石化催化车间催化装置长周期运行方案
催化裂化装置一直在中国炼油企业的重油加工流程中占据重要地位。为满足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，催化裂化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。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，越来越多的装置实现了三年一修。
但是，我们装置仍然出现抢修甚至非计划停工事件。因此，及时总结经验，为装置管理提供技术支持和指导，保证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。
影响催化裂化装置长周期运行的主要问题：烟机结垢、电力系统、膨胀节腐蚀、主风机故障、气压机故障、催化剂流化异常、汽提段穿孔、滑阀故障、烟机叶片断裂、再生器跑剂、沉降器结焦、沉降器跑剂、取热器泄露、再生料腿磨损、衬里脱落、三旋结垢、省煤器泄露、分馏塔结盐等。针对以上影响装置长周期运行的问题特制定此方案。
1.2长周期运行管理小组：
组 长：
副组长：
成 员：
职责分工：
组长：
1、负责长周期运行管理的职责范围划分。
2、负责车间长周期方案的审核、执行及监督。
3、在公司及分管领导的指导下，组织开展本车间的长周期运行管理工作，贯彻执行长周期管理方案。
副组长：
1、协助组长做好长周期运行管理。
2、协助组长对长周期方案的审查与方案内容优化。
3、及时传达、贯彻、执行公司及组长安排的相关工作事宜。
成员：
1、各技术人员负责本专业长周期运行方案的编制与更新。
2、配合组长及副组长做好长周期运行管理工作。
3、认真贯彻落实方案内容，负责对班组的日常检查。
4、班组成员对装置日常巡检与设备维护负主要责任。
5、班组成员对装置出现的异常隐患及时排查整改。
6、各班组、岗位负责执行长周期运行管理方案。
2 工艺部分
2.1 结焦
2.1.1 结焦的部位
1、喷嘴上部的提升管内壁
2、粗旋出口、沉降器内部顶旋、集气室
3、油气大管线
4、主副分馏塔底，油浆循环系统 的管线，换热器
2.1.2 结焦的影响
1、沉降器顶部焦块脱落，堵塞汽提段或催化剂循环等系统、提升管结焦、油气管线结焦，均使加工负荷下降，直至停工清焦检修。
2、顶旋内部（升气管周围）焦块脱落堵塞料腿，造成反应跑剂。
3、油浆系统结焦，使加工负荷下降甚至停工。
4、短时间内的全系统结焦对生产和抢修工作危害最为严重，是防范的重点。
2.1.3 原因分析
1、催化裂化原料掺渣油量高，沥青质高，进料馏分重，和再生剂的混合温度低，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。
2、使用低效雾化喷嘴，雾化蒸汽量不足，形成颗粒大于80微米的液滴，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，就会出现严重结焦。
4、沉降器快分设计不当，油气在沉降器内停留时间过长，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，停留时间长，均加剧结焦。
6、油气分压高，生焦倾向增加。
7、分馏塔底油浆停留时间超过5分钟，塔底温度超高，加快塔底结焦。
8、油浆密度过高，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，开停工不断，频繁切断进料，加重装置的结焦。
2.1.4 装置正常操作中防结焦控制措施
1、正常操作中原料和催化剂的管理。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及相应的加工方案。对新品种原油进行评价与分档，并制定相应的加工方案。
2、操作参数：装置回炼比控制在0.1以下为宜，油浆不回炼。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规范。
3、外甩油浆，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，以及降低流量后外送冷却效果反而变差的现象。每天分析油浆固体含量。每班与罐区对量，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，对油浆循环系统结焦产生直接威胁。
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、紧急停工恢复进料前，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。
2.2 跑催化剂
2.2.1 现象与影响
1、催化剂自然跑损量大于0.6kg/t原料即可视为存在跑剂现象，超过1.2kg／t原料，则表示催化剂跑损严重，需要尽快停工处理，超过2 kg／t原料应立即停工。
2、反应器跑剂：油浆固体含量升高（正常值3g/l左右），大于5g/l将造成油浆系统弯头和阀门磨损增加，超过12g/l设备磨损严重，应尽快安排停工。超过30 g/l，属于大量跑损应立即停工。
3、再生器跑剂：三旋收集细粉粒度增大（正常：小于20μm的比例不能低于75%，40-60μm不超过5%，不得出现大于60μm的颗粒）。三旋入口烟气中粉尘含量增加（正常不大于500mg/Nm3)，超过1200mg/Nm3要尽快安排停工。通过观察烟气脱漏入口CMES颗粒物浓度来判断再生器跑剂连得变化。
2.2.2 原因分析
2.2.2.1 再生器跑剂
（一）内部设备故障
1、旋风分离器升气管开裂、穿透。
2、料腿损坏
开裂（通常在转弯的焊缝处）。
脱落。
穿孔或取压管断造成扰动。
一级料腿防倒锥脱落。
3、翼阀损坏
4、阀板脱落。
5、料腿倾斜等导致的阀体角度改变，导致阀板开关异常。
6、旋风内部衬里脱落。
7、主风分布板（管）损坏。
（二）工艺与操作的影响
1、异常情况处理不当导致超温，造成旋风分离器料腿、升气管焊缝开裂。
2、应急处理不当，旋风线速、料位、压力等工艺参数严重偏离正常范围，造成跑剂。
3、仪表假指示导致的误操作。
4、装置自身的缺陷。例如：流化不容易稳定，导致操作波动大，催化剂跑损大。
（三）、催化剂的影响
1、新鲜催化剂本身的机械强度差或筛分不合理。
2、取热管泄漏、喷嘴线速过高等问题加剧催化剂破碎。
3、平衡剂中细粉过少，流化异常导致跑剂加剧。
4、再生温度过高导致催化剂破碎加剧。
5、衬里脱落造成催化剂内碎块与粗颗粒增加，影响到流化。
2.2.2.2 反应器跑剂
1、结焦或焦块脱落导致旋风料腿堵塞，反应系统跑剂。
2、防焦蒸汽开口方位不当，造成升气管穿孔。
3、开工或异常处理时波动，线速低，跑剂。
4、快分损坏，跑剂。
5、旋风故障，催化剂的影响，参考再生跑剂。
2.2.3 装置正常操作中防跑剂控制措施
