淺談催化裝置余熱爐節能改造

張杰(中國石化海南煉油化工有限公司，海南洋浦578101 )

1 概述

海南煉化有限公司余熱爐是由四川生產制造的2臺式CO余熱爐，型號為CG-BQ170/509-135-3.82/420。汽包是布置在余熱鍋爐頂部，自然循環單汽包、露天布置、微正壓運行、全鋼架鍋爐。煙氣依次經過水保護段、過熱段、蒸發段、省煤段、尾部水熱媒段換熱，煙氣再后經脫硫裝置排入大氣。鍋爐爐墻設計壓力≯10kPa。空氣加熱器預熱空氣設置在尾部風道。通過燃料氣燃燒器引燃煙氣升溫至650℃左右，讓煙氣中的CO在爐膛燃燒。2臺余熱鍋爐的自產蒸汽約80t/h，催化裝置內的外取熱器和油漿蒸汽發生器產生飽和蒸汽約190t/h，再經余熱鍋爐過熱器加熱過熱蒸汽。

2 存在的問題

在上個周期運行中，2臺余熱爐受熱面積灰造成蒸汽過熱器過熱能力下降，過熱汽溫度由運行初期425℃，排煙溫度160℃，運行8個月后主蒸汽溫度只能維持在395℃，而排煙溫度高達240℃，致使余熱爐效率低。2臺余熱爐爐墻多處出現煙氣外泄現象，爐膛壓力高，各換熱面積灰嚴重，鍋爐熱效率嚴重下降。由于尾部積灰嚴重，導致余熱鍋爐頻繁停爐、清灰，部分飽和蒸汽得不到充分過熱。煙氣阻力增加，影響催化煙機的安全運行。而積灰致使煙氣流通面積減少，煙氣阻力增大，爐膛壓力高達8.5 ～9.5kPa，而爐膛設計壓力≯10kPa，余熱爐被迫停爐清灰，催化裝置降量，造成大量熱量損失。在2014年3月、4月、6月海南煉化催化余熱爐分別發生省煤器三次泄漏，被迫停爐檢修3次。停爐檢查后發現省煤器受熱面積灰嚴重，再后一級省煤器管束有1／4 流通面積被積灰堵塞。

3 問題分析

（1）在設計余熱鍋爐時，由于沒有充分認識到催化裝置原料含硫高、再生煙氣成分及再生煙氣中催化劑粉塵對余熱爐的影響，造成余熱鍋爐在運行中出現省煤器腐蝕泄漏、受熱面積灰堵塞、爐膛壓力和排煙溫度過高超出設計值，過熱器過熱能力不足造成過熱蒸汽低等問題，導致余熱鍋爐被迫頻繁停爐、清灰，部分再生煙氣被迫直接從旁通煙道排向煙囪，部分飽和蒸汽得不到充分過熱。

圖1 改造后流程簡圖

在催化裝置加工高硫油時省煤器腐蝕更加嚴重。主要原因是煙氣中的硫化物與空氣中的氧反應生成三氧化硫，三氧化硫與煙氣中的水蒸氣生成硫酸蒸氣，硫酸蒸氣在省煤器管上冷凝生成硫酸，從而對省煤器碳鋼管造成腐蝕。煙氣中只要含少量的硫酸蒸汽，也可使水蒸汽—H2O4蒸汽混合物的露點溫度大幅上升。

硫在余熱爐燃燒：S+O2—SO2

SO2在催化劑作用下：2SO2+O2—2SO3

SO3與煙氣中水蒸氣反應合成H2SO4：SO3+H2O—H2SO4

催化裝置加工高硫油時煙氣露點腐蝕溫度在142℃。進入省煤器的給水是由大氣式除氧器提供，除氧器出口水溫控制在130 ℃至140℃，而省煤器管外走是尾部煙氣，傳熱系數相差很大，所以管壁溫度更接近給水溫度，當低于露點溫度142℃，不可避免會發生腐蝕。而進口原油硫含量高，致使催化裂化煙氣中二氧化硫濃度顯著增加，煙氣露點溫度隨之升高，又加劇了省煤器腐蝕。

（2）2臺余熱鍋爐加上2014年檢修時新增的2組脫硝模塊，造成煙氣流動阻力增大，同時由于各受熱面積灰，煙氣流動通道變小，煙氣在余熱爐煙道流動阻力再次增大，煙氣壓力升高，致使爐膛和煙道壓力增加，造成爐墻開裂，系統密封性變差，煙氣發生向外泄漏，污染了環境，同時余熱爐散熱損失也增大。

