Опыт диагностики трубных змеевиков технологических печей малобюджетными приборами

Об авторах

Сотрудники отдела технического надзора НПЗ «Азернефтьяг» Госнефтекомпании Азербайджана:

Необходимо войти для просмотра
Ахундов Фаик Гюльмамед оглы
Начальник отдела.
Общий стаж работы в НК 1l лет.
II уровень SNT-TC-1A по RT, UT, MPI,
а также II уровень по EN 4179, EN 473, EASA AMC 145.A.30.(f)4.
Круг интересов - тепловой контроль

Необходимо войти для просмотра
Мамедова Асия Бахши гызы
Ведущий инженер.
Общий стаж работы в НК 12 лет

Необходимо войти для просмотра
Мамедов Эмин Имамеддин оглы
Инженер


Одним из основных узлов технологических установок нефтехимических процессов являются технологические печи, точнее - трубные змеевики этих печей. В силу происходящих процессов условия работы в печах по праву считаются наиболее агрессивными: с одной стороны - химически активный продукт под высоким давлением и температурой, а с другой - мощное термическое воздействие. В связи с этим надзор за безопасной эксплуатацией трубных змеевиков считается одним из наиболее важных и первостепенных. Во время эксплуатации надзор за техническим состоянием осуществляется визуально при помощи «гляделок» или смотровых окон для определения состояния трубчатого змеевика, трубных решеток, подвесок и кронштейнов, а также при помощи приборов - набором термопар и термометров, установленных в камерах конвекции и радиации для снятия и слежения за температурой технологического процесса согласно эксплуатационному регламенту. Исходя из этого, основную часть диагностических мероприятий приходится выполнять во время запланированных остановок при проведении ремонтных и профилактических работ. В целях экономии средств на приобретение дорогостоящих систем диагностики, на наш взгляд, все-таки можно, довольствуясь малобюджетными приборами, провести детальные и, что немаловажно, точные измерения и получить исчерпывающую информацию о состоянии оборудования и узлов.

Рассмотрим в качестве примера применение малобюджетных приборов для определения технического состояния технологической печи вакуумного блока установки первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ 2 (рис. 1).

Производительность этой установки 2 млн. т в год, температура в камере радиации вакуумной печи 580 оС, число потоков - 2, число секций - 4, число форсунок - 8. Изоляция печи выполнена Ceramik Fiber Blanket 102 мм, габаритные размеры печи: диаметр 5906 мм, высота камеры радиации 10974 мм, материал трубного змеевика Х9М.

Во время проведения плановопрофилактических ремонтных работ на установке был произведен визуальный осмотр трубных змеевиков непосредственно в камере радиации. В результате на трех из четырех имеющихся секций был обнаружен прогар (рис. 2).


При детальном осмотре прогоревших труб на их поверхности были обнаружены области вспучивания (рис. 3). Эти участки были зачищены абразивными материалами и произведен замер толщины при помощи малобюджетного ультразвукового толщиномера марки «Булат 1», который показал, что утонение составило всего 3 % от первоначальной толщины трубы (при том, что трубный змеевик эксплуатируется на протяжении 8 лет). Твердость материала труб, замеренная при помощи твердомера марки Time TH-130, составила по шкале Бринелля более 520 НВ. С такими параметрами данный змеевик, изготовленный из стали марки Х9М, согласно нормативно-технической документации (ИТН-77, раздел 1.5, пункт в) должен отбраковываться - допустимо превышение не более 270 единиц НВ. Как известно, трубные змеевики, изготовленные из жаропрочной стали, должны хорошо сопротивляться ползучести и обладать высокой кратковременной и длительной прочностью при высокой температуре. Жаропрочность зависит от межатомных связей сплава. В сплавах на одной и той же основе можно значительно увеличить жаропрочность легированием, так как при этом возрастает прочность межатомных связей и повышается температура рекристаллизации. Однако довольно высокая твердость, превосходящая нормативные параметры, приводит к хрупкости материала, что в конечном итоге вызывает разрыв труб и, как следствие, разгерметизацию змеевика и пожар.


Хотелось бы обратить внимание еще и на тот факт, что бывают также случаи так называемого «ложного прогара», способные дать неверную картину дефекта. Специфика работы данных печей заключается в способности работать как на природном газе с теплотой сгорания топлива Q = 6500 ÷ 9000 ккал/м3, так и на мазуте Q = 9500 ÷ 10850 ккал/ кг. Во время подготовки оборудования к ремонту в силу объективных и субъективных причин происходит попадание топочного мазута на поверхность труб. По регламенту проведения ремонтных работ на технологических печах змеевики подвергают термическому воздействию как с наружной, так и с внутренней стороны с целью удаления образовавшегося на внутренних стенках нефтяного кокса. При проведении этих работ оставшиеся пятна топочного топлива начинают тлеть на поверхности труб, что вызывает их поверхностное структурное изменение, проявляющееся в виде почернения и шелушения металла. При измерении твердости приборы показывают повышенную твердость, однако опыт показал, что, зачистив эти участки при помощи шлифовальной машины и повторно замерив твердость, получаем совсем другие значения, которые не выходят за рамки отбраковочных параметров.

На наш взгляд это связано с тем, что жаропрочные свойства стали (длительная прочность, предел ползучести) в значительной степени зависят также от микроструктуры, термической обработки, размера зерна, наличия легкоплавких примесей и других компонентов. В данном случае под термической обработкой ни в коем случае не подразумевается непосредственное горение топочного материала на поверхности труб, что вызывает частичное повышение твердости материала, вызывающее ошибочное мнение о дефектности змеевика в целом.

На основании анализа полученных значений было принято решение и выдано заключение о непригодности к дальнейшей эксплуатации данного змеевика. Трубный змеевик был демонтирован и заменен на новый. Исследуя внутреннюю поверхность отбракованных труб, мы обнаружили, что стенки труб изнутри покрыты толстым слоем нефтяного кокса, доходящим в некоторых местах до 5 мм, который активно мешал теплообмену проходящего по трубам продукта (рис. 4).


Причинами образования этого кокса, а также запредельных параметров твердости труб являются, как мы считаем, неподготовленность сырья к переработке, неотрегулированность топочных форсунок, нарушение температурного режима эксплуатации печи. Поэтому персонал вынужден был поднимать температуру в камере радиации с целью достижения необходимой температуры и работать на температурном пределе, вследствие чего на поверхности труб стали образовываться области с эффектом «Rhino-Hide» (рис. 5), т. е. «шкура носорога» - мелкие поверхностные вспучивания и усталостные трещины, а также расслоение металла, имеющие характерное распределение по высоте труб, что подтверждает их «термическое» происхождение.


Наряду с выявлением дефектов, составлением заключения нами были разработаны рекомендации для обслуживающего персонала с целью исключения таких происшествий в будущем. Соблюдение указаний регламента и правил эксплуатации, профессиональный технический надзор плюс неразрушающий контроль - это, на наш взгляд, гарантия безопасной и долговечной эксплуатации оборудования, в чем, собственно, и заключается главная цель проведения неразрушающего контроля.

Литература

1. Анкит В. Новый метод выявления коррозионных повреждений труб. - В мире НК. 2006. № 1(31). С. 39-41.

2. Шрейберг Г. К., Перлин С. М., Шибряев Б. Ф. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности / Справочное руководство. - М.: Машиностроение, 1969, с. 76-92.

3. ИТН-77. Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств. - Волгоград: 1978, с. 15-46.

4. Лейбо А. Н. Справочник механика нефтеперерабатывающего завода. 1963, с. 5, табл. 1.2