1、中氮肥第3期4第3期 2010年5月M-Sized Nitrogenous Fertilizer Progress No. 3 May 2010热风炉技术改造 蓝芸（四川绵竹川润化工有限公司，四川绵竹618200）中图分类号 TK 11 +5 文献标识码lB 文章编号1004 -9932(2010)03 -0046 -02 我公司磷酸盐生产装置干燥工段热风炉作为1 000 t/a磷酸盐生产装置喷雾干燥塔的热源设备，其作用是将22 435 m3/h的常温空气加热至250以上。但1994年投运后，却出现了热风出口温度偏低（达不到要求值）、烟气出口温度偏高、管端过烧现象，致使生产不能正常进行+ 经常
2、因此停产，生产处于开开停停的状态。1热风炉构造 热风炉（结构简图如图1）由3组换热列管组成，列管与耐火砖砌成的烟道相通。列管单管规格为51 mm x3 mm，长1.5 m，3组列管换热管数分别为320根、314根、256根，总换热面积210 m2。热风炉以煤为原料，煤燃烧产生的高温烟气在热风炉中与空气换热，高温烟气走管内和烟道，空气走管间。换热后的空气作为喷雾干燥塔的热源，出口烟气成为尾气排放。2故障分析 热风炉在运行中存在的问题及原因分析如下： (1)换热列管高温段未采用耐热材料，也 收稿日期 2009-11-12 作者简介蓝芸(1970-)，女，四川绵竹人，工程师，先后从事化T没备设计制造
3、、技术改造和项H建设工作，现任四川绵竹川润化_r=有限公司总I办主任、总T程师助理。未采取保护措施，煤在燃烧中产生的大量烟尘极易堆积在管口，且烟气温度高达700 800致使管端烧裂，管板变形； (2)空气横向穿过列管管束，流程太短，热交换不充分，换热效率低，导致烟气出口温度偏高，空气出口温度偏低，热损失大； (3)换热列管管束与烟道砌体联成整体，维修时必须破坏烟道，造成维修困难、工期长、费用高； (4)烧煤由司炉工操作，无法控制烟气进口温度，造成空气出口温度不稳定，必然影响生产的稳定。3改型分析 我公司向多家热风炉设备制造厂进行了咨询，但厂家提出的方案只能保证将烟气出口温度降至120一150，
4、且投资不菲，制造周期长。为尽快恢复生产，确保生产长周期稳定运行，公司决定对热风炉进行技术改造，由笔者承担热风炉的结构设计。 经过充分讨论，结合公司实际情况，决定改用管壳式列管换热，其结构型式如图2，以天然气为原料。管壳式换热器具有结构坚固、适应性强、制造工艺成熟的特点，可自行设计，以节省改造费用。但采用管壳式结构须在管材耐高温、克服温差应力、减小结构阻力、降低改造费用方面下功夫。3.1温差应力 热风炉要将常温空气加热至260 280将700 800的高温烟气降至70左右，介质进出口温差较大，管壳程均要承受巨大的温差应力。如果结构设计时对此因素欠考虑，将可能发生壳程焊缝拉裂、管束管板变形等破坏，
5、故必须在管壳程结构设计上考虑应力补偿。第3期蓝芸：热风炉技术改造47 图2管壳式换热器结构示意图3.2结构阻力 空气由鼓风机送人（流量22 435 m3/h，压力2.4 kPa），经换热器升温后进入喷雾干燥塔干燥物料。由于风机风量大、压头低、输出调节范围小，要求将换热器阻力控制在l 8 kPa以下才能保证空气输出量，维持干燥塔正常运行。因此，降低结构阻力是设计的关键要素。3.3改造费用 由于该设备承受热负荷较大，且2种介质均为气相，传热系数低，为促使2种流体在设备内充分换热，采取将2组换热器串联，以增长流体换热路程。但随着管壳程长度的增长，设备耗材量也将增大，所以必须合理选材，力求经济耐用。4
