蒸餾常壓爐出口管線泄漏分析與對(duì)策

1、1#蒸餾常壓爐出口管線泄漏分析與對(duì)策,茅柳柳 張蔚 沈紅杰二○一○年十一月,一、概述,2009年1月14日1＃蒸餾1＃常壓爐1#出口管線腐蝕減薄泄漏，并發(fā)生火警。事后對(duì)4臺(tái)加熱爐相同部位進(jìn)行檢測。對(duì)壁厚小于4mm部位進(jìn)行包焊處理，對(duì)壁厚4mm以上存在減薄的部位在運(yùn)行時(shí)進(jìn)行監(jiān)控。,,,,泄漏處為箭頭所指平臺(tái)外側(cè),圖1、泄漏部位,,,,圖2、漏點(diǎn)周圍測厚情況,對(duì) 4臺(tái)加熱爐相似部位進(jìn)行測厚,二、全面檢測,1.常壓爐出口管線泄漏發(fā)生后，

2、先對(duì)爐區(qū)高溫管線進(jìn)行較全面的測厚，測點(diǎn)337個(gè)。 2. 對(duì)減渣線全流程、常底、減四線、減五線泵出口等部位進(jìn)行檢測，測量部位為以上管線的彎頭、大小頭和三通，測點(diǎn)約730點(diǎn)。 3. 對(duì)常頂流程、常二中、常三、常三中、減二中等管線進(jìn)行檢測，檢測比例為10-60%的彎頭、三通、大小頭，測點(diǎn)約1000點(diǎn)。 根據(jù)檢測結(jié)果，裝置內(nèi)共28處高溫部位列入月度監(jiān)控。,三、爐出口泄漏分析,泄漏事故發(fā)生后，2天內(nèi)對(duì)爐區(qū)高溫管線進(jìn)行較全面的測厚，與歷

3、年（04年5月、06年6月）檢修測厚對(duì)比分析，06年與04年測厚數(shù)據(jù)沒有明顯減薄，09年1月與06年6月相比，有五處明顯減薄，如表1 。,表1、本周期腐蝕速率,一般碳鋼管線使用腐蝕速率應(yīng)小于0.2 mm/a,,1#蒸餾裝置設(shè)計(jì)加工大慶油，工藝控制原油性質(zhì)中硫含量≦0.25%，酸值≦0.25mgKOH/g。但是加工油種變化多，有大量原油混煉，存在混合不均等情況，存在短時(shí)加工原油硫、酸值超出設(shè)計(jì)指標(biāo)的情況發(fā)生。 2008年加

4、工原油酸值最高為8月加工西江、薩里爾、貝萊納克、文昌6：1：1：2時(shí)的0.27mgKOH/g，另有6、9月加工卡賓達(dá)時(shí)酸值為0.26 mgKOH/g，2007年加工尼爾油時(shí)酸值超標(biāo)。,,08年11月中到12月初曾經(jīng)摻煉阿曼油，原油分析數(shù)據(jù)如表2，含硫量超標(biāo)。,表2、摻煉阿曼油時(shí)測得原油數(shù)據(jù),,在工業(yè)試驗(yàn)開始階段腐蝕速率在線監(jiān)測系統(tǒng)測得較明顯的腐蝕速率上升，數(shù)據(jù)見表3：,表3、各探針階段腐蝕速率(mm/a),,在工業(yè)試驗(yàn)前后，對(duì)1#蒸餾(

5、11/10和12/3)各進(jìn)行了一次測厚，除減六線外，共發(fā)現(xiàn)33個(gè)減薄點(diǎn)，高溫部位的最高階段腐蝕速率為1.57mm/a，遠(yuǎn)超碳鋼管線安全使用指標(biāo)(≦0.2mm/a)。,,據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)(1#蒸餾未每天在原油入口處采樣分析)，06年檢修開工至今，累計(jì)裝置加工原油超標(biāo)時(shí)間約為60天。加工油品有11種，按不同混合配比有三十多種，部分加工情況如表4。結(jié)合檢修時(shí)檢測數(shù)據(jù)(表1)綜合匯總分析，可以看出本生產(chǎn)周期中管線減薄明顯快于上周期，這與加工原油性質(zhì)

6、多變、混煉不均造成原油硫酸值間歇性超標(biāo)直接相關(guān)。,,表4、加工原油Lims部分?jǐn)?shù)據(jù)（08.6-09.1）,,常壓爐出口管系為碳鋼，于1996年5月投用至今，因此本次泄漏應(yīng)為長期使用，特別最近一個(gè)運(yùn)行周期原油劣化，高溫部位硫、酸腐蝕增加，介質(zhì)沖刷造成管線局部減薄所致。,四、日常定點(diǎn)測厚情況,隨著裝置加工油品的劣化(06、07年加工油品部分超標(biāo))，測點(diǎn)由最初的9個(gè)部位發(fā)展到2008年的286點(diǎn)，每季度測量一次。在2008年11～12月?lián)綗挵?/p>

