催化长周期运行技术导则04(2011613)

1、中国石油 内部资料 注意保密炼油与化工分公司催化裂化装置长周期运行导则（讨论稿）中国石油炼油与化工分公司2011年6月前 言RFCC一直在中国炼油企业的重油加工流程中占据重要地位。随着石油需求量的不断增长以及重油开采技术的不断进步，炼油厂加工重质原油的品种和比例在不断增加。受此影响，RFCC原料劣质化趋势明显，不断给装置的长周期稳定运行工作带来新的问题与挑战。可喜的是，经过近年来有针对性的攻关，诸多问题的原因与防范措施已日渐清晰，约20%的重油催化装置率先实现了三年一修的目标，个别高掺渣比重油催化装置运行周期已接近四年。但是，还有许多装置仍然出现抢修甚至非计划停工事件，成为各炼化企业全面实现安

2、稳长满优运行的瓶颈。因此，及时总结经验，为装置管理提供技术支持和指导，保证中国石油各企业的催化装置全面实现无故障、长周期运行，并为今后进一步延长运行周期打下坚实的基础，已经成为一项非常必要的工作。希望大家能积极反馈意见，使本导则得到持续的丰富和完善，为各企业的催化裂化长周期运行工作提供更有效的支持。联系人： 刘liuqiang_dl, 吴 宇wuyu_dl目 录第一章 总则第二章 重油催化裂化装置防结焦技术导则第三章 烟机、三旋防结垢技术导则第四章 机组长周期运行技术导则第五章 催化裂化装置腐蚀与防护导则第六章 滑阀等专用设备长周期运

3、行技术导则第七章 反应再生系统衬里的长周期运行技术导则第八章 流化异常及催化剂非正常跑损的监控与防范技术导则第九章 热工系统的长周期运行技术导则第十章 分馏塔结盐的防范与处理技术导则第十一章 附则第一章 总 则1、为加强对催化裂化装置长周期运行工作的管理，特制定中国石油天然气股份有限公司重油催化裂化装置长周期运行技术导则（以下简称技术导则）。2、本技术导则所称长周期运行的标准：“三年一修”是指装置两次检修的间隔在35个月以上。如果本周期运行过程中出现打开两器人孔的抢修或小修，以及本周期累计切断进料时间达到96小时，则运行周期重新开始统计。3、各企业要建立健全长周期运行管理机构和管理制度，必须有

4、1名领导主管长周期运行管理工作，并建立领导小组和工作小组。明确熟悉长周期运行管理业务的部门归口管理长周期运行的相关工作，并明确部门负责人，明确每个技术人员在长周期运行日常管理工作中的具体工作内容。4、长周期运行管理是系统工程，关联到设计、建设、运行管理等方面，以及工艺、检修、质检、环保、计量、设备和物资供应等各部门，各方面应积极配合协作，做好长周期运行的管理工作。5、应重视长周期运行技术革新及技术进步工作，积极稳妥采用新技术、新工艺、新材料和自动化技术，以逐步提高长周期运行管理水平。6、本技术导则适用于炼化分公司（以下统称中国石油）各部门及各企事业单位（以下简称各企业）。第二章 重油催化裂化装

5、置防结焦技术导则目 录第一节 重油催化裂化装置主要结焦部位及原因分析2第二节 装置设计阶段的防结焦技术导则.4第三节 新装置建设过程和停工检修过程的相关导则12第四节 装置开工过程的防结焦技术导则15第五节 装置正常操作中的防结焦技术导则.17第六节 装置事故处理过程中的防结焦技术导则.21第一节 重油催化裂化装置主要结焦部位及原因分析 重油催化裂化装置结焦的部位从喷嘴、喷嘴上部的提升管内壁、粗旋出口、沉降器内部、顶旋升气管及料腿内、集气室、油气大管线、分馏塔底，一直到油浆循环系统，范围比较广泛。结焦造成沉降器顶部、顶旋等设备上的焦块脱落，堵塞料腿、汽提和催化剂循环等系统，使沉降器压降升高，加

6、工负荷下降，直至停工清焦检修，有的装置从沉降器内清出300多吨焦块，严重影响装置的长周期运转。 造成装置结焦的原因主要有以下几个方面：1、催化裂化原料掺渣油量高，进料馏分重，剂油比低，和再生剂的混合温度低，接触不充分，不足以全部汽化，相当多的原料以液相形式存在，容易生成液焦。装置极好2、原料预热温度过低，雾化喷嘴效率低，雾化蒸汽量不足等因素，形成颗粒大于80 m的液滴，以及喷嘴位置安排不当，使进料分配不均，造成喷嘴及上部提升管内壁结焦。3、反应沉降系统设备内表面和油气管线内壁温度低，达到油气露点以下，造成油气凝聚结焦，如提升管出口温度过低，开工时沉降器升温未达到预定温度等情况下，就会出现严重结

7、焦。4、沉降器快分设计不当，油气在沉降器内仃留时间过长，造成二次裂化，使沉降器系统，包括粗旋、顶旋、器内壁、内构件、顶部、集气室等部位大面积结焦，加上大分子液滴的进入，更加剧了结焦。5、油气大管线保温不好，使油气冷凝，油气流速低于25m/s，仃留时间长，均加剧结焦。6、油气分压高，生焦倾向增加。7、分馏塔底油浆仃留时间超过5分钟，塔底温度超高，加快塔底结焦。8、油浆密度超过1.0, 油浆系统线速低，使油浆系统结焦加剧。9、装置低负荷运行,装置事故多，开仃工不断，频繁切断进料，开工进油前提升管及沉降器顶温度过低，加重了装置的结焦，等等。第二节 装置设计阶段的防结焦技术导则新装置设计过程中要采用成

