孫春明，李紅軍，任峻冬，王炳強(qiáng)

（中國(guó)石油大港石化公司，天津 300280）

0 引言

大港石化公司的常壓蒸餾裝置于2011 年3 月投產(chǎn)，加工能力達(dá)到500 萬(wàn)噸/年，設(shè)計(jì)年加工時(shí)間8400 h，主要加工大港混合原油。

2015 年1 月，檢修后運(yùn)行8個(gè)月發(fā)現(xiàn)常頂空冷北一出口彎頭泄漏，其他各彎頭出現(xiàn)不同程度的腐蝕減薄情況，低溫腐蝕嚴(yán)重。2017 年檢修技術(shù)改造，針對(duì)于低溫腐蝕問題進(jìn)行改造，取消了原有的頂循流程，新增了常頂熱回流罐、常頂原油換熱器，增加了常頂回流和常頂熱石腦油流程。常頂空冷后至常頂水冷器流程材質(zhì)升級(jí)為雙相鋼。開工至今，發(fā)現(xiàn)常頂系統(tǒng)局部腐蝕嚴(yán)重，常頂—原油換熱器管束腐蝕泄漏（鈦材TA1）、常頂—原油換熱器出口短節(jié)（GB9948，20#，ANTI-H2S）局部腐蝕速率高達(dá)4 mm/年，常頂熱回流泵入口短節(jié)（20#）局部腐蝕速率高達(dá)4 mm/年，低溫腐蝕問題嚴(yán)重。

1 常頂系統(tǒng)腐蝕情況

1.1 原油—常頂油氣換熱器E-1002/2 腐蝕問題

2018 年9 月中旬，發(fā)現(xiàn)換熱器E-1002/2 管束泄漏（管束為TA1，管箱為16+3 mm 襯鈦復(fù)合板），換熱器拆檢發(fā)現(xiàn)2 處管束管口腐蝕泄漏，下管束管板下部?jī)蓚?cè)邊緣位置腐蝕嚴(yán)重，腐蝕深度達(dá)到1.5 mm，管箱下部邊緣和密封面焊口存在局部腐蝕，最嚴(yán)重處坑深達(dá)到1.5 mm（圖2）。

1.2 原油—常頂油氣換熱器出口管路腐蝕問題

2017 年7 月至2018 年7 月，原油—常頂油氣換熱器E-1002/1、E-1002/2 兩臺(tái)換熱器管程油氣出口短節(jié)（GB9948，20#，ANTI-H2S）相同位置出現(xiàn)溝槽型腐蝕（溝槽尺寸：5 cm×20 cm），出口第一個(gè)彎頭外彎腐蝕減薄嚴(yán)重，嚴(yán)重部位腐蝕速率高達(dá)4 mm/年（圖3、表1）。

圖1 2017 年改造前后常頂系統(tǒng)流程

圖2 換熱器出口管路腐蝕

1.3 常頂熱回流泵管路腐蝕問題

2018 年7 月10 日發(fā)現(xiàn)常頂熱回流泵P-1005 入口短節(jié)腐蝕嚴(yán)重，遠(yuǎn)端至泵入口處呈現(xiàn)逐漸減薄（9.1→4.5 mm）的情況，尤其是與泵體配對(duì)的法蘭最薄處僅剩4.5 mm（材質(zhì)20#），同時(shí)發(fā)現(xiàn)出口管線同樣存在不同程度的腐蝕（圖4）。

圖3 熱器管程油氣出口出現(xiàn)溝槽型腐蝕

表1 熱器管程油氣出口檢測(cè)數(shù)據(jù)

圖4 回流泵P-1005 入口短節(jié)腐蝕嚴(yán)重

圖5 腐蝕現(xiàn)場(chǎng)

2 常頂系統(tǒng)腐蝕情況分析

2.1 腐蝕機(jī)理

常頂系統(tǒng)的腐蝕主要是由HCl—H2S—H2O 腐蝕環(huán)境引起的，這類腐蝕的主要原因是原油中的鹽分水解后生成HCl，無(wú)論原油硫含量和酸值的多少，只要含鹽就會(huì)產(chǎn)生低溫部位的腐蝕，影響因素為Cl 離子濃度、pH 值、H2S 濃度等。在原油加工時(shí)，MgCl2和CaCl2受熱水解生成強(qiáng)烈的腐蝕介質(zhì)HCl。

