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常减压装置腐蚀状况分析与防护措施

文档作者：王坦龙文档来源：中国石油大庆炼化公司		点击数：	更新时间： 2021年10月14日
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一56一
石油和化工设备
2013年第1 6卷
常减压装置腐蚀状况分析与防护措施
王坦龙
(中国石油大庆炼化公司， 黑龙江大庆16341 1)
[摘要]大庆炼化分公司二套常减压装置运行周期较长，设备老化和腐蚀问题逐渐显现，已给正常生产形成隐患。本丈结
合设备特点通过参考国内先进技术和长期摸索，对常减压工艺防腐流程的环节和设备进行了优化，总结出一套切合实际且
又行之有效的防腐方法，为同类型装置的长周期运行提供了有益的参考。
[关键词]常减压装置；蒸馏；腐蚀分析； 防护措施；长周期运行
中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公
司二套常减压装置原油设计加工能力350万吨／年，
1997年建成投产。根据设计加工原油的低酸值性
质，装置主体设备及换热器、工艺管线材质均为
碳钢。
二套常减压装置原料为大庆原油，硫含量
和酸含量都处于较低水平(硫约0．1 1％， 酸约为
0．016mgKOH／g)，装置开工初期设备腐蚀并不明
显，但随着装置运行时间的延长，腐蚀问题开始
凸显。201O年和2011年两次因设备和管线腐蚀泄
漏造成装置停工，防腐蚀问题已成为制约装置长
周期运行的瓶颈问题。
1装置设备总体腐蚀状况
表1 二套常减压装置易腐蚀部位测厚数据
序号 测厚位置 投用时间 测厚时间 设计厚度 测厚数据 序号 测厚位置 投用时间 测厚时间 设计厚度 测厚数据
最薄处 最薄处
1 电脱盐罐 1997篮 2006证 32 31．9 19 减压塔顶 1997矩 2006证 20 19．8
2 原油换热器 1997芷 2006矩 16 15．8 20 减压转油线 1997矩 2006~ 14 13．6
3 常压炉管 1997证 2006正 8 6．8 21 减一线 1997经 2006tI~ 6 5．8
4 常压塔顶 1997~ 2006正 20 19．8 22 减二线 1997~- 2OO6年 6 5．8
5 初顶后冷器 1997年 2006~z 14 13．3 23 减三线 1997~ 2006证 6 5．5
6 常顶后冷器 1997焦 2006妊 10 9．6 24 减四线 1997矩 2006证 5 4．8
7 初顶产品罐 1997~ 2006钲 10 9．7 25 减 线 1997钜 2006钲 6 4．3
8 常顶回流罐 1997~ 2006住 12 11．6 26 减压塔底 1997~1z 2010年 28 27．6
9 常顶产品罐 1997年 2006~ 1O 9．5 27 高压瓦斯罐 1997~ 2010定 12 11．7
1O 常一线 1997~ 2006焦 28 减顶冷却器 1997拒 2010钲 14 13．2
11 常一缝 1997~ 2006~ 6 5．8 29 减渣线 1997矩 20lO年 5 4．6
l2 常=蟪 1997钲 2006~ 5 4．5 30 减顶油气线 1997焦 2010篮 14 l3．6
13 常四线 1997~ 2006~ 8 6．9 31 初底抽出线 1997tlz 2010：tl~ 9 8．3
14 常一中 1997~ 2O06年 8 6．9 32 减一中线 1997~ 2010年 6 5．5
15 常二中 1997~Z 2006钲 8 7．2 33 减二中线 1997矩 2010年 9 8．5
16 常压转油线 1997焦 2006燕 15 l3．6 34 常底抽出 1997矩 201O年 8 7．6
l7 常压塔底 1997~- 2006篮 24 23．6 35 常顶油气线 1997矩 2010年 9 8．1
18 减压炉管 1997年 2006~ 8 5．8
表1数据表明，装置总体腐蚀尚处于较正常
水平，因二套常减压装置原料大庆原油硫和酸含
量都处于较低水平，设备总体腐蚀并不严重，设
备及管线的年腐蚀速率平均未超过0．2mm／年。但
装置部分设备的局部腐蚀情况随着运行年限的增
加，开始凸显，个别关键部位设备的腐蚀给装置
安全平稳运行带来巨大威胁，以下举例对此进行
逐一分析。
2装置设备腐蚀状况案例
2．1低温部位腐蚀
2．1．1常顶回流罐入口线弯头处腐蚀穿孔
201 0年常顶回流罐入口线弯头发生腐蚀穿
孔，穿孔状况如图l，造成装置停工，为此更换了
该弯头。
作者简介：王坦龙(1971-)，男，黑龙江大庆人，1994年毕业
于哈尔滨工业大学焊接专业，学士，工程师。主要从事压力容器压
力管道工业流程泵及加热炉的运行和管理工作。

