熊衛(wèi)國，謝曉東

(福建聯(lián)合石油化工有限公司，福建 泉州 362800)

加工高含硫原油常減壓蒸餾裝置的腐蝕監(jiān)控

熊衛(wèi)國，謝曉東

(福建聯(lián)合石油化工有限公司，福建 泉州 362800)

某公司加工原油劣質(zhì)化、重質(zhì)化后，常減壓蒸餾、催化裂化、焦化、IGCC(整體氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng))、污水汽提、輕烴回收、加氫等裝置腐蝕有所加劇，其中常壓蒸餾、催化裂化、IGCC表現(xiàn)最為明顯。常頂油氣線的點(diǎn)蝕、催化分餾系統(tǒng)的腐蝕開裂已給安全生產(chǎn)帶來了極大的安全隱患。通過對(duì)腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析，及時(shí)調(diào)整腐蝕控制方案，確保原油硫含量提高后，設(shè)備腐蝕處于可控狀態(tài)。通過對(duì)兩套常減壓蒸餾裝置各側(cè)線硫分布、設(shè)備管線材質(zhì)評(píng)估及其腐蝕速率的變化進(jìn)行分析，結(jié)合RBI(基于風(fēng)險(xiǎn)的檢驗(yàn))評(píng)估報(bào)告認(rèn)為：1號(hào)常減壓蒸餾裝置通過2015年大修進(jìn)行適當(dāng)改造后，可持續(xù)加工硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過1.5%、酸值不超過0.3 mgKOH/g的原油。2號(hào)常減壓蒸餾裝置在硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過2.5%、酸值不超過0.2 mgKOH/g的情況下，裝置的腐蝕處于可控狀態(tài)。

原油劣質(zhì)化 腐蝕監(jiān)測 腐蝕分析 腐蝕控制

某公司1號(hào)常減壓蒸餾裝置設(shè)計(jì)原油為100%阿拉伯特輕質(zhì)級(jí)原油，其硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)設(shè)計(jì)值為1.07%，目前加工原油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)在1.5%左右,個(gè)別時(shí)段接近2.0%；2號(hào)裝置加工原油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)設(shè)計(jì)值為2.28%，目前加工原油硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)在2.5%左右。公司的發(fā)展規(guī)劃要求原料硫含量還要繼續(xù)提高。原油硫含量提高后，硫引起的腐蝕也明顯加劇，首當(dāng)其沖的是常減壓蒸餾裝置，但后續(xù)裝置同樣受其影響。

1 加工原油情況

兩套常減壓蒸餾裝置設(shè)計(jì)及實(shí)際加工原油性質(zhì)見表1。其中，1號(hào)常減壓蒸餾裝置加工能力為4.0 Mt/a,2號(hào)常減壓蒸餾裝置加工能力為10.0 Mt/a。

表1 加工原油性質(zhì)

2 腐蝕控制及檢測

(1)在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)。通過在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)對(duì)工藝介質(zhì)的pH值、腐蝕速率進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控，隨時(shí)掌握介質(zhì)的腐蝕性狀況、動(dòng)態(tài)的調(diào)整腐蝕控制及腐蝕檢測方案。

公司2號(hào)常減壓蒸餾裝置2013年3月7日開始試注一周2.5%高硫原油并進(jìn)行相關(guān)標(biāo)定，5月份變更原料,硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)提升為2.5%。硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)提升后，腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)相關(guān)探針腐蝕趨勢明顯上升，經(jīng)及時(shí)調(diào)整相關(guān)工藝防腐蝕注劑方案，探針腐蝕趨勢逐步好轉(zhuǎn)至可控，詳見表2。

