西安到广州:DCC－Ⅱ装置的安稳长优运行总结

DCC－Ⅱ装置安稳长优运行总结

荆门分公司0.8Mt/a DCC－Ⅱ装置原设计以直馏蜡油为主要原料，采用提升管反应或提升管加床层反应。再生器为烧焦罐加二密床的完全再生方式。装置经过历年改造后，目前采用提升管反应，提升管出口为粗旋，与顶旋采用半直联方式连接。装置从2004年5月开工，2004年11月25日由于晃电停工后焦块堵塞斜管造成停工，清焦后30日重新开工，总计运行909天（不考虑清焦，从大修后计算为1122天），创造装置运行最好水平。期间装置运行平稳，除由于系统原因造成短时间切断进料外，未发生因本装置原因造成的切断进料事故，各项技术指标不断提高，能耗达到历史最好水平。现对期间运行情况进行总结，为装置今后的更好运行提供借鉴。

1.提高检修质量，为装置安全平稳运行打好基础

目前装置运行周期越来越长，出于经济效益考虑检修时间不断压缩。必须充分利用检修时间完成设备消缺，解决影响装置运行的问题。车间主要从以下几方面做好检修工作。

1.1充分做好检修前的准备工作，制定完善的检修计划

    首先许多问题是在装置运行过程中逐渐暴露出来，检修准备实际上从装置开工就已经开始。对装置运行过程中出现的问题必须作好详细的记录，作为下次检修的依据。其次由于检修时间压缩，大的检修工作必须提前做好前期设计。材料准备等工作，如果等到停工再提出来可能由于检修进度问题而无法实施，必须提前列入检修计划，完善方案，与检修单位提前沟通，落实施工方案和安全预案，保证检修期间顺利实施。

1.2停工期间加强设备检查，及早发现处理设备问题

    停工期间设备检查目的是发现运行期间无法发现的设备问题，尤其是反再设备内构件、衬里，大型机组，特殊阀门及冷换设备，而这些问题又恰好是造成非计划停工的重要因素，据统计目前石化系统内因设备问题造成的非计划停工占非计划停工的40％以上。因此及时发现处理设备隐患是装置能否长周期运行的关键。每次检修车间都把设备检查作为整个检修工作的重点，组织技术骨干参与设备检查，做到无遗漏，并做好详细的记录。对发现的问题会同有关部门制定检修方案并组织实施，确保每个隐患都得到处理。

1.3做好检修质量验收工作，保证检修质量

    从以往经验看不乏因检修质量问题造成的停工事故。如塔盘安装不好运行中被吹翻造成产品质量控制困难，冷换设备垫片未装好出现内漏，喷嘴质量安装不好造成结焦等。为防止类似事情发生，装置检修时每一项工作都安排专人负责，并作好记录，检修期间严格按检修规程，验收不合格就不能进行下一道工序，保证了检修质量。

2.通过技术改造，消除影响装置安稳长优运行的问题

    由于装置设计不可能尽善尽美，加上原料、产品方案的调整，影响装置运行的问题会不断出现，必须不断调整操作和技术改造来适应新的生产形势。近年来装置实施了一系列技术改造，消除了影响装置平稳运行的因素，保证了装置的长周期运行。

2.1烧焦罐增设分配器解决烧焦效果不好的问题

2004年以前，装置一直存在烧焦效果不好的问题，表现为再生沉降器稀相温度与二密床再生后催化剂温度差达到60～80℃，稀相温度经常超过750℃，加入助燃剂后稀密相温差下降不明显和保持时间短，一方面消耗大量助燃剂，另一方面再生波动频繁，影响装置的平稳运行。这一情况在回炼汽油催化剂循环量大的情况下更加突出。

