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【摘要】本文介绍了中国石化武汉分公司2#催化装置通过优化工艺操作、提高保温效果、增加烟气补燃设施、减低一再顶压等措施来提高烟气轮机入口压力、入口温度，降低烟机出口压力，使三机组由用电600kw到发电300kw，降低了装置电耗，提高了装置的技术经济水平。
【关键词】催化裂化；烟气轮机；发电；补燃
一、概述
催化裂化装置（FCC）烟气轮机（简称烟机），因其能大量回收高温烟气的压力能与热能，自出现后得到了广泛地应用，尤其是随着能源价格的高涨，烟机几乎成为国内FCC的必配机组，而且随着FCC的大型化带来的工艺参数提高，烟机技术参数不断提高，轴功率不断提升，为提高效率，大焓降烟机需要做成两级或多级。烟机常与主风机配置在一起，功率偏差部分用电动/发电双向电机来平衡，这样的配置称三机组，国内有75%以上FCC配置三机组。三机组的轴功率往往比整个FCC其余用电设备的累计功率还大，因此三机组高效运行对装置节电举足轻重，其中最关键的是烟机能否与主体装置同步、高效运行，优秀的烟机回收功率可达130%（烟机功率与风机功率的比值），目前国内烟机高效运行水平参差不齐，大部三机组设计时认为具备发电能力，而实际上却难以做到。中国石化武汉分公司的2#催化裂化装置（简称FCCⅡ）配置的三机组于2005年
5月建成投运，其中的烟机是国内自主研发的大焓降烟机，经过几年的持续探索，对工艺运行参数进行优化，三机组实现了持续发电。
二、三机组参数与运行情况
武汉FCCⅡ三机组于2005年5月与主体装置同步改造投产，其配置情况如下：烟气轮机（以下简称烟机）为兰州炼油厂机械厂生产的YLⅡ-10000型烟机，轴流风机为陕鼓集团生产的AV50-16型压缩机，电机/发电机为南阳防爆集团的YFKS710-4型电机，部分参数详见表1。
至2008年9月实际运行3年，烟机实际运行时机组效率未达到设计点，电动发电机仍处于耗功状态。机组设计运行参数及实际运行参数见表2。
三、烟机未发电各因素分析
三机组的工作过程如下：主风机将空气升压（附带少量升温），提供给再生器烧焦后转化为高温烟气，高温烟气经三旋除去绝大部分粉尘后驱动烟机做功，即烟机将烟气的压力能与高温位热能回收并通过连轴器传递给主风机，当烟机回收的功率小于主风机功率时，双向电机以电动方式工作补充部分功率，反之则以发电方式工作吸走多余功率向电网输出电功，这个过程也简称烟机发电，电机轴功率公式如下：Nm=Ne-Nc-Ng-Np。
/M，（式1）。Ne——烟机输出轴功率，kw；G——烟机入口烟气重量流量，kg/s；M——烟气分子量；T1——烟气入烟机温度，K；T2——烟气出烟机校正温度，K；K——烟气绝热指数。从式1可以看出，在烟气组成不变情况下，烟机输出功率主要与烟气流量、压力、温降有关系，烟气流量越大、压力越高、温降越大，烟机输出轴功率就越大。
风机轴功率计算公式如下：Nc=Gm*k/（k-1）*R*（TⅡ-TⅠ），（式2）。Nc——风机轴功率，kw；Gm——主风重量流量，kg/s；R——气体常数；TⅠ——风机入口温度，K；TⅡ——风机出口温度，K；K——绝热指数。从式2可以看出，在烟气组成不变情况下，风机轴功率主要与主风流量、压力、温升有关系，主风流量越大、出口压力越高、温升越大，风机轴功率就越大。
影响烟机发电的因素非常多，简单的说，三机组的原始选型、设计、制造、安装、自控等是实现发电先天因素，而日常的精心维护与工艺参数优化成为发电的后天因素。从表2可以看出，烟机难以发电的原因主要有以下几个方面：第一，烟机效率未达到设计值。烟机选用双级叶轮，设计绝热效率达84%，而实际运行与设计偏差较大，为76.5%左右。烟机效率低少出功，三机组无法进入发电功率范围内。第二，工艺参数与设计有偏差。影响三机组运行的主要工艺参数有：进烟机的烟气流量、入口压力和温度、出口压力，主风机风量、出口压力、入口压力。理论上，进烟机的烟气流量越大；入口压力和温度越高；烟机出口背压越低，烟机出功越多越有利于发电；主风机风量越小；出口压力越低；入口压力越高，风机耗功越少越有利于发电。工艺参数是三机组运行中最易被人掌控的因素，但常常相互制约和受其它各种因素制约。在工艺方面存在的主要问题有：作为烟机旁路的双动滑阀调节已进入自动控制的死区，进一步关小会失去对压力的控制，部分烟气无法进一步进入烟机；在主风机出口压力接近设计的情况下烟机入口压力未到设计值，即工艺线路的压降比设计大；装置处理量低，需要的主风量较小，产生的烟气量远低于设计烟气量；烟机入口温度未达到设计值。
