楊智 鄭培 于春海（中國石油寧夏石化分公司）

寧夏石化公司煉油廠2.6 Mt/a 催化裂化裝置配有2 臺燃燒式CO 余熱鍋爐，型號為Q153/496-120-3.82/450。其利用催化煙氣的物理熱，同時補充燃燒部分燃料氣，產(chǎn)生3.82 MPa、450 ℃的中壓過熱蒸汽，蒸汽除部分供裝置內(nèi)氣壓機透平使用外，其余并入全廠中壓蒸汽管網(wǎng)。

除自產(chǎn)部分蒸汽外，鍋爐還預熱裝置外取熱器和油漿蒸發(fā)器的汽包給水和過熱外取熱器、油漿蒸發(fā)器產(chǎn)生的飽和蒸汽。

1 運行過程中存在的問題

余熱鍋爐燃燒組織不好，設(shè)計爐膛最高工作溫度為900 ℃，隨著催化再生高溫煙氣的并入，爐膛溫度就會出現(xiàn)超溫現(xiàn)象，再生煙氣不能全部進入鍋爐焚燒，直排煙囪蝶閥仍有4%開度；過熱蒸汽溫度偏低問題，在近一年的運行過程中，隨著負荷的增加，爐膛溫度處在指標上限甚至出現(xiàn)過超溫運行，但過熱器出口過熱蒸汽溫度仍長期運行在指標下限（400 ℃），影響汽輪機效率；鍋爐出口煙氣溫度高，對吹灰系統(tǒng)進行補充改造完善，每臺鍋爐共布置有17 組脈沖激波吹灰器，先后出現(xiàn)了多次故障，且該系統(tǒng)不能穩(wěn)定運行，出口煙氣溫度在250 ℃以上，影響鍋爐效率；省煤器泄漏問題，在運行過程中，高溫省煤器出口聯(lián)箱與省煤器蛇形管根部焊縫、省煤器蛇形管已先后出現(xiàn)了多次泄漏，經(jīng)聯(lián)系鍋爐廠家現(xiàn)場查看，確認為制造問題[1-3]。

2 余熱鍋爐工藝流程

2.1 改造前流程

催化裂化裝置第一再生器產(chǎn)生的高溫煙氣，首先進入煙氣輪機做功，然后大量煙氣進入2 臺燃燒式CO 余熱鍋爐回收煙氣余熱和CO 化學能，少量煙氣根據(jù)鍋爐負荷可直接通往煙囪放空。含約3.69%的CO 煙氣首先進入絕熱爐膛內(nèi)加熱燃燒。燃燒后的高溫煙氣（800～900 ℃）依次通過水保護段、過熱器、蒸發(fā)段、省煤器和出口煙道，溫度降低后進入煙氣脫硫裝置處理。

自除氧器來的溫度為130 ℃（實際為115 ℃）的除氧水用泵升壓至6.0 MPa，進入余熱鍋爐的高低溫省煤器預熱到230 ℃（實際為185 ℃），然后分為兩路，一路進余熱鍋爐汽包，另一路分別至裝置的外取熱器及油漿蒸汽發(fā)生器的汽包，所產(chǎn)中壓飽和蒸汽全部進入余熱鍋爐過熱器。蒸汽過熱后送至蒸汽總管，改造前工藝流程如圖1。

2.2 改造后流程

煙氣流程未改變，給水流程改變?yōu)?15 ℃鍋爐給水進新增給水預熱器管程預熱，溫度升至130 ℃后進低溫省煤器預熱，低溫省煤器出口的高溫水分成兩路，一路經(jīng)鍋爐汽包給水調(diào)節(jié)閥進入空氣預熱器加熱空氣，然后進高溫省煤器取熱，最后進余熱鍋爐汽包；另一路，進新增給水預熱器殼程（與省煤器進口115 ℃除氧水換熱） 進裝置汽包給水母管，給裝置外取熱器、油漿蒸發(fā)器汽包上水。改造后工藝流程如圖1。

