二套ARGG 裝置富氣系統腐蝕泄漏分析

劉 羽

（中國石油大慶煉化公司煉油生產二部，黑龍江大慶 163000）

0 引言

ARGG 為內提升管反應器、反應再生并列式催化裂化裝置，在生產過程中，分餾塔頂氣相餾出物經冷卻后進入分液罐，經分液罐分液后頂部氣相介質即為富氣，富氣經富氣壓縮機壓縮后送至吸收穩定單元繼續加工[1]。富氣系統指從分餾塔頂分液罐開始到富氣壓縮機出口管線為止的所有設備及管線，一旦發生泄漏將會嚴重影響后續工藝流程，甚至引起整個生產裝置的停工停產。

1 二套ARGG 裝置氣壓機富氣系統腐蝕情況

（1）2020 年9 月29 日，氣壓機二段入口經中冷器冷卻后至中間罐管線彎頭焊道熱影響區腐蝕開裂滲漏，該裂紋長3.5 cm，位于熱影響區離焊道4 mm 處，平行于焊道。對焊道兩側管段分別進行測厚，兩側壁厚均為9.76～10.00 mm（原始壁厚10.00 mm），未見明顯減薄（圖1）。

圖1 焊道熱影響區泄漏點情況

（2）2020 年10 月6 日，氣壓機出口放火炬安全閥前彎頭焊道斜上方裂紋滲漏，該裂紋長約5.5 cm，位于熱影響區離焊道2 mm 處，平行于焊道。對焊道兩側管段進行測厚，壁厚為5.0～5.5 mm（原始壁厚5.5 mm），無嚴重減薄情況。

（3）2020 年11 月30 日，氣壓機二段反飛動副線閥上法蘭焊道裂紋滲漏，該裂紋長約4.0 cm，位于熱影響區離焊道2 mm處，平行于焊道，對焊道兩側管段和法蘭頸部分別進行測厚，管段側壁厚均為7.85～8.00 mm，法蘭頸側最小厚度大于8.00 mm，無嚴重減薄情況（圖2）。

圖2 上法蘭焊道泄漏點情況

（4）2020 年12 月4 日，D10201 至氣壓機入口富氣線彎頭焊道斜上方裂紋滲漏，該裂紋共4 cm 長，位于熱影響區離焊道4 mm 處，平行于焊道。對焊道兩側管段分別進行測厚，兩側壁厚均為9.68～10.00 mm（原始壁厚10.00 mm），無明顯減薄現象。

（5）2021 年1 月22 日，氣壓機二段入口溫度引出點接管根部焊道熱影響區裂紋滲漏，該裂紋長約1 cm，位于熱影響區離焊道5 mm 處，平行于焊道。對焊道上方接管和主管分別進行測厚，接管壁厚均為9.68～10.00 mm 左右，無明顯減薄現象。

（6）2021 年3 月9 日，氣壓機二段入口富氣線自D-10303至壓縮機入口水平段管線焊道斜下方四點鐘位置有縫鋼管本體直焊縫裂紋滲漏。該裂紋長約1 cm，位于熱影響區離焊道約10.00 mm 處，垂直于焊道。對焊道周圍管段分別進行測厚，兩側壁厚均為9.88～10.00 mm（原始壁厚10.00 mm），無明顯減薄情況。

（7）2021 年4 月1 日，氣壓機二段入口本體法蘭配對管線法蘭焊道南北兩側滲漏。對焊道周圍管段分別進行測厚，兩側壁厚為9.70～10.00 mm（原始壁厚10.00 mm），無明顯減薄情況。

（8）2021 年9 月27 日，二段入口富氣線自D-10303 至壓縮機入口水平段文丘里管流量計焊道北側中間位置出現裂紋滲漏，該裂紋長約4 cm，位于熱影響區離焊道3.00 mm 處。對焊道周圍管段分別進行測厚，兩側壁厚為9.6～10.00 mm（原始壁厚10.00 mm），無明顯減薄情況。