正常操作中应加强对催化剂跑损的监控。应结合实际情况，定期分析平衡剂及细粉筛分组成，定期分析油浆固体含量，建立催化剂消耗台帐，掌握装置催化剂自然跑损情况。以便对装置的跑剂状况及时发现。
1、再生系统的监控：
（1）定期分析平衡剂及三旋细粉的筛分组成，对筛分组成应进行详细划分，0～20μm，20～40μm，40～60μm，60～80μm，80～111μm，＞111μm，及时掌握催化剂的筛分组成变化情况。发现异常及时查找原因。
（2）定期卸出三旋回收的细粉并计量，及时掌握三旋回收的细粉量，判断再生器内旋风分离器的分离效果。
（3）设置烟气粉尘监测系统，随时掌握烟气中粉尘含量。定期对三旋出入口进行采样分析筛分组成。
2、反应跑剂的监控：每天中班对油浆固体含量进行分析，发现油浆固体含量增加要及时查找原因。开工喷油后要及时分析油浆固体含量。系统旋风分离器压降、催化剂藏量、雾化蒸汽比例、旋风分离器压降等参数实时监控并关注参数变化。
3、严细操作，确保装置平稳
（1）再生温度及反应温度。日常操作中严格按照工艺卡片要求操作，严禁超温。设备超温会对内部构件造成损坏变形，严重时会造成焊口开裂及内部件破损，造成装置跑剂。
（2 ）日常操作中尽可能控制压力平稳，压力操作不稳或突变，会加大烟气及反应油气中催化剂的携带量。
（3）合理调整主风量。主风量大幅波动，造成床层线速及旋风分离器入口线速波动，催化剂的夹带量增加。
（4）新鲜催化剂的补充速度要均匀，应避免短时间快速加入新鲜剂，特别是启用大型加料加新鲜剂。
（5）控制合理的催化剂藏量。在满足正常操作的条件下，适当降低再生器催化剂料位，增加稀相沉降高度。稀相沉降高度增加，稀相浓度降低，减少旋风分离器的负荷。
（6)根据进料量合理调整原料雾化蒸汽量，防止进料喷嘴超线速。
(7)监控取热器的运行。发现取热管泄漏及时切除，防止再生器内催化剂发生大量破碎。
(8) 应尽可能减少各种蒸汽进再生器。
(9) 再生器尽可能不长时间使用燃烧油。若要使用，必须对燃烧油进行切水，使用时缓慢调节燃烧油量，并保证燃烧油雾化效果。防止喷燃烧油量过快，造成再生压力大幅波动。
(10)使用新型号催化剂。使用新型号催化剂时要考虑新型号催化剂的磨损指数与平衡剂的磨损指数一致或相近，避免磨损指数相差太大，造成新型号催化剂与平衡剂的机械强度不一样，催化剂破碎严重，细粉量增加。
4、其它防跑剂要注意的问题
（1）生产方案有较大调整时要及时计算各级旋风分离器的线速度，根据核算结果及时调整操作，控制旋风分离器在最佳工作状态，保证分离效果。
（2）焦块因冷热变化不均脱落漏入旋风分离器料腿，引起大量催化剂跑损。装置切断进料后，如果沉降器温度降低到150℃以下，沉降器要考虑打开进行清焦并检查旋风料腿、翼阀。
（3）注意防止装置应急处理过程中带油的催化剂短时间大量进入烟机，造成快速结垢，叶片磨损报废，三机组的装置更要重视该问题。
2.3 分馏系统结盐
2.3.1 现象与影响
分馏塔上部出现结盐后，使降液管流通面积减少，浮阀卡涩、塔盘压降增大，塔盘液封厚度上升，进而发展为液泛、淹塔；下部则造成干板，使轻柴油抽出量大幅度减少，严重时中断，得不到分馏的轻柴油馏分则以气相状态穿过淹塔部位，随粗汽油组分进入粗汽油罐，造成塔顶馏出油气夹带柴油馏分，塔顶冷后温度上升，粗汽油罐液面明显上升，且颜色不断变重。
其它可能出现的现象：
1、塔压力降增大。
2、柴油抽出口温度、汽提塔液面大幅度波动。
3、分馏塔顶温度偏高 。
4、盐在顶回流泵入口及管线处析出。
2.3.2 原因分析
1、原料盐含量、有机氯、氮含量高是分馏塔结盐的主要诱因。催化裂化反应条件下，原料中的有机氯化物和无机氯化物产生HCl，氮化物生成NH3。HCl与NH3在337.8℃以下即结合生成NH4Cl，高于此温度又分解。
2、如果塔顶有液态水产生，且原料盐含量高，则会形成氯化铵盐溶液，当这部分氯化铵盐溶液向下流动时会与塔内上升的气流逆向接触，由于部分液态水会吸热气化，加上分馏塔顶部气体线速较低，因此会有盐类（NH4Cl）析出并集结在塔盘、降液管上，这样便形成分馏塔顶部结盐。
2.3.3 防范与解决措施
一、预防措施
1、蒸馏装置原油电脱盐后盐含量不大于3mg/l；催化料盐含量不大于6mg/l 。
2、分馏塔顶温度不得过低，通常不低于110℃，应根据塔顶组成模拟计算液相水的产生温度，并提高5 ℃以上。
3、定期分析原料盐含量，新品种原油要分析渣油的氯、氮含量，建立蒸馏、催化的盐含量变化情况联动机制。
4、进料盐含量超标时需要采取的措施(避免塔顶出现液相水)：
（1）提高塔顶温度
（2）减少反应系统蒸汽量，可以采用干气预提升替代蒸汽预提升。
5、投用顶循水洗系统，部分顶循油持续水洗，降低顶循油中盐含量。
二、结盐后的几种处理方法
如果塔顶液泛，要设法降低塔顶负荷（降低处理量、减少气体产率、减少注汽量等）；提高塔顶温度，改善原料，使结盐缓慢消融后再逐步提加工量。
2.4 热工系统泄露
2.4.1 现象与影响
1、外（内）取热器管束泄漏、爆管
少量泄露时：汽包上水量与发汽量差值增大 ；催化剂床层料位波动大；再生压力控制阀开度增加。爆管:不能及时切除会导致停工。发生泄漏后，要保证汽包正常上水，避免干锅使危害扩大，根据现场压力表判断泄漏管束，迅速切除。
2、余热锅炉
省煤器泄露
汽包至过热段出口的压力降持续升高，压降过大，为保证汽包的安全运行，汽包压力控制在指标范围内，汽包发汽量受到抑制，过热蒸汽压力无法达到设计值，机组回收蒸汽化学能能力降低，装置整体能耗增加。
2.4.2 正常生产中运行管理
1、取热器
（1）已运行较长时间的装置，可选择化学清洗的方法除掉设备内部结盐、水垢等杂质，对于自然循环的发汽设备，在化学清洗过程中必须采样强制循环的清洗方法，化学清洗后需用除盐水反复冲洗，将清洗剂置换出发汽设备。
（2）停工过程中，保证汽包液面，停炉18－24小时后，炉水温度不超过80℃时，可停炉放水。
（3）停工检修，应对取热管进行外观检查及超声波探伤等检测。
2、余热锅炉：保证给水和炉水品质，防止蒸汽品质合格率低导致过热段蒸汽管线结盐。进省煤段水温不能低于130℃，可调节给水预热器保证水温、避免省煤段锅炉炉管出现露点腐蚀，导致出现漏点。余热锅炉需定期除尘，每两天吹灰一次。停工期间应保持炉管干燥，防止腐蚀。
2.5 自保系统故障
自保系统：重要项目应采取“三取二”来减少误动作；应建立定期检查确认制度（每年一次为宜）。
消除工艺和设备方面的不稳定因素 。
2.6 汽提段穿孔
2.6.1 汽提段长周期运行问题
常见问题： 器壁穿孔、汽提蒸汽管穿孔、人字挡板冲蚀短路
2.6.2 内壁与内件的冲蚀防护措施
同轴装置的汽提蒸汽管线不要在汽提段内穿过，应通过再生器进入汽提段;器壁的焊缝避免缺陷。
1、严格控制汽提蒸汽量，平稳均衡操作。
2、内件连接不能有缺陷。
3、催化剂线速高的区域要加装衬里，有条件的话尽可能在催化剂流动迎面上扩大衬里范围。
4、汽提蒸汽分布环管周围要采取衬里措施。
5、汽提蒸汽喷射方向留足缓冲空间和距离。
2.7 烟气脱硫系统运行情况
3 设备部分
3.1 防催化剂结垢