表2 腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)結(jié)果

注：1 mpy=0.025 4 mm/a;腐蝕速率控制指標(biāo)為5 mpy。

(2) GIP檢測。依據(jù)《全球檢測慣例手冊(cè)》(GIP)程序，通過腐蝕監(jiān)測，分析腐蝕趨勢，進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警，減少非計(jì)劃停工，依據(jù)GIP檢測結(jié)果動(dòng)態(tài)調(diào)整檢測頻率及檢測布點(diǎn)，優(yōu)化腐蝕控制方案。采用射線檢測(CR檢測)、超聲波測厚、超聲波掃描等檢測技術(shù)對(duì)設(shè)備、管線、鋼構(gòu)物等的腐蝕狀況進(jìn)行監(jiān)測，分析腐蝕趨勢，計(jì)算腐蝕速率，評(píng)估剩余壽命，提出策略建議。其中，射線實(shí)時(shí)成像腐蝕檢測(CR檢測)方法是行之有效的方法，能進(jìn)行腐蝕測厚，避免了傳統(tǒng)的測厚只能進(jìn)行點(diǎn)測試，只能反映測試點(diǎn)局部厚度的局限性，通過CR檢測能直觀看出檢測面的腐蝕狀況，并對(duì)腐蝕嚴(yán)重部位進(jìn)行厚度測試；國內(nèi)最先引進(jìn)的38DL測厚儀，基本解決了高溫測厚及薄壁測厚誤差的問題。 GIP檢測的重點(diǎn)是注入口(注劑、注水)、工藝盲腸、小徑管、管線及設(shè)備的小接管角焊縫、保溫下腐蝕(CUI)等。

(3)腐蝕調(diào)查。對(duì)裝置的設(shè)備、管線腐蝕狀況進(jìn)行檢查、拍照和腐蝕產(chǎn)物分析等，尤其對(duì)打開的設(shè)備進(jìn)行現(xiàn)場調(diào)查，分析腐蝕產(chǎn)生原因，提出策略建議。

(4)紅外熱成像。對(duì)加熱爐、高溫管線及設(shè)備的外部溫度進(jìn)行監(jiān)控，監(jiān)控保溫效果、內(nèi)襯里完好情況和防設(shè)備的運(yùn)行狀況。

(5)腐蝕產(chǎn)物化學(xué)分析。通過對(duì)腐蝕產(chǎn)物化驗(yàn)分析，結(jié)合工藝條件和運(yùn)行工況對(duì)腐蝕成因及機(jī)理進(jìn)行分析，提出改進(jìn)建議及有效防范措施。

(6)實(shí)施有效的預(yù)警機(jī)制。預(yù)警分為壁厚減薄率或腐蝕速率三級(jí)預(yù)警(取級(jí)別高者)，工程師定期發(fā)布設(shè)備腐蝕預(yù)警信息。

3 原油硫含量提高后主要影響部位

3.1 腐蝕問題匯總

2010年至2014年腐蝕問題匯總見表3。

表3 腐蝕問題匯總 處

3.2 硫化物腐蝕與溫度的關(guān)系

(1)當(dāng)溫度t≤120 ℃，硫化物未分解，在無水的情況下對(duì)設(shè)備無腐蝕，但當(dāng)含水時(shí)，形成煉廠各裝置中輕油部位的H2S-H2O腐蝕，成為難以控制的腐蝕。

(2)120 ℃

(3)240 ℃

(4)340 ℃

(5)426 ℃

(6)t>480 ℃，硫化氫接近完全分解，腐蝕速率下降。

(7)t>500 ℃，不是硫化物的腐蝕范圍，此時(shí)為高溫氧化腐蝕。

3.3 主要腐蝕類型

原油硫含量提高后，常減壓蒸餾、催化裂化、延遲焦化、IGCC、污水汽提、輕烴回收和加氫等裝置腐蝕有所上升。其中常減壓蒸餾裝置表現(xiàn)最為明顯，主要體現(xiàn)在以下部位：

(1)低溫HCl-H2S-H2O腐蝕。主要集中在裝置“三頂”(閃蒸/初鎦塔、常壓塔和減壓塔)，包括揮發(fā)線等輕油部位的冷凝冷卻系統(tǒng)。低溫腐蝕主要體現(xiàn)在濕硫化氫腐蝕對(duì)設(shè)備的均勻腐蝕、點(diǎn)蝕和硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂(碳鋼的均勻腐蝕減薄、點(diǎn)蝕，0Cr13的點(diǎn)蝕，奧氏體不銹鋼點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕開裂)。

(2)高溫S-H2S-RSH-RCOOH腐蝕。高溫硫腐蝕主要集中在常減壓塔的常三線，減二、減三、減渣二次換熱之前的設(shè)備管線，加熱爐管，轉(zhuǎn)油線和常壓塔底等高溫部位，進(jìn)入減壓系統(tǒng)后，大部分也集中在高溫部位，產(chǎn)生高溫硫腐蝕和加劇環(huán)烷酸腐蝕。當(dāng)溫度高于240 ℃時(shí)，隨著分餾溫度的升高，高溫硫腐蝕迅速加劇；硫化物分解生成H2S，形成S-H2S-RSH型腐蝕介質(zhì)，隨著溫度升高，腐蝕加劇。

