汽油或除氧水作为反应终止剂的注入点，以增加操作灵活性和弹性。
待生催化剂在沉降器下部的汽提段与蒸汽逆流接触，以置换催化剂所携带的油气，汽提后的Cat经待生立管、待生塞阀、待生立管套筒进入再生器的密相床，在690℃的再生温度、富氧，CO助燃剂存在的条件下进行逆流完全再生，催化剂活性得到恢复并由再生斜管输送到提升管反应器循环使用。
再生过程的过剩热量由外取热器取走。再生器的部分催化剂由外取热入口管进入外取热器壳程，在流化风的作用下，呈密相向下流动在流经翅片管束间降温冷却，冷却后的Cat经外取热器返回管由提升风提升返回再生器密相床层中部，外取热器流化风、提升风由增压机(机102A、B)提供。
再生烟气经三组二级旋风分离器分离Cat后，经三旋分两支，一支进烟机回收系统，另一支经双动滑阀调节压力后合并，进入余热锅炉回收烟气的热能，使烟气温度降至250℃左右，最后经烟囱排入大气。
所需催化剂拉进装置，通过催化剂加料斗送至催化剂罐（V101），正常由小型加料线向再生器补充新鲜催化剂，停工时由大型卸料线卸出催化剂至热催化罐（V102）。
CO助燃剂由CO助燃剂加料斗（V106）加到小型加料线与催化剂一起进入再生器密相床。
装置所需钝化剂在钝化剂罐中配制成溶液。并由钝化剂泵，连续注入到原料进喷嘴之前管线中。
2.2&&分馏部分
由沉降器来的反应油气进入分馏塔底部，通过人字型挡板与循环油浆逆流接触，洗涤反应油气中的催化剂并脱除过热，使油气呈饱和状态进入分馏塔上部进行分馏。
分馏塔顶油气经塔顶油气空冷器(E201/A-D)、塔顶油气冷凝冷却器(E202/A、B)冷却至40℃以下，进入分馏塔顶油气分离器(V202)进行气液相分离，分离出的粗汽油经粗气油泵(P203/A、B)打入吸收塔(T301)作吸收剂，富气经气压机（C30l/1.2.4)。
轻柴自分馏塔(T201）第十五、十三层自流至轻柴油汽提塔(T202)，汽提后的柴油由轻柴泵(P205/A、B)抽出，经轻柴油—原料油换热器(E205/AB)轻柴油与富吸收油换热器（E215/A、B）及轻柴油空冷(E206/1.2.3)水冷器(E207)，使轻柴油降至40℃左右，分为二路，—路作为产品出装置，一路可以送至再吸收塔(T303)作再吸收剂。
分馏塔多余的热量分别由顶循环回流、中段循环回流、油浆循环回流取走。顶循回流自(T201)第四层塔盘抽出，用顶循泵(P204/A、B)加压，经顶循环油与原料油换热器（E204）顶循环油空冷(E203/AB)，顶循水冷器(E214)温度降至80℃后返回（T201）第一层。中段回流油自（T201）第十七层抽出，用中段循环回流泵（P206/A、B）升压，经循环油浆—分馏中段换热器（E208）稳定塔底重沸器(E309)、解析塔底重沸器(E306)、中段油冷却器(E209) 冷却后温度降至190℃左右返回（T201）第十五层。油浆自T201底抽出经油浆泵(P208/A、B)抽出后。分二路，一路作为回炼油浆直接去提升管反应器；一路经循环油浆一中段油换热器(E208）、循环油浆-原料油换热器(E210)、油浆蒸汽发生器(E211/A、B)，温度降至280℃左右；再分为三路，一路为油浆上返塔，一路为油浆下返塔，另一路为T201底搅拌油浆。油桨冷却水箱(E212)备用，将外甩油浆降至90℃送至装置外。
此外，回炼油自T201第二十七层自流入回炼油罐V201，再经回炼油泵(P207/A、B) 加压后分为二路，一路去提升管反应器回炼，另一路返T201。
2.3 吸收稳定部分
从T201顶油气分离器(V202)来的富气进入气压机(C301/1、2、4)进行压缩， 压缩富气经空冷(E301A-C)冷却后与解吸塔(T302）顶气、吸收塔(T301)底富吸收油混合进入压缩富气冷凝冷却器(E302)冷却至40℃以下进入气压机出口油气分离器(V302）进行气、液分离，分离后的气体进入吸收塔(T301)，用粗汽油和稳定汽油作吸收剂进行吸收，吸收过程放出的热量由吸收塔中段回流取走。T301中段回流由吸收塔中部集油箱抽出经T301中段回流泵(P303/A、B)加压、经吸收塔中段油冷却器(E303)降温后返回T301第二十层。贫气至再吸收塔可以用轻柴作吸收剂进一步吸收，干气自S302 顶馏出送至S301至各使用单位。
凝缩油由解析塔(T302)进料泵(P301/A、B)从V302抽出后分两路：一路经稳定 汽油-凝缩油换热器(E305)加热至80℃左右进入T302第九层，另一路直接进入T302第一层作为冷进料。 解析塔底重沸器(E306)由分馏中段循环油提供热源，以解析出凝缩油中C2 组分。脱乙烷汽油由塔底流出由（P304/A、B）加压，经稳定塔进料换热器(E307）与稳定汽油换热后送至稳定塔进行分馏，稳定塔底重沸器(E309)由分馏中段循环油供热，液化气经T304顶空冷器 (E308/A-D)及冷凝冷却器(E304/A、B)冷至38℃后进入稳定塔顶回流罐(V303)。液化气经稳定塔顶回流泵(P305/A、B)抽出后，—部分进入T304顶作回流，其余作为产品送 至产品精制。稳定汽油从T304底流出，经T304进料换热器(E307)、稳汽—凝缩油换热器(E305)，分别与脱乙烷汽油、凝缩油换热后再经稳汽冷却器(E310)与除氧水换热后，再经（E311/A、B）冷却至40℃，一部分由稳汽泵(P306/A、B)升压送至T301作补充吸收剂，其余送至汽油脱硫醇部分 。
自稳定来的汽油，经汽油-碱液混合器(MI701)与10％的碱液混合后，进入预碱洗沉降罐(V701)，汽油与碱液经沉降分离后，碱液循环使用，新碱液由碱液泵(P702/A，B)间断补充，碱渣间断压至碱渣罐(V705)，用泵间断送出。 脱硫后的汽油经汽油一空气混合器(M1702)与净化空气、活化剂（按10—20ppm加入)混合后进入固定床反应器（R701/A，B)，反应器内装有经磺化钛氰钴催化剂碱液浸泡后的活性炭，&&在催化剂和活化剂的作用下硫醇被氧化成二硫化物并溶于汽油中。 汽油及其所夹带的尾气和碱液在汽油沉降罐（V702）中沉降分离，汽油经汽油成品泵(P701/A，B)，送出装置；汽油沉降罐（V702）顶部分离出的尾气高空排放。
来自吸收稳定部分的液化石油气，进入液化石油气脱硫抽提塔（T801）下部，与乙醇胺溶液逆流接触。脱硫精制后，自脱硫塔顶部自压出装置。乙醇胺贫液自（P802/A、B）从（V805）抽出打入T801上部，与液化气接触后，从T-801底自压流出，经（E801/A-D）换热后，进入（V-803）富液闪蒸罐，经闪蒸后的溶剂自压，进入再生塔T803, 经重沸器（E804）蒸汽加热再生去掉H2S，贫液由T-803自压流出经E801A-D换热，E802水冷后，进入V-805；其中H2S从T-803顶馏出，经E803冷却后到（V804）酸性气分液罐去火炬烧掉，酸性水由再生塔冷回流泵（P803/A、B）返塔。
来自分馏部分的轻柴油在混合器（MI801）内与RS剂混合后，进入柴油RS剂碱洗沉降罐（V-812），经V-812后柴油和水混合进入V-813水洗罐切水后出装置；经V-812切出的黑油和RS剂进入分离罐 V711分离出RS剂循环使用，新鲜RS剂由RS剂贮罐V709经泵送入混合器。
3、催化裂化工艺的基本原理
3.l催化裂化的化学反应
烷烃：烷烃在催化裂化过程中主要发生分解反应，生成较小分子的烷烃和烯烃。例如：
C16H34 →C8H16十C8H18
生成的烷烃和烯烃又可以连续进行分解或进行其它的反应。
烷烃分解反应生成的小分子气态烃中，多为丙烯和丁烯。
六个碳原子以上的烷烃裂化前，可能发生异构重排，也可能发生芳构化反应。例如：
CH3一CH2一CH2一CH2一CH2一CH2一CH3→CH3一CH一CH一CH2—CH3
CH3一CH2一CH2一CH2一CH2一CH3→& && && &+3H2
烷烃的分解反应速度随其分子量的增加而增加，同时在碳原子数相近，裂化条件相同时，异构烷烃的分解速度比正构烷烃的分解速度快得多。
烯烃，烯烃是催化裂化一次反应的产物，而不是原料本身有的。它主要有以下几种反应。
分解反应：烯烃的分解即碳、碳键断裂生成两个较小分子的烯烃。烯烃的分解速度比烷烃快，但二者的反应规律基本相似，大分子烯烃的分解速度比小分子烯烃快，异构烯烃的分解速度比正构烯烃快。
异构化反应：烯烃的异构化反应有两种情况。一种是正构烯烃变成异构烯烃，另一种是处于分子两端的双键向中心移动。
CH3一CH2一CH=CH—CH3→CH3—C=CH—CH3
CH3一CH2一CH2—CH2—CH=CH2→CH3一CH2一CH=CH—CH2—CH3
烯烃异构化的结果，使裂化产物中异构烯烃增加，α一正构烯烃减少，这有利于汽油辛烷值的提高。
氢转移反应：环烷烃或烷烃&&芳烃放出氢使烯烃饱和而自身逐渐变成稠环芳烃，甚至缩成焦碳。两个烯烃分子之间可以发生氢转移反应，例如两个己稀分子之间发生氢转移反应，一个变成己烷而另一个变成己二烯。可见氢转移反应的结果是一方面某些烯烃转化为烷烃，另一方面，给出氢的化合物则转化为芳烃或缩合成程度更高的分子。在高温时，例如500℃左右，氢转移反应速度比分解速度低得多。所以高温时，裂化汽油的烯烃含量高，但在较低温度时，分解反应速度降低的程度比氢转移反应速度降低的程度大，因此低温时裂化汽油的烯烃含量就要低些。根据这一特点，我们可以通过提高反应温度来增加产品烯烃含量，以提高汽油的辛烷值。也可以降低反应温度减少烯烃含量，以提高汽油的安定性。
