PTA精制结晶器搅拌机封冲洗改造

白江涛

(中国石化 洛阳分公司 , 河南 洛阳　471012)

PTA精制结晶器搅拌机封冲洗改造

白江涛

(中国石化 洛阳分公司 , 河南 洛阳471012)

摘要：对洛阳石化PTA 装置精制结晶器搅拌机机封运行失效情况进行分析,发现了机封损坏的原因。通过对机封冲洗方案进行改进,使机封运行周期显著延长。

关键词：搅拌机 ； 结晶器 ； 冲洗方案

0前言

中石化洛阳分公司精对苯二甲酸(PTA)装置采用美国BP-AMOCO专利技术,原设计生产能力22.5万t/a,2000年5月投产成功。在不改变原工艺条件的情况下,2003年对装置进行扩能改造,将年生产能力提高至32.5万t。在精制单元共有五台结晶器,结晶器顶部设有搅拌机,搅拌机起到搅拌物料、保持PTA晶粒处于悬浮状态、控制结晶速率、避免浆料在容器内沉积阻塞的作用。以近年运行情况来看,第一套搅拌机BA601机封使用寿命较短,一般为1～5月,最短只有5天,一旦机封失效,精制单元将被迫停工,严重影响装置的长周期运行。

1搅拌机机封运行工况及结构

从精制反应器BR501过来的PTA浆料,温度高达288 ℃,通过反应器压力调节阀进入第一结晶器BD601,然后依次通过第二结晶器BD602、第三结晶器BD603。PTA浆料在搅拌器作用下在结晶器中降温、降压、闪蒸、结晶。表1列举了搅拌器机械密封的主要工作参数。

表1　机械密封主要工作参数

注：密封介质,水、蒸汽、PTA。

结晶器搅拌机BA601/602/603机封为釜用双端面、小弹簧机械密封。机封两侧静环材质均为碳化硅,动环为不锈钢与石墨组合,小弹簧材质为哈氏合金,直接与物料接触的机封下部静环O型圈材质为全氟醚,大气侧静环O型圈材质为氟橡胶。该机封特点是密封摩擦副粗、短、且承压能力强,有更宽的压力使用范围；摩擦副采用防反压设计,在系统压力意外低于釜内压力情况下,摩擦副仍能保持贴合,保证密封的安全性；机封采用冷却夹套设计,能够适应精制单元的高温、高压、强作用力的工作环境。

2原有冲洗方案介绍

BD601/602/603的搅拌机共用一套密封冲洗系统,为改造前机封的冲洗方案PLAN32+53B+53C如图1所示。

以BA601为例,从BD906来的高压蒸汽凝液经换热器冷却、调节阀PV1013降压后分为两路,一路作为冲洗方案PLAN32中的冲洗液,冲洗下部密封面保证密封面干净,另一路与方案PLAN53C中活塞缸下部相连,用以平衡活塞。

BA601机封缓冲液由BG1002提供,在BG1002出口管路设有BH1012作为方案PLAN53B的蓄能器,维持甘油管路压力。当蓄能器BH1013压力低于6.2 MPa时,触发联锁,PSL1011,BG1002A泵自启动,但是中控无报警；当蓄能器BH1013压力继续下降低于6.0 MPa时,触发联锁,PSLL1011 A、B泵同时启动,并且中控显示PAL1011压力低报警；当泵出口压力高于9.0 MPa时,触发联锁PSH1011,A、B泵全停,但是中控无报警信号；当压力继续上升高于9.5 MPa时,触发PSHH1011联锁,A、B泵全停,且中控显示PAH1011压力高报警。当泵出口压力高于10 MPa时,安全阀PSV1011泄压排放,保证甘油管路安全。

