加氫精制裝置換熱器腐蝕原因分析及防護措施

李宇光，劉道友，李順

（1.中國石油遼陽石化公司，遼寧 遼陽 111003；2.沈陽工業大學 化工裝備學院，遼寧 遼陽 111003；3.沈陽工業大學 商貿學院，遼寧 遼陽 111003）

煉油工業中，換熱器的應用十分廣泛，其重要性也是顯而易見的，換熱設備利用率的高低直接影響到煉油工藝的效率以及成本。據統計換熱器在化工項目建設中約占投資的1/5，因此換熱器的利用率及壽命是值得研究的重要課題。由換熱器的損壞原因來看，腐蝕是一個十分重要的原因，本文以某石化公司3.0 Mt/a 加氫精制裝置中換熱器為例，分析了其腐蝕原因并提出防護優化措施。

1 加氫精制工藝流程簡介

加氫精制裝置工藝流程圖參見圖1。

圖1 裝置工藝流程簡圖

從加氫精制反應器（R8301）出來的反應產物進入混氫原料油換熱器（E8301A/B/C）管程與混氫原料油換熱降溫至110 ℃后，再進入反應產物空冷器（A～8301/A～H），冷卻至50 ℃左右進入高壓分離器（D8303）進行油、水、氣三相分離。其中，換熱器E8301B 和E8301C 參數如表1所示。

表1 E8301B/C 部件材質

2 換熱器腐蝕及檢修情況

2019年12月，換熱器E8301B 出現換熱效率下降，換熱器E8301C 管箱隔板出現異響。打開換熱器E8301B 封頭檢查后發現封頭處出現沉積物，見圖2、圖3。

圖2 換熱器封頭

由圖2和圖3可以看出，隔板槽一側密封擋板開焊，殼體Ω密封環焊道內窺鏡檢測發現管束內存在點蝕，用脫鹽水打壓，陸續出現管束泄漏，共計25 根。采用封堵的方法進行處理，回裝后現場使用氫氣進行氣密試驗，未發現泄露。

圖3 封頭沉積物

打開換熱器E8301C 封頭檢查后發現封頭處出現沉積物，管箱與隔板焊接處出現一道裂紋（參見圖4），殼體側和管板外側Ω密封環焊道無損檢測存在多處裂紋（參見圖5），內窺鏡檢測發現管束內襯輕微點蝕。經過對裂紋進行補焊，著色檢測合 格，回裝現場后使用氫氣進行氣密試驗，壓力升至1.6 MPa 后，發現殼體與Ω環焊縫處出現3 處滲漏點。將E8301C 從裝置上拆卸下來，解體檢查，發現殼體側處Ω環焊縫有多處裂紋。

圖4 管箱隔板與管箱裂紋部位

3 換熱器腐蝕原因分析

化工換熱器常見腐蝕情況有電化學腐蝕、表面磨損腐蝕、換熱管腐蝕、長期運行腐蝕等[1]。

3.1 E8301B 管束泄露原因分析

通過E8301B 封頭沉積物分析并結合內窺鏡觀察管束存在點蝕現象，可以認定E8301B 管束泄露的根本原因是發生了NH4Cl 垢下腐蝕。E8301B 管程實際入口溫度為191.4 ℃，出口溫度為161.5 ℃，殼程出口溫度為97.7 ℃，運行溫度處于NH4Cl 結鹽溫度范圍之內。附著在換熱器管束上的NH4Cl 結晶吸收少量水分后，形成高濃度氯化銨溶液。并且管束材質為0Cr18Ni10Ti，屬于奧氏體不銹鋼，對Cl-高度敏感，在這一環境中產生較強的腐蝕作用。

圖5 Ω密封環焊道無損檢測

3.2 E8301C 中Ω環焊縫裂紋原因分析

E8301C 殼體材質為15CrMo R(H)，Ω環材質為316L，在焊接密封面位置設計應采用雙層堆焊（E309L+E347）。兩次檢修發現裂紋主要在主焊縫和堆焊層之間，第一次檢測時發現裂紋進行修補，但是有部分內部裂紋無法通過著色檢測發現，該部分裂紋出現延遲出現，造成換熱器在回裝后發生泄露。延遲裂紋的出現主要是因為密封面上堆焊層存在缺陷造成的。

3.3 E8301C 管箱與隔板焊接處出現裂縫原因分析

E8301C 管箱與隔板焊接處附近出現一道裂 縫，從形貌看為應力開裂。并且該裂縫沒有處于焊接縫，而是在隔板本體上出現。查閱API571 該部位出現裂紋可能原因很多，結合設備工況及材質分析，較為可能的原因是氫脆。氫脆在腐蝕性環境中把氫充入鋼的時候會發生，由于原子氫的穿透而造成的高強度鋼的延性損失，同時焊后熱處理未到 位，在包括制造過程中的冷卻、焊接或者施加載荷的剩余應力作用下，導致脆性斷裂。

3.4 E8301CΩ密封環腐蝕凹坑原因分析

E8301CΩ密封環上半區出現腐蝕凹坑，形態為點蝕，可能的原因是發生了NH4Cl 垢下腐蝕。Ω環在安裝或者運行過程中的密封面發生輕微變形錯位，形成介質流動死區，NH4Cl 在該部位富集，發生腐蝕。

4 腐蝕防護措施優化

4.1 重整氫中氯化氫含量控制

NH4Cl 結晶物的生成主要原因是物料中HCl 和NH3的存在。通過采用國內使用效果好的脫氯劑，進一步將更換周期降至3 個月，保證脫氯效果。同時考慮在精制裝置新氫來料進裝置前增設脫氯罐對重整氫原料進一步脫氯，控制氯化氫含量，可有效降低裝置氯腐蝕和結鹽風險。建議可以參考其他公司做法：加氫精制裝置加工原料總氯質量濃度全部低于設定預警值 1 mg/L[2]，并對加氫精制裝置加工原料總氯質量濃度進行檢測。

4.2 優化工藝控制措施

4.2.1 加強監測，適當提高注水量

將注水切換至 E8301C 前，適當提高注水量，對銨鹽進行沖洗，控制銨鹽結垢堵塞及腐蝕。

4.2.2 工藝注水改造優化

通過改造，在E8301B 前增加獨立注水泵，實現連續注水，并合理計算確定注水量（確保總注水量的25%在注水部位為液態），采用專用注水噴頭，確保注入水的混合均勻性。

4.2.3 結鹽溫度計算與控制

建立Kp 值和結鹽溫度計算方法，合理調控反應流出物系統的溫度分布，確保銨鹽結晶點調整到注水點之后。

4.3 E8301B 管束材質升級

《SH/T 3096-2012 高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》中對加氫精制裝置換熱器管束選材指導意見中提出“如果本臺換熱器上游管道設置注水點，管道材料宜選用NS1402（N08825）和022Cr23Ni5Mo3N 或022Cr25Ni7Mo4N 和15CrMo/ 14Cr1Mo”。

由于換熱器E8301B 管束材質為0Cr18Ni10Ti奧氏體不銹鋼，在反應流出物系統的氯化銨腐蝕環境中有應力腐蝕開裂傾向，現將材質升級為825 合金，可顯著提升設備本身耐腐蝕性能，降低應力腐蝕開裂風險。

5 結束語

E8301B 管束發生了NH4Cl 垢下腐蝕，E8301C管箱與隔板裂縫可能的原因是氫脆，防護措施應采取控制HCl 含量、優化工藝流程（如注水改造、結晶溫度計算與控制等）、對E8301B 管束材質進行升級。