加工高含硫原油防腐工作经验总结

[资料] 加工高含硫原油防腐工作经验总结

含硫原油, 经验总结, 加工, 防腐

近几年，加工高含硫原油不断增加，大部分装置的原料含硫超过设计值，设备腐蚀加重，给设备安全运行造成威胁。针对加工高含硫原油造成的设备腐蚀情况，我们应加强设备防腐管理，开展全面的腐蚀调查，采取各种有效的防腐措施，现对近年来国内加工高硫原油的设备防腐蚀工作总结如下。

1、加工高含硫原油存在的腐蚀问题：

加工高含硫原油情况

加工高含硫原油后设备腐蚀情况

含硫油指含硫高含硫油指含硫>%。近年来，由于加工高（含）硫原油的数量不断增加，设备管线腐蚀日益严重，设备管线腐蚀减薄、穿孔现象时有发生，已经对生产装置的安全、稳定、长周期运行造成威胁。近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例见表2。

表2：近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例及简要分析

设备类别设备腐蚀情况腐蚀典型事例及简要分析

加热炉

腐蚀主要发生在对流段冷进料炉管及软化水管。

二蒸馏装置2000年2月，炉1、炉2、炉3对流段软化水管及冷进料管腐蚀穿孔，于同年5月份大修，3台炉对流段整体更换。主要原因是瓦斯和燃料油含硫较高，烟气露点上升，管子受烟气露点腐蚀减薄。

塔器

腐蚀主要发生在常、减压塔碳钢内构件，腐蚀形态为高温段（>300℃）的均匀减薄，低温段（<120℃）的减薄和坑蚀。

三蒸馏装置2000年底大修检查发现常、减压塔碳钢内件腐蚀较重。常压塔7-26、43-48层塔盘支梁减薄近一半，部分受液盘穿孔。主要原因是碳钢受高温硫腐蚀和低温H2O+HCL+H2S腐蚀。

冷换设备

腐蚀主要发生在：1、减底渣油、减四油换热器进出口接管、碳钢管束及碳钢壳体的高温硫腐蚀；2、三顶冷却器碳钢管束锈蚀堵塞，18-8管束脆裂。

1、三蒸馏、四蒸馏常顶冷却器18-8管束2000年共10台脆断。属于氯脆。

2、三蒸馏装置渣油一次换热器（换13/1A、C）在2000年大修测厚检查发现壳体厚度由14mm减至9mm，该设备97年测厚无明显减薄，因此近年腐蚀速率达1.7mm/a。

管线阀门

腐蚀主要发生在渣油、腊油碳钢管线的高温硫均匀腐蚀。

一蒸馏装置：

1、1997年由于管线腐蚀减薄穿孔泄漏着火多次，主要部位是：减压塔底渣油线至一次换热器（换11/1AB）入口管弯头减薄穿孔；渣油泵（泵9、10）平衡管腐蚀穿孔；减压塔底流控阀及法兰腐蚀穿孔；常压炉（炉-1）转油线低速蒸汽入口腐蚀穿孔；减四线压力表碳钢接管腐蚀穿孔。

2、1998年减压渣油泵出口Cr5Mo三通腐蚀穿孔。

二蒸馏装置：

1、减底渣油线原用20#钢，渣油泵（泵30）出口至换11渣油线腐蚀穿孔，1998年6月和99年5月将泵进出口管更换为Cr5Mo，检查旧管内表面腐蚀严重。

2、渣油泵30出口碳钢弯头腐蚀减薄至3mm，2000年2月7日更换。

三蒸馏装置：

1、换13/1C壳程进口短管（20#钢）2000年2月18日因高温硫腐蚀减薄穿孔，测厚为1.5mm。

2、2000年8月2日减压渣油与减四连通线（20#）腐蚀减薄穿孔。

3、2000年3月10日，渣油泵预热线（20#钢）腐蚀穿孔。

4、1998年8月测厚发现减四泵（泵22、泵23）出口至一次换热器（换12/1AB）弯头最薄处为1.3mm，更换为Cr5Mo。

机

泵

腐蚀主要发生在渣油、腊油高温泵的碳钢内件。

2000年底大修发现减四泵碳钢叶轮减薄穿孔，属于高温硫腐蚀和冲蚀。

2、针对设备管道腐蚀采取的措施及效果

领导重视，加强管理，逐步完善机构，落实责任，为开展防腐工作提供了有力保障。

2.1.1成立公司防腐领导小组。面对加工高硫原油造成的设备管线腐蚀面广、危害面大的严峻形势，公司领导非常重视，每年都召开专门会议讨论研究设备防腐问题，并成立了防腐领导小组，由主管机动的副经理任组长，设备、工艺副总任副组长，全面指导公司的防腐工作，研究制订防腐规划，对重大防腐问题进行决策。

