催化裂化事故分析与预防 - 图文

催化裂化事故分析与预防 第一部分反再系统

一、 二、 三、 四、 五、 六、 七、 八、 九、 十、

待生塞阀失灵造成装置切断进料 烟囱爆燃事故

再生斜管堵塞，流化中断 主风机分布管人孔盖掀开

气压机喘振，造成再生斜管下料不畅 待生立管烧坏事故 待生滑阀阀杆断裂事故 三旋单管堵塞事故

再生器脱气罐衬里脱落造成切断进料 DCS停电故障

十一、 一再、二再差压测量量值失灵，一再双动滑阀自动关闭 十二、 滑阀控制系统故障导致滑阀失控 十三、 再生滑阀失灵事故 十四、 塞阀阀杆断裂

十五、 再生滑阀控制系统故障造成装置切断进料事故 十六、 再生器二密床料位塌方误操作事故 十七、 沉降器跑催化剂

十八、 待生滑阀泄漏造成紧急停工事故 十九、 MIP工艺提升管反应器噎塞故障

第二部分分离系统

一、 碱罐爆炸

二、 分馏塔底液面满导致再生超温切断进料事故 三、 液态烃泵泄压阀未关严造成液态烃放火炬 四、 稳定汽油带液态烃

五、 解吸塔重沸器出口温度计腐蚀穿孔 六、 容器空间闪爆 七、 干气带油事故

八、 催化裂化汽油带气造成汽油罐拉筋拉脱 九、 分馏塔结盐故障 十、 回炼油泵密封泄漏起火 十一、 十二、 十三、 十四、 十五、

溶剂罐损坏事故 分馏塔油浆系统管线堵塞 催化剂装置稳定区H2S中毒事故 液化气泵着火事故 分馏塔上部结盐

十六、 十七、 十八、 十九、 二十、

油浆泵电机烧毁引起装置停电事故 硫化氢中毒事故 误拆换热器漏油事故

锅炉给水泵故障引起进料自保事故 精制汽油窜信江水管线

二十一、 检修着火事故 二十二、 分馏塔塔顶回流带水 二十三、 原料油—油浆热器火灾事故 二十四、 硫化氢中毒事故 二十五、 分馏塔油污染事故 二十六、 稳定汽油污染事故

二十七、 瓦斯分液罐底管线腐蚀穿孔泄漏 二十八、 封油带水导致油浆泵抽空故障 二十九、 油浆系统发生漏油导致多次停工 三十、

回炼油泵跳闸导致稳定塔热源中断事故

第三部分机组系统

一、 二、 三、 四、 五、 六、 七、 八、 九、 十、

误动气压机危急保安器造成气压机停机事故 主风机仪控制油管火灾事故 气压机控制油管火灾事故

检修单位误操作造成主风机紧急停机 机组联锁动作造成装置切断进料 高风机喘振造成装置紧急停工 主风机倒转，烧毁轴成瓦 主风油压大降，联锁停机

主风机入口管线结冰造成主风机联锁停车 增压机喘振造成高风机流量联锁停车

三十一、 待生滑阀泄漏造成紧急停工事故

十一、 压缩机氮气密封差压低，机组联锁动作 十二、 气压机停机事故 十三、 雷击事故

十四、 烟机叶片断裂事故 十五、 烟机叶片结垢振动大

第四部分公用工程

一、 全厂停电、造成分馏塔塔盘冲翻 二、 蒸汽压力波动引起两器差压自保 三、 锅炉给水调节阀失控造成装置停工 四、 全面停电事故

五、 停泵未关出口阀，装置世断进料 六、 DCS故障引起装置进料自保事故 七、 锅炉给水泵故障引起进料自保事故 八、 蒸汽窜入仪表风二再主风自保动作 九、 CO锅炉闪爆事故 十、 电网晃电事故 十一、 电网晃电事故 十二、 停电事故

十三、 非净化风中断事故

十四、 装置外供净化风、非净化风中断事故 十五、 DCS死机事故 十六、 DCS系统故障 十七、 催化装置晃电事故

十八、

催化装置晃电

第一部分反再系统

一、

1、事故经过

某炼油厂催化裂化装置为同轴式反再系统，1990年11月19日9时50分，由于待生塞阀控制失灵全关，两器流化中断，再生器一密相、二密相催化剂藏量逐步降到2吨、4吨，由于操作工判断不及时，引起反应温度低低自保动作（该装置设有反应温度低低自保），造成装置切断进料。 2、事故处理

反应温度低自保切断进料，待生塞阀修复后，重新组织进料，恢复生产。 3、原因分析

待生塞阀失灵关死，两器流化中断，反应内操判断不及时，造成反应温度低温自保动作切断进料。

4、经验与教训

（1） 加强技术培训，制定事故预案，并组织学习，来提高每一位操作人员的技术素质。 （2） 提高事故演练活动的质量，提高每位操作人员处理突发事故的能力。

二、

1、事故经过

某催化装置反再系统结构形式是外置提升管反应器，再生工艺采用两段串联再生技术，第一再生器和第二再生器并列，沉降器与一再生轴，一再贫氧再生，二再富氧再生。1997年10月22日，三机岗位发现2＃、3＃主风机自保盘上“风机保护”红灯亮，3＃风机自保“电机跳闸”红灯亮，“机组停机”红灯亮，但2＃、3＃主风机并未停机。由于“装置自保”信息灯亮，使2＃、3＃主风机出口放空阀打开，造成主风总流量低低限自保，带动反应进料、两器差压、增压风自保动作。在消除仪表假信号后2＃、3＃主风机重新向再生器供风，在主风机自保复位后，一再、二再单容器流化约12量35吨时发生第一次塌方，由于处理及时很快恢复流化，但在三器流化的过程中，二再二密相藏量38时发生第二次塌方（二再二密相藏量正常为15~20吨，二再一密相藏量正常为7~9吨），二再二密相藏量催化剂全部塌下至一密，使主风无法时入二再全部走一再。二再压力快速下降，造成提升管油气随蒸汽倒窜入二再，当二再一密催化剂被吹起来流化后，二再烟气带着油气进入烟囱后与一再的富氧烟气混合发生爆燃装置被迫非计划停工。 2、事故处理

装置非计划停工，检修23天后恢复生产 3、原因分析

（1） 仪表故障造成装置主风总流量低低限自保

（2） 操作失误，未检查到喷嘴的一个手阀未关严，在恢复三器流化的过程中对二再藏量控制

不当，二再二密催化剂塌方。

（3） 操作工未能正确及时处理事故，安全意识不强。

待生塞阀失灵造成装置切断进料

烟囱爆燃事故

4、经验与教训

（1） 加强仪表管理、隐患检查和治理工作。

（2） 加强职工技术培训，提高职工技术水平，增强安全意识，并经常组织职工进行事故演练，

防止同类事故的发生。

（3） 整改措施；二再分布板堵孔20%，二再二密藏量自动控制改一密藏量控制半再生滑阀。

三、

1、故障经过

1997年11月14日14时，某炼油厂RFCC装置反应温度、反应压力大幅下降，开大再生滑阀（滑阀压降正常）情况略有好转，至17时左右，反应温度控制不住，被迫切断进料，停工处理。 2、故障处理

反应温度下降后开大再生滑阀，降低进料量，启用提升管事故蒸汽，反应温度稍有回升，再生滑阀关压满量程。结合再生斜管滑阀上方出现大面积红斑，判断再生斜管上方有大面积衬里脱落。堵塞再生滑阀道。密切注意反应温度和压力，全开再生滑阀，至反应温度和压力有回升，再关小再生滑阀，往返操作数次。至17时，催化剂循环量仍然不能满足正常生产的要求，切断进料，紧急停工抢修。 3、原因分析

停工打开再生斜管发现斜客内套筒损坏，内衬里大面积脱落，再生斜管入孔内护圈变形脱落，挡在再生滑阀上方，大块衬里堵塞整个通道，催化剂循环受堵。 4、经验与教训

对反应系统衬里进行修补，特别是斜管要采用整体的方式，并严格按升温曲线升温烘干，不能心存侥幸，抢工期，影响施工质量，给生产带来隐患。

四、

1、事故经过

1999年9月6日3时45分，某炼厂催化裂化装置再生器过渡段密度突然下降，密相密度升高，增压机、主风出口管线振动大，三器晃动大，外取热产蒸汽量大幅度波动，当班人员请示值班干部后及时停用外取热器。

（1） 停用外取热后，振动稍有减小，但没有根本转变。

（2） 根据主风出口压力下降（由240Kpa降至235KPa）、主风分布管压降下降了5.5Kpa（由

11Kpa降到4.5KPa）及再生器各温度和密度的突变，判断主风分布管严重损坏。请示厂部后，决定停工。9时切断进料，并开始卸剂。

（3） 切断进料后，振动仍燃较大。13时30分左右，当再生器藏量降到45吨以下，再生器

晃动才基本停止。

（4） 9月8日进再生器检查发现主风分布管人孔盖被吹掉，该人孔上方正对二级旋风分离器

的翼阀护罩和舌板被主风吹掉。由于停工及时，未引发次生事故。 2、事故处理

两器风分布管人孔盖改为对边缘进行切削开坡口后重新进行堆焊恢复；对外取热汽包蒸汽管焊

再生斜管堵塞，流化中断

主风机分布管人孔盖掀开

图1—3废催化剂回收流程示意图

九、再生器脱气罐衬里脱落造成切断进料

1、事故经过

2004年5月13日18时，某炼油厂催化装置反应内操突然发现装置再生滑阀下压降低报警，脱气罐料位大幅波动且上升，密度增大，反应温度由490℃急剧下降，沉降器料位也大幅降低。立即开大再生滑阀，调整两器差压，降低两器压力，并大幅降低处理量，经多次大幅度开关再生滑阀，没法维持生产，18时15分切断进料处理。 2、事故处理

切断进料后，现场反复大幅开关再生阀，最大达全开状态，于18时45分催化剂循环正常，19时提升管喷油，装置恢复生产。 3、原因分析

（1）直接原因是：脱气罐衬里质量差导致大块衬里脱落堵塞再生滑阀阀道。 （2）间接原因是：再生斜管振动大，导致大块衬里脱落堵塞再生滑阀阀道。 4、经验与教训

（1）检修确保施工质量。

（2）科学制定衬里升恒温曲线，并严格按升温曲线升、恒温。加强两器闭灯热检工作。 （3）加强职工培训，对类似事件进行演炼。

十、DCS停电故障

1、事故经过

2004年6月17日，某重油催化装置处于满负荷正常运行时。在18时16分突然操作室内的所有DCS显示器出现黑屏，运行中的装置此时处于无法观察和操作状态。故障出现后班长边指挥班员立即到现场检查装置运行情况，边联系计算机管理人员前来处理。经班员现场检查发现装置的联锁系统没有启动，装置还处于运行状态。

2、事故处理

由于装置处于满负荷生产状态，但DCS出现显示器全部黑民屏。装置此时就像失去眼睛，处于无法操作状态。同时装置的联锁系统无法启动和DCS显示器黑屏无法迅速恢复情况下。班长做出人为在现场将装置停下来的决定，迅速指挥班员到现场切断反应进料，现场关闭再生滑阀、待生滑阀。将主风切出再生器系统，主风机出口放空。安排专人到分馏塔塔顶监护顶压力协同在现场用气压机入口放火炬控制反应压力。分馏系统和吸收稳定系统按装置紧急停工方案处理，现场监控各塔，容器液位，压力。经过半小时处理后，装置安全停下来。处理过程中没有发生着火和伤人事故。 3、原因分析

（1）经过调查造成DCS黑屏是由于DCS电源的保护系统出现故障，备用电源又无法接上，导致DCS失电，出现黑屏。

（2）计算机维护人员对DCS出现的黑屏现象缺乏处理经验，没有及时将故障排除。 （3）DCS的供电保障系统不完善，供电保障系统使用时间长（已使用16年），维护人员没有定期对供电系统进行检查。 4、经验与教训

（1）立即对该DCS电源的保护系统进行更换，并制定相应的整改措施和应急措施。 （2）制定对DCS供电系统进行定期检查的制度，并设专人负责。 （3）加强计算机维护人员对事故处理能力的培训。

十一、一再、二再差压测量值失灵，一再双动滑阀自动关闭

1、故障经过

2004年7月30日某炼油厂催化车间反再系统（再生系统为二段再生）出现如下现象：一、二再差压测量无指示，二再压力控制平稳，一再双动滑阀自动关闭，造成操作波动。一再压力上升，一再风量下降，一再料位下降，二再料位上升。再生立管流化也出现波动。 2、故障处理

（1）操作人员迅速将一、二再差压控制器置手动控制。直接输入失灵前阀位信息值，一再双动滑阀很快打开，并恢复至正常，一再压力、一再料位在较短时间内恢复正常。 （2）联系仪表处理现场差压变送器。

（3）仪表处理完确认正常后，一、二再差压控制器投自动控制。 3、原因分析

一、二再关压一次表使用时间长（已使用13年），密封失灵，表头进水导致仪表故障，一次表至控制室信号中断。 4、经验与教训

（1）故障及时处理，方法得当，未引起操作波动。 （2）关键参数的一次仪表到期后必须及时更换。

（3）仪表工应认真落实对关键一次表定时检查制度，确保装置的正常运行。

十二、滑阀控制系统故障导致滑阀失控

1、故障经过

某催化装置，两器形式为同高并列，MIP提升管反应器。2005年8月22日出现待生中间滑阀（待生中间滑阀用来控制提升管预汽提段藏量使催化剂进到沉降器汽提段）失控的现象。检查是由于滑阀供电系统引起的，决定新上一组电源单独给滑阀供电，来解决此问题。9月6日新上电源到货做实验检查。9月7日准备将滑阀供电移到新电源上。在未接线前15时10分钟分待生中间滑阀突然全关，造成提升管预汽提段藏量迅速上涨至100%，16时15分待生滑阀又突然失控全关，造成汽提段藏量迅速上涨至90%。 故障处理

