加工高含硫原油常减压蒸馏装置的腐蚀监控

熊卫国，谢晓东

(福建联合石油化工有限公司，福建 泉州 362800)

加工高含硫原油常减压蒸馏装置的腐蚀监控

熊卫国，谢晓东

(福建联合石油化工有限公司，福建 泉州 362800)

某公司加工原油劣质化、重质化后，常减压蒸馏、催化裂化、焦化、IGCC(整体气化联合循环发电系统)、污水汽提、轻烃回收、加氢等装置腐蚀有所加剧，其中常压蒸馏、催化裂化、IGCC表现最为明显。常顶油气线的点蚀、催化分馏系统的腐蚀开裂已给安全生产带来了极大的安全隐患。通过对腐蚀监测系统数据分析，及时调整腐蚀控制方案，确保原油硫含量提高后，设备腐蚀处于可控状态。通过对两套常减压蒸馏装置各侧线硫分布、设备管线材质评估及其腐蚀速率的变化进行分析，结合RBI(基于风险的检验)评估报告认为：1号常减压蒸馏装置通过2015年大修进行适当改造后，可持续加工硫质量分数不超过1.5%、酸值不超过0.3 mgKOH/g的原油。2号常减压蒸馏装置在硫质量分数不超过2.5%、酸值不超过0.2 mgKOH/g的情况下，装置的腐蚀处于可控状态。

原油劣质化 腐蚀监测 腐蚀分析 腐蚀控制

某公司1号常减压蒸馏装置设计原油为100%阿拉伯特轻质级原油，其硫质量分数设计值为1.07%，目前加工原油硫质量分数在1.5%左右,个别时段接近2.0%；2号装置加工原油硫质量分数设计值为2.28%，目前加工原油硫质量分数在2.5%左右。公司的发展规划要求原料硫含量还要继续提高。原油硫含量提高后，硫引起的腐蚀也明显加剧，首当其冲的是常减压蒸馏装置，但后续装置同样受其影响。

1 加工原油情况

两套常减压蒸馏装置设计及实际加工原油性质见表1。其中，1号常减压蒸馏装置加工能力为4.0 Mt/a,2号常减压蒸馏装置加工能力为10.0 Mt/a。

表1 加工原油性质

2 腐蚀控制及检测

(1)在线腐蚀监测系统。通过在线腐蚀监测系统对工艺介质的pH值、腐蚀速率进行实时监控，随时掌握介质的腐蚀性状况、动态的调整腐蚀控制及腐蚀检测方案。

公司2号常减压蒸馏装置2013年3月7日开始试注一周2.5%高硫原油并进行相关标定，5月份变更原料,硫质量分数提升为2.5%。硫质量分数提升后，腐蚀在线监测系统相关探针腐蚀趋势明显上升，经及时调整相关工艺防腐蚀注剂方案，探针腐蚀趋势逐步好转至可控，详见表2。

表2 腐蚀在线监测系统结果

注：1 mpy=0.025 4 mm/a;腐蚀速率控制指标为5 mpy。

(2) GIP检测。依据《全球检测惯例手册》(GIP)程序，通过腐蚀监测，分析腐蚀趋势，进行风险预警，减少非计划停工，依据GIP检测结果动态调整检测频率及检测布点，优化腐蚀控制方案。采用射线检测(CR检测)、超声波测厚、超声波扫描等检测技术对设备、管线、钢构物等的腐蚀状况进行监测，分析腐蚀趋势，计算腐蚀速率，评估剩余寿命，提出策略建议。其中，射线实时成像腐蚀检测(CR检测)方法是行之有效的方法，能进行腐蚀测厚，避免了传统的测厚只能进行点测试，只能反映测试点局部厚度的局限性，通过CR检测能直观看出检测面的腐蚀状况，并对腐蚀严重部位进行厚度测试；国内最先引进的38DL测厚仪，基本解决了高温测厚及薄壁测厚误差的问题。 GIP检测的重点是注入口(注剂、注水)、工艺盲肠、小径管、管线及设备的小接管角焊缝、保温下腐蚀(CUI)等。

