（机械工程专业论文）丙烯塔、丙烷塔安全评定.pdf

摘要 丙烯塔、丙烷塔分别是炼油装置工艺中首端和末端的关键设备，随着加工高硫原油比例的增加， 设备长期处于 1 2 s 腐蚀环境中，腐蚀减薄已经成为其主要的损伤形式。一般的安全评定是通过设备 检验，根据结果进行强度核算，确定使用状况，而设备的使用寿命与之后的管理及腐蚀运行环境有 很大关联。因而根据炼油装置设备的运行环境对设备的腐蚀状况进行分析，结合管理水平和基于风 险的评估，对设备的使用寿命进行全面分析，可以弥补常规检验方面的不足。 本文首先对丙烯塔、丙烷塔进行全面检验和材料性能分析，对设备在历史工艺条件下的使用结 果进行评定，无影响设备正常使用的超标性缺陷，可以满足现有操作条件下的正常运行。 然后本文对丙烯塔、丙烷塔的腐蚀机理进行分析，确认丙烯塔、丙烷塔为硫引起的全面腐蚀， 属于减薄技术模块。根据现场检验实际数据计算出两台塔的均匀腐蚀速率，根据腐蚀速率对丙烯塔、 丙烷塔的强度进行校核，塔体整体安全。 最后对丙烯塔、丙烷塔的失效概率和失效后果等级进行分析，结果为失效概率风险处于低风险 区，失效后果风险在中风险区。对丙烯塔、丙烷塔的剩余寿命进行评估，得出丙烯塔、丙烷塔的剩 余寿命结果。 关键词：安全评定；寿命评估；基于风险检测( r b i ) ；丙烯塔；丙烷塔 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 s a f t ye v a l u a t i o no fp r o p y l e n et o w e ra n dp r o p a n et o w e r a b s t r a c t p r o p y l e n et o w e ra n dp r o p a n et o w e ra r et h ek e ye q u i p m e n to ft h eh e a da n de n do i lr e f i n i n gu n i t p r o c e s s a l o n gw i t ht h ei n e r e a s eo fh i 曲s u l p h u rc r u d eo i l ，e q u i p m e n tb ei nc o r r o s i o ne n v i r o n m e n to f s u l f u r e t e dh y d r o g e no v e ral o n gp e r i o do ft i m e ，r e d u c i n gt h i c k n e s so fc o r r o s i o ni st h em a i nd a m n i f i c a t i o n t h ec o m m o n l ys a l t ye v a l u a t i o ni si n t e n s i t yc a l c u l a t i o nb ye q u i p m e n ti n s p e c t i o n ，t h e nc o n f t r mt h eu s i n g s t a t u s b u tt h eu s i n gl i f ei si nr e l a t i o nt ot h em a n e g m e n ta n dc o r r o s i o ne n v i r o n m e n t s ot h em e t h o do f i n t e g r a t i v ea n a l y z i n gt h ec o r r o s i o ns t a t u sa n du s i n gl i f eb yt h ee n v i r o n m e n to f o i lr e f i n i n gu n i t ，c a l li n a k e 坤 t h ed e f i c i e n c yo f g e n e m li n s p e c t i o n f i r s t l y , t h ep a p e ri n s p e c tp r o p y l e n et o w e ra n dp r o p a n et o w e r , a n da n a l y s et h em a t e r i a l ，t h e na s s e s st h eu s i n g r e s u l to ne q u i p m e n th i s t o r yc o n d i t i o n t h ee q u i p m e n th a s n to v e f f u l f i ud e f e c t ，a n dc a nu s ei nt h ec o n d i t i o n o f p r e s e n tp e r a t i o np a r a m e t e r , t h e n ，t h eo b j e c to ft h ep r e s e n tp a p e rw a st os t u d yt h ec o r r o s i o nt h e o r y , t h er e s u l ts h o wt h a tp r o p y l e n e t o w e ra n dp r o p a n et o w e ri sc o r r o d i n gb ys