加工高硫高酸原油的腐蚀与防护炼油厂防腐知识培训

1、胜利炼油厂加工高硫高酸原油的设备腐蚀与防护齐鲁分公司胜利炼油厂二五年六月前言胜利炼油厂设计原油加工能力为950万吨/年。其中第一常减压装置加工能力350万吨/年，主要加工胜利油田高硫高酸原油；第二常减压装置加工能力200万吨/年，以加工进口原油为主，有时掺炼少量陆上原油；第三常减压装置加工能力400万吨/年，主要加工进口中东高硫原油。本文主要以加工胜利油田高硫高酸原油的第一常减压装置及其配套的一催化装置、焦化装置等主要装置的设备腐蚀与防护为主加以介绍。第一常减压装置及其配套装置所加工的胜利原油和孤岛原油（统称陆上原油），由于其密度大、硫含量高、酸值高，设备腐蚀一直比较严重；特别是从2004年3

2、月开始加工高硫高酸原油后，设备的腐蚀问题已经变得的十分突出。再加上与国际市场接轨，装置的开工周期越来越长，原来大部分装置开工周期仅一年，现在延长到3年，因此设备的腐蚀与防护问题十分重要。（高硫高酸原油的密度、酸值和硫含量变化情况见图1，数据来源于检测中心做的原油性质评价）图1 高硫高酸原油硫含量、酸值及密度变化图由图中可以看出，高硫高酸原油的密度平均为937.4 g/cm3，酸值平均为1.17 mgkoh/g，硫含量平均为1.75 %。原油中的硫含量、酸值、密度均呈现增高的趋势，硫含量最高达2.12%。原油酸值最高达1.6 mgkoh/g。 图2显示了第一常减压装置2002年1月到2004年1

3、2月的原油脱前脱后盐含量变化趋势。从图中可以看出，陆上混合原油的脱前盐含量相对较高，平均为36.80mg/l，最大为71.44mg/l，且盐含量的波动也较大。高硫高酸原油脱前含量平均为20.05mg/l，最大为32.43mg/l，盐含量变化较平稳。陆上混合原油脱前盐含量高且乳化严重，原油破乳困难，电脱盐装置送不上电，造成脱后含盐大部分超标（标准：脱后含盐5 mg/l），脱后含盐平均为7.20mg/l，最大25.2mg/l。2003年和2004年第一常减压装置相继投用了两台超声波破乳设备，使得原油破乳脱盐效果得到提高，2004年3月炼制高硫高酸原油后，脱后含盐最大为10.8mg/l，平均为5.1

4、3mg/l，距较高的脱后含盐3 mg/l还有一定的差距。图2 一常原油脱前、脱后含盐月平均数据曲线图原油中氯的含量对常减压及后续装置影响较大，表1列出了第一常减压装置的物料流量、氯含量及形态的分析数据。从表中可以看出，脱前原油中的总氯含量高达54ppm，其中无机氯为48ppm，而脱后原油的总氯含量为8.8ppm，其中无机氯仅为1.8ppm，说明原油中的无机氯脱除比较彻底，而有机氯没有脱除。脱后原油进入常减压系统后，各馏分油中的氯含量极不均衡，其中常顶汽油中的氯含量最高，为165ppm，其中主要是有机氯，为164ppm；其次减一线中的氯含量为22ppm，其中主要是无机氯为20ppm；减压渣油和减

5、顶油中的总氯含量分别为7.1ppm、5.6ppm，其中有机氯、无机氯各占一半；而常一线、常二线、常三线、减三线油中的氯含量在4.0ppm以下，其中有机氯占85%以上。有机氯在一定条件下分解形成无机氯，造成第一套常减压装置塔顶低温部位的腐蚀加剧。表1 第一常减压装置物料的流量、氯含量及形态的分析数据样品名称物料流速，t/h总clt,ppm有机clo,ppm无机cli,ppm脱前原油431.5054648脱后原油431.508.871.8原油注水15.00/瓦斯0.88/常顶汽油7.751651641.0常一线油11.633.73.60.2常二线油26.751.41.20.2常三线油37.000.

