常減壓蒸餾裝置腐蝕分析及防護

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(中海油氣(泰州)石化有限公司，江蘇 泰州 225321)

某常減壓蒸餾裝置(簡稱常減壓裝置)為潤滑油-燃料油型裝置，2004年建成并試車，2005年投產。設計加工PL19-3原油以生產清潔燃料油為主，同時也考慮了加工SZ36-1原油生產重交瀝青的可能。設計規模為1 Mt/a，設計上限1.2 Mt/a，設計下限0.8 Mt/a；年開工8 000 h。主要產品為符合有關標準的7號燃料油、石腦油、柴油調和組分和低指標潤滑油基礎油等。2016年對原有常減壓裝置減壓塔、電脫鹽等設施進行大修改造，以加工綏中36-1原油為主，生產的減二線油、減三線油直接供給公司0.2 Mt/a某潤滑油加氫裝置，滿足某潤滑油生產，改造后加工規模提升至1.5 Mt/a。

1 常減壓裝置原油加工情況

常減壓裝置自2016年7月開工至2017年11月停工檢修，共加工原油1.5 Mt，主要加工綏中36-1原油，所占比例高達95%。綏中36-1原油主要性質見表1。硫質量分數為0.36%，酸值為2.94 mgKOH/g，該原油屬于高酸低硫原油。

2 常減壓裝置主要腐蝕機理

常減壓裝置的主要腐蝕部位包括：三頂揮發線及冷凝冷卻系統的HCl+H2S+H2O腐蝕和高溫部位(溫度大于220 ℃)的環烷酸腐蝕。

三頂冷凝冷卻系統的HCl+H2S+H2O腐蝕部位主要包括塔頂揮發線、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最為嚴重[1]。

表1 原油的主要性質

高溫部位(溫度大于220 ℃)以環烷酸腐蝕為主，主要包括塔器、管線、加熱爐爐管、高溫換熱器、高溫機泵和容器等。腐蝕嚴重的部位主要集中在減壓系統，特別是減壓塔減二線、減三線、減四線填料及其抽出側線的管道、換熱器和機泵等，同時由于流速高，常壓轉油線、減壓轉油線腐蝕嚴重。

3 腐蝕情況分析

3.1 壓力表根部法蘭頸腐蝕穿孔

2017年6月26日，常減壓裝置常三線汽提塔上部壓力表根部泄漏，法蘭頸已經腐蝕穿孔。常三線餾出溫度320～340 ℃，屬于典型的環烷酸腐蝕環境。經排查，壓力表引出管材質為316L，但焊接的法蘭為碳鋼材質。測厚檢查316L材質的直管段厚度為9～10 mm，在正常范圍內；但碳鋼材質耐環烷酸腐蝕能力較差，長時間使用導致腐蝕穿孔。檢維修時升級法蘭材質，更換該部位泄漏法蘭。

3.2 常頂返塔線彎頭腐蝕穿孔

2017年7月31日，常減壓裝置常壓汽提塔頂氣返塔線與常壓塔塔本體連接法蘭的彎頭內側發生腐蝕穿孔。通過采取打套管的方式將該漏點進行徹底封堵，見圖1。

3.3 檢修需要更換管線

由于常減壓裝置多次發生管線泄漏，結合測厚報告以及管道更換記錄，檢修消缺時擬將常壓塔附塔管線進行更換。更換管線詳見表2。更換原則如下：

(1)材質為316L的不銹鋼管測厚厚度與原始厚度相差1 mm的更換。

(2)由于常壓塔附塔管線減薄超過腐蝕裕量，并且局部多次出現泄漏，因此決定將常壓塔附塔管線材質全部更換。

(3)根據測厚報告將腐蝕減薄超過腐蝕裕量的管線進行局部更換，更換管道見表2。

圖1 彎頭處理后情況

管道編號位置長度/m材質測厚/mm介質溫度/℃處理結果100-P-146常頂汽油自常頂返回調節閥至常壓塔7020號4.150檢修更換80-P-165常一線自常壓塔至常壓汽提塔3020號4.4220檢修更換80-P-167常一線自常壓汽提塔至常一線油泵5520號4.3210檢修更換100-P-166常一線自常壓汽提塔返常壓塔2520號1.7160檢修更換80-P-182常三線自常壓汽提塔至常三線油泵40316L4.4330檢修更換150-P-155常頂循自常壓塔至常頂循油泵9020號4.4160檢修更換100-P-157常頂循自常頂循返塔調節閥至常壓塔9020號3.8110檢修更換200-P-158常一中自常壓塔至常一中油泵8520號6.6260檢修更換150-P-151常一中自常一中返塔調節閥至常壓塔8520號4.6210檢修更換100-LS-107過熱蒸汽自調節閥至常壓塔5020號4.2450檢修更換80-P-211減二線油自ER102至E1063020號2.1250檢修更換150-P-239減一中油自E114至E1113020號5.2180檢修更換100-P-156常頂循自常頂循油泵至E1013020號200檢修更換