6、改造措施4.1温差补偿 管程单程温差为300400，引起的温差应力非常大。笔者设计时在一侧管端采用了外填料函滑动管板结构，详见图3。该结构密封性能好，耐高温，管束可在壳体内自由伸缩，补偿量不受限制，壳体也可在管束外自由移动，成功地解决了温差应力问题。4.2降阻 在设备结构强度和刚度允许的条件下，结犒设计上尽量增大空气的流通面积，减少折流次数，以减小设备阻力。具体措施如下：在管束排列上，适当增大管间距，保证空气流通截面不小于进口管截面；折流板缺口率取40%，单程设折流板2块（远超出常规设计取值）。4.3经济选材 合理采用高温保护结构和选择耐热材料并控制其用量是降低改造费用的关键所在。笔者在烟气人
7、口高温端( 700 800)采用了高温防护措施（详见图4），管板、管头（仅300 mm长）采用lCr18Ni9Ti，在管程侧管板表面、管头部分敷以100 mm厚的耐火水泥，各管头管端处耐火泥敷成向外喇叭口状，圆滑过渡，以保护管板、管头及焊缝不受高温烟气的直接灼烧，延长其使用寿命。高温段换热管采用20 G锅炉管，低温段采用20钢普通管材，壳程材料为Q235一A。该设备总重14 t，其中不锈钢用量仅700 kg，大幅降低了设备的改造投入。5改造成效 改造于1998年l1月组织实施，投入资金7 万元，当月月底即成功投运。经测试，空气出口温度可达260 280，烟气出口温度降到65 70，仅为外购设备
8、出口温度指标的一半，热效率高。由于热风炉以天然气为热源，气质洁净稳定，烟气温度波动小，因此投用后公司取消了司炉工岗位。 该设备在役已10 a有余，至今仍运行良好。目前尾气温度为7075，10 a温升不足10（虽然由于介质多年积尘，设备热阻有所增大），证明该技术改造是成功的，不仅实现了装置的长周期稳定运行，同时为磷盐分厂的扭亏增效奠定了坚实的基础。 第3期2010年5月M-Sized Nitrogenous Fertilizer Progress No. 3 May 2010燃焦炉煤气锅炉尾部受热面和烟道的腐蚀及对策 薛晓敏（山西焦化股份有限公司，山西洪洞041606）中图分类号 TK 229.
9、 6+5 文献标识码B 文章编号1004 -9932(2010)03 -0048 -020引言 在目前的燃焦炉煤气锅炉中，空气预热器都安装在锅炉对流烟道的最后面，进入该部的烟气温度不高，故将其称为低温受热面或尾部受热面。而该受热面最容易出现的影响锅炉运行的故障就是低温腐蚀和堵塞。烟道处于空气预热器后、引风机前，烟气温度相对较低，更易出现低温腐蚀。 我公司现有的3台额定蒸发量为35 t/h的燃焦炉煤气锅炉自2000年投产以来，多次因烟道腐蚀泄漏和空气预热器泄漏、堵塞而被迫停车，特别是空气预热器腐蚀穿孔后，会在较短的时间内就出现漏风（最短累计运行时间为9 488 h），既影响锅炉系统的安全、稳定、
10、长周期、满负荷、经济运行，增加生产成本，又严重影响整个焦化系统的正常生产。2低温腐蚀机理 尾部受热面和烟道的低温腐蚀是指硫酸蒸汽凝结在受热面或烟道上而形成的腐蚀，也称硫酸腐蚀，一般出现在烟温较低的末级空气预热器的空气人口端。由于锅炉所燃烧的焦炉煤气中含有一定量的H2S，燃烧时生成S02，一部分S02会进一步氧化成S03，S03与烟气中的水蒸气反应生成硫酸蒸汽。当受热面的壁温低于硫酸蒸汽的露点时，硫酸蒸汽就会凝结形成硫酸溶液，从而对受热面产生腐蚀。1锅炉概况及烟道、空气预热器腐蚀情况1.1锅炉概况 我公司焦化二厂现有3台燃焦炉煤气锅炉（2台为无锡锅炉厂制造，1台为太原锅炉厂制造），额定蒸汽压力3
