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摘要: 催化裂化装置机组由于装置生产工况的变化，机组运行状况不很理想，故障发生频繁。通过采用新技术、新工艺，不断优化机组的运行状况，保证了机组的安全平稳运行。本文结合实际主要针对重油催化裂化装置锅炉给水泵循环线气蚀故障处理，烟气轮机故障处理，提高富气压缩机入口压力，等提出相应处理措施。
关键词: 催化裂化装置 锅炉给水泵 烟气轮机故障富气压缩机 处理措施
中图分类号：TB652文献标识码： A
一、催化裂化装置锅炉给水泵循环线气蚀原因分析及措施
1 装置简介
陕西延长石油永坪炼油厂二套催化裂化车间于2004年4月建成投产，加工能力为120万吨/年。
2 故障现象分析
2. 1 故障现象。
二套催化裂化装置锅炉给水泵 P2501，由除氧器( V2506)抽出除氧水分别向三路供水：余热锅炉B2501、外取热汽包V2401和中压锅炉V2502。因为余热锅炉的热源是装置余热，其负荷经常变化。因此，2009 年6月，将 P2501 出口 DN50 mm 循环线改为 DN80 mm 循环线，将部分除氧水返回V2506。这样，通过调节循环线阀门开度，可调节 P2501 出口压力和余热锅炉供水量。
①2009 年 5 月，改造前 P2501 为 DN50 mm循环线，循环线阀门出现过节流冲刷阀板磨损造成阀门内漏的情况，但阀板没有穿孔; ②改造后的2009 年 6 月至 2010 年 5 月，P2501 先后 2 道循环线阀门出现节流冲刷，造成阀板磨损内漏严重，无法起到节流调节作用，影响向余热锅炉正常供水。 ③2010 年 6月装置检修更换循环线 2 道阀门，检查发现阀门阀板节流处磨损不严重，但阀板中心穿孔; 参照 2009年 6 月改造前 DN50 mm 循环线阀门磨损的经验，当时怀疑阀门质量有问题，更换阀门; ④2011 年 6月循环线上节流阀门再次出现阀门内漏，更换时发现阀门阀板中心再次穿孔 。由此可见，改造后循环线阀门故障问题与改造前不同，应认真分析，彻底处理，以便解决问题。
2. 2 原因分析及危害。
( 1) 重油催化裂化装置锅炉给水泵 P2501 出口循环线改造后 2 次更换循环线阀门，虽然采用了不同厂家的阀门，但是同样问题重复出现，应排除阀门质量问题。( 2) 2009 年 6月技术改造后，P501G 出口压力 6. 2 MPa，而阀后 V2506 操作压力只有 2.1MPa，其压差 4.1 MPa，此时除氧水温度85℃ 。在此压差下泄压，必然造成除氧水汽化，对设备气蚀严重，造成节流阀门阀板出现气泡冲刷磨损穿孔。
( 3) 如果循环线阀门内漏进一步增大，P2501出口压力将由正常的6. 2 MPa 进一步降低。由于V2401位于标高48 m 平台，当 P2501 出口压力低于4. 5 MPa 时，V2401 上不去水，该装置是靠外取热器( R2103) 取出烧焦富余热量，一旦 V2401上不去水，将会有干锅的危险。
3 处理措施
( 1) 2010 年6月给循环线设置跨线，设置3道阀门，平时用中间阀门节流，需更换阀门时可切除走原循环线，以降低对生产的影响，解决了P2501 循环线阀门内漏无法在线处理造成装置停工的问题。
( 2) 2011 年6月将节流阀门由碳钢阀门升级为 Cr5Mo 阀门，阀板不再穿孔，但气蚀造成阀体磨损严重，阀门法兰密封面被破坏，同时配对管道法兰遭到破坏，均不能继续使用，
