蠟油加氫裝置的腐蝕調查與分析*

程 偉，王鳳榮，吳 祥，周 楊,周 斌，徐 勝

(1.合肥通用機械研究院，安徽 合肥 230031；

?

蠟油加氫裝置的腐蝕調查與分析*

程 偉1，王鳳榮2，吳 祥1，周 楊1,周 斌1，徐 勝1

(1.合肥通用機械研究院，安徽 合肥 230031；

2.石油化工研究院大慶化工研究中心，黑龍江 大慶 163714)

對蠟油加氫裝置34臺設備進行腐蝕調查，并結合裝置的原料、選材情況，進行腐蝕分析，發現蠟油加氫裝置存在濕硫化氫腐蝕、高溫氫損傷、循環水垢下腐蝕。加氫反應器R101底部表面收集器固定螺栓發生高溫氫損傷，硫化氫汽提塔C201內壁和塔盤發生H2S-HCl-H2O介質的腐蝕，低分氣冷卻器E301內壁發生濕硫化氫腐蝕和酸性水腐蝕、貧液冷卻器E105發生循環水垢下腐蝕。

蠟油加氫裝置 腐蝕調查 腐蝕分析

蠟油加氫裝置是煉油廠核心裝置之一。近年來，伴隨原油的劣質化、設備的老化，蠟油加氫裝置的腐蝕問題日益突出[1-3]，嚴重影響了石化裝置的安全長周期運行。對蠟油加氫裝置34臺設備進行調查，并對調查結果進行分析。

1 裝置介紹

1.3 Mt/a蠟油加氫裝置以減壓蠟油和焦化蠟油(質量比為54∶46)為原料，在高溫、高壓、氫氣和催化劑的作用下脫除原料中的硫、氮等雜質，改進烴的分子結構，提高蠟油的氫含量，進而為催化裂化裝置提供優質原料。

該裝置投用時間是2009年11月,主要由反應單元、分餾單元、脫硫單元這三個部分組成，主要產品有柴油、石腦油和加氫蠟油。

1.1 原料情況

該廠原油硫質量分數為2.8%，酸值為0.25 mgKOH/g，依據SH/T 3096—2012《高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》，屬高硫低酸原油。

蠟油加氫裝置混合原料油所含腐蝕性介質情況，見表1。

表1 蠟油加氫裝置的原料情況

從表1可以看出：蠟油加氫裝置的混合原料油硫質量分數較高，為2.9%。

1.2 選材情況

蠟油加氫裝置的主要設備選材情況見表2，可以看出蠟油加氫裝置的主要設備選材基本符合選材導則要求，僅D105和D106選材略低于導則要求。

2 腐蝕調查

此次腐蝕調查共涉及設備34臺，包括反應器1臺、塔5臺、換熱器17臺、容器6臺、空冷器5組。

2.1 反應器

此次腐蝕調查僅檢查反應器1臺,即加氫處理反應器R101，內壁未見明顯腐蝕，底部表面收集器多處固定螺栓發生脆性斷裂。

2.2 塔

此次腐蝕調查共檢查塔5臺：循環氫脫硫塔C101、硫化氫汽提塔C201、產品分餾塔C202、柴油汽提塔C203和低分氣脫硫塔C301。C101，C202，C203和C301的內壁和內構件均未見明顯腐蝕，C203腐蝕明顯：①自上而下，第2人孔段低分油進料分配管表面有明顯腐蝕麻坑(見圖1)；②自上而下，第2人孔向下第4至7層塔盤腐蝕穿孔(見圖2)、溢流堰腐蝕穿孔(見圖3)；③自上而下，第2人孔內側有明顯腐蝕坑(見圖4)；④自上而下，第3人孔段內壁有明顯腐蝕坑(見圖5)。

表2 主要設備選材情況

圖1 C203低分油分配管表面腐蝕坑

圖2 C203塔盤腐蝕穿孔

2.3 換熱器

此次腐蝕調查共檢查換熱器17臺，主要發現：①反應貧液冷卻器E105管板表面出現少量的凹坑(見圖6);②低分氣冷卻器E301殼體內壁發現一處腐蝕凹坑(見圖7)，長約100 mm，寬約60 mm，深度約2～3 mm。