2.1.2组建设备监测研究中心。为加强公司的防腐力量，适应新形势的要求，提高防腐专业管理水平，在总公司和各级领导的大力支持下，于2001年2月组建了设备监测研究中心。同时，明确了公司、设备监测研究中心及生产单位的职责。生产单位配备了防腐专业管理人员，完善各种腐蚀监测手段，逐步形成防腐管理网络。

2.1.3制定相关设备防腐管理规定。根据防腐工作需要，结合公司的实际情况，我们制订了《设备防腐管理标准》及《防腐分级管理办法》，参照《容规》、《管规》，在压力容器、工业管道施工、检修及检验规定中，增加了防腐方面的内容。针对防腐管理中存在的问题，陆续组织制订《设备腐蚀检查工作管理制度》、《设备定点测厚工作管理制度》、《防腐涂料管理规定》、《防腐施工管理规定》、《水处理药剂管理规定》及《炼油工艺防腐管理规定》等制度。通过建立各种防腐管理规定，进一步规范了设备防腐工作的开展。

2.1.4认真贯彻落实股份公司四个防腐管理文件精神，切实加强设备防腐蚀管理工作。目前，我公司正在对照中石化股份公司四个防腐管理文件，落实防腐管理的各项工作：（1）结合股份公司四个防腐管理文件，制订了《公司防腐蚀管理标准》、《工业设备及管道涂料防腐管理规定》、《关于加强公司工业管道安全管理的规定》等管理规定。（2）编制腐蚀检查总体方案与实施细则。（3）开展定点测厚，并着手编制重点部位定点测厚方案与实施细则，编制了《硫腐蚀环境定点测厚准则》，完善定点测厚。（4）绘制管道立体图，加强管道管理。（5）在2000年腐蚀调查的基础上，开展了更详细的专业防腐调查，包括冷换设备腐蚀调查、油罐腐蚀调查等。（6）在深入细致调查的基础上，由公司设计院对11套加工高硫原料的装置进料硫含量进行核定。（7）按SH/T3096-1999《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》及《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见》对装置设备及管道材质进行升级。

积极开展加工高含硫原油设备腐蚀调查及整改工作。

根据腐蚀类型多、隐蔽性强、突发性大、危害面广的特点，我们坚持“预防为主，防治结合，突出重点，综合治理”的防腐方针，积极开展腐蚀调查，摸清腐蚀规律，全面整治腐蚀。

2.2.1开展进口含硫原油加工过程硫分布规律的研究。该研究历时三年，根据近三年加工原油的品种和数量，对进口含硫原油（沙特、伊朗、阿曼）进行了窄、宽馏分切割分布的研究，对一次加工过程和二次加工过程的硫分布规律进行了考察，得出了一、二次加工过程的硫分布规律，提出了防硫化物腐蚀的措施。

2.2.2配合装置大修，开展腐蚀普查与专项腐蚀调查工作。近三年来，我们开展了2次大规模的全厂性腐蚀普查，通过对全厂主要生产装置的腐蚀与防腐情况进行了认真细致的调查，初步摸清了硫的分布和设备腐蚀状况，列出了主要生产装置设备管线材质升级计划、材质鉴定计划、定点测厚计划和腐蚀状态监测采样计划，制定了《硫腐蚀环境定点测厚准则》和《装置炼高硫油选材准则》，为今后的防腐工作打下了较好的基础。在焦化、加氢裂化、南北制氢、一蒸馏、二重整、小加氢、新制硫一套、二催化等装置检、抢修中，大力开展对压力管道的理化检验，对部分高温易腐蚀管线进行了提级，对发现的问题均进行了整改，有力的保证了装置日后的安稳长运行。

2.2.3 大力开展腐蚀状态监测，强化防腐管理。加工高含硫原油后设备腐蚀加剧，开展腐蚀状态监测是一项紧迫的任务，我们在腐蚀调查的基础上，在全公司主要生产装置开展了定点测厚、采样分析等工作。在主要生产装置和腐蚀严重部位布下定点测厚监测点约2000点，并每4个月进行一次测厚。采样分析工作主要是通过分析回流罐、分离器水样的Fe2+、CL-、PH值和部分油样的Fe2+含量，监测腐蚀状况，共布了69个分析点。在蒸馏装