8、熟的防结焦工艺技术及新型设备。在工艺设计过程中应把防结焦措施作为重点进行考虑。在初步设计中要有防结焦技术与措施章节。对于新建重油催化裂化装置，要做好原料油性质及产品方案的预测与评价工作，为设计提供准确和全面的数据。设计过程中，要充分考虑防结焦问题，根据原料油的性质选择合理的设计方案和设计参数，要充分预测未来原料油变重带来的影响，保证较高的单程转化率，为装置能连续运行三年以上提供有力的保障。重油催化裂化装置的设计要遵循以下导则，：1、预提升段的设计：采用催化剂预提升技术，改善催化剂的流动形态，形成活塞流，减少催化剂的滑落，减少返混，使催化及和油气在接触前得到整流，为此要采取合适的分布器，可使用蒸

9、汽、干气作为提升介质，采用合适的线速和预提升高度，控制催化剂密度，可供参考的经验是预提升线速控制在3-4m/s， 密度在250-350kg/m3。一种较好的预提升段结构实例：2、进料段的设计：要达到良好的原料油雾化效果，防止未气化油的产生。选择新型高效原料雾化喷嘴，对喷嘴要进行最优组合，采取对称布置。原料油雾化的平均颗粒应能达到60m以下。目前应用较多的型号有：中科院力学所开发的KH型喷嘴，中石化工程建设公司开发的BWJ喷嘴，中石化洛阳工程公司开发LPC喷嘴，IFP开发的高效喷嘴，SHELL开发的高效喷嘴等。提供足够的雾化蒸汽，并保证蒸汽的品质。RFCCU的雾化蒸汽量保证大于原料的3.5%。掺

10、渣量高的要相应增加增加雾化蒸汽量，有利于降低油气分压，提升管总注汽比例(包括预提升干气或蒸汽)7%。雾化蒸汽的温度以不低于原料油预热温度为宜。根据原料的性质，确定合适的原料预热温度，使原料油在进料温度下的粘度小于5cSt. 这一温度有的需180 ，有的则需220以上。采用较高的剂油混合温度，特别是原料馏分重，大分子很难汽化，需在较高剂油比和高温下，和催化剂混合接触，充分蒸发，减少未蒸发的液滴，减少结焦倾向。要适当提高再生温度，再生温度可以接近710。某些装置的经验表明,再生温度从660提高到710，提高50，焦炭含氢量从约9%降到7%左右。3、注终止剂的设计：在提升管的中上段打入终止剂，一方面

11、有利于提高剂油比，使油剂在提升管的进料段尽量在高温下气化和接触反应，同时控制反应温度，控制出口温度，防止出现高温下过裂化反应，降低过裂化生成缩合焦。终止剂量应能达到新鲜进料的3-10%，原料油重，终止剂量要相应增加。并有高低不同的注入部位，能够根据需要选择不同的轻质油和水做终止剂，增加操作灵活性。另一方面，可以做为开工喷油前尽快提高沉降器顶部温度的措施，抑制开工过程未气化油冷凝生焦。终止剂的高低注入位置选择:主要与原料油性质轻重和产品方案有关。a.原料油性质重，其注入位置相对较高。b.轻油转化率越高，其注入位置越高（液化气方案汽油方案柴油方案）。终止剂介质的选择：a.增产液化气或汽油降烯烃生产

12、方案，可以考虑采用稳定汽油做终止剂。b.增产汽油生产方案，可以考虑采用轻回炼油或水做终止剂c.同时增产汽、柴油或追求最大轻烃液收，可以考虑采用水做终止剂。采用水做终止剂对防结焦有利，但分馏塔顶取热负荷增加,粗汽油干点升高，需要相应降低塔顶温度，使分馏塔上部结盐倾向增加。4、提升管出口快分的设计：要选择新型提升管出口快分，缩短油气在沉降器内的仃留时间，可有效降低沉降器系统的结焦，油气在沉降器内仃留时间延长，导致热裂化反应和非选择性反应加剧，使汽油、液化气等目的产品收率下降，干气和焦炭收率上升。热裂化反应是温度和时间的函数，高温下，仃留时间愈长，反应愈剧烈，结焦倾向加剧。石油大学开发、中石化北京工

13、程公司设计的VQS快分，使油气在沉降器内的仃留时间缩短到2-3秒，沉降器结焦明显改善，对高度和空间容许的装置，可以采用VQS快分。VQS快分操作弹性相对小，在开工过程中系统的线速度低时易出现跑催化剂现象，对操作人员的要求较高。石油大学开发的FSC、CSC快分，中石化洛阳工程公司开发的粗旋+顶旋软连接结构，使油气仃留时间在沉降器内缩短到5秒以内，也可有效降低沉降器的结焦。此类快分操作弹性大、抗异常波动能力强。粗旋出口与顶旋入口软连接结构对设计和施工精度要求高，如因施工出现偏差或热膨胀等问题造成粗旋出口与顶旋入口不能对中，易造成油气不能快速进入顶旋，产生沉降器结焦问题。粗旋料腿要保持较高的密度，要

14、设置优化的预汽提段，减少料腿排料携带入沉降器的油气量。另UOP公司的VSS、VDS快分，IFP公司的羊角式快分技术（LDD）等也有较好的防止结焦的作用，目前国内有个别装置应用。5、沉降器内部的设计：合理设置沉降器的防焦蒸汽，降低油气分压，降低重组份露点，减少冷凝结焦。防焦蒸汽要有流量自动控制措施，切断进料后要及时适当提高防焦蒸汽量。防焦蒸汽应采用1.0MPa蒸汽在烟道等处过热到400-550或采用中压过热蒸汽补充等措施保证蒸汽品质，分布管的结构要保证蒸汽分布均匀，应考虑优化喷嘴方向，例如：使蒸汽层形成旋转的流场，进一步抑制油气向器壁附着。沉降器内构件要简单并减少死区，可以考虑在不同部位设置防焦

