独山子石化│裂解气压缩机系统长周期运行中的问题及对策

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编 辑 | 化工活动家

来 源 | 乙烯工业 独山子石化

作 者 | 罗灵力等

关键词 | 乙烯装置  裂解气压缩机  长周期运行

共 5867 字 | 建议阅读时间 20 分钟

导 读

独山子石化1000kt/a乙烯装置于2009年9月17日建成投产，工艺流程采用林德前脱乙烷前加氢技术，裂解气压缩机为德国西门子公司设计制造，采用抽汽凝汽式透平，五段压缩，段间注水工艺，在四段与五段之间设置碱洗单元。裂解气压缩机作为乙烯装置的心脏，只有保证其正常周期运行，才能保障装置的平稳运行。

裂解气压缩系统工艺流程

裂解气经过五段压缩，压力(绝)由0.13MPa升高至3.8MPa。每段压缩后，裂解气由段间冷却器冷却。裂解气中的水和重组分在这些冷却器中冷凝。富含芳烃的凝液和工艺水在段间吸入罐中分离，且凝液分别从后段吸入罐返回至前一段吸入罐，最终聚集在二段吸入罐。其次，酸性气体在裂解气压缩机四段和五段之间脱除。另外，裂解气压缩机配备2条防喘振线，防止在压缩机吸入流量低的情况下发生喘振。图1为裂解气压缩机系统工艺流程。

裂解气压缩机系统出现的问题及对策

对于不同装置、不同的工艺设计可能出现不同的影响压缩机长周期运行的问题，就独山子石化乙烯装置来说，主要出现有如下几个问题。

01

低压阀全开改变透平控制模式

裂解气压缩机采用抽汽凝汽式蒸汽透平驱动，驱动蒸汽全部来自裂解炉自产的超高压蒸汽(SS)，靠高、低压调节阀(SV31800、SV31801)来调节抽汽和凝液量。当裂解炉自产的SS品质存在缺陷，且在SV31800维持SS压力稳定的前提下，只能靠开大SV31801阀来满足透平做功，这将导致裂解气压缩机透平抽汽量(高压蒸汽量)减少，凝液量增加，并增大装置能耗。在压缩机大负荷运行时，时常造成低压阀全开，使压缩机失去操作弹性，给装置安全稳定运行带来不利影响。图2为裂解气压缩机透平示意。

正常运行期间，透平的转速和进汽压力同时被控制，使用2个独立的控制回路，从转速控制器和进汽压力控制器来的信号输入内在的比率逻辑比率电路使SV31800和SV31801控制阀相互作用，使透平转速和进汽压力均达到操作要求。当进汽压力增加时，进汽压力控制器将开大SV31800控制阀，但会造成透平转速升高，此时转速控制器就会关小SV31801控制阀。在正常运行时，转速控制器作用于SV31801控制阀，转速控制器提高转速将通过开大SV31801控制阀实现，反之亦然。其阀门逻辑如下：

SV31801=D4S+D5INLT+D6

SV31800=INLT(10PIC81001的输出)

式中：S-转速SIC31804的输出，INLT为PIC81001的输出，其中PIC81001为SS管网压力控制器；Di(i=4，5，6)-常数。

透平不同设计工况下运行参数见表1。

由表1可见：在不同的生产工况下，裂解气压缩机组的转速均在小于额定转速4140r/min下运行，而实际生产中其转速高于额定转速，且真空度(表)较设计值约小10kPa，这将导致蒸汽在透平低压缸做功偏小于设计值，造成机组速度控制器将透平的低压阀开大，以提高透平的输出功率，这也是目前透平低压阀开度始终较大的原因。

在装置高负荷运行的情况下，尤其是在大负荷加工轻烃的工况下，SS品质较差，其温度偏离设计值(515℃)较大。当裂解炉高备停炉检修时，SS产汽量将减少25～30t/h，造成裂解气压缩机的低压阀开度变大，如果低压阀开度不小于99%，机组控制系统默认为高压阀处于转速控制优先状态，机组的转速控制器将继续开大HP阀来满足原先转速，造成SS管网压力随机组负荷波动，有可能导致裂解炉因汽包液位低联锁，出现重大非计划停车事故。

针对SS温度偏离设计值较大这一问题，决定通过采取裂解炉对流段化学清洗来提高对流段传热效率，进而提高SS温度。实践表明，裂解炉对流段化学清洗后裂解气压缩机透平的性能得到了改善，其关键数据见表2。

由表2可知：化学清洗后，SS温度得到显著提升，升幅为18℃。其次，与化学清洗前相比，清洗后裂解气压缩机尽管负荷较大，但其SS进汽流量反而减少8.2t/h，表明温度是SS品质的主要保障因素。另外，在化学清洗后，裂解气压缩机透平进汽量小，但其抽汽流量和温度均较高，这与其高压调节阀开度变大和低压调节阀开度减小相一致，阀门的动作结果致使了更多的抽汽流量，由于裂解气压缩机透平的抽汽进入高压蒸汽管网，在某种程度上降低了装置补入的高压蒸汽量，进而降低装置能耗。

