常減壓蒸餾裝置設(shè)備腐蝕分析與防腐

常減壓蒸餾裝置設(shè)備腐蝕分析與防腐第1頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月目錄引言1設(shè)備腐蝕狀況2腐蝕原因分析3防腐措施與建議4結(jié)束語5第2頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月1.引言蘭州石化公司原油加工能力為1050萬噸/年，有三套常減壓裝置，第一套加工能力250萬噸/年，第二套裝置原設(shè)計加工能力250萬噸/年，1997年裝置進(jìn)行了擴能改造，加工能力達(dá)到300萬噸/年，第三套裝置加工能力500萬噸/年，第四套常減壓裝置加工能力550萬噸/年，今年12月底開工。300萬噸/年常減壓裝置，原設(shè)計加工的原油以塔北原油為主，設(shè)計加工原油酸值不大于0.5mgKOH/g。1998年以后，裝置改為長周期加工多種混合原油，并且頻繁切換加工方案。根據(jù)設(shè)計加工原油的低酸值性質(zhì)，裝置主體設(shè)備及換熱器、工藝管線材質(zhì)均為碳鋼，其中只有減壓塔內(nèi)部做了防腐襯里。由于加工原油性質(zhì)的變化，按低酸值所選的碳鋼設(shè)備及工藝管線已遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能適應(yīng)近幾年加工高酸值原油的需求，致使設(shè)備及工藝管線腐蝕加劇，給裝置的長周期、滿負(fù)荷運行帶來了嚴(yán)重的隱患。第3頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月2.設(shè)備腐蝕狀況蘭州石化公司300萬噸/年常減壓裝置的塔頂?shù)蜏夭课痪霈F(xiàn)過不同程度的腐蝕現(xiàn)象，腐蝕主要出現(xiàn)在常壓塔頂，初餾塔情況相對較好。塔頂換熱器至空冷器的管線及空冷器管束都出現(xiàn)不同程度腐蝕減薄與穿孔。第4頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月設(shè)備腐蝕狀況

常頂換熱器出口管線、換熱器芯子及管板、大浮頭、管箱（短接處）多次發(fā)生腐蝕穿孔。在1996年前，常頂換熱器共有三臺（E105ABC），管束為碳鋼，發(fā)生管束腐蝕最嚴(yán)重時，兩個月三臺換熱器管束都不同程度的出現(xiàn)因腐蝕而泄漏。如圖-1、2。

低溫部位圖-1圖-2第5頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月設(shè)備腐蝕狀況常頂空冷管束進(jìn)口管箱、隔板腐蝕減薄，最嚴(yán)重處減薄30mm，進(jìn)口處及管箱多次出現(xiàn)腐蝕穿孔，平均使用周期僅為8~11個月；多片常壓空冷器管束都有不同程度的腐蝕，多次出現(xiàn)腐蝕穿孔，如圖-3。圖-3第6頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月設(shè)備腐蝕狀況常四線油線、常底油線、減五線油線和減底油線及部分彎頭外側(cè)沖刷腐蝕都較厲害，出現(xiàn)嚴(yán)重腐蝕減薄。減四線和減五線管線腐蝕嚴(yán)重。減四線管線彎頭外側(cè)2004年11月發(fā)生腐蝕泄漏（如圖-4），停用該條管線，局部更換。給裝置造成重大險情，嚴(yán)重影響安全生產(chǎn)。渣油換熱器管束多次發(fā)生內(nèi)漏，使用周期僅為7～9月。高溫部位圖-4圖-5圖-4圖-4第7頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月表1第二套常減壓裝置高溫部測厚數(shù)據(jù)記錄

設(shè)備腐蝕狀況高溫部位從表1中可以看出高溫管線的腐蝕狀況。裝置原減底油管線（φ219×7）在2005年測厚時發(fā)現(xiàn)最薄處只有2.7mm，且整條管線都有不同程度的腐蝕減薄。裝置減底油換熱器管束運行期間頻繁發(fā)生腐蝕泄漏，尤其是渣油入口溫度在385℃左右的前6臺換熱器，使用周期僅為7~9個月。第8頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月3.腐蝕原因分析原油是由95%以上的碳?xì)浠衔锘旌隙?，其余?%為硫、氯、氮及金屬元素構(gòu)成的有機及無機化合物，此類化合物含量雖少卻影響著整個煉油廠的工藝及產(chǎn)品質(zhì)量。從腐蝕與防腐蝕的角度來分析，原油中含的這些雜質(zhì)有的本身就是腐蝕性介質(zhì)。表2為2007~2009年裝置所加工原油電脫鹽脫前含鹽情況的統(tǒng)計數(shù)據(jù)。表3為裝置2007~2009年原油酸值分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計。第9頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月表22007~2009年裝置加工原油電脫鹽數(shù)據(jù)統(tǒng)計