u l f u r , b e l o n gt ot h er e d u c i n gt h i c k n e s sm o d u l e t h e na n a l y s et h e c o r r o s i o ns p e e da n dc a l c u l a t et o w e l i n t e n s i t y , t h er e s u l ts h o wt h a tp r o p y l e n et o w e ra n dp r o p a n et o w e ri s s a 矗y f i n a l l y ，t h ep a p e ra n a l y s et h eg r a d eo fi n v a l i d a t i o np r o b a b i l i t ya n di n v a l i d a t i o na f t e r e f f e c t 。t h er e s u l t s h o wt h a tt h er i s ko fi n v a h d a t i o np r o b a b i l i t yi sl o w a n dt h ei n v a v t d a t i o na f t e r e f f e c ti sm i d d l i n g e d u c et h e r e s u l to f t h er e m a i n i n gl i f eb y e v a l u a t i n gt h er e m a i n i n gl i f eo f t w ot o w e r k e yw o r d ：s a l t ye v a l u a t i o n ；l i f ee v a l u a t i o n ；r i s k - b a s e di n s p e c t i o n ( r b l ) ；p r o p y l e n et o w e r ；p r o p a n e t o w e r n 学位论文独创性声明 本人所呈交的学位论文是我在指导教师的指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。据我所知，除文中已经注明引用的内容外，本论文不包含其他个人已经发表或撰写 过的研究成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中作了明确说明并 表示谢意。 作者签名： 学位论文使用授权声明 本人完全了解大庆石油学院有关保留、使用学位论文的规定，学校有权保留学位论 文并向国家主管部门或其指定机构送交论文的电子版和纸质版。有权将学位论文用于非 赢利目的的少量复制并允许论文进入学校图书馆被查阅。有权将学位论文的内容编入有 关数据库进行检索。有权将学位论文的标题和摘要汇编出版。保密的学位论文在解密后 适用本规定。 学位论文作者签名： 日期： 一寸 导师签名：蚀 b 期：抄7 - g 如 大庆石油学院工程硕上专业学位论文 1 1 选题意义 第一章绪论 随着能源竞争的加剧，石油化工企业特别是炼油装置要不断适应对各种原油的加 工，高硫原油对设备的腐蚀危害巨大，因此对炼油设备进行全面科学的安全分析与评估 显得尤为重要。一般的安全评定只是通过设备检验，根据结果进行强度核算，确定使用 状况，丽设备的使用寿命与之后的管理及腐蚀运行环境有很大关联。因两根据炼油装置 设备的运行环境对设备的腐蚀状况进行分析，结合管理水平，对设备的使用寿命进行全 面评定的方法正好弥补了常规检验方面的不足。 大庆石化公司炼油厂大部分装置及设备制造于上世纪六、七十年代，当时材料冶金 工艺、机加工和焊接制造水平有限，加之其运行时间达几十年，存在较为严重的安全隐 患。特别是含硫原油对设备的腐蚀危害大，为保证其安全运行，进行较为全面的检验， 并依据检验结果，进行失效风险评估和剩余寿命预测就显得非常必要。近几年炼油装置 不断增加了俄罗斯原油的加工，特别是随着两国能源合作不断加强，俄远东泰纳线石油 管道支线有望直接输入中国，这样加工俄罗斯高硫原油对炼油设备的腐蚀与安全性评定 显得极为重要。此课题的研究与应用对原有炼油设备进行寿命评估将具有重大的理论意 义和广阔的应用前景。 1 2 国内外发展现状 2 0 世纪7 0 8 0 年代，我国石化设备的高硫原油腐蚀主要炼制胜利油田含硫原油的 炼油厂，经过各方面的努力，在炼油工艺设计、装备腐蚀挂片、耐蚀材料选择及腐蚀监 测方面取得了一定的成果。近年来，我国不少炼油厂设备腐蚀情况恶化，这主要是炼制 进口中东高硫原油所造成的，许多炼油厂的生产装置并不是按照高硫原油设计的，也没 有采取必要的防腐措施和寿命评估，致使这些设备发生了相应的事故。 目前国内外对设备的安全评定方法已有很多，但大多集中在通过常规检验手段，对 设备的强度进行校核。在美国和日本，对炼油设备的腐蚀主要是通过在装置系统中安装 大量的腐蚀监测点，然后进行数据分析，采取相应的维护方法。 上个世纪九十年代初期，欧美二十余家石化企业集团为了在安全的前提下降低运行 成本，共同发起资助美国石油学会( a p i ) 开展基于风险的检测( r b i ) 在石化企业( 主 要是炼油厂) 的应用研究工作。1 9 9 6 年a p i 公布了r b i 基本资源文件a p ib r d 5 8 1 的 草案，2 0 0 0 年5 月又公布了a p i5 8 1 正式文件。