图3为裂解气压缩机整体性能曲线。

目前装置负荷较大，当压缩机转速在4240r/min左右时，其转速负荷约为102.4%，压缩比约为28.3。图3蓝色五角星为装置目前的操作点。由此可知，经过化学清洗，因裂解炉所产SS品质得到提高，使裂解气压缩机在低压阀不全开的前提下继续升高转速，不仅增加了装置的乙烯产量，同时使裂解气压缩机运行点距离喘振区域更远。

 

图4为裂解气压缩机透平的蒸汽消耗与功率关系。

由于目前SS的温度和压力与其设计值［515℃、11.6MPa(表压)］仍有一定偏差，根据蒸汽修正曲线对化学清洗前后的SS温度和压力参数进行修正，得到化学清洗前后压缩机工作点A和B及其对应的功率C和D。由图4可知：化学清洗前，如果透平转速继续升高，势必造成透平低压调节阀继续开大，甚至全开，同时抽汽量减小，致使工作点A向边界线移动，造成透平靠近边界线操作。化学清洗后，透平运行点移至B点。首先，在装置负荷相差较小的情况下，透平功率得到显著提高，由5300kW增至5500kW，提高了3.7%。其次，压缩机高负荷运转的弹性有所增加，至少保证了在A点与B点之间的余量，在分离装置干燥器泄压操作期间，也可维持裂解气压缩机在相对较高的负荷下运行。

 

另外，独山子石化公司乙烯装置的超高压蒸汽管道自2009年投用至今，管道系统保温材料普遍存在老化、保护层破损和热量损失严重等问题，这也是SS品质无法保证的主要原因之一。尽管采用裂解炉对流段盘管化学清洗使得SS温度得到显著升高，但由于管道材料老化等造成保温能力下降也不利于装置的节能降耗。

 

图5为裂解炉汽包出口至压缩机透平入口之间超高压蒸汽温差随运行时间变化。

由图5可知：随着时间延长，超高压蒸汽温差由2010年的1.1℃增至2017年4.19℃，设计温差为0.5℃，即偏离设计值较大。另外，装置在2017年2～10月完成了8台裂解炉的化学清洗，但清洗前后温差依然较大，约为4.0℃。由此表明：管道保温材料通过裂解炉对流段盘管的化学清洗可提高裂解炉汽包出口SS温度，进而间接提高了至裂解气压缩机透平的进汽温度，但蒸汽管道沿途的热量损失仍然较大。

结合图6及装置目前SS温度可知，SS管道外表面温度应在46℃左右，但实际测量发现沿途管道中多处外表皮温度超过50℃，有的测量点甚至高于60℃。由此表明：管道保温材料存在老化现象，致使保温效果逐渐变差，造成蒸汽能耗大量损失。装置计划于2019年大检修期间进行超高压蒸汽管道保温更换，进而改善SS品质。

02

锅炉给水中SiO2超标

蒸汽中的杂质会造成透平控制阀及其叶片上形成腐蚀和产生积垢，同时也会造成透平过热形成盐积垢，这些因素均会改变蒸汽冲击叶轮做功方向，严重时甚至产生叶片表面扰流，影响蒸汽做功效率，并导致热动力故障和机械波动，损坏透平部件。裂解气压缩机驱动透平由28级叶轮组成，2015年检修中发现高压端动静叶片存在冲蚀，低压端存在锈蚀问题，蒸汽室组件、隔板、气封等部件存在不同程度的腐蚀，局部呈现蜂窝状，并有大量水垢附着物。

 

裂解炉汽包自产SS所用的水来自于透平凝液和动力站补入的精制水，期间因动力站来的精制水和高压蒸汽中SiO2含量分别高达60.6μg/L和62.4μg/L，造成裂解炉自产的超高压蒸汽中SiO2含量最高达到172.3μg/L，平均值超过100μg/L。按照西门子要求，透平应以“水平2”的蒸汽数值启动透平，最大限度防止透平效率下降，然而当SiO2含量达到“水平4”，则意味着蒸汽质量已发生较大的下降，可能导致透平在很短的时间内损坏(腐蚀或积垢)。正常运行期间，指标均为小于20μg/L，西门子给出的指标见表3。

针对该问题，装置通过大量补入合格的精制水，并开大裂解炉汽包连续排放来置换整个锅炉给水系统，增加取样频次，SiO2合格后停止置换。对于汽轮机结垢问题，虽然可以在不停机的前提下清除垢物，但最主要的就是源头把控，控制好蒸汽的质量，为此，就需要对水质加强管控，同时通过脱氧器的监控，控制好氧含量，还要对汽包连续排污电导率进行监控，以此有效延长结垢周期。

