劣质原油加工装置设备的腐蚀与防护对策

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1、劣质原油加工装置设备的腐蚀与防护对策中国石化股份公司金陵分公司摘要：近十年来，金陵石化公司经历了1999年-2002年含硫、高硫原油加工，到2003年-2006年高硫、含酸原油加工，再到2007年以来高硫、高酸原油加工的发展过程，设备防腐蚀工作也经历了从对硫腐蚀特点认识到对酸腐蚀的防护与控制，从装置设备用材全面普查到材质不断升级与完善，从腐蚀的常温监测到高温测厚，防腐工作由点到面并初步形成网络化的过程。本文分析了这三个时期劣质原油的特点及设备腐蚀故障，初步探讨了高酸油的腐蚀机理，针对目前主要装置存在的问题，提出了相应的解决措施，这对今后加工劣质原油的安全生产 保证设备的本质安全及提高企业的经济

2、效益都具有重要的意思。关键词：劣质原油 设备腐蚀 防护对策 引言世界原油的供应趋势是资源日趋劣质化，高硫、高酸原油在原油总量中的比例已占到一半左右。在劣质原油加工过程中，设备的腐蚀是一个非常棘手的问题，对企业的影响也是全方位的，贮存、输送、后加工等各个环节都会受到腐蚀的干扰，劣质原油加工的企业，几乎都会遇到设备的严重腐蚀造成泄漏、迫使装置局部或全部停工等问题。应对原油劣质化，加强设备防腐管理，提高设备防腐品质，寻求工艺防腐措施，任重而道远。目前国内外对劣质原油加工防腐蚀研究中，对硫腐蚀的机理和特点有了较为深入的了解，防护手段上也日趋成熟，但对石油酸的腐蚀大多局限于腐蚀评价，对原油中酸的类型及分

3、布规律、石油酸的腐蚀机理仍在探索中。本文分析了1999年至今金陵公司主要劣质原油的特点及设备腐蚀故障，初步探讨了高酸油的腐蚀机理，针对目前主要装置存在的问题，提出了相应的解决措施，这对今后加工劣质原油的安全生产、保证设备的本质安全及提高企业的经济效益都具有重要的意思。1各个时期主要劣质原油的特点及腐蚀故障近十年来，金陵石化公司经历了1999年-2002年含硫、高硫原油加工，到2003年-2006年高硫、含酸原油加工，再到2007年以来高硫、高酸原油加工的发展过程，设备防腐蚀工作也经历了从对硫腐蚀特点认识到对酸腐蚀的防护与控制，从装置设备用材全面普查到材质不断升级与完善，从腐蚀的常温监测到高温测

4、厚，防腐工作由点到面并初步形成网络化的过程。1.1 1999年-2002年含硫、高硫原油加工时期1.1.1原油硫含量及分布1995年二套常减压适应管输原油加工的技术改造和1999年三套常减压以加工沙特轻油为主的建成，金陵分公司加工含硫和高硫原油能力有了大幅的提高。从1999年到2000年所加工原油情况来看，原油平均含硫不高，一次加工装置和二次加工装置含硫油加工能力余量较大。2001年和2002年所加工原油平均硫含量适中，一次加工装置对加工含硫原油的能力仍有一定弹性，但二次加工装置加工含硫油的能力已基本饱和。这一时期主要加工油种是管输油（硫含量1.04%）在全年加工量中的加工比例在45%-50%

5、左右，同时以伊朗轻油(硫含量1.6%)为标志的高硫油加工。主要加工的含硫和高硫油（管输油和伊朗油）的硫在各馏份油中分布见表1表1管输和伊朗轻油含硫油在各馏份油中的分布（单位：硫含量Wt%，分布%）名 称原油汽油分布煤油分布柴油分布蜡油分布减压渣油分布管输原油1.040.0080.020.012005034360.6817.91.5476伊朗轻质原油1.60.060.60.172.11.21151.6216.93.065.41.1.2主要生产装置加工含硫原油设备腐蚀故障及特点 从图1可以看出，管线和冷换设备是腐蚀故障的多发区，占整个腐蚀故障的38.84%和22.31%，是腐蚀监控采取防腐保护的重

6、点，从图2可以看出，均匀腐蚀和应力腐蚀是造成炼油各类设备腐蚀故障的主要原因，分别占腐蚀故障总数的57.85%和 35.53%。因材质错用和误用造成的腐蚀故障时有发生，在结合检修对各主要装置的高温重油部位可能存在问题部位的材质进行的全面普查工作中，共检查4777点，发现错用和误用407点，发现问题占检查总数的9.83%。这一时期在中石化其它炼油企业还发生了多起因材质误用、错用造成的腐蚀泄漏着火等安全事故。1.1.3主要生产装置设备管线腐蚀的典型案例：1.1.3.1高温硫腐蚀环境下材质的错用造成腐蚀穿孔2001年6月27日晚21：00左右，焦化装置2#急冷油线一焊缝熔合线附近腐蚀减薄穿孔，该管线规