6、560.50.1减顶油0.385.632.6减一线油28.5022220.0减三线油117.003.43.40.2减压渣油211.507.13.53.6常顶含硫污水3.60/减顶含硫污水5.70/针对加工高硫高酸原油后油品性质的变化和设备的腐蚀状况，胜利炼油厂在长期防腐工作中采取了一系列行之有效的防腐措施，积累了比较丰富的防腐和防护工作经验，避免了突发性腐蚀事故发生。加工高硫高酸原油的第一常减压装置、一催化装置、焦化装置从2001年4月开工，除了在2003年5月因140万吨年延迟焦化建设部分管线甩头而做了一周的短暂停工消缺外，一直运行到2005年4月检修，连续安全运行了四年。以下我们从联合装置

7、车间（包括第一常减压装置、第一催化装置、焦化装置）加工高硫高酸原油后设备的腐蚀状况、腐蚀形态及防护等方面进行总结汇报。1低温部位的腐蚀1.1 腐蚀状况加工高硫高酸原油后第一常减压装置的常压塔顶、减压塔顶部位和塔顶冷凝系统腐蚀日趋加重，腐蚀的形态主要为碳钢的全面腐蚀减薄和0cr13钢的点蚀，该腐蚀类型为典型的hcl-h2s-h2o腐蚀。1.1.1常减顶低温部位腐蚀挂片监测情况对联合装置低温部位进行挂片探针腐蚀监测，结果表明低温系统腐蚀十分严重，检测挂片数据几乎都大于控制指标0.2 mm/a。炼制高硫高酸前后常减顶腐蚀监测挂片的对比数据见表2表2设备炼制前平均值mm/a（2003.1-2004.4

8、）炼制后平均值mm/a（2004.5-2005.4）空冷001/50.24850.3900空冷001/80.24700.2625空冷001/100.20490.3668冷006/20.19920.7450催化分馏塔顶0.32970.4581通过对比数据可以看出炼制高硫高酸原油后常减顶及塔顶冷凝系统的腐蚀率比炼制高硫高酸原油前大幅度提高。1.1.2管线定点测厚数据对比为掌握常减顶低温部位的腐蚀状况，2004年11月对照2003年5月的测厚数据对联合装置一常的管线进行了定点测厚对比，测厚数据如表3：（每个测厚点的第一排数据为2003年数据，第二排数据为2004年数据）表3 2004年11月与200

9、3年5月的测厚数据对比管线号管线名称操作条件管线规格测厚部位测厚数据平均厚度年腐蚀率mm/a备注abcd04-1（常顶馏出线）入口集合管100 0.1mpadn40069.80 12.10 10.95 0.67 8.94 10.98 9.96 713.40 14.50 13.95 0.74 12.70 13.00 12.85 813.80 14.00 13.90 0.74 12.91 12.69 12.80 914.00 14.50 14.25 0.67 13.16 13.36 13.26 1010.70 11.80 11.25 0.37 9.98 11.43 10.71 入口支管100 0.

10、1mpadn15017.20 7.50 7.35 0.71 5.96 6.63 5.66 6.30 04-1（常顶馏出线）入口支管100 0.1mpadn15027.10 7.20 7.10 7.13 0.52 6.46 6.47 6.18 6.37 36.90 7.10 7.00 7.00 0.49 6.11 6.44 6.29 6.28 46.80 7.00 7.20 7.00 0.38 6.69 6.61 6.00 6.43 57.80 7.90 8.00 7.90 0.49 7.36 7.71 6.44 7.17 67.80 8.00 9.40 8.40 0.72 7.49 6.21

11、8.32 7.34 76.70 6.80 6.70 6.73 0.39 6.46 5.94 6.09 6.16 86.40 6.70 6.60 6.57 0.29 6.00 6.10 6.30 6.13 97.10 7.30 7.20 7.20 0.55 6.59 5.65 6.92 6.39 106.40 7.00 6.90 6.77 0.33 6.11 6.04 6.69 6.28 116.20 6.60 6.80 6.53 0.43 5.60 5.76 6.31 5.89 136.80 6.60 6.70 0.24 6.59 6.11 6.83 6.35 146.70 6.80 6.40

12、 6.63 0.266.39 6.75 5.61 6.25 158.00 7.80 8.10 7.97 0.437.54 6.51 7.95 7.33 257.40 8.10 7.75 0.356.94 7.52 7.79 8.21 7.23 04-3常顶回流线100 1.0mpadn150267.30 7.90 7.60 0.286.85 7.51 7.92 7.56 7.18 326.50 7.10 6.80 0.216.11 6.86 7.01 7.05 6.49 97.00 7.70 7.50 7.40 0.825.63 7.01 5.91 6.18 04-1（常顶馏出线）出口弯头50