四、机组工况调整
2008年5月装置检修后，原料变轻，处理量减小，机组没有实现发电，经过大量分析、试验和工艺参数优化，最终实现了持续发电。主要工作如下：
1.提高烟气入口温度。（1）减少烟气管道温度损失。从烟机输出功率公式中可以看出，烟机入口烟气温度对烟机输出功率影响很大，入口烟气温度升高，烟机网收功率增大。为了减少烟气管道上的热量损失，通过对从三旋出来的烟气管线逐段用红外线测温仪进行测温，找出保温效果不好的部分对其进行重新整改，并要求做到保温后的温度不高于环境温度50℃，共有10米的烟气管线进行了重新保温。烟机入口烟气温度有了明显的升高，由原来的630℃提高到了640℃，保证了烟机能有较高的能量回收效率。（2）利用烟气补燃设施提高烟机入口温度。烟机设计温度为680℃，一再烟气出口温度控制在680℃以下，一再至烟机入口温降在35℃以上，因而烟机入口温度通常在640℃以下。因此，烟机入口温度还有上升余地，我们在一再烟道加1条DN80主风管道，使一再烟气中的CO与O2反应，产生的热使烟机入口温度上升，控制烟机入口温度接近680℃。
2.合理减低主风机出口至烟机入口压降。该线路主要产生压力降的设备有：主风管路阻力降、主风分布管压降、大孔分布板压降、一、二级旋风分离器压降、再生器二个密相床层压降、三旋压降、烟气管路阻力降、烟机蝶阀压降。经过资料收集和分析，发现一再至烟机入口压降最大（最大达75kPa），这其中主要是烟机蝶阀压降造成的。烟机蝶阀压降大主要原因是蝶阀开度小，因为烟气量小，而一再压力控制过高，通过查找设计资料，在保障旋风分离器线速合乎操作条件下，尽可能提高蝶阀开度，降低一再压力。另外，合理控制再生器内催化剂床层料位高度，保持床层低压降。通过调节，一再至烟机入口压降降低至20kPa左右。
3.降低烟机出口背压。烟机出口压力的变化对于烟机回收功率的影响尤其明显，本装置烟机在入口烟气流量、温度、压力保持不变时，烟机出口压力每降低1kPa，可多回收功率120kW，烟机出口背压主要是由于烟机出口水封罐压降、余热锅炉入口水封罐压降、余热锅炉入口蝶阀开度和余热锅炉各取热段压降造成的，装置改造后总烟气量增加，余热锅炉做了相应改造，增加激波吹灰、省煤器改造，因炉膛压力较高，余热锅炉有时关小入口蝶阀，导致压降偏高，烟机出口背压较设计值高3kPa（G）。全开蝶阀后，出口压力下降至5kPa（G）。在日常生产中，加强对余热锅炉吹灰管理，尽量减少炉管外壁积灰，避免余热锅炉压降升高。
五、结论
经过努力，武汉FCCⅡ的三机组在2008年9月以后实现持续发电，最大发电功率达900kW，平均大于200kW，这于以前耗电大于600kW 相比，取得了显着的节电效果，年效益500万以上。具体结果见表3。
虽然武汉FCCⅡ通过各种努力，实现烟机发电的重大突破，但与设计改造后年平均发电功率 1049kW 相比仍存在一定差距。分析原因主要有以下三点：一是设计的机组效率是建立在各方面均比较理想的核算之下，实现效率受制造、安装和环境的影响而产生一定的偏差，尽管做了大量的优化设计，但实际绝热效率仍未达到设计值。二是装置原料变轻，生焦量减少，需要的主风量较1850NM3/min下降不少，烟机入口流量太小，远离设计负荷，因此烟机实际效率下降。三是由于工艺条件、设备性能等的限制，部分工艺参数仍达不到设计值，如：主风出口至烟机入口线路的压降偏大；烟机入口温度难以控制到设计温度；烟机出口温度偏高等。下一步应改进工艺条件，降低主风机主风机出口至一再顶压降，同时对主风机进行改造，将主风机级数减少，降低主风机出口压力，减少风机的无用功，最大限度地实现烟机发电。
参 考 文 献
[1]陈俊武主编.催化裂化工艺与工程（第二版）[M].中国石化出版社.
