煉油廠水汽系統設備管道 腐蝕泄漏原因分析及對策

張米川(烏魯木齊石化公司質量安全環保處，新疆 烏魯木齊 830000)

0 引言

統計數據顯示，煉油廠水汽系統全年設備、管道堵漏作業占全廠堵漏作業量的75%，要降低日常運行靜設備檢維修量，關鍵在降低水汽系統堵漏工作量[1]。泄漏的治理需從源頭管理入手，煉油廠普遍存在幾項典型問題：水汽品質管控的指標意識差，防腐監測指標不全；蒸汽加熱設備隨運行負荷和季節變化凝結水量變化大，操作調整不及時導致水汽夾帶造成管束振動和沖蝕；夏季停用的低溫熱水和伴熱蒸汽，未按規范工藝防腐處理；循環水冷卻器在節能降耗與防腐蝕二者間形成的矛盾，造成循環水冷卻器流速不達標；冬季低溫熱的換熱器，因設計考慮加熱低溫熱水要求，夏季切換為循環水冷卻器運行，熱源介質溫度選擇較高，普遍達不到循環水冷卻器運行管理要求的溫度，造成管束易結垢腐蝕[2]。

隨著原油性質復雜化，裝置原料的性質、加工負荷與原設計之間的差距問題越來越突出。腐蝕環境和工藝運行狀況變化，使得原始設計采用的制造工藝、所選擇的材質和防腐工藝等與生產實際產生偏差，設備原設計對設備防腐考慮的局限性，造成設備的故障率高、使用壽命短，影響到設備長周期安全運行。防泄漏管理應充分識別腐蝕環境潛在的腐蝕風險，制定切實可行的制作方案，通過對設備腐蝕原因的充分研判，摸清腐蝕的根本原因，通過工藝的管控、設備制造技術手段的革新，提高設備抗腐蝕及適應腐蝕環境的能力，降低設備故障率。

1 總體思路

通過精準分析制定循環水、鍋爐水和低溫熱水等水汽技術指標，全面落實水汽管控工藝指標和日常過濾設施管理；制定停運設備設施專項管控方案，對停運的低溫熱水系統采取投加FST-HS-7041 緩蝕劑，停運的蒸汽系統管線設備采取充氮防腐形式，解決停運設備的腐蝕問題；對標40B219—2003 《石油化工裝置蒸汽疏水和疏水閥選用及配管設計技術條件》和GB/T 12712 《蒸汽供熱系統凝結水回收及蒸汽疏水閥技術管理要求》，對工藝水汽沖擊腐蝕，通過投用疏水器和測溫管理，設備運行狀況工藝模擬計算優化工藝操作，控制水汽有效分離，減緩水汽互竄帶來的設備管道振動和沖蝕問題；針對故障率高的水汽系統蒸汽發生器、循環水冷卻器、蒸汽加熱器等，根據分類管理和分級管理要求，備用設備制作時采取新工藝和新技術，以適應現場腐蝕環境達到耐腐蝕長周期運行的要求[3]。

2 實施方案

2.1 水汽指標的優化控制

按相關水汽管理技術標準，結合烏魯木齊石化公司的實際情況，對鍋爐水、中壓蒸汽和循環水指標進行優化，并制定合格率控制指標，如：調整鍋爐水磷酸鹽指標5.0～15.0 mg/L(原0.5～15.0 mg/L)，減緩鍋爐結垢和腐蝕提高鍋爐運行效率；提高發汽品質，提高汽輪機運行周期；因循環水系統各裝置不同設備實行統一供水，涉及大量奧氏體不銹鋼材質的設備，要求循環水氯含量控制0～700 mg/L(原按碳鋼執行0～750 mg/L)；對于循環水系統缺少除碳鋼以外材質的腐蝕率掛片監測，推進不銹鋼和銅合金材質腐蝕監測掛片工作，以適應循環水腐蝕監測的實際需求；針對低溫熱水水質無指標的現狀，統一全廠水質監測和查漏COD 0～30 mg/L和濁度0～50 NTU 指標，使低溫熱水水質受控，明顯減少冬季低溫熱水換熱器泄漏問題。

2.2 停運水汽系統的防腐處理

北方低溫熱系統一般在每年10 月15 日投用，于下年4 月15 日停運，每個周期有近半年多停運期，為了減少補水水耗全系統約不少于6 000 m3存水采取不排放，因系統不流動的水汽腐蝕，當投用低溫熱或蒸汽伴熱線時，產生大量管線腐蝕泄漏問題。為了解決該問題，對停運水汽系統采取因地制宜的防腐方式，蒸汽系統充氮、低溫熱水系統緩蝕劑循環，具體說明如下[4]：