芳构化反应：
烯烃可以环化并脱氢生成芳香烃。例如：
CH3一CH2一CH2—CH=CH—CH3→& && && &&&→& && && &+3H2
汽油、气体和焦炭，而是将原料一次反应至某个深度（一般是在汽油、柴油产率最高点附近），分出汽油等反应产物后，把未反应的一部分——回炼油和回炼油浆（指沸点范围与原料相当的那部分产物），做为原料（其实它与新鲜原料并不相同）重新送入反应器进行反应，以获得最高的轻油产率，达到最高的经济效益，而催化裂化的反应深度是由反应时间决定的，一般情况下用转化率表示，而转化率习惯上有以下两种表示方法：
单程转化率=（气体+汽油十焦炭）/总进料×100%（重量）
总转化率=（气体+汽油+焦炭）/新鲜原料×100%（重量）
影响转化率的因素是很多的，除原料性质和催化剂性能以外，象反应温度、压力、时间、剂油比和回炼比等都会影响原料的转化率。
32催化裂化催化剂及其循环再生
本装置所用的催化剂为齐鲁石化公司周村催化剂厂生产的MLC-500型催化剂，主要用于提升管催化裂化装置，具有高活性、高稳定性、优良的选择性等特点。其作用原理是：重质原料油在高温（540℃左右）下与酸性的裂化催化剂相接触，按正碳离子反应机理，发生裂解、异构化、氢转移、缩合等一系列催化裂化反应；反应物经分馏后即可得到汽油、柴油等轻质油品和副产品干气、液态烃。
3.2.2&&催化剂的循环再生
催化裂化反应后，在催化剂表面上覆盖了一层焦炭，使催化剂暂时失活，通过待生立管使催化剂进入再生器烧焦，使催化剂恢复活性，即所谓再生。而烧焦所产生的热量通过再生斜管由催化剂带到提升管供催化裂化反应用。这样积炭的催化剂不断地到再生器再生，再生后的催化剂不断地回到提升管进行反应便完成了催化剂的循环。通过控制两器压差来保证催化剂循环的正常进行，而催化剂循环量的大小则是由单动滑阀、待生塞阀的开度来控制。
4、工艺卡片
4.1产品标准
4.2主要工艺操作条件
第二章装置开工、停工方案
装置的开工
1.1 开工前的准备工作
1.1.1工程安装或检修完成后，由设计、安装、生产等有关人员，按标准进行验收。
1.1.2塔、容器、冷换设备、炉、动力设备、仪表、电器、工艺管线，必须符合质量标准、设计要求、开工要求。
1.1.3成立开工指挥班子，编好班组，组织全体操作人员认真学习、讨论开工方案，进行必要的事故预想，进行岗位练兵，进行技术考核，为顺利开工打下良好基础。
1.1.4安排专人负责，拆装盲板，实行消号制，并负责检查所有工艺管线上限流孔板的安装情况。
1.1.5联系供应部门准备好开工前所需物料：Cat30吨、平衡剂90吨、机油、片碱20吨、CO助燃剂（含铂500PPM）100公斤、钝化剂、磷酸三钠纯度100%0.3 吨、乙醇胺2000kg、RS剂20吨、防胶剂、活化剂、阻垢剂等。
1.1.6联系调度，准备好原料油，汽油、柴油、液化气成品罐，轻、重污油罐各一个，同时做好扫线准备工作。
1.1.7联系调度做好向装置内引新鲜水、除氧水、循环水、动力电、蒸汽、净化风、非净化风的准备。
1.1.8 联系调度做好外排污水接收工作。
9联系化验做好分析装置需分析项目、数据的准备工作。
1.1.10&安装、检查、调校好所有仪表，试验单、双动滑阀，待生塞阀等各特阀、油气蝶阀各自控系统、自保系统是否灵活、可靠。
1.1.11联系安全、消防部门落实好安全防火措施，全面检查消防设施，准备好消防器材，如：消防车、灭火器、砂箱、铁锹等，定点配置蒸汽胶带等。
12准备好各种工具，交接班日记，操作记录表。
13装置全面大清扫，做到工完、料尽、场地清，并对装置内设备管线进行标识。
1.2．1单机试运要求
1.2.1.1试运周期，电机空载试运4小时，机泵水运转8小时，主风机按主风机操作规程执行。
1.2.1.2机泵水运转时，若仪表未能投用，无法测量流量时，按电机电流的70~75%进行。
1.2.1.3机泵水运转中，由于水的比重大于油品，泵出口阀门不应全开，以防电机超负荷。
1.2.1.4 电机与泵必须有产品合格证，质量保证书以及完整的安装检查记录。
1.2.1.5电机试运行合格后，应整理运行记录，做出试运报告存档。
1.2.2单机试运步骤
1.2.2.1检查泵出口压力表等有关指示仪表是否灵敏准确、可靠。
1.2.2.2检查泵入口临时过滤网是否已装上，做好记录。
1.2.2.3检查泵的端面密封是否更换填料密封，由维修检查机组同心度、盘车，盘车时手感应轻松均匀，无碰撞磨擦。
1.2.2.4 检查各部管线是否畅通无泄漏。
1.2.2.5 检查电机接地，是否符合要求，检查所有联接部件的螺栓是否齐全、拧紧，基础是否牢固。
1.2.2.6向机泵油箱内加规定的润滑油机械油至正常油位2/3，机械油加入前应进行三级过滤。
1.2.2.7准备好所用工具，拆开电机与泵的联轴器。
1.2.2.8由电修、机修按《电机验收规范》进行试运验收。
1.2.2.9机修复查机组同心度后，装好联轴器，手动盘车，盘车时手感应轻松均匀，无碰撞摩擦。
1.2.3.1启用有关仪表，开冷却水并保证畅通。
1.2.3.2开泵入口阀，关泵出口阀，打开出口放空阀，泵体排气，排尽后关放空阀。
1.2.3.3启动电机，待泵出口压力上升后，缓慢打开出口阀门，注意电流不得超高或机泵抽空。
1.2.3.4检查机泵各部运转情况，判断声响，如有异常现象不能随时排除应停泵检查处理。
1.2.4试运记录
1.2.4.1试运记录，每小时记录一次。
1.2.4.2记录流量、压力、电流等运行数据，对照机泵“产品铭牌”上的指标，检查其是否符合要求。
1.2.4.3 记录轴承温度，超过规定立即停泵处理，滑动轴承≤65℃，滚动轴承≤70℃。
1.2.4.4检查油箱油位是否正常，严防低油位运行。
1.2.4.5检查润滑质量，发现润滑油乳化时应停泵换油。
1.2.4.6检查振动情况，并做好记录。
1.2.4.7检查轴承漏损情况，并做好记录。
1.2.4.8记录电机电流值，不能超额定值。
1.2.4.9检查机组运行是否平稳、无杂音、无松动；冷却水、润滑油系统是否正常，所有管线有无跑、冒、滴、漏现象。
1.2.5停车操作
1.2.5.1逐渐关闭泵出口阀门，停电机。
1.2.5.2&待泵冷却后关闭冷却水。
1.2.5.3排尽泵内存水，若长时间停泵，应向泵内灌油，防止锈蚀。
1.2.5.4每1小时盘车一次。
1.2.6验收标准
机泵连续试运8小时，温升符合要求，其它各项符合铭牌指标，并无异常现象，即告验收合格。
1.3开工吹扫试压
1.3.1吹扫试压的目的是为了清除设备，管线内存有的杂物，贯通各设备，管线保证开车时各系统的畅通，检查设备管线的质量是否符合安全生产的要求，及时解决问题，清除存在的隐患，为实现顺利试车投产、安全无事故打下坚实的基础。
1.3.2吹扫试压前充分作好各项准备工作，按工艺流程对设备和管线进行详细检查，同时做好如下几项工作。
a.根据盲板表拆装好有关管线的盲板（注意安全阀加盲板），并有拆除记录。
b.关闭所有安全阀的切断阀，关闭一次表引线，拆除所有流量孔板，限流孔板，转子流量计调节阀，关闭玻璃板液面计切断阀。
1.3.3 引风、引水、引蒸汽时应注意检查流程，防止串汽、串风、串水。
4蒸汽注意排凝，要缓慢引汽，放尽存水，防止水击，损坏设备、管线。
1.3.5催化剂贮罐、Cat管线、两器、各反吹点管线、松动点管线、仪表管线、气压机、主风机均用风吹扫试压，其余全部用蒸汽吹扫试压，蒸汽线、风线、水线试压时，均以介质压力为准。
1.3.6吹扫时应做到认真、细致，全面彻底，不留死角，所有备用泵，付线、支线都要吹扫干净。蒸汽通过靶式流量计、浮球液面计、孔板、过滤器等仪表时，要防止堵塞吹坏仪表，吹扫时间尽量短些，吹扫汽量小些。
1.3.7吹扫试压过程中蒸汽不得进入两器，R101/A和Cat管线内。设备管线吹扫后严防重新污染。
1.3.8吹扫冷换设备以前要拆开设备法兰，吹净管线后方可吹扫设备，吹扫试压时应先走副线，然后再缓慢引进管程、壳程，主要防止脏物进入冷换设备内，蒸汽吹扫设备一程时，另一程必须排凝、放空，防止憋压。
1.3.9吹扫管线时应尽量将杂物、脏物吹扫干净，但不得向塔器、容器内吹扫，吹扫时管线与机泵、容器、塔器的连接法兰应全部拆开并用石棉板或白铁皮隔开。
1.3.10吹扫过程中管线的阀门应经常打开、关闭，以便将死角内的杂物吹出，对于水平安装的阀、阀槽内容易掉入焊渣、石块等硬物，不能将阀门完全关死，以免卡死阀板、顶弯丝杆。
1.3.11试压时，压力缓慢上升，同时赶尽设备、管线内的气体，压力达到标准后，停留10分钟，由专人负责看护，严防超压，然后全面检查焊缝，法兰、人孔、丝堵、管线等，若无漏痕、无压降、无裂纹、不变形即为合格。
1.3.12凡用风吹扫试压的设备、管线均用肥皂水检查试漏。
1.3.13 试压过程中应用校验好的压力表检测压力，并按规定严格控制好试验压力，严禁超压损坏设备。