3.1.1 烟机结垢
3.1.1.1 烟机结垢的主要部位：动叶片、静叶片。
3.1.1.2 烟机结垢的危害：
1、动叶片顶端磨损较严重，出现豁口，动叶片报废或断裂。
2、影响装置正常运行。
3、影响烟机正常运行和装置的效益。
3.1.1.3 烟机结垢的原因
1、高浓度的催化剂细粉是烟机催化剂结垢的主要原因。
2、旋风分离器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。
3、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。
4、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。
5、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。
3.1.1.4 预防烟机结垢的措施
一、原料控制
1、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。
2、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。
3、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。
4、优化平衡重油加工装置的原料性质，减少高含金属原料进催化加工。
5、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。
二、催化剂控制
1、优化催化剂品种，提高质量标准。
2、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。
3、改善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20μm组分不大于 3％(w) ,新鲜剂小于40μm组分由指标不大于18％，磨损指数由不大于2.5。
4、严格控制催化裂化平衡催化剂的Ca、 Fe、 Ni等金属的含量。
三、优化工艺操作
1、加强对开工过程中加剂速度、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，导致烟机入口催化剂细粉量的增加和粉尘浓度超标。
2、做好各项开工环节的相互衔接，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，减少催化剂跑损，防止催化剂粉尘在烟气管路和三旋的量沉积。
3、优化控制再生器主风分布管和提升管风量，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，控制烟机入口粉尘浓度低于100 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。
4、在保证再生器正常流化，摸索合理的主风用量。防止主风量过高后导致旋风分离器因线速过高，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的研磨从而造成旋风出口细粉含量增加，最终导致三旋回收效率的下降和烟机入口细粉量和浓度的增加。
5、改善提升管操作，选用低速雾化效果好的喷嘴。
6、控制再生器温度在720℃以下；优化反应再生操作条件，减少催化剂破碎，努力降低烟气进入烟机的粉尘含量。
7、反再系统合理使用蒸汽，减少烟气中水蒸汽量。
8、保证蒸汽阀门关闭严密无泄漏。
9、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%。
10、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。
11、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，防止漏水漏气。
四、事故状态下管理
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。
五、优化烟机运行状态
1、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；
2、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；
3、调整轮盘冷却蒸汽量，按高限控制轮盘冷却温度，在确保轮盘蒸汽过热的同时，减小蒸汽使用量，减少对动叶片的冲蚀磨损。
4、加强烟气脱硫装置入口CMES颗粒物运行数据的监控，控制指标不大于100 mg/m3。
六、保证旋风分离器的分离效果
1、合理控制主风量，三旋应按设计负荷操作,避免超设计负荷运行和因离单管负荷分布不均造成部分单管因负荷过高导致单管结垢。
2、严格控制再生器温度，防止再生器内一、二级旋风因超温引起设备内部发生变形而开裂，造成跑剂使三旋入口催化剂粉尘浓度和粒度超标。
3、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。
七、加强烟气粉尘检测
1、定期采样监测三旋入口和出口催化剂粉尘浓度，采取措施保证控制催化剂粉尘浓度不超过150mg/m3。
2、监测三旋入口和出口催化剂粉尘浓度和粒度分布，分析一、二级旋分的工作状态，及时处理一、二级旋分的故障。
3、定期测算稀密相线速，按设计要求及时调整主风量和再生器料位；
4、观察三旋压降是否上升，如压降上升较大，说明三旋内催化剂结垢严重，结合催化剂粉尘浓度和烟机运行状况和效率，考虑择机清理。
3.1.2 三旋结垢
3.1.3 三旋结垢的危害
1、三旋管堵死造成停工；
2、造成三旋分离效率下降，造成催化剂损耗；
3、造成烟机入口催化剂粉尘浓度和粒度超标；
4、造成烟机内催化剂结垢和冲蚀
3.1.4 三旋结垢原因分析
1、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；
2、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；
3、一、二旋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；
4、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。
5、下料不畅造成下料腿堵塞。
3.1.5 三旋结垢预防措施
1、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；
2、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；
3、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件，减少催化剂破碎， 减少三旋的入口粉尘浓度，防止三旋结垢；