圖1 鍋爐改造前后流程

3 技術(shù)改造特點

3.1 爐膛燃燒器及燃燒條件技術(shù)改造

將原每臺鍋爐2 個大燃燒火嘴（每個火嘴負荷500～1 700 m3/h），改為6 個小燃燒火嘴（每個火嘴額定負荷為150～650 m3/h）；增設(shè)水熱媒空氣換熱器，利用省煤器出口高溫水加熱助燃空氣，提高助燃空氣溫度，改善鍋爐再生煙氣CO 燃燒條件，使之在爐膛中著火提前，燃燒穩(wěn)定，燃燒速度加快，使爐膛燃燒均勻，從而使CO 煙氣在有限的空間內(nèi)完全燃燒，提高燃燼率[4-5]。具體改造采取以下措施：

1）在CO 鍋爐焚燒爐爐膛四周布置6 臺高背壓瓦斯燃燒器。單臺燃燒器設(shè)計最大流量為800 m3/h（標況）；燃燒器采用高能點火器點火，并設(shè)有長明燈、火焰檢測器以及瓦斯系統(tǒng)及熄火保護裝置接口。

2）鼓風機出口的助燃空氣進新增空氣換熱器加熱至170 ℃左右，然后分別進改造后的6 個燃燒器風箱和再生煙氣空氣入口?？諝鈸Q熱器為一個模塊，布置鼓風機出口，空氣換熱器采用模塊式箱體結(jié)構(gòu)，立式布置。箱體采用Q235 制作，受熱面均采用螺旋翅片管，管束錯列布置，翅片管基管均采用20G/GB5310，翅片材料為ST12，翅片管基管直徑為φ38×4 mm，進出口集箱為φ168×12 mm，材質(zhì)為20G/GB5310。

3.2 省煤器技術(shù)改造

原設(shè)計省煤器上水溫度為130 ℃，但由于高壓除氧器及給水泵等方面原因，實際運行省煤器上水溫度僅115 ℃，存在露點腐蝕隱患。本次改造采用自預熱高效防腐省煤器專利技術(shù)，增設(shè)給水預熱器，利用省煤器出口高溫水加熱低溫省煤器進口除氧水，確保省煤器實際上水溫度達到130 ℃，消除省煤器露點腐蝕隱患[6-7]。

為了增加換熱面積、強化換熱，同時降低尾部煙氣阻力，改光管省煤器為模塊箱式翅片管省煤器，完善省煤器結(jié)構(gòu)，提高省煤器換熱效率；省煤器分為高溫、低溫（上、下）省煤器三層，每層分左、右兩個模塊，省煤器采用模塊式箱體結(jié)構(gòu)，均為臥式布置。箱體采用Q245R 制作，受熱面均采用螺旋翅片管，管束順列布置，翅片管基管均采用20G/GB5310，翅片材料為ST12，翅片管基管直徑為φ42×4 mm。進出口集箱為φ219×16 mm，材質(zhì)為20G/GB5310。

3.3 蒸發(fā)器及過熱器技術(shù)改造

將原二組光管蒸發(fā)器改造為一組翅片管蒸發(fā)器，確保余熱鍋爐蒸發(fā)器出口煙氣溫度控制在370 ℃，滿足SCR 脫硝工藝要求，同時節(jié)約余熱鍋爐內(nèi)部空間；對流蒸發(fā)器布置在原余鍋上級蒸發(fā)器位置，集箱密封采用新型密封結(jié)構(gòu)[8-9]。受熱面均采用螺旋翅片管，管束順列布置，翅片管基管均采用20G/GB5310，翅片材料為06Cr11Ti。

低溫過熱器布置在原余鍋低溫過熱器位置，改造后進出口集箱位置不變，集箱密封采用新型密封結(jié)構(gòu)。受熱面均采用螺旋翅片管，管束順列布置，翅片管基管均采用12Cr1MoVG/GB5310，翅片材料為06Cr11Ti。