1.3.14试压过程中发现问题，首先进行停汽（或风），撤压后，然后进行处理。
1.3.15试压时发现不合格部位要做好标记，做好记录，及时处理，合格后卸掉压力，放尽存水，打开安全阀切断阀。
1.3.16吹扫试压过程中每条管线，每台设备应由专人负责，记录齐全，试压人员签字。
1.3.17设备用水试压时，试验压力为操作压力的1.5－2.0倍，用蒸汽、空气试压时，试验压力为操作压力的1.25-1.5倍。
1.4 反应系统开工程序
1.4.1 全面大检查
1.4.1.1检查系统内所有工艺管线及设备安装完毕，所有阀门，垫片是否装上，拆开法兰是否紧固，螺栓是否齐全，把紧。
1.4.1.2按限流孔板明细表的规定，安装好各工艺管线上的限流孔板由专人负责，并进行消号。
1.4.1.3按盲板表的规定拆装好有关盲板，由专人负责，并进行消号。
1.4.1.4检查各压力表接头有无脱落、松动、泄漏等，发现问题及时处理。
1.4.1.5检查各松动点，反吹点，保证畅通好用。各采样口是否畅通好用，各单向阀是否安装好用，各膨胀节备用良好，保护蒸汽是否畅通。
1.4.1.6检查各自控检测仪表是否按要求安装并调校合格，灵活好用。
1.4.1.7检查单、双动滑阀、待阀高温蝶阀等特阀的液压油是否按要求加好，安装合格调校合格，自保系统灵活好用。
1.4.1.8检查F101的电打火系统是否安装完毕好用，瓦斯喷咀、油喷咀畅通，检查瓦斯及轻柴油管线上的阀门是否灵活好用，阻火器清洁畅通，燃料、瓦斯、蒸汽、风系统是否按要求安装完毕，仪表是否调校合格。
1.4.1.9检查大、小型加料线、卸料线是否畅通，各贮罐Cat至一定料位并检尺充压。
1.4.1.10 检查提升管原料油喷嘴，油浆喷嘴，终止剂喷嘴，安装是否正确，畅通好用。
1.4.1.11检查各机泵是否按要求安装完毕，达到良好备用状态，润滑油是否加好，冷却水是否畅通。
1.4.1.12检查装置照明设施是否齐全好用，符合防爆要求。
1.4.1.13 检查各处消防器材是否配备齐全，各平台接好消防蒸汽带，盘放整齐。
1.4.1.14封人孔前，检查再生器沉降器内衬里是否合乎要求，待生立管底部阀座与塞阀阀头是否对中，旋风分离器料腿翼阀是否活动灵活、密合，检查完毕后封上人孔，把紧螺栓。
1.4.1.15 检查下水道是否畅通，下水井是否盖好，现场清理干净。
1.4.1.16&&联系调度将水、电、汽、风引入装置，保证供给正常。
1.4.1.17检查余热锅炉，外取热，油浆蒸汽发生器系统安全阀是否安装调试完成。
1.4.1.18检查所有蝶阀是否灵活好用，并标好开关方向。检查水封罐上水情况。
2系统吹扫气密试验，分馏引柴油建立燃烧油循环。
1.4.2.1打开F101的一、二次风阀，打开主风机出口电动蝶阀，调好F101的百叶窗开度，双动滑阀开50%，烟机入口蝶阀，高温闸阀关闭锁死。余热锅炉切出，再生烟气从烟道直接排放。
1.4.2.2准备好钢钎，打开提升管底部排凝放空及所有排凝放空阀。
1.4.2.3 打开各松动点，反吹点器壁前切断阀，待生塞阀的阀套吹扫风及待生塞阀、再生滑阀，双动滑阀的吹扫保护风，待生立管的松动点全部改为非净化风。
1.4.2.4将非净化风串入反应蒸汽系统，引风至各松动点、反吹点检查是否畅通，发现问题及时处理。
1.4.2.5烟道至烟囱的蝶阀打开，烟机出口水封罐上满水，相应的高温蝶阀、闸阀关死。
1.4.2.6所有仪表的反吹点给风，保证畅通。
1.4.2.7准备好肥皂水、桶、刷子等检查工具。
1.4.2.8配合仪表启用下列仪表：
①沉降器（R101B）顶部压力记录调节高低限报警；
②再生器（R101C）顶部压力记录调节高低限报警；
③主风压力记录；
④主风总流量记录调节低限报警；
⑤双动滑阀阀位指示；
⑥再生单动滑阀阀位指示；
⑦待生塞阀阀位指示；
⑧各点温度指示、记录及报警。
1.4.2.9做好以上工作后，联系主风机岗位向再生器送风，控制再生器的压力和主风机出口流量，两器差压自保投在手动位置上，注意电机负荷及再生器压力。
1.4.2.10再生器吹扫30－60分钟检查所有放空点，松动反吹点是否畅通，发现问题及时处理。
1.4.2.11联系主风机岗位，将主风机出口流量控制由主控室调节。
1.4.2.12再生器吹扫完毕后，缓慢打开待生塞阀、单动滑阀，适当打开沉降器顶部的放空阀，适当打开提升管底部的放空阀，适当关闭双动滑阀的开度，保证再生器压力不变。
1.4.2.13沉降器吹扫30分钟，检查所有放空点是否畅通，发现问题及时处理。
1.4.2.14配合分馏岗位吹扫原料油、油浆，回炼油系统管线，吹扫燃料气、油管线，保证畅通。
1.4.2.15管线设备吹扫干净后，先关闭所有松动反吹管线器壁阀，所有松动、反吹管线用风试压至最大压力，并检查有无泄漏，发现问题及时处理。
1.4.2.16关闭沉降器顶部的遥控蝶阀，大油气管线上DN550盲板前的DN200放空阀，以及提升管底部的放空阀，适当调节双动滑阀的开度，保持再生器压力在0.18-0.20Mpa (表)进行气密试验。
1.4.2.17用肥皂水检查所有人孔、法兰、焊缝是否泄漏，详细记录气密试验的情况，对泄漏部位做出明显的标记并进行处理，不能处理的待全部气密试验结束后，撤压切除主风进行整改。
1.4.2.18气密试验完成后，打开沉降器顶放空，提升管底部放空与油气管线大盲板前放空，调节双动滑阀及待生塞阀，再生滑阀的开度，保持两器压力平稳在0.13Mpa（表）
1.4.2.19配合分馏岗位建立燃料油循环。
1.4.3 F－101点火、两器升温、烘衬里，分馏做好引原料油的准备。
1.4.3.1检查燃料气系统是否达到收液态烃条件，改好流程，联系罐区向装置内送液态烃。
1.4.3.2联系电工试验好电打火，装好临时现场照明。
1.4.3.3 引燃料气至F-101前脱水、放空、保持喷嘴前压力0.4Mpa（表）。
1.4.3.4引燃料油至F-101前、脱水、放空、保持喷嘴前压力0.6-0.8Mpa（表）。
1.4.3.5将雾化蒸汽引至F-101前放空排凝，保持压力0.8Mpa（表）左右。
1.4.3.6将非净化风引至F-101前放空排凝，保持压力在≮0.4MPa。
1.4.3.7 按要求接好瓦斯、蒸汽、燃烧油、风线的金属软管。分别用蒸汽和风吹扫通燃烧油喷嘴和燃料气喷嘴。
1.4.3.8调节好再生压力控制在0.03-0.05Mpa (表)，F-101百叶窗开1/3，一次风阀开5~10%，二次风阀开大，调节要缓慢注意风量变化，严禁主风机喘振，控制主风流量不大于NM3 /hr。
1.4.3.9 关闭外取热器和待生套筒增压风，适当打开待生塞阀，再生滑阀，打开外取热器底部放空，打开提升管底部放空，适当打开沉降器顶放空蝶阀，打开油气管线大盲板DN550前放空阀。
1.4.3.10做好上述准备工作按点火规程点F101，两器升温。
1.4.3.11 严格按升温曲线进行升温，注意外取热和余热锅炉蒸汽出口管线上放空阀打开以防憋压。
1.4.3.12 按衬里烘干方案及煮炉方案烘余热锅炉衬里及煮炉。
1.4.3.13点着炉火后注意调节总风量，一、二次风量及燃气量，再生床温按≯5-10℃/hr的速度均匀升温，燃烧油火嘴应给少许蒸汽吹扫保护防止喷嘴烧坏。
1.4.3.14当再生床温达200℃后，F101换油火（可不换），注意观察烟囱冒烟情况和火焰颜色变化，及时调节燃烧油量，雾化蒸汽量，总风量及一、二次风量，控制好炉膛出口温度，防止温度陡升，保证燃烧油雾化良好，燃烧正常。
1.4.3.15当油火燃烧正常，逐渐将燃气火嘴关至最小（但不能熄火），控制炉膛温度 ≯950℃，炉出口温度 ≯650℃。
1.4.3.16升温过程中每隔半小时活动一次待阀、单动滑阀、双动滑阀，随时观察待生塞阀与待生立管热膨胀情况。
1.4.3.17升温过程中应注意用待阀、单动滑阀、双动滑阀、大油气管线放空调节各部热气流量，控制好两器内各点温度。
1.4.3.18再生床温升至350℃恒温2小时热紧。
1.4.3.19沉降器出口温度达200℃ ，再生床温达550℃ ,外取热器温度达300℃恒温。
1.4.4反应赶空气
1.4.41调节两器差压为0.01-0.02Mpa，缓慢关闭再生滑阀，稍开待生塞阀。
1.4.4.2引蒸汽并投用下列蒸汽（此时为风），a.汽提蒸汽，b.采样蒸汽，c.待生立管松动蒸汽，d.油气管线放空和沉降器顶部放空防焦蒸汽，e.沉降器拱顶防焦蒸汽，f.再生斜管流化蒸汽，g.油浆雾化蒸汽，h.终止剂雾化蒸汽，i.进料雾化蒸汽，j.提升管事故蒸汽，k.汽提段锥体松动蒸汽。
1.4.4.3注意提升管底部放空排凝，引汽后应注意检查各点给汽情况，如出现限流孔板堵塞，应立即进行处理，保证各点畅通。
1.4.5 装转Cat、两器流化、分馏引原料油建立三路塔外循环。
1.4.5.1检查关闭两器系统内所有的排凝、放空阀。
1.4.5.2引燃烧油至再生器喷嘴切断阀前，并脱尽存水。
1.4.5.3检查关好再生器燃烧油阀和蒸气连通阀，打开喷嘴雾化蒸汽阀门，给少量蒸汽反吹燃烧油喷嘴防止喷嘴堵塞。
1.4.5.4引除氧水入外取热器，自动控制汽包液位50%蒸汽放空。
