炼油装置专业化腐蚀检查尝试与建议

张雅新

（中国石油辽阳石化公司机动设备处 辽阳 111003）

炼油装置专业化腐蚀检查尝试与建议

张雅新

（中国石油辽阳石化公司机动设备处 辽阳 111003）

随着加工原油的多样化和劣质化日趋严重，炼油装置的腐蚀问题越来越突出。设备与管道的腐蚀问题已成为制约炼化装置长周期运行的瓶颈，而专业化腐蚀检查则是炼化行业有效应对装置腐蚀的可行方法。通过公司装置停产大检修期间进行专业化腐蚀检查的尝试，在分析总结专业化防腐检查的基础上，得出重点装置设备与管道的腐蚀原因与防腐措施，及时消除装置的腐蚀隐患。建议公司将装置检修与专业化腐蚀检查有机结合并形成制度，为炼化装置的设备与管道防腐提供有力的技术支撑，保障装置的“安稳长满优”运行。

炼油装置 腐蚀检查 专业化

炼油装置专业化腐蚀检查是做好设备与管道防腐工作的重要手段，是装置常规检验的有效补充。在某炼油装置停产大检修中，借鉴炼化装置专业化腐蚀检查的成功经验，重点对五套炼化装置中208台设备和185条管道进行了专业化腐蚀检查的尝试，通过对专业化腐蚀检查的报告分析总结，提出了重点装置设备与管道的防腐措施，绘制腐蚀回路图，建议将装置检修与专业化腐蚀检查有机结合并形成制度，可以有效避免装置因泄露、堵塞等原因发生非计划停工，为炼化装置的设备与管道防腐提供技术支持，以保障装置的运行受控和长周期。

1 专业化腐蚀检查的装置概况

本次专业化腐蚀检查的炼化装置有550万t/年常减压蒸馏装置（A装置）、160万t/年延迟焦化装置（B装置）、160万t/年加氢裂化装置（C装置）、200万t/年加氢精制装置（D装置）和100万t/年加氢裂化装置（E装置），其中包括塔器20台（占比5.1%）、容器62台（占比15.8%）、换热器82台（占比20.8%）、加热炉及空冷器各22台（各占比5.6%）共计设备208台和管道185条（占比47.1%），各装置腐蚀检查设备与管道统计见图1。

图1 各装置专业化腐蚀检查设备与管道统计

专业化检查发现重点问题，延迟焦化装置10项、常减压蒸馏装置8项，是重点腐蚀装置，腐蚀较为严重的设备有换热器17台、塔器3台、管道9条，其中换热器的腐蚀问题数量是重点腐蚀问题总量的58.6%，其次是管道和塔器，所占比例分别为31.1% 和10.3%，这说明换热器、管道及塔器仍是炼化装置的腐蚀重点部位，是防腐工作的重点。

2 腐蚀检查技术手段

针对此次腐蚀检查情况，由于涉及全场厂各个装置，因此腐蚀检查手段根据腐蚀机理的不同，本次腐蚀检查主要采用了宏观和微观等检查方法。用专用的电磁超声、POCKET UT等测厚仪对金属剩余厚度进行检测；通过X荧光光谱仪对材质不明的管线设备进行检测分析，以帮助判断管线设备材质；对点蚀坑和腐蚀沟槽进行量化测量；用内窥镜、涡流检测等手段检查换热器管束、空冷管束等结垢情况和清洗后的内壁表面腐蚀形貌；取失效部位或腐蚀产物、盐垢、水垢、循环水水样等，进行相关的物理化学检测；腐蚀监测数据统计分析。综合考虑设备腐蚀形貌、测厚数据与化学数据分析等，评价整套装置的腐蚀情况。

3 腐蚀检查的程序

设备在进行清洗除污后，首先进行宏观检测，确定可疑发生减薄的部位，并且直接排查设备、管道是否发生穿孔泄露等损害。

在电磁、超声波等测厚仪的辅助检测下，确定检测部位的厚度，此外如若设备记录台账不清晰明确，还需借助X荧光光谱仪进行材质分析。

在不易直接检测的部位，如换热器管束内部，空冷管束内部，根据情况分别采取内窥镜、涡流等检测手段，来获取完备的影响、波形等信号资料。

现场采样完毕后，实验室中继续进行一系列的物理化学检测。

最终根据现场获取的一手检测资料，以及实验室分析数据，综合考虑得出该设备、以及整个装置的腐蚀情况。

4 重点炼化装置腐蚀检查的问题分析与建议

4.1 延迟焦化装置

●4.1.1 装置腐蚀情况

160万t/年延迟焦化装置专业化腐蚀检查，重点集中在塔器、换热器、容器、加热炉、空冷器及部分高温管线上，其中塔器4台、换热器23台、容器6台、加热炉3台、空冷器8台，总计44台，管道58条，查出腐蚀问题的换热器7台和管道3条。