7、格：57*3.5 介质：重蜡；温度：350左右；压力：0.50.6MPa；材质：碳钢。图3 焦化急冷油线腐蚀穿孔在2007年11月一套常减压高温管线也发生因材料不对引发的腐蚀故障。1.1.3.2在醇胺-CO2-H2S-H2O的腐蚀条件下的减薄穿孔2002年5月21日22点50分，重催脱硫系统再生塔T3203抽出至重沸器E3204入口线弯头下方管线腐蚀穿孔。操作条件为：压力：0.1MPa左右；温度：110左右，介质：含硫富液；于1995年投用，材质：碳钢 规格：273*8。 图4 重催脱硫系统管线腐蚀穿孔包套情况这一时期腐蚀特点是高温环境下的硫腐蚀、低温条件下湿硫化氢导致的应力腐蚀开裂和脱硫系统

8、的醇胺-CO2-H2S-H2O体系的腐蚀。1.2 2003年-2006年高硫、含酸原油加工时期1.2.1 原油硫、酸含量及分布 这一阶段沙轻、沙中油（硫含量1.8%-2.35%）占全年加工量的40%-50%左右，同时以都巴和魁托原油 (酸值3.4-4.13 mgKOH/g)为标志的高酸油掺炼，加工后期进行了达混油掺炼。以2005年为例，原油加工量1074.35万吨，其中沙轻油446.04万吨，沙中油34.86万吨。原油加工的总体特点是高硫含酸。表2 沙轻沙中含硫油在各馏份油中的分布（单位：硫含量Wt%，分布%）名称原油汽油分布煤油分布柴油分布蜡油分布减压渣油分布沙特中质原油2.350.0340

9、.30.393.62.16.23.0136.64.1643.6沙特轻质原油1.80.0360.40.433.91.217.62.4844.54.153.3 都巴和魁托原油的具体特性见表3：表3高酸原油基本特性名称350收率500收率硫含量密度粘度酸值含盐量w%w%W%kg/m3(20)mm2/s(50)mgKOH/gmg/l魁托34.7562.010.67929.248.153.4128都巴17.746.530.17931.50185.444.13124.201.2.2主要生产装置用材、腐蚀故障特点及腐蚀监测主要装置的设备、管线经过材质的普查和全面材质升级后，除一套常减压不能作为高硫油加工以外

10、，装置设备和管线的高温部位基本合金化，加热炉炉管普遍采用Cr5Mo、塔内壁除使用不锈钢条衬外，开始使用复合钢。高温机泵材质达类以上，高温换热器管束为不锈钢，但多数壳体仍是16MnR。设备管线材质的特点是抗硫腐蚀能力大幅度增强、耐酸腐蚀性能明显不足。 2003年和2006年腐蚀故障上升主要原因是高酸油开始加工和高酸油加工比例加大同时多数设备材质不耐酸腐蚀。这一过程中为掌握因炼制劣质原油所带来的设备腐蚀问题，在主要炼油装置关健部位初步建立了腐蚀监测系统，采取了在线电阻腐蚀探针、高温定点测厚、腐蚀挂片、水样分析等措施，对主要炼油装置关健部位的腐蚀情况进行监测。 高温测厚中发现明显减薄的部位：2003

11、年7处、2004年5处、2005年6处、2006年9处。为了及时掌握高硫含酸原油加工过程中腐蚀变化情况，及时调整工艺操作及工业注剂的使用，在初顶、常顶、减顶及减压塔系统安装了ER-CPY2型电阻腐蚀探针，具体位置见表4：表4 常减压装置电阻探针安装情况安装位置探针材质探针丝半径（mm）安装方式初馏塔顶挥发线20#碳钢0.5螺纹连接常顶水冷出口20#碳钢0.6螺纹连接常顶空冷出口20#碳钢0.5螺纹连接浅减压塔水冷前20#碳钢0.5螺纹连接浅减压塔水冷后20#碳钢0.5螺纹连接浅减压一线20#碳钢1螺纹连接浅减压二线0Cr130.5法兰连接浅减压三线0Cr131法兰连接深减压一线20#碳钢1螺纹

12、连接深减压二线0Cr130.5法兰连接深减压三线0Cr131法兰连接深减压四线0Cr131法兰连接同时为了校核电阻探针检测精度及其它材质腐蚀情况有选择地在一些部位施加金属挂片，具体情况见表5：表5 常减压装置金属挂片安装情况编号挂片位置挂片材质1初馏塔顶（第一人孔）20#，18-82常压塔顶（第一人孔）20#，0Cr13，18-8，316L3减压一线20#，0Cr13，18-84减压二线18-8，0Cr13，316L5减压三线18-8，0Cr13，316L6减压四线0Cr13，18-8， 316L对常减压三顶腐蚀来说重要的是必须强化“一脱三注”日常管理，严格控制脱后含盐在3mg/l以下。同时通