（1）外操人员迅速到现场将待生中间滑阀改成就地控制，用液压手动将阀打开，视氧含量向再生器转剂，操作恢复正常。

（2）17时20分仪表将新电源的接线完成，准备和滑阀供电的端子连接。操作员配合进行电源切换，首先将待生滑阀改为就地手轮控制，电源切换后新电源上电压显示为滑阀改为就地手轮控制，电源切换后新电源上电压显示为1.4伏，改中控室控制后待生滑阀正常工作。 （3）将待生中间滑阀改为就地手轮控制，电源切换后新电源上电压显示为2.4伏，改中控室制后待生中间滑阀正常工作。

（4）最后将再生滑阀改为就地手轮控制，电源切换后新电源上电压显示仍为2.4伏，仪表人员进行调试，调试过程中待生滑阀突然全关，操作人员又快速到现场改就地控制，此时用就地液压手动不能找开滑阀，操作员改手轮控制。

（5）仪表现场检查后发现待生滑阀电磁阀故障将其更换。将待生滑阀改投自动控制。19时50分钟经仪表确认后，也将再生滑阀改为中控室手动控制，操作恢复正常。 3、原因分析

由于滑阀控制系统供电是DCS机柜电源供给的，此电源还供给催化装置的其他AI/AO点的用电，机柜的负载增大，供给滑阀的电压下降，造成电磁阀动作是以上几次滑阀失控的原因。 4、经验与教训

（1）MIP工艺改造后比原来多增了待生中间滑阀，待生循环滑阀，但电源系统并没有升级。所以发生心个事故。

（2）操作员一定要熟练各滑阀操作步骤。出现问题能快速切换到液压手动控制，或现场手轮控制，尽快恢复操作。

十三、再生滑阀失灵事故

事故经过

某蜡油催化装置采用MGD工艺，两器形式为同高并列，常规外提升管反应器。2004年8月31日14时41分，再生滑阀突然关闭，再生藏量迅速上升，再生滑阀压降上升到130Kpa。反应温度大幅下降（从505℃降低到405℃以下）。 2、事故处理

（1）当班操作员立即启用自保硬手操作，切断两器，切断进料，停止汽油回炼。催化装置按紧急停工处理，当班组立即通知车间管理人员，生产调度处及相关单位。

（2）事发后迅速联系仪表对再单动滑阀进行检查，校对再生滑阀压降，再生滑阀压降值正常后，15时02分恢复流化时，发现大烟囱冒黄烟，为了安全15时07分再次断两器。增大汽提

蒸汽量，将待生剂油气汽提出去。15时30分第二次恢复流化，此次再生滑阀开度较小，避免了再生器超温。处理过程中，在切断进料后，启用提升管开工启支蒸汽；预汽提蒸汽；保证提升管线速。降再生压力稍低于反应压力，维持正差压控制。将烟机入口蝶阀、闸阀关闭，烟机切出系统，反一再系统降压操作，降压主风流量。气压机低速（500r/min）运行。

（3）分馏岗位改紧急外甩油浆保证分馏塔底液位不超高，启用冷回流压住分馏塔顶温不大于130℃。对各段回流进行调整，维持分馏热平衡。稳定岗位停汤油、液化气出装置，改内部三塔循环。

（4）16时08分具备进料条件，反应流化正常，反应岗位复进料，时行调整操作。当晚操作恢复正常产品质量合格。 3、原因分析

经由各部门人员分析，排除人为误动作造成滑阀关闭因素，初步分析可能是DCS信号输送的问题，造成再生滑阀突然关闭。 4、经验与教训

（1）这次操作恢复后，发现烟机振动值比以前有所上升，主要是烟机切除不果断，今后要完善事故处理原则，只要反再系统切断流化，第一时间内将烟机切除做好保护大机组的任务。 （2）当班操作员没有先切断进料，而是切断两器，有几分钟原料进入，使待生剂量带油，导致在恢复流化时，烟囱冒黄烟，给装置带来危险。

（3）继续完善事故带预安并加强演练，明确事故处理原则，加强培训力度。提高操作员的处理应急事故的能力。

十四、塞阀阀杆断裂

故障经过

2004年11月8日某炼油厂催化车间反再系统（再生系统为二段再生、一再至二再的催化剂循环量由塞阀控制）出现如下现象：

一、二再料位大幅波动，塞阀阀位反馈指示为变化，塞阀阀位输出信息号与阀位反馈信号偏差大报警，现场检查发现寒阀阀杆连接螺栓断裂，阀杆与控制系统脱离，室内仪表失去控制作用。 2、故障处理

（1）一再料位控制器置手动位置，用提升风量的大小来控制一、二再间的催化剂循环量。 （2）适当改变一、二再差压的大小调节催化剂循环量，调节过程中密切注意待生滑阀差压和风机出口压力，确认上述两个工艺参数在合理范围内。 3、原因分析

（1）塞阀底部流化风环喷嘴磨蚀严重，检修时未及时更换，塞阀阀位周围流化不均匀，造成塞阀径向振动大。

（2）调节阀微分时间过大，调节过灵敏，造成塞阀动作频率过快，阀杆连接螺栓疲劳损坏。 （3）阀杆连接螺栓质量存在问题。个别螺栓疲劳损坏后没有及时发现。 4、经验与教训

（1）塞阀作为装置反一再系统中用于控制调节催化剂循环量的关键设备，其所处的地位和作用是很突出的。故操作工在巡回检查中必须对塞阀进行仔细检查，发现问题及时处理。

（2）改变调节器的微分时间，优化PID参数使塞阀的振动频率降低。 （3）严格把关，确保阀杆连接螺栓的质量。

十五、再生滑阀控制系统故障造成装置切断进料事故

1、事故经过

2005年9月7日23时31分，某MIP提升管反应器的催化装置，再生滑阀突然关闭，造成温度低于450℃，待生滑阀压降从29Kpa下降到6Kpa，待生滑阀压降低限自保动作，两器切断。启用进料自保切断进料，保持单器流化。 2、事故处理

（1）反应岗位用放火炬控制反应压力，同时降低再生压力（稍低于反应压力），操作员将两滑阀现场改液压手动控制；分馏系统外甩油浆；稳定系统降压操作；气压机低速运行；余热锅炉切除。

（2）9月7日23时45分，手动打开两个单动滑阀建立两器流化，根据再生温度和氧含量给燃烧油，各参数达到进料条件。恢复进料，调整操作参数，逐渐将生产恢复正常。

（3）9月8日17时20分，再生滑阀再次突然关闭，反应温度快速降到450℃以下，操作员启用切断进料自保，用放火炬控制反应压力。由于原料事故旁通进分馏塔的量较大使塔底液面短底液面短时间超高，经过及时的处理，没有造成影响。当日18时15分恢复进料，调整操作参数，直到正常。 3、原因分析

再和滑阀控制系统（新换的控制系统）出现问题，造成再生滑阀全关。使汽提段藏量下降，造成待生滑阀压降过低使待生滑阀压降低限自保动作。两器切断，手动启用自保切断进料。 4、经验与教训

（1）操作员在出现此类事故反应一定要快，尽快进行正确判断和处理。

（2）操作上要注意，外排油浆一定要快，以防分馏塔液面过高，影响到反应岗位。 （3）滑阀的先用和控制系统要配套。

十六、再生器二密床料位塌方误操作事故

1、事故经过

2005年9月20日中午13时03分，某厂催化车间反应内操发现再生器二密床料位塌方（该装置再生为前置烧焦罐CO助燃剂完全再生工艺），料位在很短的时间内从8吨降至2吨，后降至0.9吨，前后只有15秒。处理过程中由于误关外取热器下滑阀，造成催化剂大量堆积外取热器，为维持料位开大外取热器下滑阀导致烧焦罐温度由680℃降至630℃，生产波动两小时。 2、事故处理

（1）内操把再生器压力从设定的210Kpa降至200Kpa，通过烟气小旁路降压，帮助再生器二密床建立料位。

（2）关小再生器循环滑阀，慢慢恢复再生器二密床料位。 （3）逐步开大外取热器下滑阀，恢复了正常操作。 3、原因分析

（1）由于该装置正常时通过主风量和再生器循环滑阀开度来控制再生器二密床料位，发生塌

方时，想关小再生器循环阀，结果误关了外取热器下滑阀，造成外取热器料位高、密度大，为恢复二密床料位，开大外取热器下滑阀造成烧焦罐温度降至630℃。

（2）为了增加剂油比，烧焦温度控制较低，催化剂外循环量大，取热量大，再生器循环滑阀开度小，中午气温高达35℃，空气密度小，主风量小造成了催化剂塌方。

（3）烟气小旁路动作较慢，再生降压较慢，未起到帮助再生器二密床建立料位的目的。 4、经验与教训

（1）当通过改设定值降再生器压力不明显时，可手动打开大旁路降压。 （2）当二密床料位急速降低时应保持镇静，防止误动作。

（3）烧焦罐料位控制在20~26t之间，不能满罐操作，以保证三密床有较高料位。

十七、沉降器跑催化剂

1、故障经过

2005年11月3日11时某炼油厂RFCC装置（装置形式见图1-4），烧焦罐料位下降，烟气固含量测定仪数值却无明显变化，油浆泵电流明显上升，油浆循环量先升后降，油浆采样目测有催化剂沉积，沉降器旋分器压降由9.5Kpa降至8.5Kpa，判断沉降器催化剂跑损。

2、故障处理

启用提升管事故蒸汽，同时提高预提升蒸汽和预提升干气量，降低反应压力190~170Kpa，控制沉降器旋分器压降不小于9Kpa。沉降器罩外锥体松动蒸汽流量1.0~1.8t/h,降低汽提段二、三级汽提蒸汽4~3t/h，控制好再生器催化剂料位，启用油浆大排，并向分馏塔底补原料油，置换油浆系统，控制器罩外锥体处温度上升，旋分器降上升，判断沉降器催化剂跑损好转，恢复操作。

3、原因分析

沉降器罩外锥体处温度变化同沉降器跑催化剂相对应，故分析认为系沉降器旋分器料腿无下料造成。有两种情况可造成旋分器腿无下料。

（1）沉降器旋分器升气管焦块脱落阻塞灰斗或料腿所致。

（2）沉降器罩外锥体松动蒸汽量小，蒸汽盘管远端无蒸汽流动，（盘管蒸汽南进，测量点在北）造成待生催化剂同部分焦块堆积，罩外溢流口下料不畅，堵住旋分器料腿翼阀打开。 4、经验与教训

沉降器旋分器升气管加焊防焦块脱落环，防止焦块脱落。沉降器罩外锥体松动蒸汽盘管采用南北两端进气，防止远端无蒸汽流动造成待生催化剂（溢流口）下料不畅。

十八、待生滑阀泄漏造成紧急停工事故

1、事故经过

2005年11月27日14时20分，某厂催化剂装置操作工在日常巡检过程中发现装置待生滑阀盘根出现泄漏，由于漏点不断扩大，被迫于当晚6时切断进料行处理，处理后于11月28日01时30分恢复进料。 2、事故处理

（1）装置按紧急停工处理，切断进料，系统降压。 （2）待生滑阀紧急堵漏。 3、原因分析

（1）待生滑阀设备老化，强度下降，同时暴露出上周期滑阀检修质量不高。 （2）发现待生滑阀盘根泄漏处理不及时，贻误时机。 （3）堵漏措施不当，未能阻止泄漏的扩大。 4、经验与教训

（1）随着装置运行周期增长，设备维护更新应跟上。 （2）重要设备的检修质量要加强。

（3）重要部位的巡检工作要落实到位，尽可能把事故消灭在萌芽阶段。

十九、MIP工艺提升管反应器噎塞故障

1、事故经过

某催化装置两器为同高并列，再生器为前置烧焦罐，MIP提升管反应器。2006年7月13日7时由于反再系统流化出现波动，造成一反出口温度急速下降，二反藏量起初控制较高在10吨左右（为了降低汽油烯烃含量），由于提升管线速变小，二反藏量迅速上升，很快达到满量程，使提升管压力降快速增加，导致提升管反应器噎塞。反应温度快速下降，引起气压机入口富气量急剧减少，造成气压机喘振。 2、事故处理

由于提升管噎塞突然发生，等到操作员反应过来，开大外补蒸汽和预汽提蒸汽提高提升管线速阻止噎塞时，已经控制不住，只能关小再生滑阀，降低处理量，由于反应温度下降使气体量减少造成气压机喘振，反应压力只能用气压机入放火炬控制。 3、原因分析

（1）MIP改造后，操作理念应大幅改变，增加了二反藏量控制点。在加工量较低的情况下，降量或流化异常时，气体量减少使提升管线速下降，并造成二反藏量大幅上升，如果不及时地给入外补蒸汽或提高提升管提升干气和蒸汽量提高线速，就会使提升管总压力降迅速升高，导致提升管噎塞的现象发生。

（2）为了降低汽油烯烃含量，二反藏量控制在较高的范围上，提升管总压力降比较高，在操作波动时增大了提升管噎塞的可能性。 4、经验与教训

（1）MIP改造后，操作员的操作意识还有待提高。新工艺操作方法有待于摸索。

（2）出现二反藏量大幅上升和提升管总压力降升高的现象时，应及时地给人外补蒸汽或提高预提升干气量和预提升蒸汽量来提高提升管线速，并迅速手动关小（或关闭）待生循环滑阀，保证二反藏量处于可控范围内，保持提升管的总压力降不要超高，确保流化正常。

