郝新煥

（中國石油獨山子石化分公司研究院，新疆 獨山子 833699）

0 引言

煉化裝置長周期安全運行是企業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵，特別是近幾年，隨著石油資源的深度開采以及進口高硫、高酸、高氯原油的不斷增加，原油劣質(zhì)化趨勢日趨明顯，設(shè)備腐蝕問題突出，影響裝置安穩(wěn)長運行。為了了解煉化裝置的腐蝕情況，及時采取有效措施，避免腐蝕事故的發(fā)生，保證裝置安穩(wěn)長運行，除了正常生產(chǎn)中的腐蝕監(jiān)檢測，還要在裝置停工期間進行全面的腐蝕檢查工作，全面了解裝置設(shè)備的腐蝕環(huán)境和腐蝕狀況，及時處理腐蝕嚴(yán)重或存在安全隱患的設(shè)備和管線；同時有針對性地采取防護措施，加強科學(xué)管理，降低裝置腐蝕風(fēng)險，保障裝置的長周期安全運行。

1 煉油裝置整體情況

2019年，某石化公司對煉油裝置進行腐蝕檢查，涉及蒸餾裝置、焦化裝置、200萬蠟油加氫裝置、300萬直柴加氫裝置、80萬催焦柴加氫裝置、制氫裝置、硫磺回收裝置、酸性水汽提裝置、溶劑再生裝置、催化裝置、氣分裝置、重整加氫裂化裝置、80萬汽油加氫裝置、50萬重整裝置、38萬噸芳烴裝置、干氣脫硫裝置、氣柜裝置共17套裝置。其中15套裝置共發(fā)現(xiàn)問題84項，兩套裝置問題為0。從統(tǒng)計數(shù)據(jù)（如圖1所示）可以看出，問題由多到少依次為：催化14起，占總數(shù)的16.7%；焦化12起，占總數(shù)的14.3%；重整10起，占總數(shù)的11.9%；蒸餾8起，占總數(shù)的9.5%；酸性水汽提7起，占總數(shù)的8.3%；溶劑再生7起，占總數(shù)的8.3%；芳烴5起，占總數(shù)的6.0%；干氣脫硫4起，占總數(shù)的4.8%；200萬蠟油加氫4起，占總數(shù)的4.8%；300萬直柴加氫加氫4起，占總數(shù)的4.8%；氣分3起，占總數(shù)的3.6%；80萬汽油加氫3起，占總數(shù)的3.6%；其余的為0。

圖1 煉油裝置停工腐蝕檢查問題分布

腐蝕問題較多的裝置是催化、焦化、重整、蒸餾、酸性水汽提和溶劑再生裝置。

2 腐蝕設(shè)備類型情況

此次腐蝕檢查主要對裝置重點腐蝕部位的兩器、塔、容器、換熱器、管線、小接管進行腐蝕檢查。

對腐蝕檢查發(fā)現(xiàn)問題所屬設(shè)備情況統(tǒng)計，從圖2可以看出問題分布情況：換熱器（43臺，占51%）、管線（18條，占22%）、塔（15座，占18%）、兩器（2臺，占2%）、容器（2臺，占2%）、小接管（4條，占5%）。

圖2 煉油裝置停工腐蝕檢查問題設(shè)備分布腐蝕設(shè)備類型分布情況

對發(fā)現(xiàn)問題較多的換熱器、管線、塔的分布情況進行統(tǒng)計，從圖3可以看出：

圖3 煉油裝置停工腐蝕檢查問題設(shè)備具體分布

問題換熱器共43臺，發(fā)現(xiàn)問題最多的裝置是焦化，8臺，占換熱器問題總數(shù)的18.6%；其次是蒸餾、溶劑再生各6臺，各占總數(shù)的14%；催化、酸性水汽提5臺，各占總數(shù)的11.6%；50萬重整4臺，占總數(shù)的9.3%；300萬加氫3臺，占總數(shù)的7.0%；干氣脫硫2臺，占總數(shù)的4.7%；氣分、80萬柴油加氫、蠟油加氫、8萬方制氫各1臺，各占總數(shù)的2.3%。

