马小强 张中利 王海平
(天华化工机械及自动化研究设计院有限公司 化学工业设备质量监督检验中心)
常减压蒸馏装置管道腐蚀失效分析
马小强*张中利 王海平
(天华化工机械及自动化研究设计院有限公司 化学工业设备质量监督检验中心)
针对某炼油厂常减压装置常顶油气管线穿孔失效的情况,分析讨论了常减压蒸馏装置油气管线腐蚀失效的原因,并提出了相应的防腐措施。
常减压蒸馏装置 管道腐蚀 穿孔失效
近年来在加工进口原油过程中,环烷酸和硫化物经过分解或水解,产生了硫化氢、有机酸等腐蚀性介质,使常减压装置和管道长期在腐蚀环境下运行。总结国内多家炼油厂常减压装置的腐蚀情况,其腐蚀特点主要是低温部位的HCl-H2S-H2O型腐蚀。主要出现在初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶冷凝冷却系统的空冷器及水冷器等有液态水存在的低温部位,尤其是气液相变部位最为严重。高温部位的高温硫腐蚀和环烷酸腐蚀,主要发生在温度大于230℃的管线、加热炉炉管及高温换热器等流速较高的部位。笔者以常减压蒸馏装置低温部位油气管线的腐蚀为例,分析探讨其低温部位管线腐蚀失效的原因,并提出几点有效的防护措施。
2012年1~6月某炼油厂常顶油气管线自空冷器(A-102)至常顶回流罐(D-103)集管三通底部连续3次发生腐蚀穿孔,2012年7月被迫停车检修。常顶油气线技术参数为:
标称材料 20钢
公称规格φ377mm×9.5mm
工作介质 常顶油气
介质流速 3.5m/s
设计/工作压力 0.28/0.03MPa
设计/工作温度 60/40℃
常顶油气线从空冷器至常顶回流罐东侧第1个承插式三通背向发现有一贯穿性孔洞(面积约50cm2,图1),边缘不规则且呈明显腐蚀减薄,穿孔管段内壁靠近底部附着有大面积锈蚀层。孔洞正对上方插管,孔洞所在直管段东侧为管封头结构。
图1 取样示意图
利用超声波测厚仪对穿孔部位周边进行了壁厚检测,结果显示孔洞周围实测壁厚为4.0~8.4mm,为腐蚀冲刷减薄形貌。
利用德国SPECTRO公司全成分光谱定量分析仪对材料进行了光谱分析,结果见表1。
表1 材料成分分析 %
由表1数据可知,常顶油气管线穿孔部位材料符合GB/T 8163-2008对20钢的成分要求。
用扫描电子显微镜观察1#(未清洗)和2#(未清洗)样品腐蚀产物形貌如图2所示。1#(未清洗)和2#(未清洗)样品X射线能谱分析结果见表2。
a. 1#(未清洗) b. 2#(未清洗)
利用扫描电镜对样品观察发现常顶油气线穿孔部位内表面呈现出典型流淌状的冲刷腐蚀形貌,1#(未清洗)样品能谱分析穿孔部位周边腐蚀产物S、Cl-含量很高。
由现场环境可知,腐蚀穿孔部位位于常顶油气线集管封头一侧第1个承插式三通的背向,常顶油气线介质流向为空冷器至常顶回流罐,集管底部长期承受支管内介质的垂直冲刷,是造成此管段穿孔的重要因素。
腐蚀因素主要取决于pH值、Cl-和H2S的含量。其中Cl-是初馏塔、常压塔顶部腐蚀最主要的因素,主要来源于原油中的有机氯在加热过程中发生分解,生成HCl。H2S主要是加工过程中由硫化物热分解而成。在该冷凝环境中,HCl溶于水生成盐酸。若水量少,盐酸浓度可达1%~2%,形成十分强烈的稀盐酸腐蚀环境。H2S的存在会使腐蚀加速,二者构成相互促进的循环腐蚀。
低温H2S腐蚀表现为均匀腐蚀和湿H2S应力腐蚀开裂。塔顶系统受到硫化氢、水及氯化氢等在一定温度下的相互作用,往往均匀腐蚀很严重。常减压装置检修时,常见到减顶水冷凝器的腐蚀,减顶有三级水冷凝器,一级比一级腐蚀严重。
4.1常顶油气线空冷器至常顶回流罐三通背向腐蚀穿孔的主要原因为介质冲刷腐蚀,介质中含有大量的S、Cl-起到了一定的促进作用。
4.2承插式三通采取防冲刷结构,减缓对三通集管底部的直接冲刷;集管安装采取适当的倾斜度,避免介质局部滞留浓缩;停车后,应对管道进行及时清洗和排污。
4.3材料升级是最简单有效的防腐措施,对于低温部位可采用08Cr2MoAl、09Cr2AlMoRe(针对H2S腐蚀的专用钢种)、碳钢+06Cr13、2205双相不锈钢等材料。主要参考的现行标准有SH/T 3129-2012《高酸原油加工装置设备和管道设计选材导则》和SH/T3096-2012《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》。
4.4在提高工艺措施(优化电脱盐工艺、按工艺要求加注适量中和缓蚀剂)的基础上,加强在线腐蚀监测。
4.5在常压塔顶空冷器上安装在线腐蚀检测仪,对腐蚀情况进行定期检测,对腐蚀规律进行深入分析,加强保护措施。对于较为容易腐蚀的管道、容器及设备等,实行在线定点普查,提高检测频率,及时排除隐患,避免产生严重事故。
*马小强,男,1982年7月生,工程师。甘肃省兰州市,730060。
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0254-6094(2016)04-0548-03
2016-03-28)