13、过在三顶系统注缓蚀剂的工艺手段来控制三顶的腐蚀；注入量根据原油中硫、酸含量来调整在1020ppm之间，结合腐蚀探针监测， PH值控制由79调整为67左右，通过精细化调整，三顶回流罐氯离子及铁离子浓度得到有效降低，氯离子由调整前常顶平均值42.53mg/l下降到28.31mg/l，相应的回流罐切水中铁离子浓度也由调整前平均2.78mg/l下降到1.56mg/l，在减二中返回线注入型号为205A的高温油溶性缓蚀剂，注入量在20ppm，通过腐蚀电阻探针测量，也有非常明显的缓蚀效果，具体图8、9， 0Cr13平均腐蚀速率由0.6mm/a下降到0.25mm/a。图8 高温缓蚀剂注入前减三线0Cr13探针

14、腐蚀速率图图9 高温缓蚀剂注入后前减三线0Cr13探针腐蚀速率图1.2.3主要生产装置设备管线腐蚀的典型案例1.2.3.1高温环烷酸环境下材质不达标的腐蚀减薄2003年4月三套常减压大修检查时发现减压塔减三线填料及支撑板腐蚀严重，该部位介质：重蜡；温度：350左右；压力：0.1 MPa MPa；材质：1 Cr18Ni9Ti316L图10 减三线（1 Cr18Ni9Ti）的填料支撑板腐蚀图11 减三线填料（316L、M o2.5%）腐蚀1.2.3.2 H2S-NH3-H2O体系的腐蚀2004年加氢裂化装置高压空冷器多次出现穿孔泄漏，通过对更换下来的高压空冷器管束解剖发现结垢严重，局部减薄明显，垢

15、样分析表明：其主要成分为有机大分子，次要成分为铁的硫化物和氧化物，其主要原因是垢下腐蚀。图12 高压空冷器管束局部减薄情况图13 高压空冷器管束清洗后局部腐蚀情况这一时期的腐蚀的主要特点是高温硫腐蚀、高温环烷酸腐蚀和H2S-NH3-H2O体系的腐蚀。1.3 2007年以来高硫、高酸加工时期1.3.1原油硫含量及酸值分布2007年以来原油加工量规模不断增加的同时，加工油种的劣质、重质化程度进一步加剧，原油种类进一步增加，2007年金陵公司共加工了沙中、沙重原油、管道原油、苏北原油、达混原油等共24个品种，完成原油加工量1152.1万吨，API26.62、平均硫含量1.81%、平均酸值0.84mg

16、KOH/g。08年上半年分公司已累计加工的原油539.67万吨，品种已达到13个品种，API26.68、平均硫含量1.70%、平均酸值1.0mgKOH/g。表6 2007年及2008年上半年原油加工情况统计（单位：万吨）名 称2007年实际2008年1-6月累计原油合计1152.10539.67平均API26.6226.68平均硫含量1.811.70平均酸值0.841.00(1)国内油小计196.88110.68平均API22.4822.32平均硫含量0.820.79平均酸值1.391.54(2)进口油小计955.22428.99平均API27.4727.80平均硫含量2.021.94平均酸值

17、0.730.86劣质油合计1077545高硫631295含酸373226重质7224进口劣质油小计882425高硫631295含酸179116其中:高酸177116重质7215劣质油比例%93.4699.25进口油中劣质油比例%92.3499.06进口含硫油(硫含量1)634进口普通原油100表7 沙特重质原油的主要性质属性参数属性参数密度（g/m3，20)0.8872含硫量（%）2.8-3.05凝固点（）-32含盐量（mg/l）残炭（%）7.93酸值（mgKOH/g）0.17灰分（%）0.018含氮量（ppm）619粘度（）15.06Ni含量22表8 沙中、沙重含硫油在各馏份油中的分布（单位

18、：硫含量Wt%，分布%）名 称原油汽油分布煤油分布柴油分布蜡油分布减压渣油分布沙特中质原油2.350.0340.30.393.62.16.23.0136.64.1643.6沙特重质原油2.830.0330.20.542.41.484.92.8532.16.060.42008下半年以来常减压装置腐蚀介质硫、酸数据对比：图14 2008年7-12月常减压装置脱前硫含量对比图图15 2009年常减压装置脱前硫含量 表9 常减压装置脱前平均硫含量装置名称1#常2#常3#常08年712月脱前硫含量平均值0.730.691.9909年19年脱前硫含量平均值0.630.771.71图16 2009年脱前酸值

19、对比图图17 三套常减压装置脱前酸值表10 常减压装置脱前平均酸值装置名称1#常2#常3#常08年712脱前酸值平均值1.382.160.4709年19年脱前酸值平均值1.161.780.361.3.2主要生产装置设备腐蚀故障及腐蚀监测：一、二套常减压腐蚀故障较多，是由于在2007年7月装置全面材质升级前进行了大比例的高酸油加工所致。现阶段高酸油加工主要集中在二套常减压，因此腐蚀监测的重点围绕二套常减压及催化和三套焦化的进料线和设备展开，对二套常减压全装置、催化、重催、三套焦化、原料腐蚀介质情况、工艺防腐、铁离子、高温管线、及氢通量进行全面监控。腐蚀在线监测工作主要在常减压装置开展，二套常减压

