乙烯装置典型事故案例汇编

1、乙烯装置典型事故案例汇编9.1 进料系统案例1石脑油中含带氯杂质事故经过2001年9月15日，某装狸新、老区的工艺水、急冷水系统PH伯均出现人幅 度波动。 初步判断裂解原料硫含愤高，对局部原料进行隔离。原因分析：对隔离的石脑油取样分析，结果显示，硫含荒不高，氯含凭高达0. 7%0后经调查发现，外 购石脑油含有氯杂质。整改措施：1、增加裂解原料麻、氯含范的分析频次，严把原料进厂质能关。2、改造急冷水系统注碱方式和急冷水PH伯在线分析，当急冷水PH伯突然降低时， 可以分区城多点同时注毅，以便PH伯迅速得到有效控制。案例2废碱窜入原料石脑油罐事故经过2002年2月5日白班，某装置当班操作工接到外送废

2、碱的指令后，于12时30分，现场 启动废碱输 送泵（GA240）。由于开泵前未仔细检查流程，致使氮气吹扫阀没有及时关闭。当 启动泵并翻开进、出口阀后，在泵出1 1 0. 5 MPa压力下，废碱沿着低压氮气封管线窜入石脑油 原料罐（FB1302）。至2002年2月6日8时30分，GA240停泵，废毅窜料才停止，共100 多吨废碱进入1B1302罐，造成石脑油原料污染，污染的石脑油进入BAI1 0、10 3、 1 05等3 台裂解炉，3台裂解炉的局部炉管出现堵寒，被迫停炉消理。原因分析：主要原因一是操作工经验缺乏，协任心不强：二是管线设计本身存在缺陷，低压密封氮 管线作为废碱管线吹扫气源，设计存在

3、不合理的地方；三是培训工作不到位，新职工独立操作 能力不强。整改措施：1、加强操作工岗 位培训，坚待实行岗位操作工每周一题培训考核。2、加强岗位操作工交接管理，实行岗位交接班列队对口交接，井对交接班记录、岗位记录进行考核，杜绝岗位交接不消的情况发生。10解气压缩机GB-201高温联锁，接着裂解炉燃料气低低联锁，尸裂解炉DS低低联锁。11 时50分，1、裂解炉重新点火升温，至12时15分投料结束；14时11 裂解炉投料，经调整， 系统逐渐恢复正常。原因分析：由于系统屈于高负荷运转，炉子在对切时，切入的裂解炉蒸汽开车时间过长（DS犀过 人），引起急冷水塔顶温突然上升，造成一系列的联锁反响。整改措施

4、：1、 裂豌炉与其他炉子切换时需烧焦的炉子先下料切出。2、炉子切换时，急冷系统）随之调 整，防止超温。3、在系统高负荷运转的情况下，炉子切换时要格外小心，要先出后进。4、裂解炉切入急冷时，DS凭不宜过人，同时急冷系统要注意观察，及时调整好新 区、老区急冷水用带。5、装置发生事故时，应及时翻开PCV 175, 196,以免引起憋压，设备因受压而发生 泄湍。点评：裂解炉的切换操作要平稳进行，特别是装置运行负荷高的情况下，急冷系统要 及 时做出相应的操作调整，防止引发下游系统的波动.案例14辐射段炉管断裂事故经过2002年10月26日，某装置老区6裂解炉C2退料结束时炉管（第三组）突然爆裂， 裂解气

5、人获窜至炉膛内，造成炉出口温度飞温至1050C左右，室内迅速关闭燃料气（FG） 调节阀，将稀释蒸汽（DS）带提至4000kg/h,室外关FG、原料油（GO）截止阀，并将DS 切出急冷水塔DA- 11 2,当COT降至500c时，进行GO、急冷油（Q0）管线扫线作业，确认 扫线干净后，重新点火升温，烧焦结束后停炉检修。原因分析：炉管老化；在退料 过程中，炉出1温度波动较人，COT最低时只有700C,造成炉管 局部应力过大，导致炉管胀裂。整改措施：1、应迅速按PB,实施紧急停车，提高DS员以保护炉管，关闭裂解气大阀，同时翻开 烧焦阀。2、炉子退料过程中，要严 格操作，COT波动要小。II案例15操

6、作不当导致对流段锅炉给水盘管爆裂市故经过：20 02年11月7日7时5 5分， 某装 置老区裂解炉在升温的过程中，对流段锅炉给 水（BFW）盘管突然爆裂，室内按PB紧急停车，室外关燃料气（FG）、BFW截止阀，降低稀释 蒸汽（DS）进料范，复位后关小烟道挡板，控制降温速度 不要过快。原因分析：老区1 裂解炉在升温过程中，排烟温度过高，连续排污（CB）开度太小，使对流段热犀 不能及时移走，致使BFW对流段盘管超温爆裂。整改措施：炉子升、降温及烧焦过程中，严格控制排烟温度，开人连续排污、间断排污，i曾大锅炉 给水进水范。案例16联锁管理不严导致炉膛爆燃事故经过：1 98 8年9月1日10时13分，

7、某装置BA109炉送风机（底部、侧壁烧嘴空气输送设备）在 正常运行中突然停车。操作工重新启动送风机后，炉膛内发生爆燃，部份炉墙被炸塌。半 月后 修复投用。原因分析：送风机停运停炉联锁MAK 10 9 1未投用，当送风机突然停车时，联锁未动作，因而 未切断燃料供给。而送风机停运后，燃料气进炉未断，造成燃料 燃烧不完全。短时间内启动送 风机，由于炉膛内高温，燃料气及大凭新鲜空气的进入造成了这次爆燃。整改措施：加强 联锁管理，无特殊情况，联锁必须全部投用。点评：一定要严格联锁管理，对联锁的摘、挂必须按照相关的制度和程序执行，特别是 对摘除的联锁要上墙公告，并在相关岗位的交接班记录中予以特别提示，防止