●4.1.2 典型腐蚀问题分析与建议

分馏塔后冷器E4205A/B/C/D管板及管内结有较厚的硬质垢层，部分管束被垢物堵死，严重影响换热效率，管板有较明显垢下腐蚀，腐蚀形貌见图2。

图2 E4205A管板垢物腐蚀形貌

数据及原因分析：对E4205A管板上所结垢物进行取样分析，结果见表1，垢物的组成有43%为氧化铝，14.9%为三氧化二铁以及少量的酸性不溶产物。渗铝（浸铝）层在循环水的环境中会发生腐蚀，形成的腐蚀产物氧化铝附着在管板及管内，不但影响换热效果，而且发生垢下腐蚀。三氧化二铁的含量也占据一定比例，以及少量酸性产物的存在，证明腐蚀环境为弱酸性环境，材质主要受到氧化腐蚀的侵害。主要原因循环水中含有酸性离子，导致设备一直处于弱酸性的流动环境中。不断冲刷与弱酸性的环境共同耦合的作用下，导致了大量结垢。

表1 E4205A垢样分析

措施建议：禁止换热器备台在循环水侧进行渗铝（浸铝）处理，可采用涂层+牺牲阳极的联合保护措施。

4.2 常减压蒸馏装置

●4.2.1 装置腐蚀情况

550万t/年常减压蒸馏装置专业化腐蚀检查，重点集中在塔器、换热器、容器、加热炉、空冷器及三顶低温管线和部分高温管线，其中塔器4台、换热器20台、容器14台、加热炉12台、空冷器2台，管线22条，查出腐蚀问题的塔器2台、换热器3台和管道3条。

●4.2.2 典型腐蚀问题分析与建议

1）C1002塔顶上部塔壁有黄色浮锈，锈皮下有少量蚀坑，做过防腐处理的部分涂层已脱落，低温部位塔板浮阀腐蚀脱落（见图3）；C1004塔顶封头和塔上段塔壁上有黄色浮锈，锈皮下有麻点和蚀坑，上部填料段内填料腐蚀减薄严重，已基本破碎散于槽中（见图4）；常顶油气管线P-1037管道内壁腐蚀较严重，管壁上有浮锈，锈皮下有蚀坑。做过防腐处理的内表面涂层已起皮脱落，管道内壁腐蚀冲刷较严重（见图5）。

图3 C1002塔顶塔板浮阀腐蚀脱落

图4 C1004减压塔减顶填料腐蚀形貌

图5 P-1037管道内壁腐蚀冲刷形貌

原因分析：C1002塔顶和C1004上段塔顶低温部位H2S+HCl+H2O腐蚀较明显，从而对设备造成较严重的“露点”腐蚀，工艺防腐措施实施的效果不好易加重H2S+HCl+H2O腐蚀。减压塔C1004上段填料腐蚀减薄严重基本破碎，是因为填料安装过程中在高温下进行切割，导致填料边缘材质退化和填料材质形成电位差，在H2S+HCl+H2O腐蚀环境下，与该处物料异常的冲刷腐蚀交互影响所导致腐蚀减薄更加迅速。P-1037管道内壁严重腐蚀，主导因素是原油中的盐水解后生成HCl同时原油中含有不易脱除的有机氯，不论原油中含硫、酸值高低，只要含盐就会引发这种腐蚀，工艺防腐措施实施的效果不好易加重H2S+HCl+H2O腐蚀[1]。

措施建议：

（1）常压塔上段塔盘和浮阀更换使用。

（2）材质升级：减压塔C1004上段填料使用316L不锈钢，整体安装。管线可考虑使用抗腐蚀的双相钢。

（3）严格控制电脱盐后原油中的含盐含水量，适当提高塔顶温度。

（4）采用有效的工艺防腐措施：中和剂应该采用注有机胺+氨水，在挥发线上应该注水溶性的缓蚀剂，而不是油溶性缓蚀剂。

（5）注剂系统改造：注剂系统在每个塔的注剂点采用一台注剂泵，方便调节注剂量和注剂种类。对塔顶冷凝水定期化验，以评价三注的效果。

（6）采用新型涂料，同时严格执行喷涂程序，形成高硬度的陶瓷层，保证涂层的防腐效果。

（7）增加监测系统：严格控制塔顶冷凝水的pH值，增设pH探针监测中和剂和水量的效果。在塔顶回流罐水包安装电化学探针以监测腐蚀状况。在塔顶换热器出口和空冷器出口安装电化学探针监测缓蚀剂的使用效果。