动火更换。此时，节流阀门使用时间由2个月延长至4个月。
( 3) 2012年6月增设多道降压孔板，同时在P2501 循环线上加起降压和限流作用2道孔板，并根据 P2501、V2506 运行参数及循环线水量，重新核算降压孔板。P2501 循环线上又新增1道降压孔板。为减缓冲蚀磨损，孔板材质采用304#不锈钢。2012 年6月10日投用，气蚀声音消失，P2501 循环线手阀不再节流，循环线气蚀问题得以解决。
4 实施效果
( 1) 2013年拆下 P2501 循环线 2道孔板检查，使用1 年后的孔板棱角仍然完好，无明显细磨损痕迹，说明没再发生气蚀现象。孔板材质采用 304#不锈钢比较耐磨，消除了气蚀问题，仅靠水流正常磨损，估计使用寿命将达到 3 ～4 年。
( 2) 改造前使用的20#阀门，价格 0. 2 万元/个。如果 20#阀门需 2 个月更换 1 次，运行成本1. 2 万元 / a。改造后使用 DN80 mm、304 #孔板 2块，价格 450 元/块，年成本仅900 元。如果考虑到因循环线问题造成催化装置紧急停工带来的巨大损失，或被迫采用带压开孔封堵的投资成本，本方法非常经济。
( 4) 通过增设带有3道阀门的跨线，解决了循环线阀门磨损后切不出来，严重影响装置正常生产的问题。
（5）通过在 P2501 锅炉给水泵 DN80 mm 循环线上新增限流和降压 2 道孔板，消除了气蚀现象。
( 6) 从改造后 1 年的运行结果来看，没再出现气蚀现象，装置运行平稳。
二、烟气轮机故障处理措施。
催化裂化装置能量回收机组运行中经常因各种原因发生故障停车， 在各类故障中由于烟气轮机故障而导致机组停车占有很大的比例。影响烟机长周期运行的因素主要是烟机结垢。造成烟机结垢的主要原因包括：①旋风分离器效率下降，进入烟机的烟气粉尘含量增高；②烟机入口温度处于催化剂易结垢区域；③催化剂跑损量过大；④平衡催化剂的粒度分布不合理，直径小于40μm的催化剂含量过高；⑤平衡剂和原料的重金属含量高。
针对上述问题的处理方法如下：①对一、二再旋风分离器进行内部衬里修复；②将三旋内部损坏或磨损严重的分离单管进行更换或修复，提高分离效率；③控制烟机入口温度，避开催化剂易结垢的温度区域；④提高烟气轮机使用蒸汽温度，防止随烟气进入烟气轮机内部叶片间的催化剂细粉和泥结垢；⑤提高常压电脱盐的合格率，减少原料和催化剂的重金属含量。
三、提高富气压缩机入口压力的方法措施。
富气压缩机组、主风机组承担着调节系统压力，维持系统正常运转的重要作用
目前，大多数催化裂化装置均采用背压式汽轮机带动富气压缩机，如果能够提高富气压缩机压力，就能减少汽轮机的耗汽量。中国石化青岛分公司1.4Mt/a重油催化裂化装置MIP (Maxmizing Iso-Paraffins———多产异构烷烃)技术改造后，液化气产率大幅增加。在塔径不变情况下，将分馏塔原ADV微分浮阀更换为CTST立体传质塔盘，塔盘通量增加，同时全塔压降由25kPa降至16kPa，气压机入口压力得到提高。中国石油哈尔滨石化公司重油催化裂化装置由于加工量的提高和采用MGD(Maxi-mum Gas and Diesel Process———多产柴油和液化石油气的催化裂化)技术，分馏塔气相负荷加大，塔板压力降增大，操作波动频繁，因此对分馏塔进行了改造。将其中6层塔板更换为SUPER V1浮阀塔板，将上部塔板的开孔率调大。改造后的全塔压力降由36kPa下降到18kPa，气压机入口压力则提高15.4kPa，气压机功率可以节省208kW，相当于汽轮机3.5MPa过热蒸汽用量减少3.85t/h，装置能耗降低1.96MJ/t，分馏效率也得到改善