4、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%；
5、提高再生效果，减少催化剂细粉中胶质的粘连。
6、对内外取热器要保证工况稳定, 防止超负荷运行造成爆管而引起催化剂热崩，产生大量细粉，出现爆管，要及时切除，并关严阀门，防止漏水漏气；
7、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。
8、严格控制再生器温度，防止再生器内一、二级旋风因超温引起设备内部发生变形而开裂，避免不正常跑剂造成三旋入口催化剂粉尘浓度和粒度超标，增加三旋的负荷 ，从而降低造成分离单管的结垢；
9、三旋隔板上安装单管的套筒要与隔板保证焊透，以保证隔板有足够的承压强度。采用合理结构改善隔板受力状况，避免发生下隔板变形甚至翻转的危险。
3.2 防腐蚀
3.2.1 腐蚀的部位和形式
3.2.1.1 反应再生系统
1、反应－再生器是催化裂化的核心设备，腐蚀主要表现为高温气体腐蚀、热应力引起的焊缝开裂、取热器奥氏体钢蒸发管的高温水应力腐蚀开裂（SCC）和热应力腐蚀疲劳等。
2、高温气体腐蚀，主要腐蚀部位是再生器至放空烟囱之间和烟气接触的设备和构件，腐蚀形态表现为钢材丧失金属的一切特征（包括强度）、发黑、龟裂、粉碎。
3、热应力引起的焊缝开裂，主要部位有主风管与再生器壳体的连接处，不锈钢接管或内构件与设备壳体的连接焊缝，旋风分离器料腿拉杆及两端焊接固定的松动风、测压管等。
4、取热器奥氏体钢蒸发管的高温水腐蚀和热应力腐蚀疲劳，这类腐蚀常见于再生器内的取热管，大部分装置设计时常采用奥氏体不锈钢，由于高温水腐蚀和热应力腐蚀疲劳在离水进口一定距离内的管子顶部，远离焊缝处，出现密集的环向裂纹。
3.2.1.2 分馏系统腐蚀
分馏系统的腐蚀主要是分馏塔底的高温硫腐蚀，分馏塔顶的冷凝冷却系统顶循环回流系统腐蚀。
1、高温硫腐蚀，这类腐蚀主要来源于油品所含的活性硫，腐蚀部位主要集中于分馏塔240℃以上的高温部位，及高温侧线和分馏塔进料段，人字挡板，油浆抽出线等，腐蚀形貌表现为均匀腐蚀，坑蚀等。
2、分馏塔顶腐蚀和结盐，分馏塔顶主要发生H2S+HCl+NH3+H2O型腐蚀，
此反应容易产生疏松垢层，易脱落在塔内堆积。催化反应及油品馏分中生成的HCl、 NH3和H2S反应生成的NH4Cl和（NH4） 2S易在低温下结晶形成盐垢，在降液槽下部沉积，堵塞溢流口造成淹塔，它们的结垢和水解所形成的HCl+H2S+H2O环境是造成顶循环系统腐蚀的直接原因。腐蚀形貌表现为均匀腐蚀和坑蚀。
3、油浆蒸汽发生器管板应力腐蚀开裂，油浆蒸汽发生器管板与换热管焊接处及管板常出现大面积开裂，裂纹大多为平行或垂直于焊缝方向向管板延伸的微裂纹。目前认为此类腐蚀是蒸汽发生器是在疲劳破坏和应力腐蚀双重作用下失效所致。在油浆和水蒸气造成的工作应力、管板与管子焊接中的残余应力下以及重油硫化氢、除氧水中的氧腐蚀环境下引起的应力腐蚀破裂。
3.2.1.3 能量回收系统
能量回收系统的腐蚀主要有二种：亚硫酸或硫酸的“露点” 腐蚀， Cl-引起的奥氏体不锈钢的应力腐蚀开裂。
1、这类腐蚀常见于膨胀节的波纹管，其破坏的形式包括： 1）波纹管与筒节焊缝开裂； 2）波纹管穿孔； 3）波纹管变形挤压； 4）波纹管鼓泡。
2、产生膨胀节破坏的原因有：烟气中的Cl-和SO2等与水蒸汽结合形成腐蚀性很强的物质所造成的腐蚀，腐蚀穿孔后渗入的水和腐蚀介质受热膨胀，极易产生鼓泡变形或腐蚀穿孔。
3.2.2 腐蚀的影响和危害
3.2.2.1 膨胀节泄漏
1、三旋出口至烟机膨胀节爆裂造成装置停工；
2、循环斜管膨胀节泄漏造成停工修理；
3、锅炉出入口烟道膨胀节腐蚀泄露两次，对生产无大影响；
4、再生斜管膨胀节与筒体连接处漏，反应切除进料。
3.2.2.2 分馏塔顶冷却系统泄露
含硫量逐年增加，导致塔顶冷却系统腐蚀加剧。
3.2.3 防腐蚀措施
3.2.3.1 反应再生系统防腐蚀
1、针对高温气体腐蚀通常采用的防护措施有使用非金属衬里，采用耐蚀金属材料等。
2、为防止催化剂磨蚀，常采用的防护措施有加耐磨衬里，改善结构设计，堆焊硬质合金，材质表面处理，使用高温陶瓷等。
3、对热应力引起的焊缝开裂等，常用的防护措施有尽量减少异种钢焊接，保证焊接质量，保证隔热衬里质量。
4、对于再生器取热管腐蚀的防护措施主要有：
（1）不用奥氏体不锈钢。
（2）在结构设计上保证水流通畅，有足够的膨胀补偿。
（3）尽可能采用珠光体耐热钢作为蒸发管材料，如Cr5Mo、12Cr1MoV、 15CrMo等，禁用奥氏体钢焊条施焊，所有焊缝均应进行焊后消除应力热处理。
（4）严格控制水中的Cl-和氧含量，水的pH值应控制在8左右。
（5）保持较大的给水量，提高水的流速和降低水的汽化率。
（6）防止热冲击，开停工升降温时，采用适当的蒸汽保护措施，不得中途停止供水。
5、防止再生器开裂它是烟气冷凝液中NO3-离子引起的应力腐蚀开裂。这类开裂多发于再生器和三旋等部位，以环向裂纹居多，多集中于焊缝上。
（1）采用整体及局部热处理的方法减少应力腐蚀开裂的可能性；选择合适的外保温涂层，提高设备的壁温；使用合适的隔热耐磨衬里，彻底隔断器壁和再生烟气的接触；控制烟气中过剩的O2质量分数（如低于2%）。
（2）随着原油的劣质化，催化进料系统腐蚀日渐严重，这类腐蚀包括硫腐蚀和环烷酸腐蚀，对这一部位应在加强监测的条件下，综合考虑硫和酸腐蚀的影响，适当提升材质。
3.2.3.2 分馏系统防腐蚀
1、针对油浆发生器管板开裂，改进生产使用条件，控制开、停工时的管程油浆投用速度，降低热冲击，防止管板产生冷热疲劳开裂。
2、分馏系统易腐蚀部位及其选材与防护措施，停工检修时对分馏系统塔盘进行修补，三年对顶部6层塔盘整体更换一次。
3、工艺防腐
（1）根据原油性质变化，及时调整操作条件，保证脱盐效果，脱后含盐稳定在3mg/L以下。
（2）分馏塔顶挥发线可注中和剂和缓蚀剂，其控制条件为配制浓度1-3wt%，用量不大于20μg/g，注入分馏塔顶出口管线，采用泵注方式，排水铁离子含量应不高于3mg/L。
3.2.3.3 分馏稳定系统防腐蚀措施
吸收解吸塔、解吸塔顶和解吸气空冷器至后冷器的管线弯头、解吸塔后冷器壳体、吸收塔解吸段塔壁；凝缩油沉降罐罐壁，再吸收塔壁，稳定塔塔壁及塔顶油水分离器器壁。
主要防腐蚀方案：富气注水，正常生产时保证注水量≮5t/h。停工检修时重点检查稳定塔和吸收塔顶部塔盘是否有腐蚀。富气水冷和液化气水冷停工检修时重点关注硫化铁自燃。
3.2.3.4 能量回收系统防腐蚀措施
能量回收系统的腐蚀问题主要是膨胀节破损开裂，其防护措施主要有：
（1）去除吹扫蒸汽，对必须设置吹扫蒸汽的膨胀节在开停工时膨胀节底部的防空排凝阀要打开，装置开工过程中，不要急于打开吹扫蒸汽，开阀前先排凝并注意不要通汽过快，以免膨胀节鼓泡变形。
（2）对烟机入口膨胀节进行外部保温，提高膨胀节外壁温度，防止冷凝液的产生。
3.2.4 腐蚀检查
1、反再系统：
（1）反应、再生器的旋风分离器及内部件，包括翼阀、料腿
的冲刷，焊缝裂纹。
