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摘要：热工系统采用外取热器取走再生器烧焦产生的大量热量，维持热量平衡，其中压饱和蒸汽进入余热锅炉进行过热，供入中压过热蒸汽管网使用，油浆蒸汽发生器则产生低压饱和蒸汽，供入低压蒸汽网使用。本文对催化装置热工系统进行升级改造，解決了反应再生系统取热量不足、烟气余热回收效率低、余热锅炉蒸汽系统压降过大等问题，为装置处理量提高奠定基础。
关键词：热工系统；催化装置；升级改造；反应再生系统
本文利用0.8Mt/a重油催化裂化装置进行扩能改造之际，对热工系统进行升级优化。通过采用内、外取热以及新型余热锅炉等技术，满足了装置扩能改造后装置热工系统负荷的提高，为装置提高处理量奠定基础。
1热工系统存在问题
催化裂化装置设计规模为0.8Mt/a，开工时数8400h/a。主要包括反应—再生、分馏、吸收稳定、余热回收与产品精制等部分，装置主体反应器与再生器为同轴式，反应方式为双提升管催化裂化技术，再生方式采用单段逆流完全再生。热工系统采用外取热器取走再生器烧焦产生的大量热量，维持热量平衡，其中压饱和蒸汽进入余热锅炉进行过热，供入中压过热蒸汽管网使用，油浆蒸汽发生器则产生低压饱和蒸汽，供入低压蒸汽网使用。
热工系统存在的主要问题：①外取热器取热量不足，导致再生床温高达700～720℃，难以控制；②外取热器蒸汽环管多处出现漏点，余热锅炉中压蒸汽系统压降过大；③油浆蒸汽发生器产生低压蒸汽，不利于节能降耗；④余热锅炉排烟温度较高，余热回收效率低。
2改造内容
催化装置扩能后再生器生焦量增加，在再生器尺寸不增大的情况下，新增上的内取热和中压内过热系统可取出再生器多余热量，同时更换外取热器，保证其热量平衡，为装置提量打下了基础；自产中压蒸汽量增加，中压系统压降明显降低，既增加了效益，又为装置安全生产提供了有力保障；对余热锅炉吹灰系统进行更换，选用除尘效果更好的高性能模块式燃气激波吹灰器，提高了吹灰效果，增加了余热回收效率。
2.1内、外取热器
更换外取热器。外取热器设计负荷为34884kW，设26组273mm（外管）/159mm（内套管）的取热蒸发管，该蒸发管采用大直径肋片管专利技术。增上内取热器。在再生器密相增上了10组长6m的内蒸发管，蒸发管外径325mm，内径108mm，蒸发热负荷18343kW。更换中压汽水分离器。外取热器与内取热器共用中压汽水分离器。再生器密相同时增上了7组89mm×22.4m的中压内过热管，过热的热负荷为4912kW，进一步取走再生器烧焦产生的热量。再生器稀相增上了2组108mm×16m的低压内过热管，过热的热负荷为521kW。
2.2油浆蒸汽发生器
由于催化装置扩能改造后处理量大幅增加，油浆蒸汽发生器的负荷也随之增加，同时考虑到节能降耗问题，本次改造将油浆蒸汽发生器改产中压饱和蒸汽。原油浆蒸汽发生器为1100mm的BJS型换热器，按设计负荷需要从2台增加至3台，而现场平面只能布置下2台。经核算在布置2台的前提下，油浆蒸汽发生器管束直径需要增大到1300mm。但是由于直径大于1100mm的BJS型油浆蒸汽发生器容易出现管板泄漏问题，因此将油浆蒸汽发生器形式改为釜式蒸汽发生器。
2.3余热锅炉系统
