刘晨

（大庆石化公司化工一厂，黑龙江 大庆 163000）

1 装置简介

大庆石化公司120 万吨/年乙烯改扩建工程60 万吨/年乙烯装置建于大庆石化分公司厂区中部，西临已建的乙烯球罐区，北侧为现有MTBE、芳烃抽提装置和新建联合办公楼，南侧为苯乙烯装置和新建丙烯球罐区，东侧为碳九装置。乙烯装置共占地79152m2。乙烯装置主要由7 个单元组成，包含原料预处理工序、裂解工序、急冷工序、压缩工序、分离工序、制冷工序和公用工程系统。SSW 负责装置裂解炉的工艺包设计，中国寰球工程公司负责分离系统的工艺设计及整个乙烯装置的基础设计。乙烯装置年操作小时数为8000h。操作弹性为70%～110%。装置以生产高纯度乙烯和丙烯为主，同时得到氢气、甲烷、混合碳四、裂解汽油和裂解燃料油等副产品。小时乙烯生产能力75 吨。

2 项目实施

2.1 RBI 检测工作范围

本次RBI 检测为该装置2012 年投产以来首次计划性停工大检修，由大庆石化公司委托，2014 年10 月～2015 年11 月，中国特种设备检测研究院对该装置进行基于风险的RBI 评估，本次评估围包含该装置中在用所有压力容器296台和压力管道4976 条，容器共划分749 个评价单元，管道共划分4976 个评价单元，安全阀322 台，划分322 个评价单元。

2.2 RBI 检测结果

检测过程中乙烯装置296 台设备划分为749 个单元，占比最高的是中等风险，占比达到56.07%，而且并未出现高风险单元。而管道检测结果，低风险单元占比最高，在4970个检验单元中3212 个为低风险单元，同样未发现高风险单元。

2.3 装置的主要失效机理分析

该装置中，压力容器类损失以焦粒冲刷，磷酸盐开裂，高温H2S/H2腐蚀为主；管线类损失以高温氧化，焦粒冲刷，碱腐蚀/碱开裂，碳酸盐开裂 机理为主。

2.3.1 高温H2S/H2腐蚀+焦粒冲刷

（1）损伤机理描述。高温H2S/H2腐蚀+焦粒冲刷损伤机理较有代表性，其原因为：如果介质中含H2S 和H2，并且操作温度大于190℃，则可能发生高温H2S/H2腐蚀。也有资料表明高温硫化物腐蚀发生在约204℃以上的温度。

（2）损伤机理分析。由于裂解原料本身含硫，而且在裂解过程发生高温焦化，因此裂解气中会含有焦粒。从裂解炉出来的裂解气含有H2S 和H2、塔底温度较高（高于204℃），因而会发生高温H2S/H2腐蚀和焦粒冲刷。内部减薄速率保守的定为0.2mm/年。

（3）损伤机理分布。高温H2S/H2腐蚀和焦粒冲刷主要发生在裂解炉对流段下部、裂解炉辐射段、裂解炉出料至塔底的管线、急冷器、急冷油塔底部及塔底回流线等。

2.3.2 碱腐蚀

（1）损伤机理描述。碱腐蚀：高浓度的苛性碱或碱性盐，因蒸发及高传热导致的局部浓缩引起的金属腐蚀。碳钢、低合金钢、奥氏体不锈钢都可能发生碱腐蚀。

（2）损伤机理分析。稀释蒸汽发生塔底部有注碱且温度较高；碱洗系统用碱吸收裂解气中的酸性气体，碱液浓度较高。

（3）损伤机理分布。碱腐蚀和碱开裂主要发生在稀释蒸汽发生系统、碱洗系统等。腐蚀速率保守定为0.2mm/年。

2.3.3 碱腐蚀+碱开裂+碳酸盐开裂

（1）损伤机理描述。接触碳酸盐溶液环境的碳钢和低合金钢，同时在拉应力作用下，使得焊缝附近的表面发生开裂，损伤形态类似于碱开裂，其损伤敏感性与残余应力水平和PH 值有关。

