中大石油公司答辩材料(杨森林)剖析

中大石油高级工程师答辩材料（杨森林）一、 个人简历杨森林：男，1972出生，甘肃会宁人。1998年毕业于甘肃工业大学化工设备与机械专业，大学本科，同年8月分配到玉门炼油化总厂参加工作。 二、个人工作经历和岗位业绩1、1998.8-1999.7 在玉炼常减压车间学习工作，熟悉常减压分馏装置基本工艺流程和生产特点，掌握各类常规设备的结构性能特点，系统学习了加热炉和常减压塔的基本操作。2、1999.7-2007.6先后在玉炼油品调和和储运车间从事油库设备技术现场管理工作，对油库的设备管理和运行模式有全面的掌握，参与火车装卸油栈桥扩容改造，参加过各类储罐的大修和运行维护工作，针对柴油罐冬季人工放水油品损耗高劳动强度大等生产难题，独立设计制造简易切水器，取得一定经济效果。针对内浮顶罐运行中容易沉盘、罐底腐蚀等问题，大胆提出浮盘增加防旋绳和调整浮筒布局等措施解决了上述问题，同时针对油库在储、转过程中的各类大小油品损耗问题，立足现有落后设备通过实施液下装车，呼吸阀管理，科学制定储、转过程操作程序等加以解决。针对多级消防泵振动大问题，结合检修过程现场测绘，撰写多级离心泵平衡盘检修问题探讨一文，指导同类型泵的科学检修。3、2007.6-2012.4在玉炼催化车间从事设备管理工作，熟悉催化装置基本工艺流程和生产特点，全面掌握催化各大机组的结构、性能及其运行特点，熟悉“两器”及相关设备的结构和工作特点，编制检修方案，组织参与了二次催化装置大检修工作，先后针对预提升分配器容易磨损、提升反应器喷嘴处容易结焦等问题，对再生斜管角度，分配器结构、燃料油喷嘴进料方式等进行改造，取得一定效果，针对烟机催化剂结垢频繁引起振动高，影响正常开炼等问题，从“两器”到三旋到烟机操作各环节进行系统分析原因，撰写提高烟气品质，保证烟机长周期运行论文来指导操作，取得一定现实效果，负责参与对原有余热锅炉进行模块化提高热效率改造，解决了烟气露点腐蚀和热效率低、烟机做功不足等问题，并总结撰写催化余热锅炉节能技术改造论文，针对油浆发生器由于换热管板开裂不能正常投运，影响全装置综合能耗问题，本人结合现场翻阅资料撰写催化油浆换热器管板失效原因分析和对策文章，从结构改进、流程改进和操作要求等方面去解决问题，获得制造厂家和单位的高度评价，使该换热器今年改造后基本正常投用。同时针对油浆泵、回炼油泵跑催化剂容易堵塞磨损严重问题，提出许多有益措施和建议，2010年一种重油机泵暖泵技术装备获国家专利局授予的专利权 （注：集体专利 作者排名第8位zl5.2）。4、2013.4-2013.4在玉炼动力车间从事设备管理工作，熟悉掌握了炼厂“水、汽、风”等公用系统的生产运行模式，对火炬系统，循环水系统，空分系统的设备设施全面掌握，2012年负责对东区风进行扩容改造，对两台进口美国“库克”压缩机进行安装调试，一次开车成功，编制了2000m3循环水凉水塔无填料改造方案5、2013.4-2013.9在玉炼气分、脱硫、MTBE、轻烃回收联合装置从事设备管理工作，对高、低压瓦斯、液态烃脱硫产品精制的生产特点和所属各类设备有一定掌握，全面负责组织了2013年7月上述四套装置的大检修工作，对往复式压缩机、制冷膨胀机、丙烷螺杆压缩机、高速泵有深入研究，针对装置低压瓦斯往复压缩机出口管线高振隐患，与上海科元工程公司合作，提出玉炼低压瓦斯回收往复机振动分析报告和整改方案通过今年检修实施改造，取得了成功。 6、2013.9-至今 在中大石油设备管理部从事全厂各装置后续工程建设现场各类设备调试、安装、试车，验收，“三查四定”等工作，同时按要求，按计划有序开展完善全厂各类设备管理模式、制度的筹建完善等工作，推动公司机电仪检维护系统和物资库房管理工作向着更高标准发展，做出了自己的努力。