問題管線共18條，最多的裝置是催化，5條，占管線問題總數(shù)的27.8%；其次是80萬汽油加氫3條，占總數(shù)的16.7%；焦化、酸性水汽提各2條，各占總數(shù)的13.3%；50萬重整、氣分、蠟油加氫、300萬加氫、干氣脫硫、溶劑再生各1條各占總數(shù)的5.6%。

有問題的塔共15座，最多的裝置是芳烴，5座，占煉油廠塔問題總數(shù)的33.3%；其次是蒸餾、焦化、催化、50萬重整各2座，各占13.3%；蠟油加氫、干氣脫硫各1臺，占6.7%。

有問題的兩器共2臺，都在催化裝置。

小接管共4條，重整裝置2條， 蠟油加氫裝置和干氣脫硫裝置各1條。

3 腐蝕問題原因情況

對腐蝕檢查發(fā)現(xiàn)的84個問題，從腐蝕原因進行統(tǒng)計分析，結(jié)果如圖4所示。

圖4 腐蝕問題原因統(tǒng)計

圖5 腐蝕問題原因分布

從腐蝕原因來看，煉油裝置腐蝕原因最多的為低溫硫腐蝕36起，占總數(shù)的33%；其次是沖刷腐蝕22起，占總數(shù)的20%；高溫硫腐蝕9起，占總數(shù)的8%；濕硫化氫腐蝕為6起，占總數(shù)的5%；銨鹽垢下腐蝕和機械損傷為各5起，占總數(shù)的5%；應(yīng)力腐蝕開裂和環(huán)烷酸腐蝕各為4起，各占總數(shù)的4%；循環(huán)水腐蝕和二氧化碳腐蝕各3起，各占總數(shù)的3%；保溫層下腐蝕為2起，占總數(shù)的2%；其它為9起，各占總數(shù)的8%。

3.1 從腐蝕原因分布情況來看

低溫腐蝕主要發(fā)生在催化和溶劑油再生各7起；其次焦化5起；酸性水汽提4起；50萬重整3起。

沖刷腐蝕主要發(fā)生在50萬重整4起；催化和80萬汽油加氫各3起；焦化、芳烴、酸性水汽提和溶劑油再生各2起。

高溫硫腐蝕主要發(fā)生在蒸餾5起；焦化2起；催化和蠟油加氫各1起。

濕硫化氫腐蝕主要發(fā)生在焦化和80萬汽油加氫各2起；20萬重整和干氣脫硫各1起。

銨鹽垢下腐蝕主要發(fā)生在300萬加氫和50萬重整各2起；蒸餾1起。

應(yīng)力腐蝕開裂主要發(fā)生在芳烴和50萬重整各2起。

循環(huán)水腐蝕主要發(fā)生在80萬柴油加氫和50萬重整各1起。

二氧化碳腐蝕主要發(fā)生在焦化2起；8萬方制氫1起。

保溫層下腐蝕主要發(fā)生在催化和氣分各1起。

3.2 腐蝕問題分析

3.2.1 催化裝置

催化裝置腐蝕問題主要是低溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)7起，發(fā)生在換熱器4起，液化氣和貧液管線3起；其次沖刷腐蝕3起，發(fā)生在液化氣和貧液管線；高溫硫腐蝕1起，發(fā)生在回流線；保溫層下腐蝕1起，發(fā)生在原料油輸送線。從腐蝕檢查情況來看，裝置腐蝕主要表現(xiàn)為反再系統(tǒng)催化劑引起的磨蝕及高溫導(dǎo)致襯里失效開裂；分餾塔頂換熱器管束腐蝕，腐蝕機理為H2S+HCl+H2O[1-5]腐蝕環(huán)境與垢下腐蝕共同作用的結(jié)果；管線腐蝕主要在吸收解吸塔頂餾出線腐蝕減薄，腐蝕機理為H2S+HCN+H2O；循環(huán)水存在一定的結(jié)垢傾向。

建議裝置加強原料油氯含量的監(jiān)測，判斷分餾塔積鹽情況；控制塔頂內(nèi)部操作溫度高于水露點溫14～28℃[3]，控制分餾塔塔頂回流，避免塔內(nèi)因塔頂回流形成液相水腐蝕環(huán)境；分餾塔頂揮發(fā)線可根據(jù)實際情況加注緩蝕劑[1-5]，減輕裝置的腐蝕；建議對水穩(wěn)劑的阻垢性能予以評價，同時監(jiān)測高溫水冷器的循環(huán)水出口溫度和循環(huán)水流速，防止溫度過高或者流速過低加速循環(huán)水結(jié)垢。

