DCC 装置外取热器泄漏原因分析与操作探讨

刘涛，宋海鹏

(中海石油宁波大榭石化有限公司，浙江 宁波 315812)

1 外取热器装置介绍

外取热器是DCC 装置能量回收的重要设备，其作用主要表现在四个方面：一是从高温催化剂中取走多余的热量，维持反应再生系统的热量平衡，防止再生器超温；二是利用再生系统多余热量生产3.5 MPa中压蒸汽，合理利用高温热源达到节能降耗的目的；三是过热1.0 MPa 低压蒸汽可作为反应器防焦蒸汽、汽提蒸汽使用；四是在中压蒸汽管网压力不足而外供蒸汽减少的情况下通过喷燃烧油等方式多产中压蒸汽平衡管网压力，保证中压蒸汽的供应。

2 外取热器工艺简介

DCC 装置设有一台下流式外取热器，高温催化剂自再生器床层内依靠重力自上而下流入外取热器，外取热器采用密相操作，在底部通入流化风维持流化状态。管束内侧走水和蒸汽，管束外侧走高温催化剂，高温催化剂和取热管束进行逆流传热后进入烧焦罐下部[2]。外取热所产蒸汽过热后与外管网来的中压蒸汽一起为富气压缩机提供所用蒸汽。外取热器还设置过热管束，将部分温度为260 ℃的1.0 MPa 低压蒸汽过热至480 ℃，作为反应器的防焦蒸汽和汽提蒸汽使用。外取热器及其汽包的相关参数如表1 所示。

表1 外取热器相关参数

3 外取热器现状

DCC 装置外取热器自开工以来已运行三个周期。在第一个生产周期因原料性质较轻，外取热器长期处于不产汽状态，在第一次检修期间对外取热进行检查未发现任何问题；第二个周期开工以来，原料性质变重，外取热器长期处于产汽状态，并且在蒸汽管网出现波动时，外取热器短时间迅速增大产汽量平衡中压蒸汽管网压力，操作波动较大使得调整幅度较大，甚至有时处于满负荷运行状态；在第二周期时，外取热器筒体出现穿孔、催化剂泄漏现象，筒体出现多处热点并贴板补强。

停工检修期间发现外取热器大面积母材严重缺失，筒体局部减薄至3 mm(设计壁厚18 mm)，管束吊出筒体后，进入内部检查发现外取热器内部衬里开裂严重，对筒体减薄部位的衬里进行拆除后，发现筒体器壁由于烟气从开裂处进入衬里内部形成涡流，而不断磨损筒体，造成筒体减薄穿孔。磨损严重的筒体进行局部更换处理，更换后重新进行衬里施工。

检修完毕、装置正常开工后外取热器运行正常，原料性质相对稳定，两器热负荷基本维持平稳，烧焦罐温度控制在670～690 ℃，再生密相温度维持在690～710 ℃，外取热汽包产汽量相对稳定，长期维持在22.3 t/h 左右。在正常生产情况下，外取热器运行状态较好，产汽量波动不大，各个温度点温度分布比较均匀，如表2 所示。

表2 产汽量及温度(月均值)

4 泄漏现象及原因分析

4.1 外取热器筒体或管束泄漏现象

(1)外取热器管束发生破裂，大量除氧水进入再生器，使再生器流化状态变差，再生器密相床上部密度下降、下部密度上升，旋风分离器压降增大；大量除氧水会吸收大量的热量，从而造成再生器密相床层温度迅速下降。

(2)除氧水进入再生器，高温催化剂遇水后会发生较为剧烈的催化剂热崩现象，导致催化剂中细粉含量增大，再生器催化剂跑损严重，三旋顶部粉尘含量迅速增大，烟机入口粉尘浓度增加，严重时可导致烟囱冒黄烟。在小型自动加料正常运行情况下，两器总藏量没有上升趋势，甚至出现藏量下降现象。

采用CCK8法检测各组AGS细胞在不同时间点的增殖情况，如图2所示，与NC组相比，在转染后24 h时SI组AGS细胞增殖能力无明显改变(P＞0.05)，在转染后48 h和72 h时，AGS细胞增殖能力明显受到抑制(P＜0.01)，各时间点NC组与C组AGS细胞增殖能力比较差异均无统计学意义(P ＞0.05)。

(3)在外取热汽包连排流量不变的情况下，汽包上水量与产汽量之差显著增大，严重时汽包水位难以正常维持。中压蒸汽大量泄漏至再生器，造成再生压力迅速上升，两器差压增大，沉降器藏量上升、再生器藏量下降。

(4)外取热器筒体有细微穿孔，催化剂从穿孔处外泄，现场可明显观察到有白色催化剂粉末，器壁现场测温检查发现温度明显高于其他部位。

在装置正常生产期间未进行大幅度调整操作，出现以上现象可初步判断为外取热器筒体或管束发生泄漏。

4.2 外取热器泄漏的原因分析

(1)外取热器各处松动风风量不对称会造成催化剂结块，使部分管束取热不均匀，导致管束局部过热。在第二个运行周期开始之后，外取热器上部和中部温度正常，达到400～500 ℃，但是底部温度持续较低，仅为50 ℃左右，并且通过调整增压风和外取热滑阀都无法恢复正常，运行一段时间后恢复正常。

(2)增压风的风量配比不合适。外取热器流化风量过大或取热负荷过大，导致催化剂循环量过大、流速过高，再加上高温使管材硬度降低、催化剂不断冲刷管材，使管束减薄、磨穿[3]。