20、装置在三顶上了三套进口电感腐蚀探针和在线PH测量，同时通过在高温部位的氢通量仪的测量掌握环烷酸对设备的腐蚀程度。2目前主要生产装置加工高硫、高酸原油的适应性及存在的主要问题2.1主要生产装置加工高硫、高酸原油的适应性金陵公司现有的常减压装置加工能力分别为一套150万吨/年、二套350万吨/年和三套800万吨/年，适宜加工原油的性质分别为低硫低酸原油、高硫高酸原油和高硫含酸原油，高酸油加工的腐蚀主要是对一次加工装置的影响，二次加工装置由于高温的操作条件在进反应设备后环烷酸基本分解，因而高酸油加工的腐蚀主要表现在常减压装置。二次加工装置材质经适当完善后基本能进行高硫、高酸油加工。下表为目前主要生产

21、装置原料硫和酸的设防值和实际进料情况：表11 主要生产装置原料中的硫、酸数据统计主要生产装置原料中的硫含量常减压装置一套二套三套原料设计硫含量 （wt%）052.81.8实际进料平均含硫量（wt%）0.630.771.71实际进料最高含硫量（wt%）0.81.52.75催化裂化装置I催化裂化II催化裂化原料设计硫含量 （wt%）0.80.8实际进料平均含硫量（wt%）0.480.62实际进料最高含硫量（wt%）0.60.8延迟焦化装置1焦化2焦化3焦化原料设计硫含量 （wt%）333实际进料平均含硫量（wt%）2.71.543.47实际进料最高含硫量（wt%）3.54.0加氢裂化装置I加氢裂化

22、II加氢裂化原料设计硫含量 （wt%）22.5实际进料平均含硫量（wt%）1.82.0实际进料最高含硫量（wt%）2.02.4主要生产装置原料中的酸含量常减压装置一套二套三套原料设计酸含量（mgKOH/g）0.52.81.0实际进料平均含酸量（mgKOH/g）1.161.780.36实际进料最高含酸量（mgKOH/g）2.2现场条件下的环烷酸腐蚀挂片试验及环烷酸腐蚀机理的初探2.2.1减压系统的腐蚀挂片试验腐蚀挂片失重法是最基本的腐蚀程度研究方法，它通过测量试验前后腐蚀试片的失重情况来计算材质在环烷酸中的腐蚀。挂片于2006年11月18日挂入二套常减压减压塔减二、减三、减四及减底四个部位，每个

23、部位两组，每组用：20#、Cr5Mo、0Cr13、321、316L各一片，于2007年8月19日取出，并进行处理，挂片的施挂运行期为274天（其中减三线的挂片未能找到）取出后处理前挂片形貌如下：图20 二套常减压减压塔施挂274天的腐蚀挂片形貌这期间二套常减压原料平均酸值1.5 mgKOH/g，最高酸值1.95 mgKOH/g， 减二线蜡油平均酸值2.07 mgKOH/g，最高酸值2.32 mgKOH/g，减三线蜡油中平均酸值2.19 mgKOH/g，最高酸值2.5 mgKOH/g，减底渣油的酸值无法做出。挂片经处理后的腐蚀数据如下：表12 不同材质在减压塔内的腐蚀数据部位组号材质挂片钢号挂片

24、原重处理后重量腐蚀速率(毫米/年)减二第1组20#238721.195518.31540.1757Cr5Mo130015.486913.94330.43950Cr13628017.292414.43890.1741321531620.710020.48120.0143165895.87235.84280.0107第2组20#214922.024118.69050.2033Cr5Mo198116.258114.50290.49970Cr13621921.038317.55010.2128321531320.995720.49750.03043165825.74615.73210.0051减四第3

25、组20#230521.18709.24140.7287Cr5Mo129215.36129.46621.67830Cr13627817.203416.92900.01674321531820.941020.87840.00563165005.49495.46550.00179第4组20#238121.505510.05430.6986Cr5Mo129915.500011.30261.1950Cr13627617.326117.05540.0187321531920.444020.35570.005383165876.00625.97640.00108减底第5组20#238221.202510.4

26、8890.6535Cr5Mo129414.10018.96651.46150Cr13627417.459812.71100.2897321531119.961219.82350.00843165845.79835.79630.000724第6组20#239921.922311.89660.6116Cr5Mo129315.337811.43341.11160Cr13627217.182614.52780.1619321531520.249920.16300.00533165195.87865.85900.00071从腐蚀数据中发现Cr5Mo材料普遍比碳钢材料腐蚀快一倍以上，遗憾的是减三线因腐蚀最

27、严重，挂片固定件蚀断减三线腐蚀数据没有取到，通过对数据的分析，发现除 Cr5Mo材料外，其它材料随合金含量增加材料的耐腐蚀能力明显增强，Cr5Mo材料在减四线和减底平均腐蚀速率分别高达:1.13665毫米/年和1.28655毫米/年。这一结果应引起我们对在常减压加工高酸原油时高温部位使用Cr5Mo材料的特别注意，必要时密切监控。2.2.2环烷酸腐蚀机理初探一般认为环烷酸的腐蚀性随总酸值的升高而加大，但环烷酸的腐蚀性还明显受到酸自身性质的影响，即使酸值相同，如果环烷酸分子量不同，腐蚀性也会明显不同。环烷酸腐蚀通常发生在酸值大于0.5mgKOH/g，温度在220400之间高流速工艺介质中。国外有学