分析认为烧焦罐底部主要进入待生斜管输送过来的温度低（480℃）、含碳高（0.8％）的待生催化剂，以及由外循环斜管输送由二密床下来的较高温度（700℃）、含碳低（0.05％）的再生催化剂。待生催化剂和循环催化剂均直接进入烧焦罐底部，而没有在烧焦罐底部设置预混合管。由于待生催化剂和循环催化剂没有预先混合，这样在烧焦罐底部形成一个高含碳区和低含碳区，而且温度在径向上也有较大差别，而温度降低后将影响焦炭的燃烧效率，在待生斜管下料口附近温度低，含炭高；循环斜管下料附近温度高，含炭低。这样造成烧焦罐下部效率低，降低了烧焦罐体积烧焦能力。在烧焦罐主风分布管设计时，开孔率为均匀分布，这样极有可能造成部分待生剂上含碳没有在烧焦罐内烧完全，而在低含炭区主风又没有被充分利用。相当于在烧焦罐内待生催化剂和主风走“短路”，在稀相管内O2、CO、催化剂颗粒上的焦炭继续燃烧。由于稀相管燃烧时间短，在经过稀相管出口粗旋分离后，粗旋出口烟气中还有CO和O2继续燃烧，造成稀密相温差升高，稀相温度超高。这种稀密相温差超高和稀相温度过高的状况，说明从粗旋出口的烟气中含有过多的CO在稀相空间与过剩氧继续燃烧。这种状况首先是对稀相空间内旋分器筒体、料腿、拉筋等内构件设备的安全运行构成威胁，并且消耗了大量的CO助燃剂，烟气温度过高，对后部烟机的安全运行也不利。因此，在烧焦罐设备本体不能增加容积的情况下，对进入烧焦罐的待生催化剂下料增加分配器，使其在烧焦罐底部能够分配更均匀，提高烧焦罐底部的容积利用效率，增加在烧焦罐内待生催化剂颗粒焦炭和主风的接触机会，使焦炭有充足的时间燃烧为CO2，减少稀相管出口烟气中CO浓度，将有效降低稀密相温差和稀相温度。

从投用后数据来看，稀密相温差较改造前明显降低，稀相温度基本在730℃以下，而改造前则经常超过750℃。从CO助燃剂的使用消耗情况看，助燃剂的消耗也减少50％以上。

2.2分馏塔中部改填料解决中部冲塔的问题

装置在2001年增加了提升管底部汽油回炼措施，即相当于有20～25t/h的汽油组分从分馏塔顶和塔底之间循环。由于分馏塔的气相负荷增加后，经常出现柴油干点超标情况，为控制柴油干点不超标，需要加大分馏塔、油浆和二中的取热量，大幅降低中部5～17层塔盘温度，致使部分柴油组分压入到回炼油中，损失柴油组分。一中段取热减少后，由17层塔盘向下流动的液相回流量减少，使5～17层塔盘的分馏效率降低。在分馏塔塔盘温度控制相同的情况下，提升管回炼汽油增加或提高处理量后，柴油干点上升，必须进一步增加油浆取热降低5～17层塔盘温度。利用分馏塔一中回流增加取热来降低20层塔盘气相温度，对降低柴油干点作用不明显。同时，作为控制柴油干点的20～21层塔盘之间气相温度经常出现波动，而柴油抽出温度和一中18层液相抽出温度和返塔温度均不波动。以此温度点无法反应柴油干点的变化情况。

这些情况都说明，在分馏一中抽出和返回的18～20塔盘之间存在严重的雾沫夹带情况，导致气相夹带一中组分进入到柴油中。

改造时，将分馏塔原一中换热段18～20#三层塔盘拆除，更换为1.46m矩鞍环填料。将17层塔盘增加新的一中抽出口，改造后开工运行表明，改造效果较好，分馏塔中部温度TC2203可以投自动控制，温度控制平稳，柴油干点容易控制，不需要象改造前大幅压低中部温度来抵消夹带的影响。从分析数据看，改造后在柴油干点上升情况下，柴油比色反而降低，也说明夹带的减少。

2.3应用纤维膜技术，解决LPG铜片腐蚀问题

为解决液态烃总硫高及铜片腐蚀问题，2004年检修期间对液态烃脱臭进行改造，增加纤维膜脱臭塔，原水洗塔拆除。从投用后效果看，基本解决铜片腐蚀问题，总硫有所降低。改造前在焦化液态烃进装置的情况下，总硫最低65 mg/m³，平均总硫208mg/m³，改造后焦化液态烃进装置的情况下总硫最低20mg/m³，平均总硫174mg/m³，无焦化液态烃情况下，总硫最低17 mg/m³，平均总硫63mg/m³。

