乙烯装置事故案例汇编.docx

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乙烯装置事故案例汇编

案例1锅炉给水调节阀故障导致全装置停车

事故经过：

2001年5月12日20时11分，某装置室内操作人员发现BA-106炉汽包液位高报（LICA10601PV=73.1%），当时液面调节阀处于自动调节状态。

20时14分，汽包液面高高

报（LICA10601PV=80.2%），当班人员立即现场确认汽包液面，同时室内发现锅炉给水流量

达到32455.3KG/H，仪表状态开路。

20时16分，汽包液面105.9%，现场发现汽包玻璃板液

面100%，锅炉给水进料调节阀现场全开。

在当班人员现场关闭该阀下游阀的过程中，BA-106

出口高压蒸汽温度下降。

20时28分，室内人员发现丙烯压缩机（GB-501）和裂解气压缩机

（GB-201）的驱动透平（GT-501/GT-201）轴位移上升。

20时31分，GT-201轴位移联锁停

车。

20时32分，GT-501轴位移联锁停车。

GB-501停车后，乙烯制冷压缩机（GB-601）及

分离系统相继停车。

21时40分，新、老区裂解炉全部停止进料。

原因分析：

BA-106炉锅炉给水调节阀FCV-106-26阀门信号线发生故障，引起汽包液面满，SS蒸

汽带水，导致总管SS温度降低，致使GT-501/GT-201轴位移高联锁停车。

整改措施：

1、加强联锁管理，投用新裂解炉全部联锁。

2、加强职工培训，提高职工应急应变处理能力。

点评：

裂解炉、大型压缩机组等关键设备的联锁保护是确保装置安全生产，避免发生设

备事故的重要屏障。

特别是一些新上、改造的设备在联锁保护的设计上更为完善，也更趋

复杂，一定要在深入研究、仔细领会其联锁设计意图的基础上，认真执行联锁管理制度、

程序，坚持对联锁的严格管理。

可考虑设计上在SS总管适当位置设置温度监测点。

案例2汽包出口挡板变形引起对流段盘管烧坏

事故经过：

2003年5月13日，某装置6#裂解炉升温至高备状态，7：

00内操人员发现SS温度持

续升高，加大减温水量也无济于事，SS持续升高至裂解炉联锁。

炉子联锁后，SS温度仍上

升，7：

40炉子出现爆破声并有明火，随即全部切断炉子，灭火。

随后订购炉管、更换损坏

的裂解炉炉管和SS管线。

7月14日在对裂解炉缓慢升温过程中，发现SS没流量，紧急将

裂解炉6#降温处理。

原因分析：

经打开汽包彻底检查后认为，造成SS管线损坏的原因是：

炉子停车过程，操作不当，

造成由于裂解炉汽包SS出口挡板变形，导致出口受阻，造成SS流量瞬间下降，在管子保护

介质没有的情况下，加上炉膛温度过高，SS管线温度上升。

而SS测温点因在裂解炉外部却

不能正确指示其温升，达联锁温度后，SS管线已承受较长时间的高温，超过材质的限制而

爆管。

SS管线爆管后，大量减温水外漏，喷射到原料管线上，导致高达670℃的原料管线突

然收缩而破裂。

炉子联锁后，由于炉管破裂，压力下降，以至于从裂解气大阀泄漏的裂解气倒串进入对流段炉管中，与空气混合后在高温下发生爆炸而损坏，爆管后的裂解气进入对流

段导致对流段着火。

整改措施：

1、检修期间，应加大对各设备的检查力度，特别是对平时不注意的死角部分更应加

以重视；

2、加强操作法培训，严格执行操作规程；

3、提高操作人员处理事故的应急能力、判断能力，使损失减少到最低程度。

点评：

裂解炉发生炉管干烧或汽包干锅，导致设备严重受损。

为避免此类事故的发生，