13、 0.1mpadn150107.00 8.00 7.60 7.53 0.645.97 7.10 6.71 6.59 117.00 7.50 7.70 7.40 0.526.18 7.21 6.50 6.63 127.40 7.30 7.70 7.47 0.336.49 7.27 7.16 6.97 137.80 8.10 8.60 8.17 0.607.01 7.73 7.09 7.28 从管线的腐蚀率来看，常减顶低温部位的腐蚀率基本都在0.5mm/a以上。1.2低温部位的腐蚀实例1.2.1管线腐蚀情况常压塔顶挥发线及空冷器入口分配管线平均腐蚀本身较重，但最危险的是局部腐蚀剧烈，在正常生产中，

14、常压塔顶挥发线及空冷器入口分配管线多次腐蚀穿孔泄漏，通过测厚发现最薄处仅为1.9mm。常顶馏出线，常顶空冷001/110出口弯头由8.0mm腐蚀减薄至5.5mm,检修中将弯头全部更换；常顶汽油线厚度由5.0mm腐蚀减薄至3.0mm，减顶回流线由8.0mm腐蚀减薄至4.0mm。因此摸索减薄规律，有针对性地对局部进行重点监护是非常重要的。因腐蚀减薄2005年检修对如下低温管线进行了更换：常顶馏出线63016无缝钢管3米、42614无缝钢管46米、常顶汽油线及回流线部分更换895 30米、减顶瓦斯线更换895无缝钢管160米、1596无缝钢管28米。一常装置脱硫系统酸性气线在2004年11月份和20

15、03年5月份的定点测厚数据对比中可以看出部分点的年腐蚀速率超过2mm/a，对比数据见表4。表4 2004年11月份和2003年5月份的定点测厚数据对比管线号管线名称操作条件管线规格测厚部位测厚数据平均厚度年腐蚀速率mm/aabcd007-2酸性气线dn20079.00 9.10 9.05 2.01 5.16 6.99 7.46 6.08 138.30 9.20 8.75 0.63 7.87 7.76 7.82 158.80 9.60 10.00 9.47 0.74 8.16 8.77 8.20 8.67 8.38 167.60 7.80 8.10 7.83 0.45 1.2.2低温部位设备腐蚀

16、情况一常装置常压塔塔顶由上数第一个人孔和第二个人孔处出现坑蚀，见照片。照片1常压塔第45、46、47、48层塔盘减薄变形浮阀几乎全部脱落，2003年5月在常压塔顶放置的3.0mm碳钢挂片在2005年检修时发现已经全部腐蚀完，2.0mm18-8不锈钢丝在两年后已经失去金属强度。常顶空冷管箱腐蚀，密封面减薄，密封面宽度由12mm减至3mm，有些地方甚至为1mm，管箱平板冲蚀腐蚀成波浪状，见照片3为空冷001/6管箱图。照片2一催化分馏塔塔顶由上数第二个人孔处塔盘四周架梁腐蚀严重，坑蚀深约2mm，部分塔盘和降液板腐蚀减薄穿孔。见照片。照片3脱硫装置的贫富液换热器由于湿h2s的应力腐蚀使得在浮头盖环缝

17、及筒体母材发现14处裂纹，其中大部分为穿透性裂纹，壳程筒体法兰环缝与筒体相连处发现大量裂纹，其中有3处穿透性裂纹，裂纹见照片：照片4 2.高温重油部位的腐蚀加工高硫高酸原油后联合装置车间常减压装置高温重油部位主要以环烷酸腐蚀和高温硫腐蚀的综合作用为主，其它装置高温部位主要是高温硫腐蚀。此部分。21管线腐蚀情况一常装置减压炉出口转油线（材质为碳钢317l复合板）4路入口处环焊缝冲蚀造成焊肉凹陷78mm，见照片；照片5转油线人孔内角焊缝焊缝腐蚀严重，见照片；照片6转油线上热电偶套管材质为1cr18ni9ti，在装置开工不到两年的时间里就腐蚀泄漏，被迫更换。套管迎介质流向的一面已被腐蚀成三角形，在炼

