腐蚀控制手册在常减压装置停工检修中的应用

邱东声 张旭亮 刘忠连 徐 建 金 波 郭巧霞 林志强

（中海石油宁波大榭石化有限公司，浙江 宁波 315000）

0 引言

常减压装置作为原油加工的首道工序，是炼油中的龙头装置。由于原油中存在硫、氮、酸、氯以及重金属和其他杂质，因此常减压装置的腐蚀问题尤为突出，存在较大的安全风险。腐蚀控制手册的制定，依据炼油装置防腐蚀策略、API 571和API 581等一系列标准，分析各种工艺环境下可能发生的腐蚀损伤机理，及其对相关设备和管道产生的影响[1-3]。同时通过对这些损伤机理的分析，提出有效的工艺防腐和设备防腐策略，指导运行期间和停工检修期间的腐蚀防控。

本文基于某石化企业225万吨/年沥青装置在2021年停工检修的腐蚀检查需求，通过腐蚀控制的手册的指导，进而有效准确的识别该装置的易腐蚀部位，并对其提出后续的防控策略。

1 装置概况

该企业225万吨/年沥青装置，采用常减压-减粘联合工艺，加工原油600万吨/年。设计选用原料油为绥中36-1、曹妃甸和西江原油，年开工时数为8400小时，操作弹性60%～110%。考虑到将来的发展，常压炉、减压炉、减粘炉、空气预热器、常压塔、减压塔、电脱盐罐均按原油加工能力800万吨/年设计。225万吨/年沥青装置是该企业炼油装置的“龙头”装置，其主要作用是将原料原油分馏成不同组分的中间产品，不同产品分别供应下游二次加工装置。

装置主要由原油换热部分、原油电脱盐部分、原油闪蒸塔系统、常压蒸馏系统、减压蒸馏系统以及减粘裂化系统组成。

2 腐蚀控制手册

2.1 腐蚀机理描述

通过对装置工艺流程和原油性质的分析，原油类型为高酸低硫原油，主要的腐蚀机理及易发生的部位如表1所示。其中最为典型的腐蚀类型为：低温（≤120℃）轻油部位的H2O+H2S+HCl腐蚀；高温（＞220℃）重油部位的高温环烷酸腐蚀。

表1 225万吨/年沥青装置损伤机理

2.2 腐蚀回路划分

为控制装置腐蚀，需了解装置各工艺段的腐蚀特性。将装置划分为不同的腐蚀回路，每个腐蚀回路均拥有相近的腐蚀特性参数，如腐蚀性物质种类、温度、压力等。本次常减压装置风险评估共划分腐蚀回路25条，如表2所示。

表2 225万吨/年沥青装置腐蚀回路表

2.3 腐蚀风险评估

每条腐蚀回路结合介质和材质等因素对可能存在的所有腐蚀问题进行分析，并且对风险进行评估，结果如图1所示。从图中可以看出，该常减压装置较高风险的腐蚀机理为冲蚀、高温环烷酸腐蚀H2O+H2S+HCl型腐蚀，主要发生在CC-05闪底油至常压塔进料回路、CC-09常压塔底回路、CC-12常压塔顶回路、CC-14减压蒸馏（高温）回路等。

图1 225万吨/年沥青装置腐蚀风险评估矩阵图

3 停工检修案例

根据腐蚀的腐蚀控制手册的指导内容，在停工检修期间对常减压装置存在腐蚀风险的部位进行了系统的检查。以下结合此期间检查出的典型腐蚀案例进行分析。

3.1 低温部位腐蚀案例

腐蚀控制手册指出常压塔顶部位介质为石脑油组分和油气，主要含有硫化氢、氯化氢和水等腐蚀性介质，在不同的工艺条件下呈气态、气液两相和液相。油气中含有水蒸气、氯化物、硫化物、氨氮，在温度低于水的露点时会出现冷凝水导致出现盐酸露点腐蚀。HCl在初凝区最具腐蚀性，此处大量HCl进入少量水相，由于露点处温度较高，NH3却不易溶于水，从而导致pH值最低可达1～2，形成腐蚀环境，在HCl、H2S和水共存的环境下还存在H2O+H2S+HCl型腐蚀[4,5]。

