常減壓蒸餾裝置腐蝕檢查分析

孫麗麗，張立金，梁春蕾

(1.中國石化青島石油化工有限責任公司，山東青島 266043;2.合肥通用機械研究所，安徽合肥 230000)

常減壓蒸餾裝置腐蝕檢查分析

孫麗麗1，張立金1，梁春蕾2

(1.中國石化青島石油化工有限責任公司，山東青島 266043;2.合肥通用機械研究所，安徽合肥 230000)

中國石化青島石油化工有限責任公司自加工高酸原油以來，設備、管線的腐蝕加劇，給防腐工作帶來新的課題和挑戰(zhàn)，尤其是常減壓裝置低溫系統(tǒng)腐蝕尤為嚴重，常頂及頂循系統(tǒng)多臺設備及管線多次出現(xiàn)腐蝕泄漏，給裝置長周期安全運行造成很大影響。為全面掌握加工高酸原油對設備及管線的腐蝕情況和腐蝕規(guī)律，我們利用裝置停工檢修期間對常減壓裝置開展了腐蝕調(diào)查，對設備及管線進行了全面腐蝕檢查和定點測厚，對每臺設備腐蝕形態(tài)和腐蝕情況進行分析總結(jié)，查找存在的腐蝕隱患。將腐蝕檢查結(jié)果進行總結(jié)，對腐蝕機理進行了分析，為以后開展防腐工作和設備大檢修提出合理化建議。

環(huán)烷酸 高硫原油 腐蝕檢查 腐蝕機理

1 概況

該公司自2009年6月1日起進行加工高酸原油適應性改造，2009年9月底項目中交，11月11日改造后的常減壓裝置正式生產(chǎn)運行，設計加工原油硫的質(zhì)量分數(shù)為0.91%，酸值為2.95 mgKOH/g。裝置規(guī)模達到3.5 Mt/a。

2010年4月下旬至2011年5月份加工原油平均酸值為2.27 mgKOH/g，硫平均質(zhì)量分數(shù)為0.51%。加工高酸原油以來，一段時間電脫鹽系統(tǒng)運行一直不正常，脫后原油含鹽量嚴重超標，且?guī)畤乐兀斐沙核敁]發(fā)線和頂循線腐蝕嚴重。

常減壓蒸餾裝置于2011年6月7日至14日停工檢修，同時對裝置重點設備(塔、加熱爐、容器、冷換等)進行腐蝕檢查，及時發(fā)現(xiàn)設備、管線存在的腐蝕隱患，全面掌握裝置的腐蝕情況，并及時消除安全隱患，保證裝置在下周期安全平穩(wěn)運行，也為我們下一步開展防腐管理工作提供指導性意見。

2 裝置腐蝕檢查具體情況

2.1 加熱爐

對常壓爐和減壓爐輻射段爐管外觀檢查、測厚、滲透檢測(以下簡稱PT檢測)未見明顯腐蝕和劣質(zhì)化。輻射室爐管為316L材質(zhì)，去除灰垢后表面光亮，爐管本體和焊縫良好，無腐蝕跡象，無鼓脹變形，敲擊聲音清脆。分別抽查3～4條彎頭焊縫PT檢測未發(fā)現(xiàn)表面缺陷。

2.2 塔

(1)閃蒸塔

閃蒸塔T1101為利舊設備，16MnR材質(zhì)，原設計壁厚14 mm，現(xiàn)進料段筒體最小壁厚為12.35 mm，有一定減薄。

T1101自上而下塔壁及人孔蓋銹蝕明顯，去除銹層后塔壁凹凸不平。進料段碳鋼襯板焊縫多處腐蝕穿透，本次檢修已重新貼0Cr13板。受液槽受進料沖刷腐蝕的一側(cè)邊板腐蝕減薄嚴重，最薄處已不足1 mm。

進料線為DN400，進料線彎頭和直管最小壁厚分別為8.0 mm和9.2 mm，說明彎頭存在一定的沖刷腐蝕減薄。

該塔操作溫度為217～229℃，內(nèi)壁為明顯的均勻腐蝕和局部沖刷腐蝕，腐蝕機理為220℃溫度下高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕。

(2)常壓塔

常壓塔T1102塔頂材質(zhì)是20R+0Cr13Al，塔下半部分材質(zhì)是20R+316L。塔頂封頭和上層塔壁腐蝕明顯，內(nèi)表面銹蝕嚴重、凹凸不平，局部點蝕明顯，塔頂人孔點蝕嚴重。0Cr13Al襯板焊縫根部腐蝕嚴重，出現(xiàn)低于母材的腐蝕溝槽。焊縫根部點蝕坑明顯大于母材，這也是最終造成焊根部位出現(xiàn)腐蝕溝槽的一個重要原因。

