几种常见漏点原因分析与处理

郭晓东

（山西潞安煤基清洁能源有限责任公司，山西 长治 046200）

引言

化工装置在生产过程中，有的设备及管道由于受温度、压力、腐蚀、振动、机械伤害等等因素的影响发生变化甚至破裂而引起内部介质向外泄露产生漏点。特别是煤化工等石化行业，漏点多发、类别多样，经常性发生轴封泄漏、法兰泄漏、焊缝泄漏等，若不能得到正确的控制和消除，往往会引起难以想象的危害，如发生火灾、爆炸、中毒、人身伤亡、环境污染、经济损失、噪声及腐蚀。所以，本文通过列举、分析我公司发生过的几种典型漏点及处理措施来提出对漏点管理的几点建议。

1 典型漏点分析及处置

1）如图1 所示，气化装置G4 S1501 反吹气压力表15PI0003 根阀管道焊缝发生裂纹泄漏，泄漏介质CO2、N2，压力8.6 MPa，温度230 ℃。现场查看裂纹，位于防静电焊接片与管道焊缝位置，裂纹沿着焊肉边沿延伸，分析原因为原始施工时焊接防静电连接片焊接电流过大熔融太深（管道壁厚4.5 mm），焊接存在缺陷，系统压力高，运行一段时间后裂纹扩大导致泄漏。由于涉及系统运行，无法隔离处理，采取了做防脱拉卡子加强处理，待停车后彻底处理；并对其他系统同样位置泄漏情况进行了类比排查。

图1 15PI0003 根阀管道焊缝裂纹泄漏图

2）公用工程厂在工艺外管6#路巡检时发现132轴疏水站低压火炬气伴热管线处出现沙眼，岗位技术人员现场查看后联系检修人员现场处理；检修人员查看位置后对沙眼位置进行铆固处理，消除泄漏。分析原因：一是工艺外管伴热管线使用年限较长，管线管壁长时间受介质冲刷，导致管道与管箍焊缝接口处出现沙眼；二是伴热管线焊接时未彻底融透，存在夹渣现象；三是疏水阀为热动力式，回凝不畅导致蒸汽伴热压力高低波动，冲刷严重。火炬气伴热管线沙眼，如图2 所示。

图2 火炬气伴热管线沙眼图

3）基础油厂在巡检时发现29100-COO1 异构脱蜡循环氢压缩机仪表接线口存在润滑油渗漏的情况，与仪表厂技术人员现场确认后，因漏点位置是压缩机温度和振动探头的连接线并挂有联锁，为防止消漏过程中触发联锁造成压缩机停车，暂定为接油处理，待压缩机停车后对此漏点进行彻底消除。分析原因：一是C001 压缩机仪表接线口内密封胶套材质为丁晴橡胶，压缩机在运行过程中温度较高使密封胶套老化密封不严。二是压缩机温度和振动探头的连接线孔开口位置较低在机身中部，压缩机在运行过程中润滑油机身内壁进入仪表接线管。压缩机仪表接线口润滑油渗漏，如图3 所示。

图3 压缩机仪表接线口润滑油渗漏图

4）气化装置G2 四层C1601 出口温度计16TI0010A 温度计套筒与主管角焊缝处泄漏，安排带压堵漏人员对泄漏部位进行防脱卡具尺寸测量；两天后卡具制作完成开始安装防脱卡具，但作业过程发现泄漏部位裂缝有扩大趋势，作业停止，进行系统停车、重新进行焊接处理如图4 所示。原因分析：一是C1601 出口温度计16TI0010 套管根焊接过程中坡口小，焊接不饱满。二是气化炉合成气接管焊缝处日常巡查不到位。

图4 温度计套筒与主管角焊缝泄漏

5）低温油洗单元在巡检过程中，发现油洗空冷器A201C 出口管线与主管相连的三通处漏LPG，具体位置为空冷出口隔离阀后如图5 所示。因不能进行停车处理，现场采取了对漏点位置进行在线带压堵漏、加强日常巡检、对LPG 管线进行定期测厚以监控管线腐蚀情况，并决定在来年大修期间对部分管线更换不锈钢材质（包括泄漏管段）。分析原因：一是焊接缺陷，管道材质为普通碳钢，现场泄漏的介质为LPG，该管线为油洗A201C 出口管线三通处焊接缺陷，油洗开车后，LPG 管线投用，长周期运行过程中三通处缺陷逐步扩大；二是介质腐蚀，LPG 为酸性介质，管线为碳钢，腐蚀加剧焊口缺陷泄漏。

