煉油裝置專業(yè)化腐蝕檢查嘗試與建議

張雅新

（中國石油遼陽石化公司機動設備處 遼陽 111003）

煉油裝置專業(yè)化腐蝕檢查嘗試與建議

張雅新

（中國石油遼陽石化公司機動設備處 遼陽 111003）

隨著加工原油的多樣化和劣質(zhì)化日趨嚴重，煉油裝置的腐蝕問題越來越突出。設備與管道的腐蝕問題已成為制約煉化裝置長周期運行的瓶頸，而專業(yè)化腐蝕檢查則是煉化行業(yè)有效應對裝置腐蝕的可行方法。通過公司裝置停產(chǎn)大檢修期間進行專業(yè)化腐蝕檢查的嘗試，在分析總結(jié)專業(yè)化防腐檢查的基礎上，得出重點裝置設備與管道的腐蝕原因與防腐措施，及時消除裝置的腐蝕隱患。建議公司將裝置檢修與專業(yè)化腐蝕檢查有機結(jié)合并形成制度，為煉化裝置的設備與管道防腐提供有力的技術(shù)支撐，保障裝置的“安穩(wěn)長滿優(yōu)”運行。

煉油裝置 腐蝕檢查 專業(yè)化

煉油裝置專業(yè)化腐蝕檢查是做好設備與管道防腐工作的重要手段，是裝置常規(guī)檢驗的有效補充。在某煉油裝置停產(chǎn)大檢修中，借鑒煉化裝置專業(yè)化腐蝕檢查的成功經(jīng)驗，重點對五套煉化裝置中208臺設備和185條管道進行了專業(yè)化腐蝕檢查的嘗試，通過對專業(yè)化腐蝕檢查的報告分析總結(jié)，提出了重點裝置設備與管道的防腐措施，繪制腐蝕回路圖，建議將裝置檢修與專業(yè)化腐蝕檢查有機結(jié)合并形成制度，可以有效避免裝置因泄露、堵塞等原因發(fā)生非計劃停工，為煉化裝置的設備與管道防腐提供技術(shù)支持，以保障裝置的運行受控和長周期。

1 專業(yè)化腐蝕檢查的裝置概況

本次專業(yè)化腐蝕檢查的煉化裝置有550萬t/年常減壓蒸餾裝置（A裝置）、160萬t/年延遲焦化裝置（B裝置）、160萬t/年加氫裂化裝置（C裝置）、200萬t/年加氫精制裝置（D裝置）和100萬t/年加氫裂化裝置（E裝置），其中包括塔器20臺（占比5.1%）、容器62臺（占比15.8%）、換熱器82臺（占比20.8%）、加熱爐及空冷器各22臺（各占比5.6%）共計設備208臺和管道185條（占比47.1%），各裝置腐蝕檢查設備與管道統(tǒng)計見圖1。

圖1 各裝置專業(yè)化腐蝕檢查設備與管道統(tǒng)計

專業(yè)化檢查發(fā)現(xiàn)重點問題，延遲焦化裝置10項、常減壓蒸餾裝置8項，是重點腐蝕裝置，腐蝕較為嚴重的設備有換熱器17臺、塔器3臺、管道9條，其中換熱器的腐蝕問題數(shù)量是重點腐蝕問題總量的58.6%，其次是管道和塔器，所占比例分別為31.1% 和10.3%，這說明換熱器、管道及塔器仍是煉化裝置的腐蝕重點部位，是防腐工作的重點。

2 腐蝕檢查技術(shù)手段

針對此次腐蝕檢查情況，由于涉及全場廠各個裝置，因此腐蝕檢查手段根據(jù)腐蝕機理的不同，本次腐蝕檢查主要采用了宏觀和微觀等檢查方法。用專用的電磁超聲、POCKET UT等測厚儀對金屬剩余厚度進行檢測；通過X熒光光譜儀對材質(zhì)不明的管線設備進行檢測分析，以幫助判斷管線設備材質(zhì)；對點蝕坑和腐蝕溝槽進行量化測量；用內(nèi)窺鏡、渦流檢測等手段檢查換熱器管束、空冷管束等結(jié)垢情況和清洗后的內(nèi)壁表面腐蝕形貌；取失效部位或腐蝕產(chǎn)物、鹽垢、水垢、循環(huán)水水樣等，進行相關(guān)的物理化學檢測；腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析。綜合考慮設備腐蝕形貌、測厚數(shù)據(jù)與化學數(shù)據(jù)分析等，評價整套裝置的腐蝕情況。

