蒸汽轮机高转速条件下饱和蒸汽在线清垢

蒸汽轮机是催化裂化装置机组中最易结垢的关键设备,介绍某催化裂化装置蒸汽轮机结垢后产生的转速下降、压缩机负荷降低、汽轮机蒸汽耗量上升、入口蒸汽阀门全开、汽轮机轴位移由正向变为负向、汽轮机室压力上升等现象,并在研究其他企业汽轮机在线清洗的相关文献和饱和蒸汽压力温度曲线后,决定在高转速条件下用湿饱和蒸汽对蒸汽轮机进行在线清洗。清洗结束后,汽轮机轴位移由-80 mm(负向)变为200 mm(正向),转速由4 900 r/min恢复到接近5 300 r/min,入口蒸汽调节阀门开度由100%下降到60%,汽轮机室压力由3. 1 MPa下降到1. 8 MPa,3. 5 MPa中压蒸汽耗量由52 t/h下降到45 t/h,取得了显著的效果,保证了装置的经济效益。通过对蒸汽轮机出口低压蒸汽排凝液化验数据分析得知结垢的主要成分为钠盐。     

催化裂化装置汽轮机结垢在线清洗成功实例

针对某石化公司180×10~4t/a重油催化裂化装置汽轮机在运行中出现轮室压力缓慢上升/蒸汽耗量增加、提速困难,振动值攀升的问题,利用钠盐在饱和湿蒸汽中溶解度较大的特点,将汽轮机进汽温度降低到稍高于其对应的饱和温度,做功后产生湿蒸汽,冲刷结垢部件,将盐垢和硅垢层溶解并清除。     

汽轮机结垢在线清洗技术探讨

某加氢装置汽轮机从检修后已经运行2 a,因为中压蒸汽组分的影响,汽轮机叶片出现结垢现象,导致轮室压力上升。轮室压力已经由正常的1.85 MPa逐步上升到3.0 MPa,气阀开度由原来的53%上升到100%,汽轮机蒸汽用量也由原来的24 t/h逐步提高到32 t/h,汽轮机效率明显降低。实施在线清洗技术后,受到了实际效果。     

催化裂化装置汽轮机结垢的原因分析及对策

气压机组是催化裂化装置的关键设备,机组平稳运转直接关系到催化裂化装置的长周期运行。文中分析了某重油催化裂化装置蒸汽轮机结垢的原因,阐述了饱和湿蒸汽在线清洗法、缓蚀阻垢剂法、化学冲洗和手工清除法在汽轮机除垢中的应用。     

汽轮机在线清洗技术及应用

某炼化公司柴油加氢装置汽轮机组出现蒸汽流量逐渐减少、轮室压力升高的迹象、压缩机转速下降等情况,经分析确定是蒸汽品质问题造成汽轮机转子结盐。文中论述了在不停机、不开缸情况下对汽轮机转子进行在线清洗的技术及应用,包括清洗前后对比、清洗后的效果及措施意见。     

加氢裂化装置汽轮机在线清洗技术探讨

大庆石化公司炼油厂加氢裂化装置汽轮机已运行多年,检修时发现叶轮结垢严重,导致汽轮机运行出现丢转现象,效率明显降低、能耗增大;系统管网温度突降、轮室压力波动增大.影响了装置的正常生产.通过实施在线清洗技术,解决了汽轮机的丢转问题,提高了设备运转效率,收到预期效果.     

蜡油催化裂化装置汽轮机结盐的原因分析及对策

蜡油催化裂化装置汽轮机结盐,导致了运行效率下降,严重影响了装置的安全平稳运行。文中分析了汽轮机结盐的原因,并采取湿蒸汽在线清洗方式进行处理以及停机清洗等方法,达到了预期效果,保证了装置长周期运行。     

渣油加氢循环机蒸汽透平HT102结垢清洗分析

针对中国石油化工股份有限公司金陵分公司1.8 Mt/a渣油加氢装置循环氢压缩机驱动蒸汽透平HT102在压缩机负荷较平稳的情况下存在主汽门逐渐开大、蒸汽耗量不断下降、机组效率降低等问题,分析发现自产的饱和中压蒸汽中Na+含量和SiO32-含量超标,导致蒸汽品质不合格从而造成透平通流部分结垢.利用饱和湿蒸汽对转子进行在线清洗,投入运行后,透平的轮室压力为2.1 MPa,调节汽阀开度为70％,进汽量为36 t/h,转速为9 150r/min,运行正常,说明在线清洗效果显著.通过对透平和中压汽包解体检查,并对汽包的旋分头进行焊接加固,回装后汽包运行正常.结果证明使用饱和蒸汽在线清洗和解体清洗透平通流部分两种方案除垢的效果相同.首次尝试在不打开机壳的情况下对转子进行在线清洗,效果好,但须对蒸汽压力、温度进行严格控制.     