1.4.5.5调节再生器主风流量24000Nm3/hr，外取热器通入增压风1500Nm3/hr，待生套筒通入增压风600Nm3/hr。
1.4.5.6V101、V102检尺并做好记录，向罐内充压在0.35-0.4Mpa，并将罐底松动风给上。
1.4.5.7 打开大型加料线上的所有吹扫输送风，并保证大型加料线畅通。
1.4.5.8检查两器系统所有松动点、反吹点、仪表各反吹点正常，保持各管线单向阀前压力0.2Mpa（表）左右。
1.4.5.9提升管底部放空阀，打开排凝，检查外取热器底部放空阀是否关严。
1.4.5.10同时检查系统有关仪表是否处于良好备用状态，并启用下列仪表：
⑴催化剂贮罐压力记录调节；
⑵再生器燃烧油量记录调节；
⑶沉降器旋分压降记录；
⑷再生器稀相密度记录；
⑸再生器藏量记录；
⑹外取热藏量，密度记录；
⑺单动滑阀压降记录低限报警；
⑻待生塞阀压降记录低限报警；
⑼提升管总压降记录；
（10）待生立管密度记录
（11）沉降器汽提段藏量记录调节低限报警
（12）沉降器汽提段密度记录
（13）提升管出口温度记录调节低限报警；
（14）外取热斜管密度记录
1.4.5.11做好上述工作后，再生床温保持在550℃－580℃，立即向再生器内加Cat，同时配合分馏岗位引原料油建立三路塔外循环。
1.4.5.12先打开再生器器壁大型加料阀，用输送风向再生器吹扫贯通，然后逐渐打开平衡剂罐底加料阀，维持加料线上压力在0.25-0.35Mpa，关闭待生塞阀、再生滑阀。
1.4.5.13 再生器床层温度在加剂过程中，控制不小于250℃，封住料腿之前（藏量显示10t）尽量加快加料速度，当再生器藏量指示约22吨左右，此时Cat盖住燃烧油喷嘴2米以上，可暂停加料。当床温升至380℃，缓慢打开再生器燃烧油喷嘴阀，向床层喷油，此时注意床层温度的变化，燃烧油3分钟喷不着应停喷燃烧油，使床层温度升高10℃后再喷，直至喷着为止，注意调节主风量、燃烧油量、雾化蒸汽量，观察烟囱是否冒黑烟，保证燃烧油雾化良好，燃烧完全，调整F-101降温。
1.4.5.14用仪表控制燃烧油量，控制床温在550℃左右，启用大型加料快速向再生器内加剂，当再生器藏量达到60吨，停止加料，控制床温在550℃－600℃准备转Cat。
1.4.5.15　V101、V102撤压后，料位检尺
1.4.5.16联系仪表再次检查两器系统的检测仪表，确保准确可靠。
1.4.5.17检查各反吹点松动点管线，确保畅通无阻，提升管底部再次放空排凝。
1.4.5.18调整汽提蒸汽至正常值，调节进料雾化蒸汽和进料事故蒸汽，控制沉降器压力在0.08-0.09Mpa（表），再生器压力0.11-0.13Mpa（表），两器差压控制在0.02-0.04Mpa。
1.4.5.19开大待生塞阀，稍开再生滑阀，使Cat经提升管、沉降器、汽提段，待生立管转至再生器，借以提高沉降器、汽提段温度。注意观察提升管出口温度≯520℃，汽提段藏量，待生立管各松动点、循环量等。
1.4.5.20当Cat循环量正常，汽提段温度400℃以上时，应逐步关小待生塞阀，慢慢建立汽提段藏量，控制汽提段藏量2－6吨。
1.4.5.21密切注意两器系统内各部温度、压力、藏量、密度、压降和Cat循环量，保证Cat在两器系统内流化正常。
1.4.5.22 维持再生器温度550℃左右，F-101熄火（气、油）
1.4.6流化试验
1.4.6.1流化试验的目的。
①本装置为同轴布置，外取热器为下流式，装置使用大堆比Cat，其转化输送性能有其特殊性，通过流化试运对两器系统的流化质量和Cat的输送性能进行考核，以便为安全生产打下基础。
②撑握Cat流化状态的变化规律，找出合理的两器差压，藏量和床层密度，掌握Cat的跑损情况，了解系统的操作弹性。
③掌握下流式外取热器的操作弹性、灵活性以及操作规律。
④暴露该装置可能存在的设计、安装问题。
⑤考察反再系统仪表的准确性和灵活性。
⑥通过岗位练兵、操作工熟悉和掌握两器系统正常操作和使用性能。
1.4.6.2试验要求及条件
①外取热器底放空，提升管底放空全关，油气大管线盲板前放空适当关小，汽提段通入汽提蒸汽0.5T/hr。
②提升管四个原料喷嘴的雾化蒸汽，进料事故蒸汽，预提升蒸汽，提升管底流化蒸汽，再生斜管流化蒸汽，汽提段锥体松动蒸汽已给上，回炼油浆喷嘴、终止剂喷嘴保护蒸汽给上，再生器燃烧油喷咀保护蒸汽给上。
③沉降器顶放空阀、双动滑阀、再生滑阀、待生塞阀等均灵活好用。
④准备好钳子、板手、钢钎、细铁丝等工具。
⑤再生器压力0.15Mpa（表），沉降器压力0.12Mpa（表）。
⑥再生器温度550℃-590℃,汽提段温度≯500℃，提升管出口温度≯520℃。
⑦主风机入口总流量40980NM3/hr，外取热器风量3000NM3/hr，待生立管套筒风量960NM3/hr。
⑧汽提段藏量2－6吨，再生器55吨，外取热3－4吨。
⑨汽提蒸汽量0.6T/hr，预提升蒸汽量0.15T/hr，提升管底流化蒸汽0.1T/hr，锥体松动蒸汽量0.12T/hr, 进料雾化蒸汽量4×0.46T/hr，再生斜管松动蒸汽量0.15T/hr，进料事故蒸汽量2.5t/hr。
1.4.6.3试验方法及内容
A（1）两器压力平衡试验
& & & & 目的：摸索两器差压的合理范围以及最大、最小差压。不同差压下待生塞阀，再生滑阀压降。Cat在再生器中分布情况和分布密度以及调节手段。大堆比Cat流化和输送性能。不同差压下保持正常流化输送的待生立管密度。
（2）试验方法
& & & & 固定再生器压力0.15Mpa（表）,将沉降器压力逐步由0.09Mpa、0.1Mpa提至0.11、0.12、0.13、0.14、0.15、0.16，每调整一次沉降器压力，记录一次待生塞阀再生滑阀压降，记录Cat藏量和密度，待生立管的藏量和密度，每次调整沉降器压力后，平衡一段时间，再调整待生立管密度。
& & & & 调整增压风流量在10Nm3/min、20Nm3/min、30Nm3/min、40Nm3/min、50Nm3/min、60Nm3/min在每一流量下详细记录外取热器内催化剂的藏量、密度、催化剂出入外取热器的温度，再生器密相、稀相温度分布。
& & & & 将外取热器流化环增压风固定在25Nm3/min,分别调节外取热输送风在10Nm3/min、20Nm3/min、30Nm3/min、40Nm3/min、50Nm3/min、60Nm3/min。并详细记录不同风量下的外取热器的藏量、密度，cat出入外取热器的温度以及再生器密相床、稀相床的温度分布。
B（1）汽提段料位变化与待生塞阀开度的关系试验
& & & & 目的：通过试验找出汽提段料位变化对待生塞阀开度和压降的影响以及二者的关系，从感性认识上明确构成沉降器，再生器的阻力和推动力的因素，不同的塞阀开度压降和Cat循环量之间的关系。
(2)试验方法
& & & & 沉降器料位投自动控制，逐步关小或开大再生滑阀10%、20%、30%、40%、50%、60%记录各开度下待生塞阀的开度、压降。
& & & & 突然全关待生塞阀，记录沉降器汽提段料位上升的高度和时间的关系，以及待生塞阀压降。
C（1）两器差压自保试验
& & & & 目的通过试验掌握该自保回路的性能，以及自保动作时沉降器被压空的可能性，条件：再生器压力0.17Mpa（表），汽提段藏量10t。
（2）试验方法
& & & & 将两器差压自保投自动，并调沉降器压力为0.13Mpa（表）。
& & & & a.自动给定正差压0.02Mpa，汽提段藏量投自动，提高沉降器压力，记录自保动作完成的时间以及汽提段藏量。
& & & & b.自动给定正差压0.01Mpa，汽提段藏量投自动，提高沉降器压力，记录自保动作完成的时间以及汽提段藏量。
& & & & c.自动给定差压0.00Mpa汽提段藏量投自动，提高沉降器压力记录自保动作完成时间及汽提段藏量。
1.4.7拆盲板，建立汽封，分馏建立塔内循环。
1.4.7.1保持两器差压微正压，防止蒸汽大量串入再生器，并控制好各点温度。
1.4.7.2缓慢关闭待生塞阀，缓慢关闭再生滑阀进行单器流化，打开沉降器顶放空，打开油气管线大盲板前放空，同时用双动滑阀控制好再生器压力。
1.4.7.3沉降器大量见汽，吹扫30分钟－60分钟，逐渐关小上述蒸汽，保证沉降器微正压，再生器压力＜0.03Mpa，拆盲板。
1.4.7.4&&DN550盲板拆完后恢复开大以上各点蒸汽，沉降器顶及油气大管线顶放空见汽后，继续赶空气30－60分钟，并保持沉降器压力高于再生器&0.01Mpa。
1.4.6.8逐渐关闭沉降器顶的放空，用分馏塔顶蝶阀及雾化蒸汽的量，控制沉降器的压力为0.1Mpa（表）,双动滑阀控制再生器压力0.09Mpa（表）。
1.4.6.9注意防止蒸汽量过大而引起分馏冲塔，油浆固含量剧升。
1.4.6.10配合分馏岗位由塔外循环改塔内三路循环正常后，反应系统由单器流化改为两器流化。
1.4.7提升管喷油，全面开工、调整操作。
1.4.7.1联系化验进行原料油含水分析、cat取样分析。