3.4 吹灰器技術(shù)改造

完善余熱鍋爐各受熱面加強吹灰措施，確保余熱鍋爐各受熱面換熱效果。原每臺余熱鍋爐在各受熱面共設(shè)置了17 組（34 臺）激波吹灰器，數(shù)量偏少，且吹灰器布點及原吹灰器系統(tǒng)設(shè)計不合理，吹灰效果較差，導致余熱鍋爐排煙溫度逐漸升高（超過250 ℃）。結(jié)合新的受熱面布置形式及余熱鍋爐的結(jié)構(gòu)特點，吹灰器系統(tǒng)改造采用伸縮式蒸汽吹灰器和脈沖激波吹灰器組合式吹灰系統(tǒng)[10]。具體改造采取以下措施：

1） 水保護段受熱面布置4 臺伸縮式蒸汽吹灰器（左右側(cè)各兩臺），高溫過熱器、低溫過熱器、蒸發(fā)器、稀釋風預熱模塊和三組省煤器模塊各布置8 臺激波吹灰器，每臺鍋爐一共布置4 臺伸縮式蒸汽吹灰器和56 臺脈沖激波吹灰器（對原34 臺激波吹灰器更新改造的基礎(chǔ)上，新增22 臺激波吹灰器），并對原激波吹灰器控制柜進行改造，改造后的激波吹灰器控制柜能對全部56 臺激波吹灰器操作進行控制，確保吹灰效果。

2）結(jié)合改造后余熱鍋爐現(xiàn)場條件、各受熱面結(jié)構(gòu)形式和煙氣正壓特點，改造后余熱鍋爐吹灰器系統(tǒng)采用防爆型脈沖激波吹灰器吹灰。新增激波吹灰器為防爆型并聯(lián)式脈沖激波吹灰器（dⅡBT4，IP55），同時增設(shè)反吹風系統(tǒng)，在吹灰器停用時，通過反吹風防止煙氣在吹灰器脈沖罐內(nèi)冷凝成酸液，確保吹灰器正常使用和延長壽命。

4 改造后熱力計算及效果

改造后熱力計算見表1。余熱鍋爐改造后，鍋爐運行平穩(wěn)，操作參數(shù)控制良好，改造前后的操作參數(shù)見表2。再生煙氣全部進入余熱鍋爐進行熱量回收利用，提高了再生煙氣的處理能力。鍋爐排煙溫度由283 ℃降低至175 ℃，提高了鍋爐的熱效率；同時中壓過熱蒸汽溫度由400 ℃提高到430℃，過熱能力增強；鍋爐自產(chǎn)蒸汽量由29 t/h 漲至51 t/h，過熱蒸汽量由原來的97 t/h 提高到121 t/h；焚燒后煙氣溫度從895 ℃降至870 ℃，燃料氣用量由650 m3/h 降至180 m3/h；可降低裝置能耗2.3 kg/t（標油）（按照設(shè)計加工量260 t/h 計算），按多產(chǎn)中壓過熱蒸汽計算，每年可產(chǎn)生經(jīng)濟效益2 000 萬元左右。

表1 CO 余熱鍋爐熱力計算匯總（單臺爐）

表2 余熱鍋爐改造前后的主要操作參數(shù)

5 結(jié)論

CO 余熱鍋爐改造保證裝置的安全平穩(wěn)運行。改造后助燃空氣溫度提高，再生煙氣CO 燃燒條件得到改善，且改造后瓦斯燃燒器分布均勻，避免局部爐膛超溫，消除CO 鍋爐安全操作隱患；再生煙氣全部進入鍋爐，提高了高溫煙氣的利用率和鍋爐發(fā)汽量，降低了排煙溫度和裝置能耗，提高了裝置運行的經(jīng)濟效益。