三、中大石油50万吨/年催化装置设备长周期运行技术管理探讨催化装置是原油二次加工的主要装置，是一个炼油厂的核心装置，效益装置，下面就围绕中大石油炼油厂催化装置如何可持续、长周期安全、平稳开炼运行等问题，从提高设备运行管理角度进行分析探讨。一）、主风机组、气压机组及特种阀门的运行和维护管理催化主风机组和气压机组是催化装置的关键设备，牵涉的技术范围广、牵涉的专业多，高新技术应用多，技术含量高，因此大机组的管理水平高低体现一个装置的设备管理水平，是体现全厂设备管理水平的标尺。我就中大催化机组的管理技术情况做如下分析和计划：1、 催化大机组常见故障分析1.1电机-主风机-烟机“三机组”作为催化的核心装备，主要为反-再系统提供烧焦用主风，同时通过烟气轮机回收烧焦产生的高温烟气热能来拖动主风机，达到回收热能，降低装置综合能耗的目的。总结国内运行经验实际，结合中大现场实际，就常见故障原因进行分析探讨A、振动问题是烟机第一常见故障现象，究其原因主要：1、转子催化剂结垢引起动不平衡2、动叶片催化剂冲刷磨损引起动不平衡，3、轴系系统故障4、润滑油系统故障5、仪表控制系统误报失灵。6、轮盘冷却蒸汽参数不合格7、反-再系统操作大幅波动如：烟气超温，烟气流量大幅变化，旋风效率下降等8、烟机入口快切闸阀，调节蝶阀、双动滑阀故障等。9、主风机喘振引发烟机振动等B、烟机辅助热工系统问题，主要指烟气进出口烟道、相连各类膨胀节、支撑滑销系统、相关特阀等，涉及的故障因素复杂，专业性强，问题不容易诊断分析，经常造成烟机振动、轴位移超标，造成切机或连锁停机，是催化装置平稳、安全、长周期运行的直接威胁。C、烟气品质问题也是造成烟机不正常运行的关键因素之一，烟气的压力、温度、浓度、催化剂粒度分布等，主要涉及到反-再系统烧焦、分离等操作和一、二级、三级、四级旋风分离器的分离效率，娴熟地从设备结构性能结合工艺操作等因素，是分析解决这类问题的关键和出发点。D、烟机入口温度超温是烟机另一重要故障隐患之一，当轮盘温度超过700度，每提高10度烟机轮盘强度会呈指数急剧降低，严重会造成机毁人亡特大事故，所以防止尾燃和及时调整轮盘冷却蒸汽控制轮盘温度是烟机操作监控的重点项目。1.2汽轮机-气压机组汽轮机-气压机组是将分馏塔顶油气进行压缩，气液分离后为吸收稳定系统提供一定压力的操作条件，常见故障原因分析。A、气压机喘振问题是常见的首要故障，主要原因：反-再系统操作大幅波动，或后部分馏系统工艺原因造成富气流量、压力不稳定，不及时采取调整可造成轴承烧毁、干气密封损毁，甚至引发整个转子动、静部件严重磨损。B、汽轮机振动大、轴位移超标问题，可能造成动、静部件（油封、汽封、平衡盘汽封、隔板汽封）磨损损毁或转子动叶片断裂或动叶片和隔板、静叶格栅磨损，此类问题如果不及时分析诊断采取消减措施，轻则机组自保联锁停车，重则引发大的设备事故。C、汽轮机真空系统故障，可造成汽轮机热效率和负荷下降，甚至严重叶片断裂重大故障，原因与抽气器系统效果、前后汽封、循环水、凝汽器本体故障等诸多因素相关，需要综合考虑各类因素才能解决问题，故障诊断分析难度比较大D、汽轮机蒸汽品质差，参数不满足技术要求，造成汽轮机“水击”。F、热工系统故障，主要指与汽轮机相关蒸汽管线热位移问题，汽轮机本体安装调整时是否按照相关技术要求考虑到相关部位的热膨胀、热应力等问题，属比较专业问题不容易诊断的故障。H、干气密封系统问题，属N2、风压力、流量、清洁度等保障性问题。