28、者研究表明某些特定油种在170时即可发生明显的环流酸腐蚀，目前多数学者认为环烷酸腐蚀机理按如下反应进行：Fe + 2RCOOH Fe(RCOO)2+ H2 （1）H2S十FeFeS+H2 （2）FeS+2RCOOHFe(RCOO)2 +H2S （3）从腐蚀动力学角度考虑，环烷酸和金属反应，一般经过扩散表面吸附表面反应脱附，这4个步骤都能影响腐蚀速度，在上述反应过程中，（1）环烷酸与铁反应生成油溶性环烷酸铁，脱离金属表面，腐蚀仍在进行。因而通常环流酸腐蚀的金属表面光滑无垢，流速大时出现沟槽状腐蚀。（2）硫化氢的存在一方面加剧腐蚀，另一方面生成硫化亚铁膜在一定程度上可减缓腐蚀，（3）环烷酸可溶解保

29、护性硫化亚铁膜，这三个过程相互影响，使得对环烷酸腐蚀机理的深刻认识变得较为困难。通常认为环烷酸腐蚀存在两个峰值温度分别为270280和350400，前一个腐蚀高峰是因环烷酸沸腾引起的，后一个高峰是在350的情况下，原油中H2S开始分解形成活性S，参与反应引起的。值得提出的是在常减压装置最严重的腐蚀通常发生在288左右，主要原因是环流酸在实沸点370425的范围内的物流中容易浓缩，而减压后大约降低了110160的沸点范围，这也说明了在同样温度下，减压塔比常压塔腐蚀严重得多。2.3现阶段加工高硫、高酸原油生产装置设备和管线存在的主要问题：2.3.1一套常减压装置一套常减压装置原设计是进行低硫低酸石

30、腊基原油加工，从07年下半年以来连续进行大负荷的高酸含硫加工（平均酸值1.38mgKOH/g，平均硫含量0.7 Wt%），一方面投入大量精力进行腐蚀监控，另一方面设备的内在质量受到削弱，多数材料的腐蚀裕量已到临界值，2008年以来三顶控制情况如下：图21 2008年1#常三顶排水Fe图22 2009年1#常三顶排水Fe （mg/l）本装置加工原油主要为管输原油，由于管输油的特性造成脱后含盐超标严重，脱后原油含盐数据表见下图。从图中可看出，自2008年6月下旬到2009年4月这段时间内脱后原油含盐多数已超出控制指标3.0mg/l，最大值达到了51.8mg/l，这大大加剧了装置设备尤其是低温部位设

31、备的腐蚀。图23 2008年一套常减压装置脱后含盐量常顶空冷出口管线是2004年投用，2007年定点检测发现空冷入口一个三通及出口西侧二个弯头减薄较重，并于2008年检修时予以更换。在2009年7月中旬发现在两弯头间焊缝边缘发生泄漏，测厚已减薄到2.3mm，目前这几个部位已经用环氧玻璃布包套。图24 常顶空冷出口管线包套情况从2008年停工检修进塔检查来看在常压塔、减压塔、及部分管线都发生了较为严重的腐蚀这和当初的腐蚀判断是一致的具体情况如下：常压塔的腐蚀具体表现在常二线和进料段间内构件锈垢较多，坑蚀严重，降液板及小梁腐蚀严重，降液板减薄、坑蚀严重并多处蚀穿，常三线及进料段间小梁减薄严重（材质

32、碳钢），多处小梁垂直段仅有2mm左右，有一根小梁垂直段基本已蚀完，边缘成纸状。图25 一套常减压装置常三线和进料段间一根小梁垂直段已快腐蚀完减压塔的腐蚀主要集中在减三减四线。具体为：底封头内表面大面积点蚀，点蚀坑达1mm，减三线和减四线的塔壁衬里焊缝腐蚀严重，多处脱开，露出基体，减三线集油箱下的大梁腐蚀严重，最薄处仅有约1mm，减三线集油箱升气孔壁坑蚀严重，升气孔顶盖已蚀穿，蚀穿处边缘成纸状。 图26 一套常减压装置减压塔塔壁衬里（材质321）图27 一套常减压装置减压塔减三线集油箱升气孔顶板（材质321）考虑到将来一套常减压装置的定位问题，2008年的材质升级只是进行铬钼钢化以适应含硫油加工

33、，具体升级情况见表13。表13 一套常减压装置主要材质升级计划管线名称规格型号操作条件原材质升级材质数量压力温度炉-2对流炉管12783688 0.825020#Cr5Mo160168*10*42000.425020#Cr5Mo46168*10*44200.425020#Cr5Mo2炉-3对流炉管127760000.825020#Cr5Mo125减二出口线219*8 1.224520#Cr5Mo68159*8 1.224520#Cr5Mo189减三外回流管线108*7 1.224520#Cr5Mo86常压炉进料线325*100.836020#Cr5Mo89273*90.836020#Cr5Mo

