乙烯装置事故案例

案例1 锅炉给水调节阀故障导致全装置停车 事故经过：

2001 年5 月12 日20 时11 分，某装置室内操作人员发现BA-106 炉汽包液位高报（LICA10601 PV=73.1%），当时液面调节阀处于自动调节状态。20 时14 分，汽包液面高高 报（LICA10601 PV=80.2%），当班人员立即现场确认汽包液面，同时室内发现锅炉给水流量 达到32455.3KG/H，仪表状态开路。20 时16 分，汽包液面105.9%，现场发现汽包玻璃板液 面100%，锅炉给水进料调节阀现场全开。在当班人员现场关闭该阀下游阀的过程中，BA-106 出口高压蒸汽温度下降。20 时28 分，室内人员发现丙烯压缩机（GB-501）和裂解气压缩机 （GB-201）的驱动透平（GT-501 /GT-201）轴位移上升。20 时31 分，GT-201 轴位移联锁停

车。20 时32 分，GT-501 轴位移联锁停车。GB-501 停车后，乙烯制冷压缩机（GB-601）及 分离系统相继停车。21 时40 分，新、老区裂解炉全部停止进料。 原因分析：

BA-106 炉锅炉给水调节阀FCV-106-26 阀门信号线发生故障，引起汽包液面满，SS 蒸 汽带水，导致总管SS 温度降低，致使GT-501 /GT-201 轴位移高联锁停车。 整改措施：

1、加强联锁管理，投用新裂解炉全部联锁。 2、加强职工培训，提高职工应急应变处理能力。

点评：裂解炉、大型压缩机组等关键设备的联锁保护是确保装置安全生产，避免发生设 备事故的重要屏障。特别是一些新上、改造的设备在联锁保护的设计上更为完善，也更趋 复杂，一定要在深入研究、仔细领会其联锁设计意图的基础上，认真执行联锁管理制度、 程序，坚持对联锁的严格管理。可考虑设计上在SS 总管适当位置设置温度监测点。

案例2 汽包出口挡板变形引起对流段盘管烧坏 事故经过：

2003 年5 月13 日，某装置6#裂解炉升温至高备状态，7：00 内操人员发现SS 温度持

续升高，加大减温水量也无济于事，SS 持续升高至裂解炉联锁。炉子联锁后，SS 温度仍上 升，7：40 炉子出现爆破声并有明火，随即全部切断炉子，灭火。随后订购炉管、更换损坏 的裂解炉炉管和SS 管线。7 月14 日在对裂解炉缓慢升温过程中，发现SS 没流量，紧急将 裂解炉6#降温处理。 原因分析：

经打开汽包彻底检查后认为，造成SS 管线损坏的原因是：炉子停车过程，操作不当，

造成由于裂解炉汽包SS 出口挡板变形，导致出口受阻，造成SS 流量瞬间下降，在管子保护 介质没有的情况下，加上炉膛温度过高，SS 管线温度上升。而SS 测温点因在裂解炉外部却 不能正确指示其温升，达联锁温度后，SS 管线已承受较长时间的高温，超过材质的限制而 爆管。SS 管线爆管后，大量减温水外漏，喷射到原料管线上，导致高达670℃的原料管线突 然收缩而破裂。炉子联锁后，由于炉管破裂，压力下降，以至于从裂解气大阀泄漏的裂解气倒串进入对流段炉管中，与空气混合后在高温下发生爆炸而损坏，爆管后的裂解气进入对流 段导致对流段着火。 整改措施：

1、检修期间，应加大对各设备的检查力度，特别是对平时不注意的死角部分更应加 以重视；

2、加强操作法培训，严格执行操作规程；

3、提高操作人员处理事故的应急能力、判断能力，使损失减少到最低程度。

点评：裂解炉发生炉管干烧或汽包干锅，导致设备严重受损。为避免此类事故的发生， 一方面对炉子的各种操作要严格执行操作规程，同时加强现场巡检，以便及早发现和处理 仪表、设备及管线方面出现的故障，迅速采取应对措施；另一方面要强化对仪表、设备的 日常维护管理。一旦出现这类事故，必须待降温后，方可恢复供水

案例3 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-118）内漏，DS 发生系统带油, 严重影响装置安全生产。8 月24 日10 时38 分，6#裂解炉（BA106）第四组辐射段炉管发生断裂，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。在设备清洗后检 查发现，换热器管束表面有腐蚀痕迹，并且管束有减薄现象。

