常减压装置设备腐蚀与防护

摘 要：大庆炼化公司炼油一厂350万t/a常减压装置于1997年建成投产，已连续运行22年，近年来相继出现冷换设备管束频繁腐蚀泄漏、减渣泵出口主线与减底一路分支管线腐蚀泄漏等问题。影响装置长周期安全平稳运行，根据常减压装置的原料性质、工艺特点、设备选材情况以及装置运行过程中出现的设备腐蚀问题，结合日常腐蚀监测数据等资料，对装置各部进行系统的梳理和筛选，进而来确定腐蚀检查的重点部位和关键设备。

关键词：腐蚀;防护;监测

1 常减压装置的主要腐蚀类型

1.1 高温（≥220℃）部位的高温硫/环烷酸腐蚀

高温硫/环烷酸腐蚀发生在230℃以上，350～400℃时腐蚀性最强。在汽液两相区的汽相冷凝部位，或是高速冲刷及产生湍流区腐蚀将加剧，严重腐蚀一般多发于高流速部位。本装置常压转油线热偶根部、减四线控制阀阀体、减五线泵出口弯头和管线、减渣泵出口部分分支管线及管件都曾出现过腐蚀穿孔泄漏或严重减薄等现象。

1.2 低温部位的腐蚀

1.2.1 低温（≤120℃）轻油部位HCl-H2S-H2O系统的腐蚀

原油中的氯盐加热会水解生成HCl，形成腐蚀强烈的稀盐酸腐蚀环境，H2S存在可加速腐蚀;HCl含量越高则腐蚀越严重，若原油脱盐效果不好，则塔顶冷凝系统会造成严重腐蚀。腐蚀特点是：一般汽相部位腐蚀轻微，液相部位腐蚀较严重;尤其是汽液两相转变的部位即“露点”部位最为严重。腐蚀的主导因素是原油中的盐水解后生成的HCl腐蚀设备。

Fe+2HCl——FeCl2+H2

Fe+H2S——FeS+H2

Fe+2HCl——FeCl2+H2S

硫化氢和氯化氢在没有水存在时，对设备几乎没有腐蚀，在气相变液相的部位，出现露水后，则会出现HCl-H2S-H2O型的腐蚀。

1.2.2 低温烟气露点腐蚀

主要发生在加热炉、空气预热器的低温部位。加热炉用电燃料中含有硫化物，硫燃烧后全部生成SO2，由于燃烧室中有过量的氧气存在，所以又有部分SO2进一步氧化形成SO3，在高温烟气中的SO3不腐蚀金属，但当烟气温度降到400℃以下时，将与水蒸汽形成稀硫酸。

SO3+H2O——H2SO4

烟气温度降至150-160℃时，已达到硫酸的结露温度，这时稀硫酸就会凝结到加热炉的受热面上从而发生低温硫酸腐蚀，所以又称之为露点腐蚀。

1.3 循环水垢下腐蚀

通常发生在水冷器的管程，表现为水锈、水垢，以及垢下的坑蚀和局部腐蚀，冷却水腐蚀往往和结垢伴随发生。本运行周期内，EW-8、EW-9等多台水冷器发生管束腐蚀泄漏。

1.4 水汽冲蚀

常减压装置蒸汽发生系统和输送管道由于不饱和蒸汽带水，水汽冲蚀发生泄漏。本运行周期内，蒸汽发生器ER-2、ER-3/1.2管束发生泄漏，D-20、D-21破沫板多次吹翻，D-20降液管、D-21升汽管多次发生泄漏。

2 腐蚀检查部位及内容

2.1 主要腐蚀回路

初顶系统、常顶系统、减顶系统、常顶循系统、常底系统、减底系统、常三线、常四线、减三线、常二中、减二中。

2.2 各类设备的腐蚀检查内容

2.2.1 重点检查以下部位和内容：

塔一般检查部位包括封头、塔壁内外表面、金属衬里、防腐层，接管法兰，内件。

①塔封头、各层塔壁有无蚀坑、裂纹;②金属衬里检查有无腐蚀、裂纹，局部鼓包或凹陷;③可能发生腐蚀及变形的内件（塔盘的腐蚀变形，浮阀卡死/脱落，梁、分配板、集油箱、受液槽等的腐蚀及变形）;④热偶、压力表的内接口处有无缺焊及局部冲刷腐蚀;⑤可能产生应力腐蚀的部位;⑥封头过渡部位及应力集中部位，有无变形及宏观裂纹;⑦“死角”及冲刷部位，有无垢下腐蚀及冲刷腐蚀;⑧焊缝及热影响区，观察有无表面宏观焊接缺陷及宏观裂纹;⑨接管角焊缝，观察其焊缝有无表面宏观缺陷、局部腐蚀;⑩积有水分、湿汽、腐蚀性气体或汽液相交界处，有无局部腐蚀。容器的腐蚀检查内容及方法与塔器相同（只是容器无塔盘等内构件）。另外重点检查集液包的腐蚀及壁厚减薄情况。

