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熄灭火炬攻关项目技术总结 潘钧，王庆明（福建炼油化工有限公司技术处，362800）摘要 本文详细介绍了2002年初福建炼化公司成立了熄灭火炬项目攻关组后，彻底解决了福建炼油化工有限公司自92.9开关投产以来一直长期存在着火炬不能熄灭的问题。该项目攻关组对影响火炬长期不能熄灭的问题进行了认真的分析，通过对自动点火，瓦斯氨洗、水洗，气柜及压缩机、燃气轮机等措施的进一步完善后，彻底解决了火炬长期不能熄灭的问题。 福建炼化公司自92.9开工以来，生产技术始终坚持以市场为导向，提高企业经济效益为宗旨的方针，围绕企业的生产开展工作，但生产中仍然存在一些不足，为此于2002年初我公司成立了包括熄灭火炬项目在内的六个项目攻关小组。熄灭火炬项目攻关组成立以来，在改进火炬自动点火装置，改善瓦斯氨洗、水洗效果，解决气柜安全运行和密封油再生问题，提高气柜压机和燃气轮机的安全长周期运行等方面做了卓有成效的工作，解决了影响熄灭火炬系统长周期安全运行中存在的问题。2002年8月份以来气柜压缩机和燃气机组一直平稳运行，今年1至8月底，气柜压机累计运行4671小时，运行率93.12%（其中扣除大检修34天816小时），共输送瓦斯9108450m3，其中燃机平均用瓦斯1100m3/h，补507#系统平均850 m3/h，回收轻烃2296m3，燃机累计运行3787小时，发电1100.13万度，产汽17652吨，取得了良好的经济效益。1 熄灭火炬系统工艺简介各生产装置、油品罐区及装车站从安全、放空排出的瓦斯气经505# 、512#线，在正常情况下经瓦斯氨洗、水洗塔脱除瓦斯中的h2s和nh3进入气柜，再经气柜压缩机两级压缩后压力升到1.4mpa，一部分进燃气发电机组发电并产生1.0mpa蒸汽，一部分补入高压瓦斯管网作燃料。当瓦斯气505# 、512#线压力高于水封罐设定的压力时，瓦斯气通过水封进入火炬，同时火炬自动点火装置启动，点燃火炬。熄灭火炬系统流程示意图： 氨 水 火 洗 洗 气柜 密封油 炬 水封及自动点火 塔 塔 再生 返气柜 512# 505# 补507# 发电 气柜 燃机 压机 蒸汽 余热锅炉 2 系统运行总结2.1 火炬自动点火系统在检修期间更换了pcl控制系统，对程序进行必要的修改；增加了瓦斯低流量点火系统和酸性气低流量点火系统。经改造后于3月22日对火炬点火信号分别进行点火测试，每次都能一次成功，点火时间小于30秒，测试合格。火炬投用后点火系统运行正常。2.2 瓦斯氨洗、水洗系统瓦斯氨洗、水洗系统自检修后开始投入运行，考虑到污水汽提装置的处理能力，注水量控制在4-6t/h（设计注水量为12t/h），由于注氨计量表失灵，实际注氨量即氨水浓度无法把握，氨洗、水洗效果不好。5月份后气柜压缩机和燃气轮机运行中存在的问题逐渐暴露出来，气柜压机二级出口压控阀后路及副线多次发生严重堵塞，燃气机瓦斯调节阀等也多次堵塞，堵塞物主要是单质硫。为此更换了注氨计量表，提高注水量，为进一步摸清氨洗、水洗的效果。于8月13日16日对氨洗、水洗前后的瓦斯质量进行连续的采样分析，数据见表1。通过对比分析数据可看出：(1) 瓦斯中h2s含量一般在500015000mg/m3，h2s含量有脉冲式变化。分析其原因，一是加氢生产3#喷气燃料时废h2放空影响。二是脱硫装置酸性气量波动，偶有从512线排放。三是焦化装置焦炭塔吹汽阶段的影响。(2)氨洗后瓦斯中h2s含量变化很大，与进料中h2s含量脉冲式变化有关。由于设计氨洗塔进料瓦斯中h2s浓度为10000 mg/m3，当进料瓦斯中h2s含量大幅增加时，过多的h2s不能完全被氨水洗下来，因此氨洗后h2s含量也相应变化。(3)水洗后瓦斯中h2s含量反而比水洗前增加，是因为出氨洗塔的瓦斯气中夹带的水滴中的（nh4）2s在水洗塔的操作条件下又发生逆向反应。 2nh3+h2s （nh4）2s为可逆反应，氨洗塔的碱性溶度比水洗塔高，水洗塔内反应向左进行。 表1 瓦斯氨洗水洗分析数据日期氨洗前mg/m3水洗前mg/m3进气柜前mg/m3脱除率%注水量注氨量h2snh3h2snh3h2snh3h2snh3tl4.20568017754615755111691.0%99.1%未知4.2426980799177505014206499.4%92.0%未知6.3462035521324599404%未知6.1117040426349729822883.0%93.4%6.30未知6.175822711422842561195.6%84.5%6.09未知7.2255605687171014214299.44%75.0%6.30未知7.228946107852028411360793.5%6.20