烟气轮机长周期运行的影响因素分析与控制措施

针对催化裂化装置烟气轮机（以下简称烟机）出现的振动振幅偏高问题,考察了烟机不同种类转子、平衡催化剂中含金属量、烟机入口温度、烟机润滑油温度等因素对烟机振动的影响,同时提出了相应的改进措施。结果表明:控制催化剂稀相与密相温差低于10 ℃,烟机入口温度低于680 ℃,催化剂稀相质量浓度不高于4 mg/m3,平衡催化剂中0～40 μm细粉体积分数大于11%,细粉产生量低于7 t/周,以及烟机润滑油温度为32 ℃左右,可将再生烟气温度控制在690 ℃以下,烟气粉尘质量浓度控制在100 mg/m3以下,同时烟机可以平稳运行近10个月。     

YL33000A型烟气轮机结垢预判方法的应用

结垢是影响烟气轮机长周期运行的关键因素。文中应用的YL33000A型烟气轮机结垢预判方法通过调节烟气轮机入口调节蝶阀开度,观测烟气轮机入口压力、机组发电量及双动滑阀联动判断烟气轮机结垢程度,通过原料性质、催化剂粒度分布和烟气粉尘浓度监测判断烟气轮机结垢过程,通过机组状态监测数据分析判断烟气轮机结垢形貌,为烟气轮机检修提供依据,确保了烟气轮机长周期平稳运行。     

石油六厂烟气轮机投产

石油六厂催化裂化装置原设计为60万吨/年Ⅳ型装置。实际生产能力在65万吨/年左右。为降低能耗,1983年8月上了一台YL 3000-ⅡB型烟气轮机。11月13日开始暖机到16日运行正常并入系统,共用66小时,开车一次成功。通过近两个月的运转。机组各部运行正常,温度、压力、振幅均达到设计标准;仪表控制系统灵活好用。两器差压用双动滑阀控制,烟机入口蝶阀手动控制;回收烟气的热能已初见成效。经初步标定:烟气轮机入口温度600～620℃,入口高温蝶阀开度25％时,与主风机配套的3200千瓦电动机电流由原来310安降至170安,烟气轮机可回收功率1400千瓦,为主风机消耗     

催化裂化装置烟机结垢原因分析及应对措施

针对目前影响催化裂化装置长周期安全运行的核心设备之一——主风机组的烟气轮机存在的结垢问题,收集了国内37家炼油厂催化裂化装置的运行数据,分别从装置的操作条件、烟机的机械设计以及催化剂的使用3个方面进行了详细的对比分析,对烟机结垢的成因进行了探讨。结果表明,烟机结垢是一个多因素相互作用的结果,主要因素包括:烟机流道的流场不均匀、扰动大;烟机的叶型、叶片的表面粗糙度、轮盘冷却蒸汽流量及温度;平衡剂脱附的金属、烟气中的细粉(尤其是超细粉)与烟气中的水蒸气、硫等介质的相互作用,加剧了叶片表面的粗糙度,容易造成烟机结垢。基于对烟机结垢成因的分析总结,提出了减缓烟机结垢的改进措施。     

催化裂化装置烟气系统设备结垢分析与对策

分析了催化裂化装置烟气系统设备结垢的原因,认为所使用催化剂配方中添加的降烯烃成分是导致催化剂细粉粘附的直接原因;而装置扩能没有更换烟气系统设备导致设备超负荷运转也是产生结垢的重要原因;文丘里管型临界流速喷嘴的设计缺点,各级旋分器失效导致进入烟机的烟气粉尘含量超标,也是烟机叶片结垢的主要因素。利用停工检修的机会,更换一二级旋分器、更换临界流速喷嘴并扩大孔径、采用低速喷嘴取代高速喷嘴控制系统催化剂细粉含量,使烟气系统结垢标本兼治。再生烟气系统连续运行17个月,没有出现较明显的结垢现象。实现了再生烟气系统与装置的长周期同步安全运行。     

