炼油厂水汽系统设备管道 腐蚀泄漏原因分析及对策

张米川(乌鲁木齐石化公司质量安全环保处，新疆 乌鲁木齐 830000)

0 引言

统计数据显示，炼油厂水汽系统全年设备、管道堵漏作业占全厂堵漏作业量的75%，要降低日常运行静设备检维修量，关键在降低水汽系统堵漏工作量[1]。泄漏的治理需从源头管理入手，炼油厂普遍存在几项典型问题：水汽品质管控的指标意识差，防腐监测指标不全；蒸汽加热设备随运行负荷和季节变化凝结水量变化大，操作调整不及时导致水汽夹带造成管束振动和冲蚀；夏季停用的低温热水和伴热蒸汽，未按规范工艺防腐处理；循环水冷却器在节能降耗与防腐蚀二者间形成的矛盾，造成循环水冷却器流速不达标；冬季低温热的换热器，因设计考虑加热低温热水要求，夏季切换为循环水冷却器运行，热源介质温度选择较高，普遍达不到循环水冷却器运行管理要求的温度，造成管束易结垢腐蚀[2]。

随着原油性质复杂化，装置原料的性质、加工负荷与原设计之间的差距问题越来越突出。腐蚀环境和工艺运行状况变化，使得原始设计采用的制造工艺、所选择的材质和防腐工艺等与生产实际产生偏差，设备原设计对设备防腐考虑的局限性，造成设备的故障率高、使用寿命短，影响到设备长周期安全运行。防泄漏管理应充分识别腐蚀环境潜在的腐蚀风险，制定切实可行的制作方案，通过对设备腐蚀原因的充分研判，摸清腐蚀的根本原因，通过工艺的管控、设备制造技术手段的革新，提高设备抗腐蚀及适应腐蚀环境的能力，降低设备故障率。

1 总体思路

通过精准分析制定循环水、锅炉水和低温热水等水汽技术指标，全面落实水汽管控工艺指标和日常过滤设施管理；制定停运设备设施专项管控方案，对停运的低温热水系统采取投加FST-HS-7041 缓蚀剂，停运的蒸汽系统管线设备采取充氮防腐形式，解决停运设备的腐蚀问题；对标40B219—2003 《石油化工装置蒸汽疏水和疏水阀选用及配管设计技术条件》和GB/T 12712 《蒸汽供热系统凝结水回收及蒸汽疏水阀技术管理要求》，对工艺水汽冲击腐蚀，通过投用疏水器和测温管理，设备运行状况工艺模拟计算优化工艺操作，控制水汽有效分离，减缓水汽互窜带来的设备管道振动和冲蚀问题；针对故障率高的水汽系统蒸汽发生器、循环水冷却器、蒸汽加热器等，根据分类管理和分级管理要求，备用设备制作时采取新工艺和新技术，以适应现场腐蚀环境达到耐腐蚀长周期运行的要求[3]。

2 实施方案

2.1 水汽指标的优化控制

按相关水汽管理技术标准，结合乌鲁木齐石化公司的实际情况，对锅炉水、中压蒸汽和循环水指标进行优化，并制定合格率控制指标，如：调整锅炉水磷酸盐指标5.0～15.0 mg/L(原0.5～15.0 mg/L)，减缓锅炉结垢和腐蚀提高锅炉运行效率；提高发汽品质，提高汽轮机运行周期；因循环水系统各装置不同设备实行统一供水，涉及大量奥氏体不锈钢材质的设备，要求循环水氯含量控制0～700 mg/L(原按碳钢执行0～750 mg/L)；对于循环水系统缺少除碳钢以外材质的腐蚀率挂片监测，推进不锈钢和铜合金材质腐蚀监测挂片工作，以适应循环水腐蚀监测的实际需求；针对低温热水水质无指标的现状，统一全厂水质监测和查漏COD 0～30 mg/L和浊度0～50 NTU 指标，使低温热水水质受控，明显减少冬季低温热水换热器泄漏问题。

2.2 停运水汽系统的防腐处理

北方低温热系统一般在每年10 月15 日投用，于下年4 月15 日停运，每个周期有近半年多停运期，为了减少补水水耗全系统约不少于6 000 m3存水采取不排放，因系统不流动的水汽腐蚀，当投用低温热或蒸汽伴热线时，产生大量管线腐蚀泄漏问题。为了解决该问题，对停运水汽系统采取因地制宜的防腐方式，蒸汽系统充氮、低温热水系统缓蚀剂循环，具体说明如下[4]：