3 腐蝕檢查的程序

設備在進行清洗除污后，首先進行宏觀檢測，確定可疑發(fā)生減薄的部位，并且直接排查設備、管道是否發(fā)生穿孔泄露等損害。

在電磁、超聲波等測厚儀的輔助檢測下，確定檢測部位的厚度，此外如若設備記錄臺賬不清晰明確，還需借助X熒光光譜儀進行材質(zhì)分析。

在不易直接檢測的部位，如換熱器管束內(nèi)部，空冷管束內(nèi)部，根據(jù)情況分別采取內(nèi)窺鏡、渦流等檢測手段，來獲取完備的影響、波形等信號資料。

現(xiàn)場采樣完畢后，實驗室中繼續(xù)進行一系列的物理化學檢測。

最終根據(jù)現(xiàn)場獲取的一手檢測資料，以及實驗室分析數(shù)據(jù)，綜合考慮得出該設備、以及整個裝置的腐蝕情況。

4 重點煉化裝置腐蝕檢查的問題分析與建議

4.1 延遲焦化裝置

●4.1.1 裝置腐蝕情況

160萬t/年延遲焦化裝置專業(yè)化腐蝕檢查，重點集中在塔器、換熱器、容器、加熱爐、空冷器及部分高溫管線上，其中塔器4臺、換熱器23臺、容器6臺、加熱爐3臺、空冷器8臺，總計44臺，管道58條，查出腐蝕問題的換熱器7臺和管道3條。

●4.1.2 典型腐蝕問題分析與建議

分餾塔后冷器E4205A/B/C/D管板及管內(nèi)結(jié)有較厚的硬質(zhì)垢層，部分管束被垢物堵死，嚴重影響換熱效率，管板有較明顯垢下腐蝕，腐蝕形貌見圖2。

圖2 E4205A管板垢物腐蝕形貌

數(shù)據(jù)及原因分析：對E4205A管板上所結(jié)垢物進行取樣分析，結(jié)果見表1，垢物的組成有43%為氧化鋁，14.9%為三氧化二鐵以及少量的酸性不溶產(chǎn)物。滲鋁（浸鋁）層在循環(huán)水的環(huán)境中會發(fā)生腐蝕，形成的腐蝕產(chǎn)物氧化鋁附著在管板及管內(nèi)，不但影響換熱效果，而且發(fā)生垢下腐蝕。三氧化二鐵的含量也占據(jù)一定比例，以及少量酸性產(chǎn)物的存在，證明腐蝕環(huán)境為弱酸性環(huán)境，材質(zhì)主要受到氧化腐蝕的侵害。主要原因循環(huán)水中含有酸性離子，導致設備一直處于弱酸性的流動環(huán)境中。不斷沖刷與弱酸性的環(huán)境共同耦合的作用下，導致了大量結(jié)垢。

表1 E4205A垢樣分析

措施建議：禁止換熱器備臺在循環(huán)水側(cè)進行滲鋁（浸鋁）處理，可采用涂層+犧牲陽極的聯(lián)合保護措施。

4.2 常減壓蒸餾裝置

●4.2.1 裝置腐蝕情況

550萬t/年常減壓蒸餾裝置專業(yè)化腐蝕檢查，重點集中在塔器、換熱器、容器、加熱爐、空冷器及三頂?shù)蜏毓芫€和部分高溫管線，其中塔器4臺、換熱器20臺、容器14臺、加熱爐12臺、空冷器2臺，管線22條，查出腐蝕問題的塔器2臺、換熱器3臺和管道3條。

●4.2.2 典型腐蝕問題分析與建議

1）C1002塔頂上部塔壁有黃色浮銹，銹皮下有少量蝕坑，做過防腐處理的部分涂層已脫落，低溫部位塔板浮閥腐蝕脫落（見圖3）；C1004塔頂封頭和塔上段塔壁上有黃色浮銹，銹皮下有麻點和蝕坑，上部填料段內(nèi)填料腐蝕減薄嚴重，已基本破碎散于槽中（見圖4）；常頂油氣管線P-1037管道內(nèi)壁腐蝕較嚴重，管壁上有浮銹，銹皮下有蝕坑。做過防腐處理的內(nèi)表面涂層已起皮脫落，管道內(nèi)壁腐蝕沖刷較嚴重（見圖5）。