G、仪表、自动控制系统（SIS、DCS）故障，涉及点多，面广，需结合现场机组实际运行工况进行专业细致调校检查，才能发现解决问题，也是影响机组平稳长周期运行的关键2、 中大大机组今后运行管理模式预想和技术准备1 ）、固定机组管理维护人员，明确分工、通力合作： 为了保证大机组的安全平稳，成立了大机组特护管理小组，小组成员分工协作，各施其能，为大机组的安全平稳保驾护航。小组成员包括“三修”单位人员、设备主任、技术人员以及班组特护人员，通过与现场实际相结合，采用就近及时的方式解决设备故障。特护组人员根据每月关键机组运行状况进行评价，早发现，早解决问题。1.1 三修单位（钳工、仪表、电修）每月对机组进行现场特护检查，并召开一次特护分析总结会，对问题进行汇总后逐项处理，落实到人，处理不了的及时上报设备管理部门。1.2 设备管理部每月组织机动处相关专业及工艺、钳工、仪表、电修召开大机组特护会，将无法解决的问题进行沟通备案，分析机组运行情况，研究机组科技更新以及技术改造问题。2 ）、加强巡回检查，提高巡检效率，及时发现现场隐患处理。2.1 制定严格的巡检制度，要求催化机组管理组和工艺机组维护组人员，对机组现场进行巡回检查，并制定相关考核制度。2.2 机组维护内操与外操、班长交替检查，保证一小时巡检一次，车间设备主任每工作日现场巡检2次，设备管理部。2.3 实施三修单位联检制度，对关键部位三修单位每天保证两次检查，并填写现场检查记录。通过频繁的检查，巡检人员能够及时发现和解决现场紧急问题，有效的保证了机组安全运行，减少了事故停机频次。3 ）、严格控制设备操作指标：根据操作中重要的参数，实施机组平稳率考核，操作人员精心操作、认真监盘，严格控制设备工艺指标，实际完成指标达到99.97%以上，保证了机组平稳安全运行。设备运行状况体现在该设备的各项指标和参数是否受控。对设备参数进行分级控制，个别指标的波动容易导致设备损坏，危害设备安全的定为公司级指标；其他指标短时间波动，容易引起设备运行状态改变的定为厂级控制指标；其他指标定为级控制指标。根据各参数的重要性，制定出相应的平稳率考核办法，保证大机组的安全平稳运行。4 、加强机组状态监测： 4.1 设备技术人员每周用便携式振动仪对机组进行2次监测，根据监测数据以及频谱进行分析，掌握机组运行情况，根据监测情况及时调整操作，修改操作指令。班组每白班对机组各轴承壳体用测振仪进行监测一次，监测数据包括每一检测点的水平、垂直、轴向的位移值与速度值，并将监测数据输入计算机自动生成机组振动历史趋势，可以根据监测数据及时调整机组运行工况，解决振动上升造成轴瓦密封等部件的磨损等问题。如果发现振动偏高，加大监测频次。4.2 设备研究所每月对机组进行全面状态检测、分析，每月向生产以及设备管理部门出具机组运行状态检测报告，将振动异常情况进行分析小结。4.3 三修单位钳工管理组每天对机组进行状态监测，相关技术人员进行分析，并及时与机设备管理人员探讨机组运行情况。4.4 计划安装国内最先进S8000状态监测系统，通过网络方便快捷在线观察机组的运行状态，随时掌握机组运行情况。该软件可观察的项目包括机组振动柱状图、频谱分析图、轴心位置图、振动瀑布图、历史趋势图等项目。5 加强机组油品润滑的管理：5.1 机组润滑状况的好坏直接影响机组的平稳运行，每月15日对机组润滑油进行一次化验分析，对存放油品每半年进行一次化验分析。5.2 每三个月委托国内权威设备研究所对机组润滑油进行全面分析：包括铁谱分析，油品起泡性沫分析、氧化安定性分析、液相锈蚀实验分析、空气释放值分析。5.3 每周二使用过滤脱水装置对机组润滑油进行一次过滤脱水，根据油品分析情况及时补油换油，严格控制机组润滑油品的质量。5.4 大修期间根据油品整体质量对机组润滑油进行整体更换，保证机组在良好的润滑状态下运行。