未知8.12272141435551397.76%7857%7.772058.5653221426213144998%8098%7.802388.1242602828401071136048571%7.603828.1314200178710057113607820%56%7.8388.1455388883320142399.9%99.6%8.013918.151420035533554.3399.9%99.5%7.94568.15107827816958398236423.6%99.5%7.94568.161150256807171008236428.4%99.9%835.88.1649702843552343550328.6%98.9%835.892795238236911414499.898.4%10373基于以上分析及认识，我们提高了氨洗、水洗的量，注水量按10t/h控制，同时适当加大注氨量，以提高氨洗、水洗的效果。同时安排两脱装置开焦化干气脱硫塔，于9月4日焦化干气脱硫后瓦斯质量明显好转。2.3 气柜系统5月份以来气柜运行工况开始变差，主要表现在以下几方面：2.3.1 密封油粘度下降较快：5月2日气柜密封油分析粘度为20mm2/s（40），闪点29；被迫于5月3日置换8吨150#密封油。5月30日采样分析，密封油粘度为41.19mm2/s（40），闪点57。6月5日密封油粘度又降为30.77mm2/s（40）。2.3.2 密封效果不好：正常情况下密封油泵23台运行， 5月份以后4台密封油泵同时运行的次数居多，特别是柜容在16000 m3左右时密封油泄漏更为严重。实际运行中，柜容在12000 m3左右运行，密封油泄漏相对较小，通常2台密封油泵间断运行即可。 针对以上情况，我们进行了分析，认为造成密封效果不好的原因有：（1）密封油粘度下降主要原因是气柜运行一段时间后，溶解了大量轻烃。 （2）大于15000 m3柜容时，由于气柜14根立柱原本倾斜、垂直度不一，上部柜壁凹凸明显，超出弹簧弹性范围，造成密封油泄漏量大。 根据以上原因分析，我们采取了如下措施：一是加注部分新鲜密封油，提高系统中密封油的粘度。二是改造密封油再生系统，并对置换出的密封油进行再生。 6月19日油品车间对密封油再生系统进行局部改造，在真空泵出入口管线上增加1条跨线甩开真空泵。6月21日对置换出的密封油进行再生，并将再生后的密封油置换进气柜系统中。7月2日又对置换出的密封油进行再生。再生前密封油粘度为20 mm2/s（40），闪点为室温，再生后密封油粘度为65.2 mm2/s（40），闪点为104。再生效果较好，能满足气柜运行要求，减少润滑油置换补充量。三是加强对气柜运行区间的管理，一般情况下柜容控制在12000 m3左右。 采取以上措施后，不仅保证了气柜的密封效果，而且也减少了新鲜密封油的消耗，降低运行了成本，2002年7月份至今气柜系统运行正常。2.4 气柜压缩机系统进入5月份，压缩机做功明显下降，表现在补507#系统流量大幅下降，由原来8501000nm3/h下降至300 nm3/h左右。（1）一级缸振动较大，躁声严重超标，一级排压较高，经常超量程运行。5月20日压缩机因一级缸振动较大，声音异常停机检查，停机中由于一、二级出口单向阀失灵导致压缩机反转，在关闭压缩机入口阀时发生压缩机一级入口法兰叱裂事故。（2）7月份以后压缩机二级出口压控阀后路及副线多次发生严重堵塞现象，堵塞物主要为单质硫，还有少量的fe2o3、氯化物。其中7月1日压缩机出现二级出口压力憋高现象，因及时改dn80管线部分泄压，并在未停压缩机的情况下对压控阀dn40后路进行清洗，拆开阀门及法兰后，发现dn40压控阀后路堵得很死，清洗后压控阀能调节压力。 7月5日压缩机又出现二级出口压力憋高现象，停机检查，又发现二级出口压控阀后路堵塞严重，经清洗后于7日重新开机。7月9日又出现同样问题并造成二级出口压力高高报联锁停机，对相关管线进行清洗后重新开机。管线堵塞主要是瓦斯质量差带硫、氨造成的，为此我们在改善氨洗水洗效果上做了工作（前已叙述）。（3）由于瓦斯质量差和大分子烃的液化与气化作用使压缩机自动补柴油效果不好，压缩机二级转子腐蚀较严重，做功效率下降。压缩机出口分液罐回收凝缩液较多（每天约8-10m3）主要是轻烃，排到18单元柴油原料罐后在罐顶溢出造成损失。针对以上问题，我们经分析研究后采取以下措施：a更换二级转子，并改材质为不锈钢1cr18ni9ti。b增加强制补柴油线。c压缩机分液罐排液改排到催化稳定再吸收系统富吸收油进分馏塔线。7月24日28日实施了以上改造，7月29日开机，投用强制补柴油设施，柴油直接补入一级缸，约3.5m3/天。压缩机分液罐排液改排到催化富液进分馏塔线后，每天可回收凝缩液810m3，效果显著。