扩能改造后烟气量增加，需过热中压饱和蒸汽量增加，同时原有余热锅炉系统过热段及省煤段管束因局部过热和露点腐蚀严重，泄漏较多，堵管率达到30%，已不能满足生产要求。根据设计负荷，重新选型更换为立式Q156/509-53.8-3.82/435型余热锅炉。新型余热锅炉采用箱体式结构，分为入口烟道、一、二、三级过热器、高温和低温省煤器、出口烟道等8个模块组成。余热锅炉入口烟道衬里用耐磨可塑料与隔热浇筑料双层结构，衬里总厚度250mm，锚固钉用2Cr18Ni9，顶部用非金属锚固砖进行锚固。一、二、三级过热器为逆流布置，每个过热器均采用高效螺旋翅片管，在二级过热器出口集箱和三级入口集箱之间设喷水减温器，可灵活调节过热蒸汽出口蒸汽温度。
高温省煤器由两组螺旋翅片管组成，每组均采用高效螺旋翅片管，低温段省煤器由6排螺旋翅片管和10排光管组成。低温省煤器和高温省煤器与给水换热器连接，并可通过切断阀把二者之一切换出去。一旦某段省煤器漏水，可以马上把其关掉而另一台则继续工作，可保证装置的给水系统正常稳定供水。在给水换热器进水口处设置给水调节阀，控制给水换热器出口水温在135℃左右，以避免省煤器发生低温露点腐蚀，同时控制排烟温度。
2.4激波吹灰器
余热锅炉采用了更为先进的激波吹灰系统，不会对用户炉墙、换热管束造成任何损坏，激波能够绕过障碍物，可保证吹灰的全方位性。
3改造效果
（1）中压饱和蒸汽系统压降降低。改造前余热锅炉中压饱和蒸汽系统压降过大，外取热汽包压力3.8MPa时，余热锅炉中压过热蒸汽出口压力为3.4MPa，使外取热系统处于憋压状态，经常出现漏点，是装置安全运行的极大隐患。并且由于外取热系统憋压，使装置处理量受到了影响，炼制重质原油时，只能降量操作。改造后余热锅炉中压饱和蒸汽系统压降明显降低，外取热汽包压力3.6MPa时，余热锅炉中压过热蒸汽出口压力为3.4MPa，外取热系统无憋压情况，提高了装置的安全。
（2）再生器稀相增加低压内过热管产生的低压过热蒸汽用于沉降器防焦蒸汽及汽提段汽提蒸汽，进一步降低沉降器结焦的几率。
（3）余热锅炉排烟温度降低，余热回收效率提高。改造前余热锅炉排烟温度为229℃，余热回收效果明显降低，并且排烟温度过高，对环境影响较大，能耗较高。改造后余热锅炉排烟温度降低至156℃，余热回收效果大大提高，为节能减排做出了贡献。
（4）釜式蒸汽发生器的液位控制更直接，管束完全浸没，脱汽空间大，管板泄漏的概率降低；并且可以相应减少工艺管道配管、漏点的出现以及材料费用的发生。
（5）吹灰效果提高，降低炉管泄漏率。改造前余热锅炉吹灰效果不好，使过热管结垢，造成局部过热，经常出现过热管泄漏情况发生；省煤器堵管率，已经达到30%左右，严重影响了装置安全生产。改造后余热锅炉采用了先进的激波吹灰系统，激波吹灰比靠燃气爆破后产生的冲击气流吹灰强度提高23%，大大提高了吹灰效果，有效保证了换热效果。大大降低了炉管的泄漏率，保证了装置长周期安全生产运行。
（6）中压蒸汽产量上升，装置效益增加。改造前装置自产中压蒸汽最高50t/h左右，改造后外取热产中压蒸汽70t/h，油浆蒸发器产中压蒸汽20t/h，共计90t/h，按中压蒸汽127元/t，全年装置运转8400h计算，改造后可增加经济效益（90-50）×127×8400=4267.2（万元）。
4结论
1）完成了Ⅲ催化装置热工系统的升级改造，解决了反应再生系统取热量不足、烟气余热回收效率低、余热锅炉蒸汽系统压降过大等问题，为装置处理量提高奠定基础。
2）油浆蒸汽发生器产生中压蒸汽，内、外取热器取热量增加，中压蒸汽产量增加，年增加经济效益4267.2万元。
参考文献
[1]艾克里，张玉宝，康钰海，等.内外取热器影响装置长周期运行的因素及对策[J].广东化工，2017，39（4）：181-182.