34、68219*8 0.836020#Cr5Mo36159*8 0.836020#Cr5Mo162常二线抽出线219*100.924520#Cr5Mo62159*80.924520#Cr5Mo58108*70.924520#Cr5Mo106H-12/1.2.3更换FB600-100-25-40.8/0.7265/24520#321/复合钢板3H-3整台更换FB700-130-25-4 0.65/1269/24020#321/复合钢板1H-14/1.2更换FB800-180-25-40.9/0.8325/24020#321/复合钢板2H-25整台更换FB700-120-25-40.9/0.8310/

35、24520#321/复合钢板2H-15/1.2.3.4壳体更换FB800-180-25-21.631216MnR321复合钢板4H-16/1.2.3.4壳体更换FB700-130-25-21.431216MnR321复合钢板4H-17/1.2.3.4壳体更换FB800-180-40-22.237016MnR321复合钢板4H-20管束更换FLB900-210-25-40.723020#18-81H-21管束更换FLB900-210-25-40.726020#18-81H-22管束更换FB500-32-25-20.832020#18-81泵-30A更换6WTB-142B2.53801泵-15.1

36、6更换SJA4*6*13 1/41.33202泵-25.26更换200Y-1501.43202该计划实施后原油加工的硫含量可以适当提高；含酸油短期可以加工，但不适合长期加工。现在最大的问题是常压塔上半部材质为碳钢，下半部为不锈钢条衬，减压塔也有部分不锈钢条衬且使用期过长。初馏塔、汽提塔主体材质均为碳钢，即使进行高含硫原油加工，因上述原因硫的设防值也受到限制。2.3.2二套常减压装置二套常减压装置设备、管线在2007年实施高酸油加工材质升级后主要遗留问题是加热炉初底油对流转辐射线材质为Cr5Mo，而通过腐蚀挂片的试验数据表明Cr5Mo材料的腐蚀速率超过碳钢材料，尽管二套常减压装置已进行了大规模的

37、材质升级，但腐蚀监测工作切不可因此放松，毕竟如此大负荷的高酸油加工没有多少成熟的经验，还可能有不少新的问题出现，需要不断的总结和摸索。2.3.3三套常减压装置三套常减压装置原设计为加工沙轻原油，从2008年加工沙中、沙重为主来看，绝大多数材质能适合高硫油加工但仍有下列材质要升级见表14 。表14 三套常减压装置主要材质升级计划工程编号工程项目名称和内容主要材料名称规格材质单位数量一、炉类设备1F101辐射室炉管材质升级无缝管Cr9Mo根602F102辐射室炉管材质升级无缝管Cr9Mo根1603F103辐射室炉管材质升级无缝管Cr9Mo根84二、塔类设备1初馏塔更新塔38003795614筒体0

38、Cr13复合板内构件0Cr18Ni9Ti台12汽提塔更新塔26002475412台1三套常减压浅减压塔顶系统，最近的分析表明在浅减一回流中有大约20PPM左右的水，而过去一直认为该部位是无水环境，但却却正是这些微量的水会形成高浓度的酸蚀，因而浅减压塔顶系统仍存在比较大的腐蚀隐患。从2007年12月三套常减压浅减压塔顶系统的管线发现腐蚀穿孔以来一直问题不断，连续采取包套措施，在2008年3月装置大修时发现腐蚀情况如图2830。图28 浅减压塔顶部回流管线焊缝多处蚀断图29 三常浅减挥发线外弯头及外弯焊缝腐蚀图30 三常浅减挥发线内壁的腐蚀现在来看是当初设计的选材不当且塔顶系统没有工艺防腐蚀措施所

39、致。2.3.4延迟焦化装置焦化装置从腐蚀角度着眼，最需要关注是炉管及其转油线弯头。一方面较大的加工负荷带来材料的高温氧化、高温渗碳和脱碳的加剧。另一方面原料的劣质化结焦进程加快使一个生产周期内的烧焦、吹焦次数明显增多，在炉管弯头和转油线弯头形成磨蚀，这几年已多次通过高温测厚监测到减薄的情况。现阶段焦化装置主要问题是：一套焦化装置的放空塔（T-8）主体材质为A3F，焦碳塔（焦5/6）为20g加不锈钢条衬。二套焦化装置的分馏塔为二十年前的热裂化装置分馏塔的再利用，塔的主体材质为20R加不锈钢条衬，在高温下不锈钢和碳钢线膨胀系数相差较大，同时施焊质量无法保证。最近检修对焦碳塔筒体更换时，就看出条衬的

40、开裂剥落和坑蚀的严重。具体如图31、32。图31 二套焦化焦碳塔筒体内衬撕裂情况 图32 焦碳塔衬里脱开处塔壁坑蚀严重三套焦化装置 2008年检修时对3#焦化油气线在V3101到分馏塔及返塔线进行了更换。因油气线材质为20#钢，下图中画红圈处外弯头腐蚀严重，已基本蚀完。图33 3#焦化V3101到分馏塔及返塔线流程图34 3#焦化V3101到分馏塔及返塔线外弯头腐蚀严重因此高温重油管线碳钢材质的腐蚀是极其严重。塔类设备由于材质选用适当，塔壁及内构件情况良好（见下面照片），未发现明显异常。图35 三套焦化装置分馏塔不锈钢内构件良好图36三套焦化装置分馏塔不锈钢内构件2.3.5加氢裂化装置二套加氢

