傅 薔

（中國(guó)石油獨(dú)山子石化分公司，新疆 獨(dú)山子 833699）

0 引言

200萬噸/年加氫裂化裝置以減壓蠟油、焦化蠟油為原料，采用單段一次通過流程，最大限度生產(chǎn)BMCI<10的尾油（作乙烯原料）和硫含量<50ppm，十六烷值＞55的優(yōu)質(zhì)柴油，同時(shí)副產(chǎn)輕烴氣體、液態(tài)烴和石腦油。

近年來，伴隨原油的劣質(zhì)化、設(shè)備的老化，蠟油加氫裝置的腐蝕問題日益突出，嚴(yán)重影響了石化裝置的安全長(zhǎng)周期運(yùn)行[1]。例如：高溫臨氫部位發(fā)生表面脫碳和氫腐蝕、奧氏體不銹鋼設(shè)備在停工期間的連多硫酸應(yīng)力腐蝕開裂、低溫部位冷換設(shè)備的NH4Cl及NH4HS腐蝕?；谏鲜鲈?，2019年對(duì)蠟油加氫裝置17臺(tái)設(shè)備、79條管線采用目視、錘擊、測(cè)厚、垢樣分析等方法進(jìn)行了腐蝕調(diào)查，對(duì)調(diào)查結(jié)果進(jìn)行了匯總和分析，并以此提出了相關(guān)防腐措施，為蠟油加氫裝置的腐蝕和防腐工作提供參考依據(jù)。

1 腐蝕調(diào)查方法及發(fā)現(xiàn)問題

1.1 腐蝕調(diào)查方法

裝置停工檢修期間常用腐蝕檢查方法如表1所示。

表1 停工檢修常用腐蝕檢查方法

1.2 主要發(fā)現(xiàn)問題

通過對(duì)17臺(tái)設(shè)備、79條管線進(jìn)行腐蝕調(diào)查，發(fā)現(xiàn)如下問題，如表2所示。

表2 腐蝕檢查發(fā)現(xiàn)問題匯總表

2 腐蝕原因分析

統(tǒng)計(jì)了2018年至2019年停工檢修前蠟油加氫裂化裝置混合原料油所含腐蝕性介質(zhì)情況（如圖1、圖2所示）。結(jié)合SH/T 3096—2012《高硫原油加工裝置設(shè)備和管道設(shè)計(jì)選材導(dǎo)則》，屬低硫高酸原油。當(dāng)酸值高于0.5mgKOH/g時(shí)，就會(huì)引起高溫部位的酸腐蝕。

圖1 蠟油加氫裝置硫含量

圖2 蠟油加氫裝置酸值

2.1 反應(yīng)系統(tǒng)腐蝕檢查情況

2.1.1 腐蝕機(jī)理

在反應(yīng)部分，由于原料中含有一定量的硫、氮、氧、氯等化合物，在加氫過程中會(huì)與氫反應(yīng)生成H2S、NH3、H2O、HCl等，在一定條件下會(huì)產(chǎn)生氯化銨垢下腐蝕。尤其是近年來油田為了提高原油采收率而使用含有有機(jī)氯的注劑，造成原油中有機(jī)氯含量增加，而有機(jī)氯在電脫鹽過程中無法脫除，這部分氯被帶到下游裝置的原料中，在高溫下分解或與氫反應(yīng)生成HCl，造成腐蝕加劇。

2.1.2 發(fā)現(xiàn)腐蝕問題及原因分析

此次腐蝕調(diào)查，反應(yīng)部分主要檢查了熱高壓分離器V-102、熱低壓分離器V-103、冷高壓分離器V-104、冷低壓分離器V-105、反應(yīng)流出物/熱原料油換熱器E-102、熱循環(huán)氫換熱器E-101設(shè)備及部分管線。E101熱循環(huán)氫換熱器部分管口焊縫出現(xiàn)豁口，管束有兩處變形，主要原因是管內(nèi)表面氫損傷所導(dǎo)致（如圖3、圖4所示）。熱低分氣空冷器E109至V109管線存在硫化氫腐蝕與沖刷腐蝕,彎頭外彎下部測(cè)厚數(shù)值為4.1～4.4mm，原設(shè)計(jì)壁厚7.0mm，與設(shè)計(jì)厚度相比較，偏差率達(dá)到-42%（如圖5所示）。V104界位切液線放空閥短接由于銨鹽垢下腐蝕和酸性水腐蝕，存在明顯腐蝕減薄。設(shè)計(jì)壁厚5.5mm，實(shí)測(cè)最薄處壁厚3.95mm，減薄29%（如圖6所示）。