第二部分分离系统

一、碱罐爆炸

1、事故经过

1987年1月6日，某催化装置废碱罐作梯子移位处理。安全员对现场详细检查后，开出火票。当日10时开始动火，在火焊切割梯子上下支撑点时，没有发现什么异常情况，11时05分左右，当电焊焊接中部支撑点时，罐体发生摆动，随即发出一声巨响，罐体发生爆炸。幸好无人员伤亡。 2、原因分析

（1）退碱进可能夹带有少量汽油随碱渣一起排入碱罐中，与废碱渣上部浮有的泡沫混为一体，浮在碱液表面，形成厚厚的一层。当电焊焊接到中部支点时，正是该泡沫层所在位置，在焊接高温作用下，汽油大量汽化，形成可燃性气体，当浓度达到爆炸下限时，引起碱罐爆炸。 （2）安全员按一级火票开出火票，但未坚持请安全科审批，出未请车间领导检查，就同意动火，对产生爆炸性气体估计错误。 （3）对设备内介质成分不了解。 3、经验与教训

（1）安全员一定严格安用火制度允许动火，不得违章。

（2）容器必须经过用盲板隔离，水洗、蒸汽吹扫足够时间，化验分析数据合格方可动火。

二、分馏塔底液面满导致再生器超温切断进料事故

1、事故经过

1990年4月8日，某炼油厂1.2Mt/a反再高低并列式催化裂化装置由蜡油催化改变为重油催化后第一次开工，装置于14时提升管喷油后，操作人员调整操作，生产趋向平稳。19时操作人员发现沉降器压力上升，同时发现反再器压力倒挂、再生器温度急剧上升，操作人员立即降掺渣量和处理量，但第一再生器、第二再生器温度继续迅速上升，二再温度超过800℃，一、二再生烟道管线发红，CO锅炉炉膛超温，装置被迫切断进料。 2、事故处理

（1）切断进料后，发现许多仪表存在测量不准的现象，联系仪表校验并进行全面清查。并更换大油气线进分馏塔前的压力表。

（2）停止蜡油、渣油进装置，启用两台油浆泵通过油浆紧急入空线控制分馏塔底液位。 （3）至次日8时装置重新组织进料，恢复生产。 3、原因分析

（1）装置改造后，仪表工没有及时校验各仪表，分馏塔底液位失灵，导致分馏塔塔底位满，淹没了反应油气进分馏塔入口，使沉降器憋压，催化剂带油，造成再生器严重超温。 （2）操作人员没有及时联系仪表校表，也没有从物料平衡上判断出生产异常。而在分馏塔底液位失灵的情况下，一直采取回炼油补塔底来控制分馏塔底液位。 （3）外操没有及时对分馏塔底液位指示与现场玻璃板液位计进行核对。 （4）操作人员对装置改造后的操作缺乏经验。 4、经验与教训

（1）装置进行检修、改造后，对重要设备、仪表等关键设备要进行确认和试运行，确保开工阶段主要设备运行正常。

（2）操作人员对生产中出现的异常情况要进行多方面判断和确认，对新工艺、新设备要做到心中有数。

（3）一旦出现异常，要及时汇报和作出正确处理。

三、液态烃泵泄压阀未关严造成液态烃放火炬

1、故障经过

1991年8月7日16时，国内某催化裂化装置，钳工抢修完液态烃泵后，通知操作人员可以送电备用。岗位操作人员17时巡检时找开了泵入口阀，未仔细检查，就回到了操作室。18时厂调度发现火炬很大，通知检查。 2、故障处理

找出原因后关闭液态烃泵入口泄压门。 3、原因分析

岗位查找原因，发现放火炬低压瓦斯线结霜，仔细查找原因是液态烃泵入口泄低压瓦斯线阀未关紧，液态烃从此放火炬。 4、经验与教训

（1）改流程前，一定要仔细检查，严格执行机泵修理的有关规定，做到电机拉电，泵体内物料泄尽，为修理人员创造安全的环境。

（2）泵抢修前，泵出入口泄压线阀一定要关死，以防泵解体时，物料倒出来。

（3）泵抢修完后，投用前一定要关紧放空和泄压阀，确认后才能适当开入口阀，冲压盘车，合格后方向可将入口阀全开，确认机泵润滑油和冷却水正常，电机送电后试车正常能备用。

四、稳定汽油带液态烃

1、事故经过

1992年8月27日白班，某厂催化裂化装置清洗气压机复水器/西组，装置降负荷生产，当天白班原料油加工量只有560吨，负荷率为46.67%。10时，分馏塔二中循环抽空及稳定塔底温

度调节阀调节滞后，稳定塔底热源不足，塔底温度瞬间降至140℃，10时10分，稳定汽油出装置带液化气，同时，稳定汽油磁自停，出装置汽油量特别大，引起缸区汽油罐顶冒液化气。 2、事故处理

（1）关死稳定汽油出装置调节阀，保证稳定汽油不带液化气至罐区。 （2）立即开回炼油补分馏塔二中，保证稳定塔底热源。

（3）暂停补充吸收油量（稳定汽油），减少吸收油在稳定系统循环换热引起的热量损失。 （4）适当降低稳定塔的操作压力。

（5）经以上调整后，稳定塔底热源恢复正常（塔底液相温度＞160℃），慢慢增大稳定汽油出装置量。 3、原因分析

（1）装置负荷率偏低，引起分馏塔二中循环抽空，造成稳定塔底热源不足。 （2）操作人员经验不足，对装置降负荷生产时，调节不及时。

（3）8月份装置正在进行控制系统切换，将总控制室的常规仪表全部转入计算机控制，操作人员对计算机控制未完全适应。 4、经验与教训

（1）严格控制稳定塔底液相温度＞160℃。当分馏塔二中中断时，稳定岗位马上通知调度，联系稳定汽油改走不合格线。

（2）装置在低负荷生产，分馏塔二中循环流量不足时，及时开回炼油补二中循环，防止二中循环油泵抽空。

（3）反应岗位降处理量时，必须加强岗位联系，盯住操作，稳定岗位要及早调节稳定塔底温度，保证稳定底温度操作平稳。

五、解吸塔重沸器出口温度计腐蚀穿孔

1、故障经过

1993年11月5日23时15分，某炼油厂二催化车间三班班长在巡回检查时发现解吸塔重沸器（E304）出口温度计腐蚀穿孔，重沸器内高压脱乙烷汽油大量外泄，班长立即汇报值班和厂调。 2、故障处理

（1）联系消防、气防，做好应急措施。消防队迅速赶到现场进行隔离保护。 （2）反应降处理量，反应、再生压力按60%负荷调整，主风相应调整。 （3）气压机切出系统，用气压机入口放火炬控制反应压力。 （4）停吸收解吸。吸收塔、再吸收塔、解吸塔三塔泄压放火炬。

（5）解吸塔重沸器热源E304切出，分馏粗汽油直接进稳定塔，保证蒸汽压合格。

（6）随着解析塔压力降低，汽油泄漏量有所缓和。现场用蒸汽掩护，做好消防工作，压力基本泄尽后更换管嘴。处理过程约3小时。 3、原因分析

脱乙汽油中硫化氢导致重沸器出口温度计腐蚀穿孔。 4、经验与教训

（1）检修时未对重沸器压力附件进行仔细检查，腐蚀的管嘴没有得到及时更换。由于发现及时，处理故断，未造成恶性事故。

（2）加强设备管理，做好设备防腐监控台账，加强设备防腐和检修质量。 （3）认真落实巡回检查制度，及时处理事故应患。

六、容器空间闪爆

1、事故经过

1994年12月3日14时25分，某厂催化裂化装置停工检修，设备管线已经吹扫完毕，现场正在加装界区盲板，此时，粗汽油罐发生空间闪爆，炸飞容器人孔上方的富气管线的保温层3米，无人伤亡。 2、事故处理

闪爆对粗汽油罐人孔上方的富气管线保温造成损坏，对设备本体没有影响。当时设备状况是这样的：

（1）粗气油罐人孔打开（蒸罐和水洗用）。 （2）气压机入口前DN200放火炬阀阀前已加盲板。

（3）气压机入口前DN600放火炬阀阀前法兰正拆螺栓，准备加装盲板。

（4）油品罐区西区来粗汽油罐的管线最后一道阀门的阀后法兰正拆螺栓，准备加装盲板。 （5）闪爆系统内的蒸汽已停（为施工单位加盲板提供方便，上午9时30分停）。 3、原因分析

事故发生后，有关人员立即进行事故分析、证实气压机入口前DN600放火炬阀确实内漏，瓦斯经DN600放火炬阀窜至粗汽油罐，与容器内的空气混合达到爆炸极限，由容器内硫化铁自燃，引起闪爆。 4、经验与教训

（1）更换所压机入口前DN600放火炬阀。

（2）在瓦斯、轻油管线上拆装盲板，必须用蒸汽，保证管线和设备内有微正压，以防止瓦斯等可燃气体的聚集，而引起闪爆。

（3）确认装置与外系统相连阀门的气密性，防止物料互窜。

（4）加强与施工单位的联系，在拆装盲板时，要及时、迅速，降低物料互窜可能性。

七、干气带油事故

1、事故经过

1995年5月8日15时50分，某炼厂催化裂化装置稳定岗位操作员发现凝缩油罐V301液位猛降，控制阀渐降，控制阀阀渐关，控制阀渐关，凝缩油量下降，脱吸塔与稳定塔重沸器液位同时下降，而吸收塔与再吸收塔液位二次表显示相对稳定，富吸收油量略有下降，干气压力与流量不变。当时认为凝缩油罐V301污水界控失灵，油带入污水系统，经检查有污水界位而且指示正确，但凝缩油液位显示玻璃板与仪表对不上，玻璃板的液位为50%，而仪表指示为零。马上联系仪表校表发现，凝缩油罐已空，因玻璃板下引压管手阀开的太小，管线堵塞，凝缩油残存在玻璃板内，造成液位假象。15时57分再吸收塔压力突然上升，液面向上波动了一下，又直线下降到零，干气流量大幅度波动；气压机出口憋压，开机出口放火炬。判断干气带油，

现场检查再吸收塔T303和吸收塔T301塔底玻璃液位计均满，立即停再吸收塔T303和吸收塔T301补充吸收油，将吸收塔T301富吸收油流控改手动，加大吸收塔T301富吸收油抽出，T303再吸收油加大往分馏塔压油，16时13分生产恢复正常。并通知脱硫和制硫注意干气带液。联系仪表校再吸收塔T303、吸收塔T301实际液面也证实是满的。 2、原因分析

（1）吸收塔T301、再吸收塔T303两实际位满，仪表指示失灵。带油前，T301液位指示为44%，T303指示为45%；液面满时T301液位指示为42%，T303指示为54%再直线下降到零。由于T301液位是自动控制，给定是到给定值时，控制阀全关，这时T301开始存油，满罐后带到T303。由于T303容积小，加上压油的控制阀下游手阀节流，即使控制阀全开，流量也不大，所以T303液位很快就满了，致使干气带油出装置，由于两塔液面满，气压机出口憋压，不得以开出口放火炬。

（2）吸收塔T301富吸收油量，控制阀关死后仍有125m3/h，比正常流量只小了30 m3/h。实际上流量已经为零。导致V301液面猛降。

（3）下引压管堵，造成V301玻璃液位假象。二次表指示为零，玻璃板显示为50%，认为油存在V301里，仪表指示不对，给判断造成错觉，耽误了时间。

（4）干气流量、压力很稳，在T303满了以后，才突然出现波动，说明带油时间较短。但由于是满罐后带油，油是直接顶过去的，所以带油量很大。 3、经验与教训

（1）巡回检查不落实，玻璃板液位数值没有与仪表显示认真比对。分析问题时，考虑不全面，要加强技术学习和技术培训，提高职工分析和处理问题的能力。

（2）仪表失灵引起判断失误。平时加强同仪表联系，发现问题立即校表，并力求校表准确。

八、催化裂化汽油带气造成汽油罐拉筋拉脱

1、事故经过

某炼油厂催化裂化装置1998年3月2日，由于主风机自停，致使主风和进料自保动作，装置紧急停工。3日装置恢复进料过程中，因分馏塔第二中段循环回充泵故障，稳定塔热源中断，造成稳定汽油带液态烃。 3、事故处理

3日恢复进料过程中，分馏塔第二中段循环回流泵（P206/2）密封泄漏，经联系未修理好。4月9日30分馏二中流泵（P206/1）又出现密封泄漏，至此分馏两台二中回流泵全部故障，当时紧急切换至可以共用的分馏一中泵（P205/2）维持生产。由于一中泵P205/2是待用泵，不能长时间使用高温油，到10时45分一中泵P205/2出现故障停泵，于是造成装置二中回流、回炼油中断，稳定塔热源中断。为维持装置生产，操作大幅度调整，稳定岗位将粗汽油改出系统，稳定汽油用稳定汽油（P304）开少量送至不合线与粗汽油同进汽油罐。13时30分当班试图将粗汽油分改入吸收塔301但因稳定液面上升至100%，于13时50分将粗汽油切出系统。约15时接到调度通知，汽油罐大量带气体，将汽油罐拉筋拉脱震动。到4月16时10分二中回流泵P206/2修好投用，恢复二中回流至生产正常。 3、原因分析

（1）由于分馏塔二中段回流泵全部出现故障，抢修不及时，致使稳定塔热源中断造成稳定汽油与液态烃分离不好，稳定汽油带液态烃。 （2）操作处理不断，未能及时将富气切出系统。 4、经验与教训