6 、加强机组配件管理，及时更新机组配件台帐：6.1 建立详细的机组配件台帐，实施机组配件动态管理，每季度进行一次机组配件清查工作，确保机组配件充足。6.2 对机组常用配件进行专人保管，定期保养上油，对机组大型配件制作专用存放器具存放，确保配件正常备用。6.3 对消耗配件及时订货，每次大修后对消耗配件进行统计，报设备管理配件部门进行订货备用。7 、制定机组事故分析预案：7.1 工艺根据机组可能出现的事故以及已经出现的隐患及时作出处理预案，并组织员工进行学习，以防止事故突发后处理不及时，待可能发生的事故或问题彻底解决后将事故预案存档以备查阅。7.2 对机组在运行状态下无法解决但又对机组影响不大的问题直接列入隐患台帐，加强平时的巡检，待下次停机时彻底处理。7.3 每次对机组停机原因进行清查，分析事故原因并作出详细的总结报告存档，为以后的机组管理留下宝贵的资料。针对停机事故进行讨论，进行设备技术交流，提出设备革新、改造方案，或制定相关制度预防同样问题再次发生。根据故障原因及时修改操作规程，做到持续改进。7.4 对检查发现的问题以及操作波动不能及时消除的项目，进行问题汇总传达工艺操作人员学习，报机设备管理部门协调解决。8 、严格执行机组联锁工作制度8.1 对机组的自保系统的元器件校验、自保值修改、新增、摘除等工作时，严格执行联锁票工作制度。8.2 长期连锁工作票由联锁执行人、主任、职能部门、厂领导签字确认，确保机组在安全运行情况下解决机组隐患问题。8.3 对于普通检修由机组管理组人员开据，班长对检修准备项目进行逐项确认，施工单位方可进行检修施工，检修完成后操作人员要对检修设备试运备用，机组管理人员进行确认。8.4 按照公司制定的自保验收文件，每次检修完成后对机组进行自保试验并进行记录，确保每个自保回路准确无误，开机前由四修单位以及机动处、厂机械副总签字确认后方可进行开机。8.5 联锁回路必须100%投用，确保设备联锁的完好，也确保设备紧急情况能够安全平稳停机，保证设备的安全。9 、加强特殊阀门的管理：催化部分阀门极为重要，一旦这部分阀门故障，设备的安全运行状况得不到保证，容易引起设备损坏和设备事故，威胁装置的安全平稳运行，因此必须加强对这部分阀门管理，主要从以下几个方面进行。9.1 装置开工前的自保联校，检查各个阀门自保后动作情况，确保装置紧急情况能够安全平稳停工，同时开工期间为防止关键阀门出现卡涩和锈死，进行定期实验，保证阀门开关正常。9.2 在SIS和DCS增加操作权限，防止岗位人员在操作期间出现人为误操作导致装置出现循环和停工，同时也增加调节速度限位，防止出现调节幅度和速度过快，引起设备异常。9.3 重要阀门现场明确标识，加强培训学习，提高岗位人员对重要阀门的操作能力。二）、其他设备日常维护、管理、检修等方面1 加强转动设备管理：运转机泵为的核心设备，设备数量大，设备故障多，设备故障危害大，因此搞好转动设备的维护管理极其重要，主要从以下几个部分进行管理。1.1 加强设备的润滑管理：转动设备的润滑状况直接影响到设备的使用寿命和运行状况，因此搞好设备润滑极为重要。每年年初制定设备润滑计划，每月15日定位机泵润滑日，定期按照润滑计划对机泵润滑油和润滑脂进行更换，并且对润滑记录及时更新。现场机泵油窗进行标识，控制润滑油更换质量，通过各种检查方式，控制机泵润滑情况。1.2 加强备用机泵盘车管理：为防止机泵备用期间轴发生弯曲和变形，要求班组每个头班进行180盘车，制定盘车管理要求，同时每天通过定时检查的方式控制盘车情况。1.3 加强对机泵辅助系统检查：主要是对机泵封油系统和冷却水系统检查，防止高温机泵出现密封泄漏发生着火和爆炸事故。