图1　改造前的冲洗方案

BA601机封的甘油隔离液在外部管道设有BH1013做为PLAN 53C中的活塞蓄能器,用以保证机封缓冲液压力略高于BD601内部压力。活塞蓄能器BH1013的上端与机械密封腔连接,下端与PLAN32的高压蒸汽凝液连接。高压密封水的压力由调节阀PV1013调节相对较稳定,当密封腔内压力波动时,在压差作用下感应动触头,随活塞上下移动,控制管路中的电磁阀的开关,保证密封腔的压力高于容器BD601内部压力0.3 MPa。当感应动触头至LS1013A位置时,LSA开关闭合,电磁阀XV1013A、B打开向密封腔内补充甘油,此时中控无报警信号；当感应动触头至LSL1013时,LSL开关闭合,XV1013A、B同时打开且中控显示LSL1013液位低报警；当感应动触头降低至LS1013B位置时,LSB开关闭合, XV1013A、B关闭,停止补充甘油,此时中控显示无报警；当感应动触头至LSH1013时,LSH开关闭合,电磁阀XV1013A、B全部关闭,同时中控显示LSH1013甘油液位高报警。当密封腔压力高于7.2 MPa,安全阀PSV1013泄压排放,保证机封缓冲液压力在安全范围内运行。

3机封冲洗方案故障原因分析

自2003年以来,精制结晶器搅拌机机封频发故障,多次造成精制单元停工,表2列举了曾经发生过的故障。

表2　精制结晶器搅拌机机封故障统计

2012年3月,损坏的BA601机封解体发现：介质侧碳化硅静环有贯穿裂纹,大气侧碳化硅静环密封面磨损严重,解体的介质端静环出现了贯穿裂纹,这是典型的受反压后撑裂特征。而受反压的根本原因在于密封腔内的封液压力保持不住。大气端密封泄漏,原因可能是封液液位下降后,大气端密封润滑不良,加剧了密封面的磨损。从近年机封运行情况看,机封的失效大都是由于自动补偿系统故障造成缓冲液无法正常供给造成的。导致补偿系统故障的原因有以下五种情况：①活塞卡在某位置不能自由移动。导致活塞卡死的原因有多种：甘油活塞连接螺栓断裂后倾斜、活塞缸体磨损、活塞密封圈磨损、弹簧变形失效等都可能导致活塞卡死,无法正常移动。②磁感应开关故障。甘油液位检测开关为磁感应式开关,长时间运行后可能出现感应动触头和接近开关静触头位置变化、感应动触头变形、接近开关静触头松动脱落等,这些现象会导致感应动触头上下移动过程中出现接近开关检测不到或者甘油液位正常而开关没有断开等现象。 ③压力开关故障。在检修中发现BG1002泵出口的四个压力开关设定点有不同程度的跑偏现象,而且个别开关由于密封不严导致接线端子被腐蚀,发生线路接地,而内部的微动开关也由于腐蚀动作不灵敏,可能导致管路压力正常时泵频繁启动。④泵出口安全阀PSV1011起跳后不能复位。安全阀不能复位会导致泵出口管路和蓄能器BH1013压力低,泵持续运行,但是由于管路压力低无法正常向密封腔补偿甘油,造成密封腔缺油。⑤由于甘油自动补偿系统故障率高且极容易造成机封瞬间失效,甘油补偿系统曾长期停止运行,依靠手摇泵补偿甘油。手动补偿丧失了自动跟踪功能,无法保证密封腔压力。

机封在运行中若机封腔内缓冲液长时间缺失,会造成密封面损坏泄漏,若自动补偿系统持续向机封腔内补偿甘油,可能导致机封腔内超压,机封瞬间泄漏,此种情况最为严重。当机封泄漏后,泄漏的高温、高压介质直接作用于轴承,造成滚轴损坏、轴套卡环销子剪断、轴套与轴分离,最终机封失效,精制单元被迫停工。

4机封冲洗方案改造

4.1　冲洗方案的改造

由于密封冲洗方案PLAN53B+53C中活塞、感应开关、压力开关、安全阀、高压接头等各部件极易发生故障,在改造中舍弃了该冲洗方案,即取消频繁故障的甘油补偿系统,包括甘油罐、甘油泵、蓄能器、活塞缸、手摇泵等设备。保留冲洗方案PLAN32,新增方案PLAN54,将冲洗方案改为PLAN32+54。冲洗方案54中由高速泵BG1007D/E为机封提供缓冲液,缓冲液由甘油改为系统提供的除盐水。缓冲液通过机封后与BA602/603/机封的缓冲液合并进入工艺水罐BD801。进入机封的缓冲液压力由管路上调节阀PV1016、1017、1018控制,保证进入密封腔内的缓冲液的压力比各结晶器内部压力高0.3 MPa左右。缓冲液进出机封前后均设有流量计,用以计量进出机封的缓冲液流量,机封正常运行时,两个流量应相同,当进入机封的缓冲液流量大于出口端流量时,表明机封可能内漏。改造后的机封冲洗方案如图2所示。

