李衛(wèi)江

(中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

二蒸餾裝置渣油管線失效原因分析

李衛(wèi)江

(中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司煉油三廠二蒸餾裝置因減底泵出口渣油管線破裂，致使裝置停工搶修。通過對失效管段測試分析，認為事故的直接原因是管線腐蝕減薄，管線內(nèi)應(yīng)力超出許用應(yīng)力，導(dǎo)致管線發(fā)生韌性撕裂，同時限流孔板引起的偏流沖刷導(dǎo)致了嚴重的局部腐蝕;另一原因是加工含硫原油后管道的材質(zhì)不能滿足使用要求，腐蝕速率達到了0.5～2.0 mm/a。為了適應(yīng)加工劣質(zhì)原油的需要，以加工原油硫質(zhì)量分數(shù)為0.5%，酸值0.7 mgKOH/g為設(shè)計依據(jù)，對二蒸餾裝置操作溫度240℃以上管線、設(shè)備進行材質(zhì)升級。通過材質(zhì)升級前與后腐蝕速率對比看到，材質(zhì)升級管線的腐蝕速率大幅下降，其中減底渣油腐蝕速率由0.157 4 mm/a下降為0.000 7 mm/a，達到了預(yù)期效果。

減底渣油線 失效原因分析 材質(zhì)升級

中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司煉油三廠二蒸餾裝置1969年9月建成投產(chǎn)，原油加工能力3 Mt/a，按加工大慶原油設(shè)計，主要設(shè)備管道的材質(zhì)均為碳鋼。2005年后，管輸大慶原油中摻煉冀東原油的比例提高到40%，加工原油的硫質(zhì)量分數(shù)升高到0.2%，平均酸值升高至0.5 mgKOH/g。隨著原油硫含量、酸值的升高，高溫管線腐蝕加劇。

1 二蒸餾裝置渣油管線腐蝕情況

2007年至2009年定點測厚共查出減薄嚴重部位36處。2009年6月16日分熱油泵房內(nèi)減底泵出口渣油線限流孔板后的管段發(fā)生失效開裂，致使高溫渣油外泄。為了科學(xué)合理地確定管線的失效原因，杜絕類似事故的發(fā)生，保證高溫管線的可靠性運行，對該條管線進行開裂失效分析。

2 原因分析

2.1 減底渣油管線基本情況

二蒸餾裝置渣油管線1987年5月投用，管線材質(zhì)為20號鋼;規(guī)格為273 mm×8 mm;設(shè)計壓力為4.0 MPa;操作壓力1.8 MPa;設(shè)計溫度為400℃;操作溫度為380℃;介質(zhì)為減底渣油，減底渣油線開裂部位為孔板后的管段。

2.2 腐蝕外觀檢查

對失效管件進行宏觀檢查發(fā)現(xiàn)開裂部位位于孔板下游距離其邊緣約260 mm的管段的3點鐘(順著流動的方向看)附近，開口向下，擴展方向分別沿環(huán)向(起初大致沿著45度的方向擴展)和縱向擴展，其中沿縱向擴展的速率大于環(huán)向，起裂部位壁厚局部減薄嚴重。對減薄部位測厚，裂口部位1.7～2.4 mm，最薄處為破裂時拉伸減薄，對面及周邊厚度3.6～5.2 mm，對失效管件的斷口附件進行硬度測定數(shù)值基本正常。

2.3 金相分析

對于失效管件的上下游以及爆口邊緣做金相檢查，檢查結(jié)果見圖1，同時對遠離失效部位也進行了金相分析，見圖2。相關(guān)分析表明失效管件的組織均為鐵素體加珠光體，組織結(jié)構(gòu)正常，表明材料經(jīng)過多年的使用未見明顯腐蝕［1］。