15、蒸汽措施。衬里厚度与型号的选择要考虑有利于适当减少沉降器温降。汽提段上方应有挡焦格栅设计，防止大焦块脱落堵塞汽提段或斜管。也可以在待生斜管入口设置挡焦格栅并在汽提段下部留有足够的空间用于存放异常情况下脱落的焦块，不至于造成待生斜管入口堵塞。沉降器顶部放空的通量要足够，能满足沉降器烘干衬里的升温要求。内集气室的沉降器要尽量消除稀相顶部死区空间，必要时应在顶部增设均布的放空或人孔，便于停工快速降温和清焦，防止死区焦块自燃。6、旋风分离器的设计：旋风分离器的结焦部位主要在升气管的外壁，在装置出现切断进料等异常情况时，易产生焦块脱落堵塞旋风料腿导致大量跑催化剂的问题。应考虑旋风分离器升气管外壁加钉头或

16、导流板等防止焦块脱落的措施。7、集气室的设计：有集气室结焦问题的装置，可以在集气室内部增设防焦蒸汽环，要注意不扰动旋风分离器的正常运行。8、反应系统主要工艺参数的设计：要采用较高的剂油比和较低的回炼比。对重油催化装置，剂油比6，回炼比0.2,如原料性质较差,回炼比应在0.1以下，直至采用单程裂化的方案。对原料性质恶劣的装置，防止过低的提升管出口温度，使油气中重组份冷凝聚合结焦，当然也要防止温度过高，加剧热裂化反应，形成硬焦。提升管出口温度控制在500-530范围为宜。控制合适的反应时间，过短的反应时间使反应系统防结焦难度增加。原料性质差，反应器旋风到分馏塔入口的线速度应适当提高，可牺牲一定的系

17、统总压降。9、油气大管线的设计：线速度应达到35m/s左右，原料性质差应进一步提高到接近40m/s，应在DCS上实现线速度的计算与显示。应采取冷壁结构，选择性能好的衬里，衬里厚度应达到150mm。尽量减少管线的温降。10、油气大管线大盲板部位及入分馏塔部位的设计：油气大管线大盲板前放空点、排凝点应有反吹蒸汽，防止结焦堵塞。放空管线的通量要足够，能满足沉降器、大油气线衬里烘干的需要。油气大管线在分馏塔入口部位要设置挡板等结构，防止入口上方塔壁流下的凝液与高温油气接触后，造成油气入塔口部位挂焦。11、汽提段上方应有挡焦格栅设计，防止大焦块脱落堵塞汽提段或斜管，格栅孔不宜太小。12、分馏塔底的设计：

18、塔底液相温度以340-350为宜。油浆在塔底的停留时间5min，同时塔底要有足够的应急缓冲空间用于存放异常情况时脱落的焦块。塔底应设置搅拌蒸汽环1-2个，可以同时设置搅拌油浆分布环。塔底应设置挡焦器，挡焦器的作用应以阻挡中、大焦块为主，筒体上的网孔直径根据油浆循环量的不同在20-30mm之间。据统计采用垂直长条缝结构防堵效果会更好，缝宽20-30mm之间。13、应设置泵出口（或入口）过滤器，过滤器的精度不能过低，容量要足够，应能将3mm以上的焦块过滤下来，要有方便和安全的清理措施，保证过滤器可以实现经常性清理（具备每周清理一次的能力）。14、油浆循环系统的设计：油浆系统（管线、换热器）的线速1

19、.5m/s。对原料性质和生产方案变化大的装置，油浆的换热流程要有灵活性，油浆蒸汽发生器设置两组或三组为宜,可以根据需要投用一组或多组,应考虑增设热油浆直接补充油浆返塔的措施，有利于保证油浆管线线速度和上返塔流量，保证油浆对油气中催化剂的洗涤效果。不同生产方案（油浆取热量不同）时均应保证油浆在管线和换热器管内线速度不降低。同时,对长期停用的油浆蒸汽发生器油浆出入口管线要防止固体颗粒沉积或结焦堵塞，配管要充分考虑上述问题，也可以采用反冲洗油等措施解决上述问题。15、油浆系统应设置足够数量的流量指示仪表，保证对换热器及旁路（热油浆补充返塔）、主管线、油浆上、下返管线等部位的流量能够计算或测量，保证对

20、油浆系统线速度的实时监控。16、要设置油浆抗垢剂加剂设施，抗垢剂加剂位置应为塔底管线上，开口应在侧面，防止堵塞。17、分馏塔下部1-4层塔盘宜选择舌型塔板等不易堵塞的塔盘。第三节 新装置建设过程和停工检修过程的相关导则一、新建装置工程质量的管理1、衬里选择、施工和验收：装置选定衬里材料后，要先做小型试块确定材料的性能符合要求。用于施工的材料进厂后，也应抽样试验，确认材料合格后方可用于装置的正式施工。衬里的施工要符合中华人民共和国石油化工行业标准SH3531-2003隔热耐磨衬里技术导则的相关规定。应制定衬里烘干升温曲线并经相关单位和部门签署认可。操作中要严格遵守升温曲线。应对两器各部位取多个测

21、温点进行监测。对整个升温曲线要作为历史记录存档。衬里烘干结束后，应组织由施工单位、监理、机动、技术、车间参加的联合检查。对衬里是否有裂纹等异常问题、旋风分离器是否有位置偏差、喷嘴是否有堵塞等要重点检查，检查结果各方代表应签字确认，对发现的问题必须进行整改，合格后各方代表应签字确认。相关记录要存档。2、喷嘴的制造与安装：喷嘴制造的要求：喷嘴的供应商应提供喷嘴结构、尺寸及制造精度等文件，有条件时用户应对喷嘴进行监造并建立检查记录，对进厂的喷嘴进行现场验收。喷嘴安装精度的要求：制造商应提供喷嘴安装图纸及相关说明文件，文件中对喷嘴安装角度、喷嘴间距离的均匀度、各喷嘴头部是否处于同一平面等涉及喷嘴定位的