41、裂化装置在2008年3月在大修检查中发现循环氢脱硫塔T1005不锈钢降液板从上到下出现了裂纹。图37循环氢脱硫塔T1005降液板裂纹情况因此高温部位通过材质升级后在低温部位因连多硫酸引起的应力腐蚀开裂不容小视。2.3.6催化裂化装置 2006年以来二套催化裂化装置为适应高硫、高酸原油加工已做了不少材质升级工作，但仍存在一些问题，主要是一套催化裂化分馏塔（T104）119层塔盘、降液板、受液盘、大小樑材质为碳钢和低合金钢，09年检修发现分馏塔（T104）大樑腐蚀严重如图：图38 分馏塔（T104）大樑腐蚀严重（材质上104）该处在2006年检修时就发现大樑上表面竖立面及下底面坑点蚀严重。图39

42、2006年分馏塔（T104）大梁腐蚀情况（材质上104）3近几年开展设备防腐蚀工作几个方面的小结:31 1贯彻落实总公司加工高硫、高酸原油设备管理规定，建立健全分公司设备防腐管理制度和防腐蚀例会制度为了更好地贯彻落实总公司加工高含硫原油设备方面的管理规定，从2007年开始组织编制和修订了金陵石化分公司有关生产装置腐蚀调查的管理规定、金陵分公司高温重油管道部位定点测厚实施细则、金陵石化分公司加工高含硫原油重点装置主要设备选材规定、金陵分公司涂装工程质量检查与验收规定、金陵分公司加工高含硫原油一、二次加工装置在用设备及管道选材指导原则、含H2S压力容器防腐管理规定、金陵分公司加工高含硫原油油罐防腐

43、蚀管理规定、防腐施工中安全技术规定，以严格的管理制度保证将加工高含硫原油的设备防腐工作落到实处。并通过月度防腐蚀例会的形式及时掌握和解决生产装置出现的腐蚀问题，并形成会议纪要加以管理。32 1从源头抓起，摸清原油硫、酸分布情况做好工艺防腐工作针对金陵分公司近三年来加工原油品质向高硫、高酸方向发展、从油种加工走向及硫、酸含量情况入手及时掌握基本腐蚀数据,进厂原油质量，实现全方位监控。通过对原油中密度、水份每天一次，对酸值、盐含量、硫含量、金属（铁、镍、钒）2次/周进行分析评价，为炼制劣质原油积累了有价值的腐蚀原始资料，并针对监控中出现的腐蚀异常部位进行重点监测并采取了相应的措施。在原油品质劣化，

44、生产调节难度增加等不利情况下，通过注低温缓蚀剂控制常减压装置三顶排水铁离子含量平均值在0.230.71；通过注型号为YSH-1高温缓蚀剂控制减二、三线蜡油/渣油铁离子含量在0.580.66左右。通过强化工艺防腐常减压装置“一脱三注”平均综合达标率达到90以上。33 对主要装置设备进行全流程腐蚀安全评定，并对材质合理升级针对常减压装置加工原油品质恶劣，高硫、高酸、的情况，汇同相关部门、根据油种加工走向及硫、酸含量情况预先掌握炼制劣质油种时的一些基本腐蚀数据，为分公司炼制劣质原油积累了有价值的腐蚀原始资料。在装置材质普查的基础上，组织编制了炼油装置的设备用材清册，对设备用材做到心中有数，并分别对二

45、套常减压、三套常减压按照工艺流程走向每台高温设备、管线的摸底，从理论上分析高酸油的腐蚀性质和规律。根据不同油种掺炼下硫、酸对设备管线腐蚀对设备和管线进行了全流程的安全评定，采用了API标准计算了全流程设备、管线的腐蚀速率及寿命。2007年，对一套常减压、焦化、加氢、催化针对高硫、高酸油加工进行了全流程的安全评定，制定了详细的材质升级计划和方案，并按照轻重缓急分阶段实施，于当年底完成了二套常减压的高酸油加工材质升级。34 加强在线腐蚀监测和高温定点测厚及时解除事故隐患结合高酸油加工，重点对常减压三顶挥发线、高温管线、二次加工装置的进料高温线，采取每旬一次的定点测厚工作， 08年根据二套常减压进行

46、高酸油加工的情况，在总部统一布置下对装置进行了全方位的腐蚀监测，密切掌握设备管线的腐蚀动态。通过现场氢通量仪的测定掌握设备管线的实时腐蚀动态，并对氢通量仪的腐蚀测量进行评估。07年以来根据一套常减压主要材质不能适应现阶段油种的情况，为了确保安全生产分别对高温机泵进出口管线、高温部位换热器壳体、塔体的上、中、下采取加强的监测措施。 通过强化腐蚀监测，先后发现了一套焦化炉出口管线弯头、二套常减压高温换热器壳体、三套焦化高温重油管线弯头、重油催化液态管线多处腐蚀减薄的重要部位，09年对分公司主要炼油装置的122条重要管线的1234个部位进行了定点测厚和监测，先后发现一套常减压初顶、常顶管线弯头，一套

