松山泵站1#电加热器温度指示故障

典型设备事件（项目）案例分析案例名称：松山泵站1#电加热器温度指示故障
案例类别：√□事故事件
□检修过程
□隐患整改
□技术攻关与革新
□设备技术管理
□其他
案例发生所在单位（装置）：管网车间松山泵站
案例发生（处理）时间：2010.10.15 ---2010.10.15
案例编写人：贾立伟
案例名称：松山泵站1#电加热器温度指示故障
锦州石化公司机动设备处
二0一0年十二月二日
典型设备事件（项目）案例分析
1.设备事件经过及故障情况
2010年九月，工艺人员反映1#电加热器温度指示TI-111偏低，室内温度指示50℃（测量范围-20―200℃），而根据工艺流程和现场的双金属温度计推算实际温度应该在70-90℃之间，因安装情况无法拆除检修。

十月十五日，该温度指示消失，万用表测量指示热电阻短路，同时加热炉熄火报警铃音故障，熄火时铃音不响。

1．1设备概况
RXY-LT-20/30W防爆电加热器（以下简称电加热器）是一种隔爆型电加热器，是针对管路中流动的介质需要加热升温而设计的电热设备。

该设备采用多管式结构，成功地解决了压力容器内的介质加热炭化结焦；防爆安全性能；电热元件使用寿命等技术问题，适用于除汽油外的各种液体介质，广泛应用在石油、化工等各工业部门。

如图一
工作原理：
被加热介质（冷态）经进口管入分流室，使介质沿器体内壁四周流入加热室，通过各电加热元件的缝隙，使介质被加热升温，然后汇合流入混流室，混合后以均匀的温度从出口管中流出。

在加热器出口处设有测温铂电阻，通过控制柜的温控仪表可对加热介质出口温度进行设定，并进行控制。

温度控制器设定测量值≥95℃时，自动切断温控器的电源。

温控器：北京西曼自动化技术公司生产的117322R，通过选择不同的模块，温控器可实现不同的控制功能，本控制器主要是现场显示报警，并设定温度
联锁值，有两个开关量输出，把热电阻的测量值转化为标准直流电流信
号4-20ｍA传送到控制室。

松山泵站的两台加热炉下位控制系统由两套AB公司的MICROLOGIX 1500
组成。

1．2工艺生产概况
松山泵站主要是将大庆或辽河油田送来的原油经加热炉升温后送至石化公司，近期主要以辽河原油为主。

所需燃料油是经过电加热升温后的原油，装置内有一个燃料油罐，定期收油。

燃料油罐上有电加热器，温度和液位测量指示。

燃料油抽出后经1#或2#电加热器或1#和2#串联加热送至加热炉燃烧。

温度控制要求高，否则会造成炉膛频繁熄火。

1．3以往故障、检修统计表
1．4本次设备事件及故障生产应急处理情况
温度指示失灵后生产人员根据燃油罐温度及现场就地温度仪表来调控燃料油温度。

1.采用2#电加热器对燃料油升温。

2#电加热器为立式结构，长期以来温度
控制较1#电加热器稳定。

２.加强科巡的次数，参照现场就地温度仪表对比燃料油罐温度，了解原油温度的变化情况。

1．5故障对生产造成的影响
１.如果干线原料油温度不稳定，可能会引起加热炉熄火。

２.报警铃音故障，可能会导致加热炉熄火后生产人员不能及时发现，在原油送往公司的途中出现结焦的恶性故障，尤其是冬天。

2.检修及处理过程（技术改进方案及实施过程）
2．1故障处理过程
2010年9月，接到生产通知，反映该温度指示不准，随即到现场检查。

室内温度显示50℃，根据仪表测量回路，如图二：测温元件PT100的信号直接连接温控器TIC111的信号输入端①-②-③，除联锁线路外，温控器将热电阻信号转为标准直流电流信号4-20ｍA由端子13传送到控制室内PLC的模拟量输入端I:30显示并参与逻辑控制。

根据以往检修经验，温控器出现故障次数较多，经现场检查，TIC-111指示也为50℃，根据（图二）仪表回路图可判断故障原因出在热电阻或热电阻至温控器的连接导线上。

在温控器TIC111的信号输入端①-②-③松开接线端子，测量a与B，a与b之间电阻值为119欧姆（查PT100分度表，119欧姆对应温度为50℃）。

开作业票，与生产确定1#电加热器未工作，并且已经切除380VAC电源，打开图一中的防爆接线盒（6），在此处检查热电阻及热电阻至温控器的连接导线，测量结果导线正常，热电阻除测得阻值为119欧姆。