图5 空冷器出口管与主管相连三通处漏LPG 图

6）如图6 所示，硫回收单元制酸烟囱入口法兰焊缝处出现腐蚀泄漏。该漏点2019 年11 月第一次泄漏后，我公司利用2020 年4 月系统停车期间对法兰焊缝处进行贴板补焊，并在入口法兰内部敷设玻璃鳞片漆。2021 年装置运行约2 个月后此处焊缝再次出现腐蚀，对此，我公司采取临时监控措施并计划在2022 年系统停车窗口期按制酸单元酸性尾气管线原始施工要求，对制酸烟囱入口法兰管道敷设四氟内衬，进行彻底处理。原因分析：一是硫回收紧急停车过程中系统带酸不彻底，导致管道内硫酸冷凝积存腐蚀管道；二是制酸烟囱（管道材质为0Cr18Ni9，管道无四氟内衬，现场泄漏的介质为酸液，分析质量分数为12%）尾气排放中存在酸雾凝液，尾气长时间排放，酸雾凝液积存于烟囱入口管处，且由于法兰焊缝焊接余高存在，使得废酸长时间积存，导致管道腐蚀引起泄漏。

图6 制酸烟囱入口法兰焊缝腐蚀泄漏图

7）2021 年10 月11 日转化单元工艺人员在巡检时发现氧化炉B 炉辐射段氧气与5.0 MPa 蒸汽混合三通处有滴水现象，经拆保温排查后发现氧气与蒸汽混合三通本体及后端直管段第一道焊缝处出现裂纹泄漏缺陷，2021 年10 月30 日，对缺陷三通及管段进行切除更换，并对切下三通进行测厚及着色检查，检查发现缺陷三通本体有三道细小裂纹长度约5 cm，壁厚未出现明显减薄现象，且内壁无明显冲刷痕迹；在三通后直管段第一道焊缝（出现裂纹焊缝）存在4 mm错边。原因分析：一是该三通输送介质为经加热炉B炉对流段加热后的氧气（温度约为350 ℃），该股氧气在进入辐射段二次加热前在出问题三通处配入一定量的2.4 MPa～2.5 MPa 中压蒸汽进行系统水碳比调节，配入蒸汽理论温度约为340 ℃，两介质温度较为接近，故理论不存在水汽凝结冲刷情况；二是对该三通处配入2.4 MPa～2.5 MPa 中压蒸汽配入量分析，系统蒸汽配入氧气大部分通过进对流段三通实现，通过进辐射段三通处配入较少，蒸汽在进三通前10 m 左右管段的温降作用下，蒸汽温度出现下降，部分凝结，在三通处出现轻微液击，导致三通本体出现裂纹，焊缝错边导致液击对焊缝作用力增大，致使焊缝处出现裂纹缺陷。拟采取的防范措施：一是转化装置开车前，充分对蒸汽进对流段和辐射段管线进行暖管，确保温度在220℃以上；二是转化装置开车后，在满足工况水汽比要求的前提下，调整5.0 MPa 蒸汽通过辐射段三通及对流段三通的蒸汽量配入量，确保两处蒸汽入炉前温度；三是将氧气进加热炉辐射段三通及对流段三通纳入停车例行检查项目，对三通及三通后第一道弯头前管段进行着色探伤检查及壁厚测量检查。

8）2021 年11 月4 日转化单元工艺人员在巡检过程中发现E202 入口管道弯头处存在有滴水现象，期间转化单元E202 设备处于蒸汽升温阶段，拆除保温排查后发现入口管道远传温度计TI-22212 套管直管段出现裂纹泄漏缺陷，裂纹长度约为40 mm。E202入口运行介质为原料气（运行温度为550 ℃、运行压力为1.8 MPa，蒸汽升温1.8 MPa，部分氧化炉头470 ℃，蒸汽升温温度约为550 ℃），温度计套管规格为DN40、管材外径为48.3 mm、壁厚为Sch80S（5 mm）、材质为304H，套管长度为300 mm，主管道尺寸为DN400，裂纹位置距离主管根部约为100 mm 处。2021年11 月5 日，对系统进行进行氮气置换，完成对缺陷直管段切割，在保证温度计插深要求的情况下，对套管直管段进行缩短为200 mm（原先套管直管段为300 mm），并在主管支管台上重新焊接，焊接完成后进行着色探伤，未发现问题。E202 入口管道弯头裂纹，如图7 所示。原因分析：一是温度计套管设计过长，开车中压力变化引起管线振动、金属疲劳导致出现裂纹；二是转化单元开车前期系统需要进行蒸汽升温，部分氧化炉温度满足点火要求后引原料气，此管道在运行中长时间高温，加速裂纹缺陷扩大。

图7 E202 入口管道弯头裂纹图

2 结语

通过分析，煤化工设备、管道裂纹及焊缝等漏点前期往往不易发现，一方面在原始焊接施工时部分缺陷已存在，所以必须控制好原始安装、用料、焊接质量，为后期运行减少不必要的停车处理；二是煤化工单位，鉴于连续生产性质，应当长期配备一支专业的带压堵漏队伍保运，尽可能减少停车处理漏点时间；三是要重视日常巡检，及时发现前期隐患，做到监控运行，合理把控停车检修窗口期，彻底消灭漏点。