对常压塔进行腐蚀检查过程中发现常压塔上部焊缝有整圈裂纹，塔顶封头与筒体的连接焊缝最为严重，现场焊缝裂纹部位如图2所示。为了查明焊缝开裂的原因，对已拆除的旧筒节进行取样分析，材质为S32205+16MnR，所处介质为化工轻油、含盐污水、塔顶不凝气（含H2S、HCl等）。

图2 现场焊缝开裂部位图片

对焊缝位置样品做表面金相，结果如图3所示，图3（a）为裂纹位置抛光态，可见试样非金属夹杂物无异常。图3（b）为腐蚀后的裂纹位置，图片左侧为S32205，金相组织为奥氏体铁素体双相不锈钢，右侧为热影响区。图3（c）为该缺陷位置全局图，图片左侧为焊缝区域，可见裂纹从焊缝萌生，向焊缝两侧扩展。

图3 试样表面金相图片

对试样表面进行EDS分析，结果如图4所示。由图可见，裂纹位置C、O元素含量较高，并存在1.6Wt%的S和0.2Wt%的Cl元素。由此推测，环缝焊接接头表面附近存在一定的表面焊接缺陷，在HCl-H2S-H2O腐蚀环境中，裂纹由缺陷处萌生，并在热影响区和不锈钢区域拓展。并且在使用的过程中，内部处于氯化物水溶液环境中，存在拉应力、温度、氯化物水溶液的共同作用下造成表面开裂[6]。

图4 裂纹位置微区成分分析

3.2 高温部位腐蚀案例

腐蚀控制手册指出减压塔底介质为减压塔底油，介质温度高于220℃以上，主要以高温环烷酸腐蚀为主。经减压蒸馏，减底油中含有的硫化物、氮化物、环烷酸进一步升高，在高温环境下对碳钢造成高温硫腐蚀和高温环烷酸腐蚀，腐蚀形态为均匀腐蚀和局部冲刷腐蚀。低的硫含量在高环烷酸的环境下形成的钝化膜可溶于环烷酸，环烷酸的腐蚀会加剧[7,8]。

对减压塔进行腐蚀检查过程中发现减压塔10#人孔挡液板腐蚀严重，呈现筛孔状已失效，对北侧46块挡液板进行整体更换；一级分布槽隔板有一处裂纹，一处腐蚀穿孔，两处腐蚀部位如图5所示。分析认为减压塔腐蚀主要由环烷酸腐蚀造成的，原设计按曹妃甸原油酸值2.5mgKOH/g左右设计的，实际加工蓬莱、秦皇岛原油酸值都达3mgKOH/g以上。原油掺炼受市场因素及储罐容量影响，有时还出现过单炼现象。最近几年原油酸值在2.5～3mgKOH/g，主要腐蚀类型为环烷酸腐蚀。

建议加强高酸原油腐蚀机理研究，强化不同原油油种的日常评价分析，建立高酸原油性质、原油酸值、酸度分析和操作参数控制制度。

4 结语

（1）通过腐蚀控制手册对常减压装置的工艺流程和设备进行分析，获得了该装置设备和管道的具体风险水平和主要失效机理，因此识别和管理好这些易腐蚀的部位，能够极大地提升管理效率和管理水平；

（2）腐蚀控制手册指出该常减压装置的主要风险为常压塔低温部位的H2O+H2S+HCl型腐蚀以及常压塔、减压塔高温部位的环烷酸腐蚀；

（3）腐蚀控制手册能够起到对常减压装置停工检修期间腐蚀检查的指导作用，比如易腐蚀部位的识别、腐蚀原因的分析以及后续的防控策略。