（2）损伤机理分析。稀释蒸汽发生塔底部有注碱且温度较高，塔底进料污水中含有酸性气和碳酸盐; 碱洗系统用碱吸收裂解气中的酸性气体形成碳酸盐，因而会发生碳酸盐开裂。

（3）损伤机理分布。碳酸盐开裂主要发生在稀释蒸汽发生系统、塔底、碱洗系统底部等。腐蚀速率保守取为0.2mm/年。

2.3.4 湿硫化氢破坏+酸性水腐蚀

（1）损伤机理描述。湿硫化氢破坏：碳钢和低合金钢在含水和硫化氢环境中所发生的损伤。

酸性水腐蚀：包含硫化氢且pH 值在4.5 ～7.0 的酸性水引起的金属腐蚀损伤形态。

（2）损伤机理分析。乙烯裂解原料石脑油中不可避免的含有H2S，H2O 以及其它硫化物，经裂解后碱洗前，冷却过程中所有走工艺介质、中质油、急冷油、急冷水、工艺水、燃料油、污油等存在液态水的设备和管道。

（3）损伤机理分布。ET-3201 上部，ET-3202 上部等以及与之相连的换热设备和管道。腐蚀速率保守的定为0.2mm/年。

2.4 降低风险的建议

（1）腐蚀检测，对装置的主要设备及管线，注意生产过程中pH 值的监测，分析腐蚀状况及腐蚀趋势。（2）壁厚监测，在装置中设定固定位置的测厚点进行定期测厚，对于有保温的设备及管线可设置活动保温盒，方便测厚。（3）对全面检验过程中已发现严重腐蚀部位，适当考虑进行材质升级。（4）装置的循环水、冷却水、蒸汽要定期进行水质分析，控制水质pH。

2.5 RBI 检验最终结果

（1）本次RBI 检验范围包含乙烯装置压力容器289 台，1794 条压力管道，检验未见严重减薄或开裂现象；与前期评估装置中压力容器和压力管道的腐蚀速率偏差基本符合正态分布，评估预测的腐蚀速率0.2mm/年及风险与实际基本符合。

（2）该装置中主要的潜在失效机理有：内部腐蚀减薄（包括均匀腐蚀减薄和局部腐蚀减薄）、应力腐蚀开裂、外部腐蚀、机械损伤四大类；本次评估共划分物流回路12 个，腐蚀回路11 条。

（3）利用检验数据对装置风险等级进行了修正，为装置风险的动态管理奠定了基础。

（4）根据检验前乙烯装置2015 年6 月安全风险分析结果，该装置没有安全风险为高风险的设备；安全风险为中高风险的容器单元为104 个，管道为142 条；安全风险为中风险的容器单元为419 个，管道为1846 条；安全风险为低风险的容器单元为226 个，管道为2988 条。

（5）基于2021 年6 月乙烯装置中评估压力容器和管道的安全风险分析结果。

通过对比检验前后数据可知，该装置实施检验后，装置在2021 年的整体风险水平有所降低，中高风险的容器单元降低了4 个，中高风险的管道单元降低了392 个。

（6）根据检验后乙烯装置的RBI 风险评估结果可知，在一个检验周期内，随着装置运行时间的增加，装置的风险水平越来越高，至2021 年6 月30 日，装置中不含高风险单元，装置中风险和低风险设备所占比例约为80%，少量设备仍占据装置大部分安全风险，重点关注少量风险较大的设备，可有效地控制装置的安全风险。

（7）该装置应完善工艺操作规程，严格控制温度和压力等工艺参数的稳定，尽量避免温度的骤然升降以及超温或超压运行，造成的其他损伤。同时加强安全阀在线检查、日常巡检、年度检查等，发现有腐蚀严重、泄漏现象的安全阀采取有效措施。

3 结语

RBI 技术分析在实施过程有效降低设备的开盖率，提高大检修计划的有效性；同时RBI 分析项目为检测计划提供依据；为大修合理分配检修费用提供了依据，提高了备件管理效率，为装置大修设备、管线材质升级提供依据。装置完成第一次RBI 分析结果后，应组织车间管理人员学习，设备管理人员学会用分析结果指导日常维护及装置检修，从而避免维护维修的盲目性，达到安全经济检修的目的。RBI 的分析数据及结果不仅可以用于制定设备检验策略，还可以用于企业设备管理及安全管理的各个环节，发挥更大作用。

目前，国内化工企业装置在RBI 分析过程中所使用的评估软件仍是依靠进口软件技术。但是，国内设备管理水平、管理方式与国外不尽相同，我们在推广RBI 风险管理应用的同时，应组织相关科研机构开发符合我国各类装置的RBI 风险评估软件，这对下一步推动RBI 应用有着重要意义。