常減壓裝置設備腐蝕與防護

摘 要：大慶煉化公司煉油一廠350萬t/a常減壓裝置于1997年建成投產，已連續運行22年，近年來相繼出現冷換設備管束頻繁腐蝕泄漏、減渣泵出口主線與減底一路分支管線腐蝕泄漏等問題。影響裝置長周期安全平穩運行，根據常減壓裝置的原料性質、工藝特點、設備選材情況以及裝置運行過程中出現的設備腐蝕問題，結合日常腐蝕監測數據等資料，對裝置各部進行系統的梳理和篩選，進而來確定腐蝕檢查的重點部位和關鍵設備。

關鍵詞：腐蝕;防護;監測

1 常減壓裝置的主要腐蝕類型

1.1 高溫（≥220℃）部位的高溫硫/環烷酸腐蝕

高溫硫/環烷酸腐蝕發生在230℃以上，350～400℃時腐蝕性最強。在汽液兩相區的汽相冷凝部位，或是高速沖刷及產生湍流區腐蝕將加劇，嚴重腐蝕一般多發于高流速部位。本裝置常壓轉油線熱偶根部、減四線控制閥閥體、減五線泵出口彎頭和管線、減渣泵出口部分分支管線及管件都曾出現過腐蝕穿孔泄漏或嚴重減薄等現象。

1.2 低溫部位的腐蝕

1.2.1 低溫（≤120℃）輕油部位HCl-H2S-H2O系統的腐蝕

原油中的氯鹽加熱會水解生成HCl，形成腐蝕強烈的稀鹽酸腐蝕環境，H2S存在可加速腐蝕;HCl含量越高則腐蝕越嚴重，若原油脫鹽效果不好，則塔頂冷凝系統會造成嚴重腐蝕。腐蝕特點是：一般汽相部位腐蝕輕微，液相部位腐蝕較嚴重;尤其是汽液兩相轉變的部位即“露點”部位最為嚴重。腐蝕的主導因素是原油中的鹽水解后生成的HCl腐蝕設備。

Fe+2HCl——FeCl2+H2

Fe+H2S——FeS+H2

Fe+2HCl——FeCl2+H2S

硫化氫和氯化氫在沒有水存在時，對設備幾乎沒有腐蝕，在氣相變液相的部位，出現露水后，則會出現HCl-H2S-H2O型的腐蝕。

1.2.2 低溫煙氣露點腐蝕

主要發生在加熱爐、空氣預熱器的低溫部位。加熱爐用電燃料中含有硫化物，硫燃燒后全部生成SO2，由于燃燒室中有過量的氧氣存在，所以又有部分SO2進一步氧化形成SO3，在高溫煙氣中的SO3不腐蝕金屬，但當煙氣溫度降到400℃以下時，將與水蒸汽形成稀硫酸。

SO3+H2O——H2SO4

煙氣溫度降至150-160℃時，已達到硫酸的結露溫度，這時稀硫酸就會凝結到加熱爐的受熱面上從而發生低溫硫酸腐蝕，所以又稱之為露點腐蝕。

1.3 循環水垢下腐蝕

通常發生在水冷器的管程，表現為水銹、水垢，以及垢下的坑蝕和局部腐蝕，冷卻水腐蝕往往和結垢伴隨發生。本運行周期內，EW-8、EW-9等多臺水冷器發生管束腐蝕泄漏。

1.4 水汽沖蝕

常減壓裝置蒸汽發生系統和輸送管道由于不飽和蒸汽帶水，水汽沖蝕發生泄漏。本運行周期內，蒸汽發生器ER-2、ER-3/1.2管束發生泄漏，D-20、D-21破沫板多次吹翻，D-20降液管、D-21升汽管多次發生泄漏。

2 腐蝕檢查部位及內容

2.1 主要腐蝕回路

初頂系統、常頂系統、減頂系統、常頂循系統、常底系統、減底系統、常三線、常四線、減三線、常二中、減二中。

2.2 各類設備的腐蝕檢查內容

2.2.1 重點檢查以下部位和內容：

塔一般檢查部位包括封頭、塔壁內外表面、金屬襯里、防腐層，接管法蘭，內件。

①塔封頭、各層塔壁有無蝕坑、裂紋;②金屬襯里檢查有無腐蝕、裂紋，局部鼓包或凹陷;③可能發生腐蝕及變形的內件（塔盤的腐蝕變形，浮閥卡死/脫落，梁、分配板、集油箱、受液槽等的腐蝕及變形）;④熱偶、壓力表的內接口處有無缺焊及局部沖刷腐蝕;⑤可能產生應力腐蝕的部位;⑥封頭過渡部位及應力集中部位，有無變形及宏觀裂紋;⑦“死角”及沖刷部位，有無垢下腐蝕及沖刷腐蝕;⑧焊縫及熱影響區，觀察有無表面宏觀焊接缺陷及宏觀裂紋;⑨接管角焊縫，觀察其焊縫有無表面宏觀缺陷、局部腐蝕;⑩積有水分、濕汽、腐蝕性氣體或汽液相交界處，有無局部腐蝕。容器的腐蝕檢查內容及方法與塔器相同（只是容器無塔盤等內構件）。另外重點檢查集液包的腐蝕及壁厚減薄情況。

