PTA精制结晶搅拌器机封缓冲液系统改造

，，

(中国石油化工股份有限公司 洛阳分公司，河南 洛阳 471012)

PTA精制结晶搅拌器机封缓冲液系统改造

谭帅，武春阳，侯洪波

(中国石油化工股份有限公司 洛阳分公司，河南 洛阳 471012)

精对苯二甲酸装置(简称PTA)精制单元结晶器搅拌器BA601、BA602、BA603机封缓冲液系统原设计采用甘油自动补偿系统，但后来频频出现故障，对搅拌器机封的寿命与装置的正常生产带来了严重影响。鉴于系统存在的问题，车间对结晶器搅拌器机封缓冲液由甘油改为脱离子水，截至目前为止，使用情况十分良好。本文关于机封缓冲液系统改造前后情况进行阐述、分析。

PTA；机封；缓冲液；甘油；脱离子水

洛阳分公司化工车间PTA装置，采用BP-AMOCO工艺技术，工艺介质为气、液、固三相并存。为防止搅拌器机封发生泄漏，部分容器工作压力相对较高且工作介质危险性相对较大的机封均设计为甘油补偿系统。但从2003年9月起，频频出现故障，对机封的寿命与装置的正常生产带来了严重影响。车间经实地考察与学习，对结晶器搅拌器机封缓冲液系统进行改造，将机封缓冲液由甘油改为脱离子水。

1 改造背景

1.1机封甘油系统

BD601、BD602、BD603搅拌器机封，因为对应的工作压力相对较高，工作介质危险性相对较大，机封缓冲液系统原设计的是甘油自动补偿系统。自2003年9月起，开始频繁出现系统误动作引起机封腔异常补甘油，导致机封短时间内突然失效。甚至BA602、BA603机封两次均发生更新后使用不足一个月便发生失效，BA601机封在2004年7月在投用不足24 h便发生失效，给生产带来了较大的影响。

原系统的国外生产厂家早已不存在，所以，配件已无法购买。车间和检修公司也曾对缺失配件及机构进行自我改造，但使用效果不理想。自2007年始，此系统一直采用人工手动补甘油的办法来维持，但可靠性极差，一般新机封投入使用一个月不到，机封下部的摩擦副便失效，只靠机封上部摩擦副来维持生产，从而导致机封最长使用寿命不到10个月，短的仅有一个月甚至时间更短。

1.2机封故障危害

甘油补偿系统的设置是为了平衡机封组件工作时的负荷从而来延长寿命，但在实际的生产过程中，一旦甘油补偿系统发生故障，其对机封的危害远大于不投该系统对机封造成的危害，甚至可能在较短的时间内导致机封的失效。

以BD603为例说明，当机封腔内压力下降时，甘油补偿缸的活塞会同步上移，当回讯开关检测到活塞移至LSA开关位置时，小电磁阀会迅速打开，甘油会在极短的一瞬间将甘油缸活塞迅速推下至LSB或LSH位置，电磁阀在接收到LSB或LSH开关回讯后会立即关闭。在正常情况下，由于这一动作在极短的瞬间便已完成，不会造成甘油补偿缸内压力的波动，所以不会对机封造成不良影响。但在故障时，却可能发生电磁阀持续保持在开的位置，从而导致密封腔内压力骤升并保持下去。且由于电磁阀持续开，总管压力会下降，甘油泵会反复自启动以维持总管压力，从而对机封组件如波纹管、动环、静环等造成较大的冲击性载荷或持续高压载荷。机封内组件在反复性冲击性载荷或持续高压载荷作用下极易造成波纹管的永久变形失弹、在焊接薄弱区域发生断裂、传动套顶丝的易位松动等，会加剧磨擦副的摩损，还会造成静环、动环的破损和断裂。表1中列出了甘油系统典型事故的详情以及分析。

表1 PTA装置机封甘油系统典型故障分析

(LSA/LSL：甘油压力低位；LSB/LSH：甘油压力高位)

2 改造情况

机封系统主要通过维持机封密封腔和容器内稳定的压差，从而避免机封在容器的较高压力或压力波动而造成的附加压力下持续运行。

2.1改造前情况

机封甘油自动补偿系统主要有甘油密封站和机封密封腔压力变送组件两个部分组成。甘油密封站主要由甘油罐、甘油泵、袋式蓄能器、电磁阀及压力开关及相应管路组成，而机封密封腔压力变送部分包括甘油压力补偿活塞缸、甘油压力开关(液位)等组成。如图1所示，正常生产时机封密封腔内压力等于甘油压力补偿缸活塞上部压力，甘油压力补偿缸下部压力等于容器内压力。在正常生产时活塞并不移动，当机封密封腔内甘油密封液逐步损失时，活塞同时逐步上移，当活塞上移至LSA开关位置时，甘油站A电磁阀将接受信号打开(当活塞上移至LSL开关位置时，甘油站两电磁阀也将接受信号打开)，较高的压力将在瞬间使活塞下移至LSB或LSH开关位置时，电磁阀将关闭。当机封腔内甘油损失速度较快时，由于电磁阀的频繁开启会导致甘油电磁阀前总管压力低开关触发，甘油泵自起动，当一台泵启动仍不能满足压力需求时，第二台甘油泵将会自起动。当甘油总管压力达设定值或甘油大罐液位低低时，甘油泵会联锁停。

