延迟焦化装置的腐蚀原因分析与防护对策

[摘 要]大庆石化延迟焦化装置原料为常减压装置的减压渣油，大庆原油含硫量低，对装置的腐蚀很小，但运行四年后全面检测发现顶循泵出去口管线腐蚀严重。现对其腐蚀原因进行分析，并提出防腐蚀危害的方案。

[关键词]延迟焦化；顶循线；水箱；腐蚀机理；对策

中图分类号：TE986 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）23-0276-01

一、装置简介

120万吨/年延迟焦化装置于2008年8月建成投产。本装置总体设计由洛阳石化工程公司承担，系统配套由大庆设计院设计，中油第一建设公司承担施工任务。

该装置主要由焦化、吹汽放空部分、水力除焦部分，切焦水闭路循环部分、冷焦水密闭处理部分、分馏部分、富气吸收稳定部分及干气液态烃脱硫部分组成，设计年开工时间为8000小时（连续运转），年加工量为120万吨，生焦周期为24小时。

该装置采用一炉两塔的工艺路线及可灵活调节循环比的工艺流程，装置设计循环比为0.5，以减压渣油、催化油浆、乙烯焦油为原料，主要产品为干气、液化石油气、汽油、柴油、轻蜡油、重蜡油和石油焦。

二、焦化系统的装置腐蚀情况分析

1）腐蚀机理描述

减压渣油及油浆混合后进入原料缓冲罐，经一系列换热后与焦化分馏塔底循环油混合，升温到335℃进入加热炉进料缓冲罐，然后进入加热炉F1101，加热到500℃左右进入焦炭塔（T1101A，B）底部。

原料进入加热炉前的设备主要采用16MnR材质，主要考虑高温硫腐蚀机理。最后一组换热器采用了0Cr13复合板，较好地控制了高温硫腐蚀。

加热炉进/出口温度为335/500℃，炉管采用Cr9Mo材质，故炉管的腐蚀机理主要考虑炉管外的高温氧化和烟灰腐蚀，管内有高温硫腐蚀。炉管在高温下材质劣化主要是内部结焦引起传热效率下降，使壁温升高导致材料蠕变和氧化破坏。

焦炭塔采用15CrMo材质，存在高温硫腐蚀机理。焦碳塔设备承受周期温度变化，有高温蠕变、热疲劳的腐蚀机理。在清焦期间有湿硫化氢环境的HIC/SOHIC腐蚀机理。

2）装置腐蚀分析

在本次腐蚀检查中，焦化系统腐蚀总体较轻。加热炉辐射室炉管底部5排有较薄一层氧化皮，对其进行直径、硬度和金相检测，未发现明显异常。焦炭塔因使用时间较多，暂时未发现高温蠕变和热疲劳。

三、本次检修腐蚀情况及原因分析

1）腐蚀情况说明

2012年理化检测为延迟焦化装置的首次全面检测，包括压力管道577条，压力容器86个。检测过程中发现两处腐蚀严重部位，第一处为分馏塔顶循环线，P1023/1弯头局部减薄，经核算安全等级四级，建议更换，车间根据检测情况对P1023/1管线的5个弯头进行更换，更换下来的弯头经观察存在严重的腐蚀坑和冲刷痕迹。 第二处为接触冷却塔底油及甩油冷却水箱E1123A，冷却水箱内自上而下共有11层DN100×6mm的管子，第1-4层腐蚀严重，密布直径5-10mm，深约3mm的腐蚀坑，腐蚀坑上面为纽扣状大小的较硬结垢物。5-11层管子也有腐蚀。腐蚀情况如图1。

2）腐蚀原因分析

P1023/1管线为分馏塔顶循线经泵P1104AB的出口段管线，大庆原油含有0.22%的氮，氮化物在高温下会分解为NH3，加上可能存在少量的HCl，故会造成分馏塔顶及顶循部位的铵盐垢下腐蚀及冲刷腐蚀。另外一定量的H2S，HCl存在于分馏塔顶油气中，形成了分馏塔顶的含H2S、NH3、HCl、H2O环境，经过塔顶冷却，温度低于水露点，就形成了湿硫化氢环境下的HIC/SOHIC腐蚀机理和酸性水冲刷腐蚀机理。再加上氯化铵的存在，部分铵盐结晶析出并造成垢下腐蚀减薄甚至穿孔。

E1123AB经过管子测厚发现，E1123A 1-6层管子的厚度（mm）分别为6.4、5.2、5.7、5.8、6.3、5.8，减薄不严重。E1123B台1-5层管子的厚度（mm）分别为5.2、5.9、5.6、5.6、6.2。由以上数据得出管子无腐蚀坑的部位厚度减薄量不大，主要是坑状腐蚀，进而导致穿孔漏油。E1123水箱管程为接触冷却塔底油，温度在130℃左右，管外为循环水，管内污油温度较高，致使管束外侧的循环水快速蒸发，循环水中的盐分在管束表面结垢，进而引起严重的垢下腐蚀，甚至腐蚀穿孔。

四、对策研究

1）加强腐蚀检测，通过在线腐蚀检测技术对顶循泵出入口管线进行腐蚀检测，取得相关数据，为以后研究提供基础，以便于改造。对相似的顶循部位结合公司要求进行定点测厚，掌握腐蚀数据。

2）改进工艺技术，减少腐蚀物质产生。提高操作水平，减少非计划切换泵，加强平稳操作降低流速变化频率，减少流速变化对管线的腐蚀。

3）提高循环水质量，加强循环水水质分析，降低循环水硬度，减少因循环水产生的垢下腐蚀。

4）防腐处理，对类似E1123的循环水冷却器进行先进的防腐蚀处理，减少因腐蚀造成的损失。

5）更新材质，对重要部位的重要管线进行材质更新，如将循环水冷却器管束更换为白钢管束，虽然增加了设备成本，但对装置的长周期运行起到了决定性作用，从长远角度上节约了检修带来的损失。

五、结论及建议

1）延迟装置的主要腐蚀问题是循环水和低温水腐蚀、管板及管束防腐涂层破损。因装置较新，暂未发现设备本体因材质和工艺造成的严重腐蚀问题。

2）加强原料控制和运行管理。虽然大庆原油品质较好，但进延迟焦化装置的原料也应定期（建议每月至少1次）或原料来源发生变化时做好原料油及馏分油分析工作，包括酸值、硫含量、盐含量、氯、氮等。积累这些基础数据，可为以后的腐蚀分析和风险评估工作提供基础数据。

3）工艺防腐优化。根据石化公司设备腐蚀监测的管理要求，继续做好分馏塔顶冷凝水的分析监测工作，若发现Fe离子超标，则应增加监测频次，并注入缓蚀剂。

4）加强循环水水质管理。本次腐蚀调查发现冷却器的循环水（尤其是低温水）腐蚀问题较为突出，建议加强循环水水质管理，包括药剂使用、监测频率、合格标准等要严格执行，以便于提高循环水系统设备和管道的使用寿命。

5）加强定点测厚。焦化装置的定点测厚还没有很好地开展，建议炼油厂根据本次检修情况，对发现腐蚀减薄的设备和管线布置定点测厚点。

6）加强车间设备腐蚀档案的管理。建议车间建立专门的设备腐蚀管理台帐，对设备的基本情况、运行情况、检修更换情况、防腐措施及效果等进行登记，最好是建立基于企业局域网的设备腐蚀管理系统，将车间设备台帐、装置腐蚀监检测数据等统一格式上网，以便于管理部门和车间技术人员及时掌握设备腐蚀情况，以采取有效措施预防腐蚀事故的发生。