摘  要：对于炼油厂常减压蒸馏装置的腐蚀，结合原油性质及冷凝水分析等数据的研究，指出了常减压蒸馏装置设备腐蚀的主要机理与腐蚀原因，并提出了针对性的防腐措施。

　　关键词：常减压、腐蚀、措施

　　1. 概述

　　兰州石化公司炼油厂第二套常减压蒸馏装置于1990年建成投产，经过改造目前设计加工能力为300万吨/年；第三套常减压蒸馏装置于2003年7月建成投产，设计加工能力为500万吨/年。这两套装置最初设备及管线材质配置较低，特别是管线均为碳钢材质，管线及设备都存在不同程度的腐蚀减薄或泄漏情况。

　　2. 加工原油性质

　　随着80年代以来加工原油的酸值升高，设备腐蚀日益加剧，300万吨/年常减压装置根据原设计，加工的原油以塔北原油为主，根据设计的原油低酸值性质，装置设备及工艺管线均设计为碳钢材质。1992～1998年实际加工原油酸值在0.17～0.32 mgKOH/g之间。1998年以后，随着装置加工原油配比变化增大，加工新疆油比例上升，原油酸值在0.5～1.165mgKOH/g波动，最高值达到3.042mgKOH/g，并且频繁切换加工方案，所加工原油由原设计的单一性质原油变化为长时间加工多种混合原油，主要包括南疆、北疆、土哈、哈萨克斯坦油等。由于这几种原油性质差异较大，混合比例变化，原油性质也随之大范围变化，尤其是原油的酸值，大幅度波动。

　　500万吨/年常减压装置原设计加工长庆、青海、吐哈原油（比例为7：2：1），含硫量0.2％，酸值为0.04mgKOH/g低硫低酸值原油，腐蚀情况较轻。

　　随着炼厂加工管输原油酸值和含硫量的不断升高，常减压装置的高低温部位设备腐蚀状况日益加剧，尤其是塔盘、空冷管束和相关部位的管线，直接影响到装置安全生产和长周期运行。

　　3.设备腐蚀状况及原因分析

　　3.1 三塔顶低温部位的腐蚀主要表现在以下几个方面：

　　自2007年7月以来，炼油厂进行管输原油的加工，500万吨／年常减压装置以加工长庆、青海原油为主；300万吨/年常减压装置以加工南疆和北疆原油为主，由于加工原油酸值的升高，常减压装置的三塔顶回流罐冷凝水中S2-大幅度上升，特别是常压塔顶的S2-由300多mg/L上升至700多mg/L，这给装置的低温防腐带来了很大的困难。

　　下表为2007年至2009年运行的两套常减压装置原有性质及缓蚀剂消耗对比：

　　表-1  原油酸值和缓蚀剂单耗表

　　装置名称原油酸值mgKOH/g缓蚀剂单耗μg/g

　　最大最小平均

　　300万吨/年常减压2.3280.1821.072　39

　　500万吨/年常减压0.2520.0860.143　41～45

　　从表中可以看出500万吨/年常减压装置原油性质比较好，酸值较低。但是酸值波动较大，装置自2003年12月底减压塔小修完成后开工， 2004年加工原油酸值在0.115-0.414 mgKOH/g 之间，平均酸值0.227 mgKOH/g ，2005年加工原油平均酸值0.171 mgKOH/g 。

　　由于加工原油的性质，两套装置都存在不同程度的腐蚀现象。300万吨／年和500万吨／年常减压装置空冷器特别是常顶空冷器，在使用4~5年后，在入口部位基本都出现腐蚀泄漏情况。如500万吨／年常减压装置自2007年8月2日起， 常压塔顶空冷器多次发生管束腐蚀泄漏（空冷管束均为2003年8月投用），从表-2也可以看出三塔顶空冷系统特别是是常压塔顶腐蚀现象比较严重，铁离子最高达到了37.44mg/L，平均值3.5mg/L。

　　500万吨/年常减压装置2006年3月，常顶换热器出口阀后第二个DN500碳钢弯头泄漏，在2006年系统检修期间将常顶换热器出口整条管线材质升级更换为316L。弯头发生泄漏原因：一个就是碳钢材质低温HCl-H2S-H2O的腐蚀严重，一个就是由于加工量较大，常顶油气量大流速快，冲刷腐蚀严重。

　　3.2 装置高温部位的腐蚀机理及主要表现在以下几个方面：

　　高温系统腐蚀主要包括高温硫腐蚀、高温环烷酸腐蚀。因高温环烷酸腐蚀特点：发生酸值大于0.5mgKOH/g、温度在220~400℃之间的高流速介质中。腐蚀发生于液相，汽相无腐蚀，但在汽液相交变部位、有流速冲刷区及涡流区腐蚀最为严重。被腐蚀的金属表面清洁、光滑无垢，流速较低部位腐蚀后留下尖锐的空洞，高流速部位则出现带锐边的蚀坑和构槽。腐蚀率随酸值的增加而升高。235℃时，酸值提高1倍，碳钢腐蚀率增加2.5倍。在232~288℃和350~400℃腐蚀性最强。

　　实际生产过程中所加工的原油的混合比例和各组分的含硫量、酸值都一直大于设计数值，这样对装置低材质管线、设备腐蚀比较严重。

　　500万吨/年常减压装置在设计选材时对减压塔内填料、塔盘和液体分布器材质当时全部选用0Crl8Ni9，装置自2003年8月7日投产，在运行40几天之后，9月22停工，整个减压塔内的填料腐蚀严重导致坍塌，这40几天所加工的原油酸值在0.265-2.231mgKOH/g之间，平均酸值1.202mgKOH/g，分析原因是高温环烷酸和硫腐蚀，当时对减压塔所有填料材质升级更换为316L（2003年12月）。

