二蒸餾裝置渣油管線失效原因分析

李衛江

(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，管線內應力超出許用應力，導致管線發生韌性撕裂，同時限流孔板引起的偏流沖刷導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。為了適應加工劣質原油的需要，以加工原油硫質量分數為0.5%，酸值0.7 mgKOH/g為設計依據，對二蒸餾裝置操作溫度240℃以上管線、設備進行材質升級。通過材質升級前與后腐蝕速率對比看到，材質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，達到了預期效果。

減底渣油線 失效原因分析 材質升級

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，原油加工能力3 Mt/a，按加工大慶原油設計，主要設備管道的材質均為碳鋼。2005年后，管輸大慶原油中摻煉冀東原油的比例提高到40%，加工原油的硫質量分數升高到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日分熱油泵房內減底泵出口渣油線限流孔板后的管段發生失效開裂，致使高溫渣油外泄。為了科學合理地確定管線的失效原因，杜絕類似事故的發生，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，管線材質為20號鋼;規格為273 mm×8 mm;設計壓力為4.0 MPa;操作壓力1.8 MPa;設計溫度為400℃;操作溫度為380℃;介質為減底渣油，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現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。相關分析表明失效管件的組織均為鐵素體加珠光體，組織結構正常，表明材料經過多年的使用未見明顯腐蝕［1］。

2.4 流態模擬

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各處的流態分布可知:由于限流孔板的設置導致在其下游存在流體增速區，增速區域內流速大幅增加。現場檢查失效管段上的孔板內表面時發現孔板下游側有一區域上有不規則的油痕顯示。

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關系，不能排除由于某種原因導致限流孔板后的流體發生偏流，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、設備的腐蝕。失效管段發生以下兩種損傷:

(1)硫化物的腐蝕:硫化物腐蝕通常是一種內部均勻腐蝕的形式，發生在240～480℃，它往往和油品中的環烷酸一起產生腐蝕，環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，不可避免地會發生高溫硫化物的腐蝕。

(2)環烷酸的腐蝕:環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別的一個重要標志。爆口部位內表面包括起爆點附近宏觀檢查并未發現環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烷酸的含量，原油酸值大于0.5 mgKOH/g時即能引起設備的腐蝕。由于沒有減底渣油的酸值數據，但從脫前原油酸度測試的結果，可知減底渣油的酸值不會超過0.5 mgKOH/g，說明減底渣油線發生高溫環烷酸腐的可能性不大。

2.6 失效分析

(1)失效管段發生開裂是由于介質內的硫等雜質形成的高溫硫化物導致的腐蝕壁厚減薄;

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

(3)由于某種原因造成的介質流態產生偏轉使得局部的腐蝕減薄加劇，當剩余壁厚無法承受內壓等載荷的作用時，發生韌性撕裂，導致高溫渣油外泄事故。

3 高溫部位材質升級

為了適應原油劣質化，2009年10月，二蒸餾裝置以加工原油硫質量分數為0.5%，酸值為0.7 mgKOH/g為設計依據，對操作溫度240℃以上設備、管線進行材質升級［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2根采用TP 321;輻射段管材升級為TP321，但每路輻射管倒數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

依據低溫露點腐蝕和高溫環烷酸腐蝕兩種不同腐蝕情況，確定塔類設備材質升級方案，升級方案見表2。

表2 塔類設備材質升級方案Table 2 Tower class equipment material quality promotion plan

3.3 冷換設備

渣油一次換熱器換128/1-8整臺更換，封頭和殼體選用復合板(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全部升級，減底渣油線材質升級為316L。

4 材質升級效果

二蒸餾裝置目前腐蝕監測手段主要采取定點測厚監測和在線腐蝕監測系統。利用在線監測系統數據，對材質升級的效果加以分析，其數據見表3。2009年(材質升級前)與2010年(材質升級后)的腐蝕速率對比，可以看出材質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;其它材質升級管線的腐蝕速率也有兩個數量級的降幅。

表3 腐蝕在線監測系統數據對比Table 3 Comparison of the data-line corrosion monitoring system

5 結語

二蒸餾裝置渣油管線失效原因是原油劣質化情況下渣油線材質不能滿足使用要求，管線腐蝕減薄，管線內應力超出許用應力，導致發生韌性撕裂，同時限流孔板引起的偏流沖刷導致了嚴重的局部腐蝕。通過對材質升級前后腐蝕在線系統數據的對比分析，可以看出材質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。

李衛江，1997年畢業于撫順石油學院，工程師，現在公司煉油三廠運行保障部工作。E-mail:liweijiangl@sina.com。

(編輯 寇岱清)