8、出现紧急情况 时，造成平安事故和设备损坏.突发故障停运后，在重新启动之前，一定要对相关的流程进行全面的现场检查、确认.案例17漏加原料盲板导致爆燃事故经过1990年4月14日22时，某装狸7并炉开始用DS吹扫炉管，（原炉管被焦块堵嫖）蒸汽由该炉废热锅炉入1 1法兰LI排出，吹扫工作进行到十五口零时二十五分，“轰”的一声巨12响，7炉自上而下被人火包围，5分钟后被消防队员扑灭，人火烧毁16只高温热电偶7并、8 打裂解炉风机电缆线等物。原因分析：该炉在停车以后，湍加石脑油根部伐的盲板，而仅将此伐关闭，但未曾注意到此根部 伐是不能严密切断的，致使石脑油从根部伐泄湍到炉管中，数天以后，整个炉津I积满了

9、油， 当引入DS时，石脑油被吹出，并迅速汽化，遇裂解炉的明火而引起爆燃。整改措施：裂解 炉 在停运之后，必须添加必要的盲板，并认真检查是否遗湍。案例18裂解炉裂解气大阀处着火事故经过2002年4月10 B 19时24分，某装置BA.107炉处 于烧焦状态，当时烧焦程序进行到 第37步(纯空气烧焦)，空气流炽每组IC- 1076165为4750KG/H, COT为850c 纯空气 烧焦己运行24. 5小时。这时正在室外巡检回来的当班人员发现裂解炉大阀处有火光，立即 与另一当班人员跑近础认为BA- 1 07人阀处着火。两人立即通知班组及室内人员，室内操作 人员立即将BA- 107联锁停车。当班人员

10、和班长爬上还在泄漏着裂解气的人阀处，两人手动压 下36洛裂解气人阀。19时30分，将火熄灭。原因分析：8日1 4时6分，裂解炉BA- 10 7与BA- 11 2切换，开始停懒焦。15时21分，当班人员 将吹扫蒸汽由DA-1()1塔切至烧焦罐，当时现 场与室内都显示36”人阀为关闭状态，并且现 场操作人员手动关闭直到关不动为止。36,人阀后热偶TI- 10739显示，10日19时1分，温 度由106. -2 c开始缓 慢上升，19时24分，温度升至125.79时突然开始加速，19时30分， 温度升至最高点150.sc ,由此可以判断BA-107停炉吹扫时，有局部焦粒被蒸汽从炉管及 TLE内吹出，

11、吹至36/ K 睡 人阀阀道凹槽内，现场操作人员关闭人阀时，此局部焦 粒被压嵌在阀道凹槽内，造成仪 表输出人阀完全关闭的假信勺，并且现场操作人员手动关闭也 关不动。当裂解炉烧焦程序进行到第37步时，由千COT提至850C,人阀处温度达380. c ,在19000 KG/ H热空气冲刷下，逐渐将36刁阀阀芯与阀道凹槽间的焦粒掏空，井且由于 此阀的防焦蒸汽阀后管线不通，造成裂解气由总管返窜，遇上高温烧焦空气燃烧，将阀前管 线烧穿，引发此次事故。整改措施：1、将裂解 气 人阀及烧焦阀阀杆上做杯记，便于裂解炉停炉烧焦前确认是否完全关闭。2、至烧焦自动挂联锁时，要确认大阀完全关闭，如仍未关严，烧焦状态打

12、保待，直至人阀能完全关闭，方可继续烧焦。133、防焦蒸汽必须保待肠通。4、烧焦时室内人员密切监视各点温度，发 现异常及时处 理。案例19操作不当导致废热锅炉泄漏事故经过1998年2月10日至6月10日近4个月的时间，某装置所有裂解炉的bor s i g废热锅 炉陆陆续续出现泄涌现象。相继停炉翻开TLE后发现，所有TLE损坏部位及炉管失稳损坏的 情况基本类似，即均在距离下管板150- 380mm处 管 子塌陷、变形。变形的管子人局部都出现 沥水的现象，在炉管外外表，即TLE 的水侧有许多氧化皮，落下的领化皮积聚在管子与下管 板的缝隙处，儿乎填满了流道空间，甚至完全堵死。问题出现后，陆续将几台TL

13、E送出 更换 炉管彻底修复，下管板补强，并进行了彻底化学清洗。其中一台裂解炉的两台废热锅炉还更 换 成了 sc恤idt型废热锅炉.原因分析：1、由千操 作人员在开车初期操作经验缺乏，裂解温度时而出现超温现象，特别是在 原料切换时，裂解炉出1 1温度波动较人，COT严重超温；另一方而，因B阿中注入的磷酸盐 浓度控制过高、汽包没有及时排污水、局部产生热点，造成TLE泄漏.2、裂解炉初次开牛前，水侧的化学清洗不彻底。随着局部超温，氧化腐蚀逐步加剧 而造成。整改措施：1、废热锅炉出现干锅，必须待降温后，恢复供水；2、裂解的操作要尽可能平稳，特别在原料切换过程中，要防止出现超温：3、加强对炉子的监测，及

14、时掌握运行炉管的温度变化趋势；4、严格控制磷酸盐的浓度在规定范围内；5、加髓睇源 理，对间歇排污制定合理的排放频次。案例20交接班不清导致对流段炉管烧坏事故经过2001年11月12日，某装置裂解炉BA104与BA11 1切换。15: 00 BA111开始 停炉， 15 : 20原料油停完。室外关原料油根部阀，翻开DS跨线阀对 原料管线吹扫，井将原料油流装 计切至旁路。17: 00 BA1 11 DS切出DA1 01,由烧焦罐 放空。20 : 30通空气烧焦。烧至11月 13日下午15: 00发现第五组一次注汽的原料管线烧坏。立即停炉检修，井用氮气对原料管线扫线。11月16 , BA11 1检修

15、完 毕。15: 30点火，并向各组炉管通空气。20: OOBA1I 114投DS。20 : 30 ,发现二次注汽的局部管线烧坏，停炉降温处理。原因分析：1、原料汕停完后，内操翻开原料油调节阀进行吹扫。为保证原料流萤计不损坏，外操 将其切至旁路。为 配合室外动作，内操就将原料调节阀关闭。当时正处交接班之际，在外操 动作完毕后，内操未能及时将原料调节阀再次翻开，亦未将 此情况交给下一班，致使原料油 管线吹扫不彻底。在烧焦过程中原料油与空气洲合后燃烧，导致管线烧坏。2、第二次是由于停炉后，用氮气对原料油管线扫线，未用蒸汽扫线。导致附着在管 壁的残油与空气发生燃烧。3、交接班不消，下一班人员未及时发现