一方面对炉子的各种操作要严格执行操作规程，同时加强现场巡检，以便及早发现和处理

仪表、设备及管线方面出现的故障，迅速采取应对措施；另一方面要强化对仪表、设备的

日常维护管理。

一旦出现这类事故，必须待降温后，方可恢复供水

案例3换热器腐蚀内漏导致稀释蒸汽带油

事故经过：

2002年8月23日15时，某装置稀释蒸汽发生器（EA-118）内漏，DS发生系统带油,

严重影响装置安全生产。

8月24日10时38分，6#裂解炉（BA106）第四组辐射段炉管发生断裂，造成此台裂解炉紧急停车、抢修。

于9月7日BA106恢复正常生产。

在设备清洗后检

查发现，换热器管束表面有腐蚀痕迹，并且管束有减薄现象。

8月23日20时46分，BA106的废热锅炉（TLE）D组出口温度升高，现场灭D组相对

应的侧壁火咀，以使TLE出口温度有所降低。

8月24日10时31分BA106冒黑烟，辐射段

炉管发生断裂。

10时38分BA106按PB紧急停车，并将裂解气切出系统。

停炉后，经领导

研究决定，先对BA106进行清焦，并制定了在慢提空气量的情况下，长时间低温清焦方案，

以保证炉管安全。

8月25日1时30分BA106开始清焦，通空气。

8月26日20时BA106清

焦结束，裂解炉开始降温。

8月27日8时BA106打开炉门，发现BA106D组辐射段炉管断裂，

C组中半组弯曲。

8月27日14时TLEA、B、C、D打开，对TLE进行检查，发现TLED上有

大块焦片，并且TLEA有两根发生泄漏。

拆四组DS进料阀，发现第四组DS进料阀完全堵塞。

8月27日至9月1日，更换BA106炉管，对TLE进行修复和水力清焦。

9月1日6时41分

启引风机，BA106开始升温（07时05分），9月2日02时BA106至高备状态。

在巡检中发

现C组中有两根辐射段炉管发红。

经领导研究决定，对BA106进行再次清焦（16时35分）。

9月2日22时41分BA106第四组进料文丘里前管线发生爆管（在烧焦过程中）。

9月3日

BA106开始降温。

对BA-106检查中发现对流段炉管有一根出现漏点。

9月4日换BA-106

对流段炉管。

9月7日7时46分22秒BA106修复后，开始升温。

9月8日10时BA106投料，

恢复正常生产。

原因分析：

1、因碱液中含杂质较多，碱泵过滤网堵塞，注碱量产生波动，使水系统PH波动，造成

EA－118水侧腐蚀。

2、DS带油，加剧炉管及TLE的结焦。

3、BA106的DS管线处于DS总管的末端，DS中的急冷油都积聚在DS管末端，导致BA106

第四组DS中存有大量急冷油，造成管线严重堵塞，直至DS中断，导致BA106辐射段炉管发

生断裂。

4、对流段管线吹扫不干净，残存的急冷油在空气烧焦时，释放大量的热量，不能及时

排出，导致BA106对流段盘管断裂。

整改措施：

1、严格控制PH值，避免工艺水系统设备发生腐蚀。

2、对稀释蒸汽中油含量进行监测，及时发现设备内漏。

3、对稀释蒸汽发生器及其汽包定期排污。

9.4裂解气压缩机系统

案例4投丙烯精馏塔时操作不当引发裂解气压缩机高液位联锁

事故经过：

1996年4月7日19：

30，某装置丙烯精馏塔塔顶冷凝器（EA425C）检修后投用，19：

40分离至现场投用EA425C，19：

44左右，丙烯精馏塔（DA406）超压联锁。

急冷调整急冷

水塔（DA104）操作，塔顶温度上升到46℃。

19：

51左右，裂解气压缩机（GB201）一段吸

入罐（FA201）高液位报警。

19:

