焦化装置汽轮机联锁停机原因分析

2019-10-26 03:27高志杰王永民胡玉荣
设备管理与维修 2019年15期
关键词:抽气轴封抽汽

高志杰,王永民,胡玉荣

(中国石油大港石化公司,天津 300280)

1 事件经过

大港石化公司焦化装置富气压缩机汽轮机型号5BL-3,为背压式汽轮机,设计进气压力3.35 MPa,进汽温度350 ℃,正常点转速12 250 r/min。

2017 年7 月21 日6:58:04,汽轮机4 个测振点振动值开始出现不同程度上升,至6:59:44,驱动端振动值VS3937 达到123 μm(图1),压缩机联锁停机(联锁值88 μm)。

图1 汽轮机历史趋势

2 状态监测情况

(1)异常振动点主要振动频率为一倍频(图2)

图2 汽轮机振动趋势

(2)异常振动点的轴心轨迹中有反进动现象(图3)

图3 汽轮机轴心轨迹

3 原因分析

通过状态监测确认一倍频为主要故障频率,判定汽轮机转子存在不平衡量,不平衡量有可能由异物侵入机体造成。从4 个方面进行分析。

3.1 蒸汽中夹带固体异物

此种情况会给汽轮机过流部件造成不可逆损伤,鉴于汽轮机再次开机后正常运行,各项参数与停机前基本一致,故排除这种可能。

3.2 蒸汽带水

事发时汽轮机入口中压蒸汽压力3.2 MPa,温度360 ℃,而247 ℃水的饱和蒸汽压接近3.2 MPa。同时通过红外热成像仪监测发现,中压蒸汽管排至焦化富气压缩机段保温铝皮温度(25~35)℃,未发现热点(图4),保温效果良好。所以当时汽轮机入口蒸汽带水的可能性很小。

3.3 汽轮机轴封泄漏汽排汽线存在凝液

该汽轮机在一级汽封体后设计有排汽管线,用于回收低压蒸汽。因该管线背压0.6 MPa,高于一级汽封体后压力0.48 MPa,因此该管线阀门自开机时一直处于关闭状态,可能存在凝液(图5)。现场测量该管线温度(160~200)℃,该温度范围对应的饱和蒸汽压为(0.62~1.55)MPa,高于实际压力0.48 MPa,同时现场导淋未见凝结水,因此可排除此原因。

3.4 气封内带水

图4 汽轮机入口管线红外热成像

图5 轴封漏汽排汽管线

该汽轮机两端气封漏气主要由气封抽气器回收,极少量从汽轮机两轴伸端泄漏出机体。当气封抽汽器不能正常建立负压时,气封漏气会从轴伸端泄漏,同时也在气封体内产生凝液。大量积累的凝液会扰动汽轮机转子,引起振动异常波动。

本次机组联锁停车时,现场发现气封抽汽器动力蒸汽压力0.2 MPa(设备厂商要求≥0.5 MPa),真空度为0,汽轮机气封漏气无法通过抽汽器有效回收;同时汽轮机至气封冷凝器之间的管线未保温,造成管线内存在凝结水,因此气封带水是本次故障的原因。

4 各车间抽气器系统对比

汽轮机气封抽气器系统主要包括气封冷却器和喷射器。气封冷却器用于冷却从汽轮机中抽出的空气和水蒸气;喷射器用于造成冷凝系统负压,形成气封冷却器和汽封之间的压差,将泄漏的空气和蒸汽吸入冷却器。

抽气器系统故障会引发部分泄漏蒸汽串入润滑油内,使润滑油带水,或者冷空气进入气封体内,使汽轮机转子因承受较大热应力产生弯曲变形。因此气封抽气器系统的正常运转是机组稳定运行的有力保障。

目前公司在用背压式汽轮机共3 台,分别为焦化富气压缩机用汽轮机、加氢裂化循氢机用汽轮机和催化气压机用汽轮机,其抽气系统如图6 所示,其中催化汽轮机在U 形水封后增加凝结水水箱,防止汽轮机开机过程因未建立U 形水封而影响抽气器抽气效果。各装置抽汽系统参数见表1。

图6 汽轮机抽气器系统

表1 抽汽系统参数

5 解决办法

(1)将汽封抽汽器的动力蒸汽提高至0.5 MPa 以上,真空度0.015 MPa(设备厂商要求≥0.002 MPa),确保抽气器正常工作,同时参考催化汽轮机抽汽系统,在U 形水封后增加凝结水水箱,进一步保证抽气系统工作的稳定性。

(2)对汽轮机各附属管线进行有效保温,避免因蒸汽温度波动或环境温度变化造成蒸汽凝结。

(3)短期内在轴封泄漏气排气线上的仪表引压点处增加导淋,定期检查此处有无凝结水。

(4)在下个检修期时将轴封泄露气排气线变更为注气线,保证轴封系统安全运行。

6 结语

汽轮机的故障现象多样,故障原因多变,因此进行故障判断时结合状态监测分析,可大大节省故障判断时间,及时查明原因,第一时间恢复设备运转,保证装置安全平稳运行。

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