常减压装置基于风险的腐蚀与检验技术应用研究

常减压装置基于风险的腐蚀与检验技术应用研究

赵秋生

秦皇岛中石油燃料沥青有限责任公司 066000

摘要：目前装置主要加工南美委内瑞拉及哥伦比亚原油的混合油，由于油品高硫含酸，装置高温下的高温硫和环烷酸腐蚀、低温下的湿硫化物和氯化物腐蚀给设备的安全运行带来了较高风险，影响装置的安稳长满优运行。本文对常减压装置基于风险的腐蚀与检验技术应用进行分析，以供参考。

关键词：常减压装置；风险腐蚀；检验技术

引言

自开工以来，某公司常减压蒸馏装置减顶空冷KL-104已因严重腐蚀泄漏而更换多次。装置大检修时对KL-104进行了更换。检修后运行8个月KL-104出口弯头又发生严重腐蚀泄漏。为此，本文对减顶空冷腐蚀泄漏原因进行了分析，并根据腐蚀原因分析结果，提出了防腐建议。

1减顶空冷腐蚀状况

常减压蒸馏装置减顶空冷KL-104共有2台，串联运行。自开工以来，减顶空冷KL-104A/B腐蚀泄漏严重。因严重腐蚀泄漏，于检修时进行了更新，更换后运行不到一年时间，减顶空冷KL-104出口弯头又发生严重腐蚀泄漏。

2原油性质及加工负荷对腐蚀失效的影响

常减压蒸馏装置所加工原油品种为南美原油，该原油属于高盐高硫重质原油，其中硫的质量分数为0.62%。装置实际运行期间掺炼了部分其他原油，造成掺炼混合后的原油酸值(1g物质中酸对应的氢氧化钾的毫克数，mg/g)达到0.3～0.4mg/g，超过了原油的设计酸值0.1mg/g，且混合后油品的硫的质量分数在0.5%～0.6%之间，仍属于含硫原油。该装置腐蚀性介质主要为硫，硫腐蚀是主要腐蚀类型，易腐蚀部位为减压塔顶酸性水系统和塔底高温部位。该厂常减压蒸馏装置设计原油加工能力为100万t/a，由于加工负荷较大，导致塔内油气线速度及介质流速明显较高，造成减顶和减顶挥发冷却系统腐蚀极为严重。而相较于另一加工同种原油且投用时间几乎相等的炼油厂，在塔类设备尺寸规格相差无几的情况下，其年加工量仅为80万t/a。

3腐蚀机理分析

3.1HCl+H₂O腐蚀环境

原油中的盐分加热时水解产生盐酸腐蚀钢材。此腐蚀在原油进装置换热时开始发生，对换热器及电脱盐罐造成腐蚀，该类型腐蚀多发生在电脱盐系统。

3.2氯化氨腐蚀

在塔顶五层塔盘以上到冷凝器下游，有氯化氨盐的结晶和腐蚀。干态的氯化氨盐不腐蚀，但容易吸湿形成低pH环境，造成设备和管道腐蚀。

3.3 H₂S+H₂O

湿硫化氢腐蚀温度120℃以下，含硫化氢水溶液的部位有均匀腐蚀及HB/HIC/SOHIC/SSCC腐蚀机理，其影响因素与材料、环境有关及应力水平，材料因素包括组织、硬度、含硫量等，环境因素包括硫化氢浓度、pH值、温度等。主要发生在塔顶的分液罐和侧线冷却器和下游管线的低点部位。

3.4环烷酸腐蚀

环烷酸是原油中有机酸的总称，在高温下与金属生成环烷酸盐。在220℃以下时，环烷酸的腐蚀较弱，随温度升高有逐步增强的趋势。在280℃以上时，温度每升高55℃，环烷酸对碳钢和低合金钢的腐蚀速度就增加三倍，约到385℃时为止。由于环烷酸的沸点在280℃左右，故在此腐蚀最厉害，而当高于350℃时，又由于原油中的硫化物分解出H2S与铁反应生成FeS保护膜，减缓了环烷酸的腐蚀。环烷酸腐蚀常发生在加热炉炉管、转油线和分馏塔侧线、塔底等高温部位。