2 產生腐蝕的原因分析

H2S（硫化氫）是泄漏介質中的主要腐蝕介質，其余HCl、SO2、SO3等成份由于含量微少可忽略不計。對氣壓機富氣采樣分析，2018 年、2019 年富氣中H2S 的濃度分別為3972.7 μL/L、3325 μL/L，均屬于H2S 易腐蝕濃度范圍。

2020 年采樣分析，富氣系統介質的pH 值為8～9，H2S 的濃度為3003.9 μL/L，氨和氯化氫的濃度分別不高于50 μL/L 和0.5 μL/L，碳五含量為9.47%，其主要組分含量見表1。

表1 富氣系統介質中其他組分含量

已對管線泄漏出的油狀黏性物進行采樣，并委托大慶研究院進行化驗分析，目前只對樣品中氯離子和硫酸根離子含量進行了分析，結果分別為7.47 mg/g 和29.74 mg/g。

H2S 對煉油化工生產裝置的腐蝕類型有多種，其中危害最大的是應力腐蝕。硫化氫應力腐蝕主要有氫致開裂（HIC）、氫鼓泡（HB）、硫化物應力腐蝕開裂（SCC）、由應力引起的氫致開裂（SOHIC）等方式[2]。通過腐蝕現象和情況判斷，該裝置富氣系統腐蝕的原因為硫化物應力腐蝕開裂（SCC）。

3 腐蝕對比分析

由于該裝置加工原料為常減壓裝置加工后剩余的常減壓渣油，硫及硫化物含量很高（約3000 mg/L），且在催化裂化過程中又生成了以H2S 為代表的新的硫化物，而H2S 在加工過程中與液相水或汽相水混合，而在特定溫度范圍內（溫度與硫化物應力腐蝕破裂傾向為反比關系）碳鋼和低合金鋼對SSC 比較敏感，H2S 環境下在82 ℃以下可發生應力腐蝕開裂，較敏感溫度為25～40 ℃。該裝置富氣系統管線工作溫度為35～90 ℃，尤其是一段入口和二段入口的溫度為35～40 ℃，剛好處于腐蝕嚴重的溫度區域[3]。

另外，在pH 值為6～9 的環境中，鋼材發生硫化物腐蝕的敏感性雖然隨pH 值的上升呈下降趨勢，但在含有H2S 和H2O 的介質環境中短時間內仍然可以發生腐蝕開裂，所以該富氣系統管線工作環境的pH 值對硫化物腐蝕有很大影響。

根據管線中的介質及裂紋的部位與形狀，結合機械損傷腐蝕機理，分析認為上述裂紋主要是由于硫化物應力腐蝕開裂和焊接應力引起的。

上述裝置8 處漏點均為焊道熱影響區裂紋，位置在焊道的熱影響區內，管線和管件材料均為20#鋼，而氣壓機二段和氣壓機富氣的入口管線管段均在2017 年檢修期間更換且進行了熱處理。對現場的泄漏情況進行分析，氣壓機富氣入口管線焊道、二段入口溫度引出點接管根部焊道、氣壓機二段入口本體法蘭配對管線焊道，可能是由于焊道熱處理施工難度較大、效果不好，殘余熱應力未完全消除，造成該處焊道發生濕硫化氫焊接應力腐蝕開裂的情況。其中，二段入口本體法蘭配對管線彈簧支撐過于薄弱、支撐強度不夠，導致該法蘭焊道承受長時間拉應力，造成濕硫化氫應力腐蝕加速，該焊道前后共出現7 處滲漏；入口管線因在檢修中冷器E10305 過程中反復對下方U 形彎處支撐進行拆除、恢復過程中支撐性不好等，最終導致該管線始終存在應力，造成焊道發生應力腐蝕開裂；氣壓機二段反飛動副線閥上法蘭位置為盲腸死角，存在積液情況，因多年使用導致該焊道長期處于濕硫化氫腐蝕的環境，但管壁不存在減薄情況，因此判斷造成此處硫化氫應力腐蝕開裂的原因為該焊道可能存在較小的殘余應力，經過長時間的腐蝕導致開裂；氣壓機出口放火炬管線彎頭處焊道裂紋，從現場安裝角度發現該管線在安裝時可能存在施工應力，管線上部緊貼樓板墻面，導致該泄漏彎頭焊道處存在拉伸應力，雖然該管線操作溫度較高（約90 ℃），但由于為盲腸位置該外溫度較低，富氣中的水蒸汽易冷凝形成濕硫化氫腐蝕的環境，在長時間的濕硫化氫應力腐蝕下發生了開裂的情況。