冷換設備檢查部位主要有管板、管箱、換熱管、折流板、殼體、防沖板、小浮頭螺栓、接管及聯接法蘭、陽極塊等。重點檢查以下部位和內容：

①易發生沖蝕、汽蝕的管程熱流入口的管端，檢查管板管接頭焊肉有無腐蝕跡象，有無沖蝕、氣蝕，管板有無蝕坑、裂紋;②易發生縫隙腐蝕的殼程管板和易發生沖蝕的殼程入口;③容易產生坑蝕和縫隙腐蝕、應力腐蝕的靠入口側管板的那部分管段;④介質流向改變部位，如換熱設備的入口處、防沖擋板、折流板處的殼體及套管換熱器的U型彎頭等;⑤管束內、外結垢情況。

2.2.2 空冷器重點檢查以下部位和內容：

①外觀檢查空冷管束翅片結垢和變形脫落情況;②管束的管外測厚（拆去部分翅片的部位）。入口和出口管彎頭處沖刷腐蝕嚴重處測厚;③重點檢查集合管正對入口管附近的管端沖刷腐蝕和集合管尾端的幾排管的垢下腐蝕;④管束檢查脹口、管內結垢、腐蝕情況。每個系統的空冷器抽查一臺做內窺鏡檢查，每臺抽取4-8根。

3 腐蝕的防腐措施

3.1 加熱爐操作

燃料含硫量應小于100mg/m3，燃料油含硫量應小于0.5wt%。常頂氣、減頂氣不得未經脫硫處理直接做加熱爐燃料。爐管溫度控制操作時爐管采用20#鋼，操作時應控制爐管表面溫度不超過450℃，爐管采用1Cr5Mo，操作時應控制爐管表面溫度不超過600℃，燒焦時不應超過650℃。露點腐蝕應控制煙氣露點溫度為105℃，控制加熱爐排煙溫度應大于110℃，確保管壁溫度高于煙氣露點溫度5℃。爐管結焦控制為預知加熱爐爐管結焦狀況，日常生產運行過程中，應每年對爐管進行一次熱成像分析。

3.2 低溫部位防腐

注氨水位置：塔頂油氣管線;類型：氨水;用量：注氨水依據排水pH為7.0～9.0來確定;注入方式：結合試紙現場測量數據，確保均勻注入。注緩蝕劑位置：塔頂油氣管線;用量：原則上不宜超過20μg/g;注入方式：確保均勻、連續注入。注水位置：在注氨水、注緩蝕劑注入點之后的塔頂油氣管線上，但要避免在管線內壁局部形成沖刷腐蝕;用量：保證注水點有10-25%液態水;塔頂注水量為塔頂總餾出量的5～10%。具體注入量應根據初餾塔、常壓塔和減壓塔頂餾出物總量進行適當調整。注水水質要求可采用凈化水，補充水宜選擇凈化水或除鹽水。

3.3 循環冷卻水換熱器控制

管程循環冷卻水流速不宜小于0.9m/s。循環冷卻水換熱器中工藝介質溫度宜小于130℃。循環冷卻水出水冷器溫度不宜超過60℃。循環冷卻水換熱器循環水閥門開度大于40%。

3.4 腐蝕監測

腐蝕檢測的常用方法有定點測厚、在線腐蝕監測、腐蝕介質分析等。定點測厚分布原則一般為對易腐蝕和沖刷部位應優先考慮布點;輸送腐蝕性較強的管道，直管段長度大于20m時，一般縱向安排三處測厚點，長度為10-20m時，一般安排兩處，小于10m時可安排一處;介質腐蝕性較輕的管道一般在直管段安排一處測厚點，在彎頭處安排一處測厚點;管線上的彎頭、大小頭及三通等易腐蝕、沖蝕部位應盡可能布置測厚點;根據現場實際條件，一般不要將在線測厚點選在測厚人不易操作的位置;管道上同一截面處原則上應安排4個測厚點，至少在管道底部及兩側3點，一般布置在沖刷腐蝕可能嚴重的部位和焊縫的附近。腐蝕介質分析是監控裝置腐蝕狀況、預測腐蝕變化趨勢的有效手段。一般分析冷凝水中的Fe2+、Cl-、pH值、S2-四個項目。對于常壓裝置用于考核裝置一脫三注防腐措施運行情況，其中pH值要求控制在6.5-8.5之間，Cl-要求小于30mg/L，Fe2+要求小于3mg/L。

參考文獻：

[1]李挺芳.腐蝕檢測方法綜述[J].石油化工腐蝕與防護，1993.

作者簡介：

譚正威，2010年畢業于東北石油大學。機械設計制造及自動化專業，從事煉油設備專業10年，現擔任大慶煉化公司煉油一廠氣體分餾裝置設備主任職位。