冷换设备检查部位主要有管板、管箱、换热管、折流板、壳体、防冲板、小浮头螺栓、接管及联接法兰、阳极块等。重点检查以下部位和内容：

①易发生冲蚀、汽蚀的管程热流入口的管端，检查管板管接头焊肉有无腐蚀迹象，有无冲蚀、气蚀，管板有无蚀坑、裂纹;②易发生缝隙腐蚀的壳程管板和易发生冲蚀的壳程入口;③容易产生坑蚀和缝隙腐蚀、应力腐蚀的靠入口侧管板的那部分管段;④介质流向改变部位，如换热设备的入口处、防冲挡板、折流板处的壳体及套管换热器的U型弯头等;⑤管束内、外结垢情况。

2.2.2 空冷器重点检查以下部位和内容：

①外觀检查空冷管束翅片结垢和变形脱落情况;②管束的管外测厚（拆去部分翅片的部位）。入口和出口管弯头处冲刷腐蚀严重处测厚;③重点检查集合管正对入口管附近的管端冲刷腐蚀和集合管尾端的几排管的垢下腐蚀;④管束检查胀口、管内结垢、腐蚀情况。每个系统的空冷器抽查一台做内窥镜检查，每台抽取4-8根。

3 腐蚀的防腐措施

3.1 加热炉操作

燃料含硫量应小于100mg/m3，燃料油含硫量应小于0.5wt%。常顶气、减顶气不得未经脱硫处理直接做加热炉燃料。炉管温度控制操作时炉管采用20#钢，操作时应控制炉管表面温度不超过450℃，炉管采用1Cr5Mo，操作时应控制炉管表面温度不超过600℃，烧焦时不应超过650℃。露点腐蚀应控制烟气露点温度为105℃，控制加热炉排烟温度应大于110℃，确保管壁温度高于烟气露点温度5℃。炉管结焦控制为预知加热炉炉管结焦状况，日常生产运行过程中，应每年对炉管进行一次热成像分析。

3.2 低温部位防腐

注氨水位置：塔顶油气管线;类型：氨水;用量：注氨水依据排水pH为7.0～9.0来确定;注入方式：结合试纸现场测量数据，确保均匀注入。注缓蚀剂位置：塔顶油气管线;用量：原则上不宜超过20μg/g;注入方式：确保均匀、连续注入。注水位置：在注氨水、注缓蚀剂注入点之后的塔顶油气管线上，但要避免在管线内壁局部形成冲刷腐蚀;用量：保证注水点有10-25%液态水;塔顶注水量为塔顶总馏出量的5～10%。具体注入量应根据初馏塔、常压塔和减压塔顶馏出物总量进行适当调整。注水水质要求可采用净化水，补充水宜选择净化水或除盐水。

3.3 循环冷却水换热器控制

管程循环冷却水流速不宜小于0.9m/s。循环冷却水换热器中工艺介质温度宜小于130℃。循环冷却水出水冷器温度不宜超过60℃。循环冷却水换热器循环水阀门开度大于40%。

3.4 腐蚀监测

腐蚀检测的常用方法有定点测厚、在线腐蚀监测、腐蚀介质分析等。定点测厚分布原则一般为对易腐蚀和冲刷部位应优先考虑布点;输送腐蚀性较强的管道，直管段长度大于20m时，一般纵向安排三处测厚点，长度为10-20m时，一般安排两处，小于10m时可安排一处;介质腐蚀性较轻的管道一般在直管段安排一处测厚点，在弯头处安排一处测厚点;管线上的弯头、大小头及三通等易腐蚀、冲蚀部位应尽可能布置测厚点;根据现场实际条件，一般不要将在线测厚点选在测厚人不易操作的位置;管道上同一截面处原则上应安排4个测厚点，至少在管道底部及两侧3点，一般布置在冲刷腐蚀可能严重的部位和焊缝的附近。腐蚀介质分析是监控装置腐蚀状况、预测腐蚀变化趋势的有效手段。一般分析冷凝水中的Fe2+、Cl-、pH值、S2-四个项目。对于常压装置用于考核装置一脱三注防腐措施运行情况，其中pH值要求控制在6.5-8.5之间，Cl-要求小于30mg/L，Fe2+要求小于3mg/L。

参考文献：

[1]李挺芳.腐蚀检测方法综述[J].石油化工腐蚀与防护，1993.

作者简介：

谭正威，2010年毕业于东北石油大学。机械设计制造及自动化专业，从事炼油设备专业10年，现担任大庆炼化公司炼油一厂气体分馏装置设备主任职位。