50万t/a重油催化裂化装置三旋及烟机的故障分析

针对催化裂化能量回收装置高温烟气轮机出现的故障,对烟气中所含催化剂物性、粒度与形貌进行了分析,确定了卧管式三旋分离性能下降主要原因:①催化剂中低熔点的金属离子Fe、Ni、Ca等含量较高,高温下容易熔化在三旋内部及烟机动静叶片上形成结垢.②催化剂再生过程中出现大量破碎的小颗粒造成三旋入口烟气中细粉浓度过高,三旋抗返混能力差导致出口烟气中催化剂含量增高.     

0.5Mt/a重油催化裂化装置三旋的技术改造

针对催化裂化能量回收装置高温烟气轮机(简称烟机)出现的故障,采用中国石油大学(华东)开发的新型导叶式旋风分离技术,提出了新型高效低阻型立管多管式三旋的改造方案。三旋出口烟气在线采样催化剂浓度与粒度分析表明:改造后三旋入口烟气中催化剂平均质量浓度为362.8 mg/m3(工况下湿基),主要是40μm以下的颗粒,其中10μm以下的颗粒占30%～50%,细颗粒含量较高;改造后三旋出口烟气中催化剂平均质量浓度为31.8 mg/m3(工况下湿基);已完全没有10μm以上的大颗粒,工况下三旋的总效率为91.2%。改造后烟机入口催化剂质量浓度及粒度指标远远低于控制指标,三旋分离性能指标完全达到烟机入口烟气的净化要求,保证了烟气轮机长周期安全运行。     

2号催化裂化装置三级旋风分离器技术改造

针对催化裂化能量回收装置高温烟气轮机出现的故障,采用新型导叶式旋风分离技术,提出了新型高效低阻型立管多管式三级旋风分离器(简称三旋)的改造方案。改造后,三旋出口烟气在线采样催化剂浓度为92.5 mg/m~3,粉尘粒径均小于10μm,表明三旋分离性能指标完全达到烟机入口烟气的净化要求,能够保证烟气轮机长周期安全运行。     

催化裂化装置冷壁双动滑阀计算流体力学流场分析

冷壁双动滑阀安装在重油催化裂化、催化裂解装置第一再生器、第二再生器及旋风分离器顶部出口管道上，用以控制再生器压力或再生器与反应器两器间的压差。某炼油厂催化裂化装置冷壁双动滑阀实际运行时的开度为9.5%，其出口部位磨损十分严重，外壁局部超温，初步分析认为系高速烟气携带催化剂颗粒冲刷所致。应用计算流体力学（CFD）方法，对冷壁双动滑阀分别进行了100%、 68%、 38%、 9.5%开度下的流场分析，通过模拟数据的对比分析验证了CFD方法预测冷壁双动滑阀出口部位冲刷磨损的准确性和可靠性。     

吉林石化催化烟机结垢成因分析及对策

烟机结垢是多种因素共同作用的结果,针对中国石油天然气股份有限公司吉林石化公司炼油厂0.7Mt/a催化裂化装置烟机叶片结垢,导致机组自保联锁停车问题,结合烟机结垢物质成分的分析结果,从工艺操作、原料性质、催化剂使用及管理、烟机运行工况等方面对烟机结垢成因进行分析.结果表明工艺管理不善、操作波动、催化剂异常破碎等原因造成系统中催化剂细粉量增加,导致旋分系统运行异常,烟气中催化剂浓度增大.而大量高浓度的催化剂细粉是造成烟机结垢的根本原因,异常水分的进入则加重了烟机结垢.根据对烟机结垢成因的分析,提出了改进措施和对策.     