故障根源在测温元件损坏，因热电阻与电加热器一体安装，无法拆除或更换。

生产人员建议联系电工检修时处理。

图二电加热器温度控制回路图
十一月十五日，生产通知1#加热炉熄火时报警铃音不响，控制室内故障报警灯亮，根据逻辑图（图三）KAZ17下电手动触发振铃，铃音正常。

在线检查PLC 逻辑图，见图三，发现PLC故障报警输出端O:0/2处于输出状态，触发原因是由于温度TI-111温度低于预报警值5℃。

此时，电加热器温度已是故障短路状态，因工艺与安装原因，暂时无法处理，经工艺人员与相关主管部门商议决定，暂时取消该温度的预报警，处理结束，校验报警功能，铃音与报警灯均正常。

2．2检修过程
本次故障因工艺与安装原因，暂时未对故障元件进行检修处理，因该电加热器加热过程控制有时不稳定，生产单位正在准备更换或检修，对于热电阻的具体检修方法待定。

2．3本次采取措施
针对热电阻本身的故障及其带来的影响，这次故障处理主要切除了它在逻辑控制回路中的报警，使得其它联锁报警回路能正常工作。

但由于设备自身的特点，暂时无法彻底地解决问题。

2．4投用效果评价
自故障发生到现在，生产运行还很平稳，在日常操作中，2#电加热器工作，燃料油在2#升温后经1#电加热器送至加热炉，联锁报警回路工作正常。

燃料油温度，炉膛温度，原油出口温度等装置生产的一些重要参数控制稳定。

3.事件原因及故障分析（技术改进方案的形成及前后方案技术特点
对比分析）：
2010年九月，1#电加热器燃料油出口温度低，根据测温元件热电阻PT100的测温原理和安装要求，可以初步判断热电阻出现此类故障的原因有以下几个方面：
（1）保护管内有积水。

（2）接线盒上有金属屑或灰尘。

（3）热电阻丝之间短路或接地。

（4）连接导线之间短路或接地。

（5）测温位置发生变化。

（6）温控器故障。

结合本装置的实际情况，该仪表曾经正常工作，而且电加热器安装在室内，接线盒密封良好，所以⑴的情况可以排除。

打开接线盒时，盒内很干净，无任何异物而且在接线盒内检查的热电阻阻值与测量显示的数值一致，因此可排除⑵⑷⑹。

故障原因之一可能是热电阻丝之间短路或接地；另外一个原因是热电阻的位置变化，如图一所示，热电阻应安装在电加热器的出口，与燃料油流动方向形成正交位置，如果今年电工检修时，热电阻安装不当，测温元件脱落至加热器的偏下方，那么我们可知，我公司加工的主要是大庆和辽河油田的原油，近期主要以辽河油为主。

辽河原油的特点是含蜡量高，凝固点高，黏度高，比重大。

原油在图一所示1处进入加热器，经加热室3加热，由出油管7处排出，由于长期运行，一些焦粉类易凝结的物质就堆积在加热器加热室和混流室的下方，使得加热器的上下形成很大的温差。

在加热器的外部测量上下温度，温差非常大。

2010年十月十五日，该温度指示已无，在接线盒处测量热电阻信号，已证实该热电阻阻丝短路，室内报警。

查看原设计文件，原设计测量范围-20—200℃，报警联锁回路值0℃，预报警值5℃。

但在投用之初，并没有投用0℃的联锁回路，只投用了预报警回路。

具体内容见图三：
图三报警逻辑图
根据AB程序文件查得所有故障报警的输出在数字量输出卡件的DOO(O:0/2),如图，卡件输出信号直接驱动继电器KAZ3,正常工作时，工作顺序如下：故障发生→PLC卡件O:0/2输出→KAZ3上电→灯亮，铃响→按下消音按钮SBZ3→KAZ17上电→KAZ17常开触点闭合，形成自锁，常闭触点断开，铃音停。

当温度检测点TI-111因短路，测量值低于5℃时，仪表盘故障报警，操作工按下消音按钮后，铃音消，报警灯依然亮，KAZ17由于自锁处于上电状态，当再有故障发生时，铃声不再响。

对于像停炉报警这类故障影响很大。

所以，当不能及时解决的故障报警，应及时切除，以免造成更大的事故。

4.本次检修解决问题及检修费用、遗留问题、下步措施及建议（技
术改进效能分析及投资成本、进一步改进的措施及建议）：
本次故障处理过程中只解决了联锁报警铃声不响的问题，对于电加热器温度没能恢复正常，遗留问题等待具体方案（检修或更换）出台后处理。

5.结论：
故障的发生是由于仪表检测元件损坏造成的，故障产生的影响一个是室内无法正常监视电加热器的出口温度，二是影响正常的故障报警系统的工作。

在客观条件下测温元件不能及时修复的前提下，切除此点的工作逻辑，以保障其它控制参数正常工作，尽可能保证生产装置的平稳运行。

6.相关技术附件：
本次故障分析参考了以下技术文件：
AB MICROLOGIX 1500程序文件
松山加热炉仪表逻辑控制原理图
防爆电加热器RXY-LT-20/3W的结构说明书。