图1 改造前的机封甘油系统

2.2改造后情况

系统更新主要相关设备为：两台高速泵(机封冲洗系统PW水泵)、三台调节阀、六台现场转子流量计及相关管件及仪表。

图2 改造后的机封PW系统

改造后的机封缓冲液系统流程如图2所示。在正常生产时，通过来自BD906的(高压脱离水)HHPW来实现对结晶器上部空间的覆盖；机封的上部密封是通过来自两台高速泵BG1007D/E的脱离子水(PW水)，以高于结晶器的工作压力0.2～0.3 MPa来实现，并最终流回到循环溶剂罐BD801中。

3 改造结果

针对机封甘油自动补偿系统的故障情况，为了减少机封甘油自动补偿系统故障的发生，增加机封的使用寿命，减少不必要的停车和检维修费用，车间对机封缓冲液系统进行了更新。现就机封缓冲液系统改造前后的优劣性进行对比分析。

3.1原理方面

机封缓冲液系统改造前，甘油是从甘油密封站打到机封腔进行密封，属于间歇性、有损耗的密封；机封缓冲液系统改造后，PW水是从PW水高速泵打到机封腔进行密封，属于连续性的、可再收的密封。

3.2机械方面

机封缓冲液系统改造前，甘油压力补偿缸参与密封的实现，却总出现渐进开关固定板与活塞杆的平行度有偏差、活塞上下两O环磨损造成活塞与缸体卡死、活塞本体上下部分的连接螺钉扭断、活塞位置指示器在移动过程中的左右易位引起监测活塞位置的回讯开关误报警等现象；机封缓冲液系统改造后，甘油压力补偿缸不再参与密封的实现。

3.3仪表方面

机封缓冲液系统改造后，在机封前后流程上分别增设了转子流量计。这种设计思路的更新改进，相比较于机封缓冲液系统改造前，可以通过机封前后转子流量计的示值变化情况，对机封泄漏情况做出准确、实时、有效的判断，从而做出处理。

3.4压力方面

与BD601、BD602、BD603对应的搅拌器机封密封压力要求比正常工作压力高0.2～0.3 MPa。机封缓冲液系统改造后，新增的两台高速泵BG1007D/E的出口压力达到4.75 MPa。而且，搅拌器机封前后各新增设了调节阀，可以根据密封的好坏情况进行微调处理，以保证密封的正常。

3.5介质方面

机封缓冲液系统改造前后，密封介质由甘油改为PW水，不仅价格上比较便宜，PW水相对来说也可以自产自供自足，而且经过密封后的PW水还可以回流作为循环溶剂加以合理再利用。

3.6寿命方面

机封缓冲液系统改造前，根据实际生产情况，使用寿命平均为3个月；机封缓冲液系统更新后，根据设计说明以及另外的生产企业反映情况，使用寿命为2～3年。车间在对机封缓冲液系统进行改造过之后，截至目前为止，没有造成停工减产恶性事件的发生。

3.7经济方面

按一年时间为一个周期，机封缓冲液系统改造前，使用寿命按3个月处理；BA601、BA602每年损坏4台，每台机封按14万元处理；机封故障影响生产，精制每次停工18 h，减产720 t，每吨损失按500元计，则可以估算出每年每台搅拌器机封故障所造成的经济损失是400万元。机封缓冲液系统改造后，至少截至目前为止，没有出现过因为机封损坏而导致的停工检修的发生。

机封缓冲液系统改造后，使用情况十分良好，但在实际的运行与操作过程中，渐渐出现了新的问题。比如，在结晶器升温降温时，不好跟踪，需要操作人员到现场配合，建议使用压差控制；切泵容易出现较长时间间隔的出口压力低，引起结晶器机封泄漏量变大，建议在泵出口处设置压力表，并采用出口压力低时，备用泵自启动；运行中出现过油压力表脱，导致润滑油漏大，泵停，建议采用油压低联锁，报警，备用泵自启动。

4 结语

化工车间PTA装置搅拌器机封频频失效先前是影响装置正常安稳长优运行的一个设备热点，而甘油自动补偿系统的频频故障是导致机封失效的一个重要因素。车间在分析故障原因并积极寻求相应的对策后，对机封缓冲液系统进行了相关的更新改造。通过关于机封缓冲液系统改造前后优劣性进行的对比分析，结晶器搅拌器机封缓冲液系统由甘油改为PW水，使用前景十分可观。

[1]李凯民,王仁旺. PTA装置甘油密封系统仪表控制的改造[J].河南化工,2004(7)：37.

[2]陈宁婷. PTA装置搅拌器机封甘油补偿系统存在的问题及对策[J].河南化工,2005(22)：32-33.

2014-09-12

谭 帅(1990- )，男，助理工程师，从事设备管理工作，电话：(0379)66996282。

TB383

B

1003-3467(2014)11-0047-03