圖3 C203溢流堰腐蝕穿孔

圖4 C203第2人孔內側腐蝕坑

2.4 容 器

此次腐蝕調查共檢查容器6臺，包括熱高壓分離器D103、熱低壓分離器D104、冷高壓分離器D105、冷低壓分離器D106、反沖洗污油罐D115和燃料氣分液罐D411，均未見明顯腐蝕。

圖5 C203第3人孔段內壁腐蝕坑

圖6 E105管板表面少量凹坑

圖7 E301殼體內壁腐蝕凹坑

2.5 空冷器

此次腐蝕調查共檢查空冷器5組，包括反應產物空冷器A101A-D、低分氣空冷器A102A/B、脫硫化氫汽提塔頂空冷器A201A/B、分餾塔頂空冷器A202A/B和柴油空冷器A203，采用超聲波測厚儀檢測進出口接管壁厚、采用內窺鏡抽查管束，均未發現明顯腐蝕。

3 腐蝕分析

3.1 反應部分

蠟油加氫裝置的反應部分溫度高、壓力大，且氫氣和硫化氫含量較高，易發生高溫硫化氫/氫氣腐蝕、高溫硫腐蝕和高溫氫損傷。

此次腐蝕調查，反應部分主要檢查了加氫處理反應器R101、反應產物/混氫油換熱器E102A/B、熱高分氣/混合氫換熱器E103、循環氫脫硫塔C101、貧液冷卻器E105、熱高壓分離器D103、熱低壓分離器D104、冷高壓分離器D105、冷低壓分離器D106等設備。

R101底部表面收集器固定螺栓在380 ℃、臨氫環境下發生高溫氫損傷，導致脆性斷裂。

E105管程介質脫鹽水，產生循環水垢下腐蝕，導致管板表面出現少量腐蝕凹坑。

C101,E102A/B,E103,D103,D104,D105和D106等反應部分設備，均未發現明顯腐蝕，一方面是因為這些設備選材合理，另一方面和反應產物進入空冷器A-101前注入除鹽水，有效減輕了銨鹽腐蝕。

3.2 分餾部分

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

低溫部位(一般指不大于150 ℃)，溫度低，介質中含有水、硫化氫、氯離子、銨鹽，可能會發生濕硫化氫腐蝕、鹽酸腐蝕、氯化銨腐蝕等；

高溫部位(一般指不小于200 ℃)，溫度高，介質中含有單質硫、硫化氫，可能會發生高溫硫腐蝕。

此次腐蝕調查，分餾部分主要檢查了硫化氫汽提塔C201、產品分餾塔C202、柴油汽提塔C203、脫硫化氫汽提塔頂空冷器A201A/B、分餾塔頂空冷器A202A/B，發現C201發生了明顯的腐蝕(見圖1至圖5)。

冷熱低分油在硫化氫汽提塔C201中經過蒸汽汽提除去H2S氣體和輕烴，C201塔頂溫度約為130 ℃，壓力約為0.8 MPa；塔底溫度約為250 ℃，壓力約為1.2 MPa；而自上而下第2人孔處進料溫度約為265 ℃、壓力約為2.5 MPa；也就是說冷熱低分油進料處存在1.3 MPa的壓力降，此時有一部分低分油出現氣化，另一部分低分油呈液態往下流。氣態組分中含有H2S、Cl-和H2O，使低分油分配管表面發生氣蝕，發生密集腐蝕坑；而液態組分在下降的過程中，不僅對塔盤產生了濕硫化氫腐蝕，還造成了沖刷腐蝕[5-7]。