2005（3）：89～90
[2]张玉龙.武汉石化提高烟机能量回收率的几点措施[J].中外能源.2008（A01）：95～97
【关键词】催化裂化；烟气轮机；发电；补燃
一、概述
催化裂化装置（FCC）烟气轮机（简称烟机），因其能大量回收高温烟气的压力能与热能，自出现后得到了广泛地应用，尤其是随着能源价格的高涨，烟机几乎成为国内FCC的必配机组，而且随着FCC的大型化带来的工艺参数提高，烟机技术参数不断提高，轴功率不断提升，为提高效率，大焓降烟机需要做成两级或多级。烟机常与主风机配置在一起，功率偏差部分用电动/发电双向电机来平衡，这样的配置称三机组，国内有75%以上FCC配置三机组。三机组的轴功率往往比整个FCC其余用电设备的累计功率还大，因此三机组高效运行对装置节电举足轻重，其中最关键的是烟机能否与主体装置同步、高效运行，优秀的烟机回收功率可达130%（烟机功率与风机功率的比值），目前国内烟机高效运行水平参差不齐，大部三机组设计时认为具备发电能力，而实际上却难以做到。中国石化武汉分公司的2#催化裂化装置（简称FCCⅡ）配置的三机组于2005年
5月建成投运，其中的烟机是国内自主研发的大焓降烟机，经过几年的持续探索，对工艺运行参数进行优化，三机组实现了持续发电。
二、三机组参数与运行情况
武汉FCCⅡ三机组于2005年5月与主体装置同步改造投产，其配置情况如下：烟气轮机（以下简称烟机）为兰州炼油厂机械厂生产的YLⅡ-10000型烟机，轴流风机为陕鼓集团生产的AV50-16型压缩机，电机/发电机为南阳防爆集团的YFKS710-4型电机，部分参数详见表1。
至2008年9月实际运行3年，烟机实际运行时机组效率未达到设计点，电动发电机仍处于耗功状态。机组设计运行参数及实际运行参数见表2。
三、烟机未发电各因素分析
三机组的工作过程如下：主风机将空气升压（附带少量升温），提供给再生器烧焦后转化为高温烟气，高温烟气经三旋除去绝大部分粉尘后驱动烟机做功，即烟机将烟气的压力能与高温位热能回收并通过连轴器传递给主风机，当烟机回收的功率小于主风机功率时，双向电机以电动方式工作补充部分功率，反之则以发电方式工作吸走多余功率向电网输出电功，这个过程也简称烟机发电，电机轴功率公式如下：Nm=Ne-Nc-Ng-Np。
/M，（式1）。Ne——烟机输出轴功率，kw；G——烟机入口烟气重量流量，kg/s；M——烟气分子量；T1——烟气入烟机温度，K；T2——烟气出烟机校正温度，K；K——烟气绝热指数。从式1可以看出，在烟气组成不变情况下，烟机输出功率主要与烟气流量、压力、温降有关系，烟气流量越大、压力越高、温降越大，烟机输出轴功率就越大。
风机轴功率计算公式如下：Nc=Gm*k/（k-1）*R*（TⅡ-TⅠ），（式2）。Nc——风机轴功率，kw；Gm——主风重量流量，kg/s；R——气体常数；TⅠ——风机入口温度，K；TⅡ——风机出口温度，K；K——绝热指数。从式2可以看出，在烟气组成不变情况下，风机轴功率主要与主风流量、压力、温升有关系，主风流量越大、出口压力越高、温升越大，风机轴功率就越大。
影响烟机发电的因素非常多，简单的说，三机组的原始选型、设计、制造、安装、自控等是实现发电先天因素，而日常的精心维护与工艺参数优化成为发电的后天因素。从表2可以看出，烟机难以发电的原因主要有以下几个方面：第一，烟机效率未达到设计值。烟机选用双级叶轮，设计绝热效率达84%，而实际运行与设计偏差较大，为76.5%左右。烟机效率低少出功，三机组无法进入发电功率范围内。第二，工艺参数与设计有偏差。影响三机组运行的主要工艺参数有：进烟机的烟气流量、入口压力和温度、出口压力，主风机风量、出口压力、入口压力。理论上，进烟机的烟气流量越大；入口压力和温度越高；烟机出口背压越低，烟机出功越多越有利于发电；主风机风量越小；出口压力越低；入口压力越高，风机耗功越少越有利于发电。工艺参数是三机组运行中最易被人掌控的因素，但常常相互制约和受其它各种因素制约。在工艺方面存在的主要问题有：作为烟机旁路的双动滑阀调节已进入自动控制的死区，进一步关小会失去对压力的控制，部分烟气无法进一步进入烟机；在主风机出口压力接近设计的情况下烟机入口压力未到设计值，即工艺线路的压降比设计大；装置处理量低，需要的主风量较小，产生的烟气量远低于设计烟气量；烟机入口温度未达到设计值。