第11期 王坦龙常减压装置腐蚀状况分析与防护措施 一59一
气相出口线及液相出口线、减底泵P一21／1、2出口
线各安装一套腐蚀探针。初、常、减顶的在线腐
蚀监测可对防腐剂的加注量进行指导，并对防腐
效果进行评估。减底泵出口处的探针可对流程中
后续设备的腐蚀情况进行监测。
4．1．7通过在线分析系统监测点蚀系数、参数2一B值
和参数3一腐蚀机理因子(CMI) ’
点蚀系数是一个定性指数， 反映系统发生局
部腐蚀(包括缝隙腐蚀、孔蚀、电偶腐蚀、晶间
腐蚀、选择性腐蚀、应力腐蚀等)的可能性和趋
势。
通常，在点蚀系数0．3时，系统可能发生局部腐
蚀，此时应检查其值是否会继续上升，并采取措
施将其降下来。
局部腐蚀造成的失效事故占腐蚀事故的90％以
上。因此，局部腐蚀监测更为重要。
参数2一B值提供腐蚀过程中阴极和阳极活跃程
度的变化。该参数在出厂时设定为26，新安装的
腐蚀监测仪的探针，由于其表面没有钝化膜该值
显示应在26左右。如系统工艺防腐工作正常(缓
蚀剂的注入，FeS钝化膜的形成等)，该值会随钝
化膜的生成而逐渐降至接近13。
该参数还可反映系统的物料状态，上述参数
的变化是在液相条件下发生的， 当该参数在26～50
之间波动时，说明系统物料处于柱塞流状态，严
重时会有水击发生； 当该参数大于50趋向o。时，
系统为气相环境，此时腐蚀是非常轻的。
参数3一腐蚀机理因子(CMI)提供腐蚀过程中双
层电容的信息，通过该参数可判断被测系统的腐
蚀环境。当该参数为负值时，说明系统设备在缓
蚀剂膜的有效保护中： 该参数在0．0～0．02时，系
统在综合性钝化膜的保护中； 该参数在0．02～0．2
时，系统设备表面处于自由腐蚀环境；当该参数
大于0．2时，系统设备表面处于氧化还原反应条件
下的腐蚀环境。运用该参数可分析注剂在腐蚀防
护中的作用，对注剂的使用情况做出实时评价。
4．1．8装置局部材质升级，对于类似减顶抽真空
冷却器管束腐蚀泄漏，在线又无法切除检修的设
备，可考虑材质升级，必要时可升级为不锈钢
08Cr2A1Mo或09Cr2A1MoRE材质。
◆参考文献
[1]陈匡民．过程装备腐蚀与防护[M】．北京：化学工业出版
社，2002．
[2]王柏森．炼油装置全面腐蚀控制体系建立与运行[J】．石油化
工设备，2009，38(5)：
[3]王立荣，马青．炼油设备的腐蚀与防护[J】．石油天然气工
业，2002,(6)：
(上接55页)
结束后四周内交使用单位。
(2)《在用压力容器安全技术评价报告》一式
两份，检验单位和使用单位各执一份存档。
ll其它需说明问题
其它相关问题由检验单位与使用单位另行商
定。

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