8.0 Mt／a常減壓蒸餾裝置高溫腐蝕分析及材質升級改造

于立秋，原棟文

（1.南京金凌石化工程設計有限公司，江蘇南京210042；2.中國石油化工股份有限公司金陵分公司，江蘇 南京210033）

8.0 Mt／a常減壓蒸餾裝置高溫腐蝕分析及材質升級改造

于立秋1，原棟文2

（1.南京金凌石化工程設計有限公司，江蘇南京210042；2.中國石油化工股份有限公司金陵分公司，江蘇 南京210033）

某公司8.0 Mt／a常減壓蒸餾裝置第一周期原油中硫含量長期超設防值，高溫設備和管線腐蝕問題逐漸暴露，增加了維修成本，威脅安全生產(chǎn)，影響裝置長周期運行。討論了高溫腐蝕機理及防護措施；為保證裝置平穩(wěn)、長周期運行，對現(xiàn)有設備和管線材質使用情況進行了腐蝕評估，結果表明，部分設備和管線腐蝕速率超標。根據(jù)評估結果結合材質升級研究成果，給出了材質升級方案，以保障裝置長周期安全運行。

常減壓蒸餾裝置 高溫腐蝕 材質升級

1 加工原油情況

某常減壓蒸餾裝置設計加工能力8.0 Mt／a，于2012年 4月建成投產(chǎn)，酸設防值為 0.37 mgKOH／g，硫設防質量分數(shù)為1.97%。裝置加工原油性質見表1。由表1可知，加工原油硫含量長期超出裝置設防值。常壓塔和減壓塔各側線硫含量和酸值統(tǒng)計見表2。從表2可以看出，常壓塔和減壓塔越往底部硫含量越高，減壓塔各側線的環(huán)烷酸主要集中在減二線至減四線。

表1 加工原油的性質

表2 各側線硫含量和酸值統(tǒng)計

2 高溫腐蝕

2.1 腐蝕情況

由于加工原油硫含量超過設防值，原油中大多數(shù)硫殘留在減壓塔底渣油中，硫在高溫下對金屬的腐蝕會更強烈［1］，環(huán)烷酸也會在高溫部位參與腐蝕。高溫腐蝕最易發(fā)生部位為：常壓爐出口爐管及轉油線、常壓塔進料部位上下塔盤、減壓爐至減壓塔的轉油線、減壓塔進料段塔壁與內部構件及塔底、減壓渣油線和減壓渣油換熱器等［2］。腐蝕形態(tài)為均勻減薄及局部穿孔；彎頭、三通、大小頭、閥門和泵出口部位流速高、有湍流，這些部位腐蝕最嚴重［3］。

裝置運行期間，裝置多個側線高溫部位出現(xiàn)鐵離子含量超標現(xiàn)象，換熱器管束多次發(fā)生腐蝕穿孔造成裝置降量處理。部分高溫管線如常二中換熱器和重石腦油換熱器油側入口管線彎頭等部位均發(fā)生腐蝕減薄，特別是石腦油換熱器油側入口彎頭厚度已由8.5 mm減薄至5.2 mm；此外，減壓塔出口閥閥板減薄嚴重，閥板脫落而發(fā)生內漏，其他高溫重油部位的閥門也發(fā)生過腐蝕內漏，導致設備難以切出處理，給設備檢修工作帶來困難。

2.2 機理分析

高溫硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕會相互作用，造成腐蝕加劇，是裝置嚴重腐蝕和內漏的主要原因［4-5］。高溫硫腐蝕主要是由于有機硫化物轉化為硫化氫和單質硫與鋼材表面直接作用而產(chǎn)生的化學腐蝕。環(huán)烷酸是原油中有機酸的總稱，具有普通有機酸的性質［6］，在常壓蒸餾裝置中與原油一同被加熱后蒸餾，隨餾分冷凝。溶于餾分中的環(huán)烷酸與設備表層金屬反應，生成可溶于油的環(huán)烷酸亞鐵，進而暴露出更多的金屬參加反應，環(huán)烷酸腐蝕表現(xiàn)為均勻腐蝕和局部沖刷腐蝕。