圖3 C1002塔頂塔板浮閥腐蝕脫落

圖4 C1004減壓塔減頂填料腐蝕形貌

圖5 P-1037管道內(nèi)壁腐蝕沖刷形貌

原因分析：C1002塔頂和C1004上段塔頂?shù)蜏夭课籋2S+HCl+H2O腐蝕較明顯，從而對設備造成較嚴重的“露點”腐蝕，工藝防腐措施實施的效果不好易加重H2S+HCl+H2O腐蝕。減壓塔C1004上段填料腐蝕減薄嚴重基本破碎，是因為填料安裝過程中在高溫下進行切割，導致填料邊緣材質(zhì)退化和填料材質(zhì)形成電位差，在H2S+HCl+H2O腐蝕環(huán)境下，與該處物料異常的沖刷腐蝕交互影響所導致腐蝕減薄更加迅速。P-1037管道內(nèi)壁嚴重腐蝕，主導因素是原油中的鹽水解后生成HCl同時原油中含有不易脫除的有機氯，不論原油中含硫、酸值高低，只要含鹽就會引發(fā)這種腐蝕，工藝防腐措施實施的效果不好易加重H2S+HCl+H2O腐蝕[1]。

措施建議：

（1）常壓塔上段塔盤和浮閥更換使用。

（2）材質(zhì)升級：減壓塔C1004上段填料使用316L不銹鋼，整體安裝。管線可考慮使用抗腐蝕的雙相鋼。

（3）嚴格控制電脫鹽后原油中的含鹽含水量，適當提高塔頂溫度。

（4）采用有效的工藝防腐措施：中和劑應該采用注有機胺+氨水，在揮發(fā)線上應該注水溶性的緩蝕劑，而不是油溶性緩蝕劑。

（5）注劑系統(tǒng)改造：注劑系統(tǒng)在每個塔的注劑點采用一臺注劑泵，方便調(diào)節(jié)注劑量和注劑種類。對塔頂冷凝水定期化驗，以評價三注的效果。

（6）采用新型涂料，同時嚴格執(zhí)行噴涂程序，形成高硬度的陶瓷層，保證涂層的防腐效果。

（7）增加監(jiān)測系統(tǒng)：嚴格控制塔頂冷凝水的pH值，增設pH探針監(jiān)測中和劑和水量的效果。在塔頂回流罐水包安裝電化學探針以監(jiān)測腐蝕狀況。在塔頂換熱器出口和空冷器出口安裝電化學探針監(jiān)測緩蝕劑的使用效果。

2）初頂水冷器E-1510/1管板和管口外有垢物，除去后未見明顯腐蝕。管束外表面有少許垢物，腐蝕輕微。折流板和拉筋腐蝕嚴重（見圖6）。

圖6 E-1510/1管束零件腐蝕嚴重形貌

原因分析：該設備管束材質(zhì)為雙相鋼，但是折流板和拉筋材質(zhì)為碳鋼，材質(zhì)等級較低，與雙相鋼形成電位差，在運行過程中產(chǎn)生較為嚴重的電化學腐蝕，導致折流板和拉筋先于管束失效，影響設備的使用壽命。

措施建議：對折流板和拉筋的材質(zhì)改造升級成和管束材質(zhì)一致，避免電位差情況的發(fā)生。

4.3 加氫裂化裝置

●4.3.1 裝置腐蝕情況

160萬t/年和100萬t/年加氫裂化裝置專業(yè)化腐蝕檢查，重點集中在塔器、換熱器、容器、加熱爐、空冷器及部分管道上，其中塔器9臺、換熱器22臺、容器27臺、加熱爐5臺、空冷器9臺，總計72臺，管道70條，查出腐蝕問題的塔器1臺、換熱器5臺和管道2條。

●4.3.2 典型腐蝕問題分析與建議

1）脫丁烷塔頂后冷器E1109管程（水側(cè)）管箱表面附著大量塊狀黑色垢物，清洗后表面呈現(xiàn)大量較大面積的腐蝕凹坑；管板附著大量泥垢，部分管口堵塞（見圖7）。

原因分析：水冷器有內(nèi)漏問題，管束材質(zhì)升級為304后仍內(nèi)漏堵管。循環(huán)水流速慢易造成管內(nèi)結(jié)有水垢、污泥等，加劇水冷器管束的腐蝕傾向。有時出于節(jié)能目的，控制工藝指標，往往采用換熱設備上的閥門控制循環(huán)水流速來實現(xiàn)，這樣會使管內(nèi)循環(huán)水流動狀態(tài)改變，造成流速過低。