1.4.7.2控制好再生器，沉降器压力、两器差压平稳，控制再生器温度600－650℃，提升管出口温度480－520℃（再生器压力0.13－0.14Mpa表，沉降器压力0.09-0.10Mpa表）
1.4.7.3系统各部温度、藏量、压降平稳，控制Cat跑损、保证双动滑阀、单动滑阀、塞阀及所有仪表正常。
1.4.7.4启用小型加料线向再生器内加CO助燃剂10－20kg。
1.4.7.5拆除原料进料喷嘴前盲板，原料油经原料预热线返回，控制好原料油喷嘴前压力，提升管喷油。
1.4.7.6将回炼油浆引至喷嘴前，逐步打开回炼油浆的喷嘴，用仪表控制油浆的回炼量，观察提升管出口温度及沉降器压力，控制平稳沉降器压力。
1.4.7.7根据反应和分馏操作情况，对开原料油两个喷嘴先开3－4扣相应关小预热介质和事故旁通副线，保证喷嘴前压力。
1.4.7.8逐渐开大进料喷嘴，逐步关死事故旁通副线，根据富气量启动气压机，始终保持提升管出口温度480－520℃之间。
1.4.7.9调节提升管总蒸汽量、汽提蒸汽量，全面调整操作。
1.4.7.10密切注意沉降器压力和再生器床温，每隔半小时采Cat样，进行颜色观察和含碳分析。
1.4.7.11根据原料油性质及Cat活性，选择合适的操作条件，严格控制反应深度和生焦率，防止炭堆积和二次燃烧的发生。
1.4.7.12原料油量达到正常值后，根据再生床温变化，降低再生器燃烧油量，直到再生器停喷燃烧油。
1.4.7.13根据原料油性质，Cat性能选择合适的操作条件，搞好系统压力平衡，热平衡和物料平衡。
1.4.7.14根据装置热平衡、投用外取热、调整取热量，及时投用余热锅炉。
1.5 分馏系统开工程序
1.5.1 全面大检查
1.5.1.1按工艺流程依次检查各管线、管件、阀门、调节阀、合流三通阀、法兰、人孔、垫片、螺栓、压力表、温度计、液面计、限流孔板等是否完好齐全，发现问题及时处理，关闭所有的阀门。
1.5.1.2按盲板表规定拆装好有关管线上的盲板，由专人负责，做好记录并消号。
1.5.1.3检查各机泵是否处于良好的备用状态，加好合格的润滑油，保证冷却水畅通，随时可以启用。
1.5.1.4 T-201顶安全阀按规定定压，安装完毕，关闭切断阀。
1.5.1.5将水、电、汽、风引入系统，注意风、汽排凝脱水。
1.5.1.6联系仪表，检查各仪表是否完好齐全，并调校合格，备用良好，检查塔顶油气蝶阀是否灵活好用，并标明开、关方向。
1.5.1.7检查各地漏、地沟、下水井是否畅通，无脏杂物、各平台、框架、地面，搞好卫生、打扫干净。
1.5.1.8检查各处消防设施，器材是否配备齐全，有效好用。
1.5.1.9检查各平台、框架、地面等处照明设施是否齐全好用，符合要求。
1.5.2系统引柴油，建立燃烧油循环，反应系统吹扫气密试验。
1.5.2.1系统管线、设备吹扫试压合格，安全阀切断阀打开。
1.5.2.2检查改好收油流程，关闭无关的连通阀，防止串油、跑油，进行三级检查(操作工、班组、车间)。
1.5.2.3联系罐区启动轻柴油泵向装置内送轻柴油V-206收柴油，流程如下：柴油罐区-启动轻柴油泵-轻柴油出装置线-柴油跨精制副线-柴油阀组FV209副线-V206收油线-V206。
1.5.2.4 V-206收油至80%液面后，停止收油，静止脱水。
1.5.2.5 V-206脱尽水后，启用泵-210/AB，建立燃烧油循环，流程如下：V-206-P210/AB-泵出口-燃烧油线R-101/c喷嘴-PV554-V-206。
1.5.2.6燃烧油循环正常后，R-101/c、F-101喷嘴切断阀前脱水。
1.5.2.7岗位加强巡回检查，严密注意V-206液面及时联系收油。
1.5.3系统作好引原料油准备，反应系统点F-101升温。
1.5.3.1全面检查塔-201各侧线阀门是否关闭，塔顶油气蝶阀开度50%，检查各自保是否处于正常位置，关闭两端切断阀，打开副线阀。
1.5.3.2再次检查各盲板，限流孔板是否按规定拆、装好，并有记录消号。
1.5.3.3联系原料油进行加热脱水、检尺、采样分析。
1.5.3.4详细检查引油循环流程、原料油、油浆、回炼油系统引蒸汽吹扫贯通、暖线、暖塔。
1.5.3.5分馏塔底，柴油汽提塔给汽、给汽时T-201底要排凝，要缓慢给汽，以防冲翻塔板，分馏塔底油浆抽出阀关闭，注意同步升温并检查热涨情况。
1.5.3.6各系统管线吹扫贯通时，应注意再次详细检查伴热管线排凝放水情况。
1.5.3.7 E-212给好新鲜水后用蒸汽加热至80℃备用。
1.5.3.8准备好操作记录，交接班日记、工具等，联系反应岗位点F-101，此时系统达到引原料油条件。
1.5.3.9改好塔外三路循环流程。
a.原料油：原料油罐→P-201/AB→E-204→E205/AB→E210→R-101/A→喷嘴前→事故旁通→V201。
b.油浆：V201→P-208/AB→E-208→E210→E211/AB→E212→罐区。
c.回炼油：V201→P-207/AB→FV207→原料油线。
1.5.4系统引原料油建立塔外三路循环，反应系统装转Cat两器流化。
1.5.4.1检查塔外三路循环流程，关好所有放空阀及串线阀，关好T201油浆上、下返塔阀，搅拌油浆阀，回炼油抽出、汽相返T201阀。
1.5.4.2启用塔外三路循环流程的流量、温度、液位等控制，显示仪表。
1.5.4.3联系罐区准备好原料油罐，启动原料油泵向装置内送原料油，原料油系统循环流程如下：
原料罐区油罐→P201/AB→原料油进装置线→E204→E205/AB→E210→原料油合流三通阀TV103→原料油去R-101/A阀组→原料油事故旁通线→V-201。
油浆系统循环流程如下：
&&V-201→V-201抽出线→P-208/AB→E-208→E-210→E211/AB→E212→E212后阀组→油浆去原料油罐线。
&&回炼油循环流程如下：
&&V-201→P-207/AB→FV207→原料油线
1.5.4.4 V-201液面投自控、液位由外甩量控制。
1.5.4.5改好V202&收油流程。
1.5.5拆盲板、建立汽封，建立塔内三路循环。
1.5.5.1 T201顶放空打开T-201底、T202给汽关小，分馏塔底放空打开，保持分馏塔微正压。
1.5.5.2 V-202收合格汽油、联系稳定岗位检查，改好收油流程，改好塔顶冷回流程，用汽油充满泵203/AB入口，收油流程如下：
汽油罐区→汽油泵→稳定汽油出装置线→稳定汽油去碱洗阀组FV306→粗汽直接去碱洗线→粗汽油去吸收稳定分配阀门组→粗汽油去吸收稳定调节阀组FV208→粗汽油阀组→V-202开工收油线。
V-202收汽油至40%液位后，暂停收油。
1.5.5.3联系拆盲板(DN550)
1.5.5.4盲板拆完毕，恢复塔底吹汽及柴油汽提塔吹汽，赶空气30-60分钟。
1.5.5.5空气赶完后，关T201顶放空，适当打开分馏塔顶油气大管空冷前的蝶阀，并将E-201A-D、E202AB出入口阀打开，T201蒸汽冷却后入V-202。
1.5.5.6关闭塔底放空、油浆上返塔阀门打开，油浆入分馏塔，待塔底液面达50%，P208改抽分馏塔底油，关闭V201至P208/AB的阀门。V201汽返阀打开。建立三路塔内循环。
1.5.5.7 保持三路循环正常，控制好各部位液面、流量、温度、岗位加强巡回检查，及时发现问题及时处理。
1.5.5.8切换气封后，沉降器压力由油气蝶阀控制，系统调整操作，控制塔201顶温度不高于110℃，V-202专人负责切水，观察液面及时联系收油。
1.5.5.9保证塔底不带水，适当加大油浆循环量，洗涤Cat，同时联系化验取样分析油浆固含量、含水，根据结果加大油浆外甩量。
1.5.5.10中段回流系统充柴油，流程如下：
轻柴油补中段阀门→P206/AB→E208→E309→E306→E209放空见油。
1.5.5.11系统作好进油气的准备：
a.控制塔-201液面50-60%,塔-201顶温度≯110℃；
b.打开塔-201各侧线阀门；
c.检查各机泵、设备是否运转正常，检查富气放火炬系统，保持畅通好用；
d.联系罐区做好收汽、柴油的准备，并改好送油流程，汽油先进不合格罐，合格后改进吸收稳定，柴油先进轻污油罐，合格后改进成品罐，此时系统达到进油气的条件。
1.5.6反应喷油，系统进油气，建立各段回流，调整操作。
1.5.6.1提原料油预热温度至180℃以上，用油浆蒸汽发生器升温。
1.5.6.2改好顶循环回流及中段回流流程，各冷换设备投入运行。
1.5.6.3控制分馏塔底液面在50-60%，V202、V201液面控制在50-60%。
1.5.6.4反应提升管喷油，系统进油气装置全面开工。
1.5.6.5系统进油气后，注意塔201压力、温度及塔底液面的变化，用塔顶油气蝶阀控制塔201压力，及时调节各回流量，控制塔201顶温度≯110℃，控制塔底温度≯350℃。
1.5.6.6开E201/A-D风机，开大E202/AB循环水，控制冷后温度≯40℃，控制V202粗汽油液面，保证必要的冷回流，其余走不合格线直接出装置。
1.5.6.7根据塔顶温度及内回流量，逐渐启用塔顶循环回流，并相应减少塔顶冷回流量，控制好顶循环流程如下：