常壓塔上部4層塔盤(49～52層)，尤其是51層塔盤點蝕嚴重，并明顯減薄，部分浮閥脫落。塔盤支撐梁同樣存在嚴重點蝕。第52層塔盤厚度為3.5 mm，除點蝕外無明顯均勻腐蝕減薄;第51層塔盤(頂循回流層)厚度僅2.65 mm，除點蝕嚴重外，均勻腐蝕減薄也較為明顯。51、52層塔盤已進行更換。

頂循抽出塔盤(第49層)背部測厚無明顯減薄。

常頂循回流塔內(nèi)分布管外觀檢查發(fā)現(xiàn)100 mm裂紋，經(jīng)光譜分析該管錯用鉻錳系奧氏體不銹鋼201材質(zhì)和301材質(zhì)(設計材質(zhì)為0Cr13);后經(jīng)PT檢測發(fā)現(xiàn)多處裂紋，已無法修復，已緊急更換為20#管線。該部位為典型的奧氏體不銹鋼的Cl－應力腐蝕開裂。

常一抽出部位油泥較多，塔壁及塔盤無明顯腐蝕。

常二及以下高溫部位使用316L材質(zhì)，塔壁、塔盤光亮，無明顯腐蝕。常壓轉(zhuǎn)油線入口處塔壁及管口光亮，未見明顯環(huán)烷酸腐蝕。

測厚情況:

常壓塔塔壁厚度比原始設計厚度低約0.3～0.6 mm，但外觀檢查無明顯腐蝕痕跡。下封頭設計為18+3 mm，實測值要低1.3 mm，可能是制造時沖壓減薄造成的。

(3)汽提塔

無明顯腐蝕

(4)減壓塔

減壓塔T1104材質(zhì)為20R+316L，整個腐蝕檢查是自上而下進行的，減二中及以上部位塔壁光亮、填料完好，焊縫無腐蝕。塔內(nèi)管線、集油箱、受液槽也表面光亮無腐蝕。

第三段、第四段填料腐蝕明顯，大面積散落，部分落入集油箱中，第三段南北各有1處填料散落后留下500 mm×500 mm左右的空當，北面高約700 mm，南面高約400 mm。但塔壁、集油箱光潔完好，焊縫也無明顯腐蝕。

此次停工對第四段填料進行了修補，第五段填料(減三線下返填料)腐蝕嚴重，進行了全部更換。填料材質(zhì)由316L換為317L，厚度由原來的0.2 mm改為0.25 mm。分析原因主要是由于第五段填料分布管有一短節(jié)(長度約60 mm)用錯材質(zhì)，打光譜是321材質(zhì)，原設計是316L材質(zhì)，該短節(jié)下半圓基本腐蝕掉。對填料的沖刷腐蝕特別嚴重。

減過汽化油抽出塔壁光亮，填料較厚，也光亮無腐蝕。

測厚情況:

減壓塔設計上部Ф4200 mm處筒體厚度為18+3 mm，實測最小壁厚為 20.13 mm;中部Ф6800處筒體設計厚度為22+3 mm，實測最小壁厚為23.4 mm。上部和中部實測壁厚分別比設計值低0.87 mm和1.6 mm。從內(nèi)部外觀檢查來看，該塔塔壁光亮、無明顯腐蝕，因此壁厚差值為原始制造造成的。

2.3 容器

(1)常頂汽油回流罐

常頂汽油回流罐V1103內(nèi)壁、接管、集液包有明顯銹蝕，去除浮銹后表面凹凸不平，但各部位所得測厚數(shù)值相差不大，未發(fā)現(xiàn)明顯的局部減薄。筒體設計壁厚12 mm，現(xiàn)最小10.61 mm，有一定減薄，但考慮到使用時間較長，腐蝕速率約0.1 mm/a，在允許范圍內(nèi)。

本設備操作溫度50℃，材質(zhì)為碳鋼，主要的腐蝕機理是濕硫化氫應力腐蝕開裂、酸性水腐蝕和保溫層下腐蝕。如果“三注”工藝不穩(wěn)定，也可能產(chǎn)生氯化氨腐蝕和鹽酸腐蝕。

