常減壓蒸餾裝置長周期運行腐蝕分析與防腐蝕策略

張 林

（中韓（武漢）石油化工有限公司，湖北 武漢 430082）

中國石化某石化公司2號常減壓蒸餾裝置于2007年12月建成投產，設計加工能力5 Mt/a，主要由電脫鹽、初餾、常壓蒸餾、減壓蒸餾和壓縮機等系統組成，裝置設計加工勝利原油和阿曼原油的混合原油（混合比為1∶1），硫質量分數和酸值設計值分別為0.96%和1.00 mgKOH/g。裝置主要加工儀長管輸原油，2016年6月開工運行至2020年10月停工大修改造，首次實現“四年半一大修”的長周期運行目標。

隨著煉油企業加工原料重質化、劣質化趨勢加劇以及設備服役時間日益延長，煉油裝置長周期安全運行會面臨較大挑戰［1］。因此，為提升設備管理水平，實現煉油裝置“五年一修”長周期安全運行，針對2號常減壓蒸餾裝置運行期間加工原油和腐蝕監檢測情況，結合大修期間腐蝕檢查發現的問題，綜合分析設備腐蝕現狀和工藝防腐蝕控制效果，分別從原油質量與電脫鹽、工藝防腐蝕與腐蝕監檢測、增強預知性維修等方面提出了防腐蝕策略，全力確保煉油裝置安全穩定長周期運行。

1 主要腐蝕問題

1.1 運行期間出現的腐蝕問題

常減壓蒸餾裝置的腐蝕包括低溫腐蝕和高溫腐蝕。低溫腐蝕主要表現在常壓塔頂循系統和減一線系統的設備和管線。其中減一線系統換熱器和管線發生銨鹽沉積和沖刷腐蝕，包括原油-減一線換熱器E-1201泄漏，減一線流量表引壓管、泵葉輪以及進出口管線閥體沖刷腐蝕（見圖1）。常壓塔頂循系統腐蝕主要是指常頂換熱器E-1001A/B/C與空冷器A-1002之間碳鋼管道的腐蝕減薄，管道測厚最小值5.35 mm，減薄率43.7%。高溫腐蝕主要是高溫硫和環烷酸腐蝕問題，主要發生在常壓爐轉油線（20R+316L）和減壓爐轉油線（20R+316L）焊縫的沖刷腐蝕泄漏（見圖2）。

圖1 減一線下回流副線閥閥體泄漏

圖2 減壓爐轉油線復合襯里焊縫泄漏

1.2 停工檢查發現的腐蝕問題

（1）初餾系統

初頂油氣-低溫熱水換熱器E-1401殼程介質為低溫熱水，管束表面有大量銹垢，垢下有蝕坑深0.2～0.5 mm，腐蝕形貌見圖3。初頂后冷器E-1510D殼程介質為循環水，殼體內壁輕微積垢，垢下基體表面可見蝕坑，蝕坑深度0.5～1.0 mm，管束表面腐蝕嚴重，防腐涂層破壞嚴重，蝕坑深度約1.5 mm，腐蝕形貌見圖4。另外含鹽污水水冷器E-1517B管束外表面坑蝕嚴重，共抽檢75根換熱管，其中有2根減薄超過60%，6根腐蝕減薄40%～60%，15根腐蝕減薄20%～40%。

圖3 E-1401管束外壁腐蝕形貌

圖4 E-1510D管束腐蝕形貌

（2）常壓系統

常壓轉油線的三通左側支管馬鞍口約1.3 m焊縫只有0.3 m完整復層合口，其余復層焊口開焊（含原焊縫未熔合）或腐蝕開裂，見圖5。轉油線北部斜三通與直管段接口處存在凹陷，凹陷溝槽寬4 mm，最深處約5 mm。

圖5 常壓轉油線馬鞍口復合襯里開裂

常壓塔C-1002頂部封頭及頂部塔內壁局部附著一層黑色垢物，厚度約10 mm，垢下密布蝕坑，蝕坑深0.5～1.0 mm，塔壁環向焊縫及垂直焊縫較飽滿，熱影響區局部蝕坑深度達3.0 mm；頂回流分布管表面腐蝕嚴重，蝕坑深1.0～3.0 mm，最大直徑8.0 mm，腐蝕形貌見圖6。頂部第一層塔盤浮閥脫落約20%，塔盤表面局部密布蝕坑，深約0.2 mm，溢流堰局部減薄約1.3 mm，頂一層塔盤316L腐蝕掛片腐蝕速率0.1 mm/a；頂數第二層及第七層塔盤浮閥腐蝕減薄嚴重，部分浮閥已薄如紙片，腐蝕形貌見圖7。