11、. 82 MPa，额定蒸汽温度450。其空气预热器结构均为管式，1、2锅炉空气预热器换热管采用40 mm1.5 mm管，共1 624根；3锅炉空气预热器采用50 mm2 mm管，共1 160根；材料均为Q235A，长度2 604 mm。烟道采用钢板焊制结构，材料为Q235-A，厚度5 mm。1.2烟道及空气预热器腐蚀泄漏情况 3台锅炉烟道及空气预热器运行时间见表1。收稿日期 2009-11-24作者简介薛晓敏(1971-)，男，山西洪洞人，工程师。3低温腐蚀的危害 (1)使空气预热器等受热面腐蚀泄漏，造成大量空气漏人烟气中，一方面会因风量不足影响燃料燃烧造成锅炉出力不足；另一方面会使引风机负荷
12、增大，导致耗电量增加；同时由于冷空气直接进入烟气中，造成烟气温度低于正常值，促进了硫酸的形成和凝结，使腐蚀速度加快，形成恶性循环。 (2)若燃料焦炉煤气杂质含量较高，在形成腐蚀的同时还会在尾部受热面上出现积灰，这种现象主要发生在空气预热器和烟道中。由于在烟气温度较低时形成的硫酸凝结在低温受热面的管壁上或烟道壁上，使管壁或烟道壁由干燥状态变为湿润状态，加之硫酸的黏度较大，烟气中的灰尘等杂质就会被硫酸吸附，黏结在空气预热器管子内壁或烟道壁上，造成管子或烟道内积灰， 第3期薛晓敏：燃焦炉煤气锅炉尾部受热面和烟道的腐蚀及对策 49严重时会使部分空气预热器管子堵塞而影响锅炉的正常运行。另外，管子内积灰后
13、还会导致传热效率降低，使受热面金属壁温降低，加剧低温腐蚀。 (3)低温腐蚀造成空气预热器和烟道损坏，增加了检修维护费用，使生产成本提高。4影响低温腐蚀的因素 采用提高排烟温度的方法虽可使空气预热器受热面壁温和烟道壁温增加，但却会使锅炉效率降低。 (4)采用耐腐蚀材料制作低温受热面和烟道。管式空气预热器的管子可采用耐腐蚀材料，烟道可采用喷涂耐腐蚀涂料、贴铸石板等方法进行防腐。 影响低温腐蚀的主要因素是烟气中S03含量。这是因为烟气中S03含量增加，一方面会使烟气露点升高，使受热面容易结露而引起腐蚀，另一方面会使硫酸蒸汽含量增加而导致腐蚀加剧。 烟气中S03的含量与以下因素有关： (1)燃料焦炉煤
14、气中的硫含量越高，烟气中的S03含量就越高； (2)燃烧火焰温度越高，将会使火焰中氧原子增加，从而使烟气中S03含量增加； (3)过量空气系数提高，也会使火焰中氧原子增加，从而使烟气中S03含量增加； (4)当烟气中Fe2 03或V205等物质的含量增加时，将会促进S03氧化成S03使烟气中S03含量增加。5减轻低温腐蚀的措施 综上所述，解决低温受热面和烟道的低温腐蚀可以从以下几方面着手：减少烟气中的s0，含量；采用低氧燃烧；提高受热面的金属壁温；采用耐腐蚀材料制作低温受热面和烟道。具体措施如下。 (1)提高煤气脱硫质量。通过优化工艺操作，使燃料焦炉煤气的H2S含量达到设计要求(0.50.7g
15、/m3)。 (2)在锅炉操作中尽量采用低氧燃烧，将烟气的氧含量控制在规定范围(4%8%)的低限，即尽量控制在4%5%，这样既可减少S0，的形成，又可提高锅炉的热效率。 (3)提高空气预热器受热面壁温。 采用热风再循环可提高空气预热器受热面壁温，即将空气预热器出口热空气的一部分回送到送风机人口，使进风温度提高，从而使空气预热器受热面壁温提高。但该方法会使送风机电流增加，生产成本提高。6实施 在提高煤气脱硫质量、优化工艺操作的同时，空气预热器的管子改用耐腐蚀材料，烟道则采用底部和部分侧面贴铸石板的方法进行防腐。具体如下。 2003年4-5月，利用1 4锅炉大修的机会对其烟道进行了防腐蚀处理。主要是
16、对烟道底部和距烟道底部500 mm的侧面采用盐酸呋喃胶泥贴铸石板。底部采用200 mm300 mm40 mm的铸石板，侧面贴200 mm300 mm40 mm的带孔铸石板，用螺栓固定在侧面烟道钢板上，防止因烟道振动而致铸石板脱落，之后，对铸石板缝和螺栓固定处用盐酸呋喃胶泥灌满，勾缝。 2003年5 -7月，利用2#锅炉大修的机会对其烟道采用与1#锅炉同样的方法进行了防腐蚀处理。 2004年5月，利用3#锅炉大修的机会对其烟道进行了防腐蚀处理，方法同1 #锅炉。 通过以上处理，防止了烟道底部和侧面严重腐蚀而出现泄漏问题的发生，确保了生产系统的安全、稳定、长周期运行。至2009年10月，3 台锅炉
