趙 權(quán)

(中國(guó)石化北海煉化有限責(zé)任公司，廣西 北海 536000)

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延遲焦化裝置焦炭塔急冷油管線腐蝕原因分析

趙 權(quán)

(中國(guó)石化北海煉化有限責(zé)任公司，廣西 北海 536000)

延遲焦化裝置焦炭塔塔頂急冷油注入管線出現(xiàn)嚴(yán)重腐蝕減薄現(xiàn)象(最薄處2.0 mm)。從工藝環(huán)境、腐蝕機(jī)理和管線選材等方面進(jìn)行了原因分析，認(rèn)為腐蝕原因是由于工藝控制不當(dāng)、選材設(shè)防不足造成高溫硫腐蝕，引起管線嚴(yán)重減薄泄漏。針對(duì)腐蝕泄漏問題提出了材質(zhì)升級(jí)、工藝控制和腐蝕監(jiān)控等整改措施。

急冷油管線 高溫 腐蝕 減薄

延遲焦化裝置焦炭塔為裝置高風(fēng)險(xiǎn)設(shè)備，在焦炭塔頂部有各種助劑線、急冷油線、溢流線、油氣線和放空線等。靜密封點(diǎn)多，溫度高，冷熱應(yīng)變頻繁，泄漏的油品易引發(fā)火災(zāi)。近年來發(fā)生不少焦炭塔頂部著火事故就與急冷油線泄漏有關(guān)，嚴(yán)重影響裝置的安全生產(chǎn)。

1 設(shè)備工況及運(yùn)行現(xiàn)狀

某煉化企業(yè)延遲焦化裝置于2010年3月28日開工建設(shè)，2012年1月1日投產(chǎn)，以常減壓蒸餾裝置生產(chǎn)的減壓渣油及催化裂化裝置生產(chǎn)的催化油漿為原料進(jìn)行二次加工，處理能力為1.2 Mt/a。裝置設(shè)計(jì)采用“一爐兩塔”，設(shè)計(jì)循環(huán)比0.3，設(shè)計(jì)生焦周期24 h，操作彈性為60%～110%，截至2015年2月裝置的設(shè)備和管線使用狀況良好。

2 腐蝕狀況

2015年3月19日巡檢發(fā)現(xiàn)焦炭塔T101B急冷油線第四分支管DN80管彎頭處有油氣泄漏(見圖1)。

圖1 急冷油線彎頭泄漏情況

將急冷油切出系統(tǒng),對(duì)管線進(jìn)行吹掃，吹掃置換后，對(duì)急冷油管線漏點(diǎn)處進(jìn)行測(cè)厚，發(fā)現(xiàn)管壁嚴(yán)重減薄，原壁厚7.5 mm，最薄處2.0 mm。隨后對(duì)整個(gè)注入系統(tǒng)管線進(jìn)行測(cè)厚普查，發(fā)現(xiàn)該系統(tǒng)管線壁厚普遍減薄。對(duì)漏點(diǎn)部位的彎頭進(jìn)行更換，舊彎頭剖管(見圖2)確認(rèn)測(cè)厚數(shù)據(jù)屬實(shí)。

圖2 泄漏的彎頭剖開情況

3 原因分析

3.1 管線設(shè)計(jì)條件

焦炭塔塔頂油氣溫度通過向塔內(nèi)注入急冷油來控制，急冷油選用焦化自產(chǎn)的蠟油(組分見表1)，溫度為170 ℃，設(shè)計(jì)流量為20 t/h，壓力0.40 MPa。因?yàn)榻?jīng)過技改增加了污油回?zé)捔鞒蹋约崩溆蛯?shí)際注入量在15 t/h左右;焦炭塔頂溫度420 ℃，塔頂壓力0.20 MPa。急冷油管線分布見圖3。

表1 急冷油組分

每一個(gè)塔的急冷油分4路注入，其中3根為DN40厚度5.0 mm管子(圖3中第一分支至第三分支)，1根DN80厚度7.5 mm管子(圖3中第四分支)。其中第一分支靠近總管來料方向，其余依次遠(yuǎn)離總管來料方向，至進(jìn)塔隔斷閥前管線材質(zhì)為20號(hào)鋼，隔斷閥后管線材質(zhì)為12Cr5Mo(圖3中第四分支)。

圖3 急冷油管線分布示意

3.2 數(shù)據(jù)收集

鑒于管壁減薄嚴(yán)重，對(duì)急冷油線壁厚進(jìn)行測(cè)厚普查，并在正常生產(chǎn)時(shí)對(duì)管線進(jìn)行測(cè)溫，管線溫度及測(cè)厚值分布情況見圖4和圖5。