22、数据要提出明确的安装精度要求。相关资料要经过设计单位和用户的审核和认可。相关资料要交付施工单位、工程监理和车间。喷嘴安装结束，相关部门要进行检查验收并将记录存档。3、出口快分设计、制造与安装出口快分设计的要求：设计单位要出具施工精度要求等相关文件。对粗旋出口与顶旋采用软连接的快分，要充分考虑升温后热膨胀等方面的影响，要明确定位尺寸及施工的精度，相关资料要交付施工单位、工程监理和用户。出口快分制造的要求：快分的供应商应提供设备结构、尺寸及制造精度等文件，有条件时用户应进行监造并建立检查记录，对进厂的快分进行现场验收。出口快分安装的要求：应严格按照设计要求和施工导则安装快分，安装结束，相关部门要进

23、行检查验收并将记录存档。4、大油气管线的施工要符合国家及行业的相关技术导则。二、装置停工检修过程中的要求：1、停工后，应对装置可能发生结焦部位进行全面检查，对结焦情况要拍照（以数码照片为好）存档，做好记录、分析，对发现的问题提出相应的改造措施。2、各施工单位应严格执行各项施工标准。衬里、喷嘴、快分的相关导则参考一、新建装置工程质量的管理。3、严格按照施工标准进行验收。施工结束后，应组织由施工单位、监理、机动、技术、工程、车间参加的联合检查。检查合格后各方代表应签字确认并存档。第四节 装置开工过程的防结焦技术导则1、开工使用原料的选择。开工过程应使用汽化率较高的、裂化性能较好的直馏原料。进料预热

24、温度应在180以上，一般应使用530馏出在80%以上的原料，有条件的可采用蜡油开工。2、开工应准备足够的平衡催化剂（避免大比例补充新鲜剂），有利于装置快速达到正常负荷。3、衬里质量的保证及烘干后的质量检查：见第三节（一）新建装置工程质量的管理中关于衬里质量的保证及烘干后的质量检查。4、反应沉降器切换汽封的时间控制：切换汽封的时间要尽可能缩短，减少沉降器内衬里温度的降低幅度。过热蒸汽的品质要保证，必要时可以用中压蒸汽补充1.0MPa蒸汽。5、再生器装催化剂的时间也要尽可能短，有利于缩短沉降器吹蒸汽的时间，减少沉降器内衬里温度的降低幅度。6、向反应转催化剂前，油浆上返塔流量要充足、稳定，转催化剂后

25、，应至少每班次采油浆样品一个测量固体含量，作为历史数据，为准确掌握开工过程中油浆系统的状态提供依据。7、转催化剂过程中沉降器温度控制。有条件的装置（系统线速度操作弹性较大），开工转催化剂要缓慢，时间足够长，进料前再生剂温度达到650、提升管出口温度达到530-550，沉降器顶部达到430以上，进料后仍要保持沉降器顶部等部位温度不低于430。受快分类型限制低线速度下易跑催化剂的装置，及其它不能缓慢转催化剂达到上述要求的装置，宜采用蜡油开工。也可以在喷原料前先利用提升管喷汽油（中止剂）等措施提高沉降器顶部温度。8、原料油喷嘴要对称打开，各喷嘴的压降要调整一致。9、开工过程中要检查和控制好蒸汽品质，

26、1.0MPa蒸汽温度不低于250，必要时可以用中压蒸汽补充。10、喷油前吹蒸汽量要充足，各点吹汽量适当加大，旋风分离器入口线速度控制在14m/s左右。11、喷油后，提高进料量要相应降低各点吹蒸汽量，先降低预提升蒸汽量，再降低雾化蒸汽和汽提蒸汽量，在装置操作平稳后再降低防焦蒸汽量到正常水平。操作过程中应注意保持各点线速度的平稳。12、喷油后调整操作：检查并核算各点的温度、吹蒸汽量、线速度及停留时间等是否满足防结焦要求，对不符合之处作出调整。开工初期1-2天要保持适当高的油浆外送比例，油浆密度保持在约1000kg/m3，根据原料和油浆性质少回炼或不回炼。第五节 装置正常操作中的防结焦技术导则一、正

27、常操作中原料和催化剂的管理。各分公司应结合自身实际情况，制定原油和催化原料化验项目与标准，对新品种原油进行评价与分档，有条件的应实行分储分炼。1、要合理调配全厂的加工方案，保证重油催化裂化装置持续满负荷运行，防止低负荷造成装置大油气管线等部位结焦加剧。2、对原料品种变化频繁的炼厂，应完善原料的调和与调度系统，使催化装置能实时掌握原料品种和调和组份的变化动态，及时有针对性地调整生产方案。有条件的炼厂，应做到原油和催化原料分储分炼、合理调配。对每批进厂的原油，均应采样进行全面的分析评价(见上表), 建立原油和催化原料评价及生产实际表现数据库，为原料性质变化对装置结焦的影响提供定量的依据，使催化装置

28、可以根据原料性质合理调整工艺参数和生产方案，保持适当的回炼比和油浆外甩比例，有效防止装置结焦的发生。3、每天分析原料的密度、残碳、馏程，水份，粘度、 S、N、金属含量等项目。每周分析催化原料的H/C、族组成等项目。4、根据装置特点、原料性质和产品方案量体裁衣选择催化剂，催化剂平衡活性应60%,比表面积100m2/g，平衡剂上重金属（Ni+V）含量<10000ppm，并维持一定的剂耗。二、操作参数的选择。1、再生剂温度。再生剂温度控制在680710内，不宜大于715。2、反应回炼比。重油催化裂化装置回炼比控制在0.10.2，原料油越重、掺渣比越高，回炼比控制越小，直到采用高反应苛刻度、单程