16、室内原料油调节阀关闭.4、协任心不够，工艺卡片签字后，操作人员没有仔细核对.整改措施：1、加强交接班管理，做到对11交接。2、加强工艺卡片执行的管理，做到有签字、有落实。9.3 急冷系统案例1急冷油泵抽空事故经过2003年1月，某装置急冷油泵吸入口管线堵，无法消洗，影响正常生产，该泵出1 1压 力正常为0.8 IPa,而异常时为0. 35 MPa,该泵正常出口流狱为18001 / hr ,而异常时为6001/hr 左右，该泵流萤严重缺乏，导致急冷油系统循环不畅。该装悝于2003年1月停车消缺，结 果在急冷油塔底部发现了人狱焦块，经消除后，系统运行良好。原因力析：由千该装置新开牛时，共用洋冷器喷

17、嘴压差偏低，喷嘴出口急冷油雾化效果差，造成 喷嘴处结焦聚合，最终导致该塔急冷油出和管线堵寒。整改措施：1、在装置停工检修时，对该塔盆泵吸入1 1作了整 改。2、共用洋冷器喷嘴压力向设计上限靠拢，操作上加以调整。案例2换热器腐蚀内漏导致稀释蒸汽带油事故经过2002年8月23日15时，某装置稀释蒸汽发生器（EA-11 8 ）内涌，DS发生系统带油， 严觅影响装置平安生产。8月24 0 10时38分，6子裂解炉（BA106）第四 组辐射段炉管发生15断裂，造成此台裂解炉紧急停车、抢修。于9月7日BA106恢复正常生产。在设备消洗后检 查发现，换热器管束外表有腐蚀痕迹，并且管束有减荷现象。8月23日2

18、0时46分，BA106的废热锅炉（TLE） D组出口温 度升 高，现场灭D组相对 应的侧壁火咀，以使TLE出口温度有所降低。8月24日10时31分BA106冒黑烟，辐射段 炉管发生断裂。10时38分BA106按PB紧急停车，并将裂解气切出系统。停炉后，经领导研 究决定，先对BA106进行消焦，并制定了在慢提 空气损的情况下，长时间低温消焦方案，以保 证炉管安 全。8月25日1时30分BA106开始消焦，通空气。8月26日20时BA106消焦结 束，裂解炉开始降 温。8月27日8时BA106翻开炉门，发现BA106D组辐射段炉管断裂，C组 中半组弯曲。8月27日14时TLEA、B、C、D翻开，对

19、TLE进行检查，发现TLED上有人块 焦片，并且TLEA有两根发生泄涌。拆四组DS进料阀，发现第四组DS进料阀完全堵纽。8月 27日至9月1日，更换BA106炉管，对TLE进行修复和水力消焦。9月1日6时41分 启引风机，BA106开始升温（07时05分），9月2日02时BA106至高备状态。在巡检中发现 C组中有两根辐射段炉管发红。经领导研究决定，对BA106进行再次消焦（16时35分）。9月 2日22时41分BA106第四组进和义丘里前管线发生爆管（在烧焦过程中）。9月3 0BA1O6 开始降 温。对BA-106检查中发现对流段炉管有一根出现漏点。9月4日换BA-106对流段炉 管。9月7

20、日7时46分22秒BA106修复后，开始升温。9月8日10时BA106投料，恢复正常 生产。原因分析：1、因碱液中含杂质较多，碱泵过滤网堵嫖，注毅 炽产生波动，使水系统PH波动，造成 EA- 118水侧腐蚀o2、DS带油，加剧炉管及TLE的结焦。3 BA106的DS管线处千DS总管的末端，DS中的急冷汕都积聚在DS管末端，导致BA106 第四组DS中存有人凭急冷油，造成管线严重堵宽，直至DS中断，导致BA106辐射段炉管发生 断裂。4、对流段管线吹扫不干净，残存的急冷油在空气烧焦时，释放人屈的热员，不能及时排 出，导致BA106对流段盘管断裂。整改措施：1、严格控制PH值，防止工艺水系统设备发

21、生腐蚀。2、对稀释蒸汽中油含损进行监测，及 时发现 设备内湍。3、对稀释蒸汽发生器及其汽包定期排污。案例3 PH值控制不好导致急冷水换热器泄漏市故经过16200 0年11月29日，某装置F A1 15汽包压力增高，DS系统中带油，后经检查 断定为EA1 2 7泄湍。经车间研究，厂领导同意FA11 5汽包供水系统进行改造。将EA1 27 切除，从工艺水泵（GAH 0）出1 1接一管线跨过工艺水预热器（EA127）通到FA11 5 汽包中。裂解老区降负荷，裂解炉4台运行。在对EA1 27进行处理时发现工艺水预热 器（EA125）、稀释蒸汽发生器（EA1 23 ）都有泄湍现象，车间又紧急对这两台换热

22、 器进行处理。同时对造成换热器泄漏原因进行查找， 初步断定为裂解原料中酸性组分 珀多，或裂解炉管预硫化使裂解气中酸性物质捎1力口导致急冷水 PH伯波动，最终造成管 线腐蚀所致。原因分析：轻经原 料含 硫凭较高，急冷水系统PH伯出现人幅波动，加上操作调整不够及时，造 成设备、管线的腐蚀。整改措施：I、加强对裂觥原料的分析，根据分析结果对急冷水系统PH伯及时进行调整。增加对轻经原料硫含荒、工艺水PH伯等工程的分析频次。2、加强对设备、管线腐蚀的监控力度，有计划 地进行更换。案例4改造动火引燃汽油分馆塔填料事故经过：1 98 7年10月15日9 : 40时，某装置急冷系统的汽油分彻塔（DA 101