缓蚀剂FST-HS-7041，外观淡黄色至黄色液体，25 ℃时的密度1.18～1.24 g/cm3，原液的pH≥12.5，主要含亚硝酸盐/钼酸盐和铜缓蚀剂等组分，已成功用于软化水、脱盐水和自来水供水系统中，已被证明在冷冻水和热水系统中很有效。

炼油厂夏季三套低温热系统停工，四低单独运行，为防止出现停工后低温热水不流动造成碳钢水线的腐蚀现象，现准备在低温热停工后对低温热系统加缓蚀剂。由于四低装置正在运行，建南、建北伴热线互窜导致低温热水管线内存在压力，从四低泵房凝结水箱处加注缓蚀剂，利用建南、建北低温热水伴热线互窜，将缓蚀剂由建南区域运行至建北区域，达到保护设备、提高换热效率、排除系统隐患、延长运行周期的目的。

(1)在凝结水罐顶处加药，根据保有水量6 000 t加药6 t；(2)加药结束后，低温热系统循环5 天保证药剂均匀；(3)加药结束6 天后测量系统中末端取样，若分析中亚硝酸根不到250 mg/L，提高四低循环泵的出口流量，从171 t/h 提高到300 t/h 运转5 天；(4)根据分析指标运行第12 天再取样做分析，若分析亚硝酸根不到250 mg/L 另增加用药量，每差60 mg/L 增加300 kg 的用量，监测指标时亚硝酸根≥250 mg/L为合格；(5)每2 周取样做一次压硝酸跟的分析和总铁分析，总铁：0～2 mg/L 为合格，亚硝酸根≥250 mg/L 为合格，低于250 mg/L，每差60 mg/L，增加300 kg 的缓蚀剂用量，再次检测，直至合格；(6)对各系统低热水低点放空进行定期抽查，外观检查排水锈蚀物，分析水样铁含量，铁离子含量均小于2.0 mg/L；安排建南和建北以及5 号大公路两边装置，具有代表性的远端低温热管线定点测厚点检测，监测管线和器壁腐蚀损耗程度计算腐蚀率均小于0.1 mm/a，验证缓蚀剂防腐效果有效性。

2.3 工艺模拟计算优化操作

开展蒸汽发生器、蒸汽加热器以及减温减压器设备运行工艺模拟计算，优化操作参数，与设计对标，阻垢热阻较大、存在明显换热管结垢的设备纳入计划检修；开展蒸汽加热器疏水阀蒸汽泄漏量计算，对蒸汽凝结水无疏水器的进行测温调整控制阀(或手阀)流量，结合凝结水背压控制蒸汽凝结水温度110～140 ℃，防止过低蒸汽加热设备内积水产生管束水锤振动，过高凝结水系统大量带汽产生水汽冲蚀[5]。

(1)不同类型蒸汽疏水阀蒸汽泄漏量计算。

①热静力式蒸汽疏水阀蒸汽泄漏量计算。在0.5 MPa的蒸汽泄蒸汽疏水阀的漏汽率为30%、50%、70%、直通，在1.0 MPa 的蒸汽△t=5 ℃时，蒸汽疏水阀排W=170 kg/h。

②热静力蜡式蒸汽疏水阀。热静力蜡式蒸汽疏水阀蒸汽疏水阀的漏汽率为30%、50%、70%、直通，在0.5 MPa 的蒸汽泄漏量最大排水量200 kg/h。蒸汽疏水阀的漏汽率为30%、50%、70%、直通，在1.0 MPa的蒸汽泄漏量最大排水量约为300 kg/h。

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

炼油厂蒸汽加热器凝结水有直通控制阀控制、现场手阀控制和安装疏器3 种形式，通过不同结构形式疏水阀、不同蒸汽压力的最大排水量，结合凝结水测温控制，充分利用蒸汽相变潜热，减少水带汽冲击产生的泄漏问题。

(2)通过闪蒸罐对流程进行模拟，对实际运行时的流量和压力进行比对，对于进料量和压力变化后对页面的影响进行测算，因此需要根据流程的特点对流程进行进一 步调整优化，以此模拟作为初值，切断或重新连接部分流股，以对模拟进行调整。通过案例研究与实际对比后发现，当调闪蒸罐整过程中，通过对来料的闪蒸罐压力控制，可以使运行平稳，减少设备管道故障发生[6]。