18、制高硫高酸原油之前还没有出现过类似情况，说明该部位的高温环烷酸腐蚀已经非常严重。照片所示的热偶套管为2004年7月份更换，2005年4月份检修时拆出的情况；照片7在定点测厚中发现减三线的一个分支腐蚀减薄严重，21912的碳钢管线普遍减薄至5mm左右。表5为2004年11月11日和2004年7月15日的测厚数据对比，检测点见空视图3。表5 2004年11月11日与2004年7月15日的测厚对比管线编号1531管线名称减一中介质温度275介质压力mpa1.1mpa管线规格测厚部位测厚数据平均厚度平均减簿mm腐蚀率mm/a日期abcd碳钢21912z22004.11.114.794.865.465.

19、965.27 0.310.922004.7.155.365.495.695.785.58 z82004.11.115.196.025.445.65.56 0.300.882004.7.155.456.665.665.675.86 z72004.11.115.115.864.795.855.40 0.381.102004.7.155.576.064.946.545.78 w62004.11.114.624.725.114.82 0.561.672004.7.154.975.295.895.38 z42004.11.115.215.21 0.020.062004.7.155.235.23 碳钢15

20、98w142004.11.117.166.316.74 0.120.372004.7.157.286.446.86 w82004.11.114.685.505.09 0.381.122004.7.155.355.595.47 w122004.11.116.617.236.92 0.170.492004.7.156.737.447.09 w72004.11.115.716.866.29 0.130.372004.7.155.866.966.41 w182004.11.118.328.32 0.040.122004.7.158.368.36 w4z7z2z8h007/3,4w14w16w15w1w

21、2w3w5w6w7w8w13w12w11w10w9h007/7,8z4d2 w17w18图3 联合装置减三线管道测厚示意图注：图中符号w-弯头测厚点，z-直管测厚点，d-大小头测厚点在检修时对局部管线进行了解剖，发现该段21912的管线最薄处已减薄至2.04mm，见照片。照片8焦化塔501到塔502挥发线水平段采用20#37712无缝钢管，1999年更换的新管线， 2004年3月7日塔501/1.2挥发线w4弯头后部管线（紧靠弯头处）腐蚀穿孔；2004年12月10日此条管线w6弯头后部管线（紧靠弯头处）又一次腐蚀穿孔，局部腐蚀速率为2.4mm/a，测厚情况见附表6、7。整个w6弯头约2/5面积

22、减薄到7.34以下，减薄区域位于弯头弓内偏底部，但两次腐蚀穿孔部位都在迎介质面弯头后部管线上，距弯头焊道约20mm。图4800kt/a焦化装置塔501/1.2挥发线水平段测厚示意图 注：1.图中符号w-弯头测厚点，z-直管测厚点，d-大小头测厚点w6w1z2-3qz1-2w5w4w3w2z2-3hz3-4hz2-3qz4-6hz4-6qz-5图5 塔501/1.2挥发线w6弯头测厚位置示意图1234567819181716151413121110921202223242526介质流向w6弯头左侧测厚位置示意图介质流向w6弯头右侧测厚位置示意图焊道表6联合装置塔501/1.2挥发线测厚数据（20

23、04年7月23日胜利炼油厂检测中心检测）测厚部位测厚数据测厚部位测厚数据abcdabcdw19.439.67.563-4h10.568.538.21z1-28.28.778.4w49.78.939.01w29.497.868.04z4-6q8.9610.658.34z2-3q7.527.18.647.7z4-6h7.97.477.578.34z2-3h7.47.27w610.8710.148.868.77w310.578.017.377.68z6-510.537.66z3-4q7.927.237.45z-59.278.337.899.23表7 联合装置塔501/1.2挥发线w6弯头测厚数据（2

24、004年12月14日胜利炼油厂检测中心检测）测厚位置测厚数据测厚位置测厚数据测厚位置测厚数据19.8527.9537.0345.5952.4362.2673.2683.0697.26107.341111.27126.48137.41146.291510166.08177.96188.371910.67209.6219.76229.43239.25249.8259.61263.12 注：1至19为弯头北侧测厚数据，20至25为弯头南侧测厚数据。另外二次加工装置的管线腐蚀也十分严重：大焦化开工仅一年，原料系统、甩油系统管线均减薄较严重，原料系统2378,20#管线,腐蚀减薄至6.6 mm,，甩油系