3.2.2 焦化裝置

焦化裝置發(fā)現(xiàn)的腐蝕主要是低溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)5起，發(fā)生在分餾塔塔頂后冷器；其次高溫硫腐蝕2起，發(fā)生在蒸汽發(fā)生器；濕硫化氫腐蝕2起，發(fā)生在穩(wěn)定塔后冷器的殼體；溶解氧、CO2、鹽類等腐蝕2起，發(fā)生在穩(wěn)定塔后冷器的殼體；沖刷腐蝕2起，發(fā)生在管線彎頭處。從腐蝕檢查情況來看，腐蝕主要表現(xiàn)在分餾塔頂后冷器及穩(wěn)定塔頂后冷器管束的低溫H2S+HCl+H2O[6]腐蝕和循環(huán)水腐蝕；管線問題主要集中在空冷器進出口彎頭的沖刷腐蝕。

建議裝置根據(jù)原油硫、酸值的情況，做好材質(zhì)腐蝕適應(yīng)性評價；關(guān)注分餾塔的操作條件，保證溫度與壓力匹配，確保硫化氫、氯化氫、水分基本上都能以氣相從塔頂溢出；同時注意分餾塔頂換熱器要有足夠的換熱面積，確保油氣全部冷凝成液體；循環(huán)水腐蝕（和結(jié)垢）要加強換熱器的合理選擇、運行和冷卻水系統(tǒng)的化學(xué)處理的管理。

3.2.3 重整裝置

重整裝置發(fā)現(xiàn)的腐蝕主要是沖刷腐蝕4起；其次低溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)3起，發(fā)生在穩(wěn)定塔底回流罐、干氣線、液面計下接管；應(yīng)力腐蝕開裂2起；銨鹽垢下腐蝕2起；濕硫化氫腐蝕1起；循環(huán)水腐蝕1起；焊接1起。腐蝕主要表現(xiàn)為穩(wěn)定塔塔頂封頭和塔壁的均勻腐蝕+坑蝕，銨鹽結(jié)晶引起的垢下腐蝕以及循環(huán)水垢下腐蝕。

建議裝置加強原料的硫、氮、氯含量監(jiān)測，減少預(yù)加氫系統(tǒng)結(jié)鹽風(fēng)險；可通過注水控制預(yù)加氫反應(yīng)器后干態(tài)結(jié)鹽問題；可根據(jù)實際情況選擇在預(yù)加氫汽提塔塔頂揮發(fā)線進空冷之前，連續(xù)注入緩蝕劑、水，降低介質(zhì)的腐蝕。

3.2.4 蒸餾裝置

蒸餾裝置發(fā)現(xiàn)的腐蝕主要是高溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)5起，發(fā)生在原油、初底油與常壓和減壓系統(tǒng)介質(zhì)換熱的換熱器；其次環(huán)烷酸腐蝕，發(fā)現(xiàn)問題4起，發(fā)生在原油、初底油與常壓、減壓系統(tǒng)介質(zhì)換熱的換熱器和減壓塔；低溫硫腐蝕2起，發(fā)生在常壓塔塔頂和初頂油氣冷卻器；銨鹽垢下腐蝕[7,8]1起，發(fā)生在常壓塔塔頂。從腐蝕檢查情況來看，蒸餾裝置整體腐蝕較輕，腐蝕主要表現(xiàn)在低溫冷凝冷卻系統(tǒng)，其中以“常壓塔頂”及其冷凝冷卻系統(tǒng)最為嚴(yán)重。常減壓塔高溫部位的雖然存在一定數(shù)量問題，但整體不嚴(yán)重。這是由于關(guān)鍵部位選材合理，加上原油硫含量、酸值相對較低，所以常減壓加熱爐、常壓塔、減壓塔以及其高溫側(cè)線的高溫硫、環(huán)烷酸腐蝕程度相對輕得多。換熱器腐蝕問題數(shù)量較多，這與常減壓裝置的特點有關(guān)（換熱器數(shù)量基數(shù)大）。