1.4 加强转动设备状态监测管理：设备技术人员每周用冲击脉冲仪对装置运转机泵进行状态检测，按照机泵分类管理，A类设备每周两次状态监测，B类设备每月两次状态监测，同时也对重要机泵安装在线状态监测系统（S8100），每天对机泵状态监测数据分析，及时发现设备故障，及时处理，防止设备事故的发生。2 建立周检管理制度、区域免检管理，持续推进现场管理水平：为能及时发现装置设备缺陷，极力推行设备周检制度。周检制度执行由公司领导层负责分区检查，相关部门都参与周检，根据具体专业分工检查，检查包括现场设备和各种管理和技术资料检查，检查出的问题及时上网。检查出的问题按照专业和班组归类负责，相关责任人必须在下一检查周期前进行整改，没有整改必须说明具体原因，根据相关周检制度进行处理。周检问题必须进行复查确认，下一检查周期前必须对上周检查问题整改情况进行复查确认，加强对负责人的考核管理。检查区域互换，防止检查问题更加全面，提高现场设备完好状况。为保证装置现场面貌完好以及设备完好，执行装置免检制度推行十分必要，通过现场的各种检查，按照装置分区分班管理，每月对装置分区评比，现场面貌完好、设备完整、以及设备运行状况优良，通过免检制度要求进行嘉奖，班组区域不符合要求班组进行考核，并且对班组年终各种达标挂钩，通过严格的奖惩制度大大的激励了班组积极性，改善装置面貌，提升管理效果。3 加强特种设备管理：拥有大量压力容器设备，压力容器事故发生后果严重，对压力容器管理工作要极为重视。压力容器设备资料、管理台帐以及各种管理制度完善，对压力容器安全附件加强检查，设备及其安全附件按照要求定期检验，利用设备日常巡检和设备周检及时发现设备故障和缺陷，在第一时间内消除设备缺陷，确保压力容器的安全运行。4 抓好设备检修和定期大修工作：设备检修工作是的重要工作，设备检修质量的好坏关系是否能够长、安、稳运行的关键。在设备检修工作主要从以下几个方面开展。检修计划申报和审批；施工现场风险识别，检修用料的订购；现场安全直线管理，计划施工开展；施工质量验收，计划结算以及设备检修资料的收集归档；设备台帐更新，以及检修记录登记。整个施工过程实行封闭管理，施工过程人员直线管理，避免出现某些环节脱节，影响施工质量，打乱检修进程。三）、反再系统常见问题和日常管理- 11 -催化裂化装置的再生器与沉降器是催化裂化装置的主要设备，因此催化两器衬里的好坏直接影响到催化装置的安、稳、长运行。下面重点分析近几年来国内炼厂再生器与沉降器衬里损坏情况，及在大修中如何检修施工，进行说明。1. 反再“两器”系统常见问题和措施A、衬里局部脱落磨损问题，由于两器内温度较高，所以对两器内衬里材料和结构形式选择至关重要。沉降器内壁、待生立管衬里等部位磨损非常严重，特别是一些内构件结构突变，或有开口的部位衬里，由于热膨胀变形量的差别，更容易变形产生贯穿性裂缝导致脱落，由此容易造成衬里局部脱落、磨损较严重。B、两器各种内件由于设计结构或布置安装不合理，产生热应力发生部件变形断裂，失去功能等问题。常见故障为待生立管吹扫、松动风毛细管拉断，内置汽提蒸汽管磨损磨穿或拉断。 C、主风分布管各支管、喷嘴部位、预提升管环流管等部位更是磨损严重。 2 沉降器内壁衬里磨损脱落、裂缝的原因分析2.1油气冲刷对衬里的影响沉降器内壁衬里受油气及催化剂冲刷较严重，由于加工原油性质以及催化剂的品牌的变化，由于催化剂为多孔骨架结构，并且质地坚硬，加上高速运动，高速旋转，其表面如铣刀一样对衬里进行冲刷，所以油气催化剂冲刷使衬里磨损严重，这可从提升管顶伞帽处明显看出，耐磨衬里几乎全被磨掉。而且衬里被磨损后，磨损部位油气产生的旋流，将加剧衬里的磨损。2.2 沉降器内部温度差对衬里的影响当沉降器内部温差急剧变化时，衬里不仅会由于自身温差发生显著变化，而且会与器壁金属及龟甲网温差产生应力。