劉晨

（大慶石化公司化工一廠，黑龍江 大慶 163000）

1 裝置簡介

大慶石化公司120 萬噸/年乙烯改擴建工程60 萬噸/年乙烯裝置建于大慶石化分公司廠區(qū)中部，西臨已建的乙烯球罐區(qū)，北側(cè)為現(xiàn)有MTBE、芳烴抽提裝置和新建聯(lián)合辦公樓，南側(cè)為苯乙烯裝置和新建丙烯球罐區(qū)，東側(cè)為碳九裝置。乙烯裝置共占地79152m2。乙烯裝置主要由7 個單元組成，包含原料預(yù)處理工序、裂解工序、急冷工序、壓縮工序、分離工序、制冷工序和公用工程系統(tǒng)。SSW 負責裝置裂解爐的工藝包設(shè)計，中國寰球工程公司負責分離系統(tǒng)的工藝設(shè)計及整個乙烯裝置的基礎(chǔ)設(shè)計。乙烯裝置年操作小時數(shù)為8000h。操作彈性為70%～110%。裝置以生產(chǎn)高純度乙烯和丙烯為主，同時得到氫氣、甲烷、混合碳四、裂解汽油和裂解燃料油等副產(chǎn)品。小時乙烯生產(chǎn)能力75 噸。

2 項目實施

2.1 RBI 檢測工作范圍

本次RBI 檢測為該裝置2012 年投產(chǎn)以來首次計劃性停工大檢修，由大慶石化公司委托，2014 年10 月～2015 年11 月，中國特種設(shè)備檢測研究院對該裝置進行基于風險的RBI 評估，本次評估圍包含該裝置中在用所有壓力容器296臺和壓力管道4976 條，容器共劃分749 個評價單元，管道共劃分4976 個評價單元，安全閥322 臺，劃分322 個評價單元。

2.2 RBI 檢測結(jié)果

檢測過程中乙烯裝置296 臺設(shè)備劃分為749 個單元，占比最高的是中等風險，占比達到56.07%，而且并未出現(xiàn)高風險單元。而管道檢測結(jié)果，低風險單元占比最高，在4970個檢驗單元中3212 個為低風險單元，同樣未發(fā)現(xiàn)高風險單元。

2.3 裝置的主要失效機理分析

該裝置中，壓力容器類損失以焦粒沖刷，磷酸鹽開裂，高溫H2S/H2腐蝕為主；管線類損失以高溫氧化，焦粒沖刷，堿腐蝕/堿開裂，碳酸鹽開裂 機理為主。

2.3.1 高溫H2S/H2腐蝕+焦粒沖刷

（1）損傷機理描述。高溫H2S/H2腐蝕+焦粒沖刷損傷機理較有代表性，其原因為：如果介質(zhì)中含H2S 和H2，并且操作溫度大于190℃，則可能發(fā)生高溫H2S/H2腐蝕。也有資料表明高溫硫化物腐蝕發(fā)生在約204℃以上的溫度。

（2）損傷機理分析。由于裂解原料本身含硫，而且在裂解過程發(fā)生高溫焦化，因此裂解氣中會含有焦粒。從裂解爐出來的裂解氣含有H2S 和H2、塔底溫度較高（高于204℃），因而會發(fā)生高溫H2S/H2腐蝕和焦粒沖刷。內(nèi)部減薄速率保守的定為0.2mm/年。

（3）損傷機理分布。高溫H2S/H2腐蝕和焦粒沖刷主要發(fā)生在裂解爐對流段下部、裂解爐輻射段、裂解爐出料至塔底的管線、急冷器、急冷油塔底部及塔底回流線等。

2.3.2 堿腐蝕

（1）損傷機理描述。堿腐蝕：高濃度的苛性堿或堿性鹽，因蒸發(fā)及高傳熱導(dǎo)致的局部濃縮引起的金屬腐蝕。碳鋼、低合金鋼、奧氏體不銹鋼都可能發(fā)生堿腐蝕。

（2）損傷機理分析。稀釋蒸汽發(fā)生塔底部有注堿且溫度較高；堿洗系統(tǒng)用堿吸收裂解氣中的酸性氣體，堿液濃度較高。

（3）損傷機理分布。堿腐蝕和堿開裂主要發(fā)生在稀釋蒸汽發(fā)生系統(tǒng)、堿洗系統(tǒng)等。腐蝕速率保守定為0.2mm/年。

2.3.3 堿腐蝕+堿開裂+碳酸鹽開裂

（1）損傷機理描述。接觸碳酸鹽溶液環(huán)境的碳鋼和低合金鋼，同時在拉應(yīng)力作用下，使得焊縫附近的表面發(fā)生開裂，損傷形態(tài)類似于堿開裂，其損傷敏感性與殘余應(yīng)力水平和PH 值有關(guān)。

（2）損傷機理分析。稀釋蒸汽發(fā)生塔底部有注堿且溫度較高，塔底進料污水中含有酸性氣和碳酸鹽; 堿洗系統(tǒng)用堿吸收裂解氣中的酸性氣體形成碳酸鹽，因而會發(fā)生碳酸鹽開裂。