緩蝕劑FST-HS-7041，外觀淡黃色至黃色液體，25 ℃時的密度1.18～1.24 g/cm3，原液的pH≥12.5，主要含亞硝酸鹽/鉬酸鹽和銅緩蝕劑等組分，已成功用于軟化水、脫鹽水和自來水供水系統中，已被證明在冷凍水和熱水系統中很有效。

煉油廠夏季三套低溫熱系統停工，四低單獨運行，為防止出現停工后低溫熱水不流動造成碳鋼水線的腐蝕現象，現準備在低溫熱停工后對低溫熱系統加緩蝕劑。由于四低裝置正在運行，建南、建北伴熱線互竄導致低溫熱水管線內存在壓力，從四低泵房凝結水箱處加注緩蝕劑，利用建南、建北低溫熱水伴熱線互竄，將緩蝕劑由建南區域運行至建北區域，達到保護設備、提高換熱效率、排除系統隱患、延長運行周期的目的。

(1)在凝結水罐頂處加藥，根據保有水量6 000 t加藥6 t；(2)加藥結束后，低溫熱系統循環5 天保證藥劑均勻；(3)加藥結束6 天后測量系統中末端取樣，若分析中亞硝酸根不到250 mg/L，提高四低循環泵的出口流量，從171 t/h 提高到300 t/h 運轉5 天；(4)根據分析指標運行第12 天再取樣做分析，若分析亞硝酸根不到250 mg/L 另增加用藥量，每差60 mg/L 增加300 kg 的用量，監測指標時亞硝酸根≥250 mg/L為合格；(5)每2 周取樣做一次壓硝酸跟的分析和總鐵分析，總鐵：0～2 mg/L 為合格，亞硝酸根≥250 mg/L 為合格，低于250 mg/L，每差60 mg/L，增加300 kg 的緩蝕劑用量，再次檢測，直至合格；(6)對各系統低熱水低點放空進行定期抽查，外觀檢查排水銹蝕物，分析水樣鐵含量，鐵離子含量均小于2.0 mg/L；安排建南和建北以及5 號大公路兩邊裝置，具有代表性的遠端低溫熱管線定點測厚點檢測，監測管線和器壁腐蝕損耗程度計算腐蝕率均小于0.1 mm/a，驗證緩蝕劑防腐效果有效性。

2.3 工藝模擬計算優化操作

開展蒸汽發生器、蒸汽加熱器以及減溫減壓器設備運行工藝模擬計算，優化操作參數，與設計對標，阻垢熱阻較大、存在明顯換熱管結垢的設備納入計劃檢修；開展蒸汽加熱器疏水閥蒸汽泄漏量計算，對蒸汽凝結水無疏水器的進行測溫調整控制閥(或手閥)流量，結合凝結水背壓控制蒸汽凝結水溫度110～140 ℃，防止過低蒸汽加熱設備內積水產生管束水錘振動，過高凝結水系統大量帶汽產生水汽沖蝕[5]。

(1)不同類型蒸汽疏水閥蒸汽泄漏量計算。

①熱靜力式蒸汽疏水閥蒸汽泄漏量計算。在0.5 MPa的蒸汽泄蒸汽疏水閥的漏汽率為30%、50%、70%、直通，在1.0 MPa 的蒸汽△t=5 ℃時，蒸汽疏水閥排W=170 kg/h。

②熱靜力蠟式蒸汽疏水閥。熱靜力蠟式蒸汽疏水閥蒸汽疏水閥的漏汽率為30%、50%、70%、直通，在0.5 MPa 的蒸汽泄漏量最大排水量200 kg/h。蒸汽疏水閥的漏汽率為30%、50%、70%、直通，在1.0 MPa的蒸汽泄漏量最大排水量約為300 kg/h。

③自由浮球式蒸汽疏水閥。自由浮球式蒸汽疏水閥蒸汽疏水閥的漏汽率為30%、50%、70%、直通，在0.5 MPa 的蒸汽泄漏量最大排水量300 kg/h。蒸汽疏水閥的漏汽率為30%、50%、70%、直通，在1.0 MPa的蒸汽泄漏量最大排水量160 kg/h。大排量蒸汽疏水閥：蒸汽疏水閥的漏汽率為50%和直通，在1.0 MPa的蒸汽泄漏量最大排水量160 kg/h。

煉油廠蒸汽加熱器凝結水有直通控制閥控制、現場手閥控制和安裝疏器3 種形式，通過不同結構形式疏水閥、不同蒸汽壓力的最大排水量，結合凝結水測溫控制，充分利用蒸汽相變潛熱，減少水帶汽沖擊產生的泄漏問題。

(2)通過閃蒸罐對流程進行模擬，對實際運行時的流量和壓力進行比對，對于進料量和壓力變化后對頁面的影響進行測算，因此需要根據流程的特點對流程進行進一 步調整優化，以此模擬作為初值，切斷或重新連接部分流股，以對模擬進行調整。通過案例研究與實際對比后發現，當調閃蒸罐整過程中，通過對來料的閃蒸罐壓力控制，可以使運行平穩，減少設備管道故障發生[6]。