圖6 常壓塔頂內壁焊縫腐蝕形貌

圖7 常壓塔頂浮閥及塔盤腐蝕形貌

常頂后冷器E-1511A—D殼程介質為循環水，4臺換熱器殼體內壁表面均附著輕微水垢，垢下有明顯蝕坑，蝕坑深度0.5～1.0 mm；E-1511C/D管束表面防腐涂層局部鼓包脫落，脫落部位管束表面蝕坑嚴重，如圖8所示。常一線水冷器E-1512管束整體坑蝕嚴重，有2根管束減薄超過60%，25根腐蝕減薄20%～40%。

圖8 E-1511C管束腐蝕形貌

（3）減壓系統

減壓轉油線材質為20R+316L，部分焊縫存在局部腐蝕開裂問題，腐蝕形貌見圖9。鑒于轉油線內襯復合板焊縫發生開裂，本次檢修時對局部缺陷焊縫進行補焊，同時對斜插三通DN600與支管DN400角焊縫進行重新處理。

圖9 減壓轉油線內襯復合板焊縫缺陷分布

C-1004材質為16MnR+316L，減一線一段填料東北方向發生局部塌陷，深度約80 mm；減一線二段填料上方分布器內可見填料碎片，主要為氯化銨鹽沉積垢下腐蝕，腐蝕形貌如圖10所示。減二線填料靠近人孔處發生局部塌陷，深度180 mm；減二線集油箱上部少數蓋板表面存在較多蝕坑，蝕坑直徑2.0～8.0mm，蝕坑深約0.8mm。

圖10 減壓塔減一線填料破碎形貌

原油-減一線換熱器E-1201A管箱隔板與管箱連接處有較大凹坑，凹坑尺寸為50 mm×20 mm，深約15 mm，腐蝕形貌見圖11。管箱隔板密封面腐蝕嚴重，局部呈鋸齒狀，如圖12所示。腐蝕原因為氯化銨鹽沉積垢下腐蝕。

圖11 E-1201A管箱密封面蝕坑形貌

圖12 E-1210A管箱隔板腐蝕形貌

（4）壓縮機系統

壓縮機出口水冷器E-1519管箱內部堆積大量泥垢及少量黏泥，垢下有大片蝕坑，隔板表面有較大蝕坑，直徑約15 mm，深約1.5 mm，管板約80%管口堵塞，為循環水腐蝕，腐蝕形貌見圖13。管束表面及殼體內壁密布蝕坑，蝕坑深度約0.5 mm，腐蝕形貌見圖14。腐蝕機理為低溫HCl-H2SH2O腐蝕。

圖13 E-1519管箱隔板結垢腐蝕形貌

圖14 E-1519管束腐蝕形貌

1.3 影響裝置長周期運行的主要腐蝕問題

（1）低溫部位腐蝕。常減壓蒸餾裝置三頂冷凝冷卻系統的HCl-H2S-H2O腐蝕部位主要包括塔頂換熱器、空冷器、水冷器及其管線，其中處于相變部位（初凝區）的換熱器或空冷器入口腐蝕相對嚴重［2-4］，加強工藝防腐蝕操作和腐蝕監檢測，加快推進“三頂精準加注智能控制系統”在常壓塔頂揮發系統的應用；另外重視減一線銨鹽腐蝕問題，加強腐蝕測厚。

（2）高溫硫和環烷酸腐蝕。在常減壓轉油線，復合襯里焊縫存在腐蝕缺陷，勢必會造成腐蝕泄漏，故檢修期間徹底完成復合內襯焊縫處理，確保轉油線隱患基本消除。

（3）循環水腐蝕。從冷換設備腐蝕情況看，裝置冷凝冷卻器水側腐蝕結垢情況總體較好，存在問題主要在循環水走殼程的初頂E-1510和常頂E-1511管束，原因為循環水流速低而導致結垢，垢下腐蝕嚴重。