FCC烟气能量回收系统的现状与设想

从催化裂化装置的烟气能量回收入手，对国内现有烟气利用方案进行综述与分析，提出了先在高温下回收烟气动力，再回收烟气热量发生蒸汽的设想，通过适当提高再生器操作压力，提高烟气轮机入口烟气温度，催化裂化装置烟气能量回收率大大增加。     

烟气轮机结垢机理及结垢过程浅析

烟气轮机(简称烟机)结垢是当前困扰机组运行的一个难题.文章对影响催化剂细粉颗粒附着的作用力进行了分析,并对催化剂细粉的烧结机理进行了探讨,分析了细粉浓度、细粉粒径、催化剂元素组成等对烟机结垢的影响.同时,还对催化剂细粉颗粒在烟气轮机中的结垢过程进行了进一步分析,得出烟机结垢的关键条件是高浓度超细粉颗粒的存在的结论.细小...     

采用复合相变换热器技术回收CFB锅炉烟气余热

采用复合相变换热器（FXH）回收CFB锅炉尾部烟气余热,代替原汽轮机2。低压加热器抽汽加热凝结水,并利用Matlab软件对烟气余热系统进行了热力仿真计算。改造后的运行结果表明,锅炉排烟温度从150～155℃降低至120℃,节省的抽汽可增加发电量175．284×10^4（kW·h）／a,供电标煤耗降低1．323g／（kW·h）,锅炉热效率提高1．85个百分点,改造静态投资回收期约为2．3a;FXH的进口烟气温度不宜超过150℃,所选燃煤的烟气露点温度在108—114℃较适宜。     

催化裂化烟机结垢原因分析及对策

催化裂化烟机结垢是影响装置长周期运行难题之一,结垢的原因非常复杂,影响因素较多。对烟机垢样组成、三级旋风分离器粉尘浓度、以及三级旋风分离器效率进行了分析,探讨了烟机结垢的原因。三级旋风分离器在负荷增加、效率下降的情况下,大量的催化剂细粉特别是其中的Ca,Fe,Na,Ni等金属在500～600℃的高温湿热环境中容易形成低熔物,在烟机低速区沉积、黏结,逐渐形成坚硬的结块,从而引起转子动不平衡并导致动静摩擦,烟机振动上升。为了不影响装置生产,对烟机在线检修提出了相应措施,延长了烟机运行周期。装置停工检修时,集中解决了三级旋风分离器效率低的问题,消除了烟机振动问题。     

FCC装置三旋效率低的原因及对策

针对中国石油抚顺石化分公司石油二厂催化裂化装置再生器第三级旋风分离器(三旋)效率低的问题,对三旋的运行状况进行了分析和核算,找出了原因,认为主要问题是烟气中催化剂细粉较多、粒度大,以及三旋单管烟气线速较低和单管排尘锥体处粉尘返混严重.采取堵管和排尘锥体开孔的措施后,实际运行结果证明,三旋效率提高了,三旋出口烟气中催化剂浓度、粒度达到标准,保证了烟气轮机的安全平稳运行.     

S Zorb装置运行中存在的问题及对策

对中国石化海南炼油化工有限公司1.20 Mt/a S Zorb催化汽油吸附脱硫(S Zorb)装置运行中出现的再生烟气过滤器ME-103差压突然升高的问题进行了分析。原因是吸附剂循环速率过快导致系统吸附剂细粉增多,细粉随烟气进入再生烟气过滤器,再生粉尘罐料位偏高且锥部氮气量过大,使得细粉悬浮在再生烟气过滤器上部,细粉不能自由沉降至再生粉尘罐,造成滤芯表面细粉架桥,导致过滤器差压高。采取措施:将S Zorb装置的补充氢由重整氢改为真空变压吸附(VPSA)产品氢;将再生烟气过滤器反吹氮气压力由0.45 MPa提高至0.60 MPa;氮气电加热器出口温度由正常值180℃降至100℃左右;利用滤芯和吸附剂细粉收缩速率的不同,使得架桥细粉脱落;关注D109再生粉尘罐料位以及锥部氮气量。上述措施有效地解决了装置运行中存在的问题,保证了装置的平稳运行。