2.4 水汽换热器制作技术改进

(1) 大焦化蜡油蒸汽发生器E-108，规格型号：BKU800/1400-1.89/1.52-170-6/25-2I 管壳程均为碳钢材质；采用釜式结构，因水汽冲击振动造成管板管接头开裂，通过弓形折流板上下端开90°槽，开槽高度选择30 mm(GB/T 151—2014 《热交换器》设计一般要求开槽高度为15 mm)，很好起到减缓水汽冲击管板管接头焊缝振动开裂作用，保证此台管束安全长周期运行。

(2)40 万吨焦化原料预处理装置二级抽空冷却器冷-12，规格型号：FL-800-180-25-4，原设计壳体和管束材质均为普通碳钢。该装置在加工西北局原油时，由于硫含量高达2.0%以上，减压塔C-301 塔顶富含硫化氢，同时因设备设计温度偏低存在运行超温现象。为满足压力容器使用温度和设备防腐要求，重新制作提高了设计压力，设备壳体和管束材质采用HIC钢(抗氢钢)，管接头密封焊+ 液压胀，并对管板热影响区进行热处理，控制硬度小于200HB，满足了压力容器使用和设备防腐要求。

以上为部分技术改进实例，基于以上设备更新改造制作思路，对水汽系统换热设备管束进行更新，对于腐蚀泄漏故障率高的冷换设备(管束)，均采取不同形式防腐手段(包括管束热固化防腐处理)，延长设备使用寿命，保障装置长周期安全运行[7]。

3 实施效果

通过对水汽系统进行种技术改造以及综合应用相应的管理手段，炼油厂循环水冷却器的故障台次自2019 年的36 台次，下降为2021 年的10 台次；低温热水换热器的故障率自2019 年的6 台次，下降为2021 年的0 台次；蒸汽发生器和蒸汽加热器自2019 年 12 台次，下降为2021 年3 台次；水汽换热器平均每年节约检修费不少于265 万元；水汽管线自2019 年442 处次，下降为2021 年215 处次，约85% 集中在冬季。因设备故障率减少，高风险检维修频次大幅度降低，保障了装置安全生产，除了长周期运行经济效益外，产生的安全效益也十分明显。

按全厂检修规格型号较多的浮头式BES900 换热器计，检修工序费用包括：拆装盲板、拆装前后头盖和小浮头、拆装管束，管束清洗试压堵漏(试压3遍)、管束电涡流检测(按15% 抽检)、管束热固化防腐(按管束内防腐计)等，计算如下：

单台BES900 换热器检修(包括：拆装盲板、拆装前后头盖和小浮头、拆装管束，管束在工装中安装试一遍压及堵漏，在装置现场试2、3 遍压及堵漏)，以及配合检修搭拆脚手架换热器前后头盖各1 处，吊车、运输及材料产生的正常费用，全部按正常量约计21 900元[8]。

管束电涡流检测，BES900 一般690 根列管，抽检比例要求不少于15%，管子长度6 m，冷换设备管束电涡流检测合同单价12.48 元/m，单台换热器电涡流检测费用：690根×15%×6 m×12.48元/m=7 750.08元。

管束热固化防腐费用，BES900 一般换热面积220 m2，当前热固化防腐合同价110 元/m2,单台管束内外表面约：220 m2×110 元/m2×2=48 400 元；

一台BES900 换热器检修发生费用合计：

21 900 元+7 750 元+48 400 元≈78 050 元

平均少发生41 台换热器检修，共计减少发生检维修费用：78 050 元×41 台=3 200 050 元。

单台次检修发生费用约78 000 元，3 年节约检修费不少于320 万元。

4 结语

通过对水汽系统泄漏率高原因的分析，通过对水汽指标的优化控制、停运水汽系统的防腐处理、工艺模拟计算优化操作以及水汽换热器制作技术革新等措施的实施，较好地满足了装置工艺运行及设备防腐的要求。通过设备制造监造、严格的技术要求和严控质量验收标准，2019 年至2021 年运行工况和防腐效果有明显改善。水汽系统管道(凝结水管线、水汽伴热线、蒸汽管线等)泄漏堵漏量自2019 年442 处次，下降为2021 年215 处次，3 年减少动火堵漏约360 处次。设备管道在投用期间在线切出工艺处理作业，以及进行检维修施工，高风险检维修频次大幅度降低，所产生的安全效益远大于经济效益，有力地保障装置安全生产。