（作者单位：胜利石油化工总厂动力车间）
关键词：热工系统；催化装置；升级改造；反应再生系统
本文利用0.8Mt/a重油催化裂化装置进行扩能改造之际，对热工系统进行升级优化。通过采用内、外取热以及新型余热锅炉等技术，满足了装置扩能改造后装置热工系统负荷的提高，为装置提高处理量奠定基础。
1热工系统存在问题
催化裂化装置设计规模为0.8Mt/a，开工时数8400h/a。主要包括反应—再生、分馏、吸收稳定、余热回收与产品精制等部分，装置主体反应器与再生器为同轴式，反应方式为双提升管催化裂化技术，再生方式采用单段逆流完全再生。热工系统采用外取热器取走再生器烧焦产生的大量热量，维持热量平衡，其中压饱和蒸汽进入余热锅炉进行过热，供入中压过热蒸汽管网使用，油浆蒸汽发生器则产生低压饱和蒸汽，供入低压蒸汽网使用。
热工系统存在的主要问题：①外取热器取热量不足，导致再生床温高达700～720℃，难以控制；②外取热器蒸汽环管多处出现漏点，余热锅炉中压蒸汽系统压降过大；③油浆蒸汽发生器产生低压蒸汽，不利于节能降耗；④余热锅炉排烟温度较高，余热回收效率低。
2改造内容
催化装置扩能后再生器生焦量增加，在再生器尺寸不增大的情况下，新增上的内取热和中压内过热系统可取出再生器多余热量，同时更换外取热器，保证其热量平衡，为装置提量打下了基础；自产中压蒸汽量增加，中压系统压降明显降低，既增加了效益，又为装置安全生产提供了有力保障；对余热锅炉吹灰系统进行更换，选用除尘效果更好的高性能模块式燃气激波吹灰器，提高了吹灰效果，增加了余热回收效率。
2.1内、外取热器
更换外取热器。外取热器设计负荷为34884kW，设26组273mm（外管）/159mm（内套管）的取热蒸发管，该蒸发管采用大直径肋片管专利技术。增上内取热器。在再生器密相增上了10组长6m的内蒸发管，蒸发管外径325mm，内径108mm，蒸发热负荷18343kW。更换中压汽水分离器。外取热器与内取热器共用中压汽水分离器。再生器密相同时增上了7组89mm×22.4m的中压内过热管，过热的热负荷为4912kW，进一步取走再生器烧焦产生的热量。再生器稀相增上了2组108mm×16m的低压内过热管，过热的热负荷为521kW。
2.2油浆蒸汽发生器
由于催化装置扩能改造后处理量大幅增加，油浆蒸汽发生器的负荷也随之增加，同时考虑到节能降耗问题，本次改造将油浆蒸汽发生器改产中压饱和蒸汽。原油浆蒸汽发生器为1100mm的BJS型换热器，按设计负荷需要从2台增加至3台，而现场平面只能布置下2台。经核算在布置2台的前提下，油浆蒸汽发生器管束直径需要增大到1300mm。但是由于直径大于1100mm的BJS型油浆蒸汽发生器容易出现管板泄漏问题，因此将油浆蒸汽发生器形式改为釜式蒸汽发生器。
2.3余热锅炉系统
扩能改造后烟气量增加，需过热中压饱和蒸汽量增加，同时原有余热锅炉系统过热段及省煤段管束因局部过热和露点腐蚀严重，泄漏较多，堵管率达到30%，已不能满足生产要求。根据设计负荷，重新选型更换为立式Q156/509-53.8-3.82/435型余热锅炉。新型余热锅炉采用箱体式结构，分为入口烟道、一、二、三级过热器、高温和低温省煤器、出口烟道等8个模块组成。余热锅炉入口烟道衬里用耐磨可塑料与隔热浇筑料双层结构，衬里总厚度250mm，锚固钉用2Cr18Ni9，顶部用非金属锚固砖进行锚固。一、二、三级过热器为逆流布置，每个过热器均采用高效螺旋翅片管，在二级过热器出口集箱和三级入口集箱之间设喷水减温器，可灵活调节过热蒸汽出口蒸汽温度。