8 月23 日20 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 进行清焦，并制定了在慢提空气量的情况下，长时间低温清焦方案， 以保证炉管安全。8 月25 日1 时30 分BA106 开始清焦，通空气。8 月26 日20 时BA106 清 焦结束，裂解炉开始降温。8 月27 日8 时BA106 打开炉门，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 打开，对TLE 进行检查，发现TLE D 上有 大块焦片， 并且TLEA 有两根发生泄漏。拆四组DS 进料阀，发现第四组DS 进料阀完全堵塞。 8 月27 日至9 月1 日，更换BA106 炉管，对TLE 进行修复和水力清焦。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 进行再次清焦（16 时35 分）。 9 月2 日22 时41 分BA106 第四组进料文丘里前管线发生爆管（在烧焦过程中）。9 月3 日 BA106 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 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，碱泵过滤网堵塞，注碱量产生波动，使水系统PH 波动，造成 EA－118 水侧腐蚀。

2、DS 带油，加剧炉管及TLE 的结焦。

3、BA106 的DS 管线处于DS 总管的末端，DS 中的急冷油都积聚在DS 管末端，导致BA106 第四组DS 中存有大量急冷油，造成管线严重堵塞，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，释放大量的热量，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，避免工艺水系统设备发生腐蚀。 2、对稀释蒸汽中油含量进行监测，及时发现设备内漏。 3、对稀释蒸汽发生器及其汽包定期排污。

9.4 裂解气压缩机系统

案例4投丙烯精馏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，某装置丙烯精馏塔塔顶冷凝器（EA425C）检修后投用，19： 40 分离至现场投用EA425C，19：44 左右，丙烯精馏塔（DA406）超压联锁。急冷调整急冷 水塔（DA104）操作，塔顶温度上升到46℃。19：51 左右，裂解气压缩机（GB201）一段吸 入罐（FA201）高液位报警。19:52 左右，GB201 高液位联锁停车。原因分析： 1、投用EA425 时，错误地先投丙烯，后投冷却水，造成EA425A/B 丙烯短路，DA406 超压联锁，丙烯精馏塔塔釜再沸器（EA424A/B）切断急冷水，造成急冷波动。

2、DA104 塔出现波动后，调整幅度过大，造成QW 大量夹带到FA201，GB201 高液位联 锁停车。 整改措施：

1、丙烯精馏塔在投用冷凝器时，要严格执行操作规程，并加强与急冷岗位的联系。 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较多，特别是在装置开车 过程中更为多见。该系统的烃、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避免发生高液位联锁停车的关键。

案例湿5火炬罐返料时调整不及时引发裂解气压缩机高液位联锁 事故经过：

1998 年2 月14 日1 时53 分，某装置由于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 日凌晨，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 分启动湿火炬泵(U-GA701)，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 再沸量，开大低 压脱丙烷塔(DA404)进料调节阀进行调节。1 时10 分，DA202 塔液位满，为了防止造成分离 丙烯不合格，操作人员逐渐提高DA202 塔再沸量，降低DA202 液位，塔顶返回至FA205 的量 逐渐增大， 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大变化的前提下，由于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C4 s 组分。因FA205 中液体 C4

s 量过多，在FA205 中积存，最终造成压缩机高液位联锁停车。 由于C4

s以设计值的170%的量进入到系统内，但操作人员对它的调整仍局限于正常操作 状态时的调整方法，因此外采量有限，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。

案例6冷区倒液窜入裂解气压缩机吸入罐导致高液位联锁 事故经过：

1992 年4 月28 日16 时20 分，某装置裂解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：

冷区操作工经验不足，在裂解气干燥器（FA-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）凝液送出与在裂解气干燥器倒液使用同一 条管线， FA-205 的凝液不但排不出去，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4℃，增加了裂解气的冷凝量，加快了液位上升速度，最终导致GB-201 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，将裂解气干燥器液体返急冷水塔；

案例7负荷变化时调整不当引发裂解气压缩机高液位联锁 事故经过：

1999 年1 月8 日10 时，某装置新区投用BA-1102 时，四段吸入罐（FA-1205）、五段吸 入罐（FA1206）液位出现较大波动，班组人员将液位控制阀LCV-1218、1219、1216 打手动 全开，然后，随液位下降慢慢将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，FA-1206 液位LSHH-1218A、 B 同时报警，裂解气压缩机（GB-1201）联锁停车。恢复开车过程中，操作人员在排放FA-1206 中液体时，倒淋阀开度过大，大量汽油及裂解气排出，险些造成重大恶性事故。40 分钟后 装置恢复正常。 原因分析：