四、催化裂化装置与常减压蒸馏装置的热联合。
常减压蒸馏装置为催化裂化装置提供了生产原料，如果作为独立装置，常减压装置的蜡油和渣油都需要冷却到90℃以下送出装置，而催化裂化装置将这些原料再加热到200℃左右进入提升管反应，这种反复加热、冷却的方法会造成大量的能量损失。以1.2Mt/a催化裂化装置为例，倘若原料以120℃供应，而不是冷后90℃供应，可以直接节省约6.5MW的热负荷。
常减压装置和催化裂化装置的热联合可以采用以下方式：蜡油和渣油在常减压装置换热后，以约200℃温度直接送到催化裂化装置，再经过催化裂化装置内部油浆继续加热到提升管需要的温度；而催化裂化装置的油浆可以送到常减压装置加热初馏塔底原油，从常减压返回后发生蒸汽。这样，既节约了能源，又提高了效益。
结束语
经过技术改造，一些影响机组安全运行的关键问题得到了较好解决，通过优化烟气轮机运行，机泵和空冷器增加变频器等措施，降低电耗；通过提高富气压缩机入口压力，优化余热锅炉运行，以及减少高中压蒸汽的减温减压、利用低压蒸汽发电等措施，提高低压蒸汽利用率，增加蒸汽产量，降低蒸汽消耗；加强与常减压、柴油加氫、气体分馏等装置间的热联合，增加低温热输出。为装置的安全平稳运行，奠定了坚实的基础。同时也说明采用新技术、新工艺、新设备、新材料是解决装置运行中出现问题的一条有效途径。
参考文献
［1］ 马伯文 . 催化裂化装置技术问答［M］. 2. 北京: 中国石化出版社，2005: 9 －220.
［2］ 陈俊武 . 催化裂化工艺与工程［M］. 2. 北京: 中国石化出版社，2006: 10 －27.
［3］ 陆庆云 . 流化催化裂化［M］. 北京: 中国石化出版社，1989: 1 －540.
关键词: 催化裂化装置 锅炉给水泵 烟气轮机故障富气压缩机 处理措施
中图分类号：TB652文献标识码： A
一、催化裂化装置锅炉给水泵循环线气蚀原因分析及措施
1 装置简介
陕西延长石油永坪炼油厂二套催化裂化车间于2004年4月建成投产，加工能力为120万吨/年。
2 故障现象分析
2. 1 故障现象。
二套催化裂化装置锅炉给水泵 P2501，由除氧器( V2506)抽出除氧水分别向三路供水：余热锅炉B2501、外取热汽包V2401和中压锅炉V2502。因为余热锅炉的热源是装置余热，其负荷经常变化。因此，2009 年6月，将 P2501 出口 DN50 mm 循环线改为 DN80 mm 循环线，将部分除氧水返回V2506。这样，通过调节循环线阀门开度，可调节 P2501 出口压力和余热锅炉供水量。
①2009 年 5 月，改造前 P2501 为 DN50 mm循环线，循环线阀门出现过节流冲刷阀板磨损造成阀门内漏的情况，但阀板没有穿孔; ②改造后的2009 年 6 月至 2010 年 5 月，P2501 先后 2 道循环线阀门出现节流冲刷，造成阀板磨损内漏严重，无法起到节流调节作用，影响向余热锅炉正常供水。 ③2010 年 6月装置检修更换循环线 2 道阀门，检查发现阀门阀板节流处磨损不严重，但阀板中心穿孔; 参照 2009年 6 月改造前 DN50 mm 循环线阀门磨损的经验，当时怀疑阀门质量有问题，更换阀门; ④2011 年 6月循环线上节流阀门再次出现阀门内漏，更换时发现阀门阀板中心再次穿孔 。由此可见，改造后循环线阀门故障问题与改造前不同，应认真分析，彻底处理，以便解决问题。