17、均未出现烟道漏风的情况。 2006年9月，在对2#锅炉进行第2次大修时，对其空气预热器进行了更换，采用OCr19Ni9、40 mm1.5 mm的管子替代原来的管子。改造后至今，未出现空气预热器泄漏情况，保证了系统的连续稳定运行。 2009年10月，在3锅炉大修时对其空气预热器进行了更换，也采用OCr19Ni9、50 mm x2 mm的管子替代原来的管子。7结束语 通过以上措施的实施，有效地保证了锅炉系统的安全、稳定、满负荷、长周期、经济运行，也为公司节约了维修费用。 第3期2010年5月M-Sized Nitrogenous Fertilizer Progress No. 3 May 2010
18、大型空分装置纯化系统蒸汽加热器泄漏的监控运行 张卫锋，党伟（兖州煤业榆林能化有限公司，陕西榆林719000）中图分类号 TQ 051. 5 文献标识码B 文章编号1004 - 9932（2010）03 - 0050 - 021背景 兖州煤业榆林能化有限公司年产600 kt甲醇项目的KDON-42500/27700型空分装置采用氮水塔预冷、分子筛吸附净化、增压透平膨胀制冷、空气增压循环的液氧内压缩、全精馏无氢制氩流程。其中分子筛吸附器采用卧式双层床结构，底部为活性氧化铝床层，顶部为UOP分子筛。分子筛纯化系统相关参数见表1。 分子筛纯化系统再生采用蒸汽加热，蒸汽加热器后串联电加热器，电加热器仅在
19、分子筛特殊再生时使用。正常运行时只投运蒸汽加热器，电加热器前后手动阀关闭，旁路阀全开。2问题的提出 A套空分装置分子筛在运行的加热阶段，蒸汽加热器出口污氮气露点( AIA A31204)呈逐渐上升趋势，由正常时的- 65以下逐渐上升到-9左右，而其他工艺参数无变化。经仪表人员检查后，排除了在线分析仪故障的可能。进 收稿日期 2009-08-13 作者简介张卫锋(1975-)，男，工程师，兖州煤业榆林能化有限公司生产技术部副部长。一步检查发现，分析管内有少量水珠吹出，初步判断为蒸汽加热器内有漏点，由于蒸汽漏入再生的污氮气中，造成污氮气露点超标。如果漏点扩大将造成再生污氮气含水量加大，带入分子筛床
20、层后，会严重破坏分子筛的吸附性能，其耐压强度也将大幅下降，阻力会明显增加。如果单独采用电加热器加热，加工空气量会受到限制，难以达到再生温度，再生效果很难得到保证。因此，如何调整分子筛纯化系统的再生加热方式，保证后续化工系统在检修前维持安全稳定运行，成为公司的当务之急。3解决措施及运行效果3.1解决措施 为了给后续化工系统的检修留出充足的准备时间，同时保证分子筛再生效果，结合分子筛纯化系统的工艺流程特征，采取了以下运行调整及监控措施。 (1)为避免蒸汽泄漏到污氮气侧造成其露点超标，停用蒸汽加热器，采用电加热器加热再生污氮气。但由于设计时电加热器只是用于特殊再生时提高污氮气的温度，其通量远不能满足
21、再生时的污氮气量。 (2)考虑到蒸汽加热器的泄漏量很小，为保证再生时的污氮气量及温度，稍开蒸汽加热器进汽阀，使分子筛的再生污氮气量及温度都能得到保证。 (3)在分子筛非加热阶段，蒸汽加热器进汽阀微开，控制蒸汽加热器蒸汽侧压力在0.1 0. 15 MPa，保持蒸汽加热器始终处于热态，防止在分子筛加热阶段蒸汽加热器由冷态急剧变化到热态，以免泄漏进一步扩大。 (4)加热开始前10 min，巡检人员到现场检查确认电加热器送电情况，由控制室人员送出 第3期张卫锋等：大型空分装置纯化系统蒸汽加热器泄漏的监控运行 51运行信号，现场投“运行”状态。此步必须特别注意的是：若在回执程序已经开始运行后再送出运行信