2）初顶水冷器E-1510/1管板和管口外有垢物，除去后未见明显腐蚀。管束外表面有少许垢物，腐蚀轻微。折流板和拉筋腐蚀严重（见图6）。

图6 E-1510/1管束零件腐蚀严重形貌

原因分析：该设备管束材质为双相钢，但是折流板和拉筋材质为碳钢，材质等级较低，与双相钢形成电位差，在运行过程中产生较为严重的电化学腐蚀，导致折流板和拉筋先于管束失效，影响设备的使用寿命。

措施建议：对折流板和拉筋的材质改造升级成和管束材质一致，避免电位差情况的发生。

4.3 加氢裂化装置

●4.3.1 装置腐蚀情况

160万t/年和100万t/年加氢裂化装置专业化腐蚀检查，重点集中在塔器、换热器、容器、加热炉、空冷器及部分管道上，其中塔器9台、换热器22台、容器27台、加热炉5台、空冷器9台，总计72台，管道70条，查出腐蚀问题的塔器1台、换热器5台和管道2条。

●4.3.2 典型腐蚀问题分析与建议

1）脱丁烷塔顶后冷器E1109管程（水侧）管箱表面附着大量块状黑色垢物，清洗后表面呈现大量较大面积的腐蚀凹坑；管板附着大量泥垢，部分管口堵塞（见图7）。

原因分析：水冷器有内漏问题，管束材质升级为304后仍内漏堵管。循环水流速慢易造成管内结有水垢、污泥等，加剧水冷器管束的腐蚀倾向。有时出于节能目的，控制工艺指标，往往采用换热设备上的阀门控制循环水流速来实现，这样会使管内循环水流动状态改变，造成流速过低。

措施建议：增加脱丁烷塔顶切水的化验分析频次和分析项，例如铁离子、氯离子。同时注意切水质量，防止油品含水量过高。对循环水水质进行管理，严格监测并控制循环水各项监测指标；设置取样口观测循环水中含油的状况。

图7 后冷器E1109管程（水侧）腐蚀形貌

2）脱丁烷塔顶后冷器E1109管束外侧发现腐蚀穿孔漏点，见图8。

原因分析：E1109壳程介质为含硫化氢等腐蚀性介质的油气，此次检修在管束外侧发现由物料侧引起的腐蚀穿孔漏点。

措施建议：类似这种物料侧含有强腐蚀性介质的水冷器，可考虑升级设备材质，因为此类设备一旦发生泄漏，将导致整个循环水系统内的设备都受到腐蚀。

图8 后冷器E1109管束腐蚀形貌

4.4 加氢精制装置

●4.4.1 装置腐蚀情况

200万t/年加氢精制装置专业化腐蚀检查，重点集中在塔器、换热器、容器、加热炉、空冷器及部分管道上，其中塔器3台、换热器17台、容器15台、加热炉2台、空冷器3台，总计40台，管线35条，查出腐蚀问题的换热器2台和管道1条。

●4.4.2 典型腐蚀问题分析与建议

对管道 HG11504 进行了外检与测厚检查，该段管道起点C9102A一级出口终点新氢压缩机级间冷却器E9104A，E9104A壳程进口端第三个弯头测厚发现3个点有明显减薄，最小值为5.47mm，原设计材质20#、管径DN150，壁厚11mm，减薄较为明显，测厚数据见表2。

表2 管线弯头处测厚情况（mm）

原因分析：根据该部位的介质新氢，钢材在氢浸润的环境下，由于氢原子会通过壁面渗入到钢材本体内部，在钢材空穴处重新结合成氢分子，产生氢鼓泡等现象[1]。氢鼓泡的产生，使得钢材的真实有效厚度，已经是氢鼓泡处的厚度，因而可认为该部位的主要腐蚀机理是氢腐蚀与氢致开裂（氢脆HE）。

措施建议：更换管道，升级管道材质。

5 专业化腐蚀检查模式的应用前景

通过装置停产大检修专业化腐蚀检查的尝试，对具有专业性、及时性、准确性的检查模式，可以完善推广。

1）对消除装置腐蚀隐患发挥积极作用。本次对5套炼化装置中208台设备、185条管道进行专业化腐蚀检查，发现重点腐蚀问题的设备20台、管道9条，及时向检修装置反馈，并提出防腐措施和建议。检修装置根据检修的实际情况，及时整改消除隐患，对检修效果和缩短检修时间发挥了积极的作用。

