蜡油催化裂化装置烟气放空管失效分析

通过对蜡油催化裂化装置三旋至烟机放空管腐蚀失效原因分析,指出由于生成连多硫酸,造成管内壁出现晶间腐蚀,继而在应力作用下发生应力腐蚀开裂,从而形成自内壁向外壁扩展的裂纹,导致其失效。     

催化剂跑损浅析及对装置长周期运行的影响

某公司催化装置催化剂跑损严重冲刷磨损了烟机、三旋等设备,并严重影响了装置长周期安全运行;通过分析跑剂原因,认为检维修质量对装置长周期安全运行至关重要,提出了提高检维修质量的办法和措施。     

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。     

催化装置烟机失效原因分析

某催化装置的烟机在运行过程中突然出现连锁停车,检查后发现动叶片全部断裂,静叶片及其他组件也发生损坏。通过宏观检验、断口及表面产物分析、金相检验、硬度检验及烟机运行工况分析,发现烟机的失效主要为静叶片先出现断裂,断裂件与动叶片及轮盘发生磨损,导致动叶片全部断裂,烟机发生失效。针对失效原因,提出了相应的改进建议。     

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.     

催化裂化装置烟机长周期安全运行策略及效果

烟机是催化裂化装置烟气能量的核心设备,是催化裂化装置降低能耗、优化指标的重要组成部分.针对中国石化齐鲁分公司第三催化装置烟机在运行过程中出现的振动超标、入口超温、叶片结垢等问题,并结合中国石化部分公司相关经验,提出优化措施.优化后,节约了生产成本,保证了烟机长周期安全运行.     

催化裂化装置三旋、烟机结垢原因分析及对策

对中国石油化工股份有限公司四家炼油厂的四会催化裂化装置因三旋结垢堵塞，烟机结垢使得烟机振动超标，甚至发生非计划停工的原因进行了分析，提出了相应的解决办法。     

催化装置烟机振动原因分析

催化装置的安全运行和能源消耗与烟气轮机的平稳运行有较大关系。本文分析了导致催化装置烟机振动的原因,结合实践经验,就如何有效降低催化装置烟机振动进行了探讨,提出了有关建议。     

PHM型卧管式多管三旋在催化裂化装置的应用

随着重油催化裂化技术的发展及装置大型化 ,立式三旋及PIM型卧管式三旋很难适应苛刻的操作条件 ,因而造成三旋效率大幅降低甚至失效。介绍了PT III型高效单管以及采用其设计的大型催化裂化PHM卧管式三旋的工业应用情况     

Ⅱ套催化裂化装置烟机结垢分析

分析了金陵分公司Ⅱ套催化烟机垢样组成及成因，得出垢样主要成分为催化剂细粉，指出原油中的钙对催化剂影响较大，原油中的钙、铁、磷含量高是导致三旋和烟机生成结垢的主要原因。提出从催化剂、平衡剂的控制、操作条件控制、设备改造等方面综合解决烟机结垢问题。     

催化裂化装置烟机入口管道的选材

在催化裂化装置中,从三级旋风分离器到烟气轮机入口管道的正常运行是保障烟气轮机正常工作的重要条件。因此烟气管道的材料选用是管道设计的重要一环。文章对常用的三种不锈钢材料进行了比较分析,明确指出了比较适用于烟气轮机入口管道的不锈钢材料。     

催化裂化装置烟气轮机结垢分析

针对金陵分公司Ⅱ套催化裂化装置烟气轮机结垢问题，提出并采取了原料、催化剂、操作条件、工况诸方面的改进措施，实现了烟气轮机长周期运行。     

催化裂化可再生湿法烟气脱硫工艺应关注的工程问题

典型的已工业化的催化裂化可再生湿法烟气脱硫技术有DuPontTMBELCO公司的LABSORBTM工艺和Shell Global Solutions公司的CANSOLV工艺,对两者的主要技术指标和技术特点进行了对比。介绍了由中国石化集团洛阳石油化工工程公司自主研发的RASOC工艺与工程技术的主要特点,同时对成都华西化工科技股份有限公司开发的离子液循环法烟气脱硫技术进行了阐述。着重分析了可再生湿法烟气脱硫技术在催化裂化装置上应用时对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置操作参数和规模的影响。指出吸收剂(洗涤液)是可再生湿法烟气脱硫技术的核心技术,决定了烟气脱硫技术的先进性,决定了烟气脱硫装置的工程投资和能耗。国产化可再生湿法烟气脱硫技术用于催化裂化装置烟气脱硫的工程技术开发还有待于进一步提高,需要结合催化裂化装置的特点,重点解决长周期运行、设备平面布置和占地、工程投资、装置能耗和生产成本等问题。在催化裂化装置上实施可再生湿法烟气脱硫技术,需要综合考虑对上游催化烟机、余热锅炉或CO锅炉的影响以及对下游硫黄回收装置的影响,形成催化裂化装置、烟气脱硫装置、硫黄回收装置一体化的解决方案。     

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.     

催化烟机实际回收功率影响因素的探讨

通过对催化裂化装置烟机实际回收功率问题进行探讨,全面分析主风总量、装置加工量、烟机入口压力、烟机出口压力、烟机入口温度、气温、双动滑阀开度、烟机结垢等如何影响烟机实际回收功率。分析得出:烟机入口压力控制在252~264 kPa;烟机出口压力控制在5~8 kPa;烟机入口温度控制在674~680℃;关闭或稍开双动滑阀;优化反再操作,控制烟气中催化剂细粉含量在较低水平,烟机入口烟气催化剂细粉密度小于200 mg/m3;主风量调整过程要缓慢等结论使烟机实际回收功率保持在较高水平。同时提出多项维护烟机长周期高效运行的建议措施:严格控制烟机入口烟气温度小于680℃;烟机轮盘温度控制高限340~350℃,以防止催化剂细粉结垢严重;烟气管线加固保温以减少烟气输送过程中的热损失等,力保烟机高效长周期高效运行。     

中原炼油化工总厂重油催化裂化装置工程设计小结

中原炼油化工总厂重油催化裂化装置设计采用了ＨＰＣ－１原料雾化喷嘴,烟气轮机,ＰＶ旋风分离器,外取热器及无龟甲网增强衬里等一系列新技术,经开工试运和运转近一年的结果证明,该装置采用的新技术使用效果良好。目前实际生产能力达到超过设计值。