2.4 流態(tài)模擬

分析評價包括最大流量工況、平均流量工況和最小流量工況，不同工況下的增速比見表1。

圖1 爆口邊緣外表面組織ig.1 Cracking-off the outer surface of the edge of the organization

圖2 未失效管道外表面組織Fig.2 No failure of the pipe outer surface organization

表1 不同工況下增速比較Table 1 Comparison of growth under different conditions

通過上述失效管段內(nèi)各處的流態(tài)分布可知:由于限流孔板的設(shè)置導(dǎo)致在其下游存在流體增速區(qū)，增速區(qū)域內(nèi)流速大幅增加?，F(xiàn)場檢查失效管段上的孔板內(nèi)表面時發(fā)現(xiàn)孔板下游側(cè)有一區(qū)域上有不規(guī)則的油痕顯示。

通過觀察油痕分布的位置與開裂口的初始位置有一定的對應(yīng)關(guān)系，不能排除由于某種原因?qū)е孪蘖骺装搴蟮牧黧w發(fā)生偏流，造成局部管壁過度的減薄。

2.5 損傷機理分析

二蒸餾裝置加工的原料油原設(shè)計為大慶原油，2005年以后加工原料油的硫含量、酸值升高，加速對裝置管線、設(shè)備的腐蝕。失效管段發(fā)生以下兩種損傷:

(1)硫化物的腐蝕:硫化物腐蝕通常是一種內(nèi)部均勻腐蝕的形式，發(fā)生在240～480℃，它往往和油品中的環(huán)烷酸一起產(chǎn)生腐蝕，環(huán)烷酸的腐蝕通常是局部的，減底渣油的操作溫度正好落在硫化物腐蝕的范圍內(nèi)，不可避免地會發(fā)生高溫硫化物的腐蝕。

(2)環(huán)烷酸的腐蝕:環(huán)烷酸腐蝕生成特有的銳邊蝕坑或蝕槽。這是與其他腐蝕相區(qū)別的一個重要標志。爆口部位內(nèi)表面包括起爆點附近宏觀檢查并未發(fā)現(xiàn)環(huán)烷酸腐蝕生成特有的銳邊蝕坑或蝕槽。

一般以原油中的酸值來判斷環(huán)烷酸的含量，原油酸值大于0.5 mgKOH/g時即能引起設(shè)備的腐蝕。由于沒有減底渣油的酸值數(shù)據(jù)，但從脫前原油酸度測試的結(jié)果，可知減底渣油的酸值不會超過0.5 mgKOH/g，說明減底渣油線發(fā)生高溫環(huán)烷酸腐的可能性不大。

2.6 失效分析

(1)失效管段發(fā)生開裂是由于介質(zhì)內(nèi)的硫等雜質(zhì)形成的高溫硫化物導(dǎo)致的腐蝕壁厚減薄;

(2)限流孔板的設(shè)置導(dǎo)致下游臨近孔板的管段內(nèi)流速的劇增，加速高溫硫化物腐蝕減薄;

(3)由于某種原因造成的介質(zhì)流態(tài)產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)使得局部的腐蝕減薄加劇，當(dāng)剩余壁厚無法承受內(nèi)壓等載荷的作用時，發(fā)生韌性撕裂，導(dǎo)致高溫渣油外泄事故。

3 高溫部位材質(zhì)升級

為了適應(yīng)原油劣質(zhì)化，2009年10月，二蒸餾裝置以加工原油硫質(zhì)量分數(shù)為0.5%，酸值為0.7 mgKOH/g為設(shè)計依據(jù)，對操作溫度240℃以上設(shè)備、管線進行材質(zhì)升級［2］。

3.1 加熱爐

常壓爐對流段管材由碳鋼升級為P5，每路倒數(shù)2根采用TP 321;輻射段管材升級為TP321，但每路輻射管倒數(shù)2根采用TP316L。

減壓爐對流段爐管升級為TP321，輻射段爐管全部采用TP316L。

3.2 塔

依據(jù)低溫露點腐蝕和高溫環(huán)烷酸腐蝕兩種不同腐蝕情況，確定塔類設(shè)備材質(zhì)升級方案，升級方案見表2。

表2 塔類設(shè)備材質(zhì)升級方案Table 2 Tower class equipment material quality promotion plan