炼油厂蒸汽品质及其控制

随着炼油厂规模的扩大,为降低能耗,蒸汽参数越来越高,对蒸汽品质的要求更加严格.目前炼油厂不同程度存在因蒸汽品质影响生产的情况,比如过热器爆管、气压机结垢等,使生产陷入被动.为此从理论、管理和日常运行上探讨了造成蒸汽品质污染的原因,重点分析了蒸汽带水的影响,如汽包运行水位过高和排污不充分造成的影响;并提出了控制蒸汽品质的7项措施;最后针对汽轮机结垢问题,结合长庆石化分公司的实例,介绍了汽轮机结垢的在线清洗技术.     

重油催化裂化装置汽轮机结盐原因分析

重油催化裂化装置汽轮机结盐导致了装置的生产效率下降,严重制约了装置安全平稳运行。文中分析了装置结盐的原因,并采取湿蒸汽在线清洗方式进行处理,达到了预期效果,为装置长周期运行奠定基础。     

超声波在线除垢技术在催化裂化装置油浆系统中的应用

针对催化裂化装置油浆换热器存在的积垢和结焦问题,介绍中国石油大港石化公司采用超声波在线除垢技术后对油浆换热器换热系数、油浆系统运行以及产品质量和收率的影响。结果表明,油浆换热器的传热系数增加26.885 W/(m2·℃),汽包发汽量增加0.404 t/h,油浆换热器的运行周期从5个月延长至8个月;分馏塔塔底油浆系统的运行状况得到改善。     

苯乙烯装置能耗分析与优化措施

对中国石化青岛炼油化工有限责任公司苯乙烯装置进行能耗分析,发现装置的能耗主要集中在蒸汽、燃料气和循环水3方面,占比分别为69.33%,17.73%和8.57%,因此装置节能的关键在于减少蒸汽、燃料气和循环水消耗。2019年检修时,增加脱丙烯干气反应产物换热器,在提高干气进料温度的同时,可减少燃料气用量37.9~48.1 kg/h;对循环水系统的部分换热器进行串联优化改造,可减少循环水用量约295 t/h;增设中压蒸汽减温减压器,解决了中压蒸汽的放空问题,可减少3.5 MPa蒸汽用量约0.86 t/h,并副产1.0 MPa蒸汽约0.95 t/h。整个改造节能效果明显,减少了能源消耗,降低了装置能耗。     

轻汽油醚化装置降低能耗的措施

介绍了中石油云南石化有限公司轻汽油醚化装置的节能优化操作。优化后醇烯比从1.4降到1.35,分馏塔压力从0.25 MPa降到0.24 MPa,塔底操作温度从119℃降到117℃,塔底再沸器低压蒸汽耗量从8.12 t/h降到5.72 t/h;甲醇回收塔塔压从0.17 MPa降到0.08 MPa,回流量从18.5 t/h降到9.0 t/h,蒸汽消耗量从12.3 t/h降到5.2 t/h;加工每吨原料消耗蒸汽从0.31 t降到0.17 t,装置能耗从1015.9 MJ/t降到621.0 MJ/t,实现了节能降耗的目的。     

蒸汽管网智能监测系统的模拟应用

蒸汽管网智能监测系统可以对蒸汽管网的参数进行实时监测,并通过建立管网数学模型对蒸汽管网进行模拟计算。将该监测系统应用于中化泉州石化有限公司中压蒸汽管网,选取动力站供汽量为－30～60 t/h和30～90 t/h两种工况下对关键装置透平供汽量及进汽温度进行模拟分析,解决了部分装置透平进汽温度低的问题;提出了新增透平来消化富余蒸汽和稳定中压管网的途径,并模拟出新增透平的最佳位置在靠近催化裂化装置处,实现了整个蒸汽系统的节能优化和安全稳定运行。     

