葛金卫 王 艳 陆 海

作者通联：中国石化集团巴陵石化公司烯烃事业部 湖南岳阳市云溪区 414014

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一、存在的问题

岳阳某石化公司烯烃事业部催化装置主风机组提供主风至下游反应岗位进行待生剂烧焦，同时回收烟气能量，在炼厂中属于关键特护设备。主风机组润滑油站两台润滑油泵均采用电机驱动，机组正常供油时，润滑油泵实行一开一备。润滑油泵出口油压一般控制在0.7MPa 左右，总管油压控制在0.26MPa，油压低至0.18MPa 时，备用泵自启动，油压低于0.12MPa 时，机组自动停机。主风机组油泵设置有电气联锁启动、油压低备泵联锁自启动和油压低低联锁停机3 种方式。岳阳地区是雷雨多发区，夏季电网经常因雷击或外电波动网等原因出现短时故障，电压有较大波动，易出现晃电现象，如厂区内电机短时欠压或失电。催化装置1998年投产以来，已经发生多起因电网晃电，机组油泵备泵自启动过程中油压不能瞬间升起，出现润滑油压低低导致机组联锁停车的事故，经济损失巨大。事故分析表明电气联锁启动和油压低备泵联锁自启动不能有效保证机组油压稳定，需要提升机组油泵抵御电网晃电的能力，最大限度降低非计划停工的事故。

二、主风机组油泵抗晃电方案

为解决主风机组油泵抗晃电问题，组织人员到洛阳石化、青岛炼化及青岛石化等兄弟单位调研，围绕机组抗晃电设备一般有两个方案。

（1）蒸汽透平驱动方案。在两台电机驱动润滑油泵基础上，增加1 台蒸汽透平驱动的油泵，同时为保证整个润滑油系统稳定，在润滑油总管安装蓄能器。API614（美国石油学会标准）规定：作为给蒸汽透平、压缩机及泵的润滑系统、密封系统及调节油系统供油的油泵应设主油泵和备用油泵，且主、备油泵应使用不同的能源做动力。除另有规定外，主油泵应由蒸汽透平驱动，备用泵由电机驱动。因此，采用蒸汽透平驱动，避开电网波动影响，是解决油泵晃电的一个有效措施。

（2）动力EPS 方案。在油泵供电线路上增设EPS 应急动力不间断电源装置，当市电晃电时，EPS 备用电源投入，市电由静态开关切换至EPS 逆变器运行供电，保持机组油泵正常运行。

蒸汽透平驱动方案应用成熟，符合API614 规定，但检修难度较大，采购周期长（8～15个月），一次性投入费用较高，经测算约需115万元。动力型EPS 方案属新技术，原理可靠，但电子元件易老化（催化装置原有一套EPS 装置，运行3年后故障频出，主要是蓄电池漏液导致线路起火损坏），维护成本高，初步报价为226万元。

上述两种方案系统复杂，费用较高，实施时间较长。为此根据装置实际情况，经分析研究，采用增加润滑油压低低自保联锁延时、FS 抗晃电延时模块及润滑油总管增加蓄能器的综合性抗晃电技术改造方案。

三、主风机组油泵抗晃电改造

1.增加润滑油压低低自保联锁延时

2011年2月，在不停机情况下，对“ 机组润滑油压低低联锁停车增加1.2s 延时功能” 进行现场施工。主要施工内容有：对ITCC 机组控制系统中“ 油压低低”联锁信号“ 三取二”逻辑后，增加1.2s 延时逻辑。晃电时备用油泵启动时油压恢复需要时间，当1.2s 内油压恢复到停车报警值以上，“ 主风机润滑油压低低”自保联锁不启动，机组能继续稳定运行；当1.2s 内油压不能恢复到停车报警值以上，“ 主风机润滑油压继续低低”继续报警，自保联锁将启动，机组停车。主风机组润滑油系统设置有高位油箱，1.2s 不会影响机组轴承润滑及安全运行。

2.增加FS 抗晃电延时模块

2011年催化装置大修期间，采用广东邦浦电气有限公司生产的FS-MD 延时模块替代PMC550 低压综保实现油泵抗晃电。该方案核心内容是电网晃电时通过延时模块内部电源保持交流接触器不释放，晃电结束后电机恢复正常运行。优点是减少了0.11s 等待时间（晃电时运行泵交流接触器释放时间0.01s，电机再启动时交流接触器重新吸合时间0.1s，则共有0.11s 时间必须等待，加上电网晃电时间，电机转速会下降过多，导致“ 油压低低”停机，因此0.11s 对于机组油泵非常宝贵），为油压恢复正常赢得了时间，降低了油压低低停机概率。

3.增加蓄能器组

主要在润滑油总管增加一组蓄能器，按照能够满足总管油压由0.26MPa 下降到0.12MPa，不小于4s的要求进行设计（API标准为≥4s）[1]。

式中 V0——蓄能器总容积，L

Vm——有效工作容积，L

P0——蓄能器充气压力，MPa

P1——停车联锁油压（润滑油压低低），MPa

P2——总管正常油压，MPa

以停车联锁值核算，即如果系统不存在泄漏，总管油压由0.26MPa 下降到0.12MPa，机组停车时间为4s，则Vm=4Q，其中机组需要油量Q=23.5L/s（主风机组设计数据），得出Vm=4×23.5=94L。该主风机组P0=0.144MPa，P1=0.12MPa，P2=0.26MPa，将各值代入公式（1），得出V0=194.3L，考虑到一定安全裕量，在润滑油系统增加4 台63L 气囊式蓄能器。

四、改造效果

上述技术措施实施后，提高了主风机组润滑油系统压力稳定性以及抗晃电能力，成功避免了多起晃电事故，大幅降低了催化装置发生非计划停工事故的可能性。

（1）实施自保延时改造后，烯烃事业部催化装置受到三次电网晃电的冲击，但主风机组油泵保持安全运行，机组运行未受影响，停机和非计划停工的风险已大为降低。2011年4月3日14∶34∶18，因外电网110kV 晃电，导致烯烃事业部总降6kV 系统两段同时晃电，一联合共有8 台低压电机因电网晃电跳停。主风机润滑油压力在晃电时最低达到0.189MPa，未达到联锁停机值。可见采用合适的自保联锁延时，能够避免油泵切换时油压瞬间低于自保值带来的停车风险。同年4月20日00∶48，电网110kV出线C 相接地短路，造成公司35kV 电网电压波动，未对催化装置产生影响。同年6月9日，催化装置遇特大雷暴雨袭击，部分机泵跳停，主风机机组油泵保持安全运行，未受影响。

（2）改造后电气、仪表、工艺三个专业联合调试，停二次回路电源，模拟3s 内电网晃电，运行泵再启动，同时备用泵自启动，油压正常。

（3）2011年大修完成，主风机组开车前蓄能器延时试验反映，总管油压从0.253MPa 降至0.192MPa 共需3s，降至停车值0.12MPa 共需4s （改造前试验总管油压从0.258MPa 降至0.081MPa 则约需1s）。

1 成大先等.机械设计手册第5 版第5 卷.化学工业出版社.