4减顶空冷腐蚀原因分析

减顶回流罐冷凝水监测数据表明减顶系统的工艺防腐效果“良好”，减顶系统的设备腐蚀问题得到了较好控制。但这与减顶空冷A－102/5～8严重腐蚀泄漏的现实相矛盾。对这一现象(即减顶工艺防腐效果“良好”与减顶空冷严重腐蚀泄漏相矛盾的现象)进行了分析，分析认为，KL-104分配管为非对称结构，这种非对称的管路结构会导致进入KL-104A/B各片的气液相严重分布不均，从而使减顶回流罐冷凝水腐蚀监测的结果不能真正反映各片空冷的腐蚀情况。即使在减顶回流罐冷凝水pH值和铁离子含量均合格的情况下(pH值≥6为合格，铁离子含量≤3mg/l为合格)，也可能造成腐蚀，这是各管束流量不同含水量有较大差异，当各片空冷的冷凝水进入减顶回流罐混合后，会使减顶回流罐冷凝水的pH值和铁离子含量均处于控制指标之内。

5防腐建议

加强对易发生腐蚀部位的腐蚀监测和对工艺防腐措施实施过程的监督及效果的检测;加强水质把控，包括对缓蚀阻垢剂、微生物含量及循环水中金属离子含量等参数的控制，在冷却水出水管口处安装电化学腐蚀探针，实现对总体腐蚀情况的实时监控;在发生严重腐蚀的部位安装探针，实时在线监测腐蚀状态，如冷却水的pH值、铁离子含量等指标，检验缓蚀剂的选择是否合适及加入量是否正常，及时反馈工艺防腐措施的实施效果。监测低温腐蚀部位的腐蚀速率，追踪冷凝污水中的pH值、氯离子含量等参数，结合平衡曲线、气压平衡常数Kp值等确定并监测重点部位的结晶温度，塔顶部位建议安装电阻腐蚀探针或者悬挂腐蚀试片。

6检验策略

6.1检验周期制定原则

通过定量风险评估的结果，结合设备的使用情况、设备剩余使用寿命等来确定下一个检验周期，并依据《固定式压力容器安全技术监察规程》(TSG21－2016)检验周期最长不超过压力容器剩余使用寿命的一半，且不超过9年的规定来调整设备的检验周期。

6.2设备开盖原则

(1)在能开盖或能进入内部检验的情况下，高风险设备一般需开盖进行内部检验;低风险设备一般不需开盖检验。(2)根据工艺需要如更换催化剂、工艺变更、设备改造或操作时有异常情况的，通常应开盖检验;对内部有特殊介质，开盖后反而会造成腐蚀的设备可不开盖，但应增加针对内壁可能存在的腐蚀机理有效的检验手段。基于上述原则，通过常减压装置风险评估的结果，结合设备和管道的使用情况、风险状况及损伤机理分布状况，优化设备和管道检验策略，使检验计划和检验方案更具针对性和可靠性;分析确定了设备开盖清单，开盖率为89.2%，降低了设备的开盖比例，减少装置修理费用，缩短检验、维修时间。

结束语

在常减压装置塔类设备腐蚀失效案例中，常见的腐蚀部位是塔壁及焊缝连接处，占总腐蚀部位的48%。腐蚀原因以低温H₂S+HCl+H₂O腐蚀、高温环烷酸和高温硫腐蚀以及氯化物和硫化物应力腐蚀开裂为主，其中塔顶部位低温H₂S+HCl+H₂O腐蚀情况较为严重。在腐蚀类型中，坑蚀所占比例较为突出，在后续的防护工作中应该重点关注局部腐蚀中的坑蚀现象。

参考文献

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