重油催化裂化装置节能降耗措施分析与应用

基于中国石油四川石化有限责任公司新建的2.5 Mt/a催化裂化装置节能降耗的考虑,通过设计和运行中对焦炭产率、电耗和蒸汽产量进行节能优化措施,四川石化催化裂化装置一次开车成功运行12个月后,各项指标能耗与设计值相比均有不同程度的降低,其中烧焦单位能耗下降0.080 8 GJ/t;电耗单位能耗下降0.030 1 GJ/t;4.0 MPa蒸汽产出单位负能耗增加0.041 GJ/t,装置综合单位能耗总体下降0.124 GJ/t。按照装置实际加工量2.5 Mt/a计算,加工成本可降低4 750 万元/a,节能效果明显,经济效益显著提高。     

催化裂化汽油加氢脱硫装置能耗分析及优化方案

采用流程模拟技术,从装置负荷率、产品含硫量指标、装置能耗构成、主要用能点等方面,对催化裂化(FCC)汽油加氢脱硫装置的关键能耗因素进行定量分析,针对中国石油克拉玛依石化有限责任公司(简称克石化公司) 50万t/a FCC汽油加氢脱硫装置提出优化方案。结果表明:影响FCC汽油加氢脱硫装置能耗的主要因素为装置负荷率和产品含硫量指标,装置综合能耗主要由燃料、电、蒸汽、循环水和除盐水等构成,燃料占50%～60%;针对克石化公司装置,采用增加预加氢反应产物与装置进料换热流程的方案A,控制预加氢反应产物进分馏塔温度稳定,优化后重汽油加氢反应产物出口温度从92.0℃升至121.5℃;在方案A基础上,采用增设重汽油加氢反应产物热分离罐的方案B,能够增加精制重汽油低温热输出,按照重汽油加氢反应产物进热分离罐温度5.9℃,低温热水来水温度75℃、换热温差10℃计算,优化后装置可输出低温热169.6×10~4 kcal/h,可节约低压蒸汽2.8 t/h;在方案A和方案B基础上,采用装置进料为热进料的方案C,能够避免有效能损失,增加低温热输出,按照混合原料温度60℃计算,优化后稳定汽油输出低温热由169.6×10~4 kcal/h增加至210.9×10~4 kcal/h,折合1.0 MPa蒸汽3.5 t/h,可降低装置能耗1.4 kg/t。     

SINOALKY硫酸烷基化装置技术提升

通过对某SINOALKY硫酸烷基化工艺装置首周期运行情况进行分析,发现了几个影响装置平稳运行的问题,检修期间针对相关问题进行了优化改造。通过优化自汽化酸烃分离罐汽化填料,消除了汽化段存在的压差不稳定问题;通过提升自汽化酸烃分离罐烃抽出口位置及增加粗分内构件,大幅度降低了循环烃携酸量,进一步降低了回收酸泵的负荷;通过增加自汽化酸烃分离罐底部破涡器,有效缓解了酸循环泵的振动;通过优化换热流程回收副产凝结水热量,降低脱异丁烷塔1.0 MPa蒸汽消耗量1.5 t/h,降低循环水用量200 t/h;通过流程改进,回收分馏单元含硫气体进行碱洗处理,有效消除了腐蚀风险;通过增加1.0 MPa蒸汽出装置压控阀,平稳控制蒸汽压力,提高了装置抗干扰能力;通过优化预加氢催化剂再生流程,保证预加氢催化剂能够在线再生,提高了装置长周期运行能力。     

低负荷下延迟焦化能耗分析及优化措施

目前中国石油化工股份有限公司洛阳分公司延迟焦化装置加工负荷仅为设计负荷的58%。对焦化装置低负荷生产背景进行了介绍,描述了低负荷条件下工艺流程的变动情况以及优化前生产情况。分析了延迟焦化2014,2015,2016年1—6月的能耗数据,通过对比分析,从燃料气、3.5 MPa蒸汽、循环水、电等方面,指出了低负荷下装置能耗偏高的原因。提出了以下措施:加热炉备用炉室闷炉操作,可节省燃料气1.5 kg/t;利用柴油与燃料气换热,可节省燃料气0.4 kg/t;备用炉室用干气代替3.5 MPa蒸汽,可减少3.5 MPa蒸汽用量5.8 t/h;气压机入口引入柴油加氢装置轻烃;优化气压机控制系统,每小时节省3.5 MPa蒸汽2~5 t;循环水串级;提高机泵效率。经过低负荷下有针对性地优化改造,装置能耗降至901.62 MJ/t,低于装置低负荷优化前的980.21 MJ/t,年增加效益约为435万元,取得了显著的经济效益和社会效益。