2.4胺液再生塔塔盘改造解决冲塔的问题 

C403由于原设计开孔率小，降液管底隙流通面积小，在受液盘有沉积物的情况下流通面几乎被堵死，反应在操作中频繁冲塔，胺液再生效果得不到保证，影响到干气、液化气脱硫效果。2004年检修过程中对塔盘进行改造，采用组合塔盘，增加开孔面积，19、20层由原开孔率1.84％增加到4.66％，1-18层由4.04％增加到9.12％，降液管下端割去30mm，从投用情况情况看效果较好，基本解决了操作中的冲塔问题，保证了干气、液化气脱硫效果。

2.5再生器旋分器改造解决催化剂跑损量偏大的问题

再生器旋分器由原5组ZXB型号改造为BY型，入口线速降低，旋分器的效率有所提高。另外主要是原旋分器入口线速超高后，旋分器衬里脱落严重后对效率影响明显。改造后再生系统催化剂跑损由原来2t/天降低为目前0.7～0.8吨/天。三旋入口粉尘浓度含量从采样数据对比也降低50％以上，从原1000mg/Nm³降低为500 mg/Nm3。

2.6 汽提段增加防焦格栅结焦焦块造成堵塞斜管的问题

 2004年因结焦造成切断进料，通过采取一系列措施实现了长周期生产，但如果出现大幅波动或装置切断进料时间过长，仍有可能出现焦块脱落的影响生产的情况，为此2007年检修期间在汽提段上方增加防焦格栅，目的是防止大的焦块进入汽提段堵塞斜管下料口。

3.应用新技术，提高装置运行水平

    目前竞争日益激烈，只有不断提高装置运行水平，提高各项技术指标装置才有存在价值。近年来装置始终把技术创新作为提高装置运行水平的重要手段，同相关科研机构合作，进行了一系列改造，保证了装置运行水平达到总公司同类装置中上水平。

3.1提升管出口由三叶快分改粗旋风分离器

提升管出口2002年改为三叶快分，三叶快分操作弹性大，不易结焦，但由于催化剂与油气不能快速分离，干气产率偏高，影响装置收率的提高。2004年将提升管出口改为粗旋，目的是使提升管出口的油气与催化剂快速分离后，油气经粗旋出口升气管能够快速进入旋分器入口。旋分器从原来2级减少为1级，也减少了油气在旋分器中的停留时间。从控制反应系统催化剂跑损情况对比，原三叶快分加两级旋分，油浆固体含量约0.2％，改造为粗旋后开工油浆固体含量为0.5％；改造前，油浆回炼加外甩约10～15t/h，改造后冷停止油浆回炼，油浆外甩3t/h。故改造前反应跑损20～30kg/小时催化剂，改造后跑损15kg/小时。因此在降低反应系统催化剂跑损方面有效果。同时干气产率降低0.5％，焦炭产率也有所降低。

3.2解吸塔增加中间再沸器

解吸塔原设计采用热进料方式，塔底再沸器热源由分馏一中循环回流油单独提供。2002年将分馏塔一中循环回流油作解吸塔底再沸器的热源后再去脱硫系统作胺液再生塔底再沸器热源，处理量低时出现热量不足的问题。同时稳定汽油在130℃直接通过冷却水冷却，这部分余热未充分利用，而且需要用循环水去冷却。为回收利用稳定汽油的余热及降低解吸塔底再沸器的热负荷，采用中间再沸器技术对0.8Mt/a DCC-Ⅱ装置解吸塔进行改造。即在稳定塔中部增设一台再沸器，用稳定汽油作再沸器热源，这样解吸塔底热负荷大大降低，保证了胺液再生所需热量。2004年5月解吸塔中间再沸器与吸收－稳定系统同步开工运行。解吸塔底部再沸器在控制出口温度与冷进料时相近温度范围情况下，再沸器所需要热量明显减少。从解吸塔底再沸器出来的一中回流油温度，从解吸塔没有中间再沸器时的120～140℃上升为175～195℃，胺液再生塔的蒸汽加热再沸器完全切除。通过解吸塔中间再沸器回收的110℃左右低温位热量，代替了1.0MPa蒸汽这样高温位的热量。