22、号，则电加热器将不再运行。 (5)分子筛加热阶段开始后，电加热器自动启动，手动控制再生气放空阀，调节再生气压力在15 kPa左右。 (6)确认电加热器再生污氮气进、出口阀门全开，电加热器污氮气旁路阀开度在25%。 (7)加热过程中随时调节蒸汽加热器蒸汽进汽阀，使加热蒸汽压力稳定在0.10. 15 MPa。 (8)蒸汽加热器汽液分离器液位因蒸汽压力低，不好控制，改用分离器下部排污阀手动调节。 (9)加热结束前，再生污氮气放空阀投程序控制，关小蒸汽加热器蒸汽进汽阀，控制加热蒸汽压力在0.1 MPa左右。 (10)吹冷开始后，暂停分子筛纯化系统程序，手动打开蒸汽加热器再生污氮气进气阀，吹扫5 min
23、，将管道中带水蒸气的气体吹除干净，然后关闭蒸汽加热器再生污氮气进气阀，程序继续运行。 (11)运行过程中密切监控蒸汽加热器污氮气出口露点AEA31204。分子筛在非加热周期由于污氮气不流动，该处露点会较高，一般在-5 左右，如有增大趋势应及时检查漏点是否扩大，以做下一步应急准备。3.2运行效果 经过以上工艺调整，在最初的15 d(2008 年11月15 -30日)内，分子筛纯化系统出口空气中C02和水分都能控制在要求指标内(C02 含量110-6水分含量1010-6)，但11 月30日以后分子筛出口空气中C02含量呈上升趋势，最高达5Ox 10-6以上。 在分子筛纯化系统出口空气中c0,超标后
24、的5d，低压板式换热器出现偏流及流量减少的情况，以致去分子筛再生污氮气量不能满足分子筛再生所需的要求气量，此时的冷吹峰值仅50 左右，远远低于正常运行时的154。C，可见当时分子筛再生很不理想。 为了满足再生气量的要求，实际操作时打开低压空气去分子筛再生阀门，用空气作为分子筛的再生气源。随后几天低压板式换热器进气量明显下降，由正常时的85 000m3/h左右下降到20 000 m3/h左右，此时出低压板式换热器的污氮气、低压氮气、压力氮气温度偏低，说明换热器内已经形成干冰堵塞通道。 由于此时后续化工系统的检修准备工作已完成，A套空分装置停车进行加温，并检修蒸汽加热器。4结论 (1)类似的分子筛
25、纯化系统再生流程可采用上述的工艺调整作为蒸汽加热器泄漏时的临时。监控运行方式。 (2)采用上述工艺运行方式，在时间上有限制，需密切监控分子筛纯化系统出口空气中的C02和水分含量，超标时需停车处理。 (3)空分装置运行中发生蒸汽加热器泄漏的事例较多，若发现不及时、处理不果断，会影响吸附净化效果，给空分装置的安全稳定运行带来隐患，因此在空分的日常运行维护中要加强监控、巡视，提高设备的维护与管理水平，发现异常，一定要彻底查明原因，及时处理，只此才能保证装置的长期稳定运行。 第3期 2010年5月 M-Sized Nitrogenous Fertilizer Progress No. 3 May 20
26、10无喉管喷射器在煤气发生炉上的应用 许志伟（天脊中化高平化工有限公司，山西高平048400）中图分类号 TQ 545 文献标识码B 文章编号】1004 -9932(2010)03 -0052 -02l概述 我公司“4060”氮肥项目于2006年3月建成投产，2007年6月前，造气炉单烧粒径25 100 mm晋城煤，2007年6月后，公司将造气炉煤仓进口条筛的筛网直径改小到10 mm，要求造气炉单烧粒径10一100 mm晋城煤。造气工段的32台2 650 mm固定层间歇煤气炉上吹蒸汽喷射器为有喉管喷射器，结构如图1。喷射器中蒸汽和空气在高速湍流下充分混合、接触，但高温蒸汽在与外界低温空气（冬季