2 0 0 2 年5 月正式颁布了r b i 标准a p i r p 5 8 0 。多年来，西文发达国家甚至亚洲的韩国、新加坡等国家和地区的石化炼油厂开始 应用了r b i 方法，进行成套装置中承压设备的检验与维修，使得风险和检验维修费用都 大幅下降。 第一章绪论 白上世纪末期中国有关高校与研究机构引入r b i 概念，近年来，国家科技部及中石 油、中石化也开始设立多项科研项目支持这项工作。并于2 0 0 3 年开始陆续在茂名石化、 大连西太平洋石化等石化企业进行定量风险评估工作。近几年来，国内一些科研人员和 科研院所在借鉴国外科研成果的基础上，综合运用专家评分方法、故障树法和模糊数学 等多种分析方法，建立了长输原油管道大中型穿( 跨) 越段、地震影响等的风险评价体 系。 1 3 本文的主要研究内容 1 、分析炼油装置丙烯塔、丙烷塔的腐蚀状况。 2 、现场试验研究，对丙烯塔、丙烷塔进行现场测绘、全面检验和材料取样分析、 对腐蚀机理及现场管理与运行条件进行分析。 3 、对取得的设备数据进行分析，校核强度。 4 、结合基于风险的检测( r b i ) 技术，对丙烯塔、丙烷塔的剩余寿命进行评估。 2 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 2 1 炼油装置腐蚀机理 在原油加工过程中存在着一系列的腐蚀问题，它直接影响着装置的长周期、安全、 稳定、满负荷及优质运转。近年来由于我国原油变重、含硫、含氮，酸值的增高加重了 对设备的腐蚀。由于腐蚀造成装置被迫停工，使经济受到很大的损失，或人身安全受到 威胁，因此炼油装置的腐蚀是个很大的问题。 2 1 1 炼油装置的腐蚀介质 l 、硫化物的腐蚀 原油中都或多或少地含有一定的硫( 包括有机硫和无机硫) 。根据原油中硫的含量， 可把原油分为低硫原油、含硫原油和高硫原油。一般把含硫量( 质量分数，下同) 低于 o 5 的原油称为低硫原油，含硫量为o 5 1 的原油称为含硫原油，含硫量高于l 的原油称为高硫原油。原油中的硫化物主要是硫醇( r - s h ) 、硫醚( r s r ) 、硫化氢( h 2 s ) 、 多硫化物( r 。s 。) 、单质硫等。 原油中的总含硫量与腐蚀性能之间并无精确的关系，主要与参与腐蚀反应的有效硫 化物含量如h 2 s 、单质硫、硫醇( r - s h ) 等活性硫及易分解为h 2 s 的硫化物含量有关， 硫化物含量越高则对设备腐蚀就越强。 硫化物对设备腐蚀还和温度( t ) 有关： t 1 2 0 。c ，硫化物未分解，在无水情况下对设备无腐蚀，但当含水时，则形成炼油 装置中轻油部位的h 2 s h 2 0 型的腐蚀，成为难以控制的腐蚀部位。 1 2 0 。c t 2 4 0 。c ，原油中活性硫化物未分解，故对设备无腐蚀。 2 4 0 。c t 3 4 0 。c ，硫化物开始分解，生成h 2 s ，对设备腐蚀也开始，并且随着温度 的升高腐蚀加重。 3 4 0 t 4 0 0 c ，h 2 s 开始分解为h 2 和s ，此时对设备腐蚀的反应式为： h 2 s h 2 + s f e + s f e s r - s h + f e f e s + 不饱和烃 所生成的f e s 膜具有防止进一步腐蚀的作用，但有酸存在时( 如h c l 和环烷酸) ， 酸和f e s 反应破坏了保护膜，使腐蚀进一步发生，强化了硫化物的腐蚀。 4 2 6 5 0 0 ，不是硫化物的腐蚀范围，此时为高温氧化腐蚀。 2 、无机盐的腐蚀 3 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 原油开采时会带有一部分油田水，经过脱水可以去掉大部位，但是仍有少量的水分 与油乳化，悬浮在原油中。这些水分都含有盐类，盐类的主要成分是氯化钠、氯化镁和 氯化钙，其中约7 0 是氯化钠，3 0 是氯化镁和氯化钙。在原油加工中，氯化镁和氯化 钙很易受热水解，生成具有强烈腐蚀性的氯化氢( h c l ) ，而氯化钠不易水解，在5 0 0 时尚无水解现象，因此无h c l 产生。氯化氢( h c l ) 含量高则设备腐蚀严重。 由于h c l 是挥发性的酸，所以在蒸馏过程中h c l 随同原油中的轻馏分以及水分一 起挥发，一起冷凝。因此造成常减压装置塔顶冷凝系统的塔顶部、冷凝冷却器、空冷器 及塔顶管线的严重腐蚀。 3 、环烷酸的腐蚀 环烷酸( r c o o h ) 限为环烷基) 为原油中各种酸的混合物，分子量在很大范围内变 化( 1 8 0 3 5 0 ) 。环烷酸的腐蚀能力受温度影响，2 2 0 c 以下环烷酸不发生腐蚀，以后随 温度上升腐蚀逐渐增加，在2 7 0 2 8 0 c 腐蚀最大，温度再提高腐蚀又下降，可是到3 5 0 附近腐蚀又急速增加，4 0 0 以上就没有腐蚀了，此时原油中环烷酸已基本气化完， 气流中酸性物浓度下降。环烷酸腐蚀发生在液相，如果气相中无凝液产生，也没有雾沫 夹带，则气相腐蚀是很小的。如果气相处在露点状态或有雾沫夹带，腐蚀就加剧。 4 、氮化物的腐蚀 石油中所含氮化物主要为毗啶，毗略及期衍生物。原油中这些氮化物在常减压装置 很少分解，但是在深度加工如催化裂化及焦化等装置中，由于温度商，或者催化剂的作 用，则分解生成了可挥发的氨和氰化物( h c n ) 。h c n 的存在对炼油装置低温h z s - - h 2 0 部位的腐蚀起到促进的作用，造成设备氢鼓包和氢脆。 