解吸塔中间再沸器在塔下部进行了部分气化，流到塔底再沸器入口的液相中轻组分减少，液相泡点温度相应提高。实际生产中解吸塔增加中间再沸器后，达到塔底脱乙烷汽油中C2相同的解吸效果，即控制液态烃中C2含量不超标，塔底再沸器出口温度控制区间较原来（102～107℃）上升为110～115℃。

解吸塔中间再沸器可以回收稳定汽油约1900KW左右的热量，解吸效果、解吸气中C₂的含量均与冷进料情况基本相同。解吸塔底再沸器需热减少后，节省的热量可以为胺液再生塔提供充足的热量，胺液再生塔底蒸汽热源再沸器停用，节约蒸汽约2～3t/h，节约稳定汽油冷却需要循环水170吨/h

3.3提升管新鲜原料喷嘴更新

喷嘴雾化效果对催化装置至关重要，雾化效果好坏直接影响到装置结焦和收率。近几年装置试用多种喷嘴，从最早靶式喷嘴到BWJ-Ⅰ型，2004年改造为BWJ－Ⅲ型， 2007年又更新为CS-Ⅱ型，目的是不断提高雾化效果，减少蒸汽消耗，提高液收。从2004年停工检查情况看BWJ－Ⅲ型喷嘴在放结焦上效果很好，CS-Ⅱ型喷嘴效果有待观察。

3.4汽提段挡板改进

一催装置汽提段挡板于2002年4月采用洛阳石化工程公司设备研究所高效汽提技术改造汽提段挡板，挡板角度由45度改为36度，汽提段内外挡板上开孔由小孔改为80mm大孔，并且孔下连接有短管。在2002年改造的挡板开孔下部接管为底部堵板，短管侧面开椭圆槽型孔。在2004年停工检修中发现短管底部有堵板的均被结焦堵死，失去作用。故将所有汽提段挡板的接管底部堵板全部割掉并疏通。再次开工后，加之再生器催化剂跑损减少后，汽提段控制较高的藏量，汽提段汽提蒸汽用量总量也增加月1t/h。故汽提效果较停工前好转。改造前根据烟气分析焦中氢含量为7.14％（W％），改造后分析数据为6.1％（W％）。

4.组织技术攻关，解决沉降器结焦的问题

2004年提升管出口改粗旋后，11月因结焦造成装置切断进料，为保证装置长周期运行，车间对结焦原因进行了分析，并采取相应措施，2004年11月装置重新开工到2007年5月按计划停工，未出现因结焦引起的非计划停工。

4.1结焦原因分析

通过调查其它同类装置的经验，提升管出口改粗旋后大多出现结焦的情况。由于本装置提升管出口改粗旋前结焦很少，未出现结焦引起停工的情况，分析认为提升管出口型式的改变是引起严重结焦的重要原因，另外原料性质及原料雾化效果，反应开停工过程沉降器温度过低及日常操作波动更加剧了沉降器的结焦。

提升管采用粗旋加升气管型式快分，从二级料腿翼阀上方到粗旋升气管之间形成大量的死区，导致从粗旋料腿携带的油气及汽提段上来的油气容易附着在沉降器内部的突出部位。粗旋属于正压排料，料腿排料时，除密度较高的催化剂外，还携带部分油气（占油气总量5-10％）。在掺渣量较大的情况下，加上原料雾化效果的影响，料腿排出的油气中含有部分未完全汽化的油滴，与汽提段的汽提蒸汽一起以相当低的速度（约为0.1-0.2m/s）上升，经过20m左右的高度后进人顶部旋分器。由于沉降器中间有提升管、粗旋、旋分器等内构件阻碍，这部分油气很可能沿器壁附近这样一个环形空间为主要上升通道，在这些内构件附近油气的线速可能更低，这也可以解释为什么器壁挂焦少或不挂焦，而中间内构件上结焦厚。这部分油气(含未汽化的油滴)在沉降器内的停留时间远大于反应油气在沉降器内的平均停留时间，很容易出现过度裂化而结焦。粗旋出口的油气在粗旋升气管上顶盖板的作用下，以很高的速度沿径向喷出，部分油气喷向沉降器同高度内壁后，沿器壁上下改变方向。对于从沉降器底部上升的蒸汽和油气来讲，粗旋升气管喷出的油气起到了气障的作用，结果滞缓了汽提蒸汽和料腿排出的部分油气进人顶部旋分器，延长了停留时间。另外部分未汽化的油滴从粗旋升气管喷出后由于自身密度大速度下降较快，一些粘附在沉降器内构件上，一些粘附在沉降器内壁上，在沉降器内长时间停留，且继续粘附催化剂，导致过度裂化反应而结焦。因此沉降器内结焦部位是在汽提段催化剂料位表面到顶旋入口之间的空间内的可附着物体上。