（2）烟道管的焊缝裂纹、膨胀节裂纹、滑阀内件冲刷腐蚀。
（3）外取热器、三旋内件的冲刷腐蚀。
（4）再生器-三旋的烟气系统的壁板焊缝应力腐蚀裂纹。
（5）三旋至烟机管线的蠕变裂纹，低点冷凝酸性水腐蚀。
（6）反应器至分馏塔大油气管的蠕变裂纹、石墨化。
（7）余热锅炉省煤段的露点腐蚀及过热段的冲刷腐蚀。
2、分馏系统：
高温油浆系统设备管线、分馏塔进料段管线和分馏塔中
下部、分馏塔顶冷却器、回流罐。
3、吸收稳定系统：
吸收塔顶、没有内衬的设备。
3.3 衬里脱落
3.3.1 衬里脱落的部位及影响
3.3.1.1 衬里脱落的部位
1、两器内壁形状不规则的部位，例如，不同直径的过渡段、内件附近、修补过的部位。
2、斜管与两器连接部位、斜管与提升管结合部位。
3、流态化线速高、催化剂直面冲击的部位。
4、器内构件膨胀量大、膨胀不均匀的部位。
5、主风喷嘴、进料喷嘴附近。
6、施工条件不好、空间狭窄的部位。
3.3.1.2 衬里脱落的影响
1、 衬里脱落，器壁出现热点，停工抢修。
2、 再生器衬里大面积脱落，导致滑阀堵死，停工抢修。
3、 再生器旋风衬里在开车时大部分脱落造成催化剂跑损严重，堵塞造成装置被迫停车检修。
3.3.2 衬里脱落的原因
1、衬里料质量良莠不齐
2、检测手段匮乏，检测水平低下
3、衬里烘干没能严格地执行经确认的热处理制度
4、装置运行过程中存在不足
3.4 滑阀故障
3.4.1 主要问题
3.4.1.1 阀板卡死
1、 螺栓断裂、阀板和导轨脱落
2、 阀板和导轨冲蚀，板面缺失
3.4.1.2 失去控制功能
1、耐磨衬里失效，出现热点
2、电液执行机构机械故障
3.4.2 故障解决措施
1、滑阀出现故障应立即至现场改至手动操作，并联系处理。
2、导轨吹扫蒸汽应加节流孔板，为防止阀板卡死，应定期活动阀板，短时间批开吹扫蒸汽侧线进行吹扫，防止催化剂在导轨上堆积。
3、每次大修应仔细清扫电液执行机构，更换液压油应严格执行三级过滤，防止杂质进入电液执行机构。
4、每次大修应仔细检查滑阀内部阀板及阀道内是否有衬里等杂质。
3.5 机组长周期运行
3.5.1 主风机组
3.5.1.1 主风三机组的速度控制
1、三机组的速度控制由烟机和电动/发电机共同控制。
2、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。
3、 当电机脱网时，机组的速度由烟机的速度控制器控制。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，将引起主风机进入安全运行自保动作，操作上应及时采取措施，维护机组正常转速。
3.5.1.2 烟机的控制
1、再生器压力控制，为了保证再生器的压力和烟气能量的回收，应保证再生器压力控制平稳。
2、烟机功率控制，通过烟机入口蝶阀控制。
3、密封冷却蒸汽控制：
（1）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0.05MPa，以实现密封效果 。
（2）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300～350℃，控制轮盘冷却蒸汽室处轮盘表面的辐射温度在300～350℃之间。
3.5.1.3 轴流/离心风机的控制
1、防喘系统设置
（1）催化装置主风机的防喘振系统配置包括入口喉部差压、防喘振放空阀、单向阻尼阀保证风机安全运行。
（2）正常操作时机组内操应时刻关注主风机防喘振曲线，避免触发防喘振。
（3）冬季应注意喉部差压引压管线的保温和主风机入口滤布差压的检查。避免因测量仪表故障引起机组自保动作。
2、压力及流量控制
（1）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。
(2)轴流压缩机的流量是通过改变可调静叶角度来实现的，调整流量时应与反应内操控制，具体以再生器氧含量来控制。
3.5.1.4 主风机组安全运行、保护逻辑
1、机组的超速保护
2、机组的振动及轴位移保护
3、轴流/离心风机的防逆流保护
4、机组的润滑油压保护
5、紧急停机保护
3.5.1.5 主风机正常运行管理
1、主风入口过滤系统，轴流压缩机入口空气过滤器装好滤布。在入口格栅外侧加入一层窗纱，当差压达到450Pa会报警提示根据清理情况用刷子清理棉絮等吸附物、格栅吸附物、更换标准滤布。
2、保证主风机工作点与喘振线有足够的裕度，裕度为6~10%；
3、定期检查主风机出口单向阻尼阀，防止该阀卡涩；
4、备用风机定期（每周四夜班）盘车。
3.5.2 烟机
3.5.2.1 烟机故障及分析
1、烟机动叶片冲蚀，进入烟机的催化剂粉尘浓度超标且伴有大颗粒的催化剂
粉尘。
2、动叶片断裂，原因：冲蚀、缺陷、应力集中、疲劳、制造工艺、维修不当。
（1）运行原因：超温，烟气入口温度一般在610-700° C之间，烟轮机叶片的工作温度不超过650°C，本装置严格控制进烟机前入口温度≯680℃。
（2）动、静叶片摩擦，碰撞；冲刷严重；催化剂结焦。时刻关注烟机转速、振动值。
3.5.2.2 烟机运行管理
1、开机注意事项：
（1）烟气轮机启动前，应对入口管线和烟气轮机壳体进行升温。升温速度不大于100℃/h，烟气轮机暖机时间不小于４小时。
（2）暖机时建议不使用蒸汽暖机，直接用烟气暖机。
（3）暖机过程中，应保证烟气轮机轮盘冷却蒸汽量；对于有轮盘温度指示的烟气轮机可通过及时调节轮盘冷却蒸汽量控制轮盘温度，轮盘温度应维持在300～350℃。对于压力控制的轮盘冷却蒸汽应保证蒸汽的压力和温度符合规定要求。
（4）暖机时，打开烟气轮机壳体下面的排凝阀排凝。如烟气轮机出口温度大于500℃应增加轮盘冷却蒸汽量。仔细观察烟气轮机进出口管线及壳体升温
及膨胀情况。当烟气轮机入口温度达到600℃左右基本稳定后，可使烟气轮机缓慢升速。缓慢打开入口控制蝶阀进行升速，升速至1000转/分停留，对机组运行状况全面检查，一切运行正常20分钟后，继续开大高蝶以每次升速500转/分，停留20分钟检查的方法升速，将转速升至低于额定转速500－1000转/分的速度，检查运行状况正常后，准备投用电机。在机组升速过程中要注意机组各单机的临界转速，升速时要迅速跨过临界转速。
（5）烟气轮机升速升温过程中，按照设计要求的热紧程序，对烟气轮机、烟气管线法兰进行热紧。
2、烟气轮机严禁长时间在超过设计的入口温度下运行，每个运行周期烟气轮机的入口温度最多不能累积出现4次超过800℃，每次不超过15分钟；当烟气轮机入口超温时，应及时处理并记录温度和超温时间。当烟气轮机入口温度超过设计值且不能立即恢复时应立即将烟气轮机切除。
3、严格控制和监视烟气轮机入口烟气的催化剂浓度和粒度，定期（每半年）采样分析烟气中催化剂浓度和粒度，进入烟气轮机烟气催化剂的浓度不大于200mg/Nm3，其中直径大于10um的颗粒不超过3%。当装置的催化剂跑损严重时，应切除烟气轮机。现在可以通过烟气脱硫装置入口CMES颗粒物来判断烟机入口粉尘浓度。