29、裂化的生产方案。各企业应要根据自身实际情况制定出具体的生产方案调整导则。3、提升管出口温度控制。建议提升管出口温度控制在500520之间。4、控制分馏塔底液相温度不大于350，减少油浆停留时间，以不大于5min为宜。5、外甩油浆，控制油浆密度在1000kg/m3左右，加工中间基油的装置控制油浆密度1035 kg/m3，加工石蜡基油的装置控制油浆密度1070 kg/m3。油浆固体含量不大于6g/l。应每天分析油浆密度，观察油浆是否有变粘稠、拉丝及对棉布浸润能力变差的现象，每周至少分析两次油浆固体含量。有条件的装置每周标定油浆外送流量表一次，防止因仪表假指示造成的油浆外送量过低，进而造成管线堵塞，

30、对油浆循环系统结焦产生直接威胁。6、终止剂量为新鲜进料的5-10%，原料性质重，终止剂比例增加，选择高位置注入。汽油方案时的注入位置高于柴油方案。7、原料性质变重，要相应提高预热温度，增加雾化蒸汽的比例。原料预热温度180，反应注水（雾化蒸汽与预提升蒸汽及中止水之和）的比例为新鲜进料量的7-10%，雾化蒸汽的比例5%。8、其它参数控制指标参考装置设计阶段的防结焦技术导则。三、系统各部位线速度、停留时间、雾化蒸汽比例、旋风分离器压降、原料粘度等参数的监控。各装置要实现工艺核算的电算化，未实现电算化前要进行手工核算。有条件的要实现在DCS中核算与显示。建立车间工艺核算结果的记录和技术分析制度，根据

31、核算结果及时调整，控制油气大管线线速在35-40m/s，油浆系统线速不小于1.5m/s。四、其它防结焦日常工作1、检查各原料喷嘴压降是否均匀一致，各路流量是否均匀对称。2、对各流量表要经常校核。3、公用工程的保障能力要不断提高，降低故障率，保证长周期运行。4、对设备的热点、壁温等要建立日常检查和记录制度。第六节 装置事故处理过程中的防结焦措施1、要建立事故处理预案，细化和量化防结焦的措施和事故处理期间的操作管理。事故处理过程中的技术要点如下：切断进料后，防结焦蒸汽要开大。自保系统启用后，要检查确认，进提升管的所有物料（除蒸汽）根部阀全部关闭。蒸汽品质（温度）要保证，必须大于250。必要时可通过

32、中压蒸汽补充。2、装置切断进料后的恢复要点：恢复进料前，再生剂温度应达到650、提升管出口温度应达到530和沉降器顶部达到430以上。如无法达到上述指标应及时增设措施，使紧急状态下可以迅速改善原料性质，降低原料掺渣比或换用蜡油开工。其它指标参考第二至六节。3、事故技术总结：每次出现各类异常事故后,要有分析总结,事故对装置防结焦工作的影响与事故处理过程中采取的对应措施要单列一章进行分析。8第三章 催化裂化装置烟机、三旋防催化剂结垢导则 1、前言2、烟机结垢原因分析3、三旋结垢原因分析4、预防烟机和三旋结垢的措施-原料的控制5、预防烟机和三旋结垢的措施-催化剂的控制6、预防烟机和三旋结垢的措施-优

33、化生产操作7、预防烟机和三旋结垢的措施优化烟机和三旋的运行状态8、加强监测，及时发现故障，及时处理1. 前言烟机结垢是多种因素共同作用的结果。大量的高浓度的催化剂细粉是造成催化剂结垢的根本原因，在催化裂化生产过程中，原料油或其它途径引入的重金属Ca、Fe、Ni沉积在催化剂的表层，在磨损的过程中脱离催化剂母体形成细粉，这些富集了重金属的细粉有很强的吸收SOX和CO2的能力，容易形成低熔点共熔物，加上静电作用，使得催化剂具有粘连结垢的趋势，在浓度较高，速度较快的情形下，就会形成坚硬致密的结垢。 针对结垢的成因，防止结垢主要从以下几个方面进行优化：1、原料，2、催化剂，3、生产操作，4、设备状况，5

34、、运行监测。核心是减少细粉量和降低催化剂粘连的趋势。2. 烟机结垢原因分析2.1. 烟机结垢形式及部位烟机结垢多发生在烟机的静叶片和动叶片、动叶片叶顶围带处，结垢分析软垢和硬垢。如下图： 围带 围带 静叶片 动叶片2.2. 烟机结垢的危害动叶片顶端磨损较严重，出现豁口，动叶片报废或断裂；影响装置正常运行；影响烟机正常运行和装置的效益。2.3. 烟机结垢原因高浓度的催化剂细粉是烟机催化剂结垢的主要原因。旋风系统故障是造成烟机中催化剂细粉浓度超标和主要原因之一。三旋设计不合理或超负荷运行造成催化剂磨损，是催化剂细粉浓度高的主要原因之一。重金属Ni、V、Fe的污染可能会导致催化剂细粉的粘结倾向增强。

35、富集了重金属的细粉有很强的吸收SOX和CO2的能力，容易形成低熔点共熔物，加上静电作用，使得催化剂具有粘连结垢的趋势，在浓度较高，速度较快的情形下，就会形成坚硬致密的结垢。3. 三旋结垢原因分析3.1. 三旋结垢形式及部位对于立管三旋，催化剂结垢发生在料腿，卧式三旋催化剂结垢发生在分离单管出口，如下图。3.2. 三旋结垢的危害三旋管堵死造成停工；造成三旋分离效率下降，造成催化剂损耗；造成烟机入口催化剂粉尘浓度和粒度超标；造成烟机内催化剂结垢和冲蚀。3.3. 三旋结垢原因分析新催化剂中细粉含量大，造成催化剂跑损量大和三旋分离负荷超过设计值；加剂速度过快、床层升温速度过快造成催化剂的热崩和跑损加剧