分解生成的氨，将在焦化及加氢等装置生成n h 4 c l ，造成塔盘的垢下腐蚀或冷换设 备管束的堵塞。 5 、其它腐蚀介质 ( 1 ) 水分 原油加工过程中要引入大量水分，如分馏汽提塔、油品水洗等，尤其是炼油装置还 有大量冷却用水，因此水分为炼油设备造成各种腐蚀环境，水是造成各种类型电化学腐 蚀的必要条件。各种类型的h 2 s h 2 0 型的腐蚀环境均离不开水，如果没有水分存在， 氯化氢或硫化氢的化学腐蚀在1 2 0 以下是极轻微的。 ( 2 ) 氢 高温监氢设备及与含水硫化氢溶液接触的设备中，会有加入氢或析出氢的工艺过 程，氢的存在会引起设备的氢损伤，氢损伤有如下几种： 氢鼓泡：氢原子渗入钢材，在钢中遇到裂缝、夹杂及空隙等处，氢原子聚集结合成 分子，因此体积膨胀，压力增加使钢材产生鼓泡。 氢脆：由氢本身引起钢材脆化现象。氢原子渗入钢材后，使钢材晶粒结合力下降， 而造成钢材的延伸率和断面收缩度的下降或出现延迟破坏现象。若氢气由钢材中释放出 去，钢材的机械性能仍可恢复，氢脆为暂时的，可通过钢材加热使氢脆消除。 4 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 表面脱碳：钢材与高温氢接触后，形成表面脱碳。表面脱碳不形成裂纹，其影响是 强度及硬度略有下降，而延伸率增高。 氢腐蚀( 内部脱碳) ：高温高压下的氢渗入钢材之后和不稳定碳化物形成甲烷。钢 中甲烷不易逸出，而使钢材产生裂纹及鼓泡，并使强度和韧性显著下降，其腐蚀反应是 不可逆的，是永久性脆化。 ( 3 ) 氨 氨可在室温而非高压的无水工况下导致碳钢球罐的应力腐蚀开裂。为减少发生开裂 的可能性，氨中最少应含有o 2 的水分，因为水是防止开裂的有效缓蚀剂。空气含量 则增加开裂的倾向性，故应降低空气含量。 2 1 2 炼油装置中的腐蚀环境 加工含盐、硫较多的原油对炼油装置设备腐蚀极为严重，其程度除与盐、硫含量有 关外，还与腐蚀环境有关，其腐蚀环境可分为高温和低温( 低于1 2 0 c ) 两大类。每一 类又因其它介质如h c l 及h c n 等的加入而又有其不同的腐蚀类型。 低温 t 1 2 0 。c ) 轻油h 2 s h 2 0 型有：h c l - h 2 s - - h 2 0 型、h c n - h 2 s h 2 0 型、 c 0 2 一h 2 s - - h 2 0 型、r n h 2 ( 乙醇胺) - - c 0 2 - h 2 s h 2 0 型、h 2 s - - h 2 0 型。 高温( 2 4 0 5 0 0 c ) 重油h 2 s 型有：s h 2 s r s h ( 硫醇) 型、s h 2 s r s h r c 0 0 h ( 环烷酸) 型、h 2 + h 2 s 型。 1 、h c l - h 2 s - - i - 1 2 0 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位：主要为常减压装置的初馏塔和常压塔的顶部( 顶部五层塔盘及其上部) ，及塔顶冷凝冷却器系统。 腐蚀形态：对碳钢为均匀减薄，对c r l 3 钢为点蚀，对1 c r l s n i 9 t i 钢则为氯化物应 力腐蚀开裂。 氯化氢和硫化氢在没有液态水时( 汽相状态) 对设备腐蚀很轻，或基本无腐蚀( 如 常压塔顶部封头及常顶馏出线汽相部位) 。但在汽相变液相的相变部位，出现露水之后， h c l - h z s - - h 2 0 型腐蚀介质，对设备腐蚀严重( 如常压塔顶塔盘、塔顶空冷器、冷凝冷 却器等相变部位) 。 ( 2 ) 影响腐蚀的因素 上述腐蚀部位的防腐措施如处理不当，不但要消耗大量钢材，而且对装置正常生产 影响也大。这种腐蚀的影响因素较多，主要影响因素为c l - 、p h 及 1 2 s 含量。 c l 浓度：在h c l - h 2 s - - h 2 0 腐蚀介质中，h c l 的腐蚀是主要的，其关键因素为 c u 含量，h c l 含量低腐蚀轻微，h c l 含量高则腐蚀加重。h c l 来源于原油中的氯盐， 所以各炼油厂经脱盐后，含盐量应小于s m g l ，塔顶冷凝水含c l 直d 于2 0 p p m 。 p h 值：原油脱盐后，常顶部位的p h 值为2 3 ( 酸性) ，但经注氨后，可使溶液呈 5 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 碱性，此时p h 值可大于7 ，这样可控制氢去极化作用，以减少设备腐蚀。 h 2 s 浓度：对常压塔塔顶设备腐蚀的影响不显著。 ( 3 ) h c l - h 2 s h 2 0 部位防腐措施 此部位防腐应以工艺防腐为主，材料防腐为辅。工艺防腐采用“一脱四注“( 脱盐， 注碱、注缓蚀剂、注氨及注水) ，控制的工艺指标为：冷凝水含f c + 量小于lp p m ，冷凝 水含c l 量小于2 0p p m ，原油脱盐后含盐量小于5 m g l ，p h 值为7 5 - 8 5 时，则碳钢设 备如常压塔顶空冷器的腐蚀速率低于0 2 m m a 。 2 、h c n - h 2 s - - h 2 0 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位：存在于催化裂化装置吸收系统，温度为4 0 c - 5 0 、压力为1 6 m p a 。 腐蚀形态：对碳钢为均匀减薄，氢鼓泡及硫化物应力腐蚀开裂：对奥氏体不锈钢则 为硫化物应力腐蚀开裂。 