(2)減頂油氣分水罐

減頂油氣分水罐V1104人孔內(nèi)壁銹蝕嚴重，表面有大量浮銹，去除后表面凹凸不平。其余部位銹蝕情況相對較輕，但也比較明顯，筒體表面呈現(xiàn)凹凸不平。筒體實測壁厚為8.56 mm。有明顯減薄。

集液包及其接管外壁銹蝕比較嚴重，可能是由于保溫不合格造成保溫層下腐蝕。油氣出口接管彎頭測厚值在4.35 mm左右，設計值為5.5 mm，腐蝕減薄明顯，建議對出口接管及其彎頭定期測厚，如發(fā)現(xiàn)腐蝕減薄嚴重，及時更換。

本設備內(nèi)部的主要腐蝕機理是酸性水腐蝕和濕硫化氫應力腐蝕開裂，外壁有明顯的保溫層下腐蝕。

(3)瓦斯分液罐

高壓瓦斯分液罐V1106總體狀況良好。筒體內(nèi)壁有輕微銹蝕，測厚未發(fā)現(xiàn)明顯減薄。封頭內(nèi)壁有輕微銹蝕，原始壁厚12 mm，實測最小壁厚11.55 mm，可能是制造時沖壓造成的。

低壓瓦斯分液罐V1107總體狀況良好。筒體及封頭內(nèi)壁光滑，無明顯腐蝕跡象，測厚亦未發(fā)現(xiàn)明顯減薄。封頭建造壁厚12 mm，實測最小壁厚11.63 mm;筒體建造壁厚10 mm，實測最小壁厚9.75 mm。

2.4 換熱器

本次停工共抽芯換熱器9臺:常頂換熱器E1301A、常頂循換熱器E1201AB、渣油換熱器4臺(E1105A、E1106A、E1204A、E1205A)、渣油水冷器E1133AB。拆外頭蓋換熱器22臺:E1111AD，E1112AB，E1113AB，E1114A-D，E1209A-D，E1210AB和 E1211A-D。其中 E1301A更換了管束。

(1)常頂換熱器

管板表面有銹蝕，管束與管板接頭腐蝕明顯、結(jié)垢較多，部分管頭焊肉腐蝕掉，甚至已與管板齊平，管束外表面涂料基本完好。

油氣出口第1個彎頭腐蝕減薄嚴重，最小厚度僅4 mm(原壁厚6.5 mm)，第2個彎頭也減薄明顯，第3個彎頭則相對較好。本次停工將A、B和C三臺換熱器的出口第一個彎頭全部進行了更換，更換的彎頭內(nèi)表面銹蝕嚴重，凹凸不平。

常頂油氣先經(jīng)過E1301A、B和C后才進入空冷，因此換熱器油氣中的HCl容易冷凝，對管束和油氣出口管線造成嚴重的鹽酸腐蝕。建議對油氣出入口管線，尤其是油氣出口第1、第2個彎頭做好定點測厚。

(2)常頂循換熱器

管箱、殼體內(nèi)壁有明顯銹蝕，表面凹凸不平。測厚未發(fā)現(xiàn)嚴重局部減薄。換熱管板表面及管束外表有銹蝕，未發(fā)現(xiàn)明顯結(jié)垢。

管程介質(zhì)常頂循油，有可能存在銨鹽垢下腐蝕。

(3)閃底油—減渣換熱器

減渣走殼程，閃底油走管程。管束為316L材質(zhì)，管箱和殼體使用316L復合板，抗高酸油腐蝕能力強。

E1114AB殼程接管建造壁厚9 mm，實測最小壁厚7.44 mm，光譜分析發(fā)現(xiàn) Mo含量不足2.5%，因此壁厚減薄不排除腐蝕原因造成的。該接管所連接的彎頭則無明顯減薄(實測最小壁厚7.77 mm，設計規(guī)格為DN200 mm×8 mm)。建議對殼體上接管和彎頭定期測厚確定其腐蝕情況。

E1211AB和E1211CD殼體建造壁厚14+3 mm，實測最小壁厚分別為16.13 mm和16.3 mm，而操作參數(shù)類似的E1114的殼體實測厚度在16.5 mm左右，E1211殼體下次檢修時應重點檢查。殼程接管建造壁厚9 mm，實測最小壁厚分別為7.9 mm和7.6 mm，差距較大，對此接管應定期測厚。接管所連接彎頭實測最小壁厚分別為8.27 mm、7.54 mm(設計8 mm)。該部分管線也是Mo含量不足2.5%，建議對殼體上接管和彎頭定期測厚確定其腐蝕情況。