（3）損傷機理分布。碳酸鹽開裂主要發(fā)生在稀釋蒸汽發(fā)生系統(tǒng)、塔底、堿洗系統(tǒng)底部等。腐蝕速率保守取為0.2mm/年。

2.3.4 濕硫化氫破壞+酸性水腐蝕

（1）損傷機理描述。濕硫化氫破壞：碳鋼和低合金鋼在含水和硫化氫環(huán)境中所發(fā)生的損傷。

酸性水腐蝕：包含硫化氫且pH 值在4.5 ～7.0 的酸性水引起的金屬腐蝕損傷形態(tài)。

（2）損傷機理分析。乙烯裂解原料石腦油中不可避免的含有H2S，H2O 以及其它硫化物，經(jīng)裂解后堿洗前，冷卻過程中所有走工藝介質(zhì)、中質(zhì)油、急冷油、急冷水、工藝水、燃料油、污油等存在液態(tài)水的設(shè)備和管道。

（3）損傷機理分布。ET-3201 上部，ET-3202 上部等以及與之相連的換熱設(shè)備和管道。腐蝕速率保守的定為0.2mm/年。

2.4 降低風險的建議

（1）腐蝕檢測，對裝置的主要設(shè)備及管線，注意生產(chǎn)過程中pH 值的監(jiān)測，分析腐蝕狀況及腐蝕趨勢。（2）壁厚監(jiān)測，在裝置中設(shè)定固定位置的測厚點進行定期測厚，對于有保溫的設(shè)備及管線可設(shè)置活動保溫盒，方便測厚。（3）對全面檢驗過程中已發(fā)現(xiàn)嚴重腐蝕部位，適當考慮進行材質(zhì)升級。（4）裝置的循環(huán)水、冷卻水、蒸汽要定期進行水質(zhì)分析，控制水質(zhì)pH。

2.5 RBI 檢驗最終結(jié)果

（1）本次RBI 檢驗范圍包含乙烯裝置壓力容器289 臺，1794 條壓力管道，檢驗未見嚴重減薄或開裂現(xiàn)象；與前期評估裝置中壓力容器和壓力管道的腐蝕速率偏差基本符合正態(tài)分布，評估預(yù)測的腐蝕速率0.2mm/年及風險與實際基本符合。

（2）該裝置中主要的潛在失效機理有：內(nèi)部腐蝕減?。òň鶆蚋g減薄和局部腐蝕減?。?yīng)力腐蝕開裂、外部腐蝕、機械損傷四大類；本次評估共劃分物流回路12 個，腐蝕回路11 條。

（3）利用檢驗數(shù)據(jù)對裝置風險等級進行了修正，為裝置風險的動態(tài)管理奠定了基礎(chǔ)。

（4）根據(jù)檢驗前乙烯裝置2015 年6 月安全風險分析結(jié)果，該裝置沒有安全風險為高風險的設(shè)備；安全風險為中高風險的容器單元為104 個，管道為142 條；安全風險為中風險的容器單元為419 個，管道為1846 條；安全風險為低風險的容器單元為226 個，管道為2988 條。

（5）基于2021 年6 月乙烯裝置中評估壓力容器和管道的安全風險分析結(jié)果。

通過對比檢驗前后數(shù)據(jù)可知，該裝置實施檢驗后，裝置在2021 年的整體風險水平有所降低，中高風險的容器單元降低了4 個，中高風險的管道單元降低了392 個。

（6）根據(jù)檢驗后乙烯裝置的RBI 風險評估結(jié)果可知，在一個檢驗周期內(nèi)，隨著裝置運行時間的增加，裝置的風險水平越來越高，至2021 年6 月30 日，裝置中不含高風險單元，裝置中風險和低風險設(shè)備所占比例約為80%，少量設(shè)備仍占據(jù)裝置大部分安全風險，重點關(guān)注少量風險較大的設(shè)備，可有效地控制裝置的安全風險。

（7）該裝置應(yīng)完善工藝操作規(guī)程，嚴格控制溫度和壓力等工藝參數(shù)的穩(wěn)定，盡量避免溫度的驟然升降以及超溫或超壓運行，造成的其他損傷。同時加強安全閥在線檢查、日常巡檢、年度檢查等，發(fā)現(xiàn)有腐蝕嚴重、泄漏現(xiàn)象的安全閥采取有效措施。

3 結(jié)語

RBI 技術(shù)分析在實施過程有效降低設(shè)備的開蓋率，提高大檢修計劃的有效性；同時RBI 分析項目為檢測計劃提供依據(jù)；為大修合理分配檢修費用提供了依據(jù)，提高了備件管理效率，為裝置大修設(shè)備、管線材質(zhì)升級提供依據(jù)。裝置完成第一次RBI 分析結(jié)果后，應(yīng)組織車間管理人員學習，設(shè)備管理人員學會用分析結(jié)果指導(dǎo)日常維護及裝置檢修，從而避免維護維修的盲目性，達到安全經(jīng)濟檢修的目的。RBI 的分析數(shù)據(jù)及結(jié)果不僅可以用于制定設(shè)備檢驗策略，還可以用于企業(yè)設(shè)備管理及安全管理的各個環(huán)節(jié)，發(fā)揮更大作用。

目前，國內(nèi)化工企業(yè)裝置在RBI 分析過程中所使用的評估軟件仍是依靠進口軟件技術(shù)。但是，國內(nèi)設(shè)備管理水平、管理方式與國外不盡相同，我們在推廣RBI 風險管理應(yīng)用的同時，應(yīng)組織相關(guān)科研機構(gòu)開發(fā)符合我國各類裝置的RBI 風險評估軟件，這對下一步推動RBI 應(yīng)用有著重要意義。