8月份以来气柜压机运行平稳，主要运行参数见表2。 表2 压缩机主要运行参数时间二级排气压力（mpa）出口流量（nm3/h）电机电流（a）备注1.101.3981.42016491735391.251.3831.39916111713383.311.3701.3947107763941流量为补507#流量4.151.3701.39753671135流量为补507#流量4.251.3641.3704337003637流量为补507#流量5.11.3621.37946363436流量为补507#流量5.151.3521.3882465203839流量为补507#流量6.51.3631.3876108703638流量为补507#流量6.151.3701.37745460238流量为补507#流量6.271.3141.3624106393839流量为补507#流量7.41.1231.32844865037流量为补507#流量7.100.8851.25910861165流量为补507#流量燃机未开7.301.0811.1181080137034流量为补507#流量燃机未开8.41.3621.373908111236流量为补507#流量8.151.3771.388910102937流量为补507#流量8.201.3811.396926104737流量为补507#流量8.251.3811.396890114538流量为补507#流量8.301.3971.40378691238流量为补507#流量 注：压级出口总排量为补507#流量加燃机用量,（燃机用量约1100nm3/h）2.5 燃机系统 本次大修及开工后燃机系统逐步解决了以下问题： 2.5.1大检修其间在原有的瓦斯分液罐出口增设二次分液设施-瓦斯聚集器，兼有瓦斯分液、过滤双重功能，由于设计时考虑不周，瓦斯聚集器在大检修后一直没有投用。7月2日燃机停机后对瓦斯聚集器外部管线进行改造，在进出口处加装压力表，以指示聚集器压差；把聚集器的排液接至瓦斯分液罐排液一次阀后面，连同瓦斯分液罐排液一起派至油品凝缩油罐，7月29日开机时投用。2.5.2 改造和完善瓦斯分液罐的排液功能，包括改造、更新就地液位计、液位计的连通管移位及加大，确保其液位指示准确可靠；对排液的下游流程进行检查确认，使其排液后路通畅。2.5.3 对高压瓦斯过滤设施进行进一步的完善，包括对瓦斯分液罐后部主线、副线管道滤器的进、出口阀门改用启闭严密性能好的倾转式球阀，以方便在线切换主、副线运行；对机撬边副线滤器进行改造，拓宽腔体空间，增大y型滤器的喉部通流面积，消除其“瓶颈”制约，改变了以往在更换主线滤芯、投入副线运行时需退出部分负荷的不利状况。2.5.4 自控车间对机组控制系统进行了检查和联校，对瓦斯计量调节阀egf931安排了重点检查和阀体内部清扫，调试了控制系统pcl程序测试了所有卡件，对润滑油箱液位开关进行了国产化改造；钳工车间对全部12组喷嘴及相应的点火管系、主燃料管系进行了全面的检查和清理；供电车间在对起动电机例行检查的同时，对机壳通风扇系统安排了大修、对发电、供电等电气保护回路进行了检查和试验。2.5.5 余热炉衬里隔热系统进行全面修复改造，彻底解决了余热炉烟气的泄露，改善了现场操作条件和环境。2.5.6 燃机自4月29日至7月2日运行期间共发生9次“通讯模块故障”停机，平均不到5天停机一次，自控先后更换了通讯电缆 、计算机底板扩展槽等部件仍没有解决问题，后发现是ups电源有问题，于7月9日更换了ups电源后“通讯模块故障”停机现象没有再出现；对1次“火焰探测器报警”误停机，自控将co2灭火系统联锁解除；对3次“瓦斯调节阀故障”停机，自控也做了相应处理。通过对以上问题的处理，瓦斯带液及杂质减少了，t5温度分布比较均匀， 6个测温点温度偏差减小，自8月份以来，燃气轮机保持较高负荷且工况良好，发电负荷和余热炉产汽量稳定，发电负荷维持在3000千瓦左右，余热炉产汽约6吨/小时。各项运行指标正常，机组运行周期大大延长。燃机系统主要运行参数见表3。3 目前仍存在的问题3.1 火炬点火电磁阀易堵，需增设过滤器。3.2燃机co2灭火系统联锁解除，监测报警要保留，需自控检查确认解决。 表3 燃机系统主要运行参数时间/项目燃气轮机余热炉瓦斯量t5温度（）发电量压力温度产汽m3/h123456平均kw/hmpat/h1.1089054851154950554952453227290.953154.81.25112044947156957762358654531200.973235.73.31102849948151845350649549320370.953315.74.15108564264866452867464665633360.963215.84.25123062261