E1111AB和E1111CD殼體建造壁厚16+3 mm，實測最小壁厚分別為18.15 mm和18.47 mm，E1111AB的殼體厚度和設計相差較大。殼體接管實測厚度大于公稱壁厚，而接管所連彎頭實測值分別為7.0 mm和7.08 mm，明顯低于設計的DN200 mm×8 mm，可能存在沖刷腐蝕。該部分管線也是Mo含量不足2.5%，建議對殼體上接管彎頭定期測厚確定其腐蝕情況。

E1209CD殼程接管厚度大于公稱壁厚，但E1209C殼體上接管彎頭實測最小壁厚為7.0 mm，明顯低于設計的DN200 mm×8 mm，可能存在沖刷腐蝕。該部分管線也是Mo含量不足2.5%，建議對殼體上接管彎頭定期測厚確定其腐蝕情況。

2.5 空冷器

常頂空冷器A1101A內(nèi)窺鏡抽查26根，1 m內(nèi)未見明顯腐蝕，管板、管頭有輕微銹蝕，焊肉基本完好。常頂循空冷器A1107A抽查24根，管板、管頭有明顯銹蝕、凹凸不平，管頭形狀基本完好，只有正對油氣入口處有一根管的管頭已與管板平齊，可能是沖刷腐蝕。拆除部分翅片進行管外測厚，沒有明顯腐蝕減薄。

2.6 泵

經(jīng)檢查常頂循泵P1106A葉輪及泵殼腐蝕減薄明顯，泵出入口邊沿已沖刷腐蝕成鋸齒狀，如圖1和圖2所示。

常頂循泵的腐蝕和常頂循管線的腐蝕情況相對應。

2.7 轉(zhuǎn)油線

減壓轉(zhuǎn)油線內(nèi)壁光亮、焊縫完好，測厚、PT檢測未見明顯腐蝕。減壓轉(zhuǎn)油線人孔焊縫有一小段焊肉缺失，不像腐蝕所致，懷疑是現(xiàn)場組焊質(zhì)量問題，補焊即可。減壓轉(zhuǎn)油線不同部位的壁厚測量值較均勻，無明顯局部腐蝕減薄，與外觀檢查情況一致。

圖1 泵入口腐蝕Fig.1 Corrosion of the pump inlet

圖2 泵出口腐蝕Fig.2 Corrosion of the pump outlet

常壓轉(zhuǎn)油線入常壓塔前法蘭焊縫及彎頭焊縫里氏硬度測量值偏高(見表1)，硬度偏高跟儀器誤差有一定關(guān)系。

表1 轉(zhuǎn)油線外壁焊縫里氏硬度Table 1 Transfer line the outer wall of the weld hardness

對常壓轉(zhuǎn)油線進行MT表面檢測、UT檢測均未發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象。考慮到該管線一年多來運行良好，且不接觸腐蝕介質(zhì)，因此硬度偏高不影響正常使用。

2.8 其他管線

常頂循抽出管線腐蝕減薄明顯，尤其是塔頂抽出彎頭年初曾發(fā)生腐蝕泄漏，腐蝕速率可達3 mm/a，外觀檢查泄漏處已薄如紙片。常頂循管線已整體更換。通過對拆除的頂循管線進行測厚分析，發(fā)現(xiàn)第二個彎頭內(nèi)彎最薄處只有2.5 mm，外彎6.6～6.8 mm，而第一個彎頭是外彎減薄嚴重，說明是沖刷腐蝕為主，而第二個彎頭以氨鹽垢下腐蝕為主，以后要有重點進行監(jiān)測。

3 腐蝕分析

本裝置主要的腐蝕介質(zhì)有:硫化氫以及硫化物、氯化氫以及氯化物、環(huán)烷酸。

3.1 低溫(≤120℃)輕油部位 HCl-H2S-H2O腐蝕

3.2 高溫(≥220℃)部位的高溫硫/環(huán)烷酸腐蝕

硫腐蝕主要取決于介質(zhì)中含硫化物的種類、含量和穩(wěn)定性。參與腐蝕的有效硫化物包括H2S、單質(zhì)硫、硫醇(R-SH)等活性硫，且易分解為H2S和單質(zhì)硫的硫化物含量越高，則腐蝕性就越強。此外，硫腐蝕和環(huán)烷酸、H2腐蝕相互影響。