(3)當(dāng)溫度高于350 ℃，H2S開始分解為H2和活性S，與Fe反應(yīng)生成FeS保護(hù)膜，但由于環(huán)烷酸的存在，保護(hù)膜很快被破壞，又導(dǎo)致新的硫化物腐蝕。當(dāng)溫度高于425 ℃高溫條件下的硫?qū)υO(shè)備腐蝕最快。

(4)常壓爐、減壓爐(爐體、空氣預(yù)熱器)煙氣硫酸露點(diǎn)腐蝕，均勻腐蝕、點(diǎn)蝕。

(5)2013年大修期間腐蝕調(diào)查發(fā)現(xiàn)：常頂分配管、常頂油氣線、空冷入口及減壓塔填料等腐蝕最為嚴(yán)重。

4 主要監(jiān)控部位和監(jiān)控措施

4.1 監(jiān)控部位

(1)低溫腐蝕。主要監(jiān)控閃蒸塔(初餾塔)、常壓塔、減壓塔頂，塔頂換熱器、空冷器、水冷器及其管線。

(2)高溫腐蝕。主要監(jiān)控常壓轉(zhuǎn)油線、減壓轉(zhuǎn)油線、常壓塔塔下部塔盤及抽出側(cè)線的管道、換熱器、機(jī)泵等、常壓爐輻射室爐管、減壓爐輻射室爐管等。

4.2 監(jiān)控措施

(1)通過加強(qiáng)H2S監(jiān)測，及時(shí)了解含硫介質(zhì)腐蝕較嚴(yán)重的部位，針對(duì)腐蝕較嚴(yán)重的薄弱系統(tǒng)，按月定期腐蝕檢查，執(zhí)行腐蝕控制點(diǎn)的定期監(jiān)測，實(shí)時(shí)了解原料油情況，產(chǎn)品及中間產(chǎn)品H2S含量，在監(jiān)控中做到提前預(yù)警。

(2)相關(guān)人員定期召開原料劣質(zhì)化腐蝕控制專題會(huì)，評(píng)估原料和設(shè)備腐蝕之間的平衡和優(yōu)化，制定有效的防腐蝕措施并組織實(shí)施。

(3)針對(duì)原料劣質(zhì)化出現(xiàn)的裝置局部腐蝕加劇狀況，加強(qiáng)對(duì)各裝置的腐蝕控制與腐蝕監(jiān)測，增加檢測項(xiàng)目、檢測點(diǎn)和檢測頻率，并根據(jù)監(jiān)測結(jié)果，動(dòng)態(tài)調(diào)整監(jiān)測頻率，特別針對(duì)腐蝕探針檢測出腐蝕速率超標(biāo)部位的系統(tǒng)設(shè)備及管線進(jìn)行密切監(jiān)控，將二級(jí)以上預(yù)警管線，列為重點(diǎn)監(jiān)控對(duì)象。

(4)鑒于兩套常減壓蒸餾裝置的不同特點(diǎn)，對(duì)于硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.5%以下，酸值相對(duì)較高的原油安排在1號(hào)裝置進(jìn)行加工；對(duì)硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過1.5%而酸值相對(duì)較低的安排在2號(hào)裝置加工。對(duì)無法同時(shí)滿足上述條件的，通過原油調(diào)和后再加工,盡可能避免常減壓蒸餾裝置原料過度劣質(zhì)化，防止腐蝕狀況失控。

(5)建立探針管線專項(xiàng)臺(tái)賬，提高探針管線測厚頻率，特別是探針附近管段。采用38DL PLUS A測厚儀進(jìn)行密集掃描。

(6)正常生產(chǎn)期間，對(duì)常壓爐、減壓爐爐管進(jìn)行定期熱成像檢測，防止?fàn)t管局部過熱導(dǎo)致腐蝕穿孔；停工檢修期間對(duì)常壓爐、減壓爐輻射段、對(duì)流段爐管進(jìn)行全面檢查和檢測，根據(jù)檢測結(jié)果綜合評(píng)估爐管使用狀況和壽命，防止由于原油硫含量超標(biāo)爐管失效事故的發(fā)生。