25、统3258.5，cr5mo管线腐蚀减薄至6.6 mm。原料罐d601与分馏塔之间的平衡线（114 5.0，20#）腐蚀减薄严重，最薄处1.6mm, 锤击凹陷。腐蚀情况见照片。照片92.2高温部位设备的腐蚀一常装置减压塔四段填料原用材质为316l，上个运行周期出现了明显的环烷酸腐蚀，填料整体减薄变脆，部分破碎的填料被吸到了泵入口，2005年检修中发现四段填料已经整体塌陷，检修期间全部更换为进口板材的317l填料以抵抗环烷酸的强烈腐蚀；减三段人孔坑蚀现象较为严重，深度约34mm，下部较上部腐蚀重，见照片；照片10减三段内塔壁环焊缝焊肉（塔内壁为317l复合层）腐蚀深度约5mm；加工高硫高酸原油后，

26、高温重油类机泵的壳体、叶轮以及其它内构件腐蚀加剧，减压装置减四线泵026在加工高硫高酸原油后，原来使用的碳钢叶轮，仅使用了80天，就出现了如下照片所示的腐蚀情况。为了满足加工高硫高酸原油的需要，其它高温泵内构件进行了相应的材质升级；照片11 2004年12月，对一常，一催化，焦化装置的高温换热器的接管进行了定点测厚，测厚数据显示，在加工了8个月的高硫高酸原油后，原碳钢材质的渣油换热器h0081壳程入口21910接管壁厚已经减薄到了3.43mm，h0077.8中间连接管21910接管壁厚减薄到了3.85mm，其他换热器接管大多在5mm左右，为保证安全生产对减薄严重部位均进行了包盒子处理。高硫高酸

27、原油对阀门的腐蚀影响也比较大，2005年检修仅联合装置车间就有近1000只平均口径在dn200的阀门密封面被腐蚀冲刷不得不进行了更换，其中有400多只为合金阀门。80万吨年延迟焦化装置2003年检修时辐射弯头鉴定测厚在8.5-10.0mm，在检修期间只有少量弯头更换。加工高硫高酸原油后炉501/1辐射弯头腐蚀加剧，2004年1月炉501/1停炉烧焦发现北弯头箱东斜辐射转顶辐射下部弯头r=1.5dn9012712腐蚀穿孔（穿孔区直径6），组织测厚17只辐射弯头减薄甚至穿孔，定方案对壁厚7.0mm的弯头进行处理；2004年10-11月两炉局部检修又发现/1辐射室3只弯头、/2辐射室3只弯头减薄到4

28、.5-5.2mm；2005年4月检修发现炉501/1辐射室10只弯头、/2辐射室2只弯头减薄到4.5-7.5mm；腐蚀速率太快。附表8炉501/1辐射弯头测厚数据时间03年5月04年1月04年10月05年4月时间03年5月04年1月04月10月05月4月位置位置1110.56.316810.26.185710.018.485.3699.0 4.545910.819.64.5709.56.676010.54.97139104.72667.35.4214310.57.256710.75.5注：炉501/1 在2003年5月月-2004年1月 月腐蚀速率在0.21-0.69mm，2004年10月-2

29、005年4月 月腐蚀速率在0.636-1.02mm附表9炉501/2辐射弯头测厚数据时间03年5月04年1月04年10月05年4月时间03年5月04年1月04月10月05月4月位置位置6110.08.454.514611.45.067011.16.59147105.64719.07.056.67148106.45729.66.515111.16.1748.35.5153 11.389.866.27610.246.261559.345.45142 11.36.81注：1.炉501/2 2003年5月月-2004年1月 月腐蚀速率在0.26-0.79mm，04年10月-05年4月 月腐蚀速率在0.