（1）加强反事故演练，提高职工处理事故能力。 （2）当稳定塔底温度低于150℃时，严禁送汽油出装置。

（3）在稳定塔出现热源中断情况下，将粗汽油和富气切出稳定吸收系统，富气入火炬。

九、分馏塔结盐故障

1、故障经过

1998年3月10日至15日某炼油厂催化车间分馏系统出现如下不正常现象：沉降器至分馏塔压降上升20Kpa左右（正常压降在35~45KPa），反应降处理量操作，压降也无明显下降；分馏塔顶的温度调整不灵活，塔顶温度变化与粗汽油罐液面变化没有规律可寻；汽油干点控制不灵活，并出现汽油干点不合格情况；汽油、轻柴油馏程出现严重重叠现象；塔顶石脑油循环回流泵出现抽空现象；不能连续抽出柴油组分；粗汽油采样口出现结盐。根据以上现象判断分馏塔顶结盐。 2、故障处理

故障处理主要采用水洗方法：

（1）分馏塔顶注酸性水改为除盐水，并加大注水量；

（2）降低反应温度和反应进料，调整再生器烧焦负荷，维持反应低负荷操作正常； （3）封油罐液位提至最大后，停止柴油进封油罐（V210）；

（4）粗汽油罐酸性水少排，使粗汽油大量带水后，加大顶回流量，控制塔顶温度85~95℃； （5）增大柴油抽出量，通知灌区切水； （6）洗塔时间为1h左右。 3、原因分析

装置当时加工的渣油为进口常渣。进口常渣含盐量高，而且掺渣比大。同时掺炼焦蜡中的有机氮化物也可以发生分解反应生成氨，从汽油采样口结盐和洗塔排水的离子分析都说明了结盐的主要成分是NH3CL。NH3CL的分解温度为337.8℃,只要低于这个温度就有NH3CL存在。分馏塔顶部温度较低，塔顶石脑油循环回流返塔温度约90℃，低于水蒸气的露点温度（水蒸气分压在0.035~0.050mpa时，水蒸气露点温度在105~110℃之间），塔顶循环回流在下流的过程中由于传热的不均匀性，肯定有液相水出现，水迅速溶解气相中的NH3CL颗粒而成为NH3CL水溶液。在下流的过程中，随着温度的升高，NH3CL水溶液失水浓缩而成为一种黏性很强的流体，与铁锈、催化剂粉未一起沉积附着在塔板及降液管处，堵塞降液管，使回流中断，造成冲塔。 4、经验与教训

（1）不停工进行分馏塔水洗，稳定系统基本未受影响。但必须注意柴油闪点降低对安全生产的影响。

（2）操作中要增设监控手段，加强分馏粗汽油罐底部含硫污水的水分析，一旦发现氨盐含量超标及时采取措施。

（3）加强原料管理，换罐必须有分析成绩。 （4）含盐原料必须经过处理才能进催化装置。

十、回炼油泵密封泄漏起火

1、事故经过

1998年7月19日17时05分，某炼油厂催化裂化装置由于回炼油泵P206/1密封漏，大量回炼油喷出自然，引起分馏泵房着火，17时08分装置切断进料，后因火势太大，装置全面紧急停工。 2、事故处理

因火势太大，为防止事故扩大，在报警的同时装置紧争停工。 3、原因分析

回炼没泵密封泄漏，大量回炼油喷出自然，造成火灾。 4、经验与教训

（1）严格执行巡回检查制度，确保及时发现及解决故障。 （2）严格把好检修质量关。

（3）加强对职工的责任心教育，深刻吸取事故教训，端正态度提高工作质量，确保装置的安全生产。

十一、溶剂罐损坏事故

1、事故经过

1999年2月19日，某催化装置停工退料过程中，由于操作失误，液态烃脱硫塔液态烃窜到溶剂罐，该溶剂罐是常压罐，造成溶剂罐严重损坏，罐顶掀开被甩到地面，罐体严重倾斜，相关管线扭曲断开等，直接经济损失近万元。 2、事故处理

利用装置检修复溶剂罐及相关管线。 3、原因分析

停工退料过程中，由于操作工操作失误，液化气脱硫塔底液面已压空未及时关闭塔底抽出阀，造成液态烃窜到溶剂罐，造成溶剂罐损坏。 经验与教训

（1） 操作技术水平低，责任心不强，加强职工技术培训。 （2） 加强职工安全教育。

（3） 在进行同类作业时要有专人盯看液位计，防止同类事故的发生。

十二、分馏塔油浆系统管线堵塞

1、事故经过

2000年2月17日18时某催化车间，因为三机组现场配电盘失电（UPS断电），三机组停机，装置主风自保动作，装置紧急停工。 2、事故处理

装置开备机后，由于再生器第二密相床采用主风分布板，因此在主风中断后，大量催化剂落入烧焦罐。烧焦罐内催化剂藏量过高，主风并不进去。后卸出部分平衡剂，将主风事故蒸汽给大。

松动后，主风并入系统，开始单容器流化，待生路线有下料不畅的现象，仪表指示两器藏量逐渐减少，只好启用大型加料线补充平衡剂，但是再生藏量依然不见增加，推测汽提段有焦块挡住了待生催化剂的输送路线，引起藏和密度表正负差压测量值无法反映其实差压，催化剂大量在沉降器中，在多次活动滑阀和汽提蒸汽后，仍不能正常停工。在反应进行紧急停工时，分馏出现了油浆循环逐渐断流的情况，反复处理未见效果；油浆外甩也无法维持，给汽扫线也无法将外甩线扫通。后停工检查发现油浆系统由于反应带过来的催化剂过多而出现大段管线堵塞的情况，尤其是油浆外甩线，该线在停工处理过程中已被全部拆除清理。 3、事故原因

（1）由于本年度装置因停电等突发事故引起切进料次数较多，造成沉降器顶部结焦较多，这次的主风中断事故时间较长，造成沉降器内温度过大，大量焦块落入汽提段造成流化失常。 （2）因焦块造成反应器多块仪表失灵，并造成旋分器工况失常，致使大量催化剂窜至分馏塔以致油浆系统发生堵塞事故。 4、经验与教训

（1）在事故后的开工过程中极易发生藏量、密度等仪表的失灵，大量催化剂转入沉降器后不见藏量上升应怀凝仪表假象。

（2）在处理汽提段不上料的过程中，频繁调整汽提蒸汽的流量，应及时分析油浆的固体含量加大油浆外甩，防止油浆系统堵塞。

十三、催化装置稳定区H2S中毒事故

1、事故经过

某催化裂化装置在2000年3月3日17时50分，当班操作工发现吸收稳定系统的解吸塔塔底重沸器302头盖大漏。因无法带压处理，于当天傍晚18时30分将解吸塔及重沸器302切出吸收稳定系统。解吸塔及重沸器302切出系统后，按相关的规程进行泄压、给蒸汽吹扫处理（此后解吸塔内一直给上蒸汽，塔顶放空排大气，塔底放空阀稍开排凝），准备好对重沸器302的检修工作。4日上午检修人员进现场施工，在车间人员监护和解吸塔及重沸器302给汽吹扫掩护的状态下，重沸器302壳体进出口管拆法兰，装上三块盲板，将解析塔与重沸器302隔开。5日经有关部门确认后开始对重沸器302头盖漏点时行检修。6日下午14时检修人员进场施工进未通知不班人员，又无车间管理人员在现场监护情况下，检修人员在施工中突然发觉作业环境有异味，感觉不适即撤离现场。 2、事故处理

在15时车间管理人员接到当班人员报告装置有人员中毒后，即赶赴现场。见一施工人员在离作业点5~7m处晕倒在地，车间管理人员和当班操作工迅速冲入现场将中毒者撤离毒区。在此过程中，另一施工人员在跟随车间人员再次进入现场救人时感觉不适，离开现场后也晕倒了。晕倒的施工人员经医护人员抢救后醒来，经5天治疗后康复/ 3、原因分析

由于解吸塔塔顶与含硫瓦斯线相连的切断手阀关不严，且当时塔内给汽量较少，致使解吸塔塔顶切断阀后1.0Mpa相连的含硫瓦斯串入解吸塔内，从塔底放空处排出，从而引起施工人员中毒。

4、经验与教训

（1）重新制定重沸器303检修的HSE方案，增加解吸塔塔顶切断手阀盲板。

（2）落实好检修施工现场的专责监护人员，加强对检修施工现场环境采样分析，落实防止中毒安全措施。

（3）加强岗位技术练兵，提高职工技术素质，特别要注重提高职工对突发事故的应变能力。 （4）对检修施工人员进行相关安全教育，提高检修施工人的安全意识。

十四、液化气泵着火事故

1、事故经过

2000年3月30日18时30分，某炼油厂催装置外操巡检至精制区液态烃脱硫塔进料泵P3201A时发现密封有泄漏，当班联系钳工到现场检查认为问题不大，钳工建议用蒸汽吹扫端面可继续运行，23时该泵基本正常，但23时38分，接班人员发现精制区液态烃脱硫塔进料泵P3201附近着火，马上报警。当班长去现场确认时，火势已迅速扩大无法控制，于是装置按紧急停车处理。当班与接班人员迅速进行火场应急处理，在大家和消防员一起奋力扑救下，0时30分火势得到控制，为防二次爆炸，保持明火到2时40分才完全扑灭。由于消防车及时对周边设备进行冷却保护，才未发生更大的事故。 2、事故处理

（1）由于设备损坏严重装置全面停工。 （2）装置抢修6天，恢复损坏的设备。 3、原因分析

（1）在发现液态烃脱硫塔进料泵P3201A端面轴封泄漏的情况下，未按制度要求及时检修，而是按照钳工建议用蒸汽吹扫端面，延误了时间 ，该泵带病运行了5小时后轴承损坏出现了烧轴。

（2）由于电机功率较大，泵轴仍在转动，该泵电机没有跳，在转动过程中磨擦产生火花引燃液化气，燃烧的高温促使泵密封和泵出口法兰密封完全失效，造成液态烃高温促使密封和泵出口法兰密封完全失效，造成液态烃脱硫塔进料缓冲罐V3201内50立方米的液化气大量泄漏燃烧，高温还导致框架内的其他物料管线爆裂，引起更大的火势。 4、经验与教训

（1）本次火灾是公司建成以来的最大火灾，教训十分深刻，虽然有电机功率不匹配。 （2）泵的密封形式落后等客观原因，但还是对隐患和缺隐不重视，处理不及时，方法不正确。 （3）取消了液态烃脱硫塔进料P3201AB及进料缓冲罐V3201，稳定液态烃直接进脱硫塔，减少了一个安全隐患。

（4）将装置内烃类回流罐、缓冲罐抽出线器壁装切断阀。

十五、分馏塔上部结盐

1、故障经过

2000年7月27日某炼油厂催化裂化装置分馏塔压降增大（38~48KPa），分馏塔顶温度阶段性波动，汽油干点高，柴油初馏点低。28日，分馏塔压降增至54Kpa，顶循环回流大幅下降，顶循环回流换热器走副线，循环量上升，两小时后，循环量再次下降，直至顶循环抽空，判断

分馏塔顶系统结盐。 2、故障处理

反应大幅降低处理量，维持低负荷生产，并联系厂调度室将焦化蜡油切出，原料换罐。自顶循环出口注水，控制分馏塔顶温度110℃，注水量在15t/h，将顶循环系统中的换热器、冷却器切出起副线，在顶循环备用泵入口处排水，并做水样分析。柴油改进不合格罐，并加强切水。4小时后分馏塔压降开始下降，后将换热器、冷却器逐台带水冲洗，待水样分析铵盐含量降至4000mg/L以下，停止注水，并将分馏塔定温度提至125℃。自塔顶空冷器前注水，采粗汽油罐水样分析，至水样分析氨盐含量降至4000mg/L以下（正常生产时含量），处理过程结束恢复生产。 3、原因分析

该厂第三套常减压装置开工不久，原油电脱盐存在问题，由于炼厂加工量的提升，储罐设施未及时跟上，不得不经常原料罐边收边付。原料管理制度和分析罐执行不严，此外催化装置掺炼焦化蜡油达35%，也是造成此次故障的原因之一。 4、经验与教训

该催化装置开工20年以来未遇过此类问题，发现和处理不够及时，造成生产被动，以后要加强同类故障处理的演练，避免类似情况的发生。原料管理制度和分析罐必须严格执行，原料换罐必须有分析数据。在大比例掺炼焦化蜡油时，必须加强粗气油罐水样分析等有效监控手段和预防措施，防止此类故障的发生。

十六、油浆泵电机烧毁引起装置停电事故

1、事故经过

2000年8月2日，某催化装置检查发现正在运行的没浆泵A润滑油脏，需停下更换润滑油。当班在将A泵切换至B泵过程中，启动B泵的瞬间，只听到一声B电机的起动声音但泵没有转动，现场人员几乎同时发现周围其他运转的机泵跳停，由于油浆泵电机是用6000V的电压，引起装置除1#主风机电机外的全部电机停电，装置紧急切断进料，锅炉切出。 2、事故处理

联系电工恢复送电后按事故处理预案恢复生产，B泵联系检修。 3、原因分析

由于B泵电机启动的绝缘击穿、电流过载保护没有及时动作导致B泵电机烧毁。 4、经验与教训

（1）加强电器设备管理

（2）加强电工技术培训，做好日常的电器检查工作。

（3）平常切换大功率电机时要联系电工检查电阻是否合格，合格后才能启动电机。

十七、硫化氢中毒事故

1、故障经过

2001年3月3日，某催化裂化装置当班操作工发现解吸塔底重沸器世东面头盖大漏，因无法带油带压处理，将解吸塔及解吸塔底重沸器切出系统。解吸塔及解吸塔底重沸器切出系统停下后，车间制订了《解吸塔底重沸器漏点处理方案》，操作工按照《方案》的要求对解吸塔及解