7、曼油工業(yè)試驗(yàn)時(shí)測點(diǎn)又增加到403點(diǎn)，測點(diǎn)范圍基本覆蓋了裝置高低溫管線和設(shè)備本體的關(guān)鍵位置。,定點(diǎn)測厚的成果：1.減六線(碳鋼)因使用時(shí)間長，近年受高溫硫、酸腐蝕影響，壁厚有多處明顯減薄 。2. 換熱器E1/11前第4只彎頭測點(diǎn)5從3月份到11月份減薄0.4mm，厚度為2.7mm，存在安全隱患 。3.泵40-1出口大小頭上直管段明顯減薄，從更換下來的管段看，壁厚已不足2mm，管線為均勻腐蝕，未見明顯凹坑、溝槽，也無介質(zhì)流沖刷的痕跡，

8、應(yīng)以高溫硫腐蝕為主(見圖3)。,,圖3 泵40-1出口更換下的管段,五、對(duì)策與建議,1.加強(qiáng)原油進(jìn)裝置控制 2.做好定點(diǎn)測厚和檢測 3.做好化學(xué)分析監(jiān)測 4.結(jié)合裝置檢修，做好材質(zhì)升級(jí)和防腐措施,1.加強(qiáng)原油進(jìn)裝置控制 1）總硫和酸值低于設(shè)計(jì)指標(biāo)并不代表該原油的腐蝕性就肯定低，與腐蝕相關(guān)的是腐蝕性硫和環(huán)烷酸的含量，以及它們相互間的比例。2）原油混煉后，總硫和酸值低于設(shè)計(jì)指標(biāo)往往掩蓋了由于混合不均造成的局部間歇性劣質(zhì)原油對(duì)設(shè)備管

9、道的傷害。3）目前原油進(jìn)裝置硫、酸情況由調(diào)度通知不定期進(jìn)行分析，對(duì)原料的變化情況了解不多。應(yīng)加強(qiáng)原料分析，做好常用原油的評(píng)價(jià)。,2.做好定點(diǎn)測厚和檢測 1）開展腐蝕速率監(jiān)測工作以來，事業(yè)部已避免了多次事故。目前測厚采用人工方式，儀器本身精度為±0.1mm，探頭直徑10mm，面對(duì)裝置上萬米大小不等的管線，測厚工作不可避免存在誤差、疏漏，特別是高溫測厚，定點(diǎn)測厚不能代替全面檢測與檢查。同時(shí)受介質(zhì)性質(zhì)變化、介質(zhì)流動(dòng)狀態(tài)變化、加工

10、量變化等因素的影響，減薄部位很難準(zhǔn)確定位，依靠一個(gè)小的探頭就把所有減薄點(diǎn)都檢測出來是不現(xiàn)實(shí)的。,2）本次泄漏的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)值得認(rèn)真分析思考， 08年12月1#蒸餾的加強(qiáng)檢測較多地依賴了03-04年3#蒸餾高溫部位腐蝕減薄檢測的經(jīng)驗(yàn)，事實(shí)證明，盡管2套裝置材質(zhì)、加工原油變化情況類似，但腐蝕減薄位置不同(泄漏后檢測出的薄弱部位規(guī)律也不明顯)，因此加強(qiáng)檢測雖然抓對(duì)了流程，也找到了薄弱位置，避免了減六線的泄漏，但沒能找到常壓爐出口管線的最薄位置，未

11、能避免1.14火警的發(fā)生。,如何提高定點(diǎn)測厚的有效性？,3）加強(qiáng)設(shè)備的安全監(jiān)督管理，特別對(duì)處于高溫、高壓的設(shè)備和高速介質(zhì)沖刷、具有腐蝕介質(zhì)的苛刻部位的管線、彎頭以及使用年限較長的設(shè)備要完善應(yīng)急預(yù)案，加強(qiáng)巡檢和檢測，及時(shí)發(fā)現(xiàn)和消除設(shè)備隱患。擬投入費(fèi)用開展不拆保溫的檢測、每年對(duì)裝置進(jìn)行一次較全面的檢測，檢測可采用超聲波測厚，也可引進(jìn)技術(shù)進(jìn)行CT掃描等。腐蝕監(jiān)測必須結(jié)合多種方法手段，綜合考慮。,3.做好化學(xué)分析監(jiān)測 化學(xué)分析對(duì)腐蝕監(jiān)測有重要

12、意義，從Lims上查詢，與1#蒸餾相關(guān)的原油、側(cè)線腐蝕方面的信息非常少。建議：1）增加脫后原油(或進(jìn)裝置原油)硫、酸值分析每天一次。2）增加脫后原油(或進(jìn)裝置原油)、常五線、常底、減四、 減五、減六、減渣硫、酸值、鐵離子、鎳離子分析， 每周一次。3）三頂水分析不合格時(shí)，應(yīng)調(diào)整操作后加樣分析直至合 格。,4.結(jié)合裝置檢修，做好材質(zhì)升級(jí)和防腐措施 面對(duì)目前國際原油市場的變化，事業(yè)部基建、改建裝置防