4、工艺操作应平稳，避免烟气轮机长时间的处于较低温度（小于400℃）运行，减少烟气轮机的低温腐蚀状态。
5、每周一次，人工手动小幅调节烟气轮机入口调节蝶阀阀位，检查阀门有无卡涩现象。
6、做好润滑油系统检查工作：
（1）运行时油箱液位不低于55CM、液位停工时油箱液位不低于85CM，需要加油时确保无污物及杂物后用滤油机向润滑油箱装威越46#；油箱润滑油温度控25℃以上、45℃以下，每周五对油箱进行脱水；每月15日对润滑油运动粘度、酸值、含水、闪点进行做样分析并做好记录。
（2）润滑油站机泵电机轴承温度、泵轴承温度、电机本体温度、泵体温度以及油泵的机械密封的泄露情况，电机及泵的轴承温升不得超过40℃，最高不得超过80℃。操作柱指示灯、运行参数、出入口过滤器运行差压巡回检查重点关注。
（3）打开备用的冷油器和过滤器的排空回油箱阀, 开充油阀将备用冷却器和过滤器充油, 待排空回油箱线视镜见油后, 关闭排空阀和充油阀, 即可做备用。
（4）打开高位油箱三阀组充油阀，向高位油箱充油，并通过窥视窗检查是否充满油，充满油后关闭充油阀，通过限流孔板，保持高位油箱少量上油。
（5）向烟机通入隔离空气, 手动调整手阀使压力为0.08-0.1Mpa。
（6）调整润滑油系统的压力，进油集合管处的压力为0.25MPa. 、主风机电机轴承压力：0.03MPa~0.05MPa、齿轮箱油压：0.15MPa~0.20MPa、主风机轴承压力：0.15~0.20MPa、 烟机前轴承入口压力：0.147MPa~0.18MPa、烟机后轴承入口压力：0.08MPa~0.12MPa
（7）投用润滑油系统连锁。
（8）润滑油箱顶部油气抽汽机当机组运行时保证一直在运行状态，做好巡回检查。
7、做好仪表电器
（1）全面检查电气系统及电机绝缘电阻等，并装示波器。检查10000V供电系统及高压开关柜等，处于完好备用状态，确认下属设施供电正常：润滑油泵、润滑油箱加热器、静叶电动执行机构、电动阀门、电动盘车机构、其它机组相关电气设备一直处于完好状态。
(2)全面控制、监测仪表均投用，检查所有仪表, 使之符合标准。检查机组入口静叶调节机构，防喘振阀FV1401A、FV1401B，单向阻尼阀UV1402，主风机出口电动蝶阀，烟气闸阀UV1403，高温烟气蝶阀PV1116C,轮盘冷却蒸汽调节阀TV_1441，密封蒸汽调节阀PDV_1441调校完毕，室内与现场开度一致；机组联锁校验完毕，试验无误，灵活好用；所有报警系统完好。各压力表、温度计齐全。
8、烟机入口法兰安装及检查
烟机入口法兰连接用垫片不允许使用金属缠绕垫，按设计院设计标准进行安装，正常生产时巡回检查烟机入口法兰泄露情况，避免长时间泄露引起法兰着火，引起停车。
定期拆入口法兰保温检查是否有泄露。
3.5.3 汽轮机
3.5.3.1 汽轮机常见故障及影响
1、汽轮机轴端漏水造成润滑油乳化或水进入轴位移仪表引线，造成轴位移仪表误报警（高高报），气压机组连锁停车；
2、气压机组润滑油压或密封油差压低低，达到联锁值，气压机连锁停车；
3、气压机调速系统故障或电液转换器故障，气压机组转速失控停机；
4、气压机入口富气带液，造成气压机停机；
5、气压机出口单向阀故障，停机时造成转子倒转而损坏转子和轴承；
6、气压机喘振，装置切断进料。
7、汽轮机结盐，汽轮机入口流量和机组转速下降。
3.5.3.2 汽轮机长周期运行措施
1、润滑油系统日常维护
（1）油箱液位不低于55CM液位，需要加油时确保无污物及杂物后用滤油机向润滑油箱装ISO-VG46；油箱润滑油温度控25℃以上、45℃以下，每周五对油箱进行脱水；
（2）每月15日对润滑油运动粘度、酸值、含水、闪点进行做样分析并做好记录。润滑油站机泵电机轴承温度、泵轴承温度、电机本体温度、泵体温度以及油泵的机械密封的泄露情况，电机及泵的轴承温升不得超过40℃，最高不得超过80℃。操作柱指示灯、运行参数、出入口过滤器运行差压巡回检查重点关注。
（3）打开备用的冷油器和过滤器的排空回油箱阀, 开充油阀将备用冷却器和过滤器充油, 待排空回油箱线视镜见油后, 关闭排空阀和充油阀, 即可做备用。
（4）打开高位油箱三阀组充油阀，向高位油箱充油，并通过窥视窗检查是否充满油，充满油后关闭充油阀，通过限流孔板，保持高位油箱少量上油。
（5）气压机干气密封投用正常后，建立润滑油系统。
（6）调整润滑油系统的压力，使润滑油速关油压为0.85MPa。
（7）投用润滑油系统连锁。
2、中压蒸汽系统
（1）保证中压蒸汽品质，防止汽轮机调节汽门系统结垢，汽包连排开3-5扣，汽包定排每白班一次，每周二、五对汽包蒸汽做样分析，根据分析结果及时调整磷酸钠药量，蒸汽品质指标：电导率,(25℃)/(μS/cm) ≤5；二氧化硅，μg/L≤20；钠含量，μg/L≤15。
（2）蒸汽压力TI1601温度控：360~450；汽轮机主蒸汽压力PI1603：≮3.0
（3）中压蒸汽压力、温度系统控制平稳。
3、氮气系统
（1）制氮机运行正常，纯度合格，制氮机氧含量出口显示在7%以下，每6个月更换一次活性炭，净化风过滤滤芯，每一年更换一次氧电极。
（2）氮气压力0.4-0.6MPa，尽量少用系统氮气，多用自产氮气。
（3）在正常运行中不可中断后置隔离气，压缩机注意停车后，后置隔离气必须在润滑油停止供给后停止。
（4）确保现场压力仪表、变送器正常投用。
（5）确保隔离气投用正常。
（6）在正常运行中不可中断后置隔离气，压缩机注意停车后，后置隔离气必须在润滑油停止供给后停止。
（7）干气差压控制及联锁保护 – 当差压降到设定时报警，当差压降到低低报警时（0.05MPa）， 自保联锁动作，机组自动停机 。
4、电气系统
检查电器系统，电器绝缘应符合技术要求，各电器设备送电显示确保正常，各电气原件达到老化年限及时更换。
5、气封冷却器系统
（1）汽轮机轴端漏水造成润滑油乳化或水进入轴位移仪表引线，造成轴位移仪表误报警（高高报）气压机机组连锁停机。
（2）平时维持气封冷却器显示压力为负0.01MPA左右，避免汽轮机轴端密封汽串入润滑油系统。
6、富气压缩机防喘振控制系统
二个防喘振阀分别为一、二段防喘振阀，防喘振阀为风关阀，事故状态下可调节开关 ，平时巡回检查注意仪表风压，阀位开关刻度是否室内一致。
7、机组速度控制系统
机组速度控制由CCC控制器通过汽轮机调速器根据压缩机入口压力控制机组速度，当机组速度超过跳闸转速时，机组跳闸，通常汽轮机设有电子跳闸保护和机械跳闸保护。每次停检应检查电子和机械超速跳闸系统，开机前应进行电机和机械超速跳闸试验
8、入口放火炬阀的控制
大小两个放火炬阀实行分程控制，可自动控制和通过DCS手动控制，不建议带现场手动机构；该阀为风关阀，事故状态下全开。
9、级间冷却器
级间冷却器管束设计寿命3年，根据检修查看管束运行情况，及时做好管束备用。
10、机组报警、连锁系统
机组操作员盯表时注意一下参数，注意参数报警情况，及时查明原因，必要时联系车间管理人员、仪修管理人员进行维修。
3.5.4 增压机部分
3.5.4.1 增压机机组故障及影响