03

轴位移增大

裂解气压缩机自2015年检修后运行至今，期间裂解气压缩机高压缸止推轴承内侧温度10TXI31801A、B由71、77℃上升到88、94℃(115℃报警，125℃联锁)，高压缸轴位移10ZXI31802A、B由-0.338mm和-0.295mm上涨到-0.395mm和-0.402mm(±0.4mm报警，±0.6mm联锁)。由此可见，高压缸止推轴承温度和轴位移上涨幅度较大，且轴位移距离联锁值较近，随时可能导致裂解气压缩机停车，造成重大损失。图7为裂解气压缩机缸体内壁及隔板梳齿密封处结焦。

由图7可见：压缩机缸体内壁及隔板梳齿密封处聚集了大量的聚合物，尤其是梳齿处堆积的聚合物可能会造成密封磨损，造成级间裂解气窜气，导致轴向力不平衡。

针对上述问题，装置前期通过提高阻聚剂注入量后，发现裂解气压缩机高压缸轴向位移开始呈现出逐渐降低的趋势(见图8)，由2017年8月份的最高值-0.401mm降至2017年12月-0.357mm，目前仍在缓慢降低的过程中，这表明随着阻聚剂加入量的增加，裂解气在压缩机中发生的聚合反应得到了有效抑制，尤其是对于未注洗油的五段，阻聚剂量的多少发挥了至关重要的作用。

然而，运行了一段时间后，轴位移又呈现出逐渐增加的趋势，最终又上涨至0.410mm。研究发现：裂解气压缩机所用阻聚剂型号为20-Y-3416，主要成分为1，2，4-三甲基苯，且其为油溶性阻聚剂，阻聚剂注入点为压缩机注水总管，然后通过分配到各段注水管线中，这样就导致机组各段阻聚剂不能灵活调节加入量，此外一、二和三段注水量较大，四和五段注水量较小，这些就使前三段阻聚剂相对于总的裂解气量而言，浓度偏高，后两段阻聚剂浓度偏低，且随着裂解气进行五段压缩，压缩过程中温升逐渐增加，使得进入四、五段的裂解气中的组分易发生聚合，然而聚合物倾向严重的通常发生在压缩机四和五段，因此装置采取四和五段单点单注等措施改善压缩机轴位移恶化现象，在装置保持高负荷运转的情况下，使得高压缸轴位移从原先0.410mm降至0.386mm，且目前维持在稳定状态。高压缸内侧止推轴承温度由94℃降至88℃，温度的下降说明推力盘与内侧止推轴承的间距变大，摩擦减弱，这与轴位移下降现象相吻合。此外，由于裂解气压缩机聚合物为有机物在高温下聚合而成的芳香类物质，因此，为提高裂解气压缩机洗油中的芳烃含量，在混合四甲苯中掺入高芳烃含量的1，2，-4三甲基苯，芳烃含量最高达到85%，经过两个多月高芳烃洗油注入，在某种程度上有效地降低了因结焦造成的压缩机轴位移和高压缸内侧推力瓦轴承温度高的现象。

04

透平启机期间排汽温度高

自2009年裂解气压缩机开车过程中，数次因透平排汽温度高(联锁值150℃)造成停车，且过高的排汽温度也给复水器壳程带来机械的超负荷。冷态开车过程中往往不会发生该现象，在冷态启动过程中，由于整个缸体温度较低，因此排汽温度不会高。排汽温度高常发生在停机后、再次启动时低速暖机阶段。此时，由于汽轮机缸体温度仍然较高，按照系统程序进行时，在低速暖机阶段高压阀开度较小，进汽量受到一定限制，故蒸汽进入汽缸后主要在高压段膨胀做功，至低压段时压力已降至接近排汽压力数值，低压级叶片很少做功或者不做功，形成较大的鼓风摩擦损失(叶轮转动摩擦蒸汽产生大量的热，加热了排汽，此热量远高于蒸汽自身的热量)，使排汽温度升高。这时复水器的真空和排汽温度往往是不对应的，即排汽温度高于真空对应下的饱和温度。

图9为裂解气压缩机典型升速曲线。

一般来说，机组达到一定转速时，系统会按照热态启动计算出如果发生意外停车后下一次启机过程中的低速和高速暖机时间，这个时间往往比冷态开车的时间短很多。正常运行的机组突然停车，在规定时间内开车仍属于热态启动。大机组通常在排汽缸设置喷水减温装置，当排汽温度高时，喷入凝结水以降低排汽温度。目前本装置压缩机未采用后缸喷水装置。因此，当热启动时，发现排汽温度超过120℃时(停机联锁值为150℃)，立即终止程序，升高转速，跃过低速暖机阶段，再将程序投用升至最小控制转速即可。另外，启机之前，密封蒸汽不能过早通入，否则会造成密封腔内局部高温，间接使排汽温度升温过快。

