延迟焦化装置焦炭塔急冷油管线腐蚀原因分析

赵 权

(中国石化北海炼化有限责任公司，广西 北海 536000)



延迟焦化装置焦炭塔急冷油管线腐蚀原因分析

赵 权

(中国石化北海炼化有限责任公司，广西 北海 536000)

延迟焦化装置焦炭塔塔顶急冷油注入管线出现严重腐蚀减薄现象(最薄处2.0 mm)。从工艺环境、腐蚀机理和管线选材等方面进行了原因分析，认为腐蚀原因是由于工艺控制不当、选材设防不足造成高温硫腐蚀，引起管线严重减薄泄漏。针对腐蚀泄漏问题提出了材质升级、工艺控制和腐蚀监控等整改措施。

急冷油管线 高温 腐蚀 减薄

延迟焦化装置焦炭塔为装置高风险设备，在焦炭塔顶部有各种助剂线、急冷油线、溢流线、油气线和放空线等。静密封点多，温度高，冷热应变频繁，泄漏的油品易引发火灾。近年来发生不少焦炭塔顶部着火事故就与急冷油线泄漏有关，严重影响装置的安全生产。

1 设备工况及运行现状

某炼化企业延迟焦化装置于2010年3月28日开工建设，2012年1月1日投产，以常减压蒸馏装置生产的减压渣油及催化裂化装置生产的催化油浆为原料进行二次加工，处理能力为1.2 Mt/a。装置设计采用“一炉两塔”，设计循环比0.3，设计生焦周期24 h，操作弹性为60%～110%，截至2015年2月装置的设备和管线使用状况良好。

2 腐蚀状况

2015年3月19日巡检发现焦炭塔T101B急冷油线第四分支管DN80管弯头处有油气泄漏(见图1)。

图1 急冷油线弯头泄漏情况

将急冷油切出系统,对管线进行吹扫，吹扫置换后，对急冷油管线漏点处进行测厚，发现管壁严重减薄，原壁厚7.5 mm，最薄处2.0 mm。随后对整个注入系统管线进行测厚普查，发现该系统管线壁厚普遍减薄。对漏点部位的弯头进行更换，旧弯头剖管(见图2)确认测厚数据属实。

图2 泄漏的弯头剖开情况

3 原因分析

3.1 管线设计条件

焦炭塔塔顶油气温度通过向塔内注入急冷油来控制，急冷油选用焦化自产的蜡油(组分见表1)，温度为170 ℃，设计流量为20 t/h，压力0.40 MPa。因为经过技改增加了污油回炼流程，所以急冷油实际注入量在15 t/h左右;焦炭塔顶温度420 ℃，塔顶压力0.20 MPa。急冷油管线分布见图3。

表1 急冷油组分

每一个塔的急冷油分4路注入，其中3根为DN40厚度5.0 mm管子(图3中第一分支至第三分支)，1根DN80厚度7.5 mm管子(图3中第四分支)。其中第一分支靠近总管来料方向，其余依次远离总管来料方向，至进塔隔断阀前管线材质为20号钢，隔断阀后管线材质为12Cr5Mo(图3中第四分支)。

图3 急冷油管线分布示意

3.2 数据收集

鉴于管壁减薄严重，对急冷油线壁厚进行测厚普查，并在正常生产时对管线进行测温，管线温度及测厚值分布情况见图4和图5。

图4 管线温度分布

从图4可以看出，在急冷油量为15 t/h时，测温发现第四分支管和第三分支管温度超高，第四分支管温度达384 ℃;在急冷油量为6 t/h时，测温发现第四分支管和第三分支管、第二分支管温度超高，第四分支管温度达387 ℃。在急冷油来料方向上，靠近总管的分支管温度正常，远离总管的分支管温度高，已超温；小管径分支管温度低，大管径分支管温度高。分析表明，在急冷油注入量低时，部分管线内未充满急冷油，远离总管的分支管内急冷油流量小，大管径的分支管内急冷油流量小。各分支管壁温度分布与管内急冷油的流量有着直接关系，在流量不足的情况下，管内气相空间有焦炭塔顶高温油气(420 ℃)串入，使管线的实际使用温度超出设计温度，由于管线正常工作状态下存在外保温，管线实际使用温度未能得到监控。

图5 管线测厚分布

从图5可以看出，在同样使用年限下，在充满急冷油、管壁温度低的管线部位(第一分支和第二分支)，壁厚未见明显减薄；未充满急冷油、管壁温度高的管线部位(第三分支和第四分支)，壁厚减薄严重，且管壁温度越高壁厚减薄量越大；减薄部位与温度分布有直接关系，结合介质的特性，表现为典型的高温硫腐蚀[1]。

3.3 分析结果

分析认为,管线壁厚减薄泄漏主要原因为：急冷油选用焦化自产蜡油，此处管线设计的操作温度为170 ℃,管线设计选材为20号钢，但在实际操作过程中，部分管线长期处于高温油气(380 ℃)工况，形成高温硫腐蚀，导致管线内壁严重减薄。

4 整改措施

(1)工艺上控制急冷油的注入量，确保各分支管内流体充满。通过管道外壁测温确认管线的运行状况；因急冷油注入量与控制塔顶温度有直接关系，所以急冷油的注入量一般无法做到准确控制。

(2)对该部位管线材质进行升级。将20号钢升级为12Cr5Mo，根据标准SH/T 3096—2012《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》更换腐蚀严重部位的管子。

(3)关闭急冷油第四分支管隔断阀，因为该管并没有发挥原有作用，注急冷油进塔，反而将塔顶高温油气导入急冷油管线，造成管线严重腐蚀。

(4)增加隔断总阀和分支隔断阀之间急冷油管线定点测厚。

5 结 论

(1)急冷油流量偏低造成高温油气进入急冷油管线，靠近焦炭塔的急冷油管线实际操作温度远大于设计温度。

(2)管道泄漏的直接原因是高温硫腐蚀导致的壁厚减薄。

[1] 刘治,李顺龙,余存烨,等.延迟焦化高温高硫油气管线失效分析[J].石油化工腐蚀与防护,2005，22(2):14.

(编辑 寇岱清)

Cause Analysis of Corrosion in Quench Oil Pipeline of Delayed Coking Tower

ZhaoQuan

(SINOPECBeihaiPetrochemicalCo.,Ltd.,Beihai536000,China)

Serious corrosion thinning (thinnest 2.0 mm) occurred in the quench oil injection pipeline of coke tower in delayed coking unit. Process environment, corrosion mechanism and pipeline material selection were studied. The corrosion was caused by pipeline leakage resulted from high-temperature sulfur corrosion due to improper process controlling and material selection. Improvement measures, such as material upgrading, process controlling and corrosion monitoring, were put forward to reduce corrosion leakage.

quench oil pipeline, high temperature, corrosion, thinning

2016-10-25；修改稿收到日期：2017-03-23。

赵权(1984—)，本科，毕业于长江大学过程装备与控制工程专业，现从事石油化工设备管理工作。E-mail:ciasisf@163.com