2.4 水汽換熱器制作技術改進

(1) 大焦化蠟油蒸汽發生器E-108，規格型號：BKU800/1400-1.89/1.52-170-6/25-2I 管殼程均為碳鋼材質；采用釜式結構，因水汽沖擊振動造成管板管接頭開裂，通過弓形折流板上下端開90°槽，開槽高度選擇30 mm(GB/T 151—2014 《熱交換器》設計一般要求開槽高度為15 mm)，很好起到減緩水汽沖擊管板管接頭焊縫振動開裂作用，保證此臺管束安全長周期運行。

(2)40 萬噸焦化原料預處理裝置二級抽空冷卻器冷-12，規格型號：FL-800-180-25-4，原設計殼體和管束材質均為普通碳鋼。該裝置在加工西北局原油時，由于硫含量高達2.0%以上，減壓塔C-301 塔頂富含硫化氫，同時因設備設計溫度偏低存在運行超溫現象。為滿足壓力容器使用溫度和設備防腐要求，重新制作提高了設計壓力，設備殼體和管束材質采用HIC鋼(抗氫鋼)，管接頭密封焊+ 液壓脹，并對管板熱影響區進行熱處理，控制硬度小于200HB，滿足了壓力容器使用和設備防腐要求。

以上為部分技術改進實例，基于以上設備更新改造制作思路，對水汽系統換熱設備管束進行更新，對于腐蝕泄漏故障率高的冷換設備(管束)，均采取不同形式防腐手段(包括管束熱固化防腐處理)，延長設備使用壽命，保障裝置長周期安全運行[7]。

3 實施效果

通過對水汽系統進行種技術改造以及綜合應用相應的管理手段，煉油廠循環水冷卻器的故障臺次自2019 年的36 臺次，下降為2021 年的10 臺次；低溫熱水換熱器的故障率自2019 年的6 臺次，下降為2021 年的0 臺次；蒸汽發生器和蒸汽加熱器自2019 年 12 臺次，下降為2021 年3 臺次；水汽換熱器平均每年節約檢修費不少于265 萬元；水汽管線自2019 年442 處次，下降為2021 年215 處次，約85% 集中在冬季。因設備故障率減少，高風險檢維修頻次大幅度降低，保障了裝置安全生產，除了長周期運行經濟效益外，產生的安全效益也十分明顯。

按全廠檢修規格型號較多的浮頭式BES900 換熱器計，檢修工序費用包括：拆裝盲板、拆裝前后頭蓋和小浮頭、拆裝管束，管束清洗試壓堵漏(試壓3遍)、管束電渦流檢測(按15% 抽檢)、管束熱固化防腐(按管束內防腐計)等，計算如下：

單臺BES900 換熱器檢修(包括：拆裝盲板、拆裝前后頭蓋和小浮頭、拆裝管束，管束在工裝中安裝試一遍壓及堵漏，在裝置現場試2、3 遍壓及堵漏)，以及配合檢修搭拆腳手架換熱器前后頭蓋各1 處，吊車、運輸及材料產生的正常費用，全部按正常量約計21 900元[8]。

管束電渦流檢測，BES900 一般690 根列管，抽檢比例要求不少于15%，管子長度6 m，冷換設備管束電渦流檢測合同單價12.48 元/m，單臺換熱器電渦流檢測費用：690根×15%×6 m×12.48元/m=7 750.08元。

管束熱固化防腐費用，BES900 一般換熱面積220 m2，當前熱固化防腐合同價110 元/m2,單臺管束內外表面約：220 m2×110 元/m2×2=48 400 元；

一臺BES900 換熱器檢修發生費用合計：

21 900 元+7 750 元+48 400 元≈78 050 元

平均少發生41 臺換熱器檢修，共計減少發生檢維修費用：78 050 元×41 臺=3 200 050 元。

單臺次檢修發生費用約78 000 元，3 年節約檢修費不少于320 萬元。

4 結語

通過對水汽系統泄漏率高原因的分析，通過對水汽指標的優化控制、停運水汽系統的防腐處理、工藝模擬計算優化操作以及水汽換熱器制作技術革新等措施的實施，較好地滿足了裝置工藝運行及設備防腐的要求。通過設備制造監造、嚴格的技術要求和嚴控質量驗收標準，2019 年至2021 年運行工況和防腐效果有明顯改善。水汽系統管道(凝結水管線、水汽伴熱線、蒸汽管線等)泄漏堵漏量自2019 年442 處次，下降為2021 年215 處次，3 年減少動火堵漏約360 處次。設備管道在投用期間在線切出工藝處理作業，以及進行檢維修施工，高風險檢維修頻次大幅度降低，所產生的安全效益遠大于經濟效益，有力地保障裝置安全生產。