36、；一、二级旋风故障造成三旋入口催化剂粉尘浓度和粒度超标，导致三旋负荷超过设计值而造成结垢；对于卧式三旋，负荷分布不均造成部分分离单管结垢；负荷大线速高，造成对催化剂颗粒的研磨而造成超细粉浓度高而造成结垢。下料不畅造成下料腿堵塞。4. 预防烟机和三旋结垢的措施-原料的控制加强常减压装置电脱盐操作管理，严格控制脱后含盐量小于3毫克/升，降低进入裂化装置原料中的金属特别是钙、铁、钠离子的含量；加工高钙含量原油的常减压装置，要应用和优选脱钙剂，提高脱钙率，降低催化原料的钙含量；加工高酸值原油的常减压装置，通过材质升级或应用减压侧线馏分缓蚀剂，减少由于设备腐蚀造成的催化原料铁离子含量；优化平衡重油加工装

37、置的原料性质，减少高含金属原料进催化加工；降低催化原料硫含量，控制烟气中SOX含量，减少生成CaSO4的可能。5. 预防烟机和三旋结垢的措施-催化剂的控制优化催化剂品种，提高质量标准，减少磷添加量，新鲜催化剂磷含量按下限控制，并考虑研究低磷催化剂配方；合理降低催化剂置换量，缓和降低催化汽油烯烃的条件，减少细粉的产生量；改善FCC催化剂筛分组成和耐磨性能，降低新鲜剂细粉含量，新鲜催化剂中小于20m组分不大于 3(w) ,新鲜剂小于40m组分指标不大于18，磨损指数由不大于25. 对金属含量超标的催化剂颗粒的进行有效的磁分离，降低烟机入口烟气携带催化剂颗粒的金属含量；严格控制催化裂化平衡催化剂的C

38、a、Fe、Ni等金属的含量。6. 预防烟机和三旋结垢的措施-优化生产操作6.1. 开工过程控制加强开工方案中加剂速度、床层升温速度的科学化、定量化控制，避免在加剂、床层升温和转剂过程中催化剂的热崩和跑损，造成三旋催化剂沉积和堵塞，影响三旋除尘效率；各项开工环节要相互衔接好，尽快达到设计指标要求，避免操作条件长期在设计工况外停留，减少催化剂在烟气管路和三旋大量沉积；控制催化剂的跑损，当烟机入口催化剂料尘浓度超标时，应将烟机切除装置，当烟机入口催化剂粉尘浓度达标后方可投用烟机。6.2. 正常生产过程控制优化控制一再、二再分布环和空气提升管风量，优化旋风入口线速和粉尘浓度，提高旋风分离器的分离效率，

39、控制烟机入口粉尘浓度低于150 mg/m3 ，降低烟机入口的催化剂细粉浓度，减少催化剂粘连结垢的物质基础。在保证再生器正常流化，摸索合理的主风用量。主风量过高后将导致旋分器因线速过高而偏离工作性能曲线，形成二次夹带，导致其效率下降，同时线速过高也易造成催化剂磨损。细粉含量增加后又将导致三旋回收效率的下降，进而影响烟机入口颗粒浓度。定期测算稀密相线速，及时调整主风量和料位，保证再生器正常流化，保证合理的主风用量。防止主风量过高导致旋分器因线速过高形成二次夹带和由于线速过高造成对催化剂的研磨。造成细粉含量增加。改善提升管操作，选用低速雾化效果好的喷嘴；控制再生器温度在720以下；优化反应再生操作条

40、件，减少催化剂破碎，努力降低烟气进入烟机的粉尘含量。反再系统合理使用蒸汽，减少烟气中水蒸气量，保证蒸汽阀门关闭严密无泄漏。通过优化再生环境，控制催化剂定碳含量，再生剂定碳含量不大于0.1%。提高再生效果，减少催化剂细粉中胶质的粘连，控制烟气中CO含量，避免由于CO发生歧化反应形成黑垢或者灰垢。要确保再生器分离效果好，保证再生器压力稳定，在调整操作时保证再生器压力缓慢变化，保证旋风分离效果。控制稳定的装置进料量、进料品质，合理调整和控制反再系统操作料位、操作温度及压力，合理调整内、外取热器的取热负荷，减少装置工艺操作的波动，造成催化剂的跑损和再生器内部构件的损坏使催化剂跑损增加，保证旋分系统高效

41、运行。保证内外取热器工况稳定，防止超负荷运行而产生爆管，进而引起催化剂热崩产生大量细粉，出现爆管时，要及时查找，尽快切除爆管并关严阀门，防止漏水漏汽。对于贫氧再生的催化裂化装置，在生产方案变化时，要充分考虑烟机的长周期运行和工艺操作对其的影响，尽量提高再生温度，减少烟气中的CO含量。防止催化剂在烟机上结垢；应定期卸空细粉储罐中的催化剂，避免因储罐中的催化剂料位过高，影响旋分器分离效果。6.3. 事故状态下的控制事故状态下，当装置催化剂跑损严重或发生催化剂突发性跑损，三旋出口烟气粉尘超标时要及时调整操作，关小烟机入口蝶阀开度，必要时切除烟气轮机。7. 预防烟机和三旋结垢的措施优化烟机和三旋的运行

42、状态7.1. 优化烟机运行状况烟机轮盘蒸汽要确保过热度，避免水蒸汽中含有Ca、Mg、Fe、Na等化合物杂质；控制好轮盘蒸汽质量和轮盘温度。确保烟机轮盘冷却蒸汽过热度最好达到250以上，调整轮盘冷却蒸汽量，高限控制轮盘冷却温度，在确保轮盘蒸汽过热度的同时，避免蒸汽温度过高，增加蒸汽使用量，减少对动叶片的冲蚀磨损。加强烟道催化剂颗粒激光在线监测系统运行数据的监控，控制指标不大于150 mg/m3。一旦发生三旋出口催化剂颗粒浓度超标的现象，要及时关小烟机入口蝶阀，直至全关，力求烟机叶片不受催化剂的磨损危害，采取相应的调整保护措施，确保机组安全。7.2. 优化三旋的设计、选型三旋在设计选型时应考虑有足