52左右，GB201高液位联锁停车。

原因分析：

1、投用EA425时，错误地先投丙烯，后投冷却水，造成EA425A/B丙烯短路，DA406

超压联锁，丙烯精馏塔塔釜再沸器（EA424A/B）切断急冷水，造成急冷波动。

2、DA104塔出现波动后，调整幅度过大，造成QW大量夹带到FA201，GB201高液位联

锁停车。

整改措施：

1、丙烯精馏塔在投用冷凝器时，要严格执行操作规程，并加强与急冷岗位的联系。

2、急冷系统调整时，要尽可能平稳。

点评：

裂解气压缩机因段间罐液位高发生联锁停车的案例比较多，特别是在装置开车

过程中更为多见。

该系统的烃、水相与上、下游多个工序发生联系，其精心操作以及不同

岗位之间的密切协同是避免发生高液位联锁停车的关键。

案例湿5火炬罐返料时调整不及时引发裂解气压缩机高液位联锁

事故经过：

1998年2月14日1时53分，某装置由于裂解气压缩机段间吸入罐（FA205）液位超高，

导致裂解气压缩机（GB201）联锁停车。

2月14日凌晨，加氢单元当班人员发现湿火炬罐已经满液位。

为防止出现火炬下“火

雨”现象,0时43分启动湿火炬泵（U-GA701），将湿火炬罐内物料送回急冷水塔（DA103）

塔。

0时55分，凝液汽提塔（DA202）液位上升，压缩人员通过降低DA202再沸量，开大低

压脱丙烷塔（DA404）进料调节阀进行调节。

1时10分，DA202塔液位满，为了防止造成分离

丙烯不合格，操作人员逐渐提高DA202塔再沸量，降低DA202液位，塔顶返回至FA205的量

逐渐增大，FA205液位一直上涨，最后罐内满液位，造成GB201联锁停车。

原因分析：

此次事故直接原因是在裂解炉负荷没有过大变化的前提下，由于湿火炬罐内物料返回

DA103，导致FA205液位过高。

当时湿火炬罐内物料基本上都是C4

s组分。

因FA205中液体

C4

s量过多，在FA205中积存，最终造成压缩机高液位联锁停车。

由于C4

s以设计值的170%的量进入到系统内，但操作人员对它的调整仍局限于正常操作

状态时的调整方法，因此外采量有限，导致FA205积液而使GB201联锁停车。

整改措施：

涉及操作调整时，相关工序之间要加强联系。

案例6冷区倒液窜入裂解气压缩机吸入罐导致高液位联锁

事故经过：

1992年4月28日16时20分，某装置裂解压缩机四段吸入罐液位上升较快，内、外操

一起调整，但液位继续上升，裂解气压缩机（GB-201）高液位联锁停车。

于17时恢复运行，

22时乙烯合格。

原因分析：

冷区操作工经验不足，在裂解气干燥器（FA-209）向急冷水塔（DA-104）倒液时，将倒

液阀开得过大，由于压缩机四段吸入罐（FA-205）凝液送出与在裂解气干燥器倒液使用同一

条管线，FA-205的凝液不但排不出去，而且窜入的液体在罐内闪蒸，使该罐温度在3分钟

内下降了4℃，增加了裂解气的冷凝量，加快了液位上升速度，最终导致GB-201高液位联

锁停车。

整改措施：

1、裂解气干燥器倒液时，阀门开度要合适；

2、冷区倒液时，加强与急冷、压缩等相关岗位的联系；

3、单独上一条管线，将裂解气干燥器液体返急冷水塔；

案例7负荷变化时调整不当引发裂解气压缩机高液位联锁

事故经过：

1999年1月8日10时，某装置新区投用BA-1102时，四段吸入罐（FA-1205）、五段吸

入罐（FA1206）液位出现较大波动，班组人员将液位控制阀LCV-1218、1219、1216打手动

全开，然后，随液位下降慢慢将FA1206罐汽油排出阀（LCV-1218）全关，因BA-1102刚投

用，系统处调整阶段，操作人员未将LIC-1218投自动。

13：

50，FA-1206液位LSHH-1218A、

B同时报警，裂解气压缩机（GB-1201）联锁停车。

恢复开车过程中，操作人员在排放FA-1206

中液体时，倒淋阀开度过大，大量汽油及裂解气排出，险些造成重大恶性事故。

40分钟后

装置恢复正常。

原因分析：

1、操作人员经验不足，责任心不强，LIC-1218打手动全关后，未密切监控，又未及时

切回自动，导致FA-1206液位超高。

2、裂解炉投油，负荷增加，裂解气量波动较大，压缩工序调整没有及时跟上。

整改措施：

正常操作中，尽量将仪表投自动控制，不得已手动时，操作人员应密切监控。

案例5蒸汽管网压力波动导致压缩机瓦温高联锁

事故经过：

1996年11月5日9时54分，某装置界区外高压蒸汽HS压力PC1301突然上升，透平