23、）内检 修 及改造 用火。溅出的火星引燃作业而下部的填料中的焦粉及经固体自聚物。开始火 苗一尺多高，用干粉灭火器打灭，后复燃，且塔内烟火太人，人员被迫全部撤出.10:15 许，消防车接火警后到场。人凭的水通过消防水带打入塔内， 工艺上又采取 了封闭塔人孔以断其空气，通入氮气灭火等措施。直至13:00时，火才彻底救灭。原因分析：填料中经类固体自聚物及残存的焦粉，遇施工动火发生燃烧。整改措施：在动火部位下方填和表而覆盖石棉布，并浇湿降温。点评：汽油分馆塔因长期运转塔内填料之间残存大量焦粉、炽类聚合物，交 出施工动火时发生着火事故，在几套装置中都曾发生过，要高度重视交出检修之前 的清洗、蒸煮和置换工

24、作.17案例5稀释蒸汽发生塔结垢导致蒸汽带液事故经过：1998年3月7日开始，某乙烯装置屡次发生稀释蒸汽温度突然下降，稀释蒸汽带水，紧 接着处于稀释蒸汽管线端头的裂解炉对流段温度快速卜降，裂解炉稀释蒸汽流预低低联锁 停 车的现象。6月18日至21日，装置降至5台炉低负荷运行，临时以中压蒸汽作为稀释蒸汽, 将稀释蒸汽发生系统在线切出进行局部停车处理。翻开稀释蒸汽发生塔，发现除沫网局部损坏, 井从塔盘内消出约1. 5立方米的黑褐色蜂窝状焦块。处理完毕，稀释 蒸汽发 生塔重新投用， 系统恢复正常。原因分析：由于稀释蒸汽发生塔结垢，处理能力降低，导致塔内发生严重的汽液夹带现象，水从 除沫网损坏处带出，

25、进入稀释蒸汽总管，引起处 千稀释蒸汽管线端头的裂解炉稀释蒸汽流罹 计测屈误差，引发裂解炉稀释蒸汽流凭低低联锁停车。整改措施：1、定期更换聚结器的滤芯。2、急冷水出现乳化时，要及时进行处理。案例6急冷水沉降槽界面指示失灵导致稀释蒸汽系统带油事故经过：2002年1月30日，某装置老区开车过程中发现工艺水(PW)、稀释蒸 汽(DS)系统中严 重带油，DS系统压力(PICA- 150 ) 无法控制，在0. 3- 0. 8 IPa之间人幅波动，稀释蒸汽发 生器EA-123壳程和汽包排污阀(FV-157)排出人炽汽油，稀释 蒸汽包(FA- 115 )平安阀两 次起跳。原因分析：经分析检 查，发现急冷水沉降

26、槽FA-1 20界而指示LI-141失灵，水液 位指示偏高50% 至60%,造成工艺水进料泵GA-1 09吸入汽油，DS系统无让操作.整改措施：在装置开车及平时操作中，要定期检查油水界而表，发现偏差要及时通知仪 表来校 正，保证指示正确。案例7切出急冷油循环泵出口过滤器时未开旁路事故经过1994年4月25日8: 10,某装置裂解乙班外操进行切出急冷油循环泵出1 1过滤器18（FD-lO6）操作时，未开FD-106的旁路阀便将FD.106的进出11阀关闭，造成急冷油循环泵 6人-104人,（2出1 1憋压，GAJ04A 跳闸，GA- 104c 不上凭，泵出 1 1压 力（PIA-164）为 0.

27、3 lPa,GA- 10 4B自启动，因裂觥炉急冷器断油，进入DA- 101的裂解气温度高达495, C, DA.101塔顶温度最 高达11OC , DA1 0 4顶温上升至4 6 C ,险些造成DA- 101塔设备损坏和装置全线停车。因内 操发现及时，当班人员立即翻开FD-1O6旁路阀，启动GA10 4A等。原因分析：操作错误。整改措施：严格执行操作规程。案例8急冷水塔顶温急剧上升引发装置停车事故经过2000年5月8日9: 30左右，某装置急冷水塔（DA104）顶温急剧上升，造成裂解气 压缩机（GB201）吸入温度高联锁停车，引发全装置停车，裂解炉停炉三台（匚、7、8 二）.产品停止采出时间

28、约10小时。原因分析：装置前阶段紧急停车时，稀释蒸汽发生器（EA1 23 ）油侧残留局部水和洗涤用裂觥汽 汕。本 次投用时，换热器内的水和裂觥汽油进入急冷油系统，遇高温急剧汽化，造成DA10 4 塔顶温急剧上升，GB201吸入温度超高联锁停车。整改措施：1、稀释蒸汽发生器投用时，将换热器内的水和洗涤用裂解汽油排入地槽，并确认排 净。2、地槽中的油在导入急冷系统时，应严格控制其流赁，防止造 成急冷 系统波动。9.4 裂解气压缩机系统案例1投丙烯精馆塔时操作不当引发裂解气压缩机高液位联锁事故经过1996年4月7日19: 30,某装置丙烯精馈塔塔顶冷凝器（EA425C ）检修后投用，19 :40别离

29、至现场投用EA425C , 19 : 44左右，丙烯精馈塔（DA406 ）超压联锁。急冷调整急冷 水塔（DA10 4 ）操作，塔顶温度上升到46o 19: 51左右，裂觥气压缩机（GB201 ） 一段吸入 罐（FA201）高液位报警。19:52左右，GB201高液位联锁停车。19原因分析：1、投用EA425时，错误地先投丙烯，后投冷却 水，造成EM25A/B丙烯短路，DM06 超压联锁，丙烯精馈塔塔盆再沸器（EA424A/B）切断急冷水，造成急冷波动。2、DA104塔出现波动后，调整幅度过人，造成QW人质夹带到FA201, GB201高液位联 锁停车。整改措施：1、丙蜡精僧塔在投用 冷凝器时，

30、要严格执行操作规程， 并加强与急冷岗彳郎联系。2、急冷系统调整时，要尽可能平稳。点评：裂解气压缩机因段间罐液位高发生联锁停车的案例比拟多，特别是在裴置开车 过程中更为多见.该系统的艰、水相与上、下游多个工序发生联系，其精心操作以及不同岗 位之间的密切协同是防止发生高液位联锁停车的关键.案例2湿火炬罐返料时调整不及时引发裂解气压缩机高液位联锁串故经过：19 98年2月14 0 1时53分，某装置由千裂解气压缩机段间吸入罐（FA205）液位超高， 导致裂解气压缩机（GB201）联锁停车。2月14日凌展，加氢单元当班人员发现湿火炬罐已经满液位。为防止出现火炬下“火 雨“现象，0时43分启 动湿火炬

