腐蝕控制手冊在常減壓裝置停工檢修中的應用

邱東聲 張旭亮 劉忠連 徐 建 金 波 郭巧霞 林志強

（中海石油寧波大榭石化有限公司，浙江 寧波 315000）

0 引言

常減壓裝置作為原油加工的首道工序，是煉油中的龍頭裝置。由于原油中存在硫、氮、酸、氯以及重金屬和其他雜質，因此常減壓裝置的腐蝕問題尤為突出，存在較大的安全風險。腐蝕控制手冊的制定，依據煉油裝置防腐蝕策略、API 571和API 581等一系列標準，分析各種工藝環境下可能發生的腐蝕損傷機理，及其對相關設備和管道產生的影響[1-3]。同時通過對這些損傷機理的分析，提出有效的工藝防腐和設備防腐策略，指導運行期間和停工檢修期間的腐蝕防控。

本文基于某石化企業225萬噸/年瀝青裝置在2021年停工檢修的腐蝕檢查需求，通過腐蝕控制的手冊的指導，進而有效準確的識別該裝置的易腐蝕部位，并對其提出后續的防控策略。

1 裝置概況

該企業225萬噸/年瀝青裝置，采用常減壓-減粘聯合工藝，加工原油600萬噸/年。設計選用原料油為綏中36-1、曹妃甸和西江原油，年開工時數為8400小時，操作彈性60%～110%?？紤]到將來的發展，常壓爐、減壓爐、減粘爐、空氣預熱器、常壓塔、減壓塔、電脫鹽罐均按原油加工能力800萬噸/年設計。225萬噸/年瀝青裝置是該企業煉油裝置的“龍頭”裝置，其主要作用是將原料原油分餾成不同組分的中間產品，不同產品分別供應下游二次加工裝置。

裝置主要由原油換熱部分、原油電脫鹽部分、原油閃蒸塔系統、常壓蒸餾系統、減壓蒸餾系統以及減粘裂化系統組成。

2 腐蝕控制手冊

2.1 腐蝕機理描述

通過對裝置工藝流程和原油性質的分析，原油類型為高酸低硫原油，主要的腐蝕機理及易發生的部位如表1所示。其中最為典型的腐蝕類型為：低溫（≤120℃）輕油部位的H2O+H2S+HCl腐蝕；高溫（＞220℃）重油部位的高溫環烷酸腐蝕。

表1 225萬噸/年瀝青裝置損傷機理

2.2 腐蝕回路劃分

為控制裝置腐蝕，需了解裝置各工藝段的腐蝕特性。將裝置劃分為不同的腐蝕回路，每個腐蝕回路均擁有相近的腐蝕特性參數，如腐蝕性物質種類、溫度、壓力等。本次常減壓裝置風險評估共劃分腐蝕回路25條，如表2所示。

表2 225萬噸/年瀝青裝置腐蝕回路表

2.3 腐蝕風險評估

每條腐蝕回路結合介質和材質等因素對可能存在的所有腐蝕問題進行分析，并且對風險進行評估，結果如圖1所示。從圖中可以看出，該常減壓裝置較高風險的腐蝕機理為沖蝕、高溫環烷酸腐蝕H2O+H2S+HCl型腐蝕，主要發生在CC-05閃底油至常壓塔進料回路、CC-09常壓塔底回路、CC-12常壓塔頂回路、CC-14減壓蒸餾（高溫）回路等。

圖1 225萬噸/年瀝青裝置腐蝕風險評估矩陣圖

3 停工檢修案例

根據腐蝕的腐蝕控制手冊的指導內容，在停工檢修期間對常減壓裝置存在腐蝕風險的部位進行了系統的檢查。以下結合此期間檢查出的典型腐蝕案例進行分析。

3.1 低溫部位腐蝕案例

腐蝕控制手冊指出常壓塔頂部位介質為石腦油組分和油氣，主要含有硫化氫、氯化氫和水等腐蝕性介質，在不同的工藝條件下呈氣態、氣液兩相和液相。油氣中含有水蒸氣、氯化物、硫化物、氨氮，在溫度低于水的露點時會出現冷凝水導致出現鹽酸露點腐蝕。HCl在初凝區最具腐蝕性，此處大量HCl進入少量水相，由于露點處溫度較高，NH3卻不易溶于水，從而導致pH值最低可達1～2，形成腐蝕環境，在HCl、H2S和水共存的環境下還存在H2O+H2S+HCl型腐蝕[4,5]。

