常減壓裝置基于風險的腐蝕與檢驗技術應用研究*

梁國華

(廣州工程技術職業(yè)學院，廣東 廣州 510725)

某煉廠常減壓裝置于1990年9月建成投產(chǎn)，設計原油加工能力為250萬噸/年，是按加工輕質(zhì)、高含硫原油設計的燃料、潤滑油型常減壓蒸餾裝置。裝置在設計上吸收了國內(nèi)其他常減壓裝置的優(yōu)點和結合了煉制輕質(zhì)、高含硫原油的特點，在工藝上采用常壓系統(tǒng)大(常壓塔、常壓爐)、減壓系統(tǒng)小(減壓塔、減壓爐)設計。目前裝置主要加工中東輕質(zhì)原油和伊朗南帕斯凝析原油的混合油，由于油品高硫含酸，裝置高溫下的高溫硫和環(huán)烷酸腐蝕、低溫下的濕硫化物和氯化物腐蝕給設備的安全運行帶來了較高風險，影響裝置的安穩(wěn)長滿優(yōu)運行[1-4]。

1 腐蝕機理分析

常減壓裝置共有34種物流，加工的原油含硫量1.98%，酸值約為0.27 mg/g，原油中的硫、酸、氯、氮、重金屬等雜質(zhì)及其化合物在加工過程中被分割到石油餾分中，有的直接腐蝕設備，有的在高溫、高壓、催化劑的作用下轉(zhuǎn)化各種各樣的腐蝕性物質(zhì)，并與其它化學物質(zhì)一起形成復雜多變的腐蝕環(huán)境腐蝕設備。

1.1 HCl+H2O腐蝕環(huán)境

原油中的鹽分加熱時水解產(chǎn)生鹽酸腐蝕鋼材。此腐蝕在原油進裝置換熱時開始發(fā)生，對換熱器及電脫鹽罐造成腐蝕，該類型腐蝕多發(fā)生在電脫鹽系統(tǒng)。

1.2 HCl+H2S+H2O 腐蝕環(huán)境

低溫HCl+H2S+H2O主要發(fā)生部位在常壓塔上部五層塔盤、塔體及部分揮發(fā)線、塔頂冷凝系統(tǒng)以及減壓塔部分揮發(fā)線和冷凝冷卻系統(tǒng)。一般氣相腐蝕較輕，液相腐蝕較重，尤以氣液兩相轉(zhuǎn)變部位即露點部位最為嚴重。腐蝕形態(tài)為碳鋼的均勻腐蝕和Cr13的點蝕以及奧氏體不銹鋼的應力腐蝕開裂[5]。由于常壓塔、減壓塔塔頂材質(zhì)均為20g+0Cr13，塔體頂部出現(xiàn)點蝕；冷凝系統(tǒng)為碳鋼材料，處于HCl+H2S+H2O腐蝕環(huán)境，冷凝器腐蝕嚴重。

1.3 氯化氨腐蝕

在塔頂五層塔盤以上到冷凝器下游，有氯化氨鹽的結晶和腐蝕。干態(tài)的氯化氨鹽不腐蝕，但容易吸濕形成低pH環(huán)境，造成設備和管道腐蝕。

1.4 高溫硫與環(huán)烷酸腐蝕環(huán)境

碳鋼在溫度大于204 ℃時，介質(zhì)中的活性流和環(huán)烷酸與金屬發(fā)生反應，腐蝕金屬。高溫硫的腐蝕出現(xiàn)在裝置中與其接觸的各部位，而高溫環(huán)烷酸發(fā)生于液相，如果氣液中沒有凝液產(chǎn)生則腐蝕很小，但在氣液混相區(qū)或是高流速沖刷及產(chǎn)生渦流區(qū)腐蝕將加劇[5]。高溫硫與環(huán)烷酸腐蝕主要發(fā)生部位在常壓塔、減壓塔及側線高溫部位。

1.5 H2S+H2O濕硫化氫腐蝕

溫度120 ℃以下，含硫化氫水溶液的部位有均勻腐蝕及HB/HIC/SOHIC/SSCC腐蝕機理，其影響因素與材料、環(huán)境有關及應力水平，材料因素包括組織、硬度、含硫量等，環(huán)境因素包括硫化氫濃度、pH值、溫度等[5]。主要發(fā)生在塔頂?shù)姆忠汗藓蛡染€冷卻器和下游管線的低點部位。

1.6 保溫層下腐蝕

120 ℃以下碳鋼材料如果保溫結構損壞，水侵入穿透保溫層引起設備和管道表面腐蝕。

1.7 其他腐蝕機理

裝置中其它腐蝕機理主要有循環(huán)水腐蝕、大氣腐蝕和埋地管道土壤腐蝕等。

2 裝置風險分析

按照石化裝置定量風險評估規(guī)則，為了便于評價及認識，將裝置按照工藝功能區(qū)劃分為電脫鹽系統(tǒng)、初餾系統(tǒng)、常壓系統(tǒng)和減壓系統(tǒng)等四個工段。

2.1 風險分布

運用RB.eye軟件，對裝置120臺設備和149條管道進行了詳細的定量風險評估，設備和管道風險矩陣分別見圖1、圖2所示。

由圖1可知，高風險設備2臺，占比1.7%；中高風險設備56臺，占比46.7%。由圖2可知，高風險管道2條，占比1.3%；中高風險管道31條，占比20.8%。由定量風險評估結果顯示，中高風險以上設備和管道占比不高，裝置整體風險水平較低，處于風險可接受水平。