4 管線腐蝕的設備原因

在處理二段入口管線各漏點（富氣自中冷器E10305 冷卻后至壓縮機二段入口）的過程中發現，漏點處有大量酸性水溢出，對氣壓機二段入口管線脫液包單獨脫液，發現酸性水量較大（為原管線帶液8 倍左右），分析為存在以下兩種可能。

（1）中冷器管束泄漏，循環水串至富氣中、導致富氣含水量增大。循環水壓力約0.4 MPa，一段出口壓力約0.47 MPa，理論上循環水不會串入富氣。對中冷器富氣冷后導淋脫液后發現該處無水，判斷中冷器管束未發生泄漏，排除中冷器泄漏原因。

（2）氣壓機級間分液罐氣液分離器降液管堵塞或氣液分離器濾芯腐蝕嚴重，導致氣液分離效果變差，富氣中的酸性水增多。由于二段入口管線無保溫，使富氣中的酸性水在富氣線管壁上冷凝，在焊道周圍洼陷位置富集，造成濕硫化氫應力腐蝕加劇。

5 解決及預防措施

通過以上分析，結合機組、工藝實際操作，采取以下措施預防和解決富氣系統腐蝕問題：

（1）采取打鋼帶和打卡子注膠的方法消除上述8 處漏點。已對上述8 處泄漏點處增加巡檢牌，要求操作員每2 h 對泄漏點進行巡檢一次，要求崗位設備工程師每天對泄漏點進行一次巡檢，要求作業區三級工程師每周對泄漏點進行一次巡檢，及時發現問題及時處理。

（2）現已在分餾塔頂油氣管線上，加注緩蝕劑，緩蝕劑附著在管線器壁上，形成鈍化保護膜，減緩硫化氫腐蝕。但是油氣進入粗汽油罐后，氣液兩相分離，緩蝕劑無法對粗汽油罐出口至氣壓機的管線進行保護。在氣壓機入口管線和級間管線增加注入中性水管線，使富氣系統脫離易于硫化氫腐蝕的pH 環境，此措施需在裝置停工檢修時才可施工。

（3）對D10201 水包進行采樣，通過pH 值變化情況及時調整注氨水量。

（4）每周打開氣壓機二段反飛動副線閥，將該盲腸內積液清走，減緩焊道腐蝕開裂速率。

（5）定期調整氣壓機二段入口管線支撐，消除應力。

（6）對氣壓機二段入口脫水包進行連續脫水，降低管線內富氣水分含量，防止發生富集作用造成腐蝕加劇。

（7）冬季及時投用D10201 至氣壓機入口富氣線伴熱，及時控制好E10203、E10204、E10305 冷卻水量，將氣壓機富氣一段、二段入口溫度控制在40 ℃以上。

（8）在檢修期間對氣壓機富氣管線進行材料升級，并對焊道進行100%熱處理，100%硬度檢測，在更換作業時加強焊接質量監督，確保每條焊縫均熱處理合格，同時采用射線探傷、著色、硬度檢測等方式檢驗焊接質量。

（9）在檢修期間拆檢氣壓機級間分液罐氣液分離系統，更換腐蝕損壞配件，保證氣液分離效果。

（10）排查使用達到6 年以上（含6 年）的富氣管線，提報檢修計劃，進行整體更換和熱處理。