5 防護(hù)措施

2015年大修期間對(duì)1號(hào)常減壓蒸餾裝置進(jìn)行改造，具體措施見表4。

表4 改造措施

6 結(jié)束語

(1)通過對(duì)兩套常減壓蒸餾裝置各側(cè)線硫分布、現(xiàn)有設(shè)備管線材質(zhì)評(píng)估及其腐蝕速率的變化進(jìn)行分析，結(jié)合RBI評(píng)估報(bào)告，表明：2號(hào)常減壓蒸餾裝置在硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過2.5%；酸值不超過0.2 mgKOH/g的情況下，裝置的腐蝕處于可控狀態(tài)。1號(hào)常減壓蒸餾裝置在2015年大修期間進(jìn)行適當(dāng)改造后，可持續(xù)加工硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)不超過1.5%、酸值不超過0.3 mgKOH/g的原油。

(2)在加工高硫原油時(shí)，閃頂(初頂)、常頂、常一、減頂、減一線硫含量超設(shè)計(jì)值，其發(fā)生低溫濕硫化氫腐蝕幾率顯著增大；常三、常底、減三、堿渣線等部位的高溫硫腐蝕將會(huì)加劇，加工期間應(yīng)做好工藝防腐，加強(qiáng)腐蝕監(jiān)測手段(增加監(jiān)測頻次、增加腐蝕探針數(shù)量、增加采樣分析項(xiàng)目及頻次等監(jiān)控措施)。常壓爐、減壓爐爐管內(nèi)介質(zhì)硫含量已超設(shè)計(jì)值，且正常生產(chǎn)期間無有效監(jiān)測手段監(jiān)測其腐蝕速率，需重點(diǎn)關(guān)注，加強(qiáng)紅外監(jiān)測。

(3)正常生產(chǎn)期間，對(duì)常壓爐、減壓爐爐管進(jìn)行定期熱成像檢測，防止局部過熱導(dǎo)致腐蝕穿孔；停工檢修期間對(duì)常壓爐、減壓爐輻射段、對(duì)流段爐管進(jìn)行全面檢查和檢測，根據(jù)檢測結(jié)果綜合評(píng)估爐管使用狀況和壽命，防止?fàn)t管失效事故的發(fā)生。

(4)大修期間做好各設(shè)備、管線的腐蝕調(diào)查，結(jié)合實(shí)際運(yùn)行情況，提出相關(guān)改進(jìn)措施。

(5)加工高硫原油期間，工藝、設(shè)備、防腐蝕等專業(yè)技術(shù)人員做好相關(guān)數(shù)據(jù)的收集和分析，每半年組織一次全面的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。

(編輯 王維宗)

Corrosion Monitoring of Atmospheric-vacuum Distillation Unit Processing High-sulfur Crudes

XiongWenguo,XieXiaodong

(FujianUnionPetrochemicalCo.,Ltd.,Quanzhou362800,China)

When the company began to process poorer heavier crude oils, the atmospheric-vacuum distillation unit, FCC unit, delayed coking unit, IGCC, sour water stripper, light ends recovery unit and hydrotreating units, etc began to suffer from increased corrosion, especially the atmospheric-vacuum distillation unit, FCC unit and IGCC. The pit corrosion in the oil vapor line in atmospheric overhead and corrosion cracking in the main fractionators of FCC unit had imposed a great safety hazard for the operation. The equipment corrosion was brought under control by analysis of corrosion monitoring system and timely adjustment of corrosion control schemes after the sulfur in crude oil was increased. Through the evaluation of sulfur distribution of sidedraw lines of two atmospheric-vacuum distillation units and equipment materials as well as analysis of variations of their corrosion rates, the RBI (risk based inspection) report concluded that, after revamping in the overhaul in 2015, the 1#atmospheric-vacuum distillation unit could continuously process the crude oils with 1.5% max. sulfur and 0.3 mgKOH/g max TAN. The corrosion is under control for the 2#atmospheric-vacuum distillation unit when the sulfur in crude oil is no greater than 2.5% and the TAN is no higher than 0.2 mgKOH/g.

inferior crude oil, corrosion monitoring, corrosion analysis, corrosion control

2016-05-08；修改稿收到日期：2016-09-20。

熊衛(wèi)國(1967-), 高級(jí)工程師,1999年畢業(yè)于福州大學(xué)工業(yè)自動(dòng)化專業(yè),現(xiàn)在該公司機(jī)械設(shè)備部從事設(shè)備防腐及監(jiān)測管理工作。E-mail：xiongweiguo@fjrep.com