3.3 冷換設(shè)備

渣油一次換熱器換128/1-8整臺更換，封頭和殼體選用復(fù)合板(Q345R+00Cr17Ni14Mo2)，管束選用00Cr17Ni14Mo2。

3.4 工藝管道

操作溫度為240℃以上重點部位高溫管線材質(zhì)全部升級，減底渣油線材質(zhì)升級為316L。

4 材質(zhì)升級效果

二蒸餾裝置目前腐蝕監(jiān)測手段主要采取定點測厚監(jiān)測和在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)。利用在線監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)，對材質(zhì)升級的效果加以分析，其數(shù)據(jù)見表3。2009年(材質(zhì)升級前)與2010年(材質(zhì)升級后)的腐蝕速率對比，可以看出材質(zhì)升級管線的腐蝕速率大幅下降:其中減底渣油腐蝕速率由0.157 4 mm/a下降為0.000 7 mm/a，腐蝕速率下降較大;其它材質(zhì)升級管線的腐蝕速率也有兩個數(shù)量級的降幅。

表3 腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)對比Table 3 Comparison of the data-line corrosion monitoring system

5 結(jié)語

二蒸餾裝置渣油管線失效原因是原油劣質(zhì)化情況下渣油線材質(zhì)不能滿足使用要求，管線腐蝕減薄，管線內(nèi)應(yīng)力超出許用應(yīng)力，導(dǎo)致發(fā)生韌性撕裂，同時限流孔板引起的偏流沖刷導(dǎo)致了嚴重的局部腐蝕。通過對材質(zhì)升級前后腐蝕在線系統(tǒng)數(shù)據(jù)的對比分析，可以看出材質(zhì)升級部分的管線防腐蝕效果明顯，管線的腐蝕速率大幅下降。

［1］于洋年.常減壓裝置腐蝕分析與防護［J］.廣東化工，2010，37(1):145.

［2］章建華.煉油裝置防腐蝕策略［M］.北京:中國石化出版社，2008:229-230.

Analysis of Failure of Residue Oil Piping in No.2 Crude Distillation Unit

Li Weijiang
(SINOPEC Beijing Yanshan Petrochemical Co.，Ltd.，Beijing 102500)

A fire occurred because of the cracking of outlet residue oil pipeline at the bottom of vacuum tower of No.2 crude distillation unitin SINOPEC Beijing Yanshan Petrochemical Co.，Ltd.，and the unit had to be shutdown for maintenance.The analysis of the failed pipe section concluded that the direct causes of the fire accident were the toughness tearing of pipeline due to the corrosion thinning and internal stress of pipeline exceeding the allowable stress.At the same time，the erosion of deflected flow of orifice plate led to serious local corrosion.The main causes of the accident are that the metallurgy of the pipeline could not meet the operation requirement after unit began to process sulfur crude oils.The corrosion rate was as high as 0.5 ～2.0 mm/a.To meet the requirements of processing low －quality crude oils with 0.5 w%sulfur and 0.7 mgKOH/g acid value，the metallurgy of the pipelines and equipment operating at a temperature higher than 240℃ was upgraded.The comparison of the corrosion rates before and after metallurgy upgrading showed that the corrosion rate of the pipelines of upgraded metallurgy was greatly reduced.The corrosion rate of residue oil pipelines was lowered to 0.000 7 mm/a from 0.157 4 mm/a.Expected results have been achieved.

vacuum tower bottom residue line，failure cause analysis，metallurgy upgrading

TE985.9

A

1007－015X(2012)04－0041－03

2012－02－ 26;修改稿收到日期:2012－06－12。

李衛(wèi)江，1997年畢業(yè)于撫順石油學(xué)院，工程師，現(xiàn)在公司煉油三廠運行保障部工作。E-mail:liweijiangl@sina.com。

(編輯 寇岱清)