溫度升高促進了硫、硫化氫及硫醇等與金屬的化學反應而加速腐蝕，也促進了原油中非活性硫的熱分解。環(huán)烷酸腐蝕的主要影響因素是溫度和流速，原油組成、介質流動狀態(tài)、氣液相狀態(tài)、操作壓力和設備材質也會影響環(huán)烷酸腐蝕程度［7］。在流速大的部位FeS易被沖刷而脫落，使金屬表面不斷更新，金屬腐蝕進一步加劇。管線內部突出物，如焊瘤、錯邊及熱電偶套管等處，在局部區(qū)域內引起湍流而加劇腐蝕。

2.3 防護措施討論

2.3.1 材質升級

解決高溫重油部位硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕的最有效途徑是選用耐高溫硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕的材料，對設備管線進行材質升級［8-10］。在鋼鐵材料中加入合金元素Cr，Ni和Mo可以提高鋼材的耐蝕性，合金元素生成的氧化物可以形成一層保護膜，能阻止金屬離子的擴散，保護金屬不受進一步腐蝕；Mo質量分數(shù)大于2.5%的316L或317L不銹鋼耐環(huán)烷酸腐蝕效果較好［11］。

2.3.2 材質表面處理

在設備和管道的某些部位，可以考慮對其進行表面處理，合理使用表面防護隔離層，提高材料的表面耐腐蝕能力。冷凝器的冷凝管可以進行滲鋁、鍍鎳磷鍍層或涂防腐蝕涂層；換熱管、型鋼、格柵填料及塔板等可以進行滲鋁處理，這些方法的應用可有效抑制硫腐蝕。在滲鋁技術基礎上還開發(fā)出了滲鈦、多元共滲等技術，在抑制低溫硫腐蝕方面也取得了良好效果。

2.3.3 工藝防腐措施

在工藝防腐蝕方面，可以采取加注高溫緩蝕劑或進行原油脫硫處理，加強高溫重油部位的設備及管線定點腐蝕監(jiān)測等措施。高酸、高硫原油可與低酸、低硫原油摻煉，以減輕高溫部位的腐蝕。9108號耐高溫緩蝕劑可用于減底泵部位，以抑制該高溫部位的硫和環(huán)烷酸腐蝕。

3 裝置材質升級改造

3.1 設備主要選材情況

該常減壓蒸餾裝置的主要高溫設備及管道升級改造前選材情況見表3。

表3 設備和管線升級改造前用材

3.2 腐蝕情況評估

根據(jù)中石化《加工高含硫原油部分裝置在用設備及管道選材指導意見》、SH／T 3096—2012《高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》和SH／T 3129—2012《高酸原油加工裝置設備和管道設計選材導則》的要求［12］，結合各側線硫含量分布情況，按照McConomy曲線、API 581標準對溫度大于220℃的設備管線材質進行腐蝕核算［13］。核算結果表明：部分位置材質腐蝕速率超標，壓力管道腐蝕速率大于0.275 mm／a；壓力容器腐蝕速率大于0.3 mm／a。盡管有些部位腐蝕核算結果未超標，但考慮到本身結構和介質流速影響，仍然存在腐蝕風險，建議對其材質也進行升級。

3.3 升級改造方案

根據(jù)在線腐蝕監(jiān)測情況及現(xiàn)場實際測厚計算結果，制訂了材質升級改造方案，見表4。

表4 設備管線材質升級方案

3.4 材質升級方案說明

（1）常壓爐對流段和輻射段大部分爐管材質采用ASTM A335（12Cr9Mo），對流段翅片管爐管材質分別選用12Cr5Mo和12Cr9Mo，其中每段輻射室出口的5根爐管材質為TP321；減壓爐對流段爐管材質為12Cr9Mo，輻射段爐管為12Cr9Mo和TP321。根據(jù)腐蝕核算分析：爐管目前用材可在下一周期內滿足使用要求，暫時不用升級；可根據(jù)本周期結束后腐蝕調查及測厚情況，決定下一周期材質是否升級。