图2　改造后的机封冲洗方案PLAN32+54

冲洗方案PLAN54的关键设备是两台高速泵BG1007D/E。BG1007D/E是单吸、悬臂、后拉式、单级斜齿轮传动高速泵。泵的减速箱输入轴转速为2 980 r/min,输出轴转速高达9 500 r/min。通过BG1007D/E后系统内1.25 MPa的除盐水压力可以提高至4.75 MPa,满足BA601/602/603的工况。BG1007D/E的润滑方式采用压力油强制润滑,齿轮油泵将润滑油从油箱里抽出,经过滤器、冷却器、分配器、喷嘴使干净冷却的润滑油对轴承和齿轮啮合面进行喷溅润滑,最后回到齿轮箱底部油池循环使用。高速泵BG1007D/E设有油压联锁,当油压低于0.12 MPa时,显示油压低报警,此时无法启动主电机；润滑油压力低联锁值为0.08 MPa,当油压低于0.08 MPa时主机联锁停。

4.2　冲洗方案改造后的优点

冲洗方案PLAN54较PLAN53B+53C有明显的优点：

4.2.1管路中缓冲液压力明显降低

在原设计中,电磁阀前压力为6.0～10 MPa,机封腔内压力为4.3 MPa左右,当电磁阀开启时,电磁阀前压力会对机封造成一定冲击,特别是渐进动触头无法检测到静触头造成电磁阀常开时,过高的压力会使机封瞬时损坏。在改造后的冲洗方案中缓冲液压力最高仅为4.75 MPa,即使压力波动也比原冲洗方案影响小得多。

4.2.2流程简单,设备可靠性高

原冲洗方案中设备多且多为仪表类,容易发生故障。改造后的冲洗方案仅有两台泵、一台调节阀和两台流量计,设备少,设备故障率较低,整个密封冲洗系统可靠性明显提升。

4.3　冲洗方案改造后的注意事项

①开工投用BG1007D/E泵时,务必确认工艺流程正确,不能造成机封内部憋压。②冲洗方案改造后保证了机封缓冲液的正常供给,同其他双端面机封一样,正常工况下大气侧机封差压较介质侧差压高,容易受损出现轻微泄漏,但是并不会带来突然性的机封失效。由于机封具有自动修复能力,随着机封的运行,泄漏可能会逐渐减小,工作中应对泄漏情况进行定期检查。③高速泵BG1007的突停会造成机封缓冲液消失,机封端面压差发生剧烈变化,对机封损伤较为严重。导致此类现象的原因有油泵联轴器故障、油滤芯差压过高等。日常工作中应加强对BG1007油压、油温、轴承温度的检查,至少半年更换一次油滤器滤芯和润滑油,BG1007运行2 500 h后对其进行预防性维修,检查轴承、机封等易损件,发现损坏及时更换。④在开停工时应根据结晶器内压力变化,通过压力调节阀适当调整缓冲液压力,保证缓冲液压力高于容器内压力0.2～0.3 MPa,避免容机封两侧差压过高。⑤合理调整机封缓冲液流量,避免机封缓冲液流量过低时压力不稳,压力调节阀频繁开关对机封造成冲击,减少机封使用寿命。

5结束语

机封冲洗方案改造后,精制单元搅拌器机封在生产过程中已经连续使用12个月未发生故障,恢复了机封的正常使用寿命,彻底解决了结晶器搅拌机机封频繁失效的问题,为精制单元的长周期运行提供了保证。

作者简介：白江涛(1979-),男,助理工程师,从事PTA设备管理工作,电话：13939933509。

收稿日期：2015-03-27

中图分类号：TQ050.3

文献标识码：B

文章编号：1003-3467(2015)07-0046-03