高温省煤器由两组螺旋翅片管组成，每组均采用高效螺旋翅片管，低温段省煤器由6排螺旋翅片管和10排光管组成。低温省煤器和高温省煤器与给水换热器连接，并可通过切断阀把二者之一切换出去。一旦某段省煤器漏水，可以马上把其关掉而另一台则继续工作，可保证装置的给水系统正常稳定供水。在给水换热器进水口处设置给水调节阀，控制给水换热器出口水温在135℃左右，以避免省煤器发生低温露点腐蚀，同时控制排烟温度。
2.4激波吹灰器
余热锅炉采用了更为先进的激波吹灰系统，不会对用户炉墙、换热管束造成任何损坏，激波能够绕过障碍物，可保证吹灰的全方位性。
3改造效果
（1）中压饱和蒸汽系统压降降低。改造前余热锅炉中压饱和蒸汽系统压降过大，外取热汽包压力3.8MPa时，余热锅炉中压过热蒸汽出口压力为3.4MPa，使外取热系统处于憋压状态，经常出现漏点，是装置安全运行的极大隐患。并且由于外取热系统憋压，使装置处理量受到了影响，炼制重质原油时，只能降量操作。改造后余热锅炉中压饱和蒸汽系统压降明显降低，外取热汽包压力3.6MPa时，余热锅炉中压过热蒸汽出口压力为3.4MPa，外取热系统无憋压情况，提高了装置的安全。
（2）再生器稀相增加低压内过热管产生的低压过热蒸汽用于沉降器防焦蒸汽及汽提段汽提蒸汽，进一步降低沉降器结焦的几率。
（3）余热锅炉排烟温度降低，余热回收效率提高。改造前余热锅炉排烟温度为229℃，余热回收效果明显降低，并且排烟温度过高，对环境影响较大，能耗较高。改造后余热锅炉排烟温度降低至156℃，余热回收效果大大提高，为节能减排做出了贡献。
（4）釜式蒸汽发生器的液位控制更直接，管束完全浸没，脱汽空间大，管板泄漏的概率降低；并且可以相应减少工艺管道配管、漏点的出现以及材料费用的发生。
（5）吹灰效果提高，降低炉管泄漏率。改造前余热锅炉吹灰效果不好，使过热管结垢，造成局部过热，经常出现过热管泄漏情况发生；省煤器堵管率，已经达到30%左右，严重影响了装置安全生产。改造后余热锅炉采用了先进的激波吹灰系统，激波吹灰比靠燃气爆破后产生的冲击气流吹灰强度提高23%，大大提高了吹灰效果，有效保证了换热效果。大大降低了炉管的泄漏率，保证了装置长周期安全生产运行。
（6）中压蒸汽产量上升，装置效益增加。改造前装置自产中压蒸汽最高50t/h左右，改造后外取热产中压蒸汽70t/h，油浆蒸发器产中压蒸汽20t/h，共计90t/h，按中压蒸汽127元/t，全年装置运转8400h计算，改造后可增加经济效益（90-50）×127×8400=4267.2（万元）。
4结论
1）完成了Ⅲ催化装置热工系统的升级改造，解决了反应再生系统取热量不足、烟气余热回收效率低、余热锅炉蒸汽系统压降过大等问题，为装置处理量提高奠定基础。
2）油浆蒸汽发生器产生中压蒸汽，内、外取热器取热量增加，中压蒸汽产量增加，年增加经济效益4267.2万元。
参考文献
[1]艾克里，张玉宝，康钰海，等.内外取热器影响装置长周期运行的因素及对策[J].广东化工，2017，39（4）：181-182.
（作者单位：胜利石油化工总厂动力车间）