& & & & T201第4层→泵204/AB→E204→E203/AB→并流三通TV202→E214→顶循返塔阀组→塔201第一层。
& & & & 启用机泵前注意泵入口阀前放空排水，启动机泵后抽出量不宜过大(用变频控制)，防止机泵抽空。
& & & & 视塔顶温度及冷回流量，控制顶循环返塔温度≯80℃。
1.5.6.8 V-202液面超过50%后，向装置外送不合格粗汽油至轻污油罐，控制V-202液面30-50%，流程如下：
& & & & V-202→泵203/AB→不合格汽油线→轻污油线→装置外轻污油罐。
1.5.6.9 V-202注意脱水，投用V-202界位控制阀LV205控制水界位50%，防止界位过高，冷回流带水，影响正常操作或界位过低，酸性水跑油。
1.5.6.10 T-202液面上升至30%后，通入汽提蒸汽，液面升至50%后，启动泵205/AB向装置外轻污油罐送不合格柴油 ，同时向V2O6及中段回流系统补柴油，流程如下：
& & & & T-202→P205/AB& && &柴油补中段
& && && && && && && &&&E205/AB→E215/AB→E206→E207 →柴油V206线
& & & & →柴油阀组
& & & & FV209→不合格轻污油线→装置外轻污油罐
& & & & 启动泵前注意入口前放空排水，控制T－202液面50%，注意观察其液面变化，防止机泵抽空。
& & & & 当轻柴油凝固点和闪点合格后，将柴油送至碱洗。
1.5.6.11视塔201第14层塔盘的温度情况，及时启动泵206/AB，建立中段循环回流，流程如下：
& & & & 塔201第十八层→泵206/AB→E208→E309跨线→E306跨线→E209合流三通TV203→中段返塔阀组FV204→T201。
& & & & 启动机泵前注意泵入口阀前放空排水，刚建立中段回流时抽出量不宜过大，防止机泵抽空，并经常用柴油补中段，保持系统正常。
1.5.6.12视回炼油罐V201液面情况调节回炼量，反应控制好反应深度。
1.5.6.13根据T201液面情况逐渐调节好油浆回炼量和循环量，控制好塔底液面为60%。
1.5.6.14视富气量开气压机，保持富气放火炬系统正常，控制系统压力平稳。
1.5.6.15联系化验采样分析，根据化验分析结果调整各操作参数，保证产品质量合格。
1.5.6.16粗汽油干点分析合格后，配合吸收稳定岗位粗汽油改进吸收稳定系统。
1.5.6.17中段循环回流系统正常后，配合吸收稳定岗位缓慢关闭中段热源进出吸收稳定系统跨线，将中段热源引入吸收稳定系统。
& & & & 中段循环引入吸收稳定系统后，应注意热负荷和返塔温度的变化，及时调节中段循环量和T－201各回流取热量，维持系统操作正常、平稳。
1.5.6.18系统操作正常后，坚持岗位巡回检查，针对操作过程中出现的问题及时调整操作，保证产品质量，确保安全平稳生产。
1.6吸收稳定系统开工程序：
1.6.1.1按工艺流程全面检查各塔容器、冷换设备、人孔、法兰、垫片、管线、阀门、螺栓等是否符合试运要求，并关闭所有阀门。
1.6.1.2检查水联运中发现的问题是否已处理完毕，符合要求，各安全阀是否定压合格，按开工要求条件装好。
1.6.1.3检查各机泵是否处于良好的备用状态，冷却水系统是否畅通，润滑油加至正常油位。
1.6.1.4联系仪表检查所有仪表，调节阀、热电偶、压力表、流量孔板是否安装齐全、仪表调校合格。
1.6.1.5检查各地漏、地沟、下水井是否畅通清洁，清除其中的杂物、脏物。
1.6.1.6检查各平台照明设施是否齐全，符合要求。
1.6.1.7检查消防器材是否齐全好用，各蒸汽胶带齐全完好。
1.6.1.8各平台、地面杂物清理、打扫干净，水、电、汽、风引入系统，并保证合格达到正常要求。
1.6.1.9准备好有关工具、操作记录、交接班日记等，此时系统达到吹扫试压的要求。
1.6.2系统吹扫试压、置换空气。
1.6.2.1仔细检查流程，关闭无关的连通阀，防止串汽、跑汽。
1.6.2.2关闭安全阀前手阀，打开各塔顶放空阀。
1.6.2.3联系仪表、关闭一次表引线阀。
1.6.2.4打开塔底蒸汽阀门给汽吹扫各塔顶放空见汽，低点排凝，用蒸汽赶空气。
1.6.2.5系统吹扫时要求每台设备，每条管线都要吹扫贯通，赶尽空气，各塔容器安全阀副线引蒸汽吹扫至管306放火炬系统。
1.6.2.6吹扫完毕后，关闭所有的放空点，排凝点阀逐渐关闭各塔顶放空阀，将系统内压力提至蒸汽最大压力，进行试压。
1.6.2.7当系统压力升至蒸汽最大压力后仔细检查人孔、法兰、焊缝等处有无泄漏现象，发现问题及时联系处理。
1.6.2.8试压合格后，打开各塔顶放空阀，各放空、排凝点阀门泄压，打开各安全阀前手阀。
1.6.2.9系统泄压后，关小各塔底蒸汽和塔顶放空阀，维持系统微正压，防止空气再次贯入关闭系统所有放空点、排凝点阀门。
1.6.2.10联系罐区做好向装置送合格汽油的准备，系统检查改好有关收油流程。
1.6.2.11关闭各塔底蒸汽阀门和塔顶放空阀门，并按盲板表的规定拆装好有关的盲板，吸收稳定系统立即引粗汽油。
1.6.3系统收汽油，建立三塔循环，反应系统富气放火炬。
1.6.3.1再次检查收油流程，关死各无关的阀门，防止跑油、串油，造成事故。
1.6.3.2待分馏系统有粗汽油抽出时，向吸收稳定区内送粗汽油。
流程如下：
& & & & V－202→泵203/AB→粗汽油阀组→吸收油阀FV208→粗汽油去吸收稳定分配阀组→T－301→P302/AB→V302。
& & & & 启用仪表：FRC208,流量控制要在维持V202 液位50%。
& & & & 　LV302,V302界位控制50%。
& & & & 当V302液位升至70%，启动泵301/AB向塔302装汽油，流程如下：
& & & & V302→泵301/AB→冷进料阀组FV301/A→塔302
& & & && && && && && &&&→热进料阀阻FV301/B→E305→
& & & & 启用仪表：FIC301、LIC302，V302液面控制60-70%，界位控制50%。
1.6.3.3当塔302装油至70%液面后，启动泵304/AB，向E309进油。
& & & & T－302→泵304/AB→FRC304→E307→T-304→E309。
1.6.3.4也可从装置外引合格汽油，建立三塔循环。
1.6.3.5岗位加强巡回检查，防止跑油、冒油、串油，此时吸收稳定系统已达到引压缩富气条件，立即引压缩富气。
1.6.4引压缩富气
1.6.4.1启用仪表PRC301，仪表给定值1.0Mpa（表），PRC302仪表给定值0.9Mpa(表)，启动风机E301、E302给上循环水。
1.6.4.2配合气压机，赶尽存水，开机后先将压缩富气放火炬，同时逐步提高其出口压力。缓慢向吸收稳定系统送压缩富气，系统升压。
1.6.4.3此时系统达到引中段热源建立开路循环条件。
1.6.5待分馏系统操作平稳后，引中段热源升温、升压、全面调整操作。
1.6.5.1当分馏中段回流系统稳定正常后，缓慢打开中段回流入吸收稳定系统阀门，同时相应关闭跨线上的阀门，将中段回流热源引入吸收稳定系统E309、306（先走E309、E306合流三通阀直通，待分馏中段稳定后再走三通阀冷路）。
1.6.5.2塔302、304底以30℃/h的速度升温，并升压，启用仪表TRC301、302。
1.6.5.3当塔302压力升至0.09Mpa（表）后，稍开解吸气去压缩富气线阀门启用PRC301，并控制好塔302底温度，保持塔内压力稳定。
1.6.5.4当塔304压力升至0.9 Mpa(表)时，E304给上循环水，稍开V303顶不凝气阀，启用仪表PRC302，控制好T－304底温度，保持塔内压力稳定，启动E308风机。
1.6.5.5当V303液面升至30%时，启动泵305/AB,向塔304顶部打回流，控制塔304顶温≯60℃。
1.6.5.6粗汽油干点合格后，配合分馏岗位，将粗汽油引入T－301、E－309汽油靠塔304自压出装置。
1.6.5.7吸收稳定系统开路循环后，注意调整操作，控制好各温度、压力、液面、流量。
1.6.5.8启动P303/AB建立中段循环系统
1.6.5.9联系分馏岗位向塔303送再吸收油，并启用塔303底液面FRC318液面40－50%，当液面达到规定值，打开塔底再吸收油阀将再吸收油送至T201。
1.6.5.10若不启用T303再吸收油时，塔303底凝缩油压至V202压油时，T－303液位不低于20%。
1.6.5.11按工艺卡片的要求调整好各操作参数，保持系统平稳。
1.6.5.12通知烯烃罐区做好收液态烃的准备，当V303液面升至50%后，打开液态烃出装置阀向装置外送液化气。
1.6.5.13岗位巡回检查及时调整操作，保证产品质量。
1.7精制系统开工程序。
1.7.1全面大检查
1.7.1.1按工艺流程全面检查各塔、容器、冷换设备、人孔、法兰、垫片、管线、阀门、螺栓等是否符合试运要求，并关闭所有阀门。
1.7.1.2检查各机泵是否处于良好备用状态，冷却水系统是否畅通，润滑油液位正常。