對C201發現腐蝕坑的塔盤表面腐蝕產物進行XRD分析(見圖8)，腐蝕產物主要是FeS和Fe2O3,也在一定程度證實塔盤發生了濕硫化氫腐蝕。

圖8 C201腐蝕產物分析

3.3 脫硫部分

脫硫部分主要處在低溫環境中，發生低溫腐蝕的可能性較大，如濕硫化氫腐蝕和酸性水腐蝕。

此次腐蝕調查，脫硫部分檢查了低分氣脫硫塔C301、低分氣冷卻器E301等設備。發現E301殼體內壁有一處腐蝕凹坑；E301殼體材質20R，操作溫度約50 ℃，介質低分氣中含有水和硫化氫，發生了濕硫化氫腐蝕和酸性水腐蝕，導致殼體內壁出現腐蝕凹坑。

4 總 結

(1)總體而言，蠟油加氫裝置腐蝕狀況良好，

在腐蝕調查的34臺設備中，僅4臺設備發現了明顯的腐蝕；腐蝕主要有：高溫損傷、濕硫化氫腐蝕、酸性水腐蝕和循環水垢下腐蝕；

(2)蠟油加氫裝置的腐蝕防護要從原料、裝置選材、工藝防腐蝕三個方面予以重點關注，第一,和上游裝置合作，對原料中的腐蝕介質進行監測和控制；第二，對不符合選材導則或者實踐證明材質不當的設備進行材質升級；第三，做好工藝防腐，如注水、注氨和注緩蝕劑，并對工藝防腐蝕的效果進行評價，并根據評價結果及時調整工藝防腐蝕的詳細方案；

(3)要對蠟油加氫裝置重點設備的重點位置進行在線測厚，動態監測腐蝕狀態。

[1] 張樹萍.柴油加氫裝置腐蝕調查及防腐措施[J].石油化工設備技術，2013，34(3)：45-50.

[2] 高峙.常減壓裝置腐蝕調查與防護措施[J].石油化工設備技術，2014，35(3)：61-67.

[3] 中國石化設備管理協會.石油化工裝置設備腐蝕與防護手冊[M].北京：中國石化出版社，2001：101-110.

[4] 中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局.承壓設備損傷模式識別:GB/T 30579—2014[S].北京：中國標準出版社，2014.

[5] 孫昱.蠟油加氫裝置硫化氫汽提塔的腐蝕與防護[J].石油化工腐蝕與防護，2013,30(2)：10-14.

[6] 侯艷宏，于鳳昌，段永鋒.硫化氫汽提塔進料段腐蝕分析[J].石油化工腐蝕與防護，2015,32(2)：46-49.

[7] 羅志軍.渣油加氫裝置濕硫化氫腐蝕及防護[J].石油化工腐蝕與防護，2012，29(2)：47-50.

(編輯 王菁輝)

Corrosion Investigation and Analysis of Wax Oil Hydrogenation Unit

ChengWei1,WangFengrong2,WuXiang1,ZhouYang1,ZhouBin1,XuSheng1

(1.HefeiGeneralMachineryResearchInstitute,Hefei230031,China；2.DaqingChemicalEngineeringResearchCenter,CNPCResearchInstituteofPetroleumProcessing,Daqing163714,China)

Corrosion investigation was carried out on the 34 sets of wax oil hydrogenation unit. Corrosion analysis was made combined with raw materials and material selection of device. Problems of wet hydrogen sulfide corrosion, high temperature hydrogen damage and circulating water/under-deposit corrosion have been found in wax oil hydrogenation units; high temperature hydrogen damage of collector bolt has been found in the bottom surface of hydrogenation reactor R101; inner wall and tray of hydrogen sulfide stripper C201 suffers from H2S-HCl-H2O corrosion; inner wall of low gas cooler E301 suffers from wet hydrogen sulfide corrosion and acid water corrosion; lean liquid cooler E105 suffers from circulating water/under deposit corrosion.

wax oil hydrogenation, corrosion investigation, corrosion analysis

2017-01-19；修改稿收到日期：2017-03-09。

程偉(1987-),碩士，主要從事壓力容器與管道的RBI評估。E-mail：chengwei4zhai601@163.com

國家高技術研究發展計劃(863計劃)(2014AA041806)。