原油中许多硫化物在催化裂化中被分解为h 2 s ，同时原油中的氮化物也以一定的比 例存在于裂解产物中，其中有1 一2 的氮化物以h c n 形态存在，而形成了h c n h 2 s h 2 0 腐蚀环境。h c n 的存在，对h 2 s h 2 0 的腐蚀起促进作用。 氰离子在碱性的h 2 s h 2 0 溶液中的二种作用：氰化物溶解保护膜f c s ，而加速h 2 s 的腐蚀，且产生有利于氢向钢表面的渗透；氰化物能除掉溶液中的缓蚀剂。 ( 2 ) h c n - h 2 s h 2 0 部位防腐措施 可采用水洗办法，将氰化物脱除，或注入多硫化物有机缓蚀剂，将氰化物消除。这 两种方法可减缓设备的腐蚀，可采用铬钼钢，配热3 1 7 焊条，焊后7 5 0 。c 热处理，可满 足此部位使用要求，但在h c n h 2 s h 2 0 部位选用不锈钢焊条，焊接碳钢或铬钼钢， 极易发生硫化物应力腐蚀开裂。 3 、c 0 2 一h 2 s h 2 0 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位发生在脱硫的再生塔顶的冷凝冷却系统( 管线、冷凝冷却器及回流罐) 的 酸性气部位。塔顶酸性气的组成为h 2 s ( 5 0 * o - - 6 0 ) 、c 0 2 ( 4 0 - - 3 0 ) ，烃( 4 ) 及 水分。温度为4 0 ，压力为常压。 腐蚀形态：对碳钢为氢鼓泡及焊缝开裂；对c r s m o 、1 c r l 3 及低合金钢而使用不锈 钢焊缝，则为焊缝处的硫化物应力腐蚀开裂。其腐蚀机理为h 2 s h 2 0 型的腐蚀及开裂。 ( 2 ) c 0 2 一h 2 s h 2 0 防腐措施 此部位宜使用碳钢，并控制焊缝硬度不大于h b 2 0 0 ，此部位不宜使用c r 5 m o 和1 c r l 3 钢，更不应采用不锈钢焊缝。 4 、r n h 2 ( 乙醇胺) 一c 0 2 一h 2 s h 2 0 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位发生在干气及液化石油气脱硫的再生塔底部系统及富液管线系统( 温度高 于9 0 ，压力约0 2 m p a ) 。 6 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 腐蚀形态为在碱性介质下由c 0 2 及胺引起的应力腐蚀开裂和均匀减薄。r n h 2 ( 乙 醇胺) 一c 0 2 - h 2 s - - h 2 0 部位，腐蚀关键因素为c 0 2 及胺。 ( 2 ) r n h 2 ( 乙醇胺) 一c 0 2 一h 2 s h 2 0 部位防腐措施 对操作温度高于9 0 的碳钢设备及管线进行焊后消除应力热处理，可防止碱性环境 中由碳酸盐的应力腐蚀开裂。 5 、h 2 s - - h 2 0 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位主要为液化石油气球罐、加氢装置和脱硫装置中后冷器内浮头螺栓。腐蚀 形态为酸性条件下的硫化物应力腐蚀开裂或氢鼓泡( 根据原油不同，液化石油气中含硫 量可达o 1 1 8 - - 2 0 3 ，若脱硫不好，则在球罐中造成h 2 s h 2 0 型的腐蚀条件) 。 ( 2 ) h 2 s h 2 0 部位防腐措施 、 防止球罐发生硫化物应力腐蚀开裂应采用如下措施：球罐焊后进行整体消除应力热 处理，焊缝硬度控制低于i - i b 2 0 0 ：降低液化石油气中1 1 2 s 含量小于1 0 0 p p m 。 6 、s h 2 s r s h ( 硫醇) 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 高温硫腐蚀部位为焦化装置、减压装置、催化裂化装置的加热炉、分馏塔底问及相 应的底部管线、换热器等设备。腐蚀机理为化学腐蚀，腐蚀形态为均匀减薄。 ( 2 ) 影响高温硫的腐蚀因素 含硫量：原油在高温重油部位腐蚀率的大小取决于原油中含活性硫量的多少( 不是 总含量) ，活性硫含量增加，将提高腐蚀率。 温度：温度的影响表现为两方面，其一是温度提高促进了硫、硫化氢及硫醇与金属 的化学反应；其二是温度升高会促进非活性硫的分解，当温度高于2 4 0 c 时，随着温度 的提高则高温硫腐蚀逐渐加剧，到4 3 0 c 时腐蚀达到最高值，到4 8 0 时分解接近完全， 腐蚀开始下降，到5 0 0 。c 时则无高温硫的腐蚀，而此时要考虑的是高温氧化腐蚀。 流速：介质流速增加，腐蚀率提高，因大流速部位，f e s 保护膜被冲刷脱落，破坏 了对金属的保护作用。 含盐量：介质中存在少量的盐是可作为抑制高温硫腐蚀的缓蚀剂。当原油脱盐后， 含盐量低于2 8 5 p p m 时，虽对低温轻油部位腐蚀有所减轻，但对高温重油部位将产生不 利影响。 ( 3 ) s h 2 s r s h 部位防腐措施 重油高温部位主要是采用材料防腐，设备使用c r l 3 及1 c r l 8 n i 9 t i 衬里，管线使用 c r s m o 防腐是有效的。 7 、s h 2 s r s h r ( 姗( 环烷酸) 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位基本同于s h 2 s r s h 型。 ( 2 ) s h 2 s r s h r c 0 0 h 部位防腐措旌 7 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 在腐蚀部位采用1 c r l 8 n i 9 t i 不锈钢；适当加大转油线管径，降低流速。 8 、i - 1 2 + i - 1 2 s 型 ( 1 ) 腐蚀部位及形态 腐蚀部位为加氢装置的加氢反应器、反应产物换热器相应的管线。腐蚀形态为均匀 腐蚀、氢脆及氢腐蚀。对1 c r l 8 n i 9 t i 不锈钢管束尚有各种类型的应力腐蚀开裂( 连多 硫酸、二硫化碳及氯化物) 。 一般加氢装置在2 5 0 c 以下时，在h 2 + h 2 s 介质中，使用碳钢可满足操作条件，温 度超过2 5 0 c ，使用铬铝钢( 仅有h 2 存在) 及c r l 3 型或奥氏体不锈钢( 抗h 2 + h 2 s 腐 蚀) 。因c r l 3 型不锈钢有4 7 5 的脆化，故使用c r l 3 时，应控制操作温度。 ( 2 ) 影响高温h 2 + h z s 腐蚀的因素 浓度：h 2 s 浓度在l ( 体积) 以下时，随h 2 s 浓度增力盱，腐蚀率急剧增加，当浓 度超过1 时，腐蚀速率基本不再变化。 温度：在3 1 5 。c 4 8 0 。c 时，随着温度增加，则腐蚀速率急剧增加，温度每增加5 5 c ， 则腐蚀速率大约增加两倍。 时间：腐蚀速率随着时间的增长而逐渐下降，超过5 0 0 小时的腐蚀速率比短时间的 腐蚀数据小2 1 0 倍。 压力：在高温h 2 + h 2 s 腐蚀中，压力大小对腐蚀速率没有影响，而在单纯高温氢气 中，压力对氢腐蚀则有很大影响。 ( 3 ) h 2 + h 2 s 部位防腐措施 根据h 2 或h 2 + h 2 s 的操作条件，合理选用碳钢、铬铝钢或i c r l 8 n i 9 t i 不锈钢。 为防止奥氏体不锈钢换热器管束产生应力腐蚀破裂，焊接1 c r l 8 n i 9 t i 结构的管束， 整个管束要进行消除应力热处理，且处理后硬度应低于h b 2 3 5 。 为防止奥氏体不锈钢产生连多硫酸的应力腐蚀开裂，在停工时，应立即碱洗所有设 备，以中和酸性物质和洗去氯。 8 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 2 2 基于风险的检验原理分析 2 2 1 基于风险的检验技术概述 基于风险的检验( r i s k - b a s e di n s p e c t i o n ，以下简称r b i ) 是- - f 新兴技术学科，其基 本思路是采用系统论的原理和方法，对系统中固有的或潜在的危险及其程度进行定量分 析和评估，避免盲目使用产生的危险，找出薄弱环节，优化检验的效率和频率，降低停 机、日常检验及维修的费用，维持原有的安全裕度，提出安全技术建议及对策。该技术 自本世纪初引入中国石化企业以来，已在五十余套石化装置承压系统中得到了成功应 用，企业生产的安全性和经济性得到了提高。 鉴于传统的检验维修规程是基于保守的安全考虑，未将经济性和安全性以及可能存 在的失效风险有机地结合起来，检验的频率、程度和受检设备的风险不相称；常规检验 不是系统化的针对高风险设备，运行的经济性要求延长每次停机检验的间隔周期。因此随 着诊断技术的发展和设备多年的运行经验，这种新型的风险检验概念被引入迸国际上大 中型石化能源工业，用于提高设备运行的可靠性、降低检验成本，并经过实践检验被证 明为一种高效的风险分析工具。 基于风险的检验所提供的成果是优化的检验策略，即通过； 1 、识别每台设备的潜在损伤机理； 2 、采用针对性的检验技术来进行检测； 3 、编制出与风险相适应的检验计划。 通过以下手段进行成本优化： 1 、根据不同设备的重要程度来确定检验周期； 2 、根据风险来更好地分配预算：8 0 的费用仅用于2 0 的设备，这些设备占有8 0 风险： 3 、根据风险来确定停产检修区域； 通过风险评估，企业可以受益于： 1 、减少每次停机检验的时间： 2 、延长开工周期； 3 、缩小停机检验的范围( 仅对需要检验的设备) ； 4 、延长检验相隔的周期。风险分析可以判定在延长的检验周期内安全水平是否满 足安全要求； 5 、提高检验的效率。研究证明大多数检验行为没有和相应的损害机理联系起来， 基于风险的检验是针对较高危害设备： ( 1 ) 减少可靠设备的不必要的例行检验，实施针对性的检验。 ( 2 ) 优化计划检验的范围，选择适当的时机调整检验方案。 r b i 技术在西方一些发达国家已陆续应用于石化装置评价之中，已有了大量的定 9 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 性、定量r b i 案例。但国外的r b i 技术成果是基于所在国的工业水平以及设备管理水 平和设备基础数据之上的，可以为r b i 在我国石化装置系统的应用提供参考，但不能完 全照搬。 2 2 2 装置实旆r b i 项目的目标 通过对炼油化工装置进行风险评估，可以达到下列目标： l 、通过r b i ，确定装置中压力容器与压力管道风险等级和风险范围； 2 、根据r b i 产生的结论，了解压力容器、压力管道潜在损伤机理，制定有效降低 风险的检验策略和计划，确定合理的检验范围、检验手段及方式： 3 、为设备长周期安全运行提供必要的依据； 4 、加强设备管理体系，指导装置检维修及安全生产管理。 