王 靜，李淑娟

(中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

某石化公司煉油系統(tǒng)高壓加氫裂化裝置于2007 年7 月投產(chǎn)，自2009 年以來，熱高分之后的3 臺(tái)高壓換熱器陸續(xù)出現(xiàn)腐蝕泄漏問題。對高壓換熱器泄漏情況進(jìn)行了介紹，對其原因進(jìn)行了分析，并對目前采取的措施方案進(jìn)行了介紹。

1 高壓換熱器運(yùn)行及泄漏情況

1.1 簡要流程及運(yùn)行參數(shù)

加氫后的反應(yīng)產(chǎn)物經(jīng)熱高分離器(D-3103)分離后，熱高分氣體分別與冷低分油(E-3013A/B)、循環(huán)氫(E-3102)換熱，再經(jīng)空冷(A-3101)進(jìn)入冷高壓分離器(見圖1)，高壓換熱器的主要運(yùn)行參數(shù)見表1。

圖1 加氫裂化裝置簡要流程

1.2 泄漏情況介紹

自2009 年以來，熱高分之后的3 臺(tái)高壓換熱器陸續(xù)出現(xiàn)腐蝕泄漏問題，對其泄漏、維修情況進(jìn)行初步統(tǒng)計(jì)(見表2)。

(1)E3103/A 腐蝕情況

2013 年檢修期間打壓堵管38 根，2014 年5月檢修期間打壓未發(fā)現(xiàn)泄漏。對E3103/A 各管口法蘭拆解后進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)管程出口接管以及下管板存在銨鹽結(jié)晶情況(見圖2 和3)。

表1 高壓換熱器技術(shù)參數(shù)

表2 高壓換熱器泄漏維修情況統(tǒng)計(jì)

圖2 E3103/A 管程出口接管銨鹽結(jié)晶情況

圖3 E3103/A 下管板銨鹽結(jié)晶情況

(2)E3103/B 腐蝕情況

2009 年10 月份E-3103B 內(nèi)漏，裝置緊急停車處理，對其進(jìn)行修復(fù)，共堵管87 根，用內(nèi)窺鏡檢查，發(fā)現(xiàn)管束內(nèi)部存在銨鹽結(jié)晶情況(見圖4)。

圖4 E-3103B 管束內(nèi)銨鹽結(jié)晶情況

2010 年對換熱器更新，管束材質(zhì)升級為2205雙相鋼。對舊管束剖開檢查，發(fā)現(xiàn)管束內(nèi)壁存在明顯的點(diǎn)蝕坑。2013 年8 月裝置大檢修期間打壓檢查未發(fā)現(xiàn)泄漏情況。2014 年5 月?lián)屝奁陂g打壓發(fā)現(xiàn)泄漏，更換處理，對更換下來的管束剖開檢查，發(fā)現(xiàn)條狀腐蝕溝槽(見圖5 和6)。

圖5 E3103/B 管束內(nèi)部條狀溝槽形貌

圖6 E3103/B 管束穿孔情況

(3)E-3102 腐蝕情況

2013 年8 月裝置大檢修期間發(fā)現(xiàn)E3102 約有20 根換熱管腐蝕穿孔。打壓后E-3102 最終堵管1 137 根，剩余管束48 根。2014 年5 月份更換新管束(材質(zhì)升級為2205 雙相鋼)，對舊管束(材質(zhì)316L)剖開檢查，發(fā)現(xiàn)條狀、點(diǎn)狀腐蝕坑(見圖7)。

圖7 E3102 管束內(nèi)部條狀溝槽形貌

2 原因分析

2.1 原料性質(zhì)分析

《中國石化煉油工藝防腐蝕管理規(guī)定》“加氫裂化原料蠟油中鐵離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)不大于1 μg/g，氯離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)不大于1 μg/g”，統(tǒng)計(jì)2013 年高壓加氫原料中氯離子超標(biāo)率為84.2%(見圖8)。高壓加氫原料油氮質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制指標(biāo)為0.14%，但實(shí)際運(yùn)行原料中存在超標(biāo)情況，2012 年氮超標(biāo)率為12.4%(見表3)。氯化銨鹽干態(tài)沒有腐蝕性，溶于水后形成酸性溶液對鋼材造成腐蝕，低濃度的溶液腐蝕性不強(qiáng)，但在吸水潮解形成高濃度溶液時(shí)腐蝕加重。