(3)腐蚀调查。对装置的设备、管线腐蚀状况进行检查、拍照和腐蚀产物分析等，尤其对打开的设备进行现场调查，分析腐蚀产生原因，提出策略建议。

(4)红外热成像。对加热炉、高温管线及设备的外部温度进行监控，监控保温效果、内衬里完好情况和防设备的运行状况。

(5)腐蚀产物化学分析。通过对腐蚀产物化验分析，结合工艺条件和运行工况对腐蚀成因及机理进行分析，提出改进建议及有效防范措施。

(6)实施有效的预警机制。预警分为壁厚减薄率或腐蚀速率三级预警(取级别高者)，工程师定期发布设备腐蚀预警信息。

3 原油硫含量提高后主要影响部位

3.1 腐蚀问题汇总

2010年至2014年腐蚀问题汇总见表3。

表3 腐蚀问题汇总 处

3.2 硫化物腐蚀与温度的关系

(1)当温度t≤120 ℃，硫化物未分解，在无水的情况下对设备无腐蚀，但当含水时，形成炼厂各装置中轻油部位的H2S-H2O腐蚀，成为难以控制的腐蚀。

(2)120 ℃

(3)240 ℃

(4)340 ℃

(5)426 ℃

(6)t>480 ℃，硫化氢接近完全分解，腐蚀速率下降。

(7)t>500 ℃，不是硫化物的腐蚀范围，此时为高温氧化腐蚀。

3.3 主要腐蚀类型

原油硫含量提高后，常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、IGCC、污水汽提、轻烃回收和加氢等装置腐蚀有所上升。其中常减压蒸馏装置表现最为明显，主要体现在以下部位：

(1)低温HCl-H2S-H2O腐蚀。主要集中在装置“三顶”(闪蒸/初镏塔、常压塔和减压塔)，包括挥发线等轻油部位的冷凝冷却系统。低温腐蚀主要体现在湿硫化氢腐蚀对设备的均匀腐蚀、点蚀和硫化氢应力腐蚀开裂(碳钢的均匀腐蚀减薄、点蚀，0Cr13的点蚀，奥氏体不锈钢点蚀和应力腐蚀开裂)。

(2)高温S-H2S-RSH-RCOOH腐蚀。高温硫腐蚀主要集中在常减压塔的常三线，减二、减三、减渣二次换热之前的设备管线，加热炉管，转油线和常压塔底等高温部位，进入减压系统后，大部分也集中在高温部位，产生高温硫腐蚀和加剧环烷酸腐蚀。当温度高于240 ℃时，随着分馏温度的升高，高温硫腐蚀迅速加剧；硫化物分解生成H2S，形成S-H2S-RSH型腐蚀介质，随着温度升高，腐蚀加剧。

(3)当温度高于350 ℃，H2S开始分解为H2和活性S，与Fe反应生成FeS保护膜，但由于环烷酸的存在，保护膜很快被破坏，又导致新的硫化物腐蚀。当温度高于425 ℃高温条件下的硫对设备腐蚀最快。

(4)常压炉、减压炉(炉体、空气预热器)烟气硫酸露点腐蚀，均匀腐蚀、点蚀。

(5)2013年大修期间腐蚀调查发现：常顶分配管、常顶油气线、空冷入口及减压塔填料等腐蚀最为严重。

4 主要监控部位和监控措施

4.1 监控部位

(1)低温腐蚀。主要监控闪蒸塔(初馏塔)、常压塔、减压塔顶，塔顶换热器、空冷器、水冷器及其管线。

(2)高温腐蚀。主要监控常压转油线、减压转油线、常压塔塔下部塔盘及抽出侧线的管道、换热器、机泵等、常压炉辐射室炉管、减压炉辐射室炉管等。

4.2 监控措施

(1)通过加强H2S监测，及时了解含硫介质腐蚀较严重的部位，针对腐蚀较严重的薄弱系统，按月定期腐蚀检查，执行腐蚀控制点的定期监测，实时了解原料油情况，产品及中间产品H2S含量，在监控中做到提前预警。

(2)相关人员定期召开原料劣质化腐蚀控制专题会，评估原料和设备腐蚀之间的平衡和优化，制定有效的防腐蚀措施并组织实施。

(3)针对原料劣质化出现的装置局部腐蚀加剧状况，加强对各装置的腐蚀控制与腐蚀监测，增加检测项目、检测点和检测频率，并根据监测结果，动态调整监测频率，特别针对腐蚀探针检测出腐蚀速率超标部位的系统设备及管线进行密切监控，将二级以上预警管线，列为重点监控对象。

