常壓蒸餾裝置的腐蝕與防護

王喜月

(中國石化股份有限公司西安石化份公司，陜西西安 710086)

常壓蒸餾裝置的腐蝕與防護

王喜月

(中國石化股份有限公司西安石化份公司，陜西西安 710086)

針對煉制長慶輕質低硫含酸原油常壓蒸餾裝置腐蝕情況，對常壓塔、初餾塔塔內件、塔壁以及常頂揮發線等多次進行腐蝕檢查，未發現明顯腐蝕情況。出現腐蝕的部位主要發生在:常頂換熱器和空冷器;加熱爐轉油線彎頭局部減薄穿孔泄漏;轉油線進塔處彎頭減薄，其他高溫管線及加熱爐爐管運行情況良好，沒有發現減薄情況。就已經出現的幾個主要腐蝕部位，從原油性質、關鍵設備選材及工藝防腐和腐蝕檢測等方面進行腐蝕原因分析，提出合理選材、加強工藝防腐優、化防腐藥劑以及完善在線腐蝕監測與管理系統措施，解決有關設備的腐蝕問題，為常壓裝置長周期安全平穩運行提供保證。

常壓 腐蝕 防護

0.8 Mt/a常壓蒸餾裝置于2004年6月份投產，常壓裝置主要由一脫三注部分、原油換熱部分、初餾及常壓蒸餾部分和堿洗部分組成。主要煉制長慶輕質原油，原設計原油硫質量分數0.055%，酸值0.43 mgKOH/g，屬低硫低酸原油。

1 裝置設備運行及腐蝕情況

表1為裝置2011年上半年涉及腐蝕問題的記事。

表1 常壓裝置2011年1-6月記事Table 1 Atmospheric installations from January to June 2011 notebook

1.1 常壓蒸餾裝置低溫部位的腐蝕情況

裝置自投用以來，常壓塔、初餾塔塔內件、塔壁以及常頂揮發線等多次進行腐蝕檢查，未發現明顯腐蝕情況。出現腐蝕的部位主要發生在:常頂換熱器和空冷器，2009年3月出現常頂空冷器(A1104)管束局部泄漏(見圖1)，管板焊縫處腐蝕減薄泄漏。

2010年5月常頂空冷器(A1102)管束泄漏。

常頂油氣-脫前原油換熱器(E1101AB)2010年前使用周期為1 a，近1 a半來該換熱器腐蝕加快，使用周期為半年，主要泄漏部位在管板和管束焊縫連接處，管束外表面有油污，無明顯的腐蝕情況，殼程沒有腐蝕減薄情況(見圖2、3)。

圖1 管束局部泄漏Fig.1 Bundle of local leakage

2009年6月常頂E1101出口管線彎頭切線處，穿孔泄漏。對該部位進行檢查測厚，切線處厚度為3 mm，其他部位6 mm，局部沖刷腐蝕 。

1.2 常壓蒸餾裝置高溫部位的腐蝕

2010年10月加熱爐轉油線彎頭局部減薄穿孔泄漏，2010年11月測厚發現轉油線進塔處2個彎頭減薄，厚度為3.8 mm(見圖4)。

圖2 管板腐蝕情況Fig.2 Plate corrosion

圖3 管板和管束焊縫連接處Fig.3 Board and control of the weld seams

圖4 轉油線進塔處Fig.4 Transfer line into the tower

其他高溫管線及加熱爐爐管運行情況良好，測厚沒有發現減薄情況。

2 腐蝕原因分析

2.1 原油性質變化

總部規定S≥1.0%、酸值＞0.5 mgKOH/g為高酸高硫原油;S≥0.5%、酸值＞0.5 mgKOH/g為含硫高酸值原油;S≤0.5%、酸值≤0.5 mgKOH/g為低酸低硫原油，2011年1～6月常壓蒸餾裝置所加工原油含鹽量平均為21.31 mgNaCl/L。圖5、圖6表明硫含量為0.11%，酸值為0.08 mgKOH/g，屬低硫低酸原油。硫含量、酸值及鹽含量變化波動不大，原油性質基本穩定。盡管原油硫含量高于原設計值，但仍屬于低硫原油，對裝置的腐蝕影響不大，因此原油性質變化不是影響裝置腐蝕的根本原因。