表32007~2009年裝置原油酸值含量分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計第10頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月第11頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月從表2，3的統(tǒng)計數(shù)據(jù)及圖1-4的對比可以看出：裝置這三年來所加工原油的含鹽量與酸值較高，且波動較大。裝置所加工的原油性質(zhì)大幅度波動且酸值波動很大，對裝置管線及設(shè)備都會有較大的腐蝕影響，同時對裝置的防腐管理增加難度。顯然，加工高含鹽、高酸值原油時，如果不能嚴(yán)格控制電脫鹽指標(biāo)，并通過原油混煉降低酸值，將導(dǎo)致塔頂系統(tǒng)和裝置高溫部位的嚴(yán)重腐蝕。腐蝕原因分析第12頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月腐蝕原因分析低溫腐蝕高溫腐蝕高溫磨蝕硫腐蝕環(huán)烷酸腐蝕HCl腐蝕H2S腐蝕循環(huán)加速Fe+H2S→FeS+H2Fe+2HCl→FeCl2+H2FeS+2HCl→FeCl2+H2SFe+H2S→FeS+H2Fe+S→FeSFe+RCH2SH→

RCH=CH+FeS+H2Fe+2RCOOH→(RCOO)2Fe+H2FeS+2RCOOH→(RCOO)2Fe+H2S磨損與腐蝕固體顆粒雜質(zhì)

第13頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月腐蝕原因分析HCl的來源：MgCl2+2H2O→Mg(OH)2+2HCl↑CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HCl↑有機氯化物→HCl↑（200℃）H2S來源：含硫化合物分解→H2S↑（240℃）低溫輕油部位的腐蝕是原油加工過程中釋放出來的HCl和H2S共同作用的結(jié)果。低溫部位第14頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月腐蝕原因分析高溫硫腐蝕的特點：均勻腐蝕。開始時腐蝕速度大，經(jīng)過一段時間后產(chǎn)生的FeS形成保護(hù)膜，腐蝕反應(yīng)放慢，腐蝕發(fā)生的溫度一般為240～480℃。腐蝕速度主要取決于原油中活性硫含量，總硫含量與腐蝕性之間并無精確的對應(yīng)關(guān)系。如果原油存在的非活性硫易轉(zhuǎn)化為活性硫，即使S含量很低，也將產(chǎn)生嚴(yán)重的高溫硫腐蝕。高溫腐蝕-硫腐蝕第15頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月腐蝕原因分析高溫環(huán)烷酸腐蝕特點：發(fā)生在酸值于大于0.5mgKOH/g、溫度在220~400℃之間的高流速介質(zhì)中。腐蝕發(fā)生于液相，汽相無腐蝕，但在汽液相交變部位、有流速沖刷區(qū)及渦流區(qū)腐蝕最為嚴(yán)重。被腐蝕的金屬表面清潔、光滑無垢，流速較低部位腐蝕后留下尖銳的空洞，高流速部位則出現(xiàn)帶銳邊的蝕坑和構(gòu)槽。腐蝕率隨酸值的增加而升高。235℃時，酸值提高1倍，碳鋼腐蝕率增加2.5倍。在232~288℃和350~400℃腐蝕性最強。高溫腐蝕-環(huán)烷酸腐蝕第16頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月在塔進(jìn)料口沿切線方向塔壁上下1米，左右5米的范圍內(nèi)有嚴(yán)重腐蝕的痕跡。而周圍塔壁，包括折流板、塔底部等檢查未出現(xiàn)嚴(yán)重腐蝕和缺陷。經(jīng)過分析，因為原塔內(nèi)進(jìn)料段設(shè)有導(dǎo)向分配器，塔高速（335t/h）、高溫（365℃左右）進(jìn)料通過分配器出口直接沖刷塔壁，造成沖刷腐蝕。進(jìn)料塔體裙座熱電偶安裝位置泄漏點主要測厚點縮徑防沖板腐蝕原因分析高溫磨蝕在2007年1月29日裝置常壓塔進(jìn)料段處塔壁由于沖刷腐蝕而減薄破裂，裝置緊急停工處理，塔溫度降下來后對塔壁進(jìn)行了測厚，發(fā)現(xiàn)在泄漏點上下1米，左右3米的范圍內(nèi)塔壁都有較大的不同程度減薄，最薄處不超過1.5mm（原壁厚為16mm）。第17頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月腐蝕原因分析采取的解決方法：塔內(nèi)壁貼316不銹鋼（4mm厚）鋼板，外部加補20mm厚的鋼板進(jìn)行強度加固，拆除內(nèi)部導(dǎo)向分配器外側(cè)的折流板，降低進(jìn)料流速，減弱對塔內(nèi)壁的直接沖刷。通過以上措施，2008年大檢修打開常壓塔檢查，未發(fā)現(xiàn)因沖刷而造成的腐蝕，達(dá)到了防沖蝕的目的。第18頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐建議4.防腐措施與建議加強工藝防腐管理選用防腐涂層選用耐蝕金屬材料低溫系統(tǒng)原油混煉材質(zhì)升級腐蝕監(jiān)測高溫部位316L0Cr18Ni9Ti0Cr13加強注劑管理防腐效果跟蹤空冷器管束TH-901內(nèi)防腐耐H2S腐蝕混煉原油酸值小于0.5MgKOH/g監(jiān)測系統(tǒng)共有16套高溫監(jiān)測探針