1.7.1.3联系仪表检查所有仪表、调节阀、热电偶、压力表等是否安装齐全，仪表调校合格。
1.7.1.4检查各地沟、地漏、下水井是否畅通清洁，并清除杂物。
1.7.1.5检查各平台照明设施是否齐全，符合要求。
1.7.1.6检查各消防器材是否齐全、好用，各蒸汽胶带齐全。
1.7.1.7将水、电、汽、风引入系统，并保证符合正常要求。
1.7.1.8准备好有关工具，操作记录等。
1.7.1.9各容器、塔安全阀按规定定压合格后，安装好，关闭切断阀。
1.7.2系统吹扫试压
1.7.2.1仔细检查流程关闭无关的阀门，防止串汽、跑汽；
1.7.2.2联系仪表关闭一次表引线阀。
1.7.2.3系统引蒸汽按规定试压，仔细检查人孔法兰，焊缝等处有无泄漏现象，发现问题及时处理。
1.7.2.4试压合格后打开各放空，排凝点泄压，投用安全阀。
1.7.2.5改好各流程，并按规定准备好活化剂、磺化酞菁钴催化剂、防胶剂、RS剂、二乙醇胺、纯碱等。
1.7.3系统全面开工
1.7.3.1液化气系统
a.将蒸汽引入重沸器，并向T801注汽，保持微正压（赶空气）
b.启动P802/AB建立乙醇胺循环、循环流程如下：
& & & & V805→P802/AB→T-801→LV802→E-801/A-D→V803→LV805→T-803→E-801/ABCD→E-802/AB→LV-806→V-805。
c.乙醇胺循环正常后，引液化气进T－801。
d.开工后，酸性气放火炬。
1.7.3.2汽油脱臭系统
a.开工前24小时配制好催化剂的碱溶液，并启用P702/AB,向固定床反应器挂碱循环，循环24小时后，停泵，催化剂碱液循环流程。
& & & & 碱液自配碱池来　　→P702/AB→R701/AB→P702/AB
b.配制好10%的碱溶液，用P－702/AB,打入预碱洗罐V－701。
C.将汽油引入V－708配制一定浓度的防胶剂溶液。
d.将汽油引入V－706配制约15ppm的活化剂溶液。
e.将汽油引入精制系统，同时启动活化剂泵，注活化剂，开启风阀注风等有汽油出装置后，启动防胶剂泵，注防胶剂。
汽油精制引油流程，稳定汽油自稳定系统来→MI701汽油-碱液混合器→V701→混合器MI702→R701/AB→V702→P702/AB→FT705→LV-706→稳汽至罐区。
1.7.3.3柴油RS剂精制系统
a.提前准备好RS剂20吨并压入RS剂罐。
b.将柴油引入精制系统，同时启用RS剂泵向柴油中注RS剂。
c.等柴油水洗罐有液位时，开启注水阀，控制注水量约1m3/h，柴油精制引油流程：
柴油自分馏来→MI801→V－812→MI802→V－813→外送罐区
1.8&&气压机系统负荷试运
1.8.1 全面大检查，做好开机前的准备工作
a．按工艺流程详细检查各管线，阀门，冷却器、容器、法兰、人孔、垫片、压力表、温度计、安全阀、过滤网等是否安好齐全，合乎开工要求。
b．检查机组冷却水，润滑油系统是否畅通，正常好用，改好冷却水系统流程，控制好回水温度，机组曲轴箱内加注合格的68#压缩机油至正常油位。
c．联系钳工、维修工详细检查各部是否完整，符合开工要求，并拧紧吸排气阀盖，机组基础螺栓。
d．联系电工检查系统电路，控制柜等是否处于良好备用状态，检查合格后，系统各机组送好电。
e.&&联系仪表检查各系统内仪表，控制阀、流量孔板是否齐全好用，并调校合格，处于良好备用状态。
f&&. 中间冷凝冷却器给好循环水，控制循环水量。
1.8.2 系统置换空气在分馏系统吹扫试压后建立冷油运前进行。
检查工艺流程，防止跑气、串气、开机:C301/1.2.4一级入口阀；关机C301/1.2.4油气分离器残液出口阀，开V301/B高压瓦斯压油线阀；开机C301/1.2.4二级出口安全阀上、下游阀及付线阀；关机C301/1.2.4出口阀，。开安全阀放火炬付线阀，关低压富气放火炬阀组PV601/B。
冷却器→中间油气分离器→机-C301/1.2.4
二级入口→机C301/1.2.4二级出口放空阀放空
二级入口→V301/B压油线→残液
残液线→残液线自装置外来系统管网残液罐→富气放火炬线→放空
系统置换空气中，.应注意多次盘车，彻底赶尽系统中空气后，关闭系统内所有阀门及放火炬系统所有阀门。
e.&&待分馏引油建立冷循环，V-202压力达0.03MPa（表），引蒸汽升温升压前，改好低压富气放火炬流程。
d. 反应、分馏岗位平稳操作，系统开机送气。
①反应、分馏岗位操作平稳后，作好启用气压机的准备，联系反应、分馏控制好气压机入口压力，打开机-C301/1.2.4油气分离器及二级出口安全阀上、下游阀。
②按正常开机步骤启动一台气压机，机组运转正常后，全开二级出口去稳定阀，缓慢开大一级入口阀门，注意气压机入口压力的变化情况，防止因负荷增加过快，气压机抽力过大而影响反应，分馏岗位正常操作。
③刚开机时气压机二级出口安全阀付线改放火炬，然后缓慢关闭二级出口安全阀付线放火炬阀，缓慢打开二级出口至E-301阀门，同时相应关闭安全阀付线放火炬阀，保持出口压力平稳，向吸收稳定系统送压缩富气。
④系统操作正常后，配合其它岗位搞好平稳操作，控制气压机入口压力。
⑤岗位加强巡回检查，观察机组运行情况是否良好，开气压机前，应启动室内排风电扇，加强室内空气流通，降低室内油气浓度，保证岗位操作安全。
⑥注意观察V301/B中间油气分离器液面变化，当液面超过50%时，联系分馏作好接收凝缩油的准备。
注：V30l/B压油流程：:
关V301/A和V302/B连通阀；关V301/B压缩富气返机-C301/1.2.4入口阀；开V301/B充压阀，改好V301/B压油线流程；改好V301/B残液至V.-202流程，残液压至玻璃板量程的10-20%时，停止压油并恢复V301/B收油状态。
1.8主机系统开工程序（见主风机操作规程）
1.9衬里烘干方案
1.9.1衬里烘干的目的
& & & & 沉降器、再生器、旋风分离器、外取热、烟道内衬、三、四旋、V-108、
& & & & 烟机出口管线、辅助燃烧室、提升管、油气管线、余热锅炉内有耐热、耐磨衬里，这些衬里在开工过程中含有大量水分、涂沫层较软、强度较低。衬里烘干的目的就是通过对衬里进行慢速升温和恒温，逐渐脱除衬里中所含的水分，使衬里涂沫层坚硬提高强度，以免在温度急剧升高时，因水分大量气化膨胀而造成衬里裂缝、鼓包、脱落，提高设备使用寿命和安全可靠性能，通过衬里烘干过程，也可以对有关工艺、设备、机械、管线及自动控制系统DCS系统进行全面考核。
1.9.2烘衬里前的准备工作：
1.9.2.1检查衬里质量，特别是各部分接口处有无衬里遗漏，彻底清扫内部杂物，封好人孔、手孔。
1.9.2.2检查各吹扫、松动点，仪表测量反吹点畅通无阻，各限流孔板、压力表、温度计按要求装好。
1.9.2.3主风机、增压机试运行验收合格，可以投入运行。
1.9.2.4各仪表调校合格，可以投入运行（单、双动滑阀、塞阀、蝶阀）。
1.9.2.5　F－101瓦斯、风、蒸汽管线安装就位，各喷嘴好用，电打火好用，将风、蒸汽、瓦斯、燃烧油引至F－101前脱水，F－101炉膛各测温点、准确好用。
1.9.2.6　Dg550大盲板装好
1.9.2.7主风出口管线上的反喘振、机出口单向阀，电动阀灵活好用。
1.9.2.8主风至F101单向阻尼阀，一、二次风阀灵活好用。
1.9.2.9余热锅炉前烟气蝶阀全关，至烟囱烟道档板全开，V603不给水封。
1.9.2.10反一再系统自保改手动、主风机自保投用，进料自保手动。
1.9.2.11现场准备升温曲线记录用纸与笔，肥皂水、毛刷、水桶、操作记录等。
1.9.2.12全开双动滑阀，开启备用主风机，逐渐将主风引入再生器，打开提升管底排凝阀，排除杂物后关阀。
1.9.2.13双动滑阀，待生塞阀，再生滑阀等各点的非净化风吹扫阀打开。
1.9.2.14联系仪表，给上所有仪表的引压线，打开反吹风阀。
1.9.2.15给上系统所有松动风。
1.9.2.16打开再生器，外取热器各卸料线上反吹风阀。
1.9.2.17调双动滑阀，同时打开再生滑阀，对提升管、沉降器进行吹扫。
1.9.2.18引增压风对外取热器，待生立管进行吹扫。
1.9.2.19吹扫完成后，两器进行气密试验。
1.9.3烘干操作的要求和注意事项
1.9.3.1准备好标准的升温曲线，在烘器过程中按照升温曲线要求严格控制好升温速度和各点温度，不得快速升温或大起大落。
1.9.3.2烘器过程中注意调节F－101一、二次风阀、双动滑阀，单动滑阀、塞阀、油气放空阀等，通过改变各部烟气量将各点温度保持在规定范围内，从而保证各部衬里达到烘干的目的，在调节烟气量时注意不得将双动滑阀关死，防止再生器憋压主风机喘振。
1.9.3.3主风流量根据升温曲线调节，再生压力控制在0.05-0.09Mpa（表），加大主风量为降低F－101炉膛线速和分布管压降，应将再生压力提高到0.1-0.12MPA（表）。
1.9.3.4在烘器过程中坚持岗位巡回检查专人负责V－206收柴油，控制其液位在40－60%，控制液态烃压力不低于0.4Mpa（表）。
1.9..3.5烘器过程中每小时测量一次器壁温度，并做好记录。