圖1 設備風險矩陣

圖2 管道風險矩陣

2.2 高風險設備和管道原因分析

裝置中高風險以上設備和管道主要集中在常壓系統(tǒng)和減壓系統(tǒng)，表1和表2分別為設備和管道高風險排序及原因分析。

表1 設備高風險排序及原因分析

表2 管道高風險排序及原因分析

2.3 設備定量風險分析舉例

通過RBI定量風險評估，裝置中高風險以上設備共有58臺、管道共有33條。下面以高風險設備渣油拔頭油換熱器E1301A為例進行定量風險分析。渣油拔頭油換熱器E1302A由撫順機械廠制造，管箱和殼體材質(zhì)為16MnR，換熱管材質(zhì)為1Cr18Ni9Ti，存在的腐蝕性物質(zhì)主要有：Cl-、H2S、H2O和硫化物(RSH)等物質(zhì)，為了掌握換熱器E1301A各部件的風險情況，將換熱器分為殼程、管箱、管程等三個部件分別評估。

2.3.1 殼 程

運用RB.eye軟件對殼程進行風險計算，殼程主要失效機理是高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕減薄，其腐蝕減薄速率為1.016 mm/yrs。換熱器E1302A殼程腐蝕計算情況如圖3所示；風險評估等級為5D，處于高風險區(qū)域，詳見圖4。

圖3 渣油拔頭油換熱器E1302A殼程腐蝕計算情況

圖4 渣油拔頭油換熱器E1302A殼程風險計算情況

2.3.2 管 箱

運用RB.eye軟件對管箱進行風險計算，管箱主要失效機理是高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕減薄，其腐蝕減薄速率為0.1778 mm/yrs。管箱腐蝕計算情況如圖5所示；風險等級為4A，處于中風險區(qū)域，詳見圖6。

圖5 渣油拔頭油換熱器E1302A管箱腐蝕計算情況

2.3.3 管 程

運用RB.eye軟件對管程進行風險計算，管程主要失效機理是高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕減薄，其腐蝕減薄速率為0.0508 mm/yrs，換熱器管程腐蝕計算情況如圖7所示；風險等級為3A，處于低風險區(qū)域，詳見圖8。

圖7 渣油拔頭油換熱器E1302A管程腐蝕計算情況

圖8 渣油拔頭油換熱器E1302A管程風險計算情況

從渣油拔頭油換熱器E1302A各部件風險評估結果可知，換熱器風險主要存在于殼程，因此日常巡檢、維護和檢驗需重點關注。由于殼體材質(zhì)為16MnR，在300 ℃左右環(huán)境下，主要失效機理是高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕減薄，采用材質(zhì)升級是解決問題的關鍵。為降低其風險，換熱器殼體可采用內(nèi)襯13%Cr(410S)材質(zhì)。

3 檢驗策略

3.1 檢驗周期制定原則

通過定量風險評估的結果，結合設備的使用情況、設備剩余使用壽命等來確定下一個檢驗周期，并依據(jù)《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》(TSG21-2016)檢驗周期最長不超過壓力容器剩余使用壽命的一半，且不超過9年的規(guī)定來調(diào)整設備的檢驗周期[6]。

另外，對于上次檢驗中發(fā)現(xiàn)問題的設備和管道，還應根據(jù)問題的嚴重程度，對上述原則確定的檢驗周期做適當?shù)恼{(diào)整。

3.2 設備開蓋原則

通過風險評估結果、設備使用情況、歷史檢驗情況，確定設備是否需要開蓋檢驗原則。

(1)在能開蓋或能進入內(nèi)部檢驗的情況下，高風險設備一般需開蓋進行內(nèi)部檢驗；低風險設備一般不需開蓋檢驗。

(2)中高風險、中風險設備視失效概率等級，失效概率等級為1、2，如果無內(nèi)壁應力腐蝕開裂或局部腐蝕機理的，一般可不開蓋檢驗；失效概率等級為3的，視設備具體情況而定是否需要開蓋檢驗；失效概率為4或5的，通常應安排開蓋檢驗。

(3)根據(jù)工藝需要如更換催化劑、工藝變更、設備改造或操作時有異常情況的，通常應開蓋檢驗；對內(nèi)部有特殊介質(zhì)，開蓋后反而會造成腐蝕的設備可不開蓋，但應增加針對內(nèi)壁可能存在的腐蝕機理有效的檢驗手段。

(4)根據(jù)裝置管理人員的經(jīng)驗、裝置多年的運行情況與歷次檢驗的情況，認為有必要的均應開蓋檢驗。

(5)對于首檢裝置，能開蓋的設備，均應進行一次開蓋檢驗。

基于上述原則，通過常減壓裝置風險評估的結果，結合設備和管道的使用情況、風險狀況及損傷機理分布狀況，優(yōu)化設備和管道檢驗策略，使檢驗計劃和檢驗方案更具針對性和可靠性；分析確定了設備開蓋清單，開蓋率為89.2%，降低了設備的開蓋比例，減少裝置修理費用，縮短檢驗、維修時間。

4 結 論

基于風險的檢驗技術是一種追求系統(tǒng)安全性與經(jīng)濟性統(tǒng)一的理念與方法，是針對承壓設備進行腐蝕、耐壓分析的設備風險評價。它的一大顯著優(yōu)點是能很好的將腐蝕機制的工程知識和檢測學科結合起來。常減壓裝置通過基于風險的腐蝕與檢驗的應用，對裝置中固有或潛在危險發(fā)生的可能性與后果進行科學分析的基礎上，得到風險排序，找出腐蝕薄弱環(huán)節(jié)，在保證設備安全運行的前提下減少設備開蓋率和減少維修時間，降低裝置修理費用和運行風險，達到裝置安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定、長周期運行的目的。