43、够的操作弹性，卧式三旋按设计负荷操作,避免超负荷运行，造成部分单管负荷过高导致单管结垢堵死；卧管式三旋设计时要考虑旋风单管的布置合理与否,是直接影响到进气室各截面气量的合理分配，以有利于各排旋风单管进气量的均匀分布为原则,这将直接影响到卧管式多管三旋分离效率优劣,在设计及制造中需严格控制,保证单管压降的偏差不大于5, 以确保各单管问流量趋于均匀.立管式三旋隔板上安装单管的套简要与隔板采取焊透的焊接结构，以保证隔板有足够的承压强度。三旋的选型建议选择新型的BSX型三旋。7.3. 优化三旋的运行工况严格控制再生器温度，防止三旋超温引起设备内部发生开裂及变形，降低三旋效率。卧式三旋按设计负荷操作,避

44、免实际负荷过高，分离单管负荷分布不均，部分单管负荷过高导致单管结后堵死细粉储罐中的催化剂应定期卸出，确认每次能够卸空，避免储罐中的催化剂料位过高，影响旋分器分离效果。保证一、二级旋风分离系统的完好，避免不正常跑剂，降低三旋入口催化剂浓度，降低三旋的负荷，可防止三旋分离单管的结垢，从而保证三旋的分离效率，降低三旋出口的催化剂粉尘浓度。8. 加强监测，及时发现故障，及时处理采用在线监测和定期采样两种方式监测烟机入口催化剂粉尘含量，控制催化剂粉尘浓度不超过150mg/m3，甚至更低。监测催化剂细粉的产量,监测三旋入口催化剂粉尘浓度和粒度分布，了解一、二级旋分工作情况，及时发现故障，及时处理。 定期测

45、算稀密相线速，及时调整主风量和料位，满足设计要求观察三旋压降是否上升，可反映三旋单管堵塞情况,如上升较大,结合催化剂粉尘量和烟机状况,考虑择机清理。编写人：大连石化公司刘强2011-6-10参考:关于防止烟气轮机结垢指导意见烟机结垢机理分析与对策研究第四章 催化裂化装置关键机组长周期运行导则（讨论稿）1. 前言 设备是企业进行生产的物质技术基础。设备状况的好坏，直接影响着石油化工企业生产装置的安全、稳定、长周期运行，从而影响着企业的经济效益。催化装置的长周期运行的关键，在于机组的可靠、安全的长周期运行。2. 机组配置催化装置的长周期运行，与其机组的长周期运行密不可分。催化装置机组包括：主风机组

46、（烟机组）、气压机组、增压机组。2.1 主风机组 目前国内催化装置基本采用三机组或四机组同轴配置。四机组配置为烟机主风机汽轮机齿轮箱电动/发电机；三机组配置为烟机主风机齿轮箱电动/发电机；机组配有润滑油系统、动力油系统、防喘振控制系统、联锁自保及控制系统。2.1.1 主风机 主风机分为离心式和轴流式两种。再生器所需主风量在1200Nm3/min的机组，建议选取轴流式主风机，主风量在1000Nm3/min以下的装置，选取离心式主风机为宜。2.1.2 烟机 烟机分为单级、双级（悬臂）、多级（双支撑）。悬臂烟机为轴向进气相对速度高，双支撑烟机为径向进气，悬臂烟机对入口烟气中催化剂粒度和浓度的控制要求

47、严格。烟气轮机优先采用单级结构；在额定工况下单级烟气轮机的绝热效率不低于78%，双级烟气轮机的效率不低于84%。2.1.3 汽轮机 四机组中的汽轮机一般为工业背压式汽轮机，同时设置有自己的调速和保护系统。2.1.4 电动/发电机催化装置中电动/发电机一般为感应式异步电机，设有励磁系统，设置启动控制和必要的电气、热工保护设施。2.1.5 润滑油及动力油系统润滑油及动力油系统为机组轴承提供润滑，为主风机静叶和汽轮机调速汽轮和速关阀提供动力，润滑油及动力油系统应符合API614标准要求。2.2 富气压缩机组催化装置中富气压缩机组由离心式压缩机和汽轮机组成，汽轮机分为凝汽式和背压式两种；配有润滑油及动

48、力油系统、密封油系统、防喘振系统、联锁自保及控制系统。2.3 增压机组催化装置增压机一般选用齿轮增速式离心式鼓风机，由电动机直接驱动，配有润滑油系统和防喘振系统。3. 主风机组主风机组是催化裂化装置的心脏设备，只有机组内各机稳定安全运行及其各种控制逻辑完好投用，才可保证整个机组的安全运行。3.1. 主风机组-控制逻辑3.1.1. 四机组的速度控制 四机组的速度控制由烟机、汽轮机和电动/发电机共同控制。四机组正常运行时(电动或发电工况)，机组转速由电动/发电机的同步转速控制。当电机脱网时，机组的速度分别由汽轮机的速度控制器和烟机的速度控制器控制。机组在电机脱网的联锁信号作用下，汽轮机调速汽门立即