(3)管束底部和内表面结垢。当除氧器、磷酸三钠加注和排污处理系统不正常时，水的硬度过高，管束表面结垢而造成局部过热，导致管束扭曲变形甚至破裂。

(4)在加工重质原料状态下生焦量较大时，再生器温度较高外取热器产汽量较大，外取热器一直高负荷运行。操作上频繁大幅度调外取热滑阀，增压风量会使外取热负荷产生很大变化，管内介质的温度、压力、流量波动，对外取热器产生很大冲击。

(5)外取热器内部衬里开裂严重，烟气携带催化剂从裂缝进入外取热器筒体器壁形成涡流，高温催化剂长时间冲刷器壁，导致器壁减薄、出现沟壑状槽坑，局部磨损严重部位会出现穿孔。

5 外取热器操作方法及优化

5.1 正常生产期间的操作

(1)正常生产期间，外取热器主要担负着平衡再生器热量的责任，由于在正常生产期间原料性质相对稳定，适当减少外取热流化风量可以减少高气流携带催化剂造成的磨损，根据现在装置运行情况，外取热流化风量控制在70～85 m3/h 左右即可满足工艺需求，但也不能过小，避免出现外取热器内部流化不均匀而造成局部过热或局部过冷的现象发生。

(2)加强锅炉水质分析，明确磷酸三钠加注量，严格控制锅炉水pH 值为9～11、磷酸根含量为5～15 mg/L。若水系统控制不严，一旦有腐蚀产物随汽包给水进入取热管束内，并在工作条件下沉淀下来，轻则会形成坚硬的水垢，严重时会堵塞汽水循环，并且产生垢下腐蚀。

(3)平稳操作，进料量要尽量维持平稳，避免油浆回炼的大幅度调整，防止外取热器取热量的大幅度变化，保证外取热流化风和外取热藏量的稳定，以保证外取热器流化效果的持续稳定，运行中应确保汽包液位平稳，严防汽包出现干锅现象。

(4)外取热流化风及外取热下滑阀尽量保持不动，保持外取热负荷稳定，允许烧焦罐温度在670～690 ℃之间波动。控制热水循环泵P-101AB 流量稳定，尤其在机泵切换过程中，防止流量大幅度波动引起外取热汽包液位波动，进而触发连锁效应，致使外取热器取热负荷产生急剧变化。

(5)外部器壁有耐高温防腐变色漆，巡检期间应对器壁变色漆进行观察，班组每周一次测温，管理人员每个月一次进行热成像，维保单位每季度一次定点测厚。若发现变色漆变色或温度超过设计温度，应对变色部位重点监测，若器壁测厚出现减薄，应及时进行贴板补强。

5.2 工况变化的操作

原料性质短时间内突然变重，加氢装置停工消缺造成加氢尾油供料减少、原料中常压渣油比例增大，外装置中压蒸汽供量不足、短时间内通过调整原料配比或喷燃烧油等方法加大本装置蒸汽产量等特殊情况。在特殊情况下反应生焦量增大，为保证再生器不超温均需短时间内迅速增大外取热产汽量。特殊情况下为使反应再生建立新的热平衡，外取热器的主要调整方法为迅速开大外取热下滑阀和开大外取热流化风阀，其注意事项为：

(1)当外取热下滑阀开大后，再生催化剂通过外取热斜管进入烧焦罐的量增大，造成再生器烧焦罐藏量波动，为保证再生器烧焦罐藏量稳定，应适当关小两个再生外循环滑阀。

(2)外取热流化风增大、使增压机负荷增加时，应及时关小增压风、烧焦罐的调节阀，控制增压机出口风量在145 m3/h，并关注增压机电流变化，防止超电流。

(3)产汽量迅速增大对汽水系统造成冲击，相对应的汽包上水量也迅速增大，此时应注意锅炉给水泵出口压力，压力低时关小泵出口返回阀，控制给水泵出口压力为5.9 MPa。当锅炉给水泵出口压力低于5.4 MPa 时备泵自启，容易造成锅炉给水系统压力迅速上升、余热锅炉省煤段安全阀起跳的恶性事故。

(4)汽包上水量增加时，除氧水进入除氧器的量也相应增大，及时开大除氧器加热蒸汽调节阀，控制除氧器压力为0.2 MPa，保证除氧效果。当除氧器蒸汽调节阀开大、蒸汽量仍较低时，应联系外操开大蒸汽调节阀副线阀。

(5)产汽量上升后，进入余锅过热段的饱和中压蒸汽量增大，应及时关小余锅过热段出口减温减压器给水阀和余锅过热段旁路阀，控制过热蒸汽温度在400～420 ℃之间。过热蒸汽产量增大后，余热锅炉过热段取出热量较多，造成余锅省煤段和余锅出口烟气温度降低，易造成露点腐蚀，应加强巡检。

5.3 外取热器事故状态

当发生外取热管束泄漏时，则切除泄漏管束继续生产，若外取热汽包发生严重爆管事件，装置应全面停工处理。当发生外取热器筒体穿孔泄漏，应及时进行贴板补强处理，防止穿孔点扩大，若外取热器筒体大量泄漏、人员无法上前处置时，装置应全面停工处理。

6 结语

通过对DCC 装置外取热筒体泄漏及管束泄漏的现象、原因等方面的分析，发现外取热器泄漏会对装置造成巨大影响，外取热器的运行方式及平稳操作都密切影响着装置的正常生产，严重时会导致装置全面停工，影响整体效益。在生产中也应加强对各项指标的监控、巡检，并及时发现异常，快速处理避免事故扩大。在设备进行新投和使用过程中，应严格按照操作规程规范操作，保障装置整体运行平稳，从而实现装置的长周期运行。