47、加氢裂化空冷出口、三套柴加酸性水线、三套焦化回用水线等16处明显腐蚀和严重腐蚀部位并相应采取包套、局部更换等措施加以解决避免了安全事故的发生。35 加强装置腐蚀调查，为大修计划的编制提供重要的依据长期以来结合装置检修坚持不懈组织开展装置设备的腐蚀调查工作，通过对主要装置设备的进行腐蚀调查，切实把握各生产装置设备的腐蚀规律，并形成完整的腐蚀调查报告，内容包括一个周期各系统内主要设备腐蚀的总体评价、以及和上周期腐蚀情况对比、周期内腐蚀故障情况分析、原料介质变化情况分析、单台设备的腐蚀数据等，为装置大修计划的编制提供了重要依据， 07年完成了对催化裂化、气分、连续重整、铂重整、一套加氢裂化的腐蚀调查

48、、08年完成了一套延迟焦化、宏丰焦化、三套常减压、二套加氢裂化、化肥水煤浆、硫磺、二套干气脱硫的腐蚀调查。09完成了重催、催化、一套干气脱硫装置、二套气分等装置的腐蚀调查。36 积极推广防腐新技术、新材料和腐蚀新监测技术的应用 积极跟踪国内防腐施工技术的新发展，在内防腐推行金属喷涂施工方法由传统的火焰喷涂改为超音速电弧喷涂，从而增大了涂层与基体的结合力，减少了孔隙率，提高了涂层的质量，针对水冷器的腐蚀采用低成本、效果显著的铝镁合金牺牲阳极保护，并在原油罐中采用涂层加镁阳极保护，针对高酸油加工加强高温部位的在线氢通量测量与分析。4今后的防腐对策4.1 针对Cr5Mo材料不能耐酸腐蚀的特点，应进一

49、步加强腐蚀控制和监测工作，在腐蚀严重部位，通过加注高温缓蚀剂来有效的控制环烷酸腐蚀。目前烷酸腐蚀剂主要有磷系（磷酸脂-胺、硫代磷酸脂、亚磷酸盐、噻唑啉等）和非磷系（有机聚硫化物、磺化烷基酚、脂肪酸氨基酰胺、琉基三嗪等、）两大类，该方法具有简便、经济、不改变生产工艺等特点，可以结合氢通量的测定来控制和调节注入量。42 根据公司目前原油的硫和酸的特点，在掺炼和混炼调和时，要尽量避免高硫和高酸的加工冲击，尤其是新油种进厂时要及时通报相关情况，提前掌握硫和酸含量的相关信息，设备防腐蚀管理要密切关注原料情况并及时提出建议和采取相应的措施，在原油掺炼过程中尽量避免高酸油和低硫油掺炼防止形成高酸低硫的腐蚀。

50、43高温部位的材质错用会带来严重的后果，因此在高温部位的材料使用中要执行材料进货、现场施工前、施工安装后三个百分百的检查，坚决杜绝材质错用情况的发生。44从历年来腐蚀统计的结果来看，管线和冷换是腐蚀故障的高发区因此设备防腐工作的侧重点应主要放在这二个方面，尤其高温管线的管咀、接头是经常出问题的地方，必要时可采取加强方式以应对高硫、高酸油的腐蚀。45 逐步解决主要装置目前存在的问题；一套常减压装置一方面材质没有完全达标，另一方面加工能力过小，暂时不需要进行大的投入，在平衡和调节高硫、高酸原油加工时，可以采取加注高温缓蚀剂工艺防腐蚀措施来抑制腐蚀。二套常减压装置加热炉初底油对流转辐射管线现已加强监

51、测，准备利用停工机会将其升级为321材料。三套常减压装置在今后的材质升级完善后，硫的设防值可提高到2.8Wt%，酸1.0 mgKOH/g。现阶段浅减压塔顶系统腐蚀监测，除加强巡回检查外，应对塔底罐切水中的N i离子进行分析，确认塔顶系统不锈钢管线的腐蚀程度，同时尽快完善工艺防腐蚀措施。一、二套焦化装置焦炭塔、分馏塔不锈钢条衬现正逐步用0Cr13AL复合钢和321复合钢代替，三套焦化的材质遗留问题计划在2008年检修中加以解决。加氢裂化装置碳在2008年检修中，发现的循环氢脱硫塔T1005不锈钢降液板裂纹应高度重视，奥氏体不锈钢材料的选材和施工中，必须含钛和采取固熔稳定化处理，设备停工打开前必须认真做好中和处理，防止因硫化亚铁原因形成的连多硫酸造成晶间腐蚀和应力腐蚀开裂。 5结束语随着加工油种的劣质、重质化程度进一步加剧，对设备防腐蚀工作的挑战愈来愈大。但有集团公司领导和分公司领导的高度重视和支持，我们就一定有信心通过细化防腐蚀管理、强化腐蚀监测、不断采用防腐蚀的各种新技术、新工艺、新材料，结合工艺防腐、材料防腐来切实提高设备的本质安全，降低加工成本，保证生产安全。32