石油化工企业对大型机组运行可靠性要求较高,长期以来大型机组因供电系统晃电停运,装置停车或局部停车,给生产造成巨大损失。本文针对大型机组晃电停机典型案列分析,提出并实施大型机组抗晃电能力增强措施,对大型机组及装置的安全稳定运行起到了良好的作用。
石油化工企业历来对大型机组运行可靠性有很高要求,连续性生产的特点不允许机组停运,大型机组的停运往往意味着装置停车或局部停车。近年来炼油企业多为单系列、集约化设计,装置间物料互供联系更加紧密,一台大型机组的停运可能意味着多套装置的停车。另外,在大型机组停运后如处理不当极易引发其他安全事故,给生产造成极大的损失。
机组常用的抗晃电措施
为了避免系统晃电时机组润滑油系统不发生大的波动导致机组停机,机组设计时通常采取了以下几种措施:
机组两台润滑油泵供电一般采用双电源供电,或使两条电源取自由不同变压器带的母线段。
设置备用润滑油泵仪表自启动联锁,联锁值按正常油压的60%~70%设定。
设置润滑油泵电气跳闸互启联锁,在运行油泵跳闸后,不等油压低报,跳闸信号直接触发启动备用油泵,缩短油压恢复时间,原理图详见右图。
主油泵采用蒸汽透平驱动,避免电网波动影响。
设置蓄能器组,用蓄能器补偿系统晃电时的油压波动。
前三项措施最为常用,在双电泵油站中是必备措施,晃电时电气互启联锁效果优于仪表启动备泵联锁,但如果晃电时间稍长,两者都不能保住机组运行的最低油压;蒸汽透平驱动油泵的优点是不受晃电影响,但一旦主油泵故障修理后还需切换回来,切换过程繁琐,极易造成油压波动,严重时能导致机组低油压联锁停机;采用蓄能器组应对晃电时的油压波动,需要足够的蓄能容量。
典型案例分析
某公司因大雨雷击导致系统晃电,催化装置1#主风机停机,催化装置切断进料。DCS记录(见表1)的大致停机过程如下:先是润滑油泵B停,电气互启联锁同时动作,润滑油泵A自启成功,电气互启联锁早于仪表低油压启动备用泵联锁,说明在晃电时电气互启联锁作用强于仪表联锁。虽备用泵联锁自启成功,但油压下降过快,油压仍未保住,瞬时到达停机值,导致机组润滑油油压低联锁动作停车。
毫秒级FSC记录可以更加清晰地看到停机过程和原因。从(表2)FSC记录可以清楚看出两点:一是1#主风机为油压低低联锁(PSLL341LS)停机。二是从联锁记录的时间间隔来看,润滑油压低低三取二信号(PSLL341L A B C)从输入到消失只间隔了1399~1594ms。
增设联锁延时规避机组停机
这是一起常见的晃电停机现象,通过毫秒级联锁系统记录可清楚地看到,虽然设置了电气、仪表双重备用泵启动联锁,且备用泵启动正常,但系统油压仍然瞬时波动到了停机联锁值。润滑油低停机联锁条件出现直到消失仅仅只间隔1399~1594ms,正是这短短都达不到这一条件的1.6s的油压波动,导致了机组的停运和催化装置切断进料。
案例给我们的启示是,如果躲过了这1.6s的油压波动,机组就不会停运。而机组配置了高位油箱,API614规定高位油箱可保证机组正常运行所需油量的时间为2min以上,油压波动期内机组绝不会有断油危险。因此设置合理润滑油低联锁延时,可成功躲过晃电期的油压波动,保证机组晃电不停机。
API614要求润滑油站配备的蓄能器容量要满足备用泵加速期间至少4s内,系统供给压力应保持在停机开关设定值之上,但目前非汽轮机驱动的机组润滑油站均不带蓄能器,设置润滑油压低低联锁延时就是在没有蓄能器时最好的替代方法。
其他注意事项
采用油压联锁延时措施时,要科学合理地确定延时长短,最好有晃电油压波动时长的数据,必要时可利用机组正常停机机会进行实际检验。API614中4.3.3.5.5要求油站要进行运转实验,证明在主油泵故障或跳闸时备用泵将会自动启动并使系统回到正常压力,而不会使润滑油压力下降至备用油泵自动起动设定值和设备的停机压力之间的中点之下。可借鉴此项实验模拟晃电情景,直接停运油泵,检验辅助油泵是否自启,油压联锁延时是否过滤掉瞬时油压停机信号。
另外对于汽轮机驱动的大型机组,在增设润滑油压低低联锁延时后,在晃电时仍出现停机,且无任何仪表停机联锁信号。这种晃电停机主要是控制油压波动后,速关阀的控制油压瞬时下降,速关阀在弹簧力的作用下关闭造成的停机,这种停机是机械式停机,仅仅增设延时是无效的。主要原因是汽轮机厂家提供的控制油蓄能器容量不够或失效,只要配置适量大的蓄能器且布置合理,并保证蓄能器不失效,就可解决此类问题。
小结
要实现“晃电不停机”一般有两个途径,一是加大供电系统改造,提高供电系统可靠性和抗晃电能力;二是增强大型机组抗晃电性能,确保大型机组扛过“晃电期”。
通过总结和分析,在保证机组安全运行的前提下,长岭石化对供、配电系统进行可靠性改造的同时,对机组增设了油压联锁延时,对部分汽轮机控制油蓄能器进行了改造,所有大型机组基本实现了“晃电不停机”,为装置安稳长满优运行,提供了强有力的基础。
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