30、73-0.79mm 2.炉501/2第71弯头04年1月测厚减薄到7.05贴补，04年11月测厚此弯头在上次贴补位置的下方又减薄到6.67贴补。通过检测我们发现炉501/1.2辐射弯头腐蚀是局部腐蚀，集中在迎介质面，因两炉辐射管介质流向为由下向上，因此减薄部位于下弯头纵刨线弓背上，由焊缝向上弧长150200mm处，呈锐角形，一般为相连两个坑或一个坑（见附图4），与介质流向成20-30度角，此部位温度在490左右，属于典型的高温硫腐蚀。照片12 图4 焦化炉辐射弯头局部腐蚀图下3 烟气的腐蚀31对加热炉的影响加工高硫高酸原油后，由于燃烧气硫含量上升（硫含量由原来的0.5上升至目前的3）造成各装置

31、加热炉燃烧器、烟道、衬里腐蚀加剧，保温钉露点腐蚀断裂，联合装置一常炉001/1、炉002辐射室和环形烟道衬里全部更换，炉001/2辐射室底部衬里部分更换。联合装置焦化辐射加热炉对流室衬里及部分炉壁板更换。同时，炉子火咀的结硫烧结现象严重，不得不频繁更换，如80万吨焦化的焦化炉的火咀仅三个月就更换火咀120套。3.2再生器器壁应力腐蚀开裂烟气中硫含量的升高使得催化再生器器壁处的露点温度升高，这样在正常不会结露的地方也发生了硫化物的应力腐蚀开裂。上封头发现5处垂直与环焊缝的穿透性裂纹，每条长35mm。开裂情况见照片。照片13再生器上封头pt检测时发现的裂纹照片14再生器上封头裂纹打磨后的情形同样因

32、为烟气内硫化物浓度升高导致一催化装置大烟道膨胀节露点腐蚀穿孔，余热锅炉壁板也多处腐蚀穿孔。3.3空气预热器和锅炉的腐蚀2004年2005年以来，热电装置由于空气预热器堵塞严重、尾部烟道腐蚀，锅炉无法坚持运行，（腐蚀情况见照片）不得不对1#炉热管、2#炉立式空气预热器、4#炉立式空气预热器，高压锅炉、中压锅炉尾部烟道进行全面更换。照片151、照片1524高硫高酸原油对后续装置的影响4.1对火炬系统的腐蚀高硫高酸原油的引入，对火炬系统腐蚀情况加剧。加工高硫高酸原油后各装置向火炬系统中排放的瓦斯中硫含量大幅升高，2005年以来陆续发现火炬系统湿式气柜的钟罩和中塔罐壁有十多处腐蚀穿孔的地方。为保证气柜

33、的安全使用，胜利炼油厂利用装置检修机会对气柜损坏处进行了修补对整个气柜进行了彻底的喷砂除锈防腐。另外在检修中还对腐蚀减薄严重的系统管线进行了更换，对已经腐蚀的火炬头也进行了更换。 4.2对加氢装置的腐蚀情况：高硫高酸原油的的加工使各装置酸性气量增大、h2s、cl离子等腐蚀介质含量增高，对加氢装置各系统的腐蚀日益严峻。4.2.1 对重油加氢装置酸性气脱硫系统的胺液再生塔顶空冷器出口管线的腐蚀我厂重油加氢装置酸性气脱硫系统的胺液再生塔顶空冷器（工艺编号：e1703/1、2、3、4）为酸性气脱硫单元系统胺液再生塔顶空冷器，操作条件如下：操作介质：h2s、水蒸汽、dea、nh3，co2；操作温度：入口

34、102，出口60；操作压力：0.2mpa空冷器出口管线原设计采用20#无缝钢管（gb816387），在半年的时间里该段管线共发生13起腐蚀泄漏事故，为此我厂将上述管线、管件及阀门全部更换为sus321材质，使腐蚀问题得以解决。通过对割除的旧管线现场调查及测厚发现，有三个弯头（1086）的外弧顶部位被腐蚀穿孔，形成拳头般大小的孔洞，还有两个弯头外弧顶部位减薄到不足1mm，这些弯头因外壁包了盒子才维持其继续使用的；有三个出口弯头外弧顶侧最小壁厚分别为2.9、2.8、3.0mm，马鞍口立管的最小壁厚为3.1mm。但所有直管线的壁厚正常，只有轻微减薄；另外对胺液再生塔顶挥发线、e1703入口管线的测厚