1、操作人员经验不足，责任心不强，LIC-1218 打手动全关后，未密切监控，又未及时 切回自动，导致FA-1206 液位超高。

2、裂解炉投油，负荷增加，裂解气量波动较大，压缩工序调整没有及时跟上。 整改措施：

正常操作中，尽量将仪表投自动控制，不得已手动时，操作人员应密切监控。

案例5 蒸汽管网压力波动导致压缩机瓦温高联锁 事故经过：

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，抽汽流量FI－1314 减少，透平的轴温TI－2054 也升高。9 时55 分，界区处压力3.2MPa 上升到3.87MPa，透平抽气流量由正常的16t/h 降为0t/h，轴温由 正常70℃左右上升到130℃，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，打开压缩机透平大盖取出转子修磨推力盘，更换推力瓦。 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，导致透平抽汽流量 快速下降，透平轴向力不平衡，轴位移超量，推力盘与止推轴承摩擦，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“ABNOR”状态送入联锁执行机构，使其在“ABNOR”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，避免损坏透平；将界区处的HS、MS 压力信号引入装置DCS，以便及时调节。

案例8切换润滑油泵时裂解气压缩机油压低联锁 事故经过：

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大的振动和噪音，立即对油系统检查， 发现主油泵已跳闸，同时，裂解气压缩机（Y-1300）油压低联锁跳车。于是赶紧启动主油泵， 系统进行调整，作开车准备，14：50，Y-1300 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（PCVl351）动作滞后，油路压力升高，自励阀突然打开，

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-1300 机组联锁停车。 整改措施：

1、要调整好自励阀阻尼，避免油压出现波动时，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、应在油路系统中加装蓄压器。

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9 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（FA-504） 液面低，喷淋液体供应不上，致使GB-501 二段出口温度超高，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，致使开车过程中大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事故应急处理能力

要严格执行有关的操作规程，特别是检修后开车，深冷系统氮气干燥要彻底，达到规定的 露点要求，尽可能避免设备和管线发生冻堵。

9.7 分离热区

案例20倒空置换不彻底导致脱丁烷塔爆燃 事故经过：

1993 年3 月17 日14 时12 分，某装置分离热区脱丁烷塔抢修中发生塔内爆燃事故，燃 烧的烟火气浪从人孔喷出，将在该塔附近平台上工作的分离工段长，技术员和操作工共4 人燎伤。 原因分析：

此次抢修时间安排过紧，塔内倒空置换不彻底。加之塔釜倒空阀堵，造成釜底剩有少量 残留的裂解汽油。在掏装这些残油时，搅动加大了油中轻烃的挥发，使塔内可燃气体含量进 入爆炸极限。塔内C4 低聚物的化学性质极活跃，在日光照射下环境温度30℃以上就可自燃， 以往检修时就曾发生过低聚物自燃现象，低聚物自燃成为爆炸的明火源。 整改措施：

1、安全第一，不可盲目追求进度，容器交出检修前必须进行彻底的倒空、置换。 2、在分离热区容易生成低聚物的塔器，比如脱丙烷塔、脱丁烷塔和脱戊烷塔的塔顶配 备冷却、灭火用的喷淋水管。

案例21脱丁烷塔聚合物堵塞 事故经过：

某年3 月27 日，某装置脱丁烷塔系统波动，操作难度大，碳四产品质量不稳定，经分 析确认为脱丁烷塔塔盘及再沸器入口格栅聚合物堵塞，造成碳四产品不合格。事故发生后， 采用带压接管技术，增加脱丁烷塔反向冲洗线，对脱丁烷塔塔盘及再沸器入口格栅进行冲洗； 为脱丁烷塔增设阻聚剂注入系统。 原因分析：

1、脱丁烷塔长周期运行，丁二烯、戊二烯等发生聚合，聚合物积累在塔盘及再沸器入 口格栅处，造成堵塞，导致混合碳四产品中碳五组分含量超标。

2、上游脱丙烷塔波动，聚合物脱落，随物流进入脱丁烷塔，造成脱丁烷塔堵塞。 整改措施：

1、定期对再沸器入口格栅进行反向冲洗，以吹散、吹松聚合物。 2、稳定上游脱丙烷塔运行，防止聚合物脱落进入脱丁烷塔。 3、脱丁烷塔更换高效塔盘。

9.8 火炬系统

案例22火炬系统火炬头回火爆炸 事故经过：

1988 年4 月26 日15 时15 分，某装置火炬系统发生了一次火炬头回火爆炸事故，火 炬罐被炸开一条300mm 的裂口，火炬总管有几处管托移位。事故后工艺采取了关火炬长明线 阀断绝可燃气的措施。但因管线太长（千米以上），?在熄火尚未成功以前，又于15 时45 分发生第二次爆炸。