置三顶安装腐蚀探针、PH计，监测腐蚀情况。通过腐蚀在线监测与分析，及时了解装置重点部位的腐蚀情况，针对腐蚀情况，调整防腐措施。

积极开展工艺防腐研究及应用，提高综合防腐能力。

2.3.1加强以电脱盐为核心的“一脱三注”工艺防腐监测。蒸馏装置的“一脱三注”工艺防腐效果关系到整个炼油装置的防腐情况，是加工高硫原油防腐的龙头。我们每周对脱盐的原油含盐量、含水量及三塔顶排水的PH值、CL-、Fe2+含量进行分析，以分析数据来指导操作调整。通过对原油的深度脱盐及蒸馏塔顶的“三注”工艺，减轻了一次加工装置的设备腐蚀，减少了二次加工原料腐蚀介质的含量，为二次加工装置的安全稳定运行创造了有利条件。

茂名炼化公司加工高硫原油以后，原先采用的破乳剂难以达到应有的脱盐效果，设备监测研究中心开展了这方面的技术攻关，针对加工高硫原油开发出了高效破乳剂，从而减缓了炼油装置腐蚀，减轻了深加工装置催化剂中毒，还降低了电脱盐能耗，减少了破乳剂的用量，使炼油厂加工进口原油时不必因频繁更换原油而更换破乳剂。同时针对蒸馏系统“三注”中的注水、注缓蚀剂、注氨，开发了有机胺，用以替代注氨水，从而减轻了蒸馏系统氨盐的结垢，减缓了由此引起的垢下腐蚀。还开发了新型的缓蚀剂，大大减缓了蒸馏装置初凝区及塔顶冷凝冷却系统的腐蚀。

2.3.2 其它装置的工艺防腐措施。⑴催化裂化装置，为减轻分馏系统低温部位H2S-HCL-H2S-HCN-H2O腐蚀，在分馏塔顶馏出系统进行注氨、注水、注缓蚀剂，在稳定系统进料系统进行了注水，减缓了设备腐蚀。⑵加氢裂化装置，根据大修开盖检查发现T101（脱丁烷塔）塔顶系统注缓蚀剂比不注缓蚀剂的T102 腐蚀明显较轻的例证，增设了T102塔顶系统注缓蚀剂措施。⑶重整装置，增加了一台脱氯反应器，大大减少了下游系统介质中的氯离子含量，缓和了氯离子对下游不锈钢设备的应力腐蚀开裂和严重的点蚀，减少了系统设备因NH4CL沉积结垢造成的堵塞现象。⑷丙烷脱沥青装置，上了碱洗脱硫设施，使装置溶剂中H2S含量由10%以上降到20ppm以下，减缓了H2S对装置设备的腐蚀。⑸渣油加氢脱硫装置。该装置是针对高含硫原油而新建的工艺防腐装置，1999年底投产，以高含硫渣油作为原料，通过高温高压的加氢催化过程，降低渣油中的硫、金属和残碳等有害物质的含量，为催化裂化等装置提供低硫原料。

加强材质管理，选用新材料，适当进行材质升级。

2.4.1应用新材料，减缓冷换设备腐蚀。由于冷换设备管束腐蚀较重，特别是蒸馏三顶水冷却器。近年在冷换设备上采用的防腐新材料主要是抗低温HCl-H2S-H2O 腐蚀性能较好的12CrAlMoV和08Cr2AlMo,1999年2月在加氢裂化装置脱丁烷塔顶后冷器管束上应用12Cr2AlMoV，2000年2月在四蒸馏装置常顶冷凝冷却器管束上选用

08Cr2AlMo。但蒸馏常顶冷却器腐蚀问题仍然存在，针对存在问题，我们进行技术攻关，工艺上调整操作，降低腐蚀介质浓度与波动范围，在材质上通过比较，拟选用双相不锈钢、钛材与蒙乃尔合金。

2.4.2 材质鉴定。针对施工管理混乱，交工资料不准确，存在乱代料的情况，我厂在2000年开始，着重抓了合金钢管线的材质鉴定工作，对合金钢管线、管件、阀门严格按规定实行“三个100％”，即：（1）对合金钢管道的合金钢管材、管件、阀门、法兰必须100%光谱分析，确定成分符合材质钢印或标志，并作标记后才能使用；（2）合金钢管道安装工程完成后，对管道的组件，焊缝进行100%光谱检查，避免施工过程中混用碳钢；（3）合金钢管道第一次大修期间检验时，对所有管段（以焊缝为界）、管件、法兰、阀门，包括与管道连接的设备开口接管及法兰进行100%材质鉴定。从中发现了一些问题，并及时整改，为安全生产提供了保证。

2.4.3进行适当的材质整改及升级工作。

[ 本帖最后由n-tv 于2008-10-21 01:30 编辑]

收藏分享评分将本文收藏到: | 推荐给你的朋友

回复引用订阅TOP

.

n-tv 发短消息加为好友n-tv 当前离线

UID50 帖子166 精华0 积分186 承压币1726 威望0 经验0 技术12 我的职业test 我的专业test 阅读权限15 在线时间48 小时注册时间2008-7-15 最后登录2008-11-30 .