水解生成的HCl 與加工原油中的硫化物遇熱分解生成H2S，并隨揮發(fā)油氣一起進(jìn)入塔頂及冷凝冷卻系統(tǒng)。HCl 和H2S 在處于干態(tài)時(shí)對(duì)金屬無(wú)腐蝕性，但遇到水后HCl 溶解于水中即會(huì)形成腐蝕性十分強(qiáng)烈的“稀鹽酸腐蝕環(huán)境”，在加上H2S 就會(huì)構(gòu)成循環(huán)腐蝕，產(chǎn)生H2。當(dāng)有H2S 存在時(shí)，則又會(huì)產(chǎn)生HCl、H2S、H2。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)腐蝕分析

從常頂—原油換熱器E-1002/2 腐蝕外觀上可以看出，腐蝕位置在一條線上，此條線為流體流動(dòng)方向。常頂油氣在與低溫的原油換熱后，降溫冷凝出少量水，在吸收HCl 等酸性物質(zhì)后，形成腐蝕物質(zhì)，腐蝕物質(zhì)不斷聚集、長(zhǎng)期沖刷形成了換熱器及出口短節(jié)的各種腐蝕表現(xiàn)，從換熱器的腐蝕情況符合低溫腐蝕機(jī)理。

3 常頂系統(tǒng)腐蝕防護(hù)

3.1 加強(qiáng)設(shè)備腐蝕監(jiān)測(cè)

人工測(cè)厚和在線腐蝕監(jiān)測(cè)相結(jié)合，兩種監(jiān)測(cè)方式相互對(duì)比，確保數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性。劃分重點(diǎn)腐蝕區(qū)域，通過監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)變化分析腐蝕趨勢(shì)。

3.2 加強(qiáng)腐蝕部位防護(hù)

篩查常頂系統(tǒng)保溫，熱成像檢查后，將裸露的小接管需補(bǔ)齊保溫，個(gè)別保溫接縫處抹膠處理，防止局部散熱量過大，有冷凝區(qū)出現(xiàn)；對(duì)常頂—原油換熱器出口短節(jié)至常頂熱回流罐管線增加伴熱，消除局部存在過冷區(qū)域，形成低溫腐蝕的概率；常頂—原油換熱器出口短節(jié)和出口彎頭進(jìn)行貼板處理，常頂熱回流泵入口腐蝕短節(jié)進(jìn)行更換。

3.3 加強(qiáng)工藝防控措施

工藝上通過調(diào)整降低塔頂露點(diǎn)，增加油氣溫度與露點(diǎn)溫差；提高油氣溫度和換熱器前原油溫度，減少冷凝水析出。降低塔頂露點(diǎn)：在保證常壓拔出率的前提下，逐步小幅度下調(diào)塔底吹汽量，調(diào)整油氣分壓，降低露點(diǎn)溫度（從93.25 ℃降至91.27 ℃），增大油氣溫度與露點(diǎn)溫差。提高油氣溫度：高控常壓汽油干點(diǎn)指標(biāo)，油氣溫控設(shè)定溫度由109 ℃提至114 ℃，油氣溫度增加4 ℃。提高換熱前原油溫度：換熱前原油溫度從90 ℃提高至94 ℃，減少換熱器內(nèi)冷凝水析出。

3.4 加強(qiáng)工藝腐蝕標(biāo)準(zhǔn)化工作

根據(jù)工藝防腐標(biāo)準(zhǔn)化要求，在原有工藝防腐蝕臺(tái)賬的基礎(chǔ)上，建立健全工藝防腐管理網(wǎng)絡(luò)，強(qiáng)化日常腐蝕管理，做好工藝防腐管理細(xì)則制定與落實(shí)；完成一圖、兩表、一手冊(cè)、一報(bào)告的編制，對(duì)生產(chǎn)全過程腐蝕性介質(zhì)進(jìn)行控制。在已有基礎(chǔ)上建立和完善腐蝕監(jiān)測(cè)體系，優(yōu)化工藝防腐措施，結(jié)合裝置攻關(guān)工作，進(jìn)一步開展高低溫腐蝕攻關(guān)等各項(xiàng)措施，減緩或消除腐蝕隱患，完成裝置工藝防腐標(biāo)準(zhǔn)化建標(biāo)工作。