31、泵（U书A701）,将湿火炬罐内物料送回急冷水塔（DA103） 塔。0时55分，凝液汽提塔（DA202）液位上升，压缩人员通过降低DA202再沸炽,开人低 压脱丙炕塔（DA404）进料调节阀进行调节。1时10分，DA202塔液位满，为了防止造成别离丙 烯不合格，操作人员逐渐提高DA202塔再沸蛰，降低DA202液位，塔顶返回 至FA205的范 逐渐布人，FA205液位一直上涨，最后罐内满液位，造成GB201联锁停车。原因分析：此 次事故直接原因是在裂解炉负荷没有过人变化的前提下，由千湿火炬罐内物料返回 DA103,导致FA205液位过高。当时湿火炬罐内物料基本上都是 心组分。因PA205中液体

32、 C带过多，在FA205中积存，最终造成压缩机高液位联锁停车。由于C以设计伯的170嘲勺损进入到系统内，但操作人员对它的调整仍屁限于正常操作 状态时的调整方法，因此外采屈有限，导致FA205积液而使GB201联锁停车。整改措施：涉及操作调整时，相关工序之间要加强联系。3、针对吹扫氮管线设计不合理的问题，将 低压氮 气源改为中压氮，井在吹扫管线上 加设单向阀，杜绝事故再次发生。4、对全装萱氮气用户进行全面普查，对设计存在缺陷的地方进行全而整改。5、对全装置日常操作及重点操作部位树立警示牌，标注主要操作步骤，防止误操作 事故再次发生。点评：原料污染事故在其它裴置上也有发生，比方，外购石脑油中掺杂有

33、化工副产品、 其它化工废料或腐蚀性组分，对裂解炉以 及 急冷 系统的设备造成严重影响，并引发生产运行 上的波动。为防止此类事故发生，一方面要严把原料进厂质量关，严格对外购原料中进厂检 验分析，同时注意原料的切水.另一方面要严格规范操作，杜 绝窜料情况的发生.9.2 裂解炉案例1急冷汕窜入烧焦线外泄打故经过：199 7年11月17日11时35分，某装置按计划停车。11时35分，2裂解炉(BA102) 由汽油分馈塔(DA101)塔切出后，不久即发现DA101塔荼液位下降，室内人员联系补调质 油。11时55分，室外操作人员发现BA102的清焦罐上有急冷油飘出，立即采取紧急措施。将 BA102稀释蒸汽

34、由放空状态切入DA101塔内，但此时已有少报急冷油飘落在BA102废热锅炉 (TLE) 上，由于TLE温度较高，引起急冷油的燃烧，立即通知消防人员紧急处理，将火 扑灭。在这段时间内虽然及时补入调质油，但DA101塔盆液位 仍由50%降至6%o原因分析：从消焦罐冒出的 急冷油 来源可以有两个，一是从裂解气管线倒窜，即急冷油从裂解气切 换阀(XV- 10 2-5 1 )的塔侧返回至炉侧，由于当时各裂解炉均已退料，且双一10251的阀体 内是正压，即使 反窜也应是窜裂解气，因此这种可能性极小，予以排除。另一来源是从急冷 油电动阀(XV10230)线上流出至急冷器，这条线上有一个电动阀(XV10230

35、)、一个手阀、 两个并行的急冷器出1 I温度调节阀(rcl02-l、rcl02-2)o查操作记录，rcl02-1、rcl02.2于11时32分关闭，但调节阀内漏可能性非常大；双 一102-30校制室内的信号显示欣陶在切沪开始即被关闭，但电油后现场检杳发现双 一 10230仍有20 %的开度，该电动阀本身存在问题。操作规程明确规定电动阀关闭后，仍要将手阀关闭。如果手阀关闭，不可能出 现如此大 的急冷 油泄淄。因 此，操作人员未按操作规程进行操作是发生事故的主要原因。止匕外，室内操 作人员不细心，判断事故能力欠缺。根据当时生产状况：DA101塔爸液位下降迅速；BA102急冷 器出1 1温度偏低(正

36、常)宓5OC左右，但当时低千2o。c ),应该能判断出有异常情况发生， 如及时正确处理，可以将此次事故降低到最低限度。20案例3冷区倒液窜入裂解气压缩机吸入罐导致高液位联锁市故经过：1992年4月28日16时20分，某装置裂觥压缩机四段吸入罐液位上升较快，内、外操一 起调整，但液位继续上升，裂解气压缩机（GB- 201 ）高液位联锁停车。于17时恢复运行，22 时乙烯合格。原因分析：冷区操作工经验缺乏，在裂解气干燥器（PA- 209 ）向急冷水塔（DA- 104）倒液时，将倒液 阀开得过大，由于压缩机四段吸入罐（FA.205 ）凝液送出与在裂觥气 干燥器倒液使 用同一条 管线，PA- 205的

37、凝液不但排不出去，而且窜入的液体在罐内闪蒸，使该罐温度在3分钟内 下降了 4C,增加了裂解气的冷凝质，加快了液位上升速度，最终导致GB- 20 1高液位 联锁 停车。整改措施：1、裂解气干燥器倒液时，阀门开度要合适；2、冷区倒液时，加强与急冷、压缩等相关岗位的联系；3、单独上一条管线，将裂觥气干燥器液体返急冷水塔；案例4负荷变化时调整不当引发裂解气压缩机高液位联锁市故经过：1999年1月8日10时，某装置新区投用BA- II 02时，四段吸入罐（PA.1 205 ）、五段吸入 罐（FA1206 ） 液位出现较人波动，班组人员将液位控制阀LCV-1218、1219、1216打手动 全开，然后，随

38、液位下降慢慢将FA1206罐汽油排出阀（LCV-1218）全关，因BA-1102刚投 用，系统处调整阶段，操作人员未将LIC-1218投自动。13: 50, PAJ 206液位LSHH.12 18A、 B同时报警，裂觥气压缩机（GB. 1201 ）联锁停车。恢复开车过程中，操作人员在排放FA- 12 06中 液体时，倒淋 阀开度过人，人症汽油及裂觥气排出，险些造成重 人恶性邓故。40分钟后装 宵恢复正常。原因分析：1、操作人员经验缺乏，吹任心不强，LIC-1218打手动全关 后，未密切监控，又未及时 切回自动，导致FA- 12 06液位超高。2、裂解炉投油，负荷增加，裂觥气屈波动较人，压缩工序

