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(chǎn)，設(shè)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(tǒng)組成，裝置設(shè)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(zhì)量分數(shù)和酸值設(shè)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(xiàn)“四年半一大修”的長周期運行目標。

隨著煉油企業(yè)加工原料重質(zhì)化、劣質(zhì)化趨勢加劇以及設(shè)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(zhàn)［1］。因此，為提升設(shè)備管理水平，實現(xiàn)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(jiān)檢測情況，結(jié)合大修期間腐蝕檢查發(fā)現(xiàn)的問題，綜合分析設(shè)備腐蝕現(xiàn)狀和工藝防腐蝕控制效果，分別從原油質(zhì)量與電脫鹽、工藝防腐蝕與腐蝕監(jiān)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(wěn)定長周期運行。

1 主要腐蝕問題

1.1 運行期間出現(xiàn)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(xiàn)在常壓塔頂循系統(tǒng)和減一線系統(tǒng)的設(shè)備和管線。其中減一線系統(tǒng)換熱器和管線發(fā)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(tǒng)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(huán)烷酸腐蝕問題，主要發(fā)生在常壓爐轉(zhuǎn)油線（20R+316L）和減壓爐轉(zhuǎn)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(zhuǎn)油線復合襯里焊縫泄漏

1.2 停工檢查發(fā)現(xiàn)的腐蝕問題

（1）初餾系統(tǒng)

初頂油氣-低溫熱水換熱器E-1401殼程介質(zhì)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(zhì)為循環(huán)水，殼體內(nèi)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(tǒng)

常壓轉(zhuǎn)油線的三通左側(cè)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(nèi)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(huán)向焊縫及垂直焊縫較飽滿，熱影響區(qū)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(shù)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(nèi)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(zhì)為循環(huán)水，4臺換熱器殼體內(nèi)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(tǒng)

減壓轉(zhuǎn)油線材質(zhì)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(zhuǎn)油線內(nèi)襯復合板焊縫發(fā)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(zhuǎn)油線內(nèi)襯復合板焊縫缺陷分布

C-1004材質(zhì)為16MnR+316L，減一線一段填料東北方向發(fā)生局部塌陷，深度約80 mm；減一線二段填料上方分布器內(nèi)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(fā)生局部塌陷，深度180 mm；減二線集油箱上部少數(shù)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(tǒng)

壓縮機出口水冷器E-1519管箱內(nèi)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(huán)水腐蝕，腐蝕形貌見圖13。管束表面及殼體內(nèi)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(jié)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(tǒng)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(qū)）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(jiān)檢測，加快推進“三頂精準加注智能控制系統(tǒng)”在常壓塔頂揮發(fā)系統(tǒng)的應(yīng)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(huán)烷酸腐蝕。在常減壓轉(zhuǎn)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(nèi)襯焊縫處理，確保轉(zhuǎn)油線隱患基本消除。

（3）循環(huán)水腐蝕。從冷換設(shè)備腐蝕情況看，裝置冷凝冷卻器水側(cè)腐蝕結(jié)垢情況總體較好，存在問題主要在循環(huán)水走殼程的初頂E-1510和常頂E-1511管束，原因為循環(huán)水流速低而導致結(jié)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(jīng)歷四年半長周期生產(chǎn)運行后，設(shè)備總體狀況良好，這與企業(yè)重視工藝、設(shè)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(zhì)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(shè)防值，氯含量、鹽含量或者其他雜質(zhì)含量過高，都會導致設(shè)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(zhì)統(tǒng)計數(shù)據(jù)見圖15。由圖15可以看出，裝置2016—2020年加工原油的硫質(zhì)量分數(shù)、酸值均滿足0.96%和1.00 mgKOH/g設(shè)計值，而且原油酸值逐年下降，緩解了常減壓及后續(xù)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(tǒng)計

2.2 “一脫三注”工藝防腐蝕

常減壓裝置作為煉油企業(yè)的生產(chǎn)龍頭，其長周期、安全、穩(wěn)定的運行對整個企業(yè)的生產(chǎn)至關(guān)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(zhì)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?shù)蜏叵到y(tǒng)的安全運行。企業(yè)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(shù)，原油脫后鹽質(zhì)量濃度小于3.0 mg/L、水質(zhì)量分數(shù)小于0.2%，電脫鹽合格率大于92%。裝置2016—2020年電脫鹽效果統(tǒng)計見圖16。

圖16 電脫鹽合格率和脫后鹽含量統(tǒng)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(jiān)測分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果見表1。由表1可以看出，裝置塔頂系統(tǒng)含硫污水pH值控制穩(wěn)定，鐵離子質(zhì)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(shù)據(jù) mg/L

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

3 結(jié) 語

2020年裝置檢修期間完成了轉(zhuǎn)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(shè)備可靠運行打下良好基礎(chǔ)。為保證裝置長周期安全運行，仍需加強設(shè)備防腐蝕管理，具體防腐策略如下：

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

（2）開展原油深度電脫鹽技術(shù)攻關(guān)。從目前兩套電脫鹽運行情況看，脫后鹽質(zhì)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(yōu)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(zhì)量濃度在1.5 mg/L以下，將會大大緩解塔頂揮發(fā)系統(tǒng)腐蝕控制壓力，同時也降低后續(xù)加工原料油中雜質(zhì)含量。

（3）加強工藝防腐蝕管理，保證工藝操作平穩(wěn)。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(tǒng)”，避免裝置揮發(fā)系統(tǒng)局部結(jié)鹽沉積。

（4）加強腐蝕監(jiān)檢測工作。落實關(guān)鍵部位腐蝕介質(zhì)檢測、確保在線腐蝕監(jiān)測探針系統(tǒng)正常運行，定期采用脈沖渦流掃查技術(shù)對設(shè)備管線缺陷進行排查。

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