圖8 高壓加氫裝置原料氯離質(zhì)量分?jǐn)?shù)趨勢

表3 高壓加氫裝置原料氮含量超標(biāo)情況分析

2.2 材質(zhì)理化分析及垢物分析

對失效管束進(jìn)行理化分析，結(jié)果表明材質(zhì)成分、硬度、非金屬夾雜等指標(biāo)均符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。對失效管束取垢樣進(jìn)行了EDX(能量色散X 射線熒光光譜分析)，分析結(jié)果顯示，樣品中含有C，N，O，S，Cl，F(xiàn)e 和Cr 等元素，其中氯元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.28%～0.76%、氮元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21.71%～25.01%，F(xiàn)e 和Cr 來自管束腐蝕產(chǎn)物，垢物中含有部分有機(jī)物，大量氮元素的存在說明垢樣中含有銨鹽。

結(jié)合現(xiàn)場換熱器結(jié)鹽情況、管束腐蝕形貌，以及高壓換熱器的實(shí)際操作情況，3 臺(tái)換熱器管程介質(zhì)操作溫度在125～230 ℃，基本處在氯化銨鹽結(jié)晶溫度區(qū)域(結(jié)晶溫度130～210 ℃)，判定管束腐蝕原因?yàn)?生產(chǎn)過程中出現(xiàn)氯化銨鹽結(jié)晶，氯化銨鹽水解形成強(qiáng)酸對不銹鋼產(chǎn)生局部腐蝕［1］。

原料油中氯含量偏高，加重了氯化銨結(jié)鹽傾向，裝置的注水清洗注水量不夠，影響清洗效果，加重了腐蝕。裝置采取的連續(xù)注水操作，使不銹鋼換熱管長時(shí)間連續(xù)與含氯腐蝕性溶液接觸，在材料局部薄弱部位(溝槽、鈍化膜破損部位、夾雜物、位錯(cuò)露頭部位)點(diǎn)蝕形成、發(fā)展，引起換熱管的腐蝕穿孔。

3 措 施

高換管束選材符合最新石化行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《高硫原油加工裝置設(shè)備和管道設(shè)計(jì)選材導(dǎo)則》(SH/T3096—2012)中選材要求，鑒于上述分析結(jié)果，目前針對運(yùn)行期間換熱器管束內(nèi)壁腐蝕，需要重點(diǎn)從工藝防腐角度考慮防腐措施。

(1)調(diào)整運(yùn)行操作溫度，改變銨鹽結(jié)晶點(diǎn)位置。目前控制高壓換熱器E3103A 出口溫度不小于215 ℃，確保氯化銨鹽結(jié)晶(氯化銨鹽結(jié)晶溫度在130～210 ℃)在注水點(diǎn)之后，以保護(hù)E-3103A。高壓空冷入口溫度控制在不小于135 ℃，以防止硫氫化銨在高壓空冷前結(jié)晶對E3102 形成垢下腐蝕以及對高壓空冷入口形成沖刷腐蝕。

(2)采取科學(xué)合理的注水工藝防腐措施。E3103B 及E3102 前采用間斷注水，當(dāng)管程壓差大于0.05 MPa，進(jìn)行注水清洗，控制注水流量12 t/h 左右，保持連續(xù)沖洗直至壓差降低到0.02 MPa 停注水。

裝置自2014 年5 月檢修開工后，按此控制調(diào)整，高換運(yùn)行正常，考慮到裝置的長周期運(yùn)行，如何有效降低原料中的氯含量及如何采取有效的監(jiān)檢測手段及時(shí)掌握運(yùn)行期間高換管束內(nèi)壁的腐蝕狀況仍是需要思考的課題。

［1］楊建成.汽柴油加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)的腐蝕與對策［J］.石油化工腐蝕與防護(hù)，2012，29(1):20-22.