39、调整没有及时跟上。整改措施：正常 操作中，尽报将仪表投自动控制，不得已手动时，操作人员应密切监控。21案例5蒸汽管网压力波动导致压缩机瓦温高联锁串故经过：1996年11月5日9时54分，某装置界区外高压蒸汽HS压力PC1301突然上升，透平抽 汽压力PI- 1311上升，抽汽流范FI - 13rl减少，透平的轴温TI- 2054也升高。9时55分， 界区处压力3.2HPa上升到3.87Pa,透平抽气流萤 由正常的1 6t / h降为Ot / h ,轴温由正常 70 C左右上升到130C ,透平因止推轴瓦温度高而联锁停车。此次事故造成乙烯装置停车15 天，翻开压缩机透平人盖取出转子修磨推力盘，更

40、换推力瓦。原因分析：界区处HS压力上升，装置内HS管网压力上升，透平背压随之升高，导致透平抽汽流范 快速下降，透平轴向力不平衡，轴位移超凭，推力 盘与止推轴承岸擦，轴瓦温度升高，联锁 停车。整改措施：1、对轴位移联锁动作进行改进：报警、联锁时间由原设计的延时3秒分别减少到0. 5 秒和1秒，并将“AB入OR”状态送入联锁执行机构，使其在“ ABAOR状态下能联锁停车，排 除故障前不能再启动。2、对蒸汽管网控制系统进行改进：对HS压力实行单独控制，HS快速升高时能及时放 空，防止损坏透平；将界区处的HS、MS压力信号引入装置DCS,以便及时调节。案例6切换润滑油泵时裂解气压缩机油压低联锁串故经过

41、：2001年3月19日14: 30左右,某装置操作工在检查油系统运行正常的情况下，按正 常操作程序切换，启动备用泵，启动后发现管路有较人的振动和噪音，立即对油系统检查， 发现主油泵已跳闸，IW，裂解气压缩机(Y- 1 300 )油压低联锁跳车。于越紧启动主油泵， 系统进行调整，作 开车准备，14: 50, Y-13。机组暖机升速，恢复正常。原因分析：启动备用油泵，由于自励阀(PCV13 51 )动作滞后，油 路压力升高，自励阀突然翻开，油 压骤降，主油泵透平超速跳闸。此时自励阀应马上回关平衡油系统压力，但由于自励阀动 作滞 后，造成油系统瞬间压力低，Y- 1 300机组联锁停车。整改措施：1、

42、要调 整好 自励 阀阻尼，防止油压出现波动时，阀门动作滞后，跟踪不及时，造成机 组联锁停车。2、检修时，注意检查自励阀膜片是否老化。3、应在汕路系统中加装苔压器。22点评：润滑油系统出现 故障，特别是在主、辅油泵切换操作时，导致的压缩机组联锁 停车较多，对该系统的日常检查、维护很重要.案例7裂解气压缩机润滑油压力低联锁后操作不当导致全装置停车事故经过2000年8月6日20: 00,某装置裂解气压缩机（GB- 201 ）润滑油压力低联锁停车，20 : 30仪表检 查联锁，发现 与实际存在偏差，油泵没有问题，准备立即恢复。22: 30 GB- 201 开车。向后系统 进料过程中，由于五段出口放火炬

43、阀（PIC- 204）关闭过快，造成冷箱系统波 动，乙烯制冷压缩机（GB 601 ）入口压力高，出口压力超高，23: 00联锁停车。GB-601恢复 开车后，向后系统送料。7日4: 50分，丙烯压缩机（GB-501 ）的四段吸入罐（FA50 4）液而低, 喷淋液体供应不上，致使GB-501二段出1 1温度超高，联锁停车，系统全部停车。原因分析：车间职 工日常培训不够，应变能力较差，致使开车 过程中人型机组出现两次不应有的联 锁停车，使本来局部停车现象变为全部停车事故。整改措施：加强 职工培训，提高事故分析能力和市故应急处理能力。案例8投用润滑油备用冷却器时操作不当造成透平推力轴承损坏事故经过1

44、998年7月2日16时，某装 置由千工艺气压缩机润滑油温度过高，将压缩机润滑油 冷 却器（E- 252A/B）同时投用，在 投用 备用冷却器时没有排气，导致润滑油中带气，汽轮机转 速1250 Or pm左右，瞬时断汕，造成汽轮机推力轴承损坏。由于推力轴承起到平衡汽轮机转 子轴向力的作用，巨人的轴向力加剧推力轴承的磨损，至17点45分手动停机，推力轴承平衡 盘磨损4mm厚度，汽封、油封严重磨损，装置停工3天。原因分析：操作工在投用备用冷却器时未严格执行操作规程，造成润滑油系统瞬间断油，致使汽 轮 机推力轴承严重损坏。整改措施：要严格工艺操作规程，润滑油冷却器投用及切换时必须排气。案例9碱洗不合格

45、导致碳二加氢催化剂硫化氢中毒串故经过：（为什么采用孑胭际单位制的“mlm?）231994年5月6日1: 00起，某装罚碳二加氢反响器DC401A床层温度开始下降，至5: 00,反响器出II在线分析AR-4011所指示的乙炊浓度Imltn (ppm),半惭为刻度表指示不准。 6: 00发现乙烯精 馈塔DA-402塔压上升，7:00, DC-401A、C均无温升，判断为硫化氢中群。 7: 40以后，加大了碱洗塔的补碱屈，碱泵GA 205A、B两台运行，开补毅调节阀FCV- 249的 旁通阀。加样分析碱洗塔塔顶裂解气S.23 1的洗合格，别离加紧对DC- 401B的置换、干燥工作, 至9: 00将D