吸塔底重沸器作了泄压、给蒸汽吹扫处理（此后解吸塔内一直给上蒸汽，塔顶打开放空排大气，塔底放空阀稍开排凝）。4日上午检修人员进现场施工，在车间人员监护下将解吸塔底重沸器壳体进出口管法兰拆开，装上三块盲板，将解吸塔与解吸塔底重沸器隔开。5日解吸塔底重沸器头盖点处理好。6日解吸塔底重沸器回装，检修人员进场施工时未告知当班人员，车间无人在现场监护，检修人员在施工中突然发觉作业环境异味，感觉不适立即撤离现场。一施工人员在离作业点6~7m处晕倒在地，另一施工人员跑回操作室后也晕倒。 2、故障处理

车间当班操作工戴上隔离式防毒面具冲入现场将中毒者救离现场。并将中毒人员送医院救治，经医生诊断为硫化氢轻微中毒，在医院察治疗10天后出院。 3、原因分析

解析塔压力控制调节阀副线阀关不严，且当时塔内给汽量较少，致使解吸塔顶压控阀后含硫化氢的瓦斯串入塔内，从塔底放空处排空，从而引起人员中毒。 4、经验与教训

（1）检修人员进入现场施工时一定要有车间人员在现场监护。 （2）制订有毒气体漏点抢修方案时，要加强落实防止中毒安全措施。

十八误拆换热器漏油事故

1、事故经过

2002年3月5日，某催化装置沉降器穿孔，停工过程中由于沟通不够，加上装置是局部停工，没做全面吹扫，顶循环换热器没有吹扫干净，由于检修时间短，检修人员在施工时在教学未派人监护的情况下，在拆分馏塔顶循环换热器壳程出口阀盖时有汽油漏出，分馏框架四层平台上流满汽油。 2、事故处理

由于发现得早，及时打消防水进行冲洗处理，未造成大的事故。 3、原因分析

（1）装置是局部停工，没做全面吹扫，分馏顶循换热器并未完全吹扫干净。

（2）缺乏联系，交底不清，在交给检修施工时，不清楚是否可以拆分馏顶循环换热器过程出口阀盖。

（3）检修人员在现场没有监护人，就拆分馏顶循环换热器壳程出口阀盖。 4、经验与教训

（1）专业间要加强联系，进行作业时要联系相关专业一同确认是否达到施工条件。 （2）装置在局部停工时，要制定切实可行的施工方案。

（3）在装置内进行施工时，要开施工作业票，现场要有监护人，要加强安全措施。 5、锅炉给水泵故障引起进料自保事故

1、2002年7月24日，某催化装置产锅炉给水泵A泵故障（电机跳闸）自停，备泵B自启动失灵，改手动也无法启动。后重新启动A泵时振动大，泵不上量，蒸汽系统给水中断，系统压力大幅波动，2#主风机（背压式透平）因中压蒸汽压力低喘振，防喘振阀自动打开，造成主风低流量自保，装置切断进料，气压机入口入火炬，锅炉切出系统。

2、事故处理

装置正常1#、2#主风机供风，开起3#主风机（电机带动后）后，装置重新进料，恢复正常生产。 3、原因分析

（1）A泵电机跳闸自停，B泵自启动不了，手动也无法启动B泵，经过检查电器有故障，是造成这次事故的主要原因。

（2）未及时把装置的中压蒸汽切出系统，无法维持中压蒸汽压力，保证2#主风机使用蒸汽的压力和温度。 4、经验与教训

（1）加强设备的维护，重要机泵要保证处良好备用状态。 （2）要加强电器设备的管理，做好重要机泵的电器维护工作。 （3）加强职工技术培训，提高职工水平。 二十、精制汽油窜入江水管线 1、事故经过

2002年11月29日，某炼油厂催化装置白班稳定外操在处理新碱渣管线中，曾经用于顶水的江水阀门没有关，也未交班。中班接班后，19时30分按规定进行转碱，将V412（抽提汽油分离器）内碱水向V401（预碱洗罐）转。20时00分反应外操巡检发现泵房江水有汽油味，立即汇报班长、车间值班和调度，并组织人员检查，发现白班用于顶水的江水阀门没有关，导致汽油窜入江水管线中（低压管网中），造成约0.5吨汽油从此阀门内泄漏至全厂江水管道中。 2、事故处理

关闭至江水管道的阀门，用槽车至各江水管网低点排凝处回收汽油。 3、原因分析

（1）严重违反公司关于交接班的有关罐，该交班的不交班。 （2）工作想当然，转碱前没有对相应的流程进行认真的检查。 4、经验与教训

（1）严格执行公司关于交接班的有关规定，并组织学习。

（2）工作不能凭经验，做任何工作必须认真检查每一个步骤，严格执行操作法、技术规程及其他规章制度。

（3）深刻吸取事故教训，提高工作质量，确保装置的安全生产。

二十一、检修着火事故

1、事故经过

2003年2月25日，某厂催化裂化装置检修，18时48分，施工人员在分馏框架区准备对油浆管线进行割除，当打开此处油浆系统阀门（阀后低点没有排凝），从拆开管线与阀门接口处有油水流出，当时操作人员巡检至该处，发现现场有油迹，准备开蒸汽清理现场，此时施工人员打着焊枪进行“试火”，点燃现场存油。 2、事故处理

因火势较大，当班班组拔打119报警，经过现场操作人员及检修人员的奋力扑救，在消防车到

达现场之前将火扑灭，扑救时间约2分钟，造成损失很小。 3、原因分析

（1）管线吹扫不干净。装置油浆管线内由于介质较重，且有结焦和催化剂较难吹扫干净，班组虽然按方案进行吹扫、检查，但仍有少量存油积在管线中的低处，而且该低点无排凝口，形成“死区”

（2）现场监护不力。操作人员对监护区域环境处理不及时，在发现现场不具备动火条件时，未能及时制止动火，收回火票。 4、经验与教训

（1）通过此起检修着火事故，应清醒地认识到管线吹扫后，应注意低点排凝畅通，如低点无排凝口，则应拆开相关法兰卸净油水，处理残留物。

（2）监火人员在监火过程中应注意现场是否具备旗工条件，如果条件不允许，应明确制止动火并收回火票，并积极创造动火条件。 二十二、分馏塔顶回流带水 1、事故经过

某重油催化裂化装置在2003年10月20日10时16分，主操发现分馏塔塔顶压力突然上升，由150kpa升至200Kpa。主操反复观察反应系统和气压机系统运行均无异常。同时发现塔顶温度由125℃降至112℃，分馏塔塔顶回流量波动较大，塔顶回流罐底含硫污水外排量由8t/h增加至20t/h。现场发现顶回流罐脱水泡界面满。检查发现分馏塔塔顶油气换热器（共四组）其中B组管程的除氧水漏入壳程的油气中。 2、故障处理

将B组换热器切出塔顶油气系统，并将B组管程内的除氧水放净。加大塔顶油气系统的其他冷却量，适当降低反应温度，确保塔顶油气系统的其他冷却量，适当降低反应温度，确保塔顶油气系统的冷却效果。安排专人现场监控塔顶回流罐脱水泡界面。 3、原因分析

（1）由于原料的含硫量增加，造成对管线的腐蚀。

（2）操作人员没有根据原料含硫量的增加，而加大对塔顶油气系统的注水量。

（3）对塔顶回流罐脱水泡界面的监控不到位，没有对近期回流罐污水外排量增加而引起重视。 4、经验与教训

（1）对出现漏水的换热器进行更换处理。

（2）对塔顶油气系统的冷换设备进行全面检查，加强设备的测量工作，做出科学判断，防止同类事故的发生。

（3）要根据原料含硫情况及时采取相应防范措施，加大顶油气系统注水量。 （4）要制定相关防高硫对设备的腐蚀的方案，加强对低温部位设备的检查制度。 （5）加强对现场设备和现场情况变化的记录和分析。

二十三、原料油—油浆换热器火灾事故

1、事故经过

某催化装置原料油—油浆换热器从2003年10月25日开始就有堵塞的迹象，油浆循环量逐步

下降，最低至150m3/h(正常约230 m3/h)，严重影响分馏塔操作的热平衡以及产品质量。从11月13日开始连续多天柴油90%馏出温度超标，因此车间决定将原料油—油浆换热器西组停下撤出系统进行处理。11月17日零点班，该班班长根据车间的部署约5时50分带领岗位人员到现场改流程。

（1）首先将原料油-油浆换热器西组的油浆（管程）改走副线，再关换热器西组油浆进出口阀。 （2）逐步关小原料油-油浆换热器西组原料油入口阀手阀一半，见原料流量平稳，只是原料预热温度下降将西组原料入口阀全关，然后关原料出口阀。当基本切换完后约6时30分发现原料油-油浆换热器东组上台换热器北头盖法兰冒烟漏油，很快就着火，同时引燃旁边竹架。 2、事故处理

开始用消防蒸汽灭火，但火势较大，最后报火警出动消防车扑救，同时启动进料自保，停泵原料泵，约6时50分将火扑灭。 3、原因分析

（1）在停原料油-油浆换热器西组的油浆及原料油进出于时间间隔太短，至使在短期内温度变化大而产生泄漏。

（2）流程改动的时候，未对设备温差的影响引起足够的重视。 4、经验与教训

（1）流程改动前要有预案，让职工有准备。

（2）车间通过这次事故教训，举一反三，加强职工的技术素质培训，提高职工的业务素质。

二十四、硫化氢中毒事故

1、事故经过及处理

2004年1月14日上午9时，某催化裂化装置分馏操作工甲到氨罐收配氨水，到现场后发现脱硫区液态烃罐就地脱水的排水井有臭鸡蛋气体冒出（半小时前该液态烃罐就地脱过水），即叫另一操作工乙在现场监护，甲戴好过滤式防毒面具开关阀门，待工作完成后（约9时30分），甲已感到头晕胸闷不舒服，经医生诊断为硫化氢轻微中毒。 2、原因分析

（1）液态烃含硫较高，因此造成的该液态烃罐排出污水含硫化氢高。

（2）该操作工安全意识不强，在毒性浓度不清的情况下，戴过滤式防毒面具进入现场，而应戴隔离面具。

（3）在有毒气体的下风向工作。 3、经验与教训

（1）车间通过这次事故教训，举一反三，加强职工防H2S中毒的安全意识教育。 （2）对该液态烃罐脱水设施改用密闭排污改造，杜绝类似事故发生。

二十五、分馏塔油浆循环管线泄漏

1、故障经过

2004年11月5日19时30分，分馏岗位操作员在巡检时突然发现油浆循环上返塔控制阀副线阀保温冒出浓烟，并有催化油浆喷出。泄漏点处浓烟滚滚，随时都有着火的可能。 2、故障处理

当班操作员立即从泄漏点邻近的服务点拉过来两条蒸汽胶带，用蒸汽掩护泄漏点，防止油浆自燃。同时汇报班长立即联系消防队到现场做好监护。因为泄漏点外面有保温，难以判断阀漏的具体部位。车间根据泄漏部位的实际情况，立即制定了应急措施，决定先降低泄漏点处的压力，将泄漏点处保温拆开，根据实际情况采取相的堵漏措施。反应岗位立即降低反应岗位的进料量和反应器的压力；分馏岗位从油浆循环泵出口集合管处截流，降低油浆循环量，提大回炼油返分馏塔流量保证反应油气脱过热和催化剂洗涤效果，分馏塔压力由正常的155Kpa降至75Kpa。20时30分，泄漏点泄露减弱，保温拆开经过确定为阀体上母材缺陷出现沙眼。由于油浆长时间的冲刷和腐蚀，减薄严重，使得通过补焊方法无法处理泄漏点。经研究可以采用带压堵漏，金工带压堵漏的人员在经过测量后，立即返回，连夜加班制作卡子。在此期间催化进料量降至70t/h，各岗位的操作难度都相当大。分馏塔中段热负荷不足，中段循环时断时续，二中循环热量不足。导致稳定岗位解肿塔底和稳定塔底热量不足。在这种情况下，反应、分馏、稳定岗位紧密配合，保证产品质量合格。次日1：00时，卡子做好送至现场，经安装泄漏点完全处理好，装置逐渐恢复正常生产。 3、原因分析

由于油浆副线阀长期不严，阀体本身又存在母体材缺陷，在油浆长时间的冲刷和腐蚀下，是造成泄漏的主要原因。 4、经验与教训

（1）整个事故处理，过程处理严谨得当，将一突发事故消除在萌芽之中。

（2）操作员巡检认真，为事故处理赢得了时间，并在发现后采取了相应措施，防止了事态的扩大。

（3）反应、分馏、稳定（工艺岗位）协调配合一致，使整个反应降量过程中未引发其他问题。 （4）用提大回炼油返塔代替油浆，避免了装置停工，为以后处理此类问题问题积累了宝贵经验。

二十六、稳定汽油污染事故

1事故经过

2004年12月7日中班18时，某厂催化裂化装置操作人员巡检时，发现稳定汽油的颜色较深，赶快报告调度；18时40分，化验室分析结果，稳定汽油干点超标，调度要求稳定汽油改不合格线。次日0时40分，采样分析合格后，稳定汽油改合格线出装置。 2、事故处理

（1）当时稳定塔底重沸器的管束有内漏现象，生产上的原因暂时不停工消缺。在切换分馏二中循环泵时，要缓慢进行，保持泵出口压力平稳。

（2）用泵出口阀节流和二中流量调节阀来控制管路压力不要太高。 （3）控稳稳定塔顶压力来平衡内漏量，防止二中油污染稳定汽油。 3、原因分析

（1）稳定塔底重沸器（热源为分馏二中油）的管束内漏，当压力波动时容易互串，泵出口压力稍高时，二中油就会串入稳定汽油中，泵出口压力稍低时，稳定汽油就会串入二中，造成泵抽空。

