煉油廠典型設備腐蝕案例分析及防范

徐豪杰，王學剛，李忠信

（中油股份獨山子石化分公司煉油廠，新疆 獨山子 833699）

某煉油廠近期相繼發生蒸餾裝置常頂換熱器、柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器、催化裝置油漿蒸發器等3 起腐蝕泄漏事件，嚴重影響了裝置的安全平穩生產。為消除安全隱患，將腐蝕危害控制在最小范圍內，對這3 起腐蝕案例進行了詳細分析，為今后的腐蝕防護工作提供借鑒。

1 蒸餾裝置常頂換熱器E-102C 腐蝕泄露

1.1 腐蝕形貌

圖1 蒸餾裝置E-102C 腐蝕形貌

從圖1 可以看出，進口管束內壁3 ～5m 處結垢明顯，結垢處HY-99 高溫涂料幾乎全部脫落，垢樣疏松呈暗綠色，垢下有明顯腐蝕坑，局部穿孔。

該換熱器只運行了40 天便發生了泄漏，一方面說明內層涂料并不適用于常頂換熱器腐蝕環境；另一方面也表明常頂氯化銨鹽的垢下腐蝕及露點腐蝕嚴重，常頂注水、注中和劑等工藝措施未完全發揮作用。

1.2 腐蝕機理

該泄漏部位處于露點腐蝕部位，鹽酸、硫化氫等腐蝕溶液易滲透管壁，因此，本文認為E-102C 屬于露點腐蝕為主，氯化銨鹽的垢下腐蝕為輔的常見常頂換熱器腐蝕類型。

腐蝕機理是HCl 和H2S 的自催化腐蝕反應，反應方程式如下。

1.3 腐蝕防護措施

（1）工藝防腐措施。從工藝操作方面看，注水量和氯離子含量對控制E-102 腐蝕至關重要，因此需做好以下方面工作：①通過對注水系統進行改造，將常頂換熱器E-102處注水總線由DN 50 管線改造為DN80 管線，加大注水量至30t/h 左右，使酸露點前移，同時降低NH4Cl 結晶溫度，一方面可以清洗管束內形成的銨鹽，另一方面減少露點腐蝕。②換熱器分支注水進口增加噴頭，提高注水霧化效果；檢修發現泄漏部位易發生在換熱進口管束中上部，通過流體動力模擬，易泄漏區域介質流速偏低，注水效果不佳會導致此部位管束優先泄漏而縮短管束使用壽命。③定期對常頂換熱器E-102 進行水浸泡，溶解管束內的鹽垢，減輕垢下腐蝕。d.氯離子無論對NH4CL 垢下腐蝕還是露點腐蝕都是貢獻最大的因素，因此需要持續做好電脫鹽攻關，降低脫后原油鹽含量。

（2）設備防腐措施。①從設備腐蝕情況來看，碳鋼管束內防腐涂層脫落、鼓泡明顯，在漏點周圍比較明顯，《煉油設備工程師手冊》也不推薦采用表面處理的技術進行防腐，表面處理過程中不可避免產生氣孔，形成電化學腐蝕穿孔。因此可以嘗試使用不帶防腐涂層的碳鋼管束加工藝注劑防腐。②材質升級。鈦材具有優良的耐腐蝕性能，對HCL-H2S-H2O 腐蝕環境有很好的防護效果。目前已采購2 臺鈦材管束，后期將對鈦材和碳鋼內防腐進行效果對比，選取最合適的材料。

2 柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器管束垢下腐蝕

2.1 腐蝕形貌

柴油-低分油換熱器E-206A 管束小浮頭側防沖板正下方油泥堵死，割除防沖板后發現管束正下側2 根管束腐蝕穿孔（圖2）。

圖2 柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器腐蝕形貌

2.2 腐蝕機理

（1）濕H2S 腐蝕。該換熱器管程介質為精制柴油，H2S含量≤20ppm，指標為＜100ppm，管程介質對管束腐蝕影響很小。殼程為低分油、硫化氫、微量水等介質，操作溫度在50℃左右，H2S 含量在4000 ～5000ppm，管殼程均不做Cl-分析。2015 年大修發現管束外表面出現不明顯均勻坑蝕（圖3），判斷該腐蝕為濕H2S 腐蝕。

圖3 歷次檢修管束情況

（2）沖刷腐蝕。該管束材質為09Cr2ALMoRe，是利用耐腐蝕元素Cr-Al-Mo 的低合金化，以及稀土在鋼中微合金化的作用發展起來的新鋼種，H2S 對09Cr2AlMoRE 的腐蝕表現為緩慢的均勻腐蝕，對應力腐蝕不敏感。2016 年4 月更換管束時發現，在介質（低分油）進人殼程的入口處，正對入口部位的管束出現嚴重的沖刷坑蝕（圖4），而兩側無明顯沖刷坑蝕痕跡，2015 年大修時沒有出現這種現象。管程精柴溫度150℃左右，而殼程入口溫度50℃左右，流體溫差較大，再加上進入殼程時體積突然變大，出現沖刷情況。