四、机组工况调整
2008年5月装置检修后，原料变轻，处理量减小，机组没有实现发电，经过大量分析、试验和工艺参数优化，最终实现了持续发电。主要工作如下：
1.提高烟气入口温度。（1）减少烟气管道温度损失。从烟机输出功率公式中可以看出，烟机入口烟气温度对烟机输出功率影响很大，入口烟气温度升高，烟机网收功率增大。为了减少烟气管道上的热量损失，通过对从三旋出来的烟气管线逐段用红外线测温仪进行测温，找出保温效果不好的部分对其进行重新整改，并要求做到保温后的温度不高于环境温度50℃，共有10米的烟气管线进行了重新保温。烟机入口烟气温度有了明显的升高，由原来的630℃提高到了640℃，保证了烟机能有较高的能量回收效率。（2）利用烟气补燃设施提高烟机入口温度。烟机设计温度为680℃，一再烟气出口温度控制在680℃以下，一再至烟机入口温降在35℃以上，因而烟机入口温度通常在640℃以下。因此，烟机入口温度还有上升余地，我们在一再烟道加1条DN80主风管道，使一再烟气中的CO与O2反应，产生的热使烟机入口温度上升，控制烟机入口温度接近680℃。
2.合理减低主风机出口至烟机入口压降。该线路主要产生压力降的设备有：主风管路阻力降、主风分布管压降、大孔分布板压降、一、二级旋风分离器压降、再生器二个密相床层压降、三旋压降、烟气管路阻力降、烟机蝶阀压降。经过资料收集和分析，发现一再至烟机入口压降最大（最大达75kPa），这其中主要是烟机蝶阀压降造成的。烟机蝶阀压降大主要原因是蝶阀开度小，因为烟气量小，而一再压力控制过高，通过查找设计资料，在保障旋风分离器线速合乎操作条件下，尽可能提高蝶阀开度，降低一再压力。另外，合理控制再生器内催化剂床层料位高度，保持床层低压降。通过调节，一再至烟机入口压降降低至20kPa左右。
3.降低烟机出口背压。烟机出口压力的变化对于烟机回收功率的影响尤其明显，本装置烟机在入口烟气流量、温度、压力保持不变时，烟机出口压力每降低1kPa，可多回收功率120kW，烟机出口背压主要是由于烟机出口水封罐压降、余热锅炉入口水封罐压降、余热锅炉入口蝶阀开度和余热锅炉各取热段压降造成的，装置改造后总烟气量增加，余热锅炉做了相应改造，增加激波吹灰、省煤器改造，因炉膛压力较高，余热锅炉有时关小入口蝶阀，导致压降偏高，烟机出口背压较设计值高3kPa（G）。全开蝶阀后，出口压力下降至5kPa（G）。在日常生产中，加强对余热锅炉吹灰管理，尽量减少炉管外壁积灰，避免余热锅炉压降升高。
五、结论
经过努力，武汉FCCⅡ的三机组在2008年9月以后实现持续发电，最大发电功率达900kW，平均大于200kW，这于以前耗电大于600kW 相比，取得了显着的节电效果，年效益500万以上。具体结果见表3。
虽然武汉FCCⅡ通过各种努力，实现烟机发电的重大突破，但与设计改造后年平均发电功率 1049kW 相比仍存在一定差距。分析原因主要有以下三点：一是设计的机组效率是建立在各方面均比较理想的核算之下，实现效率受制造、安装和环境的影响而产生一定的偏差，尽管做了大量的优化设计，但实际绝热效率仍未达到设计值。二是装置原料变轻，生焦量减少，需要的主风量较1850NM3/min下降不少，烟机入口流量太小，远离设计负荷，因此烟机实际效率下降。三是由于工艺条件、设备性能等的限制，部分工艺参数仍达不到设计值，如：主风出口至烟机入口线路的压降偏大；烟机入口温度难以控制到设计温度；烟机出口温度偏高等。下一步应改进工艺条件，降低主风机主风机出口至一再顶压降，同时对主风机进行改造，将主风机级数减少，降低主风机出口压力，减少风机的无用功，最大限度地实现烟机发电。
参 考 文 献
[1]陈俊武主编.催化裂化工艺与工程（第二版）[M].中国石化出版社.
2005（3）：89～90
[2]张玉龙.武汉石化提高烟机能量回收率的几点措施[J].中外能源.2008（A01）：95～97