（2）白班操作人员巡检时，发现运行的分馏二中循环泵端封渗漏，联系机修和设备员检查后，需切换至备用泵运行，在切换过程中，泵出口压力波动，造成分馏二中油串入稳定汽油中，使稳定汽油颜色变深和干点超标。 4、经验与教训

（1）安排稳定塔底重沸器的检修更换，消除事故隐患。

（2）对稳定塔底重沸器内漏，在切换泵时，可能引起的压力波动认识不足。 （3）平稳控制泵的出口流量和压力，不作大的调整。 （4）加强产品的比色工作，发现问题时及时联系处理。

二十七、瓦斯分液罐底管线腐蚀穿孔泄漏

1、故障经过

2005年3月13日，某炼油厂催化装置操作工巡检发现进脱硫前瓦斯分液罐底压油线大量泄漏液化气，附近五米全是一片白雾，马上报告班长联系处理。 2、故障处理

班长联系调度把进装置脱硫瓦斯切出，指挥班员戴上空气呼吸器用蒸汽驱散泄漏气体，关闭连通此罐的相关闪阀门，按泄漏液化气方案处理。 3、原因分析

（1）故障的直接原因是：该管线腐蚀穿孔泄漏。

（2）故障的间接原因是：没把握好该管线腐蚀情况，没做到事前预防。 4、经验与教训

（1）强化设备管理，做好定点测厚监测工作，及时发现隐患。 （2）对类似设备腐蚀情况尽快完善跟踪档案。 （3）炼高含硫原油，设备防腐问题应引起足够重视。

（4）加强职工教育，发生类似事故做好预防措施，防止人员中毒和伤亡事故发生。

二十八、封油带水导致油浆泵抽空故障

1、故障经过

2005年7月7日某炼油厂催化车间分馏封油泵端面大量泄漏，紧急切换到备用泵运行，封油带水造成油浆泵抽空，油浆循环量大幅度下降，油浆回炼中断。 2、故障处理

反应降量处理，分馏首先进行换泵操作，在换泵以后，油浆循环量仍低，电流比正常下降40安培，仔细检查后确认是原料油浆换热器入口堵。先用关闭换热器出口调节阀憋压处理换热器，效果不明显，后通过关闭换热器入口阀门，然后快速找开，使管程入口油浆线速大幅变化，重复动作数次后，循环量恢复正常。油浆回炼线用蒸汽吹扫通后重新投用。适当增加油浆回炼量，回收催化剂颗粒。 3、原因分析

（1）封油泵备用时间长，入口管线有2米的死区，容易造成水沉积，启动前未切水。 （2）由于油浆中含有催化剂、焦粉，油浆泵抽空油浆循环量波动使管壁沉积的催化剂、焦粉移动至油浆换热器入口重新沉积，堵塞管程。

4、经验与教训

（1）过去一直用换热器出口憋压处理效果不明显，现改为入口憋压处理，油浆循环量很快恢复正常，这为处理油浆系统换热器堵积塞积累经验。

（2）制定和完善封油泵切换操作方法。严格执行备用泵维护制度。封油泵切换时，加强封油浆泵泄漏等事故。

（3）入口管程线死区处增设导凝。 （4）油浆管线接反冲油。

二十九、油浆系统发生漏油导致多次停工

1、事故经过 1、事故经过

2005年10月24日至11月9日，某炼厂催化装置连续发生油浆泵P208C平衡线发生漏线发生漏油，无法带压堵漏；油浆泵P208C平衡线阀门阀体大量漏油；油浆上返塔调节阀副线阀阀体大量漏油待三起油浆泄漏事故，导致装置被迫停工。 2、事故处理

按车间“切断进料应急预案”停工并抢修，并很快恢复进料。 3、原因分析

（1）油浆管线自2003年开工以来没有更换过，2005年4月份大修原计划要更换，但由于缺少材质Cr5Mo的材料，2月份上旬报的计划至大修结束材料仍没到，无法更换，只能继续使用，留下了隐患。

（2）2003年大修对预提升环进行了改型，为了防止催化剂对预提升环的冲蚀改用莲花头喷嘴，设计院在设计时考虑必须用大量的预提长介质才能保证预提升效果，使沉降器旋风分离器负荷增加，油浆中固体含量上升（从上周其约4g/L上升至8g/L），加速了油浆管线的冲蚀。 （3）油浆系统有些地方材质选用不符合实际使用要求，根据设计规范：油浆系统低于260℃，材质为20号钢；高于260℃，材质为Cr5Mo，上返塔油浆管线在换热器F206后，油浆温度为270℃，设计考虑调节论著副线阀不经常使用，故选用为20号钢的截止阀，正常状态应为关闭阀，但由于上返塔调节正处于检修状态并短时间没备件，导致副线阀长时间投用，最终导致副线阀阀体大量漏油。

（4）10月24日P208C平衡线弯头发生漏油后，采取了一些措施，对平衡线弯头、三通、管线都进行了加固，我们曾考虑更换平衡阀，由于阀门规格特殊，一时找不到，`再加上平衡阀只有在泵检修时才开启，正常是关闭的，所以造成疏忽，没有更换导致11月3日发生了平衡阀阀体大量漏油造成停车。 4、经验与教训

针对油浆发生多次泄漏，装置被迫停车，进行了反思，并提出了一些整改措施；

（1）油浆泵P208A、B、C平衡线、预热线全部更换，并改变了形式，使用时用中间阀节流，彻底消除事故隐患，停工抢修过程中实施。

（2）准备在下次大修中，油浆系统主要管线高温段，低温段各选择两个地方剖口检测，不符合厚度要求进行更换，对一些较细管线DN40以下全部更换。

（3）对一些低温段重要的阀门材质升级为Cr5MO，如上返塔调节阀副线，下返塔调副线阀，对易损坏的调节阀，准备应急的手阀，在调节阀拆下的，及时装上，尽可能缩短副线的流通时间。

莲花头喷嘴已委托设计院重新设计，准备大修中更换，尽可能降低沉降器旋风分离器负荷，降低油浆中固体含量。

三十、回炼油泵跳闸导致稳定塔热源中断事故

1、故障经过

2005年9月25日6时57分，某厂催化车间由于回炼油泵电机跳闸，二中回流量回零，导致稳定塔底部取热中断，稳定塔底部温度下降较快，7时02分降至143℃（该厂规定稳定塔底部温度低于150℃，精制汽油严禁送出装置），部分C3、C4进入汽油中，造成成品罐质量事故。 2、故障处理

（1）联系调度精制汽油停止出装置。 （2）重新开启回炼油泵恢复二中回流量。

（3）内操将稳定汽油进精制阀关闭，使汽油在稳定系统内循环。

（4）稳定塔底部温度升至160℃以上后，逐步加大稳定汽油送入精制系统，调整操作至正常后精制汽油送出装置。 3、原因分析

（1）回炼油泵电气故障意外跳闸，发现较迟，恢复较慢。 （2）稳定塔底温度降至150℃时，未及时停止精制汽油出装置。

4、经验与教训

（1）应严格遵守操作规程：当稳定塔底部温度低于150℃时，精制汽油严禁送出装置。 （2）汽油暂时可以放在稳定系统，稳定塔底部温度升至160℃以上后再送出装置。 （3）如长时间无法恢复，也就是稳定无足够空间时，可将粗汽油改至不合格线出装，富气机出口放炬。

三十一、待生滑阀泄漏造成紧急停工事故

1、事故经过

2005年11月27日14时20分，某厂催化车间操作工在日常巡检过程中发现装置待生滑阀阀杆下出现泄漏，由于漏点不断扩大，被迫于当晚6时切断进料进行处理，处理后于11月28日1时30分恢复进料。 2、事故处理

（1）装置按紧急停工处理，切断进料，系统降压。 （2）待生滑阀紧急堵漏。 3、事故原因分析

（1）滑阀设备老化，强度下降，同时暴露出上周期滑阀检修质量不高。 （2）发现泄漏处理不及时，贻误时机。 （3）堵漏措施不当，未难阻止泄漏的扩大。 4、事故经验与教训

（1）随着装置运行周期增长，设备维护更新应跟上。 （2）重要设备的检修质量要加强。

（3）重要部位的巡检工作要落实到位，尽可能把事故消灭在萌芽阶段。

第三部分机组系统

一、误动气压机危急保安器造成气压机停机事故

1、事故经过

1989年8月5日，某炼油厂1.6Mt/a反再高低并列式蜡油催化裂化装置，有一批兄弟单位的操作人员在该装置，有一批兄弟单位的操作人员带领部分培训。下午14时25分当班操作人员带领部分培训人员到气压机现场讲解凝气式压缩机设备结构各原理，在讲解过程，当班操作人员不慎，拍下了压缩机调速系统的危急保安器手柄，造成压缩机停机事故。 2、事故处理

反应岗位立即降压处理量至100t/h，通过入口放火炬控制沉降器压力，同时气压机岗位立即做好开机准备。查明原因后，在班长的指挥下将气压机及时开启，15时15分生产恢复正常运行。共损失加工量50t。 3、原因分析

当班操作人员对压缩机结构不熟悉，误动压缩机的危急安器，造成压缩机停机事故的发生。 4、经验与教训

（1）对操作人员应进行大型机组结构原理的必要培训和考核。使操作人员掌握必要的知识。 （2）对大型机组现场的重要操作必须要有有关技术人员和领导及主管部门人员现场。

（3）操作人员工作时应加强责任性，提高注意力。

（4）对大型机组一定区域范围内划定界线，并有明确标志，严禁与生产无关人员进入。 （5）对新入厂培训中心实习人员应事先进行必要的技术培训和集中学习后，才能下班组进行跟班培训。

二、主风机仪表故障造成紧急停机

1、事故经过

1992年5月7日8时09分，某厂催化装置主风机组辅助起动油泵开关短路，主风机紧争停车，造成主风联锁动作，装置紧急停工。 2、事故处理

反应岗位各联锁自保动作；关闭各进料喷嘴；转剂入再生器后，关闭两单动滑阀；沉降器待生U形管改用松动蒸汽；分馏改油浆外排；换热器发生蒸汽改放空；停送封油至蒸馏；改用罐区柴油作冲封油；分馏塔打入冷回流控好塔顶温度；维持三路循环；稳定关富气大阀；停富气注水；停液化气泵；关闭出装置压控阀上游阀；气压机转速维持在300r/min；烟机组由电气、仪表查找原因。 3、原因分析

主风机组辅助起动油泵开关短路，引起电磁阀动作，造成机组紧急停车。 4、经验与教训

（1）加强定期对电气、仪表设备的保养和维护。

（2）能安全、稳定地将装置停下来，动作较快，未受暴雨影响。

（3）再一次成功地不点加热炉进行装置非计划停工恢复，证明工艺技术是安全可行的，操作上也在不断熟练，为缩短开工时间，为冷蜡开工积累了有益的经验。

三、气压机控制油管火灾事故

1、事故经过

1993年1月11日零点班，某炼油厂催化装置当班班长于6时10分检查发现气压机调速油管线上的压力表引管焊缝断裂喷油，马上通知机组岗位人员采取措施处理，防止油大面积扩散，并将漏油引到基柱顺流到地面。车间值班员接到报告后，即赶到现场察看，认为漏油较大，需停机组后才能处理漏点，指示机组继续维持操作，待抢修人员赶到现场后再作处理。并要求岗位人员用蒸汽掩护漏点，用水冲洗地面上的积油。6时55分，操作工发现漏油处着火，迅速用干粉灭火器和蒸汽进行灭火，但不能将火迅速扑灭，加上漏油大，火热立即扩大。 2、事故处理

立即向消防大队和调度汇报，同时作紧急停机处理，并切断漏油，配合消防队把大火扑灭。 原因分析

（1）设计安装在调速油管线上的压力表引管太细8mm，太长（主管引出压力表约有1米），机组运行压力表引管摆动大，造成引线焊缝裂开漏油。

（2）发现漏油后没有及时停下机组，致使润滑油漏油漏到高温蒸汽管自燃着火。 4、经验与教训

（1）气压机速油管线上的压力互引管改粗改短，杜绝类似事故的发生。

（2）发现问题要及时处理，避免事故扩大。

（3）加强反事故演练，提高职工对事故的应变和处理能力。

四、检修单位误操作造成主风机紧急停机

1、事故经过

1997年5月15日10时，在装置保运期间，检修单位向催化装置提出清洗过滤器要求，车间要求再观察过滤器差压，到下午酌情处理。16时30分过滤器差压达到127Kpa（表压）（报警值为150KPa），检查单位再次提出清洗润滑油过滤器的要求，车间认为过滤器差压偏大（正常值为30Kpa左右），同意清洗过滤器。

清洗过滤器前，由设备主任组织主风机操作员将清洗润滑油流程改好，确认无误后交给检修单位清洗过滤器，并且再三强调在清洗过程中所有阀门不得擅自开关，检修单位清洗人员答应后，生产车间人员回操作。16时45分润滑油压力突降，润滑油辅助油泵自启动，但因油压太低造成机组润滑油压低自保停机。 按主风中断，紧急停工方案处理。 3、原因分析

发现润滑油过滤器已经由施工人员擅自工换，切换过程中待切换过滤器充满油后排空阀未关，造成油压波动停机。 4、经验与教训

造成1#主风机的原因是润滑油过滤器清洗人员擅自操作作装置在用设备，引起机组停机自保联锁动作停机。

为了避免今后类似事故的出现，检维修及施工单位在处理关键设备或运行设备的关键部位应当实行工作票制度，切实保证不得擅自动用装置在用设备，检修单位现场处理故障时，操作人员必须现场监护。

五、机组联锁动作造成装置切断进料

1、事故经过

某炼油厂催化裂化装置于1999年11月建成投产，主风机为一开一备，1#主风机为烟机、轴流机、电机三机组，同时12月20日，由于气温骤冷降到零下3℃以下，主风机放空阀突然全开，主风机低流量自保动作，1#主风机安全运行，装置切断进料，备用主风机开启后也出现了类似问题。 2、事故处理