（3）從運行情況看，雖然余熱鍋爐各受熱面布置了激波吹灰器，激波吹灰系統當初設計存在缺陷，吹灰效果不是很好，也是受熱面積灰和熱量向后移比較嚴重的原因之一。

①2臺余熱鍋爐激波吹灰使用煉廠干氣，干氣組分不穩定，爆燃效果不好。②2臺余熱爐是微正壓爐，吹灰器停運時，爐內的煙氣會倒流向吹灰器內，催化再生煙氣含有部分水蒸氣會大量冷凝，管線內的冷凝水含量高在吹灰時就需長時間疏水。吹灰管線中存在的冷凝水吸收爆燃能量，影響吹灰質量。煙氣中硫氧化物與冷凝水結合會生成酸性物質，形成酸腐蝕，腐蝕嚴重時造成吹灰管線穿孔，影響吹灰系統長周期運行。③吹灰間隔時間過長和次數不夠，吹灰達不到效果。④吹灰系統的空氣含水分大，造成點火發生罐無法正常點火。

4 優化方案和實施

（1）提高進入省煤器的給水溫度，除氧器水溫度由130℃至140℃提高至150℃，保證省煤器入口水溫高于145℃，嚴格控制除氧器出口水溫度，減小了省煤器低溫腐蝕的發生。

（2）對余熱爐的原省煤段后設置的水熱煤段煙風系統進行改造，水熱煤段的煙氣換熱器從尾部煙道中拆出，增加了煙氣流通通道面積，減小余熱爐的煙氣阻力。空氣加熱介質改為由二級省煤器出口200℃左右熱水進空氣預熱器與空氣換熱，提高空氣溫度，使空氣被加熱至180℃左右，換熱后的水進入三級省煤器。催化余熱鍋爐裝置改造后流程簡圖如圖1所示。

（3）對于激波吹灰器吹灰效果不佳，吹灰器設備存在故障，采取以下措施：

①吹灰系統使用的煉廠干氣改用天然氣門站來的天然氣，保障燃氣組分穩定，穩定了空氣和天然氣爆燃時的體積流量比例。

②加強疏水器疏水時間，將疏水時間從10s 延長到30s，可將水排盡，有利于吹灰爆燃。

③在每一路吹灰器增加了定時自動反吹風系統，反吹風閥打開時，空氣進氣閥和燃氣閥均關閉，吹灰閥均打開，避免爐內的煙氣倒流向吹灰器，保持吹灰管線干燥，有利于吹灰爆燃。

④吹灰系統的空氣由非凈化風改用更為干燥的凈化風。

⑤吹灰間隔時間由12小時改為6小時，并且每時間段每組吹灰器由吹灰2次增至4次。

5 效果

以上優化和改造方案既可以適應開工初期進入余熱鍋爐尾部熱負荷較小的情況下，省煤器不發生低溫露點腐蝕，又可保證在長期運行后余熱鍋爐熱量向后移，進入尾部熱量較大時，能夠充分回收煙氣余熱確保鍋爐熱效率不下降。進入爐膛的助燃空氣溫度由130℃增至180℃，提高燃燒的初始溫度，強化了CO完全燃燒，節約了燃料。吹灰器系統經過改造后，吹灰明顯效果增強，受熱面的積灰減小。

表1 余熱A爐改造前后主要參數比較

從表1 可以看出余熱A 爐改造后效果顯著，改造后排煙溫度由240℃降至175～180℃和過熱蒸汽溫度由395℃升至425℃，余熱爐的排煙熱損失減少，余熱爐爐效率明顯提高；改造后爐膛壓力降至6.2～6.6kPa，余熱鍋爐煙氣流動阻力減小，避免爐墻開裂，煙氣外泄，減少余熱爐的散熱損失，保障催化煙機的安全運行；給水溫度嚴格控制在150℃以上，降低了省煤器低溫腐蝕的可能性，保證設備的長周期運行。水熱煤段的煙氣換熱器拆出后，減小煙氣流動阻力，減少了煙氣換熱器泄這個漏點，降低檢修工作量和費用；停用水熱煤泵，減少廠用電耗費用。

6 結語

經對空氣預熱器、省煤器、激波吹灰器等進行改造后，余熱爐排煙溫度由改造前240℃下降至175～180℃，裝置效益大幅提高。以上幾方面闡述了節能改造的措施以及成效。改造措施產生的經濟效益可觀。