由于焦块分析中主要为催化剂构成（灼烧减重仅20％）和粒度分布均为细粉（颗粒分布＜40μ的占68％），说明焦块或催化剂块主要是正常生产时形成的。粗旋升气管出来的催化剂细颗粒在沉降器内部自由沉降过程中，由于其没有经过汽提的，是含油的“湿”催化剂，在沉降过程中遇到可粘附的位置，就被吸附住，类似一种很松散的粘聚，由于汽提段上来的气体受中间内构件阻碍，只有沿器壁附近的环形空间没有任何阻碍，沿这一区域作为主要上升通道。沉降器内部气体上升的平均停留时间达到100秒以上，如果线速沿截面是不均匀的，部分区域停留时间就更长。这些带油的催化剂小颗粒就可能粘附在一起，在光滑的金属外壁结焦，甚至是倒挂结焦。

距离粗旋升气管出口仅低500mm的升气管拉筋钢管上也结有焦块，这部分焦块很特殊，焦块很酥松，但结焦形态如同在圆形钢管上生长出来一样，形成一堵高度为300mm以上，厚100mm的矮墙。说明升气管出口的催化剂在一离开升气管就有部分开始沉降和粘附。在旋分器顶盖上结焦也是很酥松，甚至防焦蒸汽管线背部也结有这样酥松的焦块。这三个地方的焦块同下部料腿结焦相比，酥松一些，硬度差。分析可能是升气管下来的催化剂在沉降过程中还吸收了沉降器向上的油气，变得更容易粘附。

4.2防止结焦措施

4.2.1调整开工步骤，减少开工过程结焦

根据以上分析，防止开工过程形成“焦核”对减少结焦至关重要，为此车间对开工过程进行优化，一是开工时尽量降低沉降器压力，提高粗旋入口线速。在开工过程中，气体量低于正常开工水平，粗旋入口线速低，旋分器分离效率降低，适当降低压力，可提高入口线速，减少粗旋出口气体中含未汽化油的“湿”催化剂细粉含量。二是采用提前喷汽油的开工方案，即达到喷油条件后，先喷汽油升温。由于汽油沸点低，200℃以上就完全汽化，即使不裂化也不会冷凝，难以形成焦核，而汽油密度小，体积大，喷汽油后沉降器升温速度加快，等整个沉降器温度升高到500℃以上后再喷原料油，防止未汽化油在低温部位结焦。转剂正常后喷汽油升温时间可适当延长，喷蜡油时间尽量缩短，此时汽油喷入量不要减少，以提高粗旋入口线速，可有效防止开工过程中“焦核”的形成。目前开工过程中喷汽油量维持20-30ｔ／ｈ，略高于正常开工时水平，喷汽油时间大约1小时，沉降器温度可上升到510℃。

4.2.2 优化操作条件，减少正常生产时的结焦

4.2.2.1停油浆回炼，增加油浆外甩量，降低回炼比，

由于油浆和回炼油中重组分含量高，芳烃加胶质含量近80％，而且芳烃以稠环芳烃为主，这些都是结焦的重要来源，2004年开始装置停止油浆回炼，适当加大油浆外甩。同时提高反应温度，提高一次转化率，降低回炼比，可大大减少未汽化油比例，减缓结焦速率。