1、喘振、催化剂倒流
由于再生器压力变化或外取热器爆管，造成增压机出口压力升高而发生喘振，严重造成催化剂倒流，增压机出口管线被催化剂堵死，引发主风机喘振和主风机组损坏。
2、振动
增压机出入口管线变形造成机壳变形而影响增压机振动，喘振造成增压机振动超标，轴承损坏。
3.5.4.2 增压机组日常运行
1、增压机润滑油定期化验结果，根据标准定期置换润滑油，对润滑油泵、冷却器确保达到完好使用条件。
2、避免反应岗位异常操作比如催化剂倒流、再生器压力变化、外取热器爆管等造成增压机 出口压力升高而发生喘振，严重造成催化剂倒流，增压机出口管线被催化剂堵死，引发机组喘振和机组损坏。
3、现场施工时做好对仪表管线阀门的保护避免造成损伤导致连锁停机。
4、泵用高压电机启用电加热器。
5、每周二、五对备用增压机盘车，确保达到备用状态随时可以启机。
3.5.5 其他机泵
装置机泵按电机划分为高压机泵和低压机泵。其中高压机泵包括锅炉给水泵、热水泵、油浆泵。
1、各机泵出入口阀及预热线手阀能开关灵活，并且必要时能关严。
2、备用泵按每小时不超过50℃预热，达到备用状态。
3、机泵润滑油油面镜液位1/2—2/3左右每班对润滑油进行切水，对于有密封压力罐的巡回检查压力及润滑油液位情况。
4、对封油系统检查是否畅通，封油是否带水，并保证每班对封油罐进行切水。
5、机封、底座冷却水每班检查确保畅通。
6、机泵出入口法兰确保无跑冒滴漏，保温设施保持完好。
7、机封冷却蒸汽投用正常，机封下侧有冷凝水渗出。
8、高温季节对运行机泵电机轴承、机泵驱动端、非驱动端进行测温记录，发现异常，及时排查原因。
9、每半月起一次油浆泵，每一个月切换一次高压泵。
10、对油浆泵做好检修时档案存档，对异常现象认真分析原因，准确的做好更换件的备料。
12、油浆备用泵、锅炉给水泵备用泵、备用增压机、备用热水泵、备用主风机等高压备用电机电加热器保持投用状态，保持电机除湿。
11、冬季防冻凝时机泵冷却水副线开三扣，机泵防冻凝线、预热线确定过量需要防止机泵倒转。
12、室内挂着连锁的机泵，维修、试运、切换等需要作业时经车间确认拿出方案后方可作业。
13、按车间方案进行机泵切换、维修并记录台账，发现异常及时沟通、排查原因。
特阀部分
1、滑阀检修时对阀板、阀杆、导轨、连接锁扣、填料、伺服器面板进行拆建调试，发现问题维修或更换备件，达到长周期运行效果。
2、导轨吹扫蒸汽应加节流孔板，为防止阀板卡死，应每周定期大范围活动阀板，短时多次对吹扫蒸汽侧线进行吹扫，防止催化剂在导轨上堆积。
3、每次检修细清扫电液执行机构，更换液压油应严格执行三级过滤， 防止杂质进入电液执行机构。
4、正常生产时对滑阀刻度室内外进行对照，对伺服器面板，润滑油压力认真巡回检查。
3.5.6 近几年来催化大型机组故障纪事
2010年：
1月18日 14:26分因外部原因装置晃电，主风机电机晃停，但机组仍运转，在启动主风机组的过程中，因外部原因，装置全部停电，自保动作紧急停工，做闷床处理。
1月19日 12:41全厂再次大停电，13:01供电恢复，在启动备机的过程中发现循环水压力低，若启动后备机电机温度较高，联系动力提循环水压力至0.35MPa，然后启动备机。
6月7日气压机入口放火炬大阀PV1503在17:16：56-17:17:19，17:17:19-17:17:54,17:17:54-17:18:36时连续开关三次，其中第一次23秒，第二次35秒，第三次42秒，经检查SIS记录，发现在上述时间短内， HAN1503即辅操台气压机入口放火炬阀自保信号持续动作，经检查，发现辅操台旋钮HAN1503后仪表线松动，导致信号误动作，现已紧好。气压机入口放火炬阀PV1503突然打开后，气压机厂房处传来异常响声，火炬大量冒黑烟，反应系统压力PI1105迅速下降，由正常的180KPa降至145KPa，两器压差由33.6KPa上升至66KPa，沉降器藏量由40t上升至56.3t，塞阀自动开到100%，沉降器粗旋压降PDR1107由2.94KPa上升至3.6KPa，沉降器单旋压降PDR1106由11.72KPa上升至13.52KPa。
12月25日 17:22汽轮机速关阀突然关闭，汽轮机停机，紧急热启动汽轮机。
2011年：
8月15日，主风机静叶开至19%不动作，开盖检查，上部静叶前几级生锈卡死，停工时要充氮气保护，并每天活动静叶和特阀。
11月11日，晚上20:01主风机出口防喘振阀FV1401B因仪表线松动突然全开，主风低流量自保动作，装置切进料，23:10装置进料，调整操作，恢复正常。
12月22日，4:00主风机防喘振小阀FV1401B因仪表线松动突然开10%，随后关闭，联系仪表改手动。
12月25日，主风机入口热电偶线松动，失灵短接，主风机防喘振控制点突然由483降至332，机组判定喘振，主风机大反喘振阀开，装置切主风、切两器、切进料，查清原因后恢复生产。原因：主风机入口热电偶失灵短接，前两次温度波动到16℃时，时间太短，小于1s，未记录到（将抓包时间改为500毫秒），最后一次到20℃持续5s，记录到数据并发出反喘信号，防喘振点入口温度补偿公式=283/（273+T）*防喘振点；工作点也有补偿，为PV/T=R，温度对其影响较小。例如控制点442，工作点385.1，假如入口温度T突然变成60℃，则控制点=286/（273+60）*442=375，控制点小于工作点，判定机组喘振，开防喘阀。
2012年：
2月6日 15:00左右，由于汽轮机转速下滑，准备处理调节汽阀，敲打后转速持续下滑，使用千斤顶顶住，期间二次油压为0，调节汽阀输出关死，但卡在30%左右，17:00由于速关油压为0，西面B阀速关阀突然关闭，A阀未关闭（卡涩），停汽轮机，紧急抢修汽轮机调节汽阀和速关阀A，经排查为蒸汽品质差，调节汽阀连杆结垢卡涩，速关阀卡涩。
2月7日 10:25汽轮机开机正常，逐步恢复生产，汽轮机调节汽阀全行程4.7cm，原先为3mm，在调试状态下，汽轮机调节汽阀开度最多30%，再多后需仪表配合，开机时前部手阀开4~5扣即可，开机后调节汽阀漏量，在调节汽阀开到0%时转速为1500rpm左右。
6月22日8:40烟机转速4700rpm，主电机合闸，8:50主机安全运行复位，进入自动操作程序开始并风，10:35因为10KV电网报警，经讨论决定将主风机电机直接停掉，烟机转速降为5700rpm，开了3个烟蝶阀位，电修处理后11:10分将烟机转速降至5700rpm，主电机合闸，合闸后仍旧报警，11:20再次将主电机停掉，等待电修排查原因
11月30日 制定《催化装置抢修汽轮机调速系统的方案》，14:04停汽轮机，抢修电液转换器，16:40生产恢复正常，汽轮机转速基本稳定。
2014年：
3月25日2:48汽轮机速关阀突然关闭，汽轮机停机，汽轮机停机后沉降器压力迅速上升，反应岗位内操调整放火炬阀对沉降器泄压。再生器压力由正常的220KPa波动到255KPa，瞬间使主风机出口憋压，主风机的工作点由正常的370左右升至417，高于控制点415，主风机判定为喘振，小防喘振阀FV1401B打开，机组安全运行，各自保动作。