装置切断进料，仪表消除跳机原因后，重新组织进料，恢复生产。 3、原因分析

事故发生后，根据现象从风机入口温度及入口喉部差压两个参数着手查找原因，利用信号发生器发送不同的数据，最终发现当风机入口温度超出控制系统设定的0~100℃量程范围有关，若入口温度超出了控制偏关xd与风机入口温度有关，若入温度超出了控制系统设定的温度量程，xd将变化，表现在运行点有一个幅度的快速波动，从而造成放空阀快速打开，机组安全运行。 4、经验与教训

（1）问题找到后把入口温度热偶量程修改至-20℃至80℃，该事故主要问题在于设计失误。 （2）今后要加强学习及培训，训练掌握该控制系统，杜绝再发生类似事故。

六、主风机喘振造成装置紧急停工

1、事故经过

2000年6月7日7时40分，某炼油厂催化裂化装置管理人员进行例行检查时发现二再主风流量编低（正常在20000Nm3/h）要求反应岗位联系主风机岗位将二再主风量由19000 Nm3/h提高到20000Nm3/h，主风机岗位接到通知后，开2#主风机入口蝶阀。3~4分钟后反应岗位未见二再高风流量升高，再次联系主风机岗位提高风量，7时50分二再主风量才开始上升，但这次二再主风量上升幅度较大，反应岗位见二再主量上升到20000Nm3/h尚在上升，又要求主风机岗位要求关小2#主风机入口蝶阀降二再主风量，8时03分二再主风流量跌至联锁值6000Nm3/h，造成低流量自保联锁启动（见图3-1，一开一备）。

2、事故处理

按车间“主风机中断应急预案”处理，并很快恢复进料。 3、原因分析

由于2#主风机入口蝶阀灵敏度极差，车间要求主风机岗位根据风机入口流量和出口压力来调整入口蝶阀开度，保证二再主风量的平稳。7时40分主风机岗位按反应岗位要求提二再主风量时，开度从51%提至55%，二再主风量未有明显变化，又开至60%，风量上升较快，7时50分在降二再主风量时，关小2#主风机入口蝶阀开度从60%至55%再至50%，风量却没有变化，再关小时，风量突然下跌，导致机组喘振引起二再主风低流量自保联锁。

本次主风机开车前联锁调试时测得振值在正常操作出口压力（200KPa）下对应入口流量为13500 Nm3/h,为此车间要求控制机入口流量不小于185000 Nm3/h，而在事故发生的当日，风量调整前机入口流量为19000 Nm3/h，提量后为21000 Nm3/h，降量后突然跌至13000 Nm3/h以下，造成机组喘振。喘振后风量跌至联锁值6000 Nm3/h，造成自保动作而停车。 4、经验与教训

（1）由于主风机形式属于离心式，考虑到节能，平常用入口蝶阀调节风量，出口放空处于全关状态。

（2）由于天气趋热，主风量在同样入口开度下，流量偏低，使机组在喘振区运行，根据此现象，车间要求机组出口放空开5%，使入口流量控制偏离喘振值，以确保安全运行。 （3）如果机组无法达到机组入口流量控制下限要求，则反再系统降压操作，牺牲部分能耗、处理量、收率来确保装置安全运行。

（4）根据目前2#主风机运行能力不足的现状，考虑对该两台机组进行扩能改造。

七、主风机倒转，烧毁轴瓦

1、事故经过

国内某催化裂化装置2#主风机流程如图3-2所示。

2001年3月12日该装置正常开工，3#主风机于9时05分开机正常（共有3台离心式主风机，2开1备，开工时可以就开3#主风机用于反再系统吹扫试压）。10时30分引主风进反再系统吹扫，12时10分反再系统开始憋压进行气密，至12时40分反再系统压力升至0.07Mpa时，2#主风机组突然发生倒转，操作人员紧急停3#主风机，2#主风机组缓慢停下，检查发现2#主风机部分轴瓦被烧毁。 2、事故处理

操作人员紧急停3#主风机，2#主风机组缓慢停下。将2#主风机入口蝶阀就地关死，出口碟阀就地关死，出口入空阀就地全开，2#主风机组进行抢修。继续开3#主风机准备开工。 3、原因分析

检查发现2#主风机入口蝶阀未关，出口蝶阀遥控全关但实际未完全关毕，出口放空阀没有全开，反再系统敝压后引起2#主风机倒转。 4、经验与教训

（1）必须严格执行操作法、技术规程，开机前必须对主风流程作全面检查，并关闭相应的阀门。

（2）开工任务单布置要细，技术人员对每一个开工步骤要做全面认真的检查。 （3）严格按开机前的要求，做好各相关部门的确认工作。

（4）认真按事故四不放过原则，认真吸取教训，提高工作质量，确保装置的安全生产。

八、主风机油压大降，联锁停机

1、事故经过

2001年4月9日13时53分，某催化装置1#主风机自保停机（1开1备），装置切断进料，反应保温、分馏外路循环、稳定三塔循环、精制切断进料、气人好处量运行。15时查清1#主风机自保停机原因是由于油压大降后，重新开启高风机，15时39分主风引入再生器，因催化剂

大量跑损，15时41分又将主风切出，于15时46分再次引入主风，15时56分开启增压机，15时58分开外取热器，16时16分开始转剂，16时32分反应喷油，16时57分开烟机，17时21分开气压机，后续系统陆续正常，到18时装置全面恢复正常，20分产品质量全部合格。 2、事故处理

按紧急停车方案作停工处理，在查胆原因燕处理后，重新按方案组织开工。 3、原因分析

是因为操作工在润滑油泵点动操作时备用润滑油泵故障，造成油压大降，主风机自保停机。 4、经验与教训

（1）主风机润滑油泵点动作操作每月一次检查润滑油泵备用状态，如果三台泵中有一台泵故障时不进行点动。

（2）在主风机房有关主风机和气压机操作一定要双人操作，以减少误操作。 （3）车间规定有关主风机和气压机操作一定要双人操作，以减少误操作。 （4）加强机组技术培训，提高操作工的技术素质和应变能力。

九、主风入口管线结水造成高风机联锁停车

1、事故经过

2002年1月20日某炼厂催化装置从早6时开始，1#主风机入口流量开始有所下降（约2%），到7时21分一再主风突然大幅度下降，降幅达12000 Nm3/h左右。白班操作人员接班后立即调整主风，提风机入口流量，在此后的一小时内，风机流量一直有小幅波动，到8时19分，1#主机流量再次大幅度下降，然后反弹，随即出现喘振，主风机自保联锁装置全面停工，查明原因并处理后，11时20分恢复进料，到14时，轻柴油，稳定汽油合格并送罐区，18时投用外取热器，19时所有产品合格并外送，装置转入稳定运行（见图3-3）。 2、事故处理

按车间“主风中断应急预案”处理，并随后按方案恢复进料。

3、原因分析

在主风机联锁后，车间组织人员对原因进行分析，在现场检查时发现1#主风机入口网罩部分及主风机入口调节后的管线上附着一层冰。结合在1小时内主风压力与主风机流量同步波动的情况来判断是主风机入管道内结冰、堵塞管线引起风机低流量自保，而且在1月15日，由于风机入口蝶阀开度已增大，车间组织人员对入口网罩进行了清理，使蝶阀开度降到55%。从主风机岗位的监测数据来看在6时及6时以前风机前轴震动在37/32mm，8时上升到67/82mm，表明在8时有异物吸收，引起风机震动加大，引起风机入口管线结冰要有两个主要因素：一是入口管线温度够低，低于冰点；二是空气温度足够大，能析出水分。在20日气温从0~10℃，早晨6~7时气温应在2~4℃之间，主风机入口管线是负压区，并存在节流膨胀效应，在风机入口管线内部分区域温度将低于0℃，这点从现场看到的情景够证明，且当时装置内有大雾，空气温度较大，极度易凝析出液态水来，据首先到达现场的人员介绍，20多米高的主风机入口网罩被浓雾包围。风机入口管线结水导致了这次事故。 4、经验与教训

此次事故在该装置是首次发生，车间有关人员认识不够，应对经验不足。为避免事故重复发生，将采取以下措施：

（1）在大修时更换风机入口帽，采用数目较小的网罩。

（2）加强岗位培训，并要求操作人员发现异常情况要及时汇报。

（3）研究准备2#主风机出口放空处接管线至1#主风机入口风帽处，遇到类似情况，可利用吸部分2#主风，达到结冰部位的防雾、防冰措施。

（4）降低主风管道压降，即在满足提升风量的条件下，昼可能开大一再主风调节阀，以降低

风机出口压力，给风机更多的调整空间，降低流量联锁的可能性。

（5）当再次出现此类天气时，将开大风机入口蝶阀，同时稍开风机出口放空，加大风机负荷，使之入口管线不易结冰。

十、增压机喘振造成主风低流量联锁停车

1、事故经过

2002年6月6日下午，某炼厂催化装置在对外取热器操作进行优化调整时，15时14分增压机意外发生喘振，进而引发二再主风低流量自保联锁，反再系统全面停车。17时左右反再系统复流化并进料，到21时30分外取热器发汽，装置全面恢复正常生产（见图3—4）。

2、事故处理

按车间“主风机中断应预案”处理，并随之恢复进料。 3、原因分析

在调整上流式外取热器时，由于在降外取热器硫化风时，调整幅度较大，造成增压机出口蹩压，使得增压机喘振。如图所示，由于增压机入口量是由2#主风机提供，因此同时造成2#主风机蹩压而喘振，使二再主风量跌至联锁值6000 Nm3/h，最终酿成主风低流量联锁停车。 4、经验与教训

（1）从事件的经过来看，当初增压机操作接近喘振边缘，使其丧失抗干扰能力，是停车的重要因素，因此，恢复生产后，降低二再压力以提高2#主风机的入口流量。

（2）为时一步增加增压机的抗干扰能力，将反再系统压力下调整，其中一再操作压力下降5Kpa（控制在220~225KPa）。

（3）降低外取热器的料位，以降低外取热器的压降。

十一、压缩机氮气密封差压低机组联锁动作

1、事故经过

2002年6月15日13时20分，某炼油厂RFCC压缩机端面氮气密封差压逐渐降至200Kpa（报警值），操作人员联系厂调度室及氮气站，要求提高氮气压力，但无好转，至13时50分密封差压降至50Kpa，气压机连锁动作，停机。 2、事故处理

压缩机端面氮气密封差压至100Kpa时，操作人员采取降低气压机转速，反应降低掺渣量，降低反应温度，分馏提高塔顶冷凝冷换系统的负荷，心降低富气量维持生产并加强联系。连锁运动作后，进一步降低加工量，用入口入火炬控制生产，并做好重新启用气压机的准备工作，14时05分，氮气压力回升至0.6Mpa，启动气压机，恢复生产。 3、原因分析

炼厂氮气供应系统容量小，氮气压力波动，如出现氮气用启用量突然增大，压力下降不可避免，已出现多次类似情况，虽未造成气压机停车，但此生产隐患未能解决。 4、经验与教训

必须增设对氮气系统供应不稳定的措施。2002年6月24日，将四个氮气瓶并联后通过电磁阀接入氮气密封差压控制系统，可应急维持生产6~8小时，暂时消除了生产隐患。

十二、气压机停机事故

1、事故经过

2003年5月18日，某炼油厂1.6Mt/a反再高低并列式催化裂化装置气体压缩机，由于高压油压控阀近期波动大。仪表检查控制阀定位器故障，需要更换。仪表联系当班内操将该阀切出处理。内操用对讲机通知外操作将压缩机高压油控制阀切到付线。外操在切换过程中高压油压力大幅度波动，高压温压力掉至0.468Mpa，速关油压力掉至0.5Mpa。汽轮机的速关阀压顶不住弹簧力，动作关闭主进汽阀，于14时43分29秒发生停车。 2、事故处理

反应迅速降低加工量到130t/h，同时通过气压机入口放火炬阀控制反应压力。待气压机停机原因查明后，于14时55分启动气压机，15时17分整个生产恢复正常。 3、原因分析

（1）外操接内操指令后就很快进行现场操作，未对现场工况加以确认。油浆运行状态如何？哪台泵在运行，哪台泵在备用，开关联锁是否合适？当前高压油的压力是多少？当时外操以为现场泵出口的压力表可做为参考（事实上泵502/3-3出口压力表已坏，零位在0.5MPa），这个个概念是错误的。应当监控的是现场系统高压油的一次表压力指示，并通过联系内操，及时撑握油压的波动。但现场未监控好油压，关压控阀的上游阀，然后开副线阀控制油压，动作过大，导致备用油泵启动。

（2）另一位外操到现场后发现两台油泵运行，此时内操和现场处理的外操对双泵运行还不知情，外操担心停泵会造成机组跳车，便与内操联系，要求解除机组润滑油停车自保。14时31分第一次强制泵，速关油压力掉到是双泵运行。现场外操对当时的运行状态有所觉察，想通过调整停掉一台泵。14时42分，关小了高压油副线阀，高压油压力升到了1.46Mpa，一位去停泵，另一位发现停泵后，高压油压力下降很快，赶紧来回调节副线阀来控制高压油压力，由于动作幅度过大，高压油压力掉至0.468Mpa，造成停机。

（3）内操未对该操作步骤予以充分重视，事实上大机组油路系统的操作是要通过内操监表指挥外操现场操作的，切换油系统的控制阀要通过原控制阀逐渐关小和为断开大副线阀，最终实现切除的目的。内操对整个事件的处理未做全面的检查和分析，目前机组状态如何？现场哪台泵运行？假如机组跳车，该采取何种措施？心中无数没有及时指挥外操正确操作。如果要通过现场的外操来指挥内操，这在机组的操作上就会带来种种被动。 4、经验与教训