46、C-401B切入，DC-401A切出，注入氢气，入II温度为TRCA-405控制在 31 c ,至 9: 37, DC-40IB 上部床层温度 TUL417 为 29C ,中部 TUI-418 为 19 c ,下部 TUI-419 为80 ,出I ITUI- 420为77C,当时还没有注入粗氢，这说明该台反响器催化剂活性不够， 已经中萌 9:, 10立即将反响器由B切回至A台，井投用开工换热器EA-454,切断DA- 40 1 与DA-402之间的联系，分析裂解欠干燥器出11 S-271中硫化氢浓度为20 ml m ,分析碱洗 塔塔顶S-231的硫化氢浓度为1 ml/nY,分析碳二加氢反响器入

47、I I SJ 11中的硫化氢浓度为 20 ml / nT ,此时可以认为系统内 仍存有大荒的硫化氢，硫化氢是强极性分子，其极易被裂解 气干燥器FA209 A内的分子筛吸收，当裂解气中硫化氢超标时，硫化氢被分子筛吸附，但8 : 0()以后裂解气中硫化氢1 ml/m,ffj,裂解气经过FA- 209 A后，被分子筛吸附的硫化氢脱附出, 所以造成了 FA- 209 A后的硫化氢到达20 ml / ml 10 : 00加紧对FA- 209 B的降温，千11 : 00将 FA- 209由A切至B运行，再取样分析S-271硫化氢I ml/ m S-23 1硫化氢Im 1/ m但v 111硫化氢20 ml/

48、ih, 1 2: 30,开EA- 454旁通大阀，13: ()0分析绿油洗涤塔顶$102 硫化氢为5 mlm 将PV40L2排放火炬置换DC-401入目管线后，分析S.411硫化氢2ml/m 13:00将DC-V01再由 A切至B台运行，此t分析S.411硫化氢5 ml/nV ,便立即切出DC-401C, 反响器出1 1乙炊于14: 20合格o FA- 209切换以后S.411硫化氢仍然超的原因是：DC-401A. C仍然在线，催化剂以前也吸附了人荒的硫化氢，在进料 中硫化氢合格时，催化剂将所吸附 的硫化氢脱附出来，随着碳二物料进入EA- 454局部冷凝，进入绿汕洗涤塔DA- 408回流到 D

49、A-401,硫化氢进入碳二气相从而使S-411硫化氢超标。当EA-454旁通人阀翻开以后，物 料不经过DC-401c故其吸附的硫化氢也无从脱附，所以13: 00分析S402硫化氢5 mlm 13: 30切入DG401B反响器B、C运行时，S411硫化氢又上升到5 m 1/由，IS为DC-401C 在线，仍然在脱附以前吸附的硫化氢。15 : 30分析乙烯精饰塔乙烯产品馈出1 I S-1 21中硫 化氢1 m 1/由，乙怖精债塔荼s-122硫化氢50 m 1 / m1,且11: 20分析脱乙烧塔盆s-101 中硫化氢1 ml/由，立i攵醵化氢可以用靖饰的方法来别离，且其挥发度与乙烧相似，比 乙烯的

50、挥发度小。原因分析：分析数据不准；碱洗系统内簧油较多，7毓乳化，严重降低其对酸性气体的吸收效果； 碱洗塔DA. 203改造成填料塔以后，塔内的待碱损人幅度减少，操作弹性减小；乙醇胺系统 吸收剂更换为hHf基二乙醇胺后，对硫化氢的吸收率明显降低，一般在40%左右，碱洗塔 长期超负荷。24整改措施：1、增加对碱的分析频次；2、规定最小补减质为僦诜塔入口麻化氢浓度(mlm)X2kg/h:3、如在一个班内发现反响器床层温度下降；,5 c ,必须立即对系统进行检查、调整。点评：裂解气碱洗不合格，导致下游碳二加氢催化剂比S中毒或乙烯产品CO,含量超 标。要严格碱洗塔的操作，特别是在裴置运行负荷出现比拟大的

51、调整、裂解炉切换原料或原料 质量出现比拟大的波动、裂解炉进行切换及烧焦操作时，要 密切监 控进、出碱洗塔裂解气中 酸性气体的含量，及时地对碱洗塔的操作进行相应的调整，确保碱洗合格.案例10碱洗不合格导致乙烯产品CO2超标事故经过1998年3月19日0: 30,某装置碱洗塔(DA203)出口裂解气中的CO,超标，操作人员 未及时发现，使C02带入后系统，导致乙烯产品中CAO超标，乙烯 产品不合格72.5小时。 经过调整碱洗 塔(DA203)配碱浓度，同时对乙烯精烯塔(DA402)进行狸换，将不合格乙烯置换 到不合格乙烯罐中，再将不合格乙烯回炼。原因分析：碱洗段上段碱浓度不够，造成裂解气中的CO,

52、超标。整改措施：1、应加强分析控制点的监控；2、确保跚蜚及碱浓度到达规定要求；3、加强乙谕*品在豺 所仪表的唯P 。案例11黄油抑制剂加注系统设计问题引发碱洗塔强碱循环线泄漏事故经过：20 02年1月28 H ,某装置碱洗塔强碱循环线淡汕抑制剂注入点管线接缘处出现砂眼泄 湍，当时 对涌点采取上夹具注胶堵漏处理。2月14日16时47分，夹只处出现 泄湍并i竹人, 在往夹具注胶至较大压力时抑制剂管线失效断裂，裂解气压缩机被迫停车处理涌点。到 20时 5分，裂解气压缩机开车，系统逐渐恢复正常。原因分析：1、谈油抑制剂注入点出现电化腐蚀。碳钢管在淡油抑制剂和碱液的电位差高达400mv , 苏碳钢管同时

53、处于这两种溶液中，在碱液中的部位由于电位低而成为阳极发生腐蚀反响，在贺汕抑制剂药剂中的部位成为阴极25发生还原反响，形成腐蚀电池，发生强烈的电化学腐蚀。2、原设计造材有误碳钢管在淡油抑制剂和碱液两种溶液同时存在的环境下会形成的强烈的电化学腐蚀， 而不锈钢在这两种溶液中那么无腐蚀现象。3、淡油抑制剂对碳钢在碱液中形成的钝化膜有强烈的破坏作用碳钢在碱液中会形成钝化膜，由于钝化膜的存在，防止了碳 钢在碱 液中的进一步腐蚀。 试验说明，黄油抑制剂药剂溶液对碳钢在碱液中形成的钝化膜有强烈的破坏作用。在实际操 作 过程中，因为强碱循环泵是一台计预泵，而焚 油抑 制剂注 入泵性能极 不稳定，经常出现故障，