金属变形显然大于非金属的变形，因此，衬里在金属及龟甲网应力作用下，其整体性被破坏，从而出现局部的衬里剥落或凸起，严重的出现蜘蛛网状裂纹。衬里在使用过程中，温度的变化是不可避免的，温度的变化使衬里发生变化而产生热应力，每经历一次温度急剧变化，衬里的强度、稳定性均有一定程度下降，当应力超过衬里的强度时，衬里发生破坏。2.3 施工对衬里产生的影响施工质量的好坏对衬里有着重要影响。由于衬里施工的温度、时间、环境不同，衬里的强度也有所不同，特别是新衬里与旧衬里接茬处，处理不好仍会发生破坏，如果不能保证衬里密实和均匀，一旦出现气孔或疏松，在温度的影响下，气体膨胀就会将衬里顶出龟甲网格，形成衬里局部脱落，其强度也就不能保证。在修补局部衬里时，保温钉与龟甲网以及龟甲网的与龟甲网焊接质量很难控制，如果控制不好，搭接长度不足，清理不干净，有焊渣，这样在温度变化情况下很容易造成龟甲网耐磨衬里与保温钉脱落，耐磨层与保温层分离，气体进入分离空间将衬里顶出，形成大面积的鼓包。3. 防治对策A、 减少油气及催化剂对衬里冲刷损坏：首先应确保一、二旋风分离器完好，操作平稳，避免催化剂跑损，以免增加催化剂用量致使催化剂密度增大。加大对催化剂品质的检查，尤其是硬度、颗粒度、耐磨指数等指标的测试，控制催化剂质量。B、 控制装置操作大幅度波动次数：在生产过程中，应保持平稳操作，避免操作温度大幅度波动，防止设备超温、超压操作，这就要求相关设备均处于完好状态。也应提高操作人员水平，进行平稳操作，即使避免不了，也应缓慢升温降温。C、提高施工质量：衬里施工时，将拆除龟甲网部分拆成直角断面，每处应不少于三个保温钉，新旧龟甲网连接时应采用搭接焊，搭接长度符合要求，焊缝表面清理干净。在衬里恢复时，应将器壁表面清刷干净，并洒水湿润，浇筑的衬里用榔头敲实并压光表面，无蜂窝麻面，并定期洒水养护，焊接保温钉时一定要满焊，不能是点焊。此外还应选择合适的材料：沉降器衬里应选用新型耐磨隔热材料，避免使用陶粒蛭石衬里。龟甲网应选用0Cr13的材质，因为它的膨胀系数与衬里最接近。D、 控制装置开工升温速度： 应严格按照升温曲线进行升温，进行衬里烘烤，首先将温度控制在200左右进行保温，将衬里施工中的游离水进行蒸发，其次是将温度控制在350左右，主要是将衬里中结晶水进行析出并蒸发，第三是将温度控制在500左右，主要目的是将衬里烧结坚固。在升温过程中一定要缓慢，避免温度大幅波动，严格按照升温曲线。 F、 采用先进施工工艺：建议陶汰龟甲网衬里，采用无龟甲网衬里施工。其优点如下：1造价低；2施工方便；3强度及稳定性增大；4检验维护方便。3、沉降器、大油气线结焦问题沉降器、大油气线解结焦，是催化装置又一影响正常、长周期平稳开炼的隐患故障之一，按结焦生成机理可分为硬焦和软焦，硬焦，质地坚硬不容易脱落，是由反应生成的高分子裂化气在有限空间长时间停留，遇器壁温度降低聚合、热缩合的产物，通常附着在反应提升管喷嘴处、沉降器旋风料腿等处，软焦，通常生成在沉降器料腿出口，汽提段、内集气室、大油气线等部位，是油气和催化剂混合的产物。防范措施：A、通过采取先进的沉降器、顶旋分离器结构，减少油气停留时间，B、合适的防焦蒸汽量，建议采用过热蒸汽，C、采用高效原料油喷嘴并保证正确安装，同时精细操作，保证各路喷嘴原料油和雾化蒸汽的对等均匀性。四）、分馏、吸收稳定、烟气露点等系统的腐蚀与维护管理催化催化裂化加工过程介质大多为：高温烟气、热油及各类轻油、液化汽、干气等，具有温度高，硫含量高、易燃等特性，由此造成的各类设备的热应力变形、腐蚀、磨损等是装置停产，甚至事故的不可忽视的因素。