27、空气温度更低）混合后再通过喉管，无疑会降低人煤气炉E吹阶段气化剂的温度，增加了阻力。为此公司决定对造气工段32台2 650 mm固定层间歇煤气炉上吹蒸汽抽吸空气喷射器实施技术改造。在1822 kPa气化压力在40 kPa左右，使用228的蒸汽。要求改造后的单炉产气量达到7 300 m3/h以上。 根据造气炉蒸汽系统工艺管线和阀门现状，经过计算，在原2 650 mm固定层间歇煤气炉配置的DN200蒸汽管道基础上对蒸汽喷射抽吸空气喷射器进行改造：原DN200喷射蒸汽管、DN200抽吸空气管不动，在DN200空气管上加装DN200闸阀，这样就可以根据工艺调整需要调整空气流量或作工艺隔离安全处置使用；
28、原始喷头DN200/DN68改为DN200/DN100：扩散管DN150/DN200尺寸不变；把DN150、长度1 800 mm喉管去掉不用；根据现场位置将尾管直径扩大为DN350，减短尾管的长度至400 mm，以减小阻力。改造后的无喉管蒸汽喷射器结构见2喷射器改造3无喉管蒸汽喷射器的优点 造气工段的主要工艺参数为：水夹套锅炉和蒸汽汽包压力0. 25 MPa工艺阀门压力0.20 MPa，入煤气炉蒸汽缓冲罐压力0.150 MPa, 空气鼓风机风压29 kPa，煤气炉高温气化层阻力收稿日期 2009-11-15 修稿日期2009-12-30 作者简介许志伟(1955-)，男，河南宜阳人，i程师。
29、无喉管蒸汽喷射抽吸空气喷射器在固定床间歇煤气发生炉上吹阶段制气应用的优点：一是抽吸空气阻力小，对空气的抽吸系数高，抽空气量大，真空度高；二是它没有喉管，不产生湍流，汽气充分混合传质，减弱了混合气体的热损耗，从而提高气化剂的温度，而气化剂温度越高对提高气化效率越有利；三是无喉管喷射器由于去掉第3期许志伟：无喉管喷射器在煤气发生炉上的应用53了2m左右的喉管，在减小阻力的同时也减短了蒸汽的流通路程，缩短了蒸汽到达气化层的时间，对提高煤气炉的制气效率有利。4喷射器改造前后主要工艺指标对比喷射器改造前后主要工艺指标对比见表1。表l喷射器改造前后主要工艺指标对比下限从22%下降到16%，卜吹气汽混合温度
30、从改造前的220上升至228左右，气化剂温度提高6（在高寒地区气化剂温度提得更高）；每个制气循环延长制气时间56 s；半水煤气总管中c02含量从8.8下降至8.3%，提高了半水煤气有效成分。可以看出，改造后节煤增产效果明显。 从表1可知：改造后，造气炉原料煤的粒径从25 100 mm变小至10 100 mm和10 25 mm，单炉产气量上升lOOOrr13/h；炉渣含碳量5结语 将煤气发生炉蒸汽喷射抽吸空气喷射器由有喉管改造为无喉管喷射器后，增加了喷射器的抽吸能力，弱化了湍流传质降温功能，同等工艺条件下提高了煤气炉的产气能力，降低了消耗。无喉管蒸汽喷射器的规格大小应根据对应的煤气炉大小和生产能
31、力而定。欲选择安全、高效的喷射器，首先必须对煤气炉系统影响高产低耗的工艺参数进行科学分析，制定出适合本企业造气炉系统的安全工艺指标，把它运用于蒸汽喷射器的改造中。（上接第33页）波动，不影响产量。4.2短停时对低变炉催化剂进行除盐处理 短停时，对低变炉单槽切除保温保压，在低变炉出口导淋处接入压力0.6 MPa、纯度99. 5% 以上的氮气，将低变炉上部大盖打开，用氮气对低变炉进行置换。由于上部大盖面积较大，需要10一20 min才能完成置换。分析低变炉内的可燃气含量小于0 5%时，用准备好的风镐带动钢钎将催化剂上部瓷球及结盐层钻松动。在操作过程中，自始至终通氮气保护。为确保安全，从大盖处向低变炉内通一氮气胶管。操作完成后，继续通氮气数分钟以便将粉尘、盐吹除。采用此处理方法，从理论上分析，必须确保低变炉内压力高于大气压，保证催化剂不被氧化。在实际操作中，由于炉内温度在170一190，