圖4 管線溫度分布

從圖4可以看出，在急冷油量為15 t/h時(shí)，測(cè)溫發(fā)現(xiàn)第四分支管和第三分支管溫度超高，第四分支管溫度達(dá)384 ℃;在急冷油量為6 t/h時(shí)，測(cè)溫發(fā)現(xiàn)第四分支管和第三分支管、第二分支管溫度超高，第四分支管溫度達(dá)387 ℃。在急冷油來料方向上，靠近總管的分支管溫度正常，遠(yuǎn)離總管的分支管溫度高，已超溫；小管徑分支管溫度低，大管徑分支管溫度高。分析表明，在急冷油注入量低時(shí)，部分管線內(nèi)未充滿急冷油，遠(yuǎn)離總管的分支管內(nèi)急冷油流量小，大管徑的分支管內(nèi)急冷油流量小。各分支管壁溫度分布與管內(nèi)急冷油的流量有著直接關(guān)系，在流量不足的情況下，管內(nèi)氣相空間有焦炭塔頂高溫油氣(420 ℃)串入，使管線的實(shí)際使用溫度超出設(shè)計(jì)溫度，由于管線正常工作狀態(tài)下存在外保溫，管線實(shí)際使用溫度未能得到監(jiān)控。

圖5 管線測(cè)厚分布

從圖5可以看出，在同樣使用年限下，在充滿急冷油、管壁溫度低的管線部位(第一分支和第二分支)，壁厚未見明顯減薄；未充滿急冷油、管壁溫度高的管線部位(第三分支和第四分支)，壁厚減薄嚴(yán)重，且管壁溫度越高壁厚減薄量越大；減薄部位與溫度分布有直接關(guān)系，結(jié)合介質(zhì)的特性，表現(xiàn)為典型的高溫硫腐蝕[1]。

3.3 分析結(jié)果

分析認(rèn)為,管線壁厚減薄泄漏主要原因?yàn)椋杭崩溆瓦x用焦化自產(chǎn)蠟油，此處管線設(shè)計(jì)的操作溫度為170 ℃,管線設(shè)計(jì)選材為20號(hào)鋼，但在實(shí)際操作過程中，部分管線長(zhǎng)期處于高溫油氣(380 ℃)工況，形成高溫硫腐蝕，導(dǎo)致管線內(nèi)壁嚴(yán)重減薄。

4 整改措施

(1)工藝上控制急冷油的注入量，確保各分支管內(nèi)流體充滿。通過管道外壁測(cè)溫確認(rèn)管線的運(yùn)行狀況；因急冷油注入量與控制塔頂溫度有直接關(guān)系，所以急冷油的注入量一般無法做到準(zhǔn)確控制。

(2)對(duì)該部位管線材質(zhì)進(jìn)行升級(jí)。將20號(hào)鋼升級(jí)為12Cr5Mo，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SH/T 3096—2012《高硫原油加工裝置設(shè)備和管道設(shè)計(jì)選材導(dǎo)則》更換腐蝕嚴(yán)重部位的管子。

(3)關(guān)閉急冷油第四分支管隔斷閥，因?yàn)樵摴懿]有發(fā)揮原有作用，注急冷油進(jìn)塔，反而將塔頂高溫油氣導(dǎo)入急冷油管線，造成管線嚴(yán)重腐蝕。

(4)增加隔斷總閥和分支隔斷閥之間急冷油管線定點(diǎn)測(cè)厚。

5 結(jié) 論

(1)急冷油流量偏低造成高溫油氣進(jìn)入急冷油管線，靠近焦炭塔的急冷油管線實(shí)際操作溫度遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)溫度。

(2)管道泄漏的直接原因是高溫硫腐蝕導(dǎo)致的壁厚減薄。

[1] 劉治,李順龍,余存燁,等.延遲焦化高溫高硫油氣管線失效分析[J].石油化工腐蝕與防護(hù),2005，22(2):14.

(編輯 寇岱清)

Cause Analysis of Corrosion in Quench Oil Pipeline of Delayed Coking Tower

ZhaoQuan

(SINOPECBeihaiPetrochemicalCo.,Ltd.,Beihai536000,China)

Serious corrosion thinning (thinnest 2.0 mm) occurred in the quench oil injection pipeline of coke tower in delayed coking unit. Process environment, corrosion mechanism and pipeline material selection were studied. The corrosion was caused by pipeline leakage resulted from high-temperature sulfur corrosion due to improper process controlling and material selection. Improvement measures, such as material upgrading, process controlling and corrosion monitoring, were put forward to reduce corrosion leakage.

quench oil pipeline, high temperature, corrosion, thinning

2016-10-25；修改稿收到日期：2017-03-23。

趙權(quán)(1984—)，本科，畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)過程裝備與控制工程專業(yè)，現(xiàn)從事石油化工設(shè)備管理工作。E-mail:ciasisf@163.com