2）专业化腐蚀检查管理逐步规范。通过技术交流、招标、标的比对等形式，确定检查单位。指定机动设备部门和各装置专业负责人，协调配合开展工作，通过每日现场对接会，及时提出问题和整改建议，以日报形式反馈检查情况。

3）专业化腐蚀检查技术逐步完善。专业化公司有专家顾问、技术人员，职责分工明确，检查报告效率高，保证腐蚀检查的全面和深入到位，在检查仪器配置和实验室分析检测手段上更具专业化，同时引用国际先进的腐蚀检查技术，提高了系统性和专业化水平，能够将RBI与腐蚀检查情况结合，通过风险分析确定重点检查部位，效果较好，值得推广应用。

6 结论

在分析总结专业化防腐检查的基础上，得出重点装置设备与管道的腐蚀原因与防腐措施。

1）专业化腐蚀检查过程的完整性。从源头查出装置防腐的关键点，准确限制腐蚀因素，起到主动防御的作用，在装置大检修中值得推广。根据专业化腐蚀检查报告，建立并完善主要装置腐蚀回路图、设备档案中的腐蚀与防腐记录[1]。

2）加强腐蚀监测。建议对本次专业化腐蚀检查所发现的腐蚀较严重部位，结合长周期规划，积极开展RBI监测工作，分析腐蚀速率及腐蚀趋势，通过风险评估和消减措施，以指导安全生产[1]。

3）加强工艺防腐优化措施。建议定期对油品、注剂成分和使用效果、腐蚀介质采样分析，严格控制电脱盐后原油中的含盐含水量[1]；中和剂应该采用注有机胺+氨水，在挥发线上应该注水溶性的缓蚀剂，而不是油溶性缓蚀剂；在每个塔的注剂点设一台注剂泵，方便调节注剂量和注剂种类，工艺防腐更具有实效性。

4）加强循环水水质管理。严格监测并控制循环水各项指标，避免采取调节冷换设备出入口阀门控制工艺指标方法；避免因循环水流速过低产生生物粘泥和垢下腐蚀；及时调整水冷器运行参数，做好循环水温度及流速控制。建议在装置循环水出口总管处加电化学探针，在水冷器出水管管口处设置取样口以观测循环水中含油状况[2]。

5）加强设备防腐措施。对较大的换热器，特别是胀管或异种金属连接的换热器，一般采用牺牲阳极保护措施；严禁换热器循环水侧进行渗铝（浸铝），可考虑采用TH-901或新技术涂料的表面处理技术；不锈钢管束整体材质应保持一致，避免电化学腐蚀发生；严重腐蚀的管道应考虑材质升级[1-2]。

6）开展设备防腐蚀专题攻关。对常减压三顶腐蚀问题、水冷器腐蚀问题、加氢结盐问题等，要长期高度关注，解决因此问题造成装置非计划停工的措施。

7）建议将装置检修与专业化腐蚀检查有机结合并形成制度，为炼化装置的设备与管道防腐提供有力的技术支撑，保障装置的“安稳长满优”运行。

[1] 中国石化股份公司炼油事业部等.炼油装置防腐策略[M].中国石化股份公司炼油事业部出版，2008.

[2] GB 50050—2007 工业循环冷却水处理设计规范[S].

Trial and Suggestions on Professional Corrosion Inspection of Oil Refining Unit

Zhang Yaxin
(PetroChina Liaoyang Petrochemical Company Machinery and Equipment Division Liaoyang 111003)

With increasingly serious of diversification and inferior of processing crude oil, corrosion problem of equipment in refining unit is increasingly highlighted. Equipment and pipeline corrosion has become the bottleneck of long term operation of the refinery, and professional corrosion inspection is the feasible method for effective response to the device corrosion of the refining industry. Through professional corrosion inspection during the device shutdown overhaul, based on the analysis and summary of specialization anticorrosion checks, corrosion causes and anti-corrosion measures for the key equipment and pipeline are obtained, which would help to eliminate the corrosion risks. It is suggested that equipment maintenance and corrosion inspection should be combined and formed as a system by company, to provide strong technical support for anti-corrosion of equipment and pipeline in refining plant, and to protect device with "safe long full excellent" run.

Oil refining unit Corrosion inspection Professional

X933.4

B

1673-257X(2017)05-0039-05

10.3969/j.issn.1673-257X.2017.05.009

张雅新(1967～)，女，本科，高级工程师，从事腐蚀与防护研究管理工作。

张雅新，E-mail: zhangyx-ly@petrochina. com.cn。

2016-08-04）