硫腐蝕與溫度有關(guān)，明顯的腐蝕發(fā)生在230℃以上。當溫度達到350～400℃時，硫化氫分解為單質(zhì)硫，比硫化氫有更強的活性，腐蝕更加劇烈。在此溫度下低級硫醇也能與鐵直接反應發(fā)生腐蝕。由于溫度較高，也會促使一些非活性硫化物分解成活性硫化物S、H2S和硫醇，這些活性硫化物又與金屬反應，并隨著溫度升高而加劇，最嚴重腐蝕發(fā)生在425℃。

特別是有酸(如環(huán)烷酸)存在時，酸和FeS反應破壞了保護膜，腐蝕會進一步發(fā)生，增強了硫化物的腐蝕。

由于高溫環(huán)烷酸腐蝕發(fā)生于液相，因此在汽液兩相、流速沖刷區(qū)及產(chǎn)生湍流區(qū)腐蝕會加劇。嚴重腐蝕的部位一般多發(fā)于高流速地段。

高溫環(huán)烷酸腐蝕常與高溫硫腐蝕相伴，而且硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕是一個連續(xù)統(tǒng)一體，一方面硫腐蝕生成的硫化亞鐵膜在一定程度上可減緩腐蝕，另一方面環(huán)烷酸又可溶解保護性硫化亞鐵膜，使腐蝕繼續(xù)進行。當H2S質(zhì)量分數(shù)在一個適度的范圍內(nèi)時才可明顯抑制環(huán)烷酸沖刷腐蝕，而當H2S質(zhì)量分數(shù)超過一定值時，高流速可去除保護性硫化物膜，形成硫沖刷腐蝕，并且環(huán)烷酸的存在可協(xié)同加速腐蝕，使其腐蝕速率甚至高出環(huán)烷酸沖刷腐蝕，

4 建議

(1)加強原料控制和運行管理

裝置所用原料尤其是酸值應符合設計要求。加強“一脫三注”，提高脫后含鹽及三頂冷凝水鐵離子含量合格率。

(2)工藝防腐優(yōu)化

2010年5～12月份常壓塔和減壓塔塔頂冷凝水pH值多分布在9～10，鐵離子含量基本全部超標，應該降到7～9為宜。應根據(jù)腐蝕在線監(jiān)測情況，及時調(diào)整工藝操作，加強“三注”的管理。

(3)材質(zhì)普查

常減壓車間的設備材質(zhì)等級較高，建造中很可能出現(xiàn)材質(zhì)錯用，本次發(fā)現(xiàn)的減壓塔第五段填料分布管錯用321便是一個例子。建議下次停工檢修時對可能發(fā)生替代用材的部位進行材質(zhì)普查。

(4)加強腐蝕監(jiān)測

增加常壓塔頂及減壓塔頂冷凝水每周檢測的頻次。加強在線數(shù)據(jù)的分析，并根據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)及時調(diào)整工藝操作。

(5)加強車間設備腐蝕檔案的管理。

Analysis of Corrosion in Atmospheric－vacuum Distillation Unit

Sun Lili1，Zhang Lijin1，Liang Chunlei2
(1.SINOPEC Qingdao Petrochemical Co.，Ltd.，Qingdao，Shandong 266043;2.Hefei General Machinery Research Institute，Hefei 230031)

Ever since the high－TAN crude was processed in the atmospheric－vacuum distillation unit，the corrosion of equipment and piping has become increasingly aggravated，which imposed a great challenge to the corrosion protection.The corrosion of low－temperature system of the atmospheric－vacuum distillation unit was serious，and many equipment and piping in atmospheric overhead and overhead recycle system suffered from corrosion leakages，which had a great impact on the longterm safe operation of the unit.In order to know the corrosion and corrosion laws of the equipment and piping in processing high－ TAN crude oils，a corrosion investigation was conducted in the atmospheric distillation unit during the scheduled turnaround.The corrosion was examined and thickness of specified location was measured for the equipment and piping，and the corrosion form and corrosion conditions of each piece of equipment were analyzed and summarized to locate the corrosion potential.The corrosion mechanisms were studied and appropriate recommendations were proposed for the future corrosion protection and equipment maintenance.

naphthenic acid，high － TAN crude oil，corrosion examination，corrosion mechanisms

TE985.9

B

1007－015X(2012)02－0022－05

2012－02－ 07;修改稿收到日期:2012－03－25。

孫麗麗(1975－)，女，工程師。1999年畢業(yè)于石油大學機械系，現(xiàn)在該公司機動處從事防腐管理工作。E－mail:sunlili.qdsh@sinopec.com

(編輯 王菁輝)