（1）在高压油控制阀的切换过程中要注意：内操调节控制阀，调高油压0.05Mpa，然后现场略开副线，逐渐将控制阀到全关。再关闭控制阀的上下游阀，确认油压无影响。内外操监控的仪表位号要对应，且有代表性。外操对现场运行的机泵状态要心中有数，以便随时问题的处理。外操对副线阀原位置要确认，动作多少要记忆。

（2）联锁要按照大型机组联锁管理制度执行，不可以自作主张。尤其是解除了联锁，对油压的波动更要小心翼翼，容不得半点粗心，很可能会因此烧瓦。

（3）对大型机组现场重大操作，必须通知有关设备技术人员到现场指导，并要作好事故预想。 （4）操作人员对大型机组联锁系统要有充分了解，对高压油、润滑油等关键参数要牢牢记住。紧急情况下头脑要保持冷静，平时要加强对业务知识的学习。

十三、雷击事故

1、事故经过

2004年6月16日19时30分，某厂催化装置因下雨打雷造成部分仪表显示失灵，1分钟后恢复正常，但轴流主风机控制系统调节失灵，主风机流量高达2300 Nm3/min（满量程）。19时31分主风机出口旁路阀打开，引起主风机自保联锁动作。 2、事故处理

主风联锁动作，带动增压风、进料联锁运动作，装置按紧急停工处理，气压机降速保持低速动转。 3、原因分析

下雨打雷造成轴流主风机静叶片电液控制机构主板烧坏，轴流风机出口防喘振阀自动打开，引起主风联锁动作。 4、经验与教训

防雷设施人全，轴流主风机静叶片电液控制机构是2003年大修时新上的，发现只有待生滑阀安装了防雷器，其余的特殊阀门均未安装防雷设施。在雷雨季节容易发生雷击事故，引起重要阀门误动作，影响装置的安全运行。今后应逐步完善、增设防雷设施，避免类似事故的发生。

十四、烟机叶片断裂事故

1、事故经过

某炼油厂催化裂化装置2004年9月10日17时左右反应内操发现GHH机组控制系统报警，在检查报警信息时看到报警窗口在不断更新报警信息（报警窗口只难看到四条信息），随后发现主风处保已动作（事后从第一事故记录仪中发现第一条报警信号出现到主风自保重时间仅为6秒钟），内操马上按1#机跳机、主风自保动作处理事故。与此同时外操已在现场听到异常声音，外操及班长立即去现场检查，在检查的同时接到内操主风自保动作指令，此时所的外操按主风自保动作处理事故。迅速在处理1#主风机停机过程中发现烟机轴承着火，迅速组织人员进行扑救，扑救时发现着火点是烟机前轴承箱。 2、原因分析

由于叶片断裂（该动叶为此前因叶片磨损通过激光溶敷修复的）造成机组剧烈振动，烟机前由承油封损坏，润滑油喷到烟机壳体着火，同时烟机各振动探头及转速探头瞬间损坏。引起机组联锁动作，造成主风低流量自保。 3、经验与教训

（1）增加了振动高高停机联锁，增加了烟机入口蝶阀快关装置，达到了1秒钟内全关的要求。 （2）GHH增加报警信息和储存量，各数据增加历史记录功能。 （3）在操作室安装烟气轮机功率表。

（4）在联锁停机后风机的静叶保持在原先位置（目前关到22℃），防止机组超速。 （5）控制再生温度在700℃左右，关闭烟道喷水，关小烟道喷汽，降低烟气湿度。 （6）控制烟机轮盘冷却蒸汽量及蒸汽品质。

十五、烟机叶片结垢振动大

1、事故经过

某炼油厂RFCC烟气轮机（三机组）振动值自2005年8月以来缓慢上升，至2006年1月5日，烟气轮机轻瓦48~105μm，已接近联锁值（联锁值110μm），关小烟机入口蝶阀振动值无明显下降。 2、事故处理

1月6日上午9时，逐渐关小烟机入口蝶阀，并降低再生器操作压力228~135000Nm3/h,至烟机入口温度下降（685~620℃），逐步启用并开大烟气轮机空转蒸汽（提供流通介质），控制烟机入口温度500℃，同时烟机轮盘冷却蒸汽量从1t/h增大至1.8t/h，并注意烟机振动情况，至12时，烟机振动开始小幅波动，并有下降趋势，在18时，21时，7日3时发生数次烟机振动值较大的波动，最大波动值重瓦10μm，轻瓦18μm，但每次波动后烟机振动值下一个台阶，至7日9时烟机振动值重瓦降至16μm，轻瓦降至56μm，恢复操作。 3、原因分析

烟机振动值缓慢上升原因是烟机轮盘结垢，结垢后造成机组动平衡变化，引起烟机轮盘结垢的主要原因是烟道降温蒸汽和轮盘冷却蒸汽湿度大以及烟气固体颗粒物浓度偏高。 4、经验与教训

（1）故障处理前要预案，防止处理过程中不确定性因素的发生。 （2）停用烟道降温蒸汽，并提高轮盘冷却蒸汽品质。 （3）优化操作防止再生器稀相和三旋尾燃。

第四部分 公用工程

一、全厂停电，造成分馏塔塔盘冲翻 1、事故经过

1991年12月4日，某炼油厂全厂停电，催化车间反应自保动作，装置紧急停工，装置内水、电、汽、风全部中断。恢复供电后，催化车间首先启用空压机，为系统提供净化风和非净化风，随后开主风机。系统恢复中压蒸汽供给后，按开工方案反应部分引蒸汽，再生部分引主风，三器流化，在流化过程中分馏塔出现一次异响。流化正常后，反应提升管进产，富气经气压机进稳定。在整个开工过程中，比较顺利，但反应进料负荷提至60%以上，分馏塔塔内负荷不好控制，中段回流泵抽空，中段回流不能建立；塔顶温度波动大，塔底液面波动异常；反应至分馏塔压降变小，反应提负荷80%左右，分馏塔仍然无法正常操作。判断分馏塔塔盘冲翻，紧急停工处理。 2、事故处理

（1）按停工方案停工，反再系统和卸催化剂，分馏退油吹扫。

（2）全面检查设备，反再系统内部旋分器正常，分馏塔下部10层塔盘冲翻，有部分塔盘严重变形。

（3）更换部分塔盘后，按开工方案装置重新开工，恢复生产。 3、原因分析

严重变形的塔盘经专家分析应为油气爆燃引起，其原因主要是： （1） 沉降器仪表测点反吹风引入过早；

（2） 立管松动风、再生滑阀阀道反吹风、再生催化剂，待生催化剂采样反吹风引入过早。 （3） 分馏塔在停电过程中由于蒸汽冷凝分馏塔处于负压状态，反再系统引入净化风窜入分馏

塔，塔内硫化亚铁自然引超导塔内油气爆炸，塔盘冲翻。 4、经验与教训

（1）在系统没有蒸汽的情况下，反再系统严禁空气进入。

（2）系统恢复蒸汽后，反应系统首先通入蒸汽，反应压力气压机入口放火炬控制。 （3）系统仪表测点净化风可用氮气代替，或蒸汽吹扫后，反再系统再引入仪表风、松动风。气压机入口必须保持正压。

二、蒸汽压力波动引起两器差压自保

1、事故经过

1997年3月5日，某催化装置因为外系统切换锅炉，中压蒸汽压力波动，中压蒸汽压力低，低压蒸汽压力超高，2#主风机是背压式透平，2#主风机中压蒸汽用量由65t/h增大至86t/h，机组岗位打开2#主风机背压蒸汽放空阀放空，并打开脱水阀进行脱水，由于低压蒸汽带水量大，气压机（低压蒸汽驱动凝汽式）转速波动，沉降大压力波动，自保系统自动启动两器差压自保，

带动进料自保，切断进料，分馏蜡油循环，气压机打反飞动低速运转，锅炉切出放空。 2、事故处理

加强蒸汽脱水，2#主风机降负荷供风，（中压蒸汽补低压蒸汽）在三器流化正常后，恢复提升管喷油，装置生产正常。 3、原因分析

（1）动力系统发生故障，中压蒸汽压力波动大，操作工处理不够果断。

（2）操作工技术水平低，中压蒸汽压力、温度由3.3Mpa、410℃跌低至2.5Mpa和270℃时，原来有部分中压蒸汽补低压蒸汽，未能及时切出中压补低压蒸汽，未能及时切出中压补低压汽，未能及时脱水，致使低压蒸汽大量带水，气压机转速波动，沉降器压力波动，自保系统自动启动两器差压自保，带动进料自保，切断进料。 4、经验与教训

（1）是压蒸汽压力低时，及时切出中压补低压汽，要及时脱水，加强监控。

（2）动力系统加强管理，保证蒸压力平稳，出现异常情况时要通知有关车间（脱水）。 （3）加强机组和反应岗位的联系平衡好中压蒸汽和低压蒸汽压力和温度，针对此类事故多做事故演习。

三、锅炉给水调节阀失控造成装置停工

1、事故经过

1998年6月5日，某催化装置余热锅炉给水调节阀失控，汽包液面超高，造成中压蒸汽带水，2#主风机（背压式透平）被迫停机，3#主风机（电机驱动）自停，装置联锁自保。该催化裂化装置采用两段串联再生技术，第一再生器和第二再生器并列，沉降器与一再同轴，一再贫氧再生，二再富氧再生。在恢复三器流化的过程中，沉降器待生立管下料不畅，流化困难，被迫非计划停工。 2、事故处理

装置非计划停工，沉降器清焦，检修17天后恢复生产。 3、原因分析

（1）余热锅炉给水调节阀失控，造成中压蒸汽压力及温度低。

（2）中压蒸汽压力低时，未能及时降低2#主风机的负荷，未能及时脱水，致使中压蒸汽大量带水，2#主风机被迫停机。

（3）由于自产中压蒸汽补低压蒸汽，低压蒸汽带水使3#主风机小透平油泵自停，3#辅助油泵（电机驱动）未能及时启动，造成3#主风机自停，带动进料自保，切断进料。 （4）沉降器焦块掉落使待生立管堵塞流化不畅造成装置停工。 4、经验与教训

（1）中压蒸汽压力低时，要及时脱水，并及时切出自产中压蒸汽补低压蒸汽。

（2）余热锅炉给水调节阀失控时要及时改手动控制，控好液面，必要时右用紧急放空阀放水，防止蒸汽带水。

（3）定期开展事故演练，提高事故处理能力。

四、全面停电停电事故

1、事故经过

国内某催化裂化装置2000年6月1日9时58分由于外部供电系统发生事故，全厂停电，紧急停工处理。9月58分主风机、气压机、所有运行机泵全部停运、仪表用电、照明电全部中断，主操作室DCS、仪表及照明电由UPS供电30min后断电。随后循环水、软化水、除盐水，新鲜水，净化风、非净化风中断。3.5Mpa蒸汽、1.0Mpa蒸汽压力大降，1.0Mpa蒸汽最低只有0.6Mpa。 2、事故处理

按紧急停式处理。10时40分供电恢复，开2#、3#主风机引风进再生器，15进喷油、操作相应调整；21时30分开烟机正常，将2#、3#主风机切换至1#、4|#主风机运行，23时30分分开外取热器产汽改去余热锅炉。 3、原因分析

外部两器输入网电时故障，导致全面停电，各装置水、电、汽、风同时中断。 4、经验与教训

（1）外取热器滑阀应及早手摇死，尽早用非净化风吹走外取热内催化剂，减少取热器取热量，防止内取热汽包干锅。

（2）沉降器藏量不能压空。保证汽提蒸汽量。防止油气由分馏塔倒入沉降器或油气由沉降器窜入再生器。

（3）不能将反应器，再生器失灵仪表引压管放空，以防催化剂倒回堵塞。

五、停泵未关出口阀，装置切断进料

1、事故经过

2000年7月7日中班，某炼油厂催化裂化装置热工岗位外操启用低压水泵对一中蒸汽发生器E204补水，补水后在停低压水泵P702后未关闭泵出口阀，同时单阀也存在泄漏，1.0Mpa蒸汽通过低压水泵P702倒入除氧器V701，引起中压泵P701抽空，处理过程中由于反应系统下降量过快，20时45分装置切断进料（工艺流程见图4-1）。

2、事故处理

关闭低压水泵P702出口阀，重新启动中压水泵P701备泵，按开工方案重新组织进料。 3、原因分析

（1）违章操作，停泵后未关闭泵出口阀，引起中压水泵抽空，装置操作大幅度波动。 （2）反应内操经验不足，处理不及时，引起装置切断进料。 4、经验与教训

（1）必须严格执行操作法、技术规程及其他规章制度，严禁违章作业。 （2）加强技术培训，提高每一位操作人员技术素质。

（3）提高事故演练活动的质量，提高每一位操作人员处理突发事故的能力。 （4）深刻吸取事故教训，提高工作质量，确保装置的安全生产。

六、DCS故障引起装置进料自保事故

1、事故经过

2000年10月15日某催化装置DCS相互冗余的两块HPM（数据模块）不能相互同步切换到备用的模块（备用的HPM不起作用），导致分馏、稳定、锅炉产汽系统的DCS画面上参数全部无显示（只显示“?”），运行中的工频状态的原料油泵也受DCS故障影响而自行转换到变频状态，总进料流量由170t/h下降到51t/h。由于此时新鲜进料流量在DCS无显示（只显示”?”）,外操检查发现原料油泵声音、转速都在停泵状态（其实在变频状态最低速运行，由于此泵原在工频状态，急忙中误以为泵停），即重新开泵，总进料量由51t/h回升到106t/h,4min后又跌落

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