對常壓塔進行腐蝕檢查過程中發現常壓塔上部焊縫有整圈裂紋，塔頂封頭與筒體的連接焊縫最為嚴重，現場焊縫裂紋部位如圖2所示。為了查明焊縫開裂的原因，對已拆除的舊筒節進行取樣分析，材質為S32205+16MnR，所處介質為化工輕油、含鹽污水、塔頂不凝氣（含H2S、HCl等）。

圖2 現場焊縫開裂部位圖片

對焊縫位置樣品做表面金相，結果如圖3所示，圖3（a）為裂紋位置拋光態，可見試樣非金屬夾雜物無異常。圖3（b）為腐蝕后的裂紋位置，圖片左側為S32205，金相組織為奧氏體鐵素體雙相不銹鋼，右側為熱影響區。圖3（c）為該缺陷位置全局圖，圖片左側為焊縫區域，可見裂紋從焊縫萌生，向焊縫兩側擴展。

圖3 試樣表面金相圖片

對試樣表面進行EDS分析，結果如圖4所示。由圖可見，裂紋位置C、O元素含量較高，并存在1.6Wt%的S和0.2Wt%的Cl元素。由此推測，環縫焊接接頭表面附近存在一定的表面焊接缺陷，在HCl-H2S-H2O腐蝕環境中，裂紋由缺陷處萌生，并在熱影響區和不銹鋼區域拓展。并且在使用的過程中，內部處于氯化物水溶液環境中，存在拉應力、溫度、氯化物水溶液的共同作用下造成表面開裂[6]。

圖4 裂紋位置微區成分分析

3.2 高溫部位腐蝕案例

腐蝕控制手冊指出減壓塔底介質為減壓塔底油，介質溫度高于220℃以上，主要以高溫環烷酸腐蝕為主。經減壓蒸餾，減底油中含有的硫化物、氮化物、環烷酸進一步升高，在高溫環境下對碳鋼造成高溫硫腐蝕和高溫環烷酸腐蝕，腐蝕形態為均勻腐蝕和局部沖刷腐蝕。低的硫含量在高環烷酸的環境下形成的鈍化膜可溶于環烷酸，環烷酸的腐蝕會加劇[7,8]。

對減壓塔進行腐蝕檢查過程中發現減壓塔10#人孔擋液板腐蝕嚴重，呈現篩孔狀已失效，對北側46塊擋液板進行整體更換；一級分布槽隔板有一處裂紋，一處腐蝕穿孔，兩處腐蝕部位如圖5所示。分析認為減壓塔腐蝕主要由環烷酸腐蝕造成的，原設計按曹妃甸原油酸值2.5mgKOH/g左右設計的，實際加工蓬萊、秦皇島原油酸值都達3mgKOH/g以上。原油摻煉受市場因素及儲罐容量影響，有時還出現過單煉現象。最近幾年原油酸值在2.5～3mgKOH/g，主要腐蝕類型為環烷酸腐蝕。

建議加強高酸原油腐蝕機理研究，強化不同原油油種的日常評價分析，建立高酸原油性質、原油酸值、酸度分析和操作參數控制制度。

4 結語

（1）通過腐蝕控制手冊對常減壓裝置的工藝流程和設備進行分析，獲得了該裝置設備和管道的具體風險水平和主要失效機理，因此識別和管理好這些易腐蝕的部位，能夠極大地提升管理效率和管理水平；

（2）腐蝕控制手冊指出該常減壓裝置的主要風險為常壓塔低溫部位的H2O+H2S+HCl型腐蝕以及常壓塔、減壓塔高溫部位的環烷酸腐蝕；

（3）腐蝕控制手冊能夠起到對常減壓裝置停工檢修期間腐蝕檢查的指導作用，比如易腐蝕部位的識別、腐蝕原因的分析以及后續的防控策略。