　　对照温度区间常减压装置易发生环烷酸腐蚀的部位在常二中和减一中部位，并且500万吨/年常减压装置在减一中、常二中、常三中系统内多次出现法兰焊缝、短节、塔内件严重腐蚀泄漏情况，还有换热网络中的一些换热器如常三线、减二线、减三线、减四线、减底渣油换热器管束等发生严重腐蚀，有些出现泄漏。

　　常减压装置高温管线的腐蚀状况：腐蚀主要集中在常压塔常二中和减压塔底减一中系统以下，包括减六线和减底渣油线。并且测厚最小值基本都在弯头、三通、换热器管束、管件等流向、流量改变处，说明除了高温硫腐蚀、高温环烷酸腐蚀外，高温油品的冲刷腐蚀也是不可忽略的腐蚀因素。

　　4 防腐主要工作和采取的措施：

　　4.1 塔顶低温系统

　　4.1.1 工艺防腐管理

　　4.1.1.1 电脱盐运行控制，脱后原油含盐量控制在较低的水平（小于3mg/L）。

　　4.1.1.2 选用适宜的破乳剂，由于不同的原油其含盐类型有所不同，需通过筛选试验选择适合原油性质的破乳剂，同时根据原油性质的变化随时改变破乳剂的注入量，以提高脱盐效果。

　　4.1.1.3 三塔顶注中和缓蚀剂管理，在中和缓蚀剂的管理方面近年来不断筛选高效中和缓蚀剂，要求“三顶”冷凝水中Fe2+含量控制在≤3mg/L。还应该及时根据冷凝水pH值的变化调整注剂量，以保证三塔塔顶冷凝水中Fe2＋含量小于3mg/L，三塔顶冷凝水分析pH值控制在6~9。

　　4.1.2 选用耐腐蚀金属材料

　　塔顶冷凝系统重点腐蚀部可选用耐H2S腐蚀的材质，例如在空冷管束入口段插入钛管，塔顶换热器、管线改为钛材或316L换热器实践证明防腐效果显著。

　　300万吨/年常减压装置先后于1997年、2001年、2005年通过检修、改造将塔顶部分管线材质升级为316L，初馏塔顶换热器更换为钛材板壳式换热器；常压塔顶换热器更换为钛材换热器，换热器出口管线升级为316L，常顶空冷入口插钛管；减压塔顶管束共20片其中10片空冷管束插钛管保护。

　　500万吨/年常减压装置2006年将初馏塔顶三台换热器更换为全钛材换热器，换热器出口管线升级为316L，初顶空冷器更新为板式表面蒸发空冷（材质316L）；常顶换热器为316L板壳式换热器，2006年出口至空冷器管线升级为316L，建装置时空冷器入口插钛管保护，减压塔顶空冷器为316L板式空冷。

　　4.2 高温部位

　　4.2.1 材质升级

　　用耐高温环烷酸，高温硫腐蚀的材料，是解决高温系统腐蚀最有效的方法。考虑到高温环烷酸的腐蚀温度区间及装置出现腐蚀泄漏的部位，利用大检修的机会，300万吨/年常减压装置先后对高温部位管线：常四线、常二中、减三线、减四线、减五线和减一、二中管线材质由20#钢升级为316L。对500万吨/年常减压装置常二中和减一中管线材质升级为Cr5Mo，更换DN250~DN350的管线400多米，由原来的20#碳钢升级为Gr5Mo材质，9台换热器管束（常三线、减压二、三、四线及减底渣油项换热器）由原来的20#升级为20#碳钢渗铝，提高装置抗腐蚀的能力。

　　4.2.2、腐蚀监测

　　为了更有效地对装置设备的腐蚀情况进行监控，提高工艺防腐效率，加强设备腐蚀管理，在500万吨/年常减压蒸馏装置设置了腐蚀在线监测系统。包括16个腐蚀速率监测点与2个pH值在线监测点。腐蚀速率监测探针通过探头的金属损失量来监测所在部位设备或工艺管线的腐蚀速率；pH值探针是对塔顶冷顶水（含硫污水）的pH值进行在线监测。常减压蒸馏装置在线腐蚀监测系统于2008年10月14日安装调试完毕，开始正式运行（pH值在线监测于2008年10月23日开始运行），服务器设置在500万吨/年常减压装置操作室，各级管理人员与技术人员都可通过局域网内的客户端实时访问服务器来浏览腐蚀监测数据。通过腐蚀在线监测系统，我们可以随时掌握腐蚀的速率，进一步分析研究腐蚀的原因，同时及时发现腐蚀的隐患的预测和避免因腐蚀发生的事故。

　　常减压联合车间500万吨/年常减压装置自2003年10月大修以后，以科学的管理手段，依靠科技进步和四新技术、小修改造，让设备服务于生产，加强设备管理，向装置长周期运行要效益，实现了装置连续安全运行五年，未进行大修。

　　总的来讲，对于常减压装置高温部位腐蚀的控制，主要是以材质升级为主，低温部位的腐蚀控制主要是加注中和缓蚀剂。分厂和车间组织各种防腐攻关，通过攻关措施，将大大提高装置的抗腐蚀能力。同时，我们能够及时取得腐蚀的相关数据，掌握装置的腐蚀情况，确保装置的安全生产，为进一步研究解决腐蚀问题提供可靠的依据。