2 2 3 装置实施r b i 的流程 图2 - 1 描述了实施r b i 要执行的任务，在项目开始前要确定重要的项目确认点，主 要的确认点有： 1 、损伤机理的确认 2 、腐蚀流确认 3 、检验准则的建立 4 、数据采集 5 、当前检验计划 6 、风险等级计算 7 、容器与管道的检验策略 1 0 图2 - 1r b i 实施流程图 f i g 2 - 1 r b ia c t u a l i z ep r o g r a m 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 2 2 4 数据收集 数据收集将覆盖： l 、通用信息：装置的通常信息及其它装置的数据。 2 、工艺信息：过程流体，其它流体特性和它们的潜在腐蚀性数据。 3 、机械信息：设计，基建和设备安装数据。 4 、检验记录。 5 、安全系统信息：现场的保护和缓冲装置的数据。 6 、装置采取的有关管理措施。 数据清单包括： 1 、装置数据、装置数据、区域数据。、 2 、安全设施数据。 3 、设备数据( 通用) 。 4 、设备每一部件的详细设计数据。 5 、设备每一部件的工艺数据。 6 、设备每一部件的检验数据。 7 、同工艺条件区检验和腐蚀分析。 数据收集的基本方法是查找装置现有的资料数据，访问装置操作人员。 这个阶段是最重要的阶段，因为项目结果的质量和可靠性依赖于收集到的数据质量 和可靠性，它是一个基本的和连续的过程并持续于r b i 策略的全部阶段。 2 2 5 设备分解和分析 该任务目的是确定和列出那些在r b i 策略内独立的最小单元。这意味着确定每一设 备的最小部件，以及分解在不同工况( 流体、压力、温度、材料、速度) 下管道的每 一管段。要完成此项工作，首先必须进行： l 、工艺审核。 2 、确定损伤机理和腐蚀流。 以上两个步骤的主要工作内容为： 1 、确定操作压力、操作温度。 2 、确定腐蚀流。 3 、确定代表性流体。 4 、确定操作条件下的流体类型。 5 、分析部件潜在的损伤机理。 r b i 技术建立了整套基于a p i5 8 1 的潜在的损伤机理模型，它分为模型化的且已经 嵌入软件中的损伤机理和非模型化的损伤机理。基于a p i5 8 1 的潜在损伤机理，r b i 技 术采纳了其中的一大部分，建立了相应的分析模型，有些损伤机理则没有纳入。 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 对于已经建立模型的损伤机理，r b i 技术将根据输入的数据动态地进行评估，( 按照 装置的经验，计算的结果是有效的。当然也可以直接采用现场采集到的腐蚀速率来分析， 因为它们更符合装置的实际情况。1 对尚未建立模型的损伤机理，腐蚀率或敏感性应从以往的检验经验而得。 r b i 技术针对不同装置的不同腐蚀类别，已分别建立的潜在损伤机理如下： t 、减薄。这种失效机理包括整体减薄和局部减薄。这种现象是最经常遇到的腐蚀 形式。减薄破坏包括：胺腐蚀、微生物腐蚀、锅炉水、c 0 , 腐蚀、针孔、冷凝水腐蚀、 缝隙腐蚀、脱铝、镍或锌腐蚀、侵蚀、磨蚀、结晶水腐蚀、电化学腐蚀、高温氢腐 蚀、高温氧化、高温硫环烷酸腐蚀、盐酸腐蚀、氢氟酸腐蚀、流体冲击腐蚀、固体颗 粒冲蚀、硫酸腐蚀、未知原因。 2 、外部腐蚀( 包括隔热材料腐蚀、大气腐蚀) 。 3 、脆化。包括石墨化、高温氢损伤、氢脆、不可逆的回火脆化、可逆的回火脆化、 o 相脆化。 4 、应力腐蚀开裂( s c c ) 应力腐蚀开裂具体损伤类型和表现方式应根据操作条件和流体成分来分析。应力腐 蚀开裂损伤形式主要包括： ( 1 ) 胺应力腐蚀开裂。 ( 2 ) 碱应力腐蚀开裂。 ( 3 ) 碳酸盐应力腐蚀开裂。 ( 4 ) 氯化物应力腐蚀开裂( c i s c c ) 。 ( 5 ) 氢致开裂( h i c ) 应力诱导氢致开裂( s o h i c ) 。 ( 6 ) 硫化物应力腐蚀开裂( s s c c ) 。 ( 7 ) 腐蚀疲劳。 ( 8 ) 氧化疲劳。 ( 9 ) 连多硫酸腐蚀开裂。 5 、机械损伤 机械损伤包括蠕交、机械疲劳、热疲劳。 以上所列的潜在损伤机理基本已涵盖了炼油化工装置中可能产生的损伤机理，对于 未能包含的损伤机理，在评估时予以人工分析。 2 2 6 检验数据分析 收集的数据： l 、最后测量壁厚的日期。 2 、最后测量壁厚值。 3 、最后检验裂纹的日期。 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 4 、以前对每一种损伤机理检验的次数及有效性。 5 、现行检验计划的开始日期。 6 、现行检验计划的终止日期。 检验计划的输出： l 、每个检验周期期末的风险等级。 2 、每类损伤的检验周期。 3 、检验周期内的每个计划检验的有效性。 根据检验周期和针对每类损伤的检验效力确定检验策略。 先根据当前检验策略或装置建议的任何其它检验策略计算风险等级。 再根据风险等级进行检验策略的最优化，以获得一个更能被接收的风险等级或一个 更经济的检验计划。 2 2 7 风险评估 风险是失效可能性和后果的组合。所谓风险计算就是分别计算出每一个设备部件和 每条管道的失效可能性和失效后果的大小，并按一定的方法确定出它们的等级，然后在 风险矩阵图中确定出风险等级。 失效可能性应考虑所选的每类损伤，设备的每个零部件都有一个风险等级，在装置、 部件和设备详细等级的基础上，综合考虑每一部件的风险等级是可以做到的。 2 2 8 风险计算的基本原理 具体的计算内容主要包括： 泄漏速率计算 失效概率计算 失效后果计算及风险计算。 风险计算流程见图2 2 。 