蒸餾裝置的腐蝕的根本原因是由加工的原油性質(zhì)決定的，因此要做好原油的摻煉；低溫部位要繼續(xù)做好“一脫三注”[8]；高溫部位要做好材質(zhì)升級[9]，要考慮同步升級，即材質(zhì)要連續(xù)，防止電偶腐蝕和異種金屬焊縫開裂。

3.2.5 酸性水汽提裝置

酸性水汽提裝置發(fā)現(xiàn)的腐蝕主要是低溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)4起，發(fā)生在汽提塔底重沸器2起和原料水-凈化水換熱器2起；沖刷腐蝕2起，發(fā)生在原料水-凈化水換熱器和凝結(jié)水管線。從腐蝕檢查情況來看，腐蝕主要表現(xiàn)為水冷器的結(jié)垢及垢下腐蝕、容器整體腐蝕輕微，主要在燃料氣分液罐內(nèi)破沫網(wǎng)；管線問題為低分氣管線腐蝕減薄。

在日常管理中，要加強脫丁烷塔頂及冷凝冷卻系統(tǒng)腐蝕監(jiān)測和低分氣管線腐蝕減薄測厚；注意控制脫NH3汽提塔塔頂溫度應(yīng)防止氣體冷凝物腐蝕和NH4HS堵塞；酸性水-凈化水換熱器前，H2S汽提塔頂揮發(fā)線汽提塔出口注緩蝕劑；為防止塔頂冷凝器的堵塞和腐蝕，可采取間斷注水或用蒸汽加熱措施；同時加強循環(huán)水系統(tǒng)的管理。

3.2.6 溶劑油再生裝置

溶劑油再生裝置發(fā)現(xiàn)的腐蝕主要是低溫硫腐蝕，發(fā)現(xiàn)7起，發(fā)生在再生塔底再沸器、再生塔頂后冷器和閃蒸后貧富液換熱器；沖刷腐蝕2起，發(fā)生在再生塔底再沸器；循環(huán)水腐蝕1起，發(fā)生在閃蒸后貧富液換熱。從腐蝕檢查情況來看，腐蝕主要表現(xiàn)為胺液再生塔和富胺液換熱器腐蝕。

裝置應(yīng)加強原料分析，全面了解腐蝕性介質(zhì)的情況；嚴(yán)格控制系統(tǒng)中的氧含量，定期置換溶劑，控制溶劑中熱穩(wěn)態(tài)鹽的產(chǎn)生；對于貧富胺液換熱器可考慮采用304不銹鋼管束。

4 建議

（1）加強原料腐蝕性介質(zhì)監(jiān)測。繼續(xù)做好原料油及各餾分的成分、腐蝕性介質(zhì)的分析，根據(jù)監(jiān)測情況及時調(diào)整原料摻煉比、工藝操作及相關(guān)防腐措施，從源頭上降低裝置的腐蝕風(fēng)險；

（2）加強腐蝕監(jiān)檢測，尤其對腐蝕狀態(tài)進行實時監(jiān)測。通過在線監(jiān)測、定點測厚、采樣分析等手段，掌握主要設(shè)備的腐蝕動態(tài)狀況以及裝置關(guān)鍵部位，提高設(shè)備維護的主動性、有效性，提高設(shè)備管理水平，避免過多非計劃性停工現(xiàn)象，將腐蝕降到最低；

（3）煉油裝置腐蝕設(shè)備最多的為換熱器，應(yīng)對換熱設(shè)備進行重點關(guān)注，合理采用工藝和材質(zhì)防腐手段，加強循環(huán)水運行管理，合理選用水處理配方，控制冷卻水流速。應(yīng)當(dāng)對影響換熱器腐蝕和結(jié)垢的工藝參數(shù)進行監(jiān)控，包括冷卻水的pH值、氧含量、生物殺滅劑存留量、生物活性、冷卻水出口溫度、烴雜質(zhì)和工藝介質(zhì)泄漏量；

（4）加強數(shù)據(jù)分析管理。建立統(tǒng)一的腐蝕管理平臺，將設(shè)備的基本情況、檢修更換情況、工藝防腐措施及效果、裝置腐蝕監(jiān)檢測數(shù)據(jù)、防腐報告、腐蝕案例等錄入，定期進行統(tǒng)計分析，以便于管理部門和裝置技術(shù)人員及時掌握設(shè)備腐蝕情況，以采取有效措施預(yù)防腐蝕事故的發(fā)生。