措施建議：增加脫丁烷塔頂切水的化驗分析頻次和分析項，例如鐵離子、氯離子。同時注意切水質(zhì)量，防止油品含水量過高。對循環(huán)水水質(zhì)進行管理，嚴格監(jiān)測并控制循環(huán)水各項監(jiān)測指標；設置取樣口觀測循環(huán)水中含油的狀況。

圖7 后冷器E1109管程（水側(cè)）腐蝕形貌

2）脫丁烷塔頂后冷器E1109管束外側(cè)發(fā)現(xiàn)腐蝕穿孔漏點，見圖8。

原因分析：E1109殼程介質(zhì)為含硫化氫等腐蝕性介質(zhì)的油氣，此次檢修在管束外側(cè)發(fā)現(xiàn)由物料側(cè)引起的腐蝕穿孔漏點。

措施建議：類似這種物料側(cè)含有強腐蝕性介質(zhì)的水冷器，可考慮升級設備材質(zhì)，因為此類設備一旦發(fā)生泄漏，將導致整個循環(huán)水系統(tǒng)內(nèi)的設備都受到腐蝕。

圖8 后冷器E1109管束腐蝕形貌

4.4 加氫精制裝置

●4.4.1 裝置腐蝕情況

200萬t/年加氫精制裝置專業(yè)化腐蝕檢查，重點集中在塔器、換熱器、容器、加熱爐、空冷器及部分管道上，其中塔器3臺、換熱器17臺、容器15臺、加熱爐2臺、空冷器3臺，總計40臺，管線35條，查出腐蝕問題的換熱器2臺和管道1條。

●4.4.2 典型腐蝕問題分析與建議

對管道 HG11504 進行了外檢與測厚檢查，該段管道起點C9102A一級出口終點新氫壓縮機級間冷卻器E9104A，E9104A殼程進口端第三個彎頭測厚發(fā)現(xiàn)3個點有明顯減薄，最小值為5.47mm，原設計材質(zhì)20#、管徑DN150，壁厚11mm，減薄較為明顯，測厚數(shù)據(jù)見表2。

表2 管線彎頭處測厚情況（mm）

原因分析：根據(jù)該部位的介質(zhì)新氫，鋼材在氫浸潤的環(huán)境下，由于氫原子會通過壁面滲入到鋼材本體內(nèi)部，在鋼材空穴處重新結(jié)合成氫分子，產(chǎn)生氫鼓泡等現(xiàn)象[1]。氫鼓泡的產(chǎn)生，使得鋼材的真實有效厚度，已經(jīng)是氫鼓泡處的厚度，因而可認為該部位的主要腐蝕機理是氫腐蝕與氫致開裂（氫脆HE）。

措施建議：更換管道，升級管道材質(zhì)。

5 專業(yè)化腐蝕檢查模式的應用前景

通過裝置停產(chǎn)大檢修專業(yè)化腐蝕檢查的嘗試，對具有專業(yè)性、及時性、準確性的檢查模式，可以完善推廣。

1）對消除裝置腐蝕隱患發(fā)揮積極作用。本次對5套煉化裝置中208臺設備、185條管道進行專業(yè)化腐蝕檢查，發(fā)現(xiàn)重點腐蝕問題的設備20臺、管道9條，及時向檢修裝置反饋，并提出防腐措施和建議。檢修裝置根據(jù)檢修的實際情況，及時整改消除隱患，對檢修效果和縮短檢修時間發(fā)揮了積極的作用。

2）專業(yè)化腐蝕檢查管理逐步規(guī)范。通過技術(shù)交流、招標、標的比對等形式，確定檢查單位。指定機動設備部門和各裝置專業(yè)負責人，協(xié)調(diào)配合開展工作，通過每日現(xiàn)場對接會，及時提出問題和整改建議，以日報形式反饋檢查情況。

3）專業(yè)化腐蝕檢查技術(shù)逐步完善。專業(yè)化公司有專家顧問、技術(shù)人員，職責分工明確，檢查報告效率高，保證腐蝕檢查的全面和深入到位，在檢查儀器配置和實驗室分析檢測手段上更具專業(yè)化，同時引用國際先進的腐蝕檢查技術(shù)，提高了系統(tǒng)性和專業(yè)化水平，能夠?qū)BI與腐蝕檢查情況結(jié)合，通過風險分析確定重點檢查部位，效果較好，值得推廣應用。