一、反应再生系统的腐蚀机理及防腐腐蚀问题，是另一类催化装置常见设备故障之一，特别当加工原油含硫量较高时，表现更为突出，通常可使催化装置的再生器、三旋以及烟道系统的主体设备出现大量的裂纹及砂眼，而且主要集中在设备的焊缝、弯头等部位。1.再生系统腐蚀的类型及腐蚀部位：再生系统及后续的烟道、烟机、余热锅炉系统的腐蚀主要是应力腐蚀、露点腐蚀以及磨损腐蚀。通常应力腐蚀存在于再生器壁、大烟道等高温烟气部位，露点腐蚀存在于余热锅炉炉管、炉壁及省煤器水管，磨损存在于再生器内构件、烟道、三旋及烟机系统等介质流速较高的部位。在斜管及烟道的膨胀节存在凝液的酸腐蚀。2、再生系统腐蚀的机理：（1）高温的再生烟气的成分比较复杂，主要成分为CO2、CO、O2、N2、NOx和水蒸汽。在高温条件下，钢表面会被氧化，同时也会产生脱碳反应，造成内构件腐蚀损坏。2004年大修鉴定时发现再生系统人孔护扳出现发黑、龟裂甚至用手可以将10mm厚的钢板掰裂成碎块的情况，这就是明显的脱碳反应，如果为了提高再生效果和热能回收率，再生温度进一步提高，而且还大量使用各种助燃剂，使CO完全燃烧，提高烟气中的CO2含量，从而进一步加剧了再生器的高温气体的腐蚀。 （2）应力腐蚀：是金属在应力和腐蚀性介质联合作用下产生的一种腐蚀破坏，其结果是使金属产生腐蚀裂纹，甚至突然破裂。而设备应力的产生，一方面是在加工过程中形成，如冷加工的形变应力，热加工的组织应力等；另一方面在容器受压运行时也产生应力。再生烟气中存在较多的氮氧化物，会加剧应力腐蚀的产生。这些应力作用的结果，引起金属内部晶格的扭曲，从而造成区部腐蚀，使金属形成裂纹，随着腐蚀的继续，裂纹很快延伸扩展，以致产生破裂，其中拉应力对金属的腐蚀破裂最为显著。对于热应力的产生，主要有以下三种情况：构件本身各部分间的温差引起的焊缝开裂。如再生器主分布管与再生器壳体连接处开裂等。不同热膨胀系数的异种钢的焊接接头处开裂。再生器内部构件均为不锈钢材质，内部构件与壳体的连接板或构件直接与壳体连接，由于再生器壳体材质为20g，这样导致焊接接头处的焊缝开裂。结构不合理引起热膨胀不协调导致焊缝开裂。由于构件不合理使得受热后膨胀量受限或补偿量太小，造成局部残余应力变形过大将焊缝拉裂，如旋风分离器料腿拉杆拉裂等。另外，催化再生器烟气出口的大烟道根部出现大量裂纹的主要原因就是因为应力腐蚀的结果，再生器在带压、高温作用下运行，再生器设计壁温较低，约为130-150之间，大烟道表面温度通常在100左右，在这种状态下极易发生氮氧化物应力腐蚀，因此这些部位由于应力以及腐蚀介质的作用会产生大量裂纹。（3）露点腐蚀：由于再生烟气中存在较多气体氧化物，特别是随着催化原料中硫含量的提高，使烟气中的硫及硫化物大幅度增加，使烟气的露点腐蚀温度提高达到140左右，这使烟道、省煤器、锅炉、膨胀节等表面温度较低的部位由于酸液的冷凝沉积产生强烈的金属腐蚀，省煤器由于进水温度只有90-100，因此使用时间2-3年就由于露点腐蚀发生穿孔被迫更换。（4）磨损腐蚀：主要指的是高温催化剂的冲蚀和磨蚀。随着再生烟气流动的催化剂，不断冲刷构件的表面，随着广泛使用新型催化剂，其高温强度显著提高，流速加快，因此催化剂的磨蚀和冲蚀更加剧烈。提升管预提升蒸汽喷嘴、原料喷嘴、再生器主分布管的磨损。由于介质在提升管预提升蒸汽喷嘴、原料喷嘴、再生器主分布管的喷嘴喷出的速度很高，在喷嘴出口形成负压区，介质产生涡流，催化剂将被吸进负压区，在负压区催化剂容易形成“返混”“滑落”对构件产生严重的磨损，。提升管出口快分的磨损。由于原料在提升管内汽化，体积剧增，因此在提升管出口油气线速非常高，催化剂的密度也高，因此催化剂的快速流动极易导致顶旋快分的严重磨损，旋风分离器系统的磨损烟气以每秒1525m/s的速度夹带催化剂进入旋风分离器，由于离心力的作用，催化剂与器壁的碰撞导致磨损，另外由于料腿在不停的开合导致翼阀阀板的严重磨损。