2.2 材質選用

根據總部《加工高含硫原油部分裝置在用設備及管道選材指導意見》規定，初餾塔、常壓塔、減壓塔塔頂系統的管道以碳鋼為主，主要依靠加強工藝防腐措施減緩腐蝕。介質溫度＜240℃ 的部位選材以碳鋼為主;介質溫度≥288℃的部位應選用鉻含量在5%及以上的合金鋼。介質溫度在240～288℃之間時，原則上選用1Cr5Mo鋼。

常壓蒸餾裝置所加工原油性質為低硫低酸原油，原設計塔、揮發線、各餾出管線、高溫進油管線、轉油線等選用的材質都是碳鋼，在使用過程中低溫系統的管線使用情況基本正常，2010年11月定點測厚數據分析，低溫系統平均腐蝕速率為0.19 mm/a，因此證明低溫系統選用碳鋼，加熱爐爐管選用的是1Cr5Mo，符合選材要求。

2.3 工藝控制和腐蝕監測

2.3.1 電脫鹽

常壓蒸餾裝置采用一脫三注，電脫鹽采用二級交直流電脫鹽技術，2010年原油脫前平均鹽含量14.76 mgNaCl/L，但脫后平均含鹽量達到3.65 mg/L，超控制指標。查LIMES分析數據，2011年1-6月含鹽質量濃度在0.3～27.55 mg/L波動，脫后平均含鹽量4.0 mg/L，超標頻繁［1］。

2.3.2 回煉污油

2011年1、2月單日回煉污油量在62～93 t/d，平均日回煉量在68 t，污油組分多變，污油硫含量波動大在0.2～0.6%，對裝置的產品質量和設備腐蝕都產生影響。

2.3.3 腐蝕監測分析

兩頂凝結水中鐵離子分析表明，2011年1～6月份常頂鐵離子平均8.23 mg/L，初頂鐵離子平均7.25 mg/L，超出總部規定的鐵離子不大于5 mg/L，低溫部位設備腐蝕嚴重。

2.3.4 腐蝕掛片

2011年3月2日在常壓蒸餾裝置塔頂油氣與原油換熱器(E1101A)油氣進口處分別掛了2個試片，試片材質均為為碳鋼，2011年5月13日 取出。

圖5 2011年1-6月份輕質原油硫含量統計Fig.5 2011 1-6 month light crude oil sulfur content

圖6 2011年1-6月輕質原油酸值統計Fig．6 January to June 2011 light crude oil acid value

2個試片都掛在油氣進口處，試片靠近管板，一個試片在東側中部，另一試片在西側上部，從二片試片表面腐蝕情況看，一側有腐蝕而另一側沒有明顯的腐蝕，因此判斷該系統存在沖刷腐蝕。

失重分析數據表明，一個試片腐蝕速率為1.6 mm/a，另一試片腐蝕速率0.18 mm/a，差別很大。掛片腐蝕檢測期間塔頂油為氣氯化物含量(參考酸性水檢測指標)，2011年3月1日至5月18日可查數據11次(化驗頻次1周一次)，氯化物含量最低15.06 mg/L，最高150.55 mg/L，平均值50.05 mg/L，高于常規指標控制值30 mg/L，氯化物含量高于GB6532-86控制指標。油氣溫度約130℃，與原油換熱后接近露點溫度，存在露點腐蝕(露點溫度100～110℃)。同時強烈的H2SHCl-H2O腐蝕環境，也會對碳鋼有一定的腐蝕。因此常壓裝置塔頂油氣系統存在露點腐蝕和沖刷腐蝕。

2.3.4 清洗清理情況統計

據統計，常壓蒸餾裝置緩蝕劑系統和破乳劑系統結垢堵塞嚴重，緩蝕劑、破乳劑罐及泵出口管線經常結垢，需每半年進行清理清洗1次，垢物為白色固體狀，比較堅硬。常頂脫水線、塔頂注水線等也經常發生堵塞，需進行化學清洗。

從上面幾個方面分析，主要原因是工藝防腐不到位，脫后鹽含量超標，塔頂注劑不規范，從而使常頂冷凝系統存在強烈的H2S-HCl-H2O腐蝕環境，導致塔頂低溫腐蝕。

其腐蝕機理為:原油蒸餾過程中，原油中的鹽類:氯化鎂、氯化鈣很容易受熱(120℃)水解生成具有強烈腐蝕性的 HCl［1］，由于HCl是揮發性的酸，所以HCl在蒸餾過程中隨原油中的輕餾份與水份一起揮發和冷凝，在塔頂冷凝系統中被冷凝水所吸收，形成腐蝕性很強的鹽酸，當鹽酸遇到鋼鐵后即發生反應生成可溶性的腐蝕產物FeCl2。同時由于原油加熱過程中生成的H2S在塔頂與鐵生成不溶于水的FeS保護膜，附著在鋼鐵表面上，使鋼鐵不再受到腐蝕。但HCl與FeS反應導致FeS膜溶解，破壞FeS保護膜，并還原出H2S使腐蝕反應得以繼續，如此反復循環反應，就大大加快了設備的腐蝕［1］。