抽汽压力PI－1311上升，抽汽流量FI－1314减少，透平的轴温TI－2054也升高。

9时55

分，界区处压力3.2MPa上升到3.87MPa，透平抽气流量由正常的16t/h降为0t/h，轴温由

正常70℃左右上升到130℃，透平因止推轴瓦温度高而联锁停车。

此次事故造成乙烯装置停

车15天，打开压缩机透平大盖取出转子修磨推力盘，更换推力瓦。

原因分析：

界区处HS压力上升，装置内HS管网压力上升，透平背压随之升高，导致透平抽汽流量

快速下降，透平轴向力不平衡，轴位移超量，推力盘与止推轴承摩擦，轴瓦温度升高，联锁

停车。

整改措施：

1、对轴位移联锁动作进行改进：

报警、联锁时间由原设计的延时3秒分别减少到0.5

秒和1秒，并将“ABNOR”状态送入联锁执行机构，使其在“ABNOR”状态下能联锁停车，排

除故障前不能再启动。

2、对蒸汽管网控制系统进行改进：

对HS压力实行单独控制，HS快速升高时能及时放

空，避免损坏透平；将界区处的HS、MS压力信号引入装置DCS，以便及时调节。

案例8切换润滑油泵时裂解气压缩机油压低联锁

事故经过：

2001年3月19日14：

30左右，某装置操作工在检查油系统运行正常的情况下，按正

常操作程序切换，启动备用泵，启动后发现管路有较大的振动和噪音，立即对油系统检查，

发现主油泵已跳闸，同时，裂解气压缩机（Y-1300）油压低联锁跳车。

于是赶紧启动主油泵，

系统进行调整，作开车准备，14：

50，Y-1300机组暖机升速，恢复正常。

原因分析：

启动备用油泵，由于自励阀（PCVl351）动作滞后，油路压力升高，自励阀突然打开，

油压骤降，主油泵透平超速跳闸。

此时自励阀应马上回关平衡油系统压力，但由于自励阀动

作滞后，造成油系统瞬间压力低，Y-1300机组联锁停车。

整改措施：

1、要调整好自励阀阻尼，避免油压出现波动时，阀门动作滞后，跟踪不及时，造成机

组联锁停车。

2、检修时，注意检查自励阀膜片是否老化。

3、应在油路系统中加装蓄压器。

点评：

润滑油系统出现故障，特别是在主、辅油泵切换操作时，导致的压缩机组联锁

停车较多，对该系统的日常检查、维护很重要。

案例9裂解气压缩机润滑油压力低联锁后操作不当导致全装置停车

事故经过：

2000年8月6日20：

00，某装置裂解气压缩机（GB-201）润滑油压力低联锁停车，

20：

30仪表检查联锁，发现与实际存在偏差，油泵没有问题，准备立即恢复。

22：

30GB-201

开车。

向后系统进料过程中，由于五段出口放火炬阀（PIC-204）关闭过快，造成冷箱系统

波动，乙烯制冷压缩机（GB-601）入口压力高，出口压力超高，23：

00联锁停车。

GB-601

恢复开车后，向后系统送料。

7日4：

50分，丙烯压缩机（GB-501）的四段吸入罐（FA-504）

液面低，喷淋液体供应不上，致使GB-501二段出口温度超高，联锁停车，系统全部停车。

原因分析：

车间职工日常培训不够，应变能力较差，致使开车过程中大型机组出现两次不应有的

联锁停车，使本来局部停车现象变为全部停车事故。

整改措施：

加强职工培训，提高事故分析能力和事故应急处理能力

案例10投用润滑油备用冷却器时操作不当造成透平推力轴承损坏

事故经过：

1998年7月2日16时，某装置由于工艺气压缩机润滑油温度过高，将压缩机润滑油冷

却器（E－252A/B）同时投用，在投用备用冷却器时没有排气，导致润滑油中带气，汽轮机

转速12500rpm左右，瞬时断油，造成汽轮机推力轴承损坏。

由于推力轴承起到平衡汽轮机

转子轴向力的作用，巨大的轴向力加剧推力轴承的磨损，至17点45分手动停机，推力轴承

平衡盘磨损4mm厚度，汽封、油封严重磨损，装置停工3天。

原因分析：

操作工在投用备用冷却器时未严格执行操作规程，造成润滑油系统瞬间断油，致使汽轮

机推力轴承严重损坏。

整改措施：

要严格工艺操作规程，润滑油冷却器投用及切换时必须排气。

案例11碱洗不合格导致碳二加氢催化剂硫化氢中毒

事故经过：

（为什么采用非国际单位制的“ml/m3”？

）

1994年5月6日1：

00起，某装置碳二加氢反应器DC-401A床层温度开始下降，至5：

00,反应器出口在线分析AR-4011所指示的乙炔浓度1ml/m3（ppm），判断为刻度表指示不准。

6：

00发现乙烯精馏塔DA-402塔压上升，7:

00，DC-401A、C均无温升，判断为硫化氢中毒。

7：

40以后，加大了碱洗塔的补碱量，碱泵GA-205A、B两台运行，开补碱调节阀FCV-249

的旁通阀。

加样分析碱洗塔塔顶裂解气S-231的洗合格，分离加紧对DC-401B的置换、干燥

工作，至9：

00将DC-401B切入，DC-401A切出，注入氢气，入口温度为TRCA-405控制在

31℃，至9：

37，DC-401B上部床层温度TUI-417为29℃，中部TUI-418为49℃,下部TUI-419

为80℃，出口TUI-420为77℃，当时还没有注入粗氢，这说明该台反应器催化剂活性不够，

已经中毒，9：

40立即将反应器由B切回至A台，并投用开工换热器EA-454，切断DA-401

与DA-402之间的联系，分析裂解气干燥器出口S-271中硫化氢浓度为20ml/m3，分析碱洗

塔塔顶S-231的硫化氢浓度为lml/m3，分析碳二加氢反应器入口S-411中的硫化氢浓度为

20ml/m3，此时可以认为系统内仍存有大量的硫化氢，硫化氢是强极性分子，其极易被裂解

气干燥器FA209A内的分子筛吸收，当裂解气中硫化氢超标时，硫化氢被分子筛吸附，但8：

00以后裂解气中硫化氢≤1ml/m3时,裂解气经过FA-209A后，被分子筛吸附的硫化氢脱附

出，所以造成了FA-209A后的硫化氢达到20ml/m3。

10：

00加紧对FA-209B的降温，于11：

00将FA-209由A切至B运行，再取样分析S-271硫化氢≤1ml/m3，S-231硫化氢≤1ml/m3，

但S-411硫化氢20ml/m3，12：

30，开EA-454旁通大阀，13：

00分析绿油洗涤塔顶S-402

硫化氢为5ml/m3，将PV401-2排放火炬置换DC-401入口管线后，分析S-411硫化氢2ml/m3，

13：

00将DC-401再由A切至B台运行，此时分析S-411硫化氢5ml/m3，便立即切出DC-401C，

反应器出口乙炔于14：

20合格。

FA-209切换以后S-411硫化氢仍然超的原因是：

DC-401A、

C仍然在线，催化剂以前也吸附了大量的硫化氢，在进料中硫化氢合格时，催化剂将所吸附

的硫化氢脱附出来，随着碳二物料进入EA-454部分冷凝，进入绿油洗涤塔DA-408回流到

DA-401，硫化氢进入碳二气相从而使S-411硫化氢超标。

当EA-454旁通大阀打开以后，物

料不经过DC-401C,故其吸附的硫化氢也无从脱附，所以13：

00分析S-402硫化氢5ml/m3。

13：

30切入DC-401B,反应器B、C运行时，S-411硫化氢又上升到5ml/m3，是因为DC-401C

在线，仍然在脱附以前吸附的硫化氢。

15：

30分析乙烯精馏塔乙烯产品馏出口S-424中硫

化氢≤1ml/m3，乙烯精馏塔釜S-422硫化氢>50ml/m3，且11：

20分析脱乙烷塔釜S-401

中硫化氢≤1ml/m3，这说明硫化氢可以用精馏的方法来分离，且其挥发度与乙烷相似，比

乙烯的挥发度小。

原因分析：

分析数据不准；碱洗系统内黄油较多，油硫乳化，严重降低其对酸性气体的吸收效果；

碱洗塔DA-203改造成填料塔以后，塔内的持碱量大幅度减少，操作弹性减小；乙醇胺系统