4.2.2.2适当提高剂油比，根据原料及催化剂活性调整反应温度

由于装置为自热平衡，剂油比变化幅度有限，只能通过回炼汽油量改变剂油比，目前回炼汽油量20-24ｔ／ｈ，剂油比维持9－10，有利于减少热裂化反应。反应温度是催化装置控制的关键参数，在正常生产中尤其要注重反应温度与催化剂活性、原料性质的匹配。过低的反应温度会造成裂化深度低，回炼比大，要保证收率就会造成催化剂消耗增加；而反应温度过高又可能造成热裂化增加，干气产率上升。通过对比，在目前原料及催化剂活性状况下装置反应温度维持510-515℃情况下可得到较理想的效果。

4.2.3增加防焦蒸汽及汽提蒸汽量

  增加蒸汽量可降低油气分压，帮助重质烃类更好的汽化，同时能提高沉降器内流速，降低结焦速率，防焦蒸汽还可在沉降器顶部形成“气垫”，减少粗旋上方油气的积聚。由于以前装置基本不存在结焦问题，为降低能耗，蒸汽量较小，从2004年11月开始将防焦蒸汽量由原来800kg/h提高到1100kg/t，汽提蒸汽量也在原来基础上增加500kg/h。另外防焦蒸汽盘管开孔率和开孔大小也至关重要。开孔率过高，可能出现蒸汽“偏流”的现象，即由于压降过低，部分孔蒸汽量过小，甚至堵塞，2004年停工检查就发现这种情况。2007年检修根据顶部结焦情况对开孔进行了调整，保证蒸汽分布均匀以达到理想的防焦效果。

4.2.4扩大待生催化剂入口隔栅开孔，沉降器内增加防焦格栅

待生斜管下料口设置格栅，目的是防止大的焦块进入斜管卡住滑阀阀板，中间部分开口200*200，边缘开口为100*100，从装置2004年停工检查看，格栅基本被堵死，将部分边缘100*100开孔改为100*200开孔，使较小的焦块能通过格栅开口进入烧焦罐。2007停工检查时斜管入口格栅基本无焦块。

2007年检修期间在汽提段上方粗旋下方增加防焦格栅，当切断进料后出现焦块大量脱落，体积较大的焦块被拦截，体积小的焦块通过格栅，即使进入斜管也不会堵塞斜管入口，进入烧焦罐烧掉。避免了因焦块脱落造成的非计划停工。

4.2.5搞好平稳操作，减少切断进料次数

 从2007年焦块断面观察，发现断面有明显的分层现象，推测可能每次切断进料都出现新的结焦层，在开工过程中最易出现结焦。因此减少切断进料次数是防止结焦的关键。通过加强管理可减少切断进料，但最近几次切断进料都是由于系统原因引起，因此在目前情况下要杜绝切断进料还不太现实，但要优化切断进料后的开工步骤，切断进料后确保自保动作到位，尤其赶尽后降低蒸汽量，防止降温速度太快。尽量缩短切断进料到喷汽油的时间，防止沉降器温度快速降低造成焦块脱落，尽早喷汽油，维持好沉降器温度。

通过采取以上措施，装置从2004年11月开工到2007年5月停工检修，期间经历3次切断进料，装置整体运行平稳，实现了长周期生产。

5. 加强工艺管理及职工培训工作，杜绝因误操作引起的非计划停工

5.1规范操作，提高装置运行平稳率

针对以往不同班组操作不统一的问题，车间以操作规程为基础，规范操作，对操作参数控制范围作了严格的规定，并纳入月度考核范围，三年来装置运行平稳率大大提高，保证了装置长周期运行。

5.2搞好职工培训工作，提高处理突发事故的能力　

车间在职工培训中注重实效，以加强预案演练为手段，以提高职工处理突发事故能力为目的，在生产的不同阶段有针对行的开展事故演练，职工处理突发事故的能力大大提高，成功处理了包括DCS死机、原料蜡油中断等多起事故，三年来未发生一起因操作原因造成的切断进料事故。

5.3 加强工艺纪律检查考核管理

加强工艺纪律检查考核，严格按工艺纪律检查管理标准，做到日记录、周统计、月分析，对班组违反工艺纪律的严格考核，班组无法解决的由主管工艺员及时处理。在分公司工艺卡片的基础上制定了更严格的车间控制指标，并且根据生产变化实时调整，保证装置操作处于优化状态。