圖4 2016 年4 月檢修情況

（3）垢下腐蝕。此次檢修后，割除E-206A 小浮頭側管束上的防沖板，發現防沖板下方油泥堵死，油泥中富含有大量H2S，形成垢下腐蝕的溫床，埋在油泥中的換熱管有2 根腐蝕穿孔，最大達到10mm 左右；同時換熱效率下降，防沖板和管板之間溫差變大，導致沖刷腐蝕加劇。

（4）管束結構設計不合理。裝置低分油2 臺換熱器E-206A/B 采用疊加式（A 上B 下）安裝，管程和殼程的介質流程均為串聯（圖5）。每個換熱器管束有2 個全纏繞式防沖板（外周帶側板）。

圖5 換熱器安裝示意圖

結構設計不合理的問題：（1）根據殼程介質流動方向，真正起防沖作用的是“A”的下部和“C”的下部，而“B”和“D”防沖板有沒有必要，值得商榷。（2）4 個防沖板不應該是全纏繞式，而且更不應該在外周帶側板。（3）殼程介質在“D”防沖板下部流速減小，介質中的雜質容易沉積在“D”的下部，而且防沖板外周帶側板，低分油中的焦粉更容易沉積，形成垢下腐蝕。

2.3 防腐措施

（1）更換換熱器管束時將“A”和“C”2 個全纏繞式防沖板改為介質入口處部分防沖板（割除上部，留下部），取消“B”和“D”2 個全纏繞式防沖板。

（2）與廠家及設計對接后，考慮對防沖板進行開孔處理，解決盲區積垢問題。

（3）對管束進行材質升級，采用316 不銹鋼管束。

3 油漿蒸發器管束穿孔

3.1 腐蝕形貌

檢修試壓發現Ⅰ管程從下往上第一排，面向管板右側第二根換熱管產生泄漏（圖6）。

圖6 油漿蒸發器管束腐蝕形貌

3.2 腐蝕機理

（1）蒸發器管束在降液管接口位置存在汽蝕。油漿蒸發器殼體正下方均勻分布3 個降液管接口（圖6 中P1-3），殼體正上方均勻分布5 個升汽管接口，汽包無鹽水由降液管進入蒸發器底部，蒸汽自升汽管進入汽包，利用密度差形成循環。由于第一管程位于最底部，該區域熱負荷最大，大量蒸汽泡互相沖擊破裂對管束表面形成損傷，表面坑蝕嚴重。泄漏管束位置正好位于蒸發器南側P1 降液管入口部位（圖6）。

（2）無鹽水水質不符合國家標準。油漿蒸發器給水為無鹽水，近期分析數據與工業鍋爐水質國家標準GB/T 1576-2008 結果對比如表1。

表1

無鹽水有4 項數據超標，其中硬度和溶解氧影響較大，主要表現在以下2 點：硬度超標：無鹽水中鈣鎂鹽類偏高導致管束外壁結垢；溶解氧超標：氧作為陰極不斷加速電化學腐蝕；同時管束表面形成的Fe（OH）2保護膜遭到破壞，產生Fe（OH）3沉淀，加劇腐蝕。

（3）蒸發器油漿流程不合理。油漿采用下進上出的方式，第一管程位于蒸發器底部，蒸發器第一管程熱負荷最大，產汽量最多，汽液相共存加上蒸汽溢出困難，易導致局部湍流。

3.3 腐蝕防護措施

（1）在管束底部3 處降液管入口部位增加防沖板，降低沖蝕。

（2）油漿改為“上進下出”形式。

（3）增加除氧、除鹽設施，改善無鹽水水質，將目前無鹽水溫度（60℃）提高至設計要求范圍內（75-90℃），降低無鹽水中氧的溶解度。

4 結語

從以上3 起典型設備腐蝕案例可以看出，最大限度地破壞其腐蝕環境是解決設備腐蝕問題的關鍵因素，因此重點做好以下4 個方面的工作：

（1）工藝防腐是關鍵，通過調整一脫三注，優化工藝操作，提升注劑防腐效果。

（2）通過改善防腐層、材質升級等手段，提高設備抗腐蝕能力。

（3）定期組織防腐攻關活動，關注同類裝置腐蝕案例，舉一反三，提高防腐管理水平。

（4）引進在線檢測技術，提前發現腐蝕征兆，做好預知檢修。