承压组长

UID50 帖子166 精华0 积分186 承压币1726 威望0 经验0 技术12 . 2#

发表于2008-10-21 01:29 | 只看该作者针对加工高含硫原油设备腐蚀加剧的情况，对照总公司《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见》，对主要装置高温高含硫部位的设备管线进行整改和升级。具体见表3

表3

装置对照规定更新、修复、材质升级设备管线名称对照《选材意见》更新、修复、材质升级设备管线数

量统计

四蒸馏换115/1ABCD 换115/2AB 更新设备（2）台，

四蒸馏管箱喷不锈钢设备局部更新或修复（14）台

三催化油浆管线管线材质升级（）米

四蒸馏大于280℃高温管线管线材质升级（）米

一加氢E103/1、2E108管束T101 更新设备（4）台，更新冷换设备芯子（ 3 ）台

一加氢D130 设备局部更新或修复（ 1 ）台

一加氢T101压控线、挥发线等更新管线（150）米

北制硫冷301 更新设备（ 1 ）台，

北制硫容302/405,冷303/403 设备局部更新或修复（ 4 ）台

北制硫转401/402出口管线管线材质升级（20 ）米

北制硫转401/402出口管线等更新管线（100）米

北汽提容1/2,换4，换7，换2/1、2冷3/1、2,冷1/1、2 更新设备（9 ）台，更新冷换设备芯子（8 ）台联合三I、II套换4，换7 设备局部更新或修复（ 2 ）台

容11、12，15/1、2液管线管线材质升级（100）米

容7/1、2，1/1、2水封进出口管线更新管线（500 ）米

通过整改，缓解了装置设备腐蚀与防腐的瓶颈问题，大大提高了主要装置防腐水平，2001年至今，我公司在大量接炼高含硫原油的情况下，没发生由于高温硫腐蚀而导致的装置非计划停汽事故。

材料防腐是减缓腐蚀的有效途径之一，对于蒸馏装置的高温硫化物腐蚀(≥2400C)部位，采用含5％Cr以上的合金钢材料，能有效地减缓腐蚀，目前我公司一、二、三蒸馏高温管线通过高温升级，已基本能满足相应原料硫含量的要求，四蒸馏装置在2001年度大修时将2400C以上的管线更换为Cr5Mo。

在三蒸馏、四蒸馏装置停汽防腐调查中发现，高温换热器（渣油一次换热器）筒体、进出口短管（16MnR）发生严重减薄，在冲刷大的部位，最大减薄量从20mm 减到8mm。对于冷换设备壳体材质升级，由于设备制造周期、资金等方面原因，一、二、三蒸馏高温换热器壳体基本没有升级，只是更换了部分换热器的进出口短管和在三蒸馏减渣一次换热器壳体作内喷18-8不锈钢试验。准备根据腐蚀的严重程度，分期分批进行材质升级或内喷防腐涂层处理，以达到加工高硫原油的要求。

四蒸馏装置2001年底大修对换热设备处理方法：①温度大于2880C的管箱内喷18-8不锈钢防腐涂层，共14台。

②温度大于2880C壳体更换为复合钢板，共6台。③温度大于2400C的其余换热器进出口短管材质升级为Cr5Mo。装置大修对以上设备进行防腐处理或材质升级后，从目前测厚监测来看，没发生减薄，达到预期效果。

加强油罐的防腐管理工作。

贮油罐的腐蚀部位一般在原油罐底板、轻油罐顶及顶部第一圈板(汽、液相部位)；焦化汽油、重整原料油等高含硫中间汽油及部分污水罐整体。以下表4是近来较典型的油罐腐蚀情况:

