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焦化气压机组常见故障原因分析与处理
焦化气压机组常见故障原因分析与处理
张印国
（中国石化股份有限公司沧州分公司炼油三部）
摘要：
通过焦化装置气压机组运行过程中出现的故障现象，分析出产生故障的原因，并给出操作性很强的解决措施，同时对职工的培训资料也是一种有效补充。
关键词：
气压机、汽轮机、真空度、反飞动、喘振
1机组概况
1.1焦化压缩机为2MCL457—34型，输送介质为富气。
压缩机由二段七级组成，气体经第一段压缩后进入第二段前，流经中间冷却器进行冷却。
压缩机由凝汽式汽轮机（NK25/28/12.5）驱动，主要负责压缩焦化富气，平衡系统压力。
压缩机与汽轮机之间用挠性叠片式联轴器连接。
主要参数如下：
1.2压缩机参数
设计性能
正常点/设计点
额定工况点
介质
富气
富气
平均分子量M
27.263
24.73
进口流量Nm3/h
4980
6000
进口压力MPa（A）
0.14
0.14
进口温度℃
40
40
出口压力MPa（A）
1.3
1.3
出口温度℃
144.2
152.8
轴功率kW
709
832
转速r/min
11689
12632
第一临界转速r/min
4637.5
第二临界转速r/min
16500
1.3汽轮机参数
形式：
冷凝式型号：
NK25/28/12.5
额定转速：
12632r/min跳闸转速：
14590r/min
进汽压力（正常/最大）：
1.1/1.2MPa（A）
进汽温度（正常/最大）：
220/240℃
输出轴功率（额定）：
915KW
转速变化范围：
（9474—13264）r/min
排汽压力：
0.008MPa（A）
1.4从焦化分馏塔顶出来的富气经压缩机入口分液罐分液后，进入压缩机，压缩升压到1.2MPa进入吸收稳定系统。
机组富气工艺流程如下：
2机组故障分述
2.1机组联锁故障
2.1.1原始设计核对过程中，在考虑机组运行安全的前提下，取消了机组轴温、轴振动等多个联锁停机项目。
只保留了八个联锁停机参数，分别是润滑油总管压力、密封油高位罐液位、汽轮机轴位移、压缩机轴位移、汽轮机排汽压力、汽轮机跳闸转速、紧急停车、富气中间分液罐液位（后来也被取消）。
2.1.2摘除富气中间分液罐液位的联锁。
机组运行初期，由于中间罐假液位，造成联锁停机两次。
考虑到工艺富气入口有分液罐，机组前后有多处分液包，不容易在短时间内液位超高。
在维修仪表的同时，提出了摘除联锁的申请，保留液位报警开关，最终得到了上级的批准并顺利实施。
运行10年多以来，液位情况一直保持稳定。
2.1.3改造密封油高位罐液位的联锁。
按正常的设计思路，封油高位罐液位降低时，应该先报警并联锁启动备用泵，如果液位继续降低，会造成PLC联锁停机。
实际运行过程中，由于封油高位罐体积小、报警与联锁的两个给定值相差较小，再加上部分仪表元件的滞后，两次发生液位低联锁停机，而备用泵仍没能自启动。
根据这种实际情况，与仪表、DCS等一起重新更改了控制方案，把备用封油泵的自启动作为另一个停机的必要条件，这种“一托二”的设计经过实践证明确实很有效果。
2.1.4给汽轮机排汽压力引出导管增加伴热措施。
气压机的厂房是开放式的，北方冬季温度过低时会造成汽轮机裸露的排汽压力导管冻凝，仪表指示失灵，造成机组联锁停机。
为改善这种情况，采取了增加蒸汽伴热的措施，问题也迎刃而解。
2.1.5联锁问题是保障机组安全运行的关键问题，通过以上的措施整改，故障全部得到了有效的解决。
改造至今，运行状况良好，没有再发生因仪表假信号造成联锁停机的事件。
2.2机组出现类似喘振的转速摆动
2.2.1通过查阅资料[1]得知：
汽轮机转速摆动分三种类型，即连续摆动；在一定负荷区域内的摆动；运行方式变换时的摆动。
2.2.2机组普通喘振的原因与处理：
喘振原因包括富气入口流量低于最低流量；富气出口压力高；富气质量变轻；开关阀门太快，如放火炬阀，反飞动阀；装置切断进料等。
一般的处理方式包括：
入口压力低时，用反飞动阀调节流量；若入口压力高时，则需提高转速，同时用反飞动阀调节流量；稍开出口放火炬阀降低气压机出口压力维持运行；开关阀门不宜太快；装置切断进料要把机组先切除系统，视情况做停机处理。
2.2.3转速摆动显然不同于普通的喘振，它的出现没有严格的周期规律，现象表现就是瞬间（几秒钟）转速发生100—200转的变化。
如果人员站在机组附近，能听见明显的运转声音变化。
在原因分析过程中，逐步排除了液压调节系统油压波动过大—油泵自身性能、油系统混入空气，由于空气的压缩和膨胀作用也会导致油压波动、调速油系统中压力调节阀与执行机构故障、调速油系统中蓄能器失灵（如皮囊压力回零或者皮囊本身破裂等）、焦化入口富气中氢气组分超高等故障原因。