49、由压力控制转为速度控制，汽轮机的速度控制设定点设定在机组100转速。如果电动/发电机处于电动状态机组转速会下降，当转速下降低于机组额定转速的90%时，将引起风机防喘振控制动作，操作上应及时采取措施，维护机组正常转速。电动/发电机处于发电状态，电机脱网会使机组转速上升，此时汽轮机调速汽门关小，如果汽轮机调速汽门全关机组转速继续上升，此时烟机的速度控制器起作用，控制烟机入口蝶阀将机组转速控制在设定的额定转速103。3.1.2. 三机组的速度控制三机组的速度控制由烟机和电动/发电机共同控制。三机组正常运行时(电动或发电工况)，机组转速由电动/发电机的同步转速控制。当电机脱网时，机组的速度由烟机的速度

50、控制器控制，。如果电动/发电机处于电动状态机组转速会下降，当转速下降低于机组额定转速的90%时，将引起风机防喘振控制动作，操作上应及时采取措施，维护机组正常转速。电动/发电机处于发电状态，电机脱网会使机组转速上升，此时烟机的速度控制器起作用，通过烟机入口蝶阀的分程控制，控制烟机入口蝶阀将机组转速控制在额定转速103% 。3.1.3. 烟机的控制3.1.3.1. 烟机入口压力控制为了保证再生器的压力和烟气能量的回收，再生器的压力调节器分别将压力信号输送至烟机入口蝶阀和大小旁路蝶阀（或双动滑阀），对进入烟机的高温烟气采用三分程控制（见下图），由二个全流量的旁路蝶阀（或双动滑阀）和烟机入口蝶阀共同控

51、制再生器的压力。3.1.3.2. 烟机速度控制烟机入口蝶阀的开度是由再生器压力控制器、烟机速度控制器和入口蝶阀手操器三路信号通过低先器进行控制的。压力控制器和手操器为正作用，速度控制器为反作用，当机组转速正常且未达到烟机转速设定值时，压力信号和手操器信号总是低于速度控制器的信号，此时烟机入口蝶阀由再生器压力控制器或手操器控制，当机组转速超过烟机转速设定值时，烟机的速度控制器起作用，调节烟机入口蝶阀的开度，从而控制烟机速度（机组的速度）。3.1.3.3. 烟机密封蒸汽控制由差压变送器测得密封一侧烟气压力和另一侧蒸汽压力，使其始终保持进入密封处的蒸汽压力高于烟气压力0.05 MPa，以实现密封效果

52、。3.1.3.4. 烟机轮盘冷却蒸汽控制 烟机轮盘温度由控制器控制，温度变送器测得轮盘冷却蒸汽室处轮盘表面的辐射温度，控制器设定值300350，控制轮盘冷却蒸汽室处轮盘表面的辐射温度在300350之间。烟机轮盘冷却蒸汽是由差压变送器或压力变送器控制调节阀的开度,维持轮盘级间冷却蒸汽腔压力高于静叶流道处压力0.0035MPa，保证轮盘冷却蒸汽量符合设计要求。3.1.4. 轴流/离心风机的控制催化裂化机组中的主风机绝大部分是静叶可调轴流式风机，通过可调静叶来调节风量；部分主风机采用离心风机，通过入口蝶阀调节风量。3.1.4.5. 防喘振控制催化装置主风机的防喘振系统配置包括入口喉部差压、防喘振放空

53、阀、单向阻尼阀保证风机安全运行。防喘振控制方法基本选择主风机出口放空。通过实验方法设定喘振线，在喘振线右下方设置安全线和防喘振控制线。防喘振曲线一般设置在喘振线以下5%10%位置。大型轴流式主风机的防喘振流量控制，宜采用双放空阀方案。根据压缩机喉部压差确定的流量和出口压力，当工况点运行在防喘振控制线时，使防喘振阀打开，增加风机出口流量，当工况点越过防喘振控制线时，防喘振阀进一步打开，当达到安全线和喘振线时，防喘振阀全开，从而保证压缩机在安全范围内运行。防喘振控制是由防喘振控制器作用于压缩机出口管路上两个防喘振阀来实现的。防喘振控制器也带有手动调节，但控制器中的低选器只允许低于自动控制时的信号通

54、过去打开防喘振阀，而不允许高于自动控制时的信号去关闭防喘振阀。这样，可以保证手动时，即使误给大信号也不会使防喘振阀关闭造成事故。防喘振阀分程控制：防喘振阀采用双阀控制，双阀放空流量为全量放空，可采用一大一小或两个一样的阀，根据两阀流量进行分程控制。3.1.4.6. 出口压力极限控制轴流机出口压力需设定最高值。当压缩机出口压力高于设定最高值时，防喘振控制阀将自动打开，保持机出口压力为设定最高值。3.1.4.7. 流量控制轴流压缩机的流量是通过改变可调静叶角度来实现的。正常调节时，压缩机出口管路的温度变送器、流量变送器、压力变送器将测得的数值换算成标准流量送入流量控制器作为测量值，与给定值进行比较

55、后，输出信号送至可调静叶定位器，改变液缸的行程来改变可调静叶角度以达到调节压缩机流量的目的3.1.4.8. 防阻塞控制对于部分静叶可调轴流风机，为了防止进出阻塞工况，在风机出口应配置防阻塞阀和相应的防阻塞控制逻辑。来自压缩机出口差压变送器作为防阻塞控制器的给定,与来自压缩机入口流量变送器的测量信号比较，产生的偏差输出防阻塞阀进行调节，防阻塞控制器中手动调节也受低值选择器的限制,只允许低于自动控制时的信号去关防阻塞阀。对全静叶可调和未级为离心叶轮的轴流风机可不设置防阻塞阀。3.1.5. 汽轮机的控制 汽轮机控制包括入口蒸汽压力控制、汽轮机速度控制、汽轮机冷却冷却蒸汽控制、汽轮机入口限量控制。3.2.1.2. 汽轮机入口蒸汽压力控制机组正常操作时，汽轮机调节汽门开度由中压蒸汽压力控制，控制器根据中压蒸汽系统情况对汽轮机入口蒸汽压力和流量进行自动或手动，保证最大的能量回收。3.2.1.2. 速度