烟气管道冲蚀由于烟气中含有催化剂颗粒，在高流速的烟气的带动下，当烟气流向改变时弯头的外侧内壁将受到冲蚀这种冲蚀是必然存在的，只是严重程度不同。临界喷嘴管道由于冲蚀最容易导致泄漏。3再生系统腐蚀的防范措施：（1）对于高温烟气的腐蚀，采用非金属衬里，目前再生器衬里已经由双层龟甲网衬里转化为无龟甲网的钢纤维衬里，严格保证衬里的质量及厚度，这样及保证隔热又保证耐磨，材质升级，为防止内构件出现高温氧化，因此要求结构复杂的易损部件使用1Cr18Ni9，但应采取合理的热补偿措施。对一些高速冲蚀的测温、测压管嘴采用耐磨层保护。（2）从设计及制造角度采用一些新技术，改变工作条件避免腐蚀发生，如临界喷嘴线选用合适的喷嘴。（3）对露点腐蚀，降低烟气中的硫含量，降低露点腐蚀温度，提高表面温度或加保温层，减缓腐蚀。锅炉及省煤器提高进水温度，避免酸性介质露点出现。选用耐腐蚀的金属材料。二、分馏系统1. 分馏系统的腐蚀部位及机理分馏系统存在多种温度及成分的介质，高温油浆中的高温硫对分馏塔底及相应的油浆管线、泵、换热设备造成腐蚀。腐蚀形态为均匀减薄及局部穿孔，腐蚀机理为化学腐蚀。介质温度在240 以上的部位，出现均匀腐蚀，随着温度升高腐蚀加剧。反应油气中的硫及硫化物在油浆的高温环境下与铁发生反应，造成换热器管束、机泵叶轮、塔下部内构件发生点蚀，腐蚀速率可达4.2mm/n。在分馏塔上部和换热区部分，由于温度较低，腐蚀介质易发生沉积，导致腐蚀发生。油气在分馏塔上部冷凝过程中，硫及其它酸性氧化物被冷凝，在操作温度低于100时，各类腐蚀介质对塔壁及内构件、相关换热设备、机泵产生腐蚀，其表现为均匀腐蚀，局部由于腐蚀物的沉积导致坑点腐蚀。分馏系统换热设备主要存在硫及氯离子腐蚀，部分不锈钢换热管束在冷凝液中氯离子条件下易发生腐蚀， 2.分馏系统的防腐工作分馏系统的防腐主要是严格控制工艺系统的操作，提高分馏塔顶的温度，防止塔顶的温度过低，出现蒸汽凝液，与硫化物一起腐蚀塔内部构件。提高塔内构件材料的抗腐蚀能力，油浆系统控制固体含量及温度，减缓腐蚀发生。另外设备研究所在塔内部挂试片进行腐蚀监测，对局部腐蚀严重部位采取适当技术手段进行预防。三、吸收稳定系统的腐蚀机理及防腐1.吸收稳定系统的腐蚀机理主要是HCN-H2S-H2O型腐蚀。产生的原因是低温条件下，腐蚀介质冷凝形成水溶液，发生复杂的化学反应，导致腐蚀。吸收稳定系统的腐蚀具体部位主要是液态烃管线；吸收解吸塔；稳定塔；再吸收塔；R301、R302内部构件；水冷器。频繁的开、停工会加剧腐蚀的速度。由于存在酸性气体介质，在塔顶冷凝系统及管道内发生焊缝开裂及氢鼓泡，在不锈钢焊缝出现硫化物应力腐蚀开裂，尤其是酸性较强的部位，塔顶部及冷凝器内腐蚀会加剧。2吸收稳定系统的防腐工作吸收稳定系统的防腐主要是调整操作，控制各部温度，对进吸收稳定的各类介质加强水洗，努力降低介质中各类腐蚀物的含量。吸收解吸塔、稳定塔、再吸收塔内部构件更换为不锈钢。水冷器系统控制循环水流速，避免循环水由于流速低产生结垢，导致垢下腐蚀。对一些腐蚀较严重部位联系设备研究所在水冷器、管线内部挂试片进行腐蚀监测。五）、蒸发器运行管理要保证蒸发器长周期运行，要做到以下几点：首先是对装置的油浆系统热负荷进行核算，根据核算结果选择合适的蒸发器，并且留有一定的设计余量，避免装置油浆系统热负荷变化后，所选蒸发器设计发汽量不够，为回收热量，多产蒸汽，造成蒸发器超负荷运行，从而造成蒸发器损坏。其次，控制蒸发器进水量平稳，液面不要忽高忽低，发汽量不要超过设计负荷。第三，由于蒸发器是