1.9.3.6烘器过程中每半小时活动一下滑阀、塞阀，应特别注意因温度上升过快使待生立管急剧膨胀，将待生阀头卡死、损坏。
1.9.3.7烘器过程中因燃烧油或燃料气系统故障而造成F－101熄火，应立即降低风量，关小双动滑阀和油气放空阀，使温度缓慢下降，严禁鼓风冷却，以免因温度下降过大，使衬里干裂、脱落，影响烘干质量。
1.9.3.8烘器时将净化风串入反应蒸汽线，双动滑阀、塞阀、单动滑阀改用净化风和非净化风反吹保护，防止堵塞、卡死。
1.9.3.9升温过程中应注意检查主风管、烟气管、油气管线，各膨胀节，待生立管，提升管以及再生器，沉降器，外取热器等膨胀情况，注意检查设备与相连平台是否顶死、卡死，检查各平台、梯子的膨胀情况。
1.9.3.10再生床温视情况改F－101为油火。
1.9.3.11当再生床温达到250℃时设备开始热紧，当再生床温达315℃时，恒温检查设备各人孔、法兰、焊缝等处有无泄漏、裂缝等异常现象，并做好记录。视具体情况处理。
1.9.3.12再生床温升至250－350℃时不得降温，防止设备刚开始热紧时，又迅速即冷，影响设备及衬里质量。
1.9.3.13升温过程中应控制F-101出口温度≯650℃，炉膛温度≯950℃，防止烧坏主风分布管和炉膛耐火材料。
1.9.3.14再生器床温升至550℃时恒温24小时以后，降主风量和F－101温度，以25℃/h的速度再生床温降至200℃，然后停主风机，关闭F－101，一、二次风阀、双动滑阀、油气放空阀，自然冷却至常温。
1.9.3.15整个烘器过程中，每隔0.5小时记录各点温度，绘出实际升温曲线，并注意控制好各恒温点的温度，尽可能减小波动。
1.9.3.16外取热器烘衬里过程中，外取热器加药煮炉。
1.9.3.17余锅系统烘衬里过程中，余热锅炉加药煮炉。
1.9.3.18外取热器温度升至250℃，汽包要引汽保护，顶部放空打开，550℃恒温结束后，视情况外取热降温至30℃以下注水，然后煮炉。
1.9.4各参考点的温度及调节方法
1.9.4.1再生器密相温度以TI136为准，可用双动滑阀、一、二次风阀开度来调节，外取热器温度以TI148为准。可用放空来控制温度（兼顾TI46、150、157）。
1.9.4.2沉降器温度以TI113、115为准（兼顾TI114、116、117、118点温度），可用R－101B顶油气线上的DN150摇控阀（HV102）来控制。
1.9.4.3提升管Y型段以TI106为准，可用底部DN50排凝阀来调节。
1.9.4.4反应大油气阀以TI112为准（兼顾TI212），可用大油气线上Dg200放空阀来调节。
1.9.4.5提升管出口温度以TI153为准，可用再生滑阀和沉降器顶部油气线放空阀来调节。
1.9.4.6余热锅炉用TI002、430为准。
1.9.4.7烟机出口温度以TI011为准，用出口DN250阀门控制。
1.9.5升温程序及要求
1.9.5.1气密试验完后，开主风机自然烘干24小时，打开双动滑阀，Dg200放空阀，DN150及外取热放空阀，反一再系统按5－10℃/h，升温至150℃并恒温48小时。
1.9.5.2　150℃恒温结束后，F－101点瓦斯火升温以10-15℃/h升温至350℃，恒温36小时，升温至250℃时外取热管内通入蒸汽或上水保护检查漏点，并热紧一次。同时，烟道降压孔板升至150℃恒温24小时。
1.9.5.3再生器以20-25℃/h升温至550℃，恒温24小时。
1.9.5.4再生床温以20-25℃/h速度升至600℃恒温24小时-30小时，同时降压孔板、汽提段温度以10-15℃/h的速度升至450℃恒温24小时。沉降器出口温度以10-15℃/h升至315℃，恒温24小时。
1.9.5.5保持再生床温600-650℃，同时降压孔板以10-15℃/h升至500℃，恒温24小时，沉降器出口温度以10-15℃/h升至380℃，恒温24小时。
1.9.5.6恒温结束后，以25℃/h的速度降温。
1.5.7调节主风量和燃烧油量降至200℃时，恒温24小时。
1.5.8 再生床温降至200℃F-101熄火停主风机，关闭F-101一二次风阀Dg200，双动滑阀自燃冷却、检查。
1.9.6余热锅炉烘炉煮炉
1.9.6.1烘炉、煮炉前的准备
1.9.6.1.1余锅系统施工完，人孔封闭、炉堵漏风试验合格。
1.9.6.1.2余锅预热器省煤器，蒸发段、汽包水冲洗干净、试压，水联运结束，安全阀检查合格，安装就位灵活好用。
1.9.6.1.3余锅烟道档板全开。
1.9.6.1.4各测量，测压点仪表安装完毕、调试合格。
1.9.6.1.5除氧水系统，给水泵运行良好。
1.9.6.1.6用加药装置V606、V605向汽包加药。
a.按每m3容积加入3-5kgNaOH和Na3po4向省煤器、汽包蒸发段加药。
b.将NaOH和Na3Po4按2：1，混合加入V606溶解箱中，几次按比例加入系统中剩下的Na3PO4按水的碱度分析分别加入。
1.9.6.1.7补充除氧水至汽包正常液位以上50-75mm处。
1.9.6.1.8余锅过热器不煮炉要防止药液进入。
1.9.6.1.9引入系统0.8Mpa汽至余锅过热器放空。
1.9.6.2烘炉、煮炉步骤
1.9.6.2.1当反-再系统引入主风，升温至150℃恒温时，可逐步打开烟气进余锅的蝶阀，以≯8℃/时的速度升温至200℃左右,以TI430温度为准，并在此温度下恒温24小时继续按烘炉曲线升温至工作温度，烘炉结束。
1.9.6.2.2烘炉时逐渐关小烟气旁路蝶阀。
1.9.6.2.3打开蒸发段上锅筒至省煤器入口的再循环阀。
1.9.6.2.4用烟道档板调节降温速度切断0.8Mpa汽，打开炉底排凝阀阀门。
1.9.6.2.5烘炉时汽包产生的饱和蒸汽经过热段出口放空。
1.9.6.2.6煮炉时汽包升压速度以饱和水温度上升速度不大于50℃/时，控制具体按下表进行。
时间(h)& & & & 压力范围Mpa& & & & 工作要点& & & &
升温－5& & & & 0－0.8& & & & 0.1Mpa时冲洗水位计，0.3-0.4Mpa时热紧& & & &
6－8& & & & 恒压0.8& & & & 空排一次& & & &
5& & & & 0.8-0.1& & & & & & & &
4& & & & 恒压0.1& & & & 排污补充Na3PO4溶液& & & &
8-10& & & & 0.1-0.8& & & & & & & &
6-8& & & & 恒压0.8& & & & 空排、加药& & & &
8& & & & 0.8-0.5& & & & 连排、空排、换水& & & &
1.9.6.2.7煮炉过程中要分析炉水的碱度≮50mg当量。
1.9.6.2.8煮炉结束，打开定排、连排阀，放水检查汽包及锅筒内部，彻底清扫内部附着物和残渣。
1.9.6.2.9煮炉所需时间40－50小时。
1.9.6.2.10在反－再系统150℃恒温时开始烘余热锅炉衬里。
1.9.6.2.11煮炉可在烘炉结束后进行至反再系统550℃恒温24小时后同步结束。
1.9.6.2.12在反－再烘衬里时，为保证反应恒温需要而无法保证余锅烘煮炉用烟气时，余锅部分的烘煮炉时间顺延。
1.10水冲洗方案
1.10.1目的
1.10.1.1通过水洗冲洗清除管线、设备内的铁锈、焊渣等杂物，防止杂物堵塞阀门、管线、冷换设备及塔设备等。
1.10.1.2检查管线及连接件、人孔、手孔等升压泄漏情况。
1.10.1.3各机泵运行情况。
1.10.1.4通过水冲洗过程，促进操作人员熟悉流程，熟悉设备操作方法。
1.10.2冲洗前的准备工作。
1.10.2.1设备验收合格，检查出的问题已整改完毕。
1.10.2.2各机泵入口过滤网安装好。
1.10.2.3准备好所需盲板，专人负责拆装。
1.10.2.4联系仪表将管线上的调节阀、孔板及流量计等拆下，并妥善放置。
1.10.2.5打开塔容器顶部放空阀。
1.10.2.6联系配电室，各机泵电机送上电。
1.10.2.7各机泵完成单机试运。
1.10.2.8操作人员学习“水冲洗方案及流程”按要求进行水冲洗。
1.10.2.9各有关单位配合水冲洗方案的实施。
1.10.3注意事项
1.10.3.1反一再系统、气压机组、放火炬线严禁进水，加盲板隔离。
1.10.3.2反应油气进T201Dg550盲板安装就位。
1.10.3.3防止水气互窜，防止发生水击。
1.10.3.4先冲洗管线，后冲洗设备，管线内的杂物不得冲洗入塔、容器、泵体，水应在进设备前拆开法兰或打开阀门排放干净后再进塔、容器、冷换设备走付线后进设备。
1.10.3.5调节阀、流量计走付线冲洗，间断打开上下游阀排放管内积存的杂质。
1.10.3.6各机泵出口阀卡量，防止电机超载。
1.10.3.7发现泵入口过滤器堵，及时切换至备用泵，拆过滤器清洗。
1.10.3.8出装置管线冲洗至各装置排空。
1.10.3.9水冲洗结束后，各管线、设备低点放空，排尽系统内存水。
1.10.3.10记录水冲洗过程中的问题，及时处理。
1.10.4水冲洗盲板表
序& & 号&}