5.4做好技术分析工作，提高装置运行水平

针对对生产中出现的问题，如油浆系统结焦，汽油腐蚀不合格，如何提高丙烯收率等问题组织技术分析，提出解决方案，解决了装置运行中出现的问题，提高了装置运行水平。

6 加强设备管理，及时发现并消除各种隐患

装置运行三年来，尤其是后期出现较多设备问题，车间加强设备管理，严格执行设备管理的各项规章制度，保证了装置的正常运行。

6.1加强压力容器检查及管线的在线检测，防止出现恶性设备泄漏事故

装置运行末期，部分设备腐蚀严重，尤其是脱硫系统，出现多处腐蚀减薄的情况。车间对易腐蚀部位进行了测厚，对减薄严重的区域提前采取措施，进行加厚或包盒子，有效预防了装置泄漏问题的出现。2006年10月提升管再生斜管入口附近出现发红，说明衬里受到破坏，通过提前包盒子，保证了正常运行。

6.2对冷换设备进行在线清洗，保证设备冷却效果满足工艺要求

2006年部分冷却器出现结垢，包括气压机中冷器，稳定塔顶冷却器，稳定汽油冷却器，冷后温度达不到工艺要求。车间对这部分冷却器进行了在线清洗，保证了生产需要，而且降低了循环水消耗。

6.3加强特护机组管理，保证机组正常运行

严格执行分公司《大型机组特级护理》的管理制度，加强日常操作、维护，严格监控特护机组、主风机的油质正常，按时做好分析润滑油，对出现的问题及时处理，确保机组润滑良好。与机电仪等维护单位的紧密密切配合，对机组运行过程中出现的问题做到事不过夜，保证了机组的安全平稳运行。尤其是主风机创造连续运行600多天的最高记录。

7.运行中存在的问题

 装置在本周期的运行中虽然创造了运行时间最长的记录，各项指标也取得了不错的成绩，但也存在不少问题，主要表现在：

7.1装置运行后期各项指标有所下降，装置潜力未完全发挥

装置从2006年底开始收率开始降低，这其中由原料变化的原因，也与催化剂活性降低有关，虽然通过提高反应温度情况有所改善，但未能实现原料、催化剂和反应条件的最好匹配。这一问题需要在以后的生产中解决，通过调整催化剂，适当提高重油裂化能力，保证装置效益最大化。

7.2结焦问题未能完全得到解决

从停工检查情况看，分馏塔底部、汽提段和旋分器顶部仍存在较多焦块，运行过程中也出现焦块堵塞油浆泵入口影响到油浆循环的事情，本次停工检修期间增加了沉降器防焦格栅和分馏塔防焦网，具体效果有待观察。

7.3装置运行后期由于胺液再生塔再沸器内漏和油浆系统堵塞，装置蒸汽消耗有所增加

 胺液再生塔再沸器采用一中作热源可代替蒸汽加热，由于再沸器内漏，无法在线处理不得不改用蒸汽加热，增加了蒸汽消耗。本次检修再沸器增加了出口阀门，做到能在线处理问题。另外油浆系统油浆蒸汽发生器部分管束堵塞，影响到产汽量，是装置后期能耗偏高的主要原因。

7.4由于烟气旁路阀不严，加上三旋单管堵塞严重，压降偏大，烟机发电受到一定影响

 三旋由于单管堵塞，压降由开始的10KPa左右上升到15KPa以上，加上8”、20”蝶阀漏量过大，烟机发电量大大低于设计水平。

7.5脱硫系统出现的腐蚀问题影响到系统的正常运行

    从2005年开始脱硫系统就出现腐蚀穿孔情况，尤其是贫富液换热器壳体出现严重减薄，被迫在线进行了更换。再沸器出入口管线阀门也出现严重腐蚀，多次停胺液循环进行处理，影响到脱硫的正常运行。分析认为胺液热稳定盐含量增加是造成腐蚀严重的主要原因，本次开工过程中对胺液进行大量置换，增加胺液在线过滤设施，腐蚀情况有望得到根本改善。