当时采取的临时措施包括：
尽量控制排汽压力PIA2008＜-0.07MPa，二次油压力＜0.5MPa（特别是焦碳塔换塔和大吹汽时）；焦碳塔换塔及小吹汽操作时根据分馏塔压力上升情况，适当提前开入口放火炬阀；日常调整要及时，尽量采用小幅度调节，保持机组运行平稳；各岗位之间加强协调，相关岗位操作要平稳。
如装置用蒸汽量过大（试压及大吹汽），会导致蒸汽压力下降很快，需要操作人员分阶段逐步实施。
2.2.4经过半个多月的观察，分析认为主要原因在于长时间运行以后，系统调速油含杂质等造成调节系统部件卡涩，导致调节系统的迟缓率过大，而正常情况下一般规定其值不应大于0.5%。
确定后果断采取停机检修措施，对调速器等进行返厂清洗修理，之后开机运转正常。
后续措施就是加强机组润滑油的在线过滤，过滤掉其中的水份和杂质，每遇到装置大修的机会，对全部的润滑油及密封油管线进行酸洗钝化处理。
2.3浮环故障导致密封油跑损
2.3.1故障现象主要表现在封油系统内的两个油气分离器液位控制阀开度增加或者分离器液位控制不住，需要开副线阀才能维持平稳；两条返油箱的内回油管线表面温度上升；浮环损坏严重时会造成密封油随油气大量跑损，密封油箱顶部放空处油烟气很浓，油箱液位下降明显。
2.3.2首先应该排除其它故障导致的密封油损失：
可以采取降低封油系统主管压力（由250KPa降至200KPa）、投机组用氮气（排除密封油与润滑油互串）、切换密封油冷却器（排除因冷却器泄漏，封油流串入循环水）等措施。
如果仍然没有效果，就可以基本断定是浮环故障导致密封油的损失。
2.3.3浮环发生故障以后，多导致密封油内回油量明显增加。
大量含有油气的密封油达到分离器后，短时间内油气和密封油不能彻底分离，发生气沫夹带，油气携带封油通过分离器的顶部进入过滤器，使其中的密封油不能返回机组而造成损失；另外也不排除部分密封油内漏到机组。
有效的办法就是备好浮环等备件及时停掉机组，进行检查更换浮环。
2.4真空度降低
真空度是机组运行的重要经济指标，真空度降低会导致机组效率降低甚至影响到安全运行。
故障原因分析很关键，主要有以下几个方面。
2.4.1凝汽器的循环水中断。
应该首先将机组切除系统以后再停机，然后关闭循环水入口阀门，一般应等到凝汽器冷却到50℃左右时，再往凝汽器送循环水，否则因急剧冷却凝汽器，会造成凝汽器内部的铜管胀口松漏。
2.4.2凝汽器热井满水。
原因包括凝结水泵故障，可以及时切换备用水泵；凝汽器铜管破裂，对于分式凝汽器，可以降低负荷停下一半的凝汽器，寻找并堵死漏水的管子；备用凝结水泵出口单向阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器，可以关闭备用泵的出口阀，停止预热；凝汽器补充软化水阀门被打开，应及时关闭；热井液位控制阀故障，可以先开副线调节后及时联系仪表修理；下游装置凝结水阀关闭，造成凝结水送不出去。
可以直接打开就地排凝并通知调度联系处理，下游装置正常后及时恢复正常送水流程。
2.4.3抽汽器工作不正常。
原因包括冷却器内循环水量不足，如进冷却器凝结水的副线阀打开或者内漏；冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水短路流出；冷却器汽侧疏水不正常，也能造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽；冷却器水管破裂或管板上胀口松弛或疏水管不通，使抽气器满水，水从排气管喷出；抽气器前蒸汽过滤网损坏，引起喷嘴堵塞、或者喷嘴通道积盐结垢，使抽气器工作变坏；喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏；蒸汽压力低或者机组负荷高造成抽气器过负荷；一级抽气器由于水封或疏水器故障而使汽侧的空气吸入凝汽器时，也可以造成抽气器过负荷。
2.4.4凝汽器冷却面积结垢或堵塞。
在不停机的情况下可以进行分程的反冲洗，在允许停机的情况下可以进行高压水冲洗，但不要损坏胀口等部位。
2.4.5真空系统不严密，漏气量增多。
原因包括汽轮机轴封蒸汽量过大或过小；汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段，由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气；汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气；自动排大气安全阀水封故障或断水；凝汽器或液位计等接头不严密；真空系统管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的阀门盘根不严密。
