航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施

相关主题

1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。

航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施

摘要：某石化公司航煤加氢装置在2013年运行期间多次出现泄漏、穿孔事故，16台/次换热器及管线都出现了不同程度的腐蚀，导致装置多次紧急停工更换管线，不但严重影响装置的

正常运行，还增加了设备更换及修补等费用开支。通过对原料、污水氯含量等影响因素进行分

析，发现反应产物切水的氯含量高达18134ppm，原料中的氯含量超高是腐蚀的主要原因。并就

装置反应流出物换热器具体腐蚀情况进行了腐蚀机理原因分析，借鉴金陵石化航煤加氢装置反

应进出料换热器有16根管束出现了不同程度的腐蚀后采取的应对措施，对某石化公司航煤加氢

装置应对高氯原油腐蚀提出了调整原料混合比例来降低原料中的氯含量、增加脱氯设施、升级

双相不锈钢材质、提高注水量、关注结晶温度等建议。

关键词：航煤加氢腐蚀分析应对措施

某石化公司40万吨/年航煤加氢装置在2013年6月开始陆续出现高分换热器泄漏、空冷翅片管破裂等问题，装置被迫多次非计划停工进行设备更换。虽然装置采取了增加注水、从源头控制原料氯含量等措施来控制腐蚀，但在2014年3月航煤加氢装置停工检修，拆检又发现换热器管束泄漏、铵盐堵塞、管线穿孔等问题，亟需对腐蚀部位及原因进行调查分析，采取相应对策来保证再次开工后的平稳安全运行。

1.腐蚀现象

1.1运行期间腐蚀情况

某石化公司航煤加氢装置自2012年投入运行后，一直运行良好。但在2013年6月以后，加氢装置陆续出现了腐蚀裂纹的情况，造成装置多次停工处理故障，具体腐蚀部位及泄漏情况见表1。

表1 2013年6月-2014年4月装置腐蚀泄漏情况

设备编号设备名称泄漏时间泄漏部位

C101-3 反应器出口空冷器2013.6.7 空冷入口管箱与管束的结合处

C101-2 反应器出口空冷器2013.6.12 管板泄漏着火

E101 反应产物与加氢进料换热器2013.6.14

2013.6.24 管程出口压力表管嘴焊缝开裂采样阀引出接头腐蚀开裂

管线管线E102出口至E103入口管线

E102出口至E103入口管线

2013.7.15

2013.7.12

入口弯头焊缝裂纹

管线E101出口至E102入口管线2013.7.20 入口弯头焊缝裂纹

管线

C104-1 C104-2 C104-3 C104-4 C104-5 C104-6 C104-8 C104-7 E102出口至E103入口管线

反应器出口空冷器

C104-6

2013.8.19

2013.10.11

2013

2014.1.27

入口弯头焊缝裂纹

管束

入口阀门泄漏或裂纹

管束

1.2停工检修拆检腐蚀情况

2014年4月航煤加氢装置停工检修，在拆开检查后发现管束发生了裂纹泄漏，部分换

热器管束结盐堵塞严重，抽芯水洗不通，只好采用高压水洗的方式才勉强贯通。高压空冷E-102两台换热器管束泄漏严重，E102-1堵管数量超过了一半（左一），E102-2(左二)堵管数量也不少，见图1。

图1 高压空冷E-102-1拆检堵管情况

2. 原料对腐蚀产生的影响分析

2.1 原料氯含量分析

某石化公司40万吨/年航煤加氢装置的主要原料来自常减压装置的常一线，而从胜利高氯原油氯分布特点可以看出氯含量集中分布在常一线，比例达到了57%，见图2。

而根据中国石化炼油工艺防腐蚀管理规定氯含量≯2ppm ，某石化公司在加工高氯原油后常一线氯含量最高达到了271ppm ，远远超出防腐规定数值，2014年1月9日仍然达到了5ppm ，导致1月27日又发生了空冷腐蚀管束泄漏事故，可见原料Cl 含量超高是发生腐蚀泄漏事故的主要原因。

图3 常减压装置常一线氯含量

2.2 装置污水氯含量分析

通过对分馏塔顶（T-101）、高压分离器（V-103）底部切水分析Cl 离子含量及PH 值，发现经过加氢反应器后，Cl 离子含量明显增高，反应产物切水中的Cl 离子含量最高达到18134ppm,是金陵石化航煤加氢同部位氯含量的10倍。说明反应器出口换热器

常一线 57%

常二线 28%

常三线 8%

其他 7%

图2 胜利高氯原油氯含量分布特点

（E101/E102/E103）工艺介质Cl离子含量分析是极度超高的，见表2。

表2 装置污水氯含量分析

分析项目T-101 V-103

PH 5 7.5

Cl（ppm）2735 18134

3.同类加氢装置腐蚀应对措施

3.1金陵石化煤油加氢精制装置腐蚀情况及应对措施

3.1.1腐蚀情况

中石化金陵石化公司煤油加氢装置加工原料为煤油，反应进出料换热器(E—101)管程设计压力7.1 MPa，设计温度338℃；管程操作压力6.0MPa，操作温度319-338℃；管程介质为经过加氢反应后产物，其主要成分包括煤油、硫化氢、氢气等，介质具有腐蚀性。壳程介质为经除氧切水后的原料煤油与氢气的混合物，腐蚀性较小。该换热器换热管材质

0Cr18Ni10Ti奥氏体不锈钢Φ19×2。

2012年8下旬发现E-101经加氢精制后煤油硫含量高，且居高不下，停运后打开检查发现管束外表面基本保持不锈钢本色，但在外围的一根管束上发现2处直径约1mm的蚀洞，一处蚀洞边沿呈刀刃状（如图7）。继续检查发现在靠近U型端底部的折流板附近约10cm处一根管束有裂纹，裂纹长度沿圆周约有半周（如图7），经检查发现E-101G有16根管束存在不同程度的泄漏。[1]

3.1.2腐蚀原因分析

图7 E-101管束及折流板腐蚀情况

对E-101有蚀洞的管束取样并剖开，发现管束内结垢较多，垢下坑蚀严重，有即将蚀穿管壁的趋势，具体见图8：从照片可看出，坑点蚀是从管束内部开始的。从形貌上来看应该属于典型的Cl 离子腐蚀穿孔。管束断口显微扫描，发现管束是由内向外裂开，腐蚀是从管内开始的。从管束的断裂情况及断口扫描情况可以断定Cl 离子引起的应力腐蚀开裂可能性很大。对原料罐、进料缓冲罐（V-100）、高压分离器（V-101）底部切水分析Cl离子含量及PH 值测量，经过加氢反应器后，Cl 离子含量明显增高，反应产物切水中的Cl离子含量达到1291.80ppm。说明该换热器工艺介质Cl离子含量分析超高，见表1。

表4 E-101系统水样分析

分析项目原料罐V-100 V-101

PH 6.4 7.83 9.05

Cl（ppm）29.78 395.62 1291.80