2. 2 原因分析及危害。
( 1) 重油催化裂化装置锅炉给水泵 P2501 出口循环线改造后 2 次更换循环线阀门，虽然采用了不同厂家的阀门，但是同样问题重复出现，应排除阀门质量问题。( 2) 2009 年 6月技术改造后，P501G 出口压力 6. 2 MPa，而阀后 V2506 操作压力只有 2.1MPa，其压差 4.1 MPa，此时除氧水温度85℃ 。在此压差下泄压，必然造成除氧水汽化，对设备气蚀严重，造成节流阀门阀板出现气泡冲刷磨损穿孔。
( 3) 如果循环线阀门内漏进一步增大，P2501出口压力将由正常的6. 2 MPa 进一步降低。由于V2401位于标高48 m 平台，当 P2501 出口压力低于4. 5 MPa 时，V2401 上不去水，该装置是靠外取热器( R2103) 取出烧焦富余热量，一旦 V2401上不去水，将会有干锅的危险。
3 处理措施
( 1) 2010 年6月给循环线设置跨线，设置3道阀门，平时用中间阀门节流，需更换阀门时可切除走原循环线，以降低对生产的影响，解决了P2501 循环线阀门内漏无法在线处理造成装置停工的问题。
( 2) 2011 年6月将节流阀门由碳钢阀门升级为 Cr5Mo 阀门，阀板不再穿孔，但气蚀造成阀体磨损严重，阀门法兰密封面被破坏，同时配对管道法兰遭到破坏，均不能继续使用，
动火更换。此时，节流阀门使用时间由2个月延长至4个月。
( 3) 2012年6月增设多道降压孔板，同时在P2501 循环线上加起降压和限流作用2道孔板，并根据 P2501、V2506 运行参数及循环线水量，重新核算降压孔板。P2501 循环线上又新增1道降压孔板。为减缓冲蚀磨损，孔板材质采用304#不锈钢。2012 年6月10日投用，气蚀声音消失，P2501 循环线手阀不再节流，循环线气蚀问题得以解决。
4 实施效果
( 1) 2013年拆下 P2501 循环线 2道孔板检查，使用1 年后的孔板棱角仍然完好，无明显细磨损痕迹，说明没再发生气蚀现象。孔板材质采用 304#不锈钢比较耐磨，消除了气蚀问题，仅靠水流正常磨损，估计使用寿命将达到 3 ～4 年。
( 2) 改造前使用的20#阀门，价格 0. 2 万元/个。如果 20#阀门需 2 个月更换 1 次，运行成本1. 2 万元 / a。改造后使用 DN80 mm、304 #孔板 2块，价格 450 元/块，年成本仅900 元。如果考虑到因循环线问题造成催化装置紧急停工带来的巨大损失，或被迫采用带压开孔封堵的投资成本，本方法非常经济。
( 4) 通过增设带有3道阀门的跨线，解决了循环线阀门磨损后切不出来，严重影响装置正常生产的问题。
（5）通过在 P2501 锅炉给水泵 DN80 mm 循环线上新增限流和降压 2 道孔板，消除了气蚀现象。
( 6) 从改造后 1 年的运行结果来看，没再出现气蚀现象，装置运行平稳。
二、烟气轮机故障处理措施。
催化裂化装置能量回收机组运行中经常因各种原因发生故障停车， 在各类故障中由于烟气轮机故障而导致机组停车占有很大的比例。影响烟机长周期运行的因素主要是烟机结垢。造成烟机结垢的主要原因包括：①旋风分离器效率下降，进入烟机的烟气粉尘含量增高；②烟机入口温度处于催化剂易结垢区域；③催化剂跑损量过大；④平衡催化剂的粒度分布不合理，直径小于40μm的催化剂含量过高；⑤平衡剂和原料的重金属含量高。