处理类似故障有许多实践经验：
包括检修期间曾发现复水器旁边的疏水膨胀箱表面存在砂眼，予以补焊；抽气器喷嘴拆开检查，发现一级抽气器喷嘴冲蚀较严重，更换相关部件及紫铜垫；大气安全阀的上水线堵塞，进行疏通恢复；大气安全阀本体检修应进行研磨校验，保证密封面完好；及时更换并压紧复水泵（多级离心式水泵）的填料，防止因泵抽空造成真空度的波动；随时检查抽气器凝结水线上疏水器的畅通。
2.4.6系统蒸汽压力变化。
蒸汽压力变化直接导致轴封蒸汽的变化，轴封蒸汽过大会导致能源浪费和增加抽气器负荷，轴封蒸汽过小会使外部空气进入机组而同样增加抽气器负荷，因此需要操作人员根据变化及时调整；蒸汽压力降低会直接导致机组效率和真空度降低，所以操作人员应及时联系生产调度人员进行调整。
2.5轴承温度升高
2.5.1故障原因：
仪表显示失灵；润滑油温度升高；进轴承润滑油压下降；润滑油变质；轴承损坏。
2.5.2处理：
联系仪表判断显示真假，若显示正确可以加大冷却水量或切换油冷却器；适当提高润滑油总管压力或联系钳工提高单个进轴承油压；如发现润滑油已经变质，及时置换成新润滑油；如温度维持不住可按步骤停机后联系钳工解体检查处理。
2.6机组振动或声音太大
2.6.1转子不平衡，包括轴弯曲。
如轴有永久变形；停机盘车不当或启动低速暖机时间不够，转子产生热变形；汽轮机水冲击或进入低温蒸汽，机组部件膨胀不均造成轴弯曲等。
显著特征就是振幅随着转速的变化而变化，而与机组负荷关系不大，解决办法是停机检修，需要重新做转子的动平衡。
2.6.2联轴器偏心，机组中心不正。
由于安装质量差，温度变化从而改变轴承座的位置，联轴器磨损，滑销系统不良，基础损坏，各轴承座不均匀下沉，解决办法需要重新找正。
2.6.3维护操作的影响，如机组发生喘振的情况下，会发出刺耳的声音；调速油压力的变化导致转速大幅度波动；开机过程中低速暖机运行的转速接近压缩机的一阶临界转速值；润滑油压力或温度变化大，影响了轴承油膜的形成；蒸汽温度变化大，导致汽缸膨胀不均匀而发生热变形。
2.6.4轴瓦间隙偏差对振动的影响可通过油温变化来判定。
如果振动值随着油温的升高而加大，表明振动大多由于轴瓦间隙大而引起的。
这种情况比较常见，因为运行中轴瓦表面的乌金磨损、多次修刮而使轴瓦内径增加，导致油膜不稳；否则，如果振动值随着油温升高而减少，表示振动大多由于轴瓦间隙太小所引起的。
2.7机组自停
2.7.1现象表现为机组声音突变，转速急剧降低。
2.7.2原因大多情况是因为机组工艺参数联锁导致停机；特殊情况如汽轮机速关阀内弹簧断裂、系统停主蒸汽等同样导致机组自停。
2.7.3处理包括迅速关闭富气出口阀，打开出口放火炬，将机组切除系统后及时通知有关人员；根据现场参数进行准确判断，查找具体导致机组自停的原因，采取有效措施组织开机；如果原因判断不清，及时联系维修和值班人员到现场检查，问题解决后再按常规顺序进行开机。
2.8复水泵抽空
2.8.1现象表现为复水器液位迅速上涨，液位控制不住；泵出口压力表波动大。
2.8.2原因包括备用泵填料或入口法兰处漏气；机组真空度值过高；凝结水温度过高。
2.8.3处理包括切换备用复水泵；联系维修及时紧固泄漏的填料或法兰；适当降低机组真空度（如关小抽气器的蒸汽入口阀）；接临时胶皮管，用温度低的新鲜水浇复水泵体，给内部介质冷却；打开复水泵入口抽真空阀门，及时排掉泵入口系统内存在的的漏气；紧急状况下还可以关闭凝结水出装置总阀门，打开所有就地放空阀，直接将水排进地漏，从而降低复水器液位，保证机组正常运行，系统正常以后再及时恢复。
3其它方面的尝试与建议
3.1密封油过滤器顶部的气相放火炬改造为进富气入口。
这样在不影响安全生产的情况下，不走火炬线而进入富气入口线，增加了气体收率，并且使富气直接得到回收，对环保也做出了一定的贡献。
3.2适当提高富气入口压力，压缩机富气入口压力设计值为40KPa，在不影响系统压力的前提下，适当提高入口压力值到60KPa，即降低富气的压缩比对降低汽轮机的做功很有帮助，由此也能达到节能目的。
3.3焦化富气含硫量高、焦粉颗粒较多，对机组构件产生一定的腐蚀，并且必不可少的带来一些负面影响，尤其是封油回油管线较脏，虽然加强过滤起到一定的作用，但仍然不彻底。
所以利用每次的大修机会，加强润滑油与密封油管线的酸洗，从设备方面也保持润滑油的质量，稳定机组的运行。
3.4凝结水和凝缩液的回收系到安全、环保、节能等多方面，要求加强操作，实现密闭回收。
参考文献：
[1]《汽轮机设备及运行》西安电力学校汽轮机教研组水利电力出版社1986年元月
作者简介：
张印国，高级工程师，现在中石化股份有限公司沧州分公司炼油三部从事设备管理工作。
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