吸收剂更换为N-甲基二乙醇胺后，对硫化氢的吸收率明显降低，一般在40％左右，碱洗塔

长期超负荷。

整改措施：

1、增加对碱的分析频次；

2、规定最小补碱量为碱洗塔入口硫化氢浓度（ml/m3）×2kg/h；

3、如在一个班内发现反应器床层温度下降≥5℃，必须立即对系统进行检查、调整。

点评：

裂解气碱洗不合格，导致下游碳二加氢催化剂H2S中毒或乙烯产品C02含量超

标。

要严格碱洗塔的操作，特别是在装置运行负荷出现比较大的调整、裂解炉切换原料或

原料质量出现比较大的波动、裂解炉进行切换及烧焦操作时，要密切监控进、出碱洗塔裂

解气中酸性气体的含量，及时地对碱洗塔的操作进行相应的调整，确保碱洗合格。

案例12碱洗不合格导致乙烯产品CO2超标

事故经过：

1998年3月19日0：

30，某装置碱洗塔（DA203）出口裂解气中的CO2超标，操作人员

未及时发现，使CO2带入后系统，导致乙烯产品中CO2超标，乙烯产品不合格72.5小时。

经过调整碱洗塔（DA203）配碱浓度，同时对乙烯精馏塔（DA402）进行置换，将不合格乙烯置换

到不合格乙烯罐中，再将不合格乙烯回炼。

原因分析：

碱洗段上段碱浓度不够，造成裂解气中的CO2超标。

整改措施：

1、应加强分析控制点的监控；

2、确保配碱量及碱浓度达到规定要求；

3、加强乙烯产品在线分析仪表的维护。

案例13黄油抑制剂加注系统设计问题引发碱洗塔强碱循环线泄漏

事故经过：

2002年1月28日，某装置碱洗塔强碱循环线黄油抑制剂注入点管线接缘处出现砂眼

泄漏，当时对漏点采取上夹具注胶堵漏处理。

2月14日16时47分，夹具处出现泄漏并增

大，在往夹具注胶至较大压力时抑制剂管线失效断裂，裂解气压缩机被迫停车处理漏点。

到

20时5分，裂解气压缩机开车，系统逐渐恢复正常。

原因分析：

1、黄油抑制剂注入点出现电化腐蚀。

碳钢管在黄油抑制剂和碱液的电位差高达400mv，若碳钢管同时处于这两种溶液中，

在碱液中的部位由于电位低而成为阳极发生腐蚀反应，在黄油抑制剂药剂中的部位成为阴极发生还原反应，形成腐蚀电池，发生强烈的电化学腐蚀。

2、原设计造材有误

碳钢管在黄油抑制剂和碱液两种溶液同时存在的环境下会形成的强烈的电化学腐蚀，

而不锈钢在这两种溶液中则无腐蚀现象。

3、黄油抑制剂对碳钢在碱液中形成的钝化膜有强烈的破坏作用

碳钢在碱液中会形成钝化膜，由于钝化膜的存在，防止了碳钢在碱液中的进一步腐蚀。

试验表明，黄油抑制剂药剂溶液对碳钢在碱液中形成的钝化膜有强烈的破坏作用。

在实际操

作过程中，因为强碱循环泵是一台计量泵，而黄油抑制剂注入泵性能极不稳定，经常出现故

障，黄油抑制剂注入压力不均匀，在碱液管线与抑制剂管线交界处，碱液与黄油抑制剂溶液

交替覆盖管内壁，管壁被碱液腐蚀生成钝化膜，钝化膜被抑制剂破坏，之后管壁再被碱液腐

蚀，如此反复进行，最终黄油抑制剂注入管线接缘处腐蚀穿孔。

整改措施：

1、为防止再次发生腐蚀破坏，将抑制剂注入系统的碳钢管更换为0Cr18Ni9Ti不锈钢

管。

2、加强管线的测厚检查。

3、改造注入点，将原注入点由强碱循环泵出口改到泵入口，确保抑制剂注入系统后混

合充分，消除电化腐蚀。

案例14裂解气干燥不合格导致高压脱丙烷塔冻堵

事故经过：

1997年11月10日，某装置前脱丙烷系统的