3 采取的防護措施

3.1 材質升級

2011年11月常頂換熱器(E1101A)材質升級為09稀土，目前使用情況良好，加熱爐爐出口管線升級為1Cr5Mo。

3.2 工藝措施改進

將常頂注水有原來的新鮮水改為注除鹽水或汽提凈化水，減緩管線結垢現象;兩頂注水增加流量表，規范注水流量。

3.3 增加腐蝕在線監測系統

2011年檢修期間增加腐蝕在線監測系統，常壓裝置共選擇監測點9個，其中電感探針7個，(pH值)計2個，通過腐蝕在線監測可以及時了解裝置的腐蝕情況，及時進行調整生產工藝，也可以更快更好的篩選緩蝕劑，目前該系統現場探針已安裝完成，軟件正在安裝，2012年一季度完成投入使用。

4 改進措施及建議

(1)加強工藝防腐，嚴格控制各項工藝防腐考核指標，包括脫后含鹽、塔頂冷凝水中鐵離子濃度等指標，對于超出指標的情況，每月進行考核，促使操作工對注氨、注緩蝕劑、注水等進行精心的調節，保證各項工藝防腐措施的有效實施。

(2)應根據原料性質變化和污油回煉量及裝置運行狀態，對裝置的工藝防腐措施通過專業分析和現場腐蝕監測進行不定期的工藝評價，強化工藝防腐藥劑的管理和進廠檢驗，確保了各項工藝防腐措施的高效運行。

(3)合理選材，對常頂換熱器、空冷器等易腐蝕設備合理進行材質升級，保證裝置的安全運行。

(4)盡快完善在線腐蝕監測與管理系統，利用腐蝕監測與管理決策系統，將腐蝕監測(腐蝕在線監測、定點測厚和普查測厚)、工藝防腐、設備防腐和防腐管理等有機結合在一起，及時掌握裝置腐蝕動態，摸索腐蝕規律，調整腐蝕控制措施，系統性地解決生產裝置腐蝕問題。

5 結論

常壓蒸餾裝置的腐蝕主要是低溫腐蝕和高溫沖刷腐蝕，針對加工原油為低硫低酸輕質原油的常壓裝置，通過加強“一脫三注”工藝控制和合理選材，減緩設備腐蝕、保證裝置長周期運行。

［1］侯祥麟.中國煉油技術［M］.北京:中國石化出版社，1998:75-83.

Corrosion in Atmospheric Distillation Unit and Protection

Wang Xiyue
(SINOPEC Xi’an Petrochemical Company，Xi’an，Shaanxi 710086)

To solve the corrosion problems of atmospheric distillation unit processing Changqing light low－sulfur acidic crude oil，multiple corrosion inspections have been performed in atmospheric tower，tower walls and atmospheric tower overhead vapor line，and no obvious corrosions have been found.The corrosion thinning and corrosion leaking mainly occurred in atmospheric tower overhead heat exchanger，air coolers，elbow in furnace oil transfer line and elbow in oil transfer line to the inlet of tower.Other high－temperature pipelines are operating satisfactorily and no corrosion thinning has been found.Based upon the corrosions found in several locations of the atmospheric distillation unit，the corrosion causes are analyzed in respect of crude oil properties，material section of critical equipment，process corrosion prevention and corrosion detection，and effective corrosion protection measures have been proposed such as selection of appropriate materials，strengthening process corrosion prevention，optimization of corrosion inhibitors and improvement of on－line corrosion detection and management system，etc to provide good conditions for the long－term safe reliable operation of the atmospheric distillation unit.

atmospheric，corrosion，protection

TE985.9

A

1007－015X(2012)04－0047－04

2012－02－ 26;修改稿收到日期:2012－04－05。

王喜月，女，高級工程師，1987年畢業于北京化工學院化工腐蝕與防護專業，從事防腐管理工作。E-mail:wangxiy.xash@sinopec.com

(編輯 王菁輝)