(4)鉴于两套常减压蒸馏装置的不同特点，对于硫质量分数1.5%以下，酸值相对较高的原油安排在1号装置进行加工；对硫质量分数超过1.5%而酸值相对较低的安排在2号装置加工。对无法同时满足上述条件的，通过原油调和后再加工,尽可能避免常减压蒸馏装置原料过度劣质化，防止腐蚀状况失控。

(5)建立探针管线专项台账，提高探针管线测厚频率，特别是探针附近管段。采用38DL PLUS A测厚仪进行密集扫描。

(6)正常生产期间，对常压炉、减压炉炉管进行定期热成像检测，防止炉管局部过热导致腐蚀穿孔；停工检修期间对常压炉、减压炉辐射段、对流段炉管进行全面检查和检测，根据检测结果综合评估炉管使用状况和寿命，防止由于原油硫含量超标炉管失效事故的发生。

5 防护措施

2015年大修期间对1号常减压蒸馏装置进行改造，具体措施见表4。

表4 改造措施

6 结束语

(1)通过对两套常减压蒸馏装置各侧线硫分布、现有设备管线材质评估及其腐蚀速率的变化进行分析，结合RBI评估报告，表明：2号常减压蒸馏装置在硫质量分数不超过2.5%；酸值不超过0.2 mgKOH/g的情况下，装置的腐蚀处于可控状态。1号常减压蒸馏装置在2015年大修期间进行适当改造后，可持续加工硫质量分数不超过1.5%、酸值不超过0.3 mgKOH/g的原油。

(2)在加工高硫原油时，闪顶(初顶)、常顶、常一、减顶、减一线硫含量超设计值，其发生低温湿硫化氢腐蚀几率显著增大；常三、常底、减三、碱渣线等部位的高温硫腐蚀将会加剧，加工期间应做好工艺防腐，加强腐蚀监测手段(增加监测频次、增加腐蚀探针数量、增加采样分析项目及频次等监控措施)。常压炉、减压炉炉管内介质硫含量已超设计值，且正常生产期间无有效监测手段监测其腐蚀速率，需重点关注，加强红外监测。

(3)正常生产期间，对常压炉、减压炉炉管进行定期热成像检测，防止局部过热导致腐蚀穿孔；停工检修期间对常压炉、减压炉辐射段、对流段炉管进行全面检查和检测，根据检测结果综合评估炉管使用状况和寿命，防止炉管失效事故的发生。

(4)大修期间做好各设备、管线的腐蚀调查，结合实际运行情况，提出相关改进措施。

(5)加工高硫原油期间，工艺、设备、防腐蚀等专业技术人员做好相关数据的收集和分析，每半年组织一次全面的风险评估。

(编辑 王维宗)

Corrosion Monitoring of Atmospheric-vacuum Distillation Unit Processing High-sulfur Crudes

XiongWenguo,XieXiaodong

(FujianUnionPetrochemicalCo.,Ltd.,Quanzhou362800,China)

When the company began to process poorer heavier crude oils, the atmospheric-vacuum distillation unit, FCC unit, delayed coking unit, IGCC, sour water stripper, light ends recovery unit and hydrotreating units, etc began to suffer from increased corrosion, especially the atmospheric-vacuum distillation unit, FCC unit and IGCC. The pit corrosion in the oil vapor line in atmospheric overhead and corrosion cracking in the main fractionators of FCC unit had imposed a great safety hazard for the operation. The equipment corrosion was brought under control by analysis of corrosion monitoring system and timely adjustment of corrosion control schemes after the sulfur in crude oil was increased. Through the evaluation of sulfur distribution of sidedraw lines of two atmospheric-vacuum distillation units and equipment materials as well as analysis of variations of their corrosion rates, the RBI (risk based inspection) report concluded that, after revamping in the overhaul in 2015, the 1#atmospheric-vacuum distillation unit could continuously process the crude oils with 1.5% max. sulfur and 0.3 mgKOH/g max TAN. The corrosion is under control for the 2#atmospheric-vacuum distillation unit when the sulfur in crude oil is no greater than 2.5% and the TAN is no higher than 0.2 mgKOH/g.

inferior crude oil, corrosion monitoring, corrosion analysis, corrosion control

2016-05-08；修改稿收到日期：2016-09-20。

熊卫国(1967-), 高级工程师,1999年毕业于福州大学工业自动化专业,现在该公司机械设备部从事设备防腐及监测管理工作。E-mail：xiongweiguo@fjrep.com