注：由于生產期間常頂循自常頂循油泵至E101中間三通處出現兩次泄漏，因此建議檢修期間更換。

3.4 停工期間的減壓塔腐蝕情況

2017年11月裝置停工檢查，發現減壓塔腐蝕嚴重，見圖2至圖11。

(1)減壓塔第1號至第5號填料床層檢查完好，第6號填料層頂部檢查完好，但從底部支撐向上看，發現部分填料床層存在腐蝕減薄。

(2)第7號填料層頂部發現整體塌陷，底部檢查發現7號填料存在大面積腐蝕，塔壁出現不同程度腐蝕；8號填料粉化嚴重，塔壁腐蝕呈現典型溝槽腐蝕形態，復合板已經腐蝕殆盡。

(3)5號填料層以上塔內壁未見明顯腐蝕，從第6號、7號填料層之間的人孔處塔內壁呈整體腐蝕減薄，面積較大； 7號填料下部也發現有大量的腐蝕減薄區域，同樣呈整體減薄。

減壓塔頂部及底部未見明顯腐蝕痕跡，腐蝕區域主要集中在減二中區域，6號和7號填料腐蝕最為嚴重。

圖2 5號填料內塔壁局部蝕坑

圖3 6號填料處內塔壁腐蝕溝槽

圖4 6號填料處人孔圈腐蝕形貌

圖5 7號填料塔壁復合層表面腐蝕

圖6 7號填料內壁復合層表面腐蝕形貌

圖7 7號填料腐蝕

圖8 7號填料下部受液槽內表面腐蝕形貌

圖9 7號填料上部液體分布配管法蘭

4 原因分析

由于減壓塔C104減二中附近填料塌陷、脫落，塔壁發生明顯溝槽狀腐蝕，因此減壓塔減二中處腐蝕是典型高溫環烷酸腐蝕。

圖11 7號填料下部塔壁復合層表面腐蝕

主要原因分析如下：

(1)該裝置加工綏中36-1原油，由于硫質量分數為0.36%，酸值為2.94 mgKOH/g，該原油屬于高酸低硫原油，酸值高是造成腐蝕根本原因。

(2)高溫緩蝕劑注入量不足造成減壓側線鐵離子超標，是造成減壓塔腐蝕主要原因。2016年11月開始使用某公司的高溫油溶性緩蝕劑，2017年3月發現減壓側線油中鐵離子含量大幅波動，頻頻出現超標情況。經分析存在兩個問題：一是由于加劑泵的選型不合適(一泵注四點)導致4個注入點流量波動大，后期改造為單點加注；二是高溫緩蝕劑注入量存在不足的情況，后期加大注入量，保證各側線鐵離子不超過1.5 mg/L。

5 應對措施

(1)根據定點測厚結果和前期出現腐蝕問題，更換腐蝕減薄嚴重的管線及配件。

(2)對減壓塔C104第6號和7號填料塔壁部位做貼板處理，材質由原來復合板316L升級為317L；更換失效6號和7號填料。

(3)結合生產及檢修情況，整體更換脫鹽注水-減二線(三)換熱器E132N，更換原油-減一線及減頂循E103/1-2管束。

(4)優化 “三注”工藝，提高工藝防腐的效果。新增減二中熱回流加注點，結合各側線油的酸值來確定加注量；要求各側線鐵離子質量分數小于1.2 μg/g；預膜期分析每日1次，增加側線油中鎳、鉬、鉻金屬離子含量以及各測線油酸值的分析；延長現階段高溫緩蝕劑預膜時間，保證預膜效果。

(5)每月采用氫通量儀監控減壓塔腐蝕情況。高溫環烷酸腐蝕會產生活性氫，一部分會通過金屬管壁滲透到外部環境中，氫通量儀可以檢測滲透出來的氫，氫通量值越高表明腐蝕越嚴重[2]。

(6)嚴格控制常頂、減頂污水pH值在6～8。根據在線腐蝕監測和化驗數據分析，及時跟蹤并調整常頂、減頂污水pH值。

6 結束語

常減壓裝置的腐蝕防護需要工藝防腐蝕和設備防腐蝕共同作用。由于該裝置主要為某潤滑油加氫裝置提供原料，因此不能摻煉原油將酸值降至1.5 mgKOH/g以下。為了保障裝置長周期運行，提出以下建議：

(1)加強電脫鹽運行管理，改進電脫鹽技術，提高電脫鹽效果，保證脫后鹽質量分數不超過3 mg/L，脫后含水不超過0.2%；每季清理一次電脫鹽罐，保證電脫鹽效果。

(2)加強 “一脫三注”工藝管理，加強助劑篩選評價，提高工藝防腐效果，保證減一、二、三、四線油中鐵離子不超過1.2 mg/L，磷離子不超過1 μg/g；保證常頂、減頂污水中鐵離子不超過3 mg/L，pH值控制在6～8。

(3)加強三頂冷凝水的分析。通過分析鐵離子濃度的變化和pH值得變化，反映系統整體的腐蝕程度。結合電阻探針，可以監測局部腐蝕程度。

(4)加強設備和工藝防腐結合，根據在線腐蝕、定點測厚、氫通量檢測和化驗分析結果來調整高溫緩蝕劑、中和緩蝕劑的注入量。