（2）初餾塔、常壓汽提塔、脫戊烷塔及內構件等材質保持不變；常壓塔塔體下段高溫部位內襯升級為316L，前5層塔盤材質升級為雙相不銹鋼S32205，常壓塔其他部分材質保持不變；減壓塔為填料塔，共5段規(guī)整填料，鑒于裝置運行時間長，且填料本身較薄，需要將位于減二線抽出位置的第三段填料材質升級為316L；減壓塔進料段分配器材質為304，目前加工原油品質變化和裝置本身處理量大，參照同類裝置使用情況，需要將分配器材質升級為316L，而減壓塔塔體及其他內構件材質保持不變。

（3）一些高溫腐蝕較為明顯的部位，如減二中和減渣換熱器管束可以采取滲鋁處理；與常三線、減二線、減三線和減渣等換熱的高溫換熱器管束材質均升級為304L；原油-減二中換熱器和原油-減三中三線換熱器殼體升級為Q345R＋316L。針對三頂部位容易產(chǎn)生的低溫HCl-H2S-H2O腐蝕，裝置初頂和常頂換熱器管束材質由雙相鋼升級為TA1鈦材；減頂抽真空冷凝器管束仍采用S32205雙相鋼；初頂和常頂空冷器管束材質繼續(xù)選用09Cr2AlMoRE，必要時升級為雙相鋼；其他冷換設備用材保持不變。

（4）由于容器使用溫度均在220℃以下，因此不存在明顯的高溫硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕。但部分容器如初頂回流罐、常頂回流罐及減頂回流罐等存在HCl-H2S-H2O低溫腐蝕環(huán)境，或者罐底易積垢從而產(chǎn)生垢下腐蝕，因此該部分容器需要做內部噴鋁處理。

（5）對機泵腐蝕影響較大的主要是環(huán)烷酸腐蝕，流速越大腐蝕越嚴重。因此，應對一些高溫油泵如初底油泵、常底油泵、減三線及三中泵、減四線泵和減壓渣油泵等加強腐蝕監(jiān)測，腐蝕嚴重時將機泵材質由C-6升級為A-8。

（6）初底線、常二線、常三線、減三中三線、減四線和減底線等管線存在局部區(qū)域腐蝕速率超標問題。根據(jù)實際測厚分析和選材導則要求，建議將初底線、常二線、常三線、減三中三線、減四線及減底線合金鋼材質管道的部分管段、閥門升級為不銹鋼，將碳鋼管道的部分管段、閥門升級為合金鋼。

（7）由于生產(chǎn)工藝參數(shù)經(jīng)常波動，原油腐蝕性介質含量難以準確預測，材質升級后，在日常生產(chǎn)運行中應加強高溫部位的定點測厚工作，在下周期檢修時重點檢查高溫易腐蝕部位。

4 結束語

隨著加工原油的劣質化，原油中硫含量和酸值升高給常減壓蒸餾裝置帶來的腐蝕問題將嚴重影響裝置的安全平穩(wěn)運行。除了加強腐蝕監(jiān)測和作好工藝防腐蝕措施外，還需要通過腐蝕核算和風險評估，查找薄弱環(huán)節(jié)，進而提出相應的材質升級建議和方案，提高裝置加工劣質原油的適應性。

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High-Temperature Corrosion Analysis and Material Promotion for 8.0 Mt／a Atmospheric-Vacuum Distillation Unit

Yu Liqiu1，Yuan Dongwen2
（1.Nanjing Jinling Petrochemical Engineering Co.，Ltd.，Nanjing 210042，China；2.SINOPEC Jinling Petrochemical Company，Nanjing 210033，China）

Sulfur content in crude oil has been higher than the fortification value for a long time in a 8.0 Mt／a atmosphericvacuum distillation unit，which resulted in the corrosion problem of high temperature equipment and pipeline.Mechanism of high temperature corrosion was analyzed and countermeasures were proposed.Corrosion evaluation of relevant equipment and pipeline material was conducted，and the results showed that corrosion rates of some equipment and pipeline were in excess of the standards.Material upgrading plan was put forward depending on the evaluation results，in order to ensure a long-term operation in the next cycle.

atmospheric-vacuum distillation unit，high temperature corrosion，material upgrading

2017-06-01；修改稿收到日期：2017-09-15。

于立秋（1979—），工程師，碩士，2006年畢業(yè)于大連理工大學精細化工專業(yè)，現(xiàn)從事石油化工設計工作。E-mail：yuliqiu.gy＠njpec.cn

（編輯 王維宗）