原因分析：

此次事故属经验不足，考虑不周所致。本次停车检修属小修，共七天。按计划，火炬

不熄火，供全厂各生产装置轻烃贮罐排放释放气。4 月26 日前装置已交付检修，有几处与 火炬系统相连的设备开口。虽然采取了一些措施，但难免有空气进入。在火炬不熄火的停车 检修方案的制定和执行过程中，对检修中可能发生的安全问题考虑不周，安全防范意识不强， 没有采取避免火炬系统进入空气的有效措施，导致爆炸事故发生。 整改措施：

1、火炬系统往往牵涉多个用户，与之相关联的系统以及排入火炬的物料来源比较复 杂。为此，必须由生产调度部门统一管理。火炬系统需要检修时，必须由生产调度部门牵头， 所有火炬用户参与，严格按程序制定和审查火炬系统的停车检修方案，力求细致、周全。 2、火炬点燃情况下，不允许在火炬管线上开口，防止空气漏入。

3、生产装置停车检修，涉及设备多，难免会有空气进入火炬系统时，火炬必须熄火， 并禁止可燃气排入火炬系统。

9.9 公用工程

案例23 水换热器内漏导致循环水水质恶化 事故经过：

2000 年1 月上旬开始，某装置循环水的水质逐渐恶化，COD、异氧菌等主要水质指标 超标，系统滋生大量灰色生物粘泥，沉积在凉水塔布水槽、水冷器换热管束及循环水管网中， 严重影响换热效率，生产负荷被迫降到80%维持运行。 从2 月份开始，使用“舒而果”（Shur-GO）对系统粘泥进行了为期2 个月共4 个周期 的处理。通过投加“舒而果”以及水稳剂WP-4D、分散剂T-225 等，控制有机膦浓度1.5～ 2.5mg/L，Zn2+1～3mg/L，浓缩倍数2.0～2.5，使换热器粘泥松散、脱落下来，被循环水带走，通过排污不断排出系统，同时，根据部分水冷器循环水流速低，疏松后的粘泥无法带走 的情况，各工艺装置根据换热器压力变化情况，对出、入口适时进行反冲洗。

通过采取上述方法，虽在一定程度上缓解了生产危机，但不足以把系统中的粘泥清洗干 净，根本的解决办法还是要堵住漏点，根除微生物产生的根源。为此，2000 年4 月6 日全 厂停车6 天，对循环水系统进行了大规模的治理，生物粘泥得到清除，循环水的水质明显改 善，系统恢复正常。 原因分析：

1、循环水换热器泄漏是生物粘泥产生的主要原因。由于换热器制造质量较差，1999 年 12 月下旬在裂解装置丙烯塔顶冷凝器（E-1555A/B）、丙烯机段间换热器（E-1699A/B/C）的 检修中竟发现有200 多根管泄漏，虽经多次修复仍有泄漏。这次加上一段稳定塔塔顶冷凝器 （E-1725）和丁二烯第一精馏塔顶冷凝器（E-2301）的大面积泄漏，加剧了循环水出现乳化 油的现象，结合水中的絮状物，形成深色粘泥，导致水质变黑。粘泥和油垢沉积在凉水塔布 水槽、水冷器换热管束及循环水管网中，严重影响换热效率，迫使装置降低负荷运行甚至停 车。

2、循环水杀菌用药单一。日常投加的非氧化性杀菌剂一直延用低泡沫的JN-2A，细菌 已对其产生抗药性，杀菌效果不明显。 3、循环水系统投用时预膜效果不太理想。 整改措施：

1、在大修后系统投用时应进行酸洗，置换合格后，进行预膜处理。

2、正常投用后的强化杀菌，严格控制异氧菌和生物粘泥，防止细菌再次大规模繁殖。 3、强化日常生产管理。一是在保证冷却效果的前提下，对冷却塔逐间停运一段时间进

行凉晒，以清除填料上黏附的残余澡类、粘泥。二是加强旁滤，在不影响循环水系统正常运 行的情况下，除去水中大部分微生物及微生物粘泥。三是完善循环水换热器出口取样管，实 行定期监控，及时发现、消除泄漏点。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/faqw.html