1 、风险矩阵 风险矩阵( 如图2 - 3 所示) 是风险的直观表示，而风险是失效可能性与失效后果( 人身 安全，环境危害，经济损失) 的组合。它是一个5 x 5 的矩阵，纵坐标为失效可能性等级， 横坐标为失效后果等级。当每一个分析对象的失效可能性和后果等级确定后，就可在风 险矩阵图中确定其位置( 即风险等级) 。 1 3 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 图2 - 3 风险矩阵 f i g 2 - 3i n v a l i d a t i o nr i s km a t r i x ( 1 ) 失效可能性等级划分 失效可能性指的是设备每年可能泄漏的次数，风险矩阵将失效可能性分为5 个等级， 具体划分见表2 - 1 。每个等级是由式( 2 1 ) 定量计算后的失效可能性确定的。 盘晷oh口。苗一ridoi仨nn锄一 匦婴煺琳皋笾医n文匝 性辖掣扑爿咿_干器醛h篮扑要悼塔k 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 表2 1 失效可能性等级划分 失效可能性等级调整后失效可能性 0 0 0 0 0 0 0t o0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1t o0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 lt oo 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1t o0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 lt o1 0 0 0 0 0 0 ( 2 ) 失效后果等级划分 失效后果的量化是按照失效后造成影响区域面积的最大值来确定的，风险矩阵按照 面积的大小同样将失效后果分为5 个等级，具体划分见表2 - 2 。 表2 - 2 失效后果等级划分 2 、失效可能性计算概述 失效可能性的5 个等级是按式( 2 1 ) 定量计算后的失效可能性确定的。 三 l ，= g f k 疋兄 ( 2 1 ) t = l 式中：e ；g f k 为同类设备不同尺寸失效可能性之和( 1 【= 1 4 ) f m 为管理系统修正系数( f m = o 1 1 0 o ) f e 为设备修正系数，f e = d f + s f = f d + e sf i j ( d = l 5 ，i = 1 3 ，j = 1 4 ) 其中：d f 卜5 为损伤因子，s f t l 1 3 为通用次因子，s f 2 卜2 3 为工艺次因子，s f 3 卜3 4 为机械次 因子。 d f l 一一脆化，包括石墨化、高温氢损伤、氢脆、不可逆的回火脆化、可逆的回火 脆化、o 相脆化。 d f 2 一一外部腐蚀，包括大气腐蚀、保温层下腐蚀。 d f 3 一一机械损伤，包括蠕变、机械疲劳、热疲劳。 d f 4 一一应力腐蚀开裂，包括胺裂、碳酸盐开裂、碱腐蚀开裂、氯化物应力腐蚀开 裂、腐蚀疲劳、氧化疲劳、氢致应力开裂、连多硫酸腐蚀开裂。 d f 5 一一减薄，包括胺腐蚀、微生物腐蚀、锅炉水、c 0 2 腐蚀、针孔、冷凝水腐蚀、 缝隙腐蚀、脱铝、镍或锌腐蚀、侵蚀、磨蚀、结晶水腐蚀、电化学腐蚀、高温氢腐蚀、 商温氧化、高温硫环烷酸腐蚀、盐酸腐蚀、氢氟酸腐蚀、流体冲击腐蚀、固体颗粒冲蚀、 硫酸腐蚀、未知原因。 1 6 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 s f i j = s f l l + s f l 2 + s f l 3 s f l l 为装置状况，s f l 2 气候条件，s f l 3 为地震活动。 s f e j - - - - s f 2 1 + s f 2 2 + s f 2 3 4 - s f 2 4 s f 2 j 为设备复杂性，s f 2 2 为规范状况，s f 2 3 为寿命周期，s f 2 4 为安全系数。 s f 3 j = s f a i + s f 3 2 + s f 3 3 s f 31 为工艺连续性，s f 3 2 为工艺稳定性，s f 3 3 为安全保护装置条件。 f l 为基于剩余寿命为参量的失效概率修正系数，该系数是结合我国国情考虑超期服 役、先天缺陷等因素对失效概率进行的修正。f l 按常温、非疲劳及非特殊腐蚀环境和高 温、疲劳、特殊介质作用环境两种情况考虑，修正系数选择分别见表2 3 和表2 4 。 表2 3 常温、非疲劳及非特殊腐蚀环境下失效概率修正系数 表2 4 高温、疲劳、特殊介质作用环境下失效概率修正系数 注：b = 评估后至下次检验累积运行年限估算剩余寿命： 3 、检验效率对失效可能性的影响 对于特定的设备，式( 2 1 ) 中f , g f k 的值是一定的，f k 对一个石化企业来说也是相 对固定的，这里对失效概率影响最大的就是f e ，其中d f 在l 7 0 0 0 之问变化，s f 在2 0 - - 5 0 之间变化，一般值在o 2 0 之间。可见操作因子( d f ) 的大小直接决定了失效概率的高 1 7 第二章炼油装置腐蚀与安全评定原理与方法 低。所以要了解检验对失效概率的影响只要了解检验对操作因子的影响就可以了。 由图2 4 ( a ) 、( b ) 知，即使破坏率很高，或应力腐蚀敏感性高，只要