12月10日 SIS控制柜电源报警。
12月12日 汽轮机停机，更换SIS控制柜电源。
2015年：
1月17日 10:10主分馏塔塔顶油气蝶阀卡，造成沉降器憋压汽轮机组停车。
3月1日 主风机两次安全运行，抢修主、副分馏塔油气蝶阀，第一次流化时，因为汽油预提升介质量小，汽油提升管流化不正常，再次切主风后用预提升蒸汽控制汽油提升管流化速度，流化正常。
2017年：
2月13日 气压机级间管束发现泄露，更换管束及汽轮机拉杆填料。
4 今后工作
1、针对出现的故障和意见，进一步深入调研，召开专题讨论会，对导则细化修改，使之具有指导意义。
2、针对影响装置长周期运行的各类问题，对照技术导则，逐项分析并制定本企业的具体技术管理规定。
3、针对本装置目前存在的问题，对照技术导则和其它装置同类问题的解决方案，制定本装置的解决方案、防范措施及技术管理规定。
4、需要施工改造的，要在下一次停工检修期间完成。
5、力争全面实现连续运行三年。
5 技改思路
自2010年催化装置原始开工以来，车间对反再系统及油浆系统近几年影响长周期生产的情况进行汇总，装置正常生产及检修过程中发生的问题进行认真总结，为了实现催化装置长周期运行，根据5月16日技术处组织召开的专题会会议精神，现提出有关技改思路如下：
一、重油沉降器汽提段格栅上部及翼阀处结焦严重及翼阀磨损问题。
存在问题：4月17日催化装置因切进料后待生线路流化不畅，沉降器藏量下不来，停工检修。经检查，汽提段上部格栅结焦严重，格栅有效流通面积基本被焦块堵塞完毕，沉降器结焦严重，切断进料后沉降器温度降低，焦块脱落使格栅堵塞是造成沉降器藏量下不来的主要原因。现有重油沉降器直联结构形式，决定了以沉降器旋分升汽管入口处水平面及以下结焦严重，重油沉降器防焦蒸汽由上向下由升汽管进入单旋，粗旋料腿排放的油气和汽提段上来的油气也由升汽管进入单旋。油气在此处停留时间最长，温度也较低，此处又布局多个翼阀、粗旋卸板及相应的连杆，使油气再此冷凝结焦，以翼阀和连杆为中心开始生焦。当焦块重量较大时就会脱落，留到下部格栅上，逐渐使格栅堵塞。
解决思路：1）经与刘兴结合，重油沉降器升气管以下周围结焦较多，防焦蒸汽和汽提蒸汽在此汇合进入升气管停留时间长，现有升气管4个，其中中间两个，周围2个，建议在不影响旋分工况的情况下，在由升气管上部一分为二，改成8个升气管，并均匀分布在周围，具体以设计院意见为准。
2）重油沉降器翼阀处结焦较多，致使翼阀吊环结焦卡瑟，不能灵活开关，建议在翼阀周围采取防结焦措施。
3）翼阀阀板开关面磨损严重，装置后期存在跑剂风险，建议与翼阀厂家沟通升级翼阀材质，或设计院更改翼阀直径，减缓开关时串汽冲刷。
二、汽油沉降器防焦格栅以上部位结焦严重。
存在问题：汽油沉降器旋分为软连接结构形式，油气在汽油沉降器内停留时间过长，汽油沉降器防焦蒸汽设计为低压蒸汽，温度250℃，温度偏低，易使重组分冷凝。汽油提升管回炼柴油后，由于柴油馏程较重，裂化后生成的油气中重组分较汽油多，使得汽油沉降器结焦加剧。
解决思路：（1）汽油沉降器旋分器由软连接改为直连接，相应增加升气管，升气管的数量及位置分布要避免出现像重油沉降器一样升气管以下周围结焦严重的现象。（2）汽油沉降器现有防焦格栅在翼阀上部，要在翼阀下部适当位置增加防焦格栅，避免升气管周围结焦后焦块落到汽提段格栅上造成堵塞。（3）汽油沉降器防焦蒸汽目前为低压饱和蒸汽，建议技改为内取热出口低压过热蒸汽（重油沉降器防焦蒸汽即为低压过热蒸汽），使防焦蒸汽温度由250℃左右提高到410℃左右。（该管线为DN50，低压过热蒸汽量满足要求）
二、重油沉降器汽提段流化不稳定，建议对重油汽提段更换及技改。
存在问题：同轴式催化裂化装置，存在汽提挡板流化不畅的问题，本次开工时表现更为突出。XXXXX重油沉降器汽提段直径11.8米，高9.65米，布局四层环形挡板和四层伞帽挡板。本次检修时四层伞帽挡板衬里均出现大面积损坏，虽然进行了修复，但由于此处催化剂流化属于死床式塌方式的下落。开工正常后我们对此次开工时流化实验不畅的原因进行了初步分析：1）低循环量下，汽提段藏量下不来，待生线路流化困难。原始开工时就存在此情况，低循环量下有时候塞阀开到100%沉降器藏量也下不来，但循环量增大后就相对稳定。2）待生剂比再生剂更容易流化。3）汽提段高9.65米，流化死床的情况可能存在。4）汽提段内四层伞帽衬里出现了大量损坏，尽管进行了修复，但修复后衬里的平滑度，有可能不如原先的好，会影响催化剂的下料。5）汽提段周围四层环形挡板上均匀分布的一周直径约1cm的小孔，经过近7年的运行，大都被小衬里渣堵塞，由于衬里较硬，用电钻打也打不通。影响汽提效果也影响可能影响汽提段流化。6）汽提段四层伞帽的支撑腐蚀减薄严重，需维修。
解决思路：1）检修时更换重油汽提段四层环形挡板或四层伞帽挡板，四层环形挡板如不更换，检修时也要有足够的时间用强力冲击钻通孔。四层伞帽挡板及支撑建议更换。2）由于汽提段高约9.65米，易出现死床流化的问题，建议设计院重新设计汽提方式，比如是否将现有汽提蒸汽分成两段，汽提段底部一个汽提环管，汽提段中间一个汽提环管，避免死床。需询问设计院有无更好的汽提方案。
三、再生器备机工况下跑剂风险
存在问题：我装置原始开工时出现再生器大量跑剂的现象，2017年5月14日润昌催化因烟机叶片断裂紧急停工，在用备机恢复生产的过程中再生器大量跑剂，至今仍未恢复生产。我装置开工时为保持主风分不管压降，一直点辅助燃烧室，提高喷嘴出口线速来避免备机工况下再生器跑剂问题，若紧急停工后用备机恢复生产，同样跑剂风险较大。
解决思路：原始开工正常后，洛阳设计院与2012年5月4日向我公司发出设计变更通知单，针对再生器跑剂问题变更内容如下：
设计结合几次开工现象，及开工整改内容，针对本装置提出如下进一步优化措施：1）通过堵孔或更换主风分布管喷嘴，使得主风分布管压降适当提高，在再生器喷燃烧油阶段避免点辅助燃烧室，增加该阶段的操作弹性，主风分布管喷嘴小端直径从DN22更改为DN21，其余不变。2）由于再生器二级旋分翼阀转向，有一组翼阀距离汽油分配器分支管开口距离偏近，应修改开口位置。变更单附后。
车间建议：按变更单对主风分布管喷嘴进行改造，提高备机工况下操作弹性。按程序向集团公司申报技改，列入明年大修项目。
五、副塔油浆返主塔管线靠自压循环，长时间后催化剂沉积，管线不畅，造成副沉降器憋压。
存在问题：目前副塔油浆返回主塔的动力主要来自主副塔的静压差，动力小，线速低，刚开工时副塔油浆还能顺利返回主塔，时间一长，该管线不畅，副沉降器憋压。近三年来，XXXXX催化和润昌催化不同周期均在开工一段时间后出现类似问题，润昌催化加副塔油浆泵技改已通过集团公司技改审批。
解决思路：车间建议副塔油浆返主塔增加副油浆泵两台（一开一备），以提高线速，避免管线不畅的情况出现，副分馏塔油浆仍返回主塔人字挡板上下部。
以上为车间确保长周期运行提出的反再和分馏的相关技改思路，也有考虑不成熟或完善的地方，请技术处提请公司领导审定后
