加氢裂化装置的腐蚀风险分析及防范措施

李贵军，单广斌，刘小辉

(中国石化安全工程研究院，山东青岛 266071)

加氢裂化装置的腐蚀风险分析及防范措施

李贵军，单广斌，刘小辉

(中国石化安全工程研究院，山东青岛266071)

对某加氢裂化装置的腐蚀状况进行了分析，根据装置的流程特点、操作条件、设备选材和结构，对装置的腐蚀类型和腐蚀原因、腐蚀风险进行了分析，提出了工艺防腐、材料升级和结构改进等方面的改进措施。

压力容器 管道 腐蚀风险 加氢裂化装置 材料

加氢裂化装置在大型炼化企业的全厂生产流程中起到产品分布和产品质量调节器的作用，是“油—化—纤”各类产品生产结合的核心，已成为现代炼油和石油化工行业最重要的重油深度加工工艺之一[1]。加氢裂化装置操作条件苛刻，高温高压临氢，对设备可靠性要求高，从装置运行实际来看，由于机械强度引起的设备失效很少，腐蚀和选材不当引起的设备失效破坏很多[2]。随着加工原油的劣质化，装置面临的腐蚀环境更加苛刻，通过对装置的腐蚀状况进行分析，对腐蚀部位、腐蚀形态、腐蚀影响因素进行研究，提出相应的应对措施，降低设备(构件)的腐蚀失效风险，对于保障装置的安全稳定运行非常必要。

1 装置基本情况

某石化公司加氢裂化装置于1985年建成，原设计能力90×104t/a，设计加工减压馏分油，采用一段串联全循环工艺。1998年进行了技术改造，新增一台加氢精制反应器，由原来的一段串联全循环改造为一次通过流程，加工能力提高到150×104t/a。2000年后开始加工高硫油，装置由反应部分、分馏部分组成，原料为减压蜡油，并掺炼部分焦化蜡油，产品包括液化气、石脑油、航煤、柴油等产品。

装置原设计原料油硫含量0.87%,从2000年后原料油硫含量逐年上升，2009年原料油平均含硫达1.61%，以后加工原料油硫含量还会增加。虽然针对高硫油加工进行了相应的适应性改造，但还存在薄弱环节，硫含量的增加，引起装置中物料腐蚀性杂质含量增加，腐蚀风险加重。

2 反应部分的腐蚀和损伤

反应部分的腐蚀和损伤类型主要有高温高压氢引起的损伤、高温H2S/H2腐蚀、铬钼钢的回火脆化，以及湿硫化氢腐蚀、酸性水、氯化铵腐蚀、硫氢化铵腐蚀等。

2.1 反应部分高温部位的腐蚀和损伤

图1是加氢裂化反应DC-102接管密封面的裂纹，是由于不锈钢堆焊层高温下渗入的氢原子，在低温下过饱和降低了材料韧性，在密封槽拐角应力集中部位引起了开裂。

图1 DC-102接管密封槽裂纹

反应部分高温H2S/H2腐蚀是一种均匀腐蚀形式，发生在204℃以上，由于氢能够渗透到腐蚀生成的FeS保护膜内使之产生剥离脱落，露出新鲜金属继续腐蚀反应，使腐蚀加快。装置反应区高温部位多选用奥氏体不锈钢， H2S/H2腐蚀的减薄速率较低。

2.2 反应部分低温部位的腐蚀

反应部分低温部位包括反应流出物换热流程后部的高压换热器、高压空冷器、冷高压分离器、冷低压分离器等设备和相连管道，主要腐蚀类型有湿硫化氢环境的腐蚀、氯化铵腐蚀和硫氢化铵腐蚀。

加氢裂化氯化物腐蚀主要发生在温度处在230℃以下热高分气换热器中，加氢反应生成的HCl与NH3反应生成NH4Cl结晶，堵塞换热器管束，引起垢下腐蚀和冲蚀。脱戊烷塔进料/反应器流出物热交换器EA-104和EA-106管束选材均为316L，虽有一定的抗点蚀能力，但氯化物应力腐蚀开裂敏感性高，应严格控制原料和新氢的氯含量，加强工艺操作控制，以防止管束腐蚀失效。

高压空冷器和相连管线，以及低压空冷器和相连管线物料硫化氢含量高，湿硫化氢腐蚀敏感性高。高压空冷器管束腐蚀泄漏在国内外加氢裂化装置上都出现过，造成了装置的非计划停工，影响了装置的安全运行[3]。这种腐蚀是由于加氢反应产生的H2S和NH3生成的NH4HS结晶析出，引起冲蚀或垢下腐蚀造成，影响腐蚀的主要因素是NH4HS的浓度和流速，次要因素是pH值、氰化物含量等。

湿硫化氢腐蚀主要发生在120℃以下的低温部位，腐蚀形态为腐蚀减薄和应力腐蚀开裂。存在该种失效模式的设备有冷高压分离器和冷低压分离器、循环氢脱硫塔等设备和相连管道。从装置运行中的腐蚀检测情况来看，高压分离器FA-103到GB-101的循环氢管线01PHH1-12-915C60、GA-115A/B到EA-117的脱戊烷塔底循环油线250PHC202-B31和FA-107酸性水排出线01PHC46-2-150B7L腐蚀减薄严重，应做好FA-103 的脱水操作，减少循环氢中水分含量，以减缓FA-103到GB-101的循环氢管线的腐蚀，对腐蚀严重部位根据实际情况确定腐蚀检测频率，加强重点部位的测厚检查。

3 分馏部分的腐蚀

3.1 分馏部分高温部位的腐蚀

分馏部分高温部位主要是脱戊烷塔下部塔体，脱戊烷塔再沸器加热炉和出口管线，腐蚀类型为S-H2S-RSH型腐蚀，脱戊烷塔盘和内件采用不锈钢，未发现明显的腐蚀，塔体腐蚀较轻。脱戊烷塔再沸器加热炉BA-103出口温度301℃，炉管材质已升级为1Cr5Mo，炉管测厚检查发现腐蚀较轻。BA-103出口管道选材1Cr5Mo，由于存在介质两相流动且流速较高引起的冲蚀，腐蚀减薄可能性大，运行中应加强对BA-103出口管道的腐蚀检测。

3.2 分馏部分低温部位的腐蚀

分馏部分低温部位主要是脱戊烷塔(DA-101)顶部和塔顶冷凝冷却系统的设备和管线，腐蚀为H2S-H2O型，腐蚀形态为腐蚀减薄和湿硫化氢应力腐蚀开裂。脱戊烷塔顶蒸汽后冷器EA-110，壳程为油气，管板和换热管是