54、黄油抑制剂注入压力不均匀，在碱液管线与抑制剂管线交界处，毅液与淡油抑制剂溶液交替覆 盖管内壁，管壁被碱液腐蚀生成钝化膜，钝化膜被抑制剂破坏，之后管壁再被骸液腐 蚀，如此 反复进行，最终谈汕抑制剂注入管线接缘处腐蚀穿孔。整改措施：1、为防止再次发生腐 蚀破坏，将抑制剂注入系统的碳钢管更换为OCr 18沁9Ti不锈钢 管。2、加强管线的测厚检查。3、改造注入点，将原注入点由强碱循环泵出口改到泵入1 1,确保抑制剂注入系统后湍 合充分，消除电化腐蚀。案例12 碱洗塔检修时塔内生成的硫化亚铁遇空气自燃事故经过1997年6月30日，某装置停车后，碱洗塔(DA203 )开始倒空氮气置换，16: 30至7

55、月1日22: 00经两次水洗后，翻开中、下部人孔。10: 30发现DA203塔人孔处冒实烟，向 塔内通锅炉给水(BW),关下部人孔盖以免更多空气吸入，后接消防水入塔。在消防水接入 几分钟后，塔内发生暴沸，人获蒸汽外冒，井将下部人孔范开。暴沸后立即通蒸汽入塔，灭 火降温。11:20扑灭。原因分析：1、DA20 3塔内有大荒INTOLOX碳钢填料，以及其它表而大面积暴露的碳钢备件，而工 艺气体中含有 比S,所以容易生成极易自燃的硫化亚铁，塔下部人孔翻开后，空气进入塔内流 动，硫化亚铁暴露在空气中而自燃。2、自燃后塔内积聚人员的热，通消防水入塔后，水迅速汽化而暴沸，将下部人孔策开。整改措施：1、水洗

56、、蒸煮后，翻开上部人孔，立即通消防水入塔降温；2、如果塔内己发生自懂，应首先通蒸汽灭火降温，再通消防水入塔脩温，以防暴沸。26案例13裂解气干燥不合格导致高压脱丙烧塔 冻堵市故经过：19 9 7年11月10日，某装置前脱丙烧系统的高压脱丙烧塔出现冻堵，人损C4组份上移， 进入前加氢反响器，造成床层温度上升，引发碳二加氢系统联锁（SD-1 ）动作，乙 烯产品不合 格6小时。事故发 生后采取的措施有：（1 ）收小了部脱丙烧塔进料犀.2）在高压脱丙烧塔冻堵部位注入甲醇。（3）冻堵消除后，高压脱丙幡运行状况好转，塔顶C4 组份正常后， 前加氢反响器开车。原因分析：气、液相干燥器干燥剂流失，出口脱水不合

57、格造成高压脱内烧塔冻堵.整改措施：1、加强对裂解 气气液别离罐的监控，防止液位 过高，气相带液.2、加强对干燥 器的管理，确保干燥器的干燥效果。95 5制冷压缩机系统案例1油滤器滤芯压扁导致制冷压缩机润滑油压力低联锁市故经过2001年5月7日19时10分，某装置丙烯压缩机（GB501 ）油泵出1 1压力PA5001低报 警,油气压差PDI 50 10高报警，1 9时26分57秒，GB501油滤器压差PDA50 02高 报警，操 作人员立即切换油过滤器，由千前后压差太人，未能切换成功。19时39分，GB50 1控制油 PA50 03压力低报警；1 9时4 3分，润滑油总管压力过低导致乙烯制冷压缩

58、机（GB60 1 ）和GB501联 锁停车。停车后，用钢管加长阀杆，i曾加力劈，才将油滤器切换过来。油压稳定后，19时 58分GB501开车。原因分析：滤 芯严重压扁，使GB50 1汕滤器压差升高，造成润滑油管网压力低，最终导致GB501、 GB601联锁停车。整改措施：定期分析 涧滑油的质屈；定期更换油滤器的滤芯；把好设 备质员关。案例2乙烯制冷压缩机浮环密封漏油市故经过1985年7月27日，某装 置脱甲烧塔（T-301）系统不正常，乙烯不合格。从T- 301塔27顶冷凝器（E-308）排出人炽润滑油，脱甲炕塔进料冷却器NO . 4 （ E- 304）也有汕排出。乙 烯制冷压缩机（C-401

59、 ）停机后，系统用氮气吹扫，对压缩机开缸检查，发现浮环密封的梳齿 间隙大，而且不圆，最人为0. 67mm/m,实际不 能超过 0. 3 5mm/mo更换新的梳齿密封后开车， 情况良好。原因分析：乙烯制冷压缩机浮环密封漏油。整改措施：1、润滑油液而异常下降 时，应及时查找原因。2、加强对压缩机的检修力度。9.6 别离冷区案例1施工动火遇乙烯产品蒸发器泄漏气发生着火事故打故经过：2002年7月2 3 0 1 0/20分左右，某装置因冷区冷却水管线动火时火星落下，引燃高压乙烯产品蒸发器（EA-44A）,造成冷区着火，在报“119”警同时，老区作紧急停车处理， 出于平安方面考虑，十分钟后，新区也紧急着

60、全面停车。8月10日，老区 完成抢修，投料开 车。原因分析：1、对施 工动火现场平安防范措施不到位，现场平安监督不力。2、对高压乙烯打故蒸发器（EA-444 A）区域的危险性认识缺乏。3、高压乙烯产品蒸发器（EA-44CA）工作条件苛刻，垫片容易损坏， 泄漏出乙烯，焊渣 落在换热器封头泄涌处引起着火。整改措施：1、对工况 条件 苛刻的设备严格选材，提高设备平安系数。将乙烯事故蒸发器的封头垫 片更换成密封性能更好的垫片。2、加强装置运行过程中生产区域尤其是别离冷区动火作业的平安管理，制定严密的事 故应急预案，提高对事故紧急处理能力。3、可考虑采用水浴式换热器等其它设备型式。点评：乙烯产品汽化送出