腐蝕控制手冊(cè)在常減壓裝置停工檢修中的應(yīng)用

邱東聲 張旭亮 劉忠連 徐 建 金 波 郭巧霞 林志強(qiáng)

（中海石油寧波大榭石化有限公司，浙江 寧波 315000）

0 引言

常減壓裝置作為原油加工的首道工序，是煉油中的龍頭裝置。由于原油中存在硫、氮、酸、氯以及重金屬和其他雜質(zhì)，因此常減壓裝置的腐蝕問題尤為突出，存在較大的安全風(fēng)險(xiǎn)。腐蝕控制手冊(cè)的制定，依據(jù)煉油裝置防腐蝕策略、API 571和API 581等一系列標(biāo)準(zhǔn)，分析各種工藝環(huán)境下可能發(fā)生的腐蝕損傷機(jī)理，及其對(duì)相關(guān)設(shè)備和管道產(chǎn)生的影響[1-3]。同時(shí)通過對(duì)這些損傷機(jī)理的分析，提出有效的工藝防腐和設(shè)備防腐策略，指導(dǎo)運(yùn)行期間和停工檢修期間的腐蝕防控。

本文基于某石化企業(yè)225萬(wàn)噸/年瀝青裝置在2021年停工檢修的腐蝕檢查需求，通過腐蝕控制的手冊(cè)的指導(dǎo)，進(jìn)而有效準(zhǔn)確的識(shí)別該裝置的易腐蝕部位，并對(duì)其提出后續(xù)的防控策略。

1 裝置概況

該企業(yè)225萬(wàn)噸/年瀝青裝置，采用常減壓-減粘聯(lián)合工藝，加工原油600萬(wàn)噸/年。設(shè)計(jì)選用原料油為綏中36-1、曹妃甸和西江原油，年開工時(shí)數(shù)為8400小時(shí)，操作彈性60%～110%。考慮到將來的發(fā)展，常壓爐、減壓爐、減粘爐、空氣預(yù)熱器、常壓塔、減壓塔、電脫鹽罐均按原油加工能力800萬(wàn)噸/年設(shè)計(jì)。225萬(wàn)噸/年瀝青裝置是該企業(yè)煉油裝置的“龍頭”裝置，其主要作用是將原料原油分餾成不同組分的中間產(chǎn)品，不同產(chǎn)品分別供應(yīng)下游二次加工裝置。

裝置主要由原油換熱部分、原油電脫鹽部分、原油閃蒸塔系統(tǒng)、常壓蒸餾系統(tǒng)、減壓蒸餾系統(tǒng)以及減粘裂化系統(tǒng)組成。

2 腐蝕控制手冊(cè)

2.1 腐蝕機(jī)理描述

通過對(duì)裝置工藝流程和原油性質(zhì)的分析，原油類型為高酸低硫原油，主要的腐蝕機(jī)理及易發(fā)生的部位如表1所示。其中最為典型的腐蝕類型為：低溫（≤120℃）輕油部位的H2O+H2S+HCl腐蝕；高溫（＞220℃）重油部位的高溫環(huán)烷酸腐蝕。

表1 225萬(wàn)噸/年瀝青裝置損傷機(jī)理

2.2 腐蝕回路劃分

為控制裝置腐蝕，需了解裝置各工藝段的腐蝕特性。將裝置劃分為不同的腐蝕回路，每個(gè)腐蝕回路均擁有相近的腐蝕特性參數(shù)，如腐蝕性物質(zhì)種類、溫度、壓力等。本次常減壓裝置風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估共劃分腐蝕回路25條，如表2所示。

表2 225萬(wàn)噸/年瀝青裝置腐蝕回路表

2.3 腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

每條腐蝕回路結(jié)合介質(zhì)和材質(zhì)等因素對(duì)可能存在的所有腐蝕問題進(jìn)行分析，并且對(duì)風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行評(píng)估，結(jié)果如圖1所示。從圖中可以看出，該常減壓裝置較高風(fēng)險(xiǎn)的腐蝕機(jī)理為沖蝕、高溫環(huán)烷酸腐蝕H2O+H2S+HCl型腐蝕，主要發(fā)生在CC-05閃底油至常壓塔進(jìn)料回路、CC-09常壓塔底回路、CC-12常壓塔頂回路、CC-14減壓蒸餾（高溫）回路等。

圖1 225萬(wàn)噸/年瀝青裝置腐蝕風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估矩陣圖

3 停工檢修案例

根據(jù)腐蝕的腐蝕控制手冊(cè)的指導(dǎo)內(nèi)容，在停工檢修期間對(duì)常減壓裝置存在腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的部位進(jìn)行了系統(tǒng)的檢查。以下結(jié)合此期間檢查出的典型腐蝕案例進(jìn)行分析。

3.1 低溫部位腐蝕案例

腐蝕控制手冊(cè)指出常壓塔頂部位介質(zhì)為石腦油組分和油氣，主要含有硫化氫、氯化氫和水等腐蝕性介質(zhì)，在不同的工藝條件下呈氣態(tài)、氣液兩相和液相。油氣中含有水蒸氣、氯化物、硫化物、氨氮，在溫度低于水的露點(diǎn)時(shí)會(huì)出現(xiàn)冷凝水導(dǎo)致出現(xiàn)鹽酸露點(diǎn)腐蝕。HCl在初凝區(qū)最具腐蝕性，此處大量HCl進(jìn)入少量水相，由于露點(diǎn)處溫度較高，NH3卻不易溶于水，從而導(dǎo)致pH值最低可達(dá)1～2，形成腐蝕環(huán)境，在HCl、H2S和水共存的環(huán)境下還存在H2O+H2S+HCl型腐蝕[4,5]。