35、也很正常，几乎没有腐蚀。4.2.2对腊油加氢装置临氢高压空冷器出口管线的腐蚀蜡油加氢装置临氢高压空冷器为反应生成物的高压空冷器（工艺编号：e103/a、b、c、d），操作条件如下：操作压力：7.06.6mpa；操作温度：入口120，出口60；操作介质：焦化腊油、减压腊油、h2、h2s、h2o、nh3、和氯盐等因e103/c南侧出口弯头腐蚀加冲蚀发生破裂，装置被迫紧急停工。e103/c出口管线规格为897mm，材质为20#无缝钢（gb816387）。通过对破裂的3号弯头测厚，测得其外弧顶最薄处为3.1mm，局部最大腐蚀率竟达到1.56mm/a，e103/c、d其余三个出口弯头本周期局部最大腐蚀率

36、分别为0.94、1.12、0.946mm/a，而所有入口管线及弯头、出口管线均减薄较少，腐蚀率不大于0.1mm/a。4.2.3对加氢裂化高压换热器管束的腐蚀e403是我厂140万吨/年加氢裂化联合装置热高压分离器，是2001年从意大利引进的高温高压部位专用螺纹锁紧环换热器，管束材质为tp321，2004年8月因泄漏拆开进行维修，发现管束下半部分被铵盐堵塞，根据定性分析结果，垢样中主要成分是氯化铵（约占77%），其次为有机物。管束的损坏主要是cl离子的应力腐蚀开裂。结盐情况见照片。照片164.3对油品储罐的腐蚀产品及原料的硫含量增加，造成储罐等设备腐蚀加剧。胜利炼油厂共有油罐276台，其中原油罐

37、22台，中间产品罐177台，成品油罐77台。19892000年，我厂根据油罐运行状况陆续对37台腐蚀严重或有特殊要求的油罐采取了内防腐措施。20012003年根据中石化集团公司下发的加工高含硫原油储罐防腐蚀技术管理规定（试行）（石化股份炼200189号），完成了19台油罐内防腐工作。但由于资金紧张加之油罐数量庞大，油罐的内防腐速度远远无法满足加工高硫高酸原油对其安全生产的要求。在近几年定期检查中陆续发现部分油罐腐蚀情况非常突出，如乙01乙06石脑油罐（5000m3）罐顶局部减薄严重，乙02、乙05仅使用六年浮盘和罐顶就不得不更换，历次清罐时仅锈蚀产物每台油罐就可装10余编织袋；021、025原

38、油罐（20000m3）仅使用15年罐底便多处腐蚀穿孔泄漏，蚀坑数量多且深，根本无法修复，只能更换罐底板；406柴油罐（5000m3）使用10年罐底边缘板及中幅板低凹处就产生多处蚀坑，这种情况在我厂各类油罐中普遍存在，不仅严重影响设备正常运行和使用寿命，而且油品泄漏、罐壁板减薄已成为影响装置安全生产的重大隐患。2004 年到2005年6月，我厂已经发现 18台罐泄漏。只有增大维修费的投入，加大对油罐进行维修、防腐力度，才能消除油罐存在的重大安全隐患、延长使用寿命，减少油品损失、确保安全生产。照片为乙01罐的腐蚀情况。乙01罐内壁腐蚀层 乙01罐浸在油中的铝浮盘腐蚀穿孔情况4.4对后续装置催化剂的

39、影响照片17 1、照片172由于来自常减压装置的原料油含有环烷酸腐蚀生成的油溶性环烷酸铁，环烷酸铁进入加氢反应器后，在氢气和催化剂作用下与原料油中的硫组分生成颗粒极细的硫化铁，阻塞了催化剂床层，造成连续重整、加氢裂化、重油加氢、石脑油加氢催化剂结焦、堵塞严重，2004年10月至2005年5月，全厂共装卸催化剂40余台次（包括催化剂撇顶、催化剂烧焦等），其中石脑油加氢反应器运行5个月，系统压降上升至1.0mpa，给装置的正常生产带来了严重的隐患。5针对高硫高酸原油的腐蚀采取的措施 51加强重点装置关键设备的腐蚀监测以及防腐管理为了应对加工高硫高酸原油对设备造成的腐蚀问题，我厂于2004年1月制定