针对上述问题的处理方法如下：①对一、二再旋风分离器进行内部衬里修复；②将三旋内部损坏或磨损严重的分离单管进行更换或修复，提高分离效率；③控制烟机入口温度，避开催化剂易结垢的温度区域；④提高烟气轮机使用蒸汽温度，防止随烟气进入烟气轮机内部叶片间的催化剂细粉和泥结垢；⑤提高常压电脱盐的合格率，减少原料和催化剂的重金属含量。
三、提高富气压缩机入口压力的方法措施。
富气压缩机组、主风机组承担着调节系统压力，维持系统正常运转的重要作用
目前，大多数催化裂化装置均采用背压式汽轮机带动富气压缩机，如果能够提高富气压缩机压力，就能减少汽轮机的耗汽量。中国石化青岛分公司1.4Mt/a重油催化裂化装置MIP (Maxmizing Iso-Paraffins———多产异构烷烃)技术改造后，液化气产率大幅增加。在塔径不变情况下，将分馏塔原ADV微分浮阀更换为CTST立体传质塔盘，塔盘通量增加，同时全塔压降由25kPa降至16kPa，气压机入口压力得到提高。中国石油哈尔滨石化公司重油催化裂化装置由于加工量的提高和采用MGD(Maxi-mum Gas and Diesel Process———多产柴油和液化石油气的催化裂化)技术，分馏塔气相负荷加大，塔板压力降增大，操作波动频繁，因此对分馏塔进行了改造。将其中6层塔板更换为SUPER V1浮阀塔板，将上部塔板的开孔率调大。改造后的全塔压力降由36kPa下降到18kPa，气压机入口压力则提高15.4kPa，气压机功率可以节省208kW，相当于汽轮机3.5MPa过热蒸汽用量减少3.85t/h，装置能耗降低1.96MJ/t，分馏效率也得到改善
四、催化裂化装置与常减压蒸馏装置的热联合。
常减压蒸馏装置为催化裂化装置提供了生产原料，如果作为独立装置，常减压装置的蜡油和渣油都需要冷却到90℃以下送出装置，而催化裂化装置将这些原料再加热到200℃左右进入提升管反应，这种反复加热、冷却的方法会造成大量的能量损失。以1.2Mt/a催化裂化装置为例，倘若原料以120℃供应，而不是冷后90℃供应，可以直接节省约6.5MW的热负荷。
常减压装置和催化裂化装置的热联合可以采用以下方式：蜡油和渣油在常减压装置换热后，以约200℃温度直接送到催化裂化装置，再经过催化裂化装置内部油浆继续加热到提升管需要的温度；而催化裂化装置的油浆可以送到常减压装置加热初馏塔底原油，从常减压返回后发生蒸汽。这样，既节约了能源，又提高了效益。
结束语
经过技术改造，一些影响机组安全运行的关键问题得到了较好解决，通过优化烟气轮机运行，机泵和空冷器增加变频器等措施，降低电耗；通过提高富气压缩机入口压力，优化余热锅炉运行，以及减少高中压蒸汽的减温减压、利用低压蒸汽发电等措施，提高低压蒸汽利用率，增加蒸汽产量，降低蒸汽消耗；加强与常减压、柴油加氫、气体分馏等装置间的热联合，增加低温热输出。为装置的安全平稳运行，奠定了坚实的基础。同时也说明采用新技术、新工艺、新设备、新材料是解决装置运行中出现问题的一条有效途径。
参考文献
［1］ 马伯文 . 催化裂化装置技术问答［M］. 2. 北京: 中国石化出版社，2005: 9 －220.
［2］ 陈俊武 . 催化裂化工艺与工程［M］. 2. 北京: 中国石化出版社，2006: 10 －27.
［3］ 陆庆云 . 流化催化裂化［M］. 北京: 中国石化出版社，1989: 1 －540.