第19頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐措施與建議1996年10月檢修將E105A碳鋼管束進(jìn)行材質(zhì)升級，更換為鈦材管束，經(jīng)過一年運行觀察，再未發(fā)生泄漏。而E105BC繼續(xù)發(fā)生泄漏。1996年5月將換熱器E105BC管束都更新為鈦管。此三臺換熱器運行至今再未發(fā)生過一次因腐蝕而造成的泄漏，防腐效果非常明顯。但低溫部位的腐蝕還是存在的，換熱器到空冷的管線原為碳鋼管，也發(fā)生過多次因腐蝕而造成的泄漏，大量汽油外漏，造成很大的安全隱患。1997年裝置改造，將管線升級為316L材質(zhì)管線，2009年對該管線進(jìn)行檢測，檢測數(shù)據(jù)如下表：運行至今也未發(fā)生泄漏情況。低溫部位防腐措施管線名稱規(guī)格材質(zhì)測厚數(shù)據(jù)常頂換熱器至空冷管線Φ219×7316L6.1mmΦ159×6316L5.2mm第20頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月常頂空冷共有12臺，如果全部采用鈦材管束，成本巨大，通過認(rèn)真調(diào)研，分析原因是由于空冷管束進(jìn)口處為相變區(qū)，在此區(qū)域露點腐蝕較為嚴(yán)重，此區(qū)域以后腐蝕大大降低。擬定方案改造，將空冷隔板涂防腐涂層，管束進(jìn)口處插400mm長的鈦管，經(jīng)過一段時間的運行觀察有明顯效果，常頂空冷管束未采取防腐措施前，平均使用周期為8~11個月，現(xiàn)平均運行周期為20個月以上。。低溫部位防腐措施防腐措施與建議第21頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐措施與建議加強塔頂注劑的管理，及時根據(jù)冷凝水pH值的變化調(diào)整注劑量，以保證三塔塔頂冷凝水中Fe2＋含量小于3mg/L。三塔頂冷凝水pH值控制在6.5~7.5。從腐蝕速率與pH值關(guān)系圖5可以看出：pH＜6時，HCl腐蝕pH＞8時，H2SpH最好為6.5～7.5。低溫部位防腐措施第22頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐措施與建議2005年檢修將減底油、常底油、減四線、減五線、常四線、減二中管線進(jìn)行材質(zhì)升級，升級為316L材質(zhì)管線。高溫部位防腐措施第23頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐措施與建議

通過上表數(shù)據(jù)可以看出，2005年經(jīng)過對高溫部位管線材質(zhì)升級，2009年檢測腐蝕減薄不足1mm，防腐效果明顯。第24頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月防腐措施與建議渣油入口溫度在385℃左右的前6臺換熱器，2005年更新為18-8材質(zhì)管束，運行至今未再更換管束，從原使用周期7~9個月增加到4年以上，防腐效果明顯。第25頁，課件共28頁，創(chuàng)作于2023年2月高溫部位腐蝕監(jiān)測探針

序號位置防護(hù)范圍1初餾塔底泵入口預(yù)熱器，換熱器，常壓爐，常壓爐轉(zhuǎn)油線2常壓塔一中返塔線常壓塔上部，一中，常壓汽提塔上部3常壓塔二中返塔線常壓塔中部，二中，常壓汽提塔中部4常壓塔三中返塔線常壓塔下部，三中，常壓汽提塔下部5常壓塔底泵入口常渣線，減壓爐，減壓塔轉(zhuǎn)油線，減壓塔進(jìn)料段6減壓塔一中返塔線減壓塔上部，減壓一中，減壓汽提塔中上部7減壓塔二中返塔線減壓塔中下部，減壓二中，減壓汽提塔下部8減壓塔底泵入口減渣線及后續(xù)換熱設(shè)備通過這16個點的在線監(jiān)測，把原來定時定點的周期監(jiān)測改為現(xiàn)在的實時監(jiān)測，可以及時、準(zhǔn)確的掌握高溫系統(tǒng)的腐蝕狀況及腐蝕速率。隨時對高溫部位防腐蝕情況做到了心中有數(shù)。由于效果比較明顯，在2008年9月，50