圖3 E-101管口焊縫

圖4 E-101管束變形

圖5 彎頭外彎下部示意圖

圖6 V104界位切液線放空閥短接最薄處

V-102、V-103、V-104、V-105等反應(yīng)部分設(shè)備，均未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕，一方面是因?yàn)檫@些設(shè)備選材合理，另一方面和反應(yīng)產(chǎn)物進(jìn)入空冷器前注入除鹽水，有效減輕了銨鹽腐蝕。

2.2 分餾系統(tǒng)腐蝕檢查情況

2.2.1 腐蝕機(jī)理

蠟油加氫裝置的分餾部分按照溫度不同，可能發(fā)生低溫部位的腐蝕（如塔頂系統(tǒng)）和高溫部位（如塔底系統(tǒng)）的腐蝕。

低溫部位（一般指不大于 150℃）的腐蝕主要是硫化物在加工過程中分解而產(chǎn)生的，當(dāng)環(huán)境含水時(shí)，成為H2S—H2O型腐蝕。其腐蝕機(jī)理如下：H2S為弱酸，在水中發(fā)生電離：

在H2S-H2O溶液中H+、HS-、S2-和H2S分子，對(duì)金屬產(chǎn)生氫去極化腐蝕，其反應(yīng)式為：

高溫部位的腐蝕主要是指溫度高于240℃時(shí)，隨著溫度的提高，高溫硫的腐蝕逐漸加大。到400℃左右，H2S開始分解，產(chǎn)生單質(zhì)硫，腐蝕達(dá)到最高值。

高溫硫化氫的腐蝕機(jī)理為化學(xué)腐蝕，化學(xué)反應(yīng)式子為：

在溫度為400℃左右，發(fā)生如下反應(yīng)：

2.2.2 發(fā)現(xiàn)腐蝕問題及原因分析

此次腐蝕調(diào)查，分餾部分主要檢查了主汽提塔C-201、干氣脫硫塔C-205、主汽提塔頂后冷器E-202等設(shè)備，發(fā)現(xiàn) CC-201塔底封頭復(fù)合板襯里分散存在著局部密集坑蝕1～1.5mm（如圖7、圖8所示）。判斷原因?yàn)楫?dāng)溫度超過260℃時(shí)，低分油中含有溶解的H2S和活性硫化物對(duì)設(shè)備造成高溫硫腐蝕，導(dǎo)致塔底封頭腐蝕。

圖7 C-201塔底封頭

圖8 C-201塔底封頭

3 結(jié)語

（1）總體而言，蠟油加氫裝置腐蝕狀況良好，設(shè)備選材較為合理，原料性質(zhì)總體與設(shè)計(jì)一致，材質(zhì)等級(jí)基本能夠滿足現(xiàn)在生產(chǎn)條件下的需要。在腐蝕調(diào)查的 17臺(tái)設(shè)備、79條管線中，僅4處部位發(fā)現(xiàn)了明顯的腐蝕；

（2）蠟油加氫裝置的腐蝕防護(hù)要從原料、裝置選材、工藝防腐蝕三個(gè)方面予以重點(diǎn)關(guān)注，第一，和上游裝置合作，對(duì)原料中的腐蝕介質(zhì)進(jìn)行監(jiān)測(cè)和控制；第二，對(duì)不符合選材導(dǎo)則或者實(shí)踐證明材質(zhì)不當(dāng)?shù)脑O(shè)備進(jìn)行材質(zhì)升級(jí)；第三，做好工藝防腐，如注水、注氨和注緩蝕劑，并對(duì)工藝防腐蝕的效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，并根據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)果及時(shí)調(diào)整工藝防腐蝕的詳細(xì)方案；

（3）加強(qiáng)腐蝕監(jiān)測(cè)。對(duì)于重點(diǎn)腐蝕的設(shè)備和管線要重點(diǎn)監(jiān)測(cè)，尤其對(duì)腐蝕狀態(tài)進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)?？赏ㄟ^定點(diǎn)測(cè)厚方式，進(jìn)行采樣分析，掌握腐蝕的動(dòng)態(tài)狀況以及裝置關(guān)鍵部位，提高設(shè)備維護(hù)的主動(dòng)性、有效性。提高檢修主動(dòng)性與設(shè)備維護(hù)水平，避免過多非計(jì)劃性停工現(xiàn)象，將腐蝕降到最低。