6 結(jié)論

在分析總結(jié)專業(yè)化防腐檢查的基礎上，得出重點裝置設備與管道的腐蝕原因與防腐措施。

1）專業(yè)化腐蝕檢查過程的完整性。從源頭查出裝置防腐的關(guān)鍵點，準確限制腐蝕因素，起到主動防御的作用，在裝置大檢修中值得推廣。根據(jù)專業(yè)化腐蝕檢查報告，建立并完善主要裝置腐蝕回路圖、設備檔案中的腐蝕與防腐記錄[1]。

2）加強腐蝕監(jiān)測。建議對本次專業(yè)化腐蝕檢查所發(fā)現(xiàn)的腐蝕較嚴重部位，結(jié)合長周期規(guī)劃，積極開展RBI監(jiān)測工作，分析腐蝕速率及腐蝕趨勢，通過風險評估和消減措施，以指導安全生產(chǎn)[1]。

3）加強工藝防腐優(yōu)化措施。建議定期對油品、注劑成分和使用效果、腐蝕介質(zhì)采樣分析，嚴格控制電脫鹽后原油中的含鹽含水量[1]；中和劑應該采用注有機胺+氨水，在揮發(fā)線上應該注水溶性的緩蝕劑，而不是油溶性緩蝕劑；在每個塔的注劑點設一臺注劑泵，方便調(diào)節(jié)注劑量和注劑種類，工藝防腐更具有實效性。

4）加強循環(huán)水水質(zhì)管理。嚴格監(jiān)測并控制循環(huán)水各項指標，避免采取調(diào)節(jié)冷換設備出入口閥門控制工藝指標方法；避免因循環(huán)水流速過低產(chǎn)生生物粘泥和垢下腐蝕；及時調(diào)整水冷器運行參數(shù)，做好循環(huán)水溫度及流速控制。建議在裝置循環(huán)水出口總管處加電化學探針，在水冷器出水管管口處設置取樣口以觀測循環(huán)水中含油狀況[2]。

5）加強設備防腐措施。對較大的換熱器，特別是脹管或異種金屬連接的換熱器，一般采用犧牲陽極保護措施；嚴禁換熱器循環(huán)水側(cè)進行滲鋁（浸鋁），可考慮采用TH-901或新技術(shù)涂料的表面處理技術(shù)；不銹鋼管束整體材質(zhì)應保持一致，避免電化學腐蝕發(fā)生；嚴重腐蝕的管道應考慮材質(zhì)升級[1-2]。

6）開展設備防腐蝕專題攻關(guān)。對常減壓三頂腐蝕問題、水冷器腐蝕問題、加氫結(jié)鹽問題等，要長期高度關(guān)注，解決因此問題造成裝置非計劃停工的措施。

7）建議將裝置檢修與專業(yè)化腐蝕檢查有機結(jié)合并形成制度，為煉化裝置的設備與管道防腐提供有力的技術(shù)支撐，保障裝置的“安穩(wěn)長滿優(yōu)”運行。

[1] 中國石化股份公司煉油事業(yè)部等.煉油裝置防腐策略[M].中國石化股份公司煉油事業(yè)部出版，2008.

[2] GB 50050—2007 工業(yè)循環(huán)冷卻水處理設計規(guī)范[S].

Trial and Suggestions on Professional Corrosion Inspection of Oil Refining Unit

Zhang Yaxin
(PetroChina Liaoyang Petrochemical Company Machinery and Equipment Division Liaoyang 111003)

With increasingly serious of diversification and inferior of processing crude oil, corrosion problem of equipment in refining unit is increasingly highlighted. Equipment and pipeline corrosion has become the bottleneck of long term operation of the refinery, and professional corrosion inspection is the feasible method for effective response to the device corrosion of the refining industry. Through professional corrosion inspection during the device shutdown overhaul, based on the analysis and summary of specialization anticorrosion checks, corrosion causes and anti-corrosion measures for the key equipment and pipeline are obtained, which would help to eliminate the corrosion risks. It is suggested that equipment maintenance and corrosion inspection should be combined and formed as a system by company, to provide strong technical support for anti-corrosion of equipment and pipeline in refining plant, and to protect device with "safe long full excellent" run.

Oil refining unit Corrosion inspection Professional

X933.4

B

1673-257X(2017)05-0039-05

10.3969/j.issn.1673-257X.2017.05.009

張雅新(1967～)，女，本科，高級工程師，從事腐蝕與防護研究管理工作。

張雅新，E-mail: zhangyx-ly@petrochina. com.cn。

2016-08-04）