表4

储罐类别罐号及腐蚀情况

原油罐腐蚀不明显，主要是底板的点蚀穿孔

汽油罐332#、803、805、8003、8004罐罐壁板腐蚀减薄严重，

石脑油罐161、163、164罐壁板坑蚀，对涂层损坏较快，

其他碱罐、氨罐底板腐蚀减薄严重，

油罐的防腐措施：

（1）加强油罐的检查和防腐工作，每年对油罐至少进行一次测厚检查。对腐蚀严重的储罐，如焦化汽油、蒸馏汽油等腐蚀严重的半成品罐采用一年开罐检查一次，发现问题及时修补。逐步在外浮顶石脑油罐、原油罐及钢制内浮盘罐安装二次密封，减少油气泄漏，降低腐蚀速度。

（2）积极应用涂层防腐技术,我公司采用涂层防腐技术比较早,在七十年代开始就用于贮油罐内壁防腐,并不断坚持、发展至今,已经积累了丰富的经验,同时我们大胆使用新技术、新涂料。在油罐防腐方面我们取得了较大的成绩。目前主要采用以下一些方法：轻油罐内壁采用改性环氧型导静电涂料为主；高含硫污水罐采用STIC-981型重防腐涂料；苯罐、溶剂罐采用无机富锌漆；针对罐底边缘板外侧腐蚀严重的普遍问题,我们近两年采用防水涂料防腐，较沥青玻璃布取得了更好效果。

（3）对蒸馏粗汽油等强腐蚀性介质储罐，从目前所采用的多种防腐涂料使用效果来看，都不理想，腐蚀主要集中在储罐浮盘磨擦到的圈板，目前计划在圈板采用不锈钢复合板，顶板与底板采用一般钢板加涂料防腐的复合形式，在保证防腐效果的同时降低成本与施工难度。

（4）针对我公司储罐防腐涂层失效原因分析，与涂料选用、涂料质量与施工质量有密切关系。2002年我公司组织人员对全国十几个涂料厂进行实地考查，从中筛选出质量比较好的5个厂家试用，并对每次进入我公司的涂料进行物理、化学性能检测，有效防止质量不好的涂料进入我公司，并对检测出有质量问题的厂家进行考核，超过三次停用该厂产品。加强涂料选用针对性、涂料质量同时，强化防腐施工质量管理，规范施工队伍施工程序，严格按涂料施工要求进行施工，对每个施工质量点，委托设备监测中心对质量进行检测，对不合格的工程坚决要求返工。以上措施，有效把住防腐涂层质量关，对减缓储罐腐蚀起到积极作用。

采取多种防腐对策，提高加工高硫原油的防腐水平。

2.6.1装置停汽化学清洗。大量处理高含硫原油后，使二次加工中各个馏份含硫量都大大超过装置设计的含硫值，对设备管线造成严重腐蚀，在容器内积聚了大量硫化亚铁。同时，大量硫化物等腐蚀性介质，在停汽后的低温有水汽环境中对设备管线造成很大破坏。针对这些问题，在装置停汽大修中，应用各种清洗剂，清洗容器内及炉管上的腐蚀物，同时防止设备硫化亚铁自燃。

2.6.2采取各种防腐措施，减缓设备腐蚀。为了减缓设备腐蚀，我们采取各种针对性防腐措施，如一重整芳烃抽提塔301碳钢塔盘采用碳钢加Ni-P镀层；三蒸馏减压塔的在减二、减二中这一段采用碳钢渗铝填料；抓好工艺防腐，如：改进“一脱三注”工艺，蒸馏装置每天加注新鲜水，减少腐蚀介质浓度，加强对注缓蚀剂管理考核，控制缓蚀剂的注量及浓度，减缓对三顶冷却器腐蚀。对催化装置三旋及再生器开裂进行了腐蚀机理研究，采用自动脱落型保温材料来防止其进一步开裂；加强对各种保温材料的检验工作，防止保温材料对金属设备和管线产生腐蚀。还对长输管线、油罐采用了有效的电化学保护措施。

3、今后发展方向

针对加工高含硫原油后装置的具体情况，对各装置进行风险评估，开展有针对性的大修，延长生产装置的生产周期。

虽然针对加工高硫原油后硫的分布进行了研究，但是还没有掌握腐蚀硫在各种馏分的分布及其对设备的腐蚀规律。

进一步提高和完善各种腐蚀监测手段，包括提高高温测厚的准确度，积极采取新技术，新仪器开展腐蚀监测，实行在线腐蚀监控。

积极与国内外炼化企业、高校和科研单位合作，学习借鉴兄弟企业及国外加工高硫原油的先进防腐经验，对在加工高硫原油过程中遇到的各种腐蚀问题，积极与高校、科研单位合作攻关，从而提高企业的设备防腐水平。0240-1-1.html