2 常減壓蒸餾裝置防腐蝕綜合分析

綜合2號常減壓蒸餾裝置存在的腐蝕問題，分析認為在經歷四年半長周期生產運行后，設備總體狀況良好，這與企業重視工藝、設備運行管理和防腐蝕管控措施得當密不可分。

2.1 原料油管控

加工原油的性質是影響常減壓蒸餾裝置長周期運行的重要因素之一，如原油硫、酸超過設防值，氯含量、鹽含量或者其他雜質含量過高，都會導致設備和管線腐蝕加劇，甚至會造成裝置非計劃停工，因此嚴格控制采購原油種類顯得十分必要［5］。2016—2020年原油性質統計數據見圖15。由圖15可以看出，裝置2016—2020年加工原油的硫質量分數、酸值均滿足0.96%和1.00 mgKOH/g設計值，而且原油酸值逐年下降，緩解了常減壓及后續二次加工裝置防腐蝕壓力。

圖15 裝置加工原油的酸值和硫含量統計

2.2 “一脫三注”工藝防腐蝕

常減壓裝置作為煉油企業的生產龍頭，其長周期、安全、穩定的運行對整個企業的生產至關重要；“一脫三注”工藝防腐效果直接影響裝置長周期運行和二次加工裝置原料油質量［6-7］。

（1）電脫鹽運行管理。原油電脫鹽運行好壞直接影響塔頂低溫系統的安全運行。企業目前兩套原油電脫鹽裝置，分別采用交直流和脈沖電脫鹽技術，原油脫后鹽質量濃度小于3.0 mg/L、水質量分數小于0.2%，電脫鹽合格率大于92%。裝置2016—2020年電脫鹽效果統計見圖16。

圖16 電脫鹽合格率和脫后鹽含量統計

（2）“三注”工藝防腐蝕。裝置塔頂采用注氨水（中和劑）、緩蝕劑、注水的“三注”防腐蝕工藝，2016—2020年三頂含硫污水監測分析數據統計結果見表1。由表1可以看出，裝置塔頂系統含硫污水pH值控制穩定，鐵離子質量濃度小于3.0 mg/L，腐蝕控制達標。

表1 裝置三頂含硫污水分析數據 mg/L

（3）減壓系統防高溫腐蝕。采用加注高溫緩蝕劑控制技術，監測減二線、三線蠟油中鐵離子質量濃度小于1.5 mg/L，證明控制穩定。

3 結 語

2020年裝置檢修期間完成了轉油線復合襯里焊縫修復、初頂油氣冷卻器E-1401管束鈦管升級，初頂后冷器E-1510、常頂后冷器E-1511管束更新等，為設備可靠運行打下良好基礎。為保證裝置長周期安全運行，仍需加強設備防腐蝕管理，具體防腐策略如下：

（1）合理控制原油性質。裝置加工原油性質的穩定以及有效控制腐蝕性介質含量是裝置腐蝕控制的根本，是設備長周期運行的保證。

（2）開展原油深度電脫鹽技術攻關。從目前兩套電脫鹽運行情況看，脫后鹽質量濃度平均控制在2.5 mg/L左右，能夠滿足控制工藝指標。但如果進一步開展電脫鹽工藝優化，在不提高注水量的前提下，采取二級注水反注一級，提高單級比例，同時適當提高電脫鹽溫度等措施，提高電脫鹽脫鹽率，而且保證脫后原油鹽的質量濃度在1.5 mg/L以下，將會大大緩解塔頂揮發系統腐蝕控制壓力，同時也降低后續加工原料油中雜質含量。

（3）加強工藝防腐蝕管理，保證工藝操作平穩。重視裝置塔頂“三注”工藝防腐蝕操作等，用好常壓裝置“精準加注智能控制系統”，避免裝置揮發系統局部結鹽沉積。

（4）加強腐蝕監檢測工作。落實關鍵部位腐蝕介質檢測、確保在線腐蝕監測探針系統正常運行，定期采用脈沖渦流掃查技術對設備管線缺陷進行排查。

（5）開展裝置檢修后設備適應性評價。從原油適應性、工藝防腐蝕效果以及工藝設備可靠性考慮，通過停工大檢修設備腐蝕檢查工作，評估整個裝置可靠性。