炼油厂典型设备腐蚀案例分析及防范

2019-08-05徐豪杰王学刚李忠信

中国设备工程 2019年12期

徐豪杰，王学刚，李忠信

（中油股份独山子石化分公司炼油厂，新疆独山子 833699）

某炼油厂近期相继发生蒸馏装置常顶换热器、柴油加氢装置柴油-低分油换热器、催化装置油浆蒸发器等3 起腐蚀泄漏事件，严重影响了装置的安全平稳生产。为消除安全隐患，将腐蚀危害控制在最小范围内，对这3 起腐蚀案例进行了详细分析，为今后的腐蚀防护工作提供借鉴。

1 蒸馏装置常顶换热器E-102C 腐蚀泄露

1.1 腐蚀形貌

图1 蒸馏装置E-102C 腐蚀形貌

从图1 可以看出，进口管束内壁3 ～5m 处结垢明显，结垢处HY-99 高温涂料几乎全部脱落，垢样疏松呈暗绿色，垢下有明显腐蚀坑，局部穿孔。

该换热器只运行了40 天便发生了泄漏，一方面说明内层涂料并不适用于常顶换热器腐蚀环境；另一方面也表明常顶氯化铵盐的垢下腐蚀及露点腐蚀严重，常顶注水、注中和剂等工艺措施未完全发挥作用。

1.2 腐蚀机理

该泄漏部位处于露点腐蚀部位，盐酸、硫化氢等腐蚀溶液易渗透管壁，因此，本文认为E-102C 属于露点腐蚀为主，氯化铵盐的垢下腐蚀为辅的常见常顶换热器腐蚀类型。

腐蚀机理是HCl 和H2S 的自催化腐蚀反应，反应方程式如下。

1.3 腐蚀防护措施

（1）工艺防腐措施。从工艺操作方面看，注水量和氯离子含量对控制E-102 腐蚀至关重要，因此需做好以下方面工作：①通过对注水系统进行改造，将常顶换热器E-102处注水总线由DN 50 管线改造为DN80 管线，加大注水量至30t/h 左右，使酸露点前移，同时降低NH4Cl 结晶温度，一方面可以清洗管束内形成的铵盐，另一方面减少露点腐蚀。②换热器分支注水进口增加喷头，提高注水雾化效果；检修发现泄漏部位易发生在换热进口管束中上部，通过流体动力模拟，易泄漏区域介质流速偏低，注水效果不佳会导致此部位管束优先泄漏而缩短管束使用寿命。③定期对常顶换热器E-102 进行水浸泡，溶解管束内的盐垢，减轻垢下腐蚀。d.氯离子无论对NH4CL 垢下腐蚀还是露点腐蚀都是贡献最大的因素，因此需要持续做好电脱盐攻关，降低脱后原油盐含量。

（2）设备防腐措施。①从设备腐蚀情况来看，碳钢管束内防腐涂层脱落、鼓泡明显，在漏点周围比较明显，《炼油设备工程师手册》也不推荐采用表面处理的技术进行防腐，表面处理过程中不可避免产生气孔，形成电化学腐蚀穿孔。因此可以尝试使用不带防腐涂层的碳钢管束加工艺注剂防腐。②材质升级。钛材具有优良的耐腐蚀性能，对HCL-H2S-H2O 腐蚀环境有很好的防护效果。目前已采购2 台钛材管束，后期将对钛材和碳钢内防腐进行效果对比，选取最合适的材料。

2 柴油加氢装置柴油-低分油换热器管束垢下腐蚀

2.1 腐蚀形貌

柴油-低分油换热器E-206A 管束小浮头侧防冲板正下方油泥堵死，割除防冲板后发现管束正下侧2 根管束腐蚀穿孔（图2）。

图2 柴油加氢装置柴油-低分油换热器腐蚀形貌

2.2 腐蚀机理

（1）湿H2S 腐蚀。该换热器管程介质为精制柴油，H2S含量≤20ppm，指标为＜100ppm，管程介质对管束腐蚀影响很小。壳程为低分油、硫化氢、微量水等介质，操作温度在50℃左右，H2S 含量在4000 ～5000ppm，管壳程均不做Cl-分析。2015 年大修发现管束外表面出现不明显均匀坑蚀（图3），判断该腐蚀为湿H2S 腐蚀。

图3 历次检修管束情况

（2）冲刷腐蚀。该管束材质为09Cr2ALMoRe，是利用耐腐蚀元素Cr-Al-Mo 的低合金化，以及稀土在钢中微合金化的作用发展起来的新钢种，H2S 对09Cr2AlMoRE 的腐蚀表现为缓慢的均匀腐蚀，对应力腐蚀不敏感。2016 年4 月更换管束时发现，在介质（低分油）进人壳程的入口处，正对入口部位的管束出现严重的冲刷坑蚀（图4），而两侧无明显冲刷坑蚀痕迹，2015 年大修时没有出现这种现象。管程精柴温度150℃左右，而壳程入口温度50℃左右，流体温差较大，再加上进入壳程时体积突然变大，出现冲刷情况。

图4 2016 年4 月检修情况

（3）垢下腐蚀。此次检修后，割除E-206A 小浮头侧管束上的防冲板，发现防冲板下方油泥堵死，油泥中富含有大量H2S，形成垢下腐蚀的温床，埋在油泥中的换热管有2 根腐蚀穿孔，最大达到10mm 左右；同时换热效率下降，防冲板和管板之间温差变大，导致冲刷腐蚀加剧。

（4）管束结构设计不合理。装置低分油2 台换热器E-206A/B 采用叠加式（A 上B 下）安装，管程和壳程的介质流程均为串联（图5）。每个换热器管束有2 个全缠绕式防冲板（外周带侧板）。

图5 换热器安装示意图

结构设计不合理的问题：（1）根据壳程介质流动方向，真正起防冲作用的是“A”的下部和“C”的下部，而“B”和“D”防冲板有没有必要，值得商榷。（2）4 个防冲板不应该是全缠绕式，而且更不应该在外周带侧板。（3）壳程介质在“D”防冲板下部流速减小，介质中的杂质容易沉积在“D”的下部，而且防冲板外周带侧板，低分油中的焦粉更容易沉积，形成垢下腐蚀。

2.3 防腐措施

（1）更换换热器管束时将“A”和“C”2 个全缠绕式防冲板改为介质入口处部分防冲板（割除上部，留下部），取消“B”和“D”2 个全缠绕式防冲板。

（2）与厂家及设计对接后，考虑对防冲板进行开孔处理，解决盲区积垢问题。

（3）对管束进行材质升级，采用316 不锈钢管束。

3 油浆蒸发器管束穿孔

3.1 腐蚀形貌

检修试压发现Ⅰ管程从下往上第一排，面向管板右侧第二根换热管产生泄漏（图6）。

图6 油浆蒸发器管束腐蚀形貌

3.2 腐蚀机理

（1）蒸发器管束在降液管接口位置存在汽蚀。油浆蒸发器壳体正下方均匀分布3 个降液管接口（图6 中P1-3），壳体正上方均匀分布5 个升汽管接口，汽包无盐水由降液管进入蒸发器底部，蒸汽自升汽管进入汽包，利用密度差形成循环。由于第一管程位于最底部，该区域热负荷最大，大量蒸汽泡互相冲击破裂对管束表面形成损伤，表面坑蚀严重。泄漏管束位置正好位于蒸发器南侧P1 降液管入口部位（图6）。

（2）无盐水水质不符合国家标准。油浆蒸发器给水为无盐水，近期分析数据与工业锅炉水质国家标准GB/T 1576-2008 结果对比如表1。