40、了胜利炼油厂设备防腐管理考核规定，增加了重点装置关键设备的腐蚀监测部位和监测频率，对重点装置关键设备监测部位的腐蚀控制指标重新进行了修订，加强三套常减压装置常减顶系统冷凝系统、两套催化分馏塔顶冷凝系统、六套加氢装置冷高分系统、球罐下切水硫化氢含量以及五套脱硫装置再生塔顶冷却系统的腐蚀监测。2005年1月又根据一年来的运行重新对胜利炼油厂设备防腐管理考核规定进行了完善。胜利炼油厂检测中心作为我厂的腐蚀管理研究部门，及时将检测数据通过局域网发给各生产车间，指导车间的防腐工作。在全厂建立防腐网络，厂主管领导直接负责，各车间由一名设备员和一名工艺员作为专职防腐人员，完善各车间的工艺防腐台帐和设备防腐台

41、帐，定期召开全厂的防腐例会，对各生产车间的防腐情况进行交流、讲评和考核，并在每期例会上安排一个防腐专题讲座，提高了防腐人员的专业水平，对全厂的防腐工作起到了积极的促进作用。5.2 加强设备、管线的在线定点测厚工作加工高硫高酸原油后全厂的定点测厚数量已经由1923点增加到了5500点。到2005年年底定点测厚数量争取增加到10000个点左右，目前增点的工作正在开展。我厂要求检测中心，每年对所有定点测厚部位至少检测一遍，对已经加工高硫高酸原油的联合装置车间的高温部位实行重点检测，根据检测结果来确定检测的周期。对测厚数据进行综合数据库管理，目的一是可以及时摸清设备、管线的使用情况和腐蚀状况，二是防止

42、突发恶性腐蚀事故。仅在2004年到2005年装置停工检修炼制高硫高酸原油期间,通过定点测厚发现了象前面所属的减顶系统管线减三线、高温换热器出入口短接等部位减薄并进行了包盒子处理，在近一年的时间只是联合装置车间就包盒子172处。定点测厚工作的开展，能及时发现问题并得到相应的处理，有力的保证了装置的安全运行。5.3 对常减压侧线馏分的活性硫和酸值进行定期分析监测为作好加工高硫高酸原油的技术储备工作，我厂要求检测中心对一常、二常和三常的常、减压塔侧线馏分进行活性硫和酸值的定期分析和监测，活性硫和总硫分析范围包括常压塔的常顶、常一线常三线、常底，减压塔的减顶、减一线减三线、减底，酸值的分析范围包括常压

43、塔常三线、减压塔的减二线减三线，分析频次均为一周一次。通过加强设备、管线的在线定点测厚工作以及对常减压侧线馏分的活性硫和酸值进行定期分析监测，我们可以尽快地摸清加工高硫高酸原油腐蚀介质的分布规律以及设备的腐蚀规律，利于我们今后有针对性地采取有效措施降低设备的腐蚀。5.4 加强原油电脱盐的改造和管理工作通过新上的超声波破乳及电脱盐工艺优化等工作，使原油的脱后含盐大幅下降，保证电脱盐的脱盐效果满足控制指标，进一步降低常减顶及后续加工装置的腐蚀。5.5对高温管线和设备进行材质升级提高常减压蒸馏装置设备材料耐蚀等级是控制环烷酸腐蚀的根本途径。利用2005年4月南区检修的机会，对一常装置部分遭受环烷酸腐

44、蚀的高温管线和高温设备进行了材质升级工作。有高温环烷酸腐蚀的部位换热器壳体升级为316l复合层，管板选用不锈钢或复合层，因为材质升级工作所需资金太大，此次材质升级只是先解决了腐蚀矛盾非常突出的部位的设备和管线，根据中石化设备选材导则的要求，还需投入大量资金才能完全满足炼制高硫高酸原油对材质的需要。5.6加强设备表面处理，提高防腐能力加强设备表面处理是我厂在应对各类腐蚀采取的节省投资但行之有效的方法。我厂主要对低温部位的换热器管束进行内部th847、外部th901防腐，空冷器管束进行pva-b防腐，对部分换热器管板及储罐采用喷铝加环氧封闭，高温部位换热器管束采用渗铝管。2005年检修，根据腐蚀状况我厂对50台换热器管板进行了喷铝防腐处理、17台管束进行了管内th847防腐、5台容器进行了喷铝加封闭防腐处理。5.7加大对油品储罐的防腐力度炼制高硫高酸原油后各罐区接收的油品硫含量普遍升高，为应对越来