排汽温度高的危害：

1)透平排汽温度升高会带来排汽压力上升，使透平排汽系统背压增大，造成透平蒸汽焓降减少、增大汽耗，降低了机组经济性。

2)透平排汽温度的上升，造成低压缸部分导流部件热胀变形，低压缸后轴承向上位移，破坏机组同心度，造成机组发生振动和降低联轴器寿命，还可能造成汽轮机动静部分摩擦。

3)使凝汽器铜管内应力增大，破坏凝汽器的严密性，造成循环水漏向冷凝水侧而被迫停工的局面。

4)过高的排汽温度必然会产生温度较高的凝液，有可能导致凝液泵汽蚀不上量，严重时将导致复水器液位超高联锁压缩机停车。

05

碱洗塔入口分离罐捕沫器损坏

裂解气压缩机四段排出的裂解气经过换热器进入碱洗塔入口分离罐中进行气液分离，然后进入碱洗塔，塔釜产物为含有少量烃类物质的废碱液，经过裂解汽油萃取后进入汽油/废碱分离罐，该罐由分离室、汽油室和废碱室组成。

 

图10为碱洗塔入口分离罐捕沫器损坏，

堵塞及更换后的图片。曾因该罐捕沫器的多孔板撕裂、丝网堵塞严重、叶片扭曲变形和降液槽焊缝撕裂，造成进入碱洗塔中裂解气中含有大量裂解气凝液，其跟随塔釜废碱液进入操作压力较低的汽油/废碱分离罐中，高压状态的烃类凝液在较低的压力下瞬间汽化，造成分离室中液相鼓泡，致使分离混乱，造成汽油/废碱分离罐的汽油室底部碱包周期性满液位，需要及时排碱，否则造成含碱汽油带入急冷水系统，造成急冷水乳化。造成捕沫器损坏的原因可能是在机组喘振期间流量波动较大，将捕沫器结构冲坏，况且五返四防喘振流量管线直接并入该罐上游，致使喘振时冲击较大。另外，正常运行期间，裂解气压缩机系统脱落的焦粒可能会被裂解气携带到段间吸入罐的捕沫器中，堵塞金属丝网，造成段间压降增大。为了保持压缩机一段吸入压力正常，需要提高机组转速，使机组能耗增加，造成驱动汽轮机的蒸汽量和压缩机的功率需求不匹配，致使汽轮机控制难度增加，严重时导致段间出现超压。

06

二段吸入罐高液位

在裂解气压缩机注洗油期间，裂解气压缩机叶轮和级间缸体内壁上的焦粒被冲洗下来，最终都聚集在压缩机二段吸入罐中，这将导致其罐底裂解气凝液泵入口过滤网堵塞，严重时双泵滤网均堵塞，时常造成二段吸入罐高液位，致使裂解气压缩机存在较大的停机风险。

 

针对该问题，改装了裂解气凝液运行泵的入口滤网，并将备用泵的滤网抽出。正常运行期间，当运行泵不上量时，短时间内启用抽出滤网的备用泵，对原运行泵进行清滤网后，重新启用该泵，这样就避免了因双泵不上量导致的二段吸入罐高液位的问题。

07

关键仪表及调节阀故障

裂解气压缩机系统联锁仪表较多，尤其在冬季，新疆气温较低，仪表引压线的冻堵极易造成仪表假显，导致该系统产生重大波动或联锁停车，严重影响裂解气压缩机的长周期稳定运行。

 

关键仪表假显：曾因干气密封压力表引压管线带液，造成一级密封气压力波动，致使放火炬压力波动，存在停机风险，为此改造干气密封箱伴热解决该问题。另外，裂解气压缩机透平驱动蒸汽超高压蒸汽减温减压站高压联锁开关PSXHH81003为快开一选一模式，存在重大隐患，如果PSXHH81003假显，会导致A8101减压阀全开，造成SS压力迅速下降，裂解炉汽包干锅联锁停炉，装置大面积停车，后期将联锁改为二选二形式。

 

关键调节阀故障：曾因透平复水器凝液外送阀定位器故障，使得调节阀关闭，导致复水器液位变送器超量程故障联锁压缩机停车。通过将其旁路留有开度，即便该阀再次故障，延长复水器液位上涨时间，以便操作人员及时处理。

 

目前，装置实行属地班组管理制度，建立了特护管理台帐，利用现有的检测工具，定时对机组关键仪表及调节阀进行预防性检查，尤其是在入冬和天气转暖期间，及时分析机组的运行状况，做出相应调整，这种管理使预知检修由愿望逐步变成现实，从而改进了设备管理模式。