對(duì)常壓塔進(jìn)行腐蝕檢查過程中發(fā)現(xiàn)常壓塔上部焊縫有整圈裂紋，塔頂封頭與筒體的連接焊縫最為嚴(yán)重，現(xiàn)場(chǎng)焊縫裂紋部位如圖2所示。為了查明焊縫開裂的原因，對(duì)已拆除的舊筒節(jié)進(jìn)行取樣分析，材質(zhì)為S32205+16MnR，所處介質(zhì)為化工輕油、含鹽污水、塔頂不凝氣（含H2S、HCl等）。

圖2 現(xiàn)場(chǎng)焊縫開裂部位圖片

對(duì)焊縫位置樣品做表面金相，結(jié)果如圖3所示，圖3（a）為裂紋位置拋光態(tài)，可見試樣非金屬夾雜物無(wú)異常。圖3（b）為腐蝕后的裂紋位置，圖片左側(cè)為S32205，金相組織為奧氏體鐵素體雙相不銹鋼，右側(cè)為熱影響區(qū)。圖3（c）為該缺陷位置全局圖，圖片左側(cè)為焊縫區(qū)域，可見裂紋從焊縫萌生，向焊縫兩側(cè)擴(kuò)展。

圖3 試樣表面金相圖片

對(duì)試樣表面進(jìn)行EDS分析，結(jié)果如圖4所示。由圖可見，裂紋位置C、O元素含量較高，并存在1.6Wt%的S和0.2Wt%的Cl元素。由此推測(cè)，環(huán)縫焊接接頭表面附近存在一定的表面焊接缺陷，在HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)境中，裂紋由缺陷處萌生，并在熱影響區(qū)和不銹鋼區(qū)域拓展。并且在使用的過程中，內(nèi)部處于氯化物水溶液環(huán)境中，存在拉應(yīng)力、溫度、氯化物水溶液的共同作用下造成表面開裂[6]。

圖4 裂紋位置微區(qū)成分分析

3.2 高溫部位腐蝕案例

腐蝕控制手冊(cè)指出減壓塔底介質(zhì)為減壓塔底油，介質(zhì)溫度高于220℃以上，主要以高溫環(huán)烷酸腐蝕為主。經(jīng)減壓蒸餾，減底油中含有的硫化物、氮化物、環(huán)烷酸進(jìn)一步升高，在高溫環(huán)境下對(duì)碳鋼造成高溫硫腐蝕和高溫環(huán)烷酸腐蝕，腐蝕形態(tài)為均勻腐蝕和局部沖刷腐蝕。低的硫含量在高環(huán)烷酸的環(huán)境下形成的鈍化膜可溶于環(huán)烷酸，環(huán)烷酸的腐蝕會(huì)加劇[7,8]。

對(duì)減壓塔進(jìn)行腐蝕檢查過程中發(fā)現(xiàn)減壓塔10#人孔擋液板腐蝕嚴(yán)重，呈現(xiàn)篩孔狀已失效，對(duì)北側(cè)46塊擋液板進(jìn)行整體更換；一級(jí)分布槽隔板有一處裂紋，一處腐蝕穿孔，兩處腐蝕部位如圖5所示。分析認(rèn)為減壓塔腐蝕主要由環(huán)烷酸腐蝕造成的，原設(shè)計(jì)按曹妃甸原油酸值2.5mgKOH/g左右設(shè)計(jì)的，實(shí)際加工蓬萊、秦皇島原油酸值都達(dá)3mgKOH/g以上。原油摻煉受市場(chǎng)因素及儲(chǔ)罐容量影響，有時(shí)還出現(xiàn)過單煉現(xiàn)象。最近幾年原油酸值在2.5～3mgKOH/g，主要腐蝕類型為環(huán)烷酸腐蝕。

建議加強(qiáng)高酸原油腐蝕機(jī)理研究，強(qiáng)化不同原油油種的日常評(píng)價(jià)分析，建立高酸原油性質(zhì)、原油酸值、酸度分析和操作參數(shù)控制制度。

4 結(jié)語(yǔ)

（1）通過腐蝕控制手冊(cè)對(duì)常減壓裝置的工藝流程和設(shè)備進(jìn)行分析，獲得了該裝置設(shè)備和管道的具體風(fēng)險(xiǎn)水平和主要失效機(jī)理，因此識(shí)別和管理好這些易腐蝕的部位，能夠極大地提升管理效率和管理水平；

（2）腐蝕控制手冊(cè)指出該常減壓裝置的主要風(fēng)險(xiǎn)為常壓塔低溫部位的H2O+H2S+HCl型腐蝕以及常壓塔、減壓塔高溫部位的環(huán)烷酸腐蝕；

（3）腐蝕控制手冊(cè)能夠起到對(duì)常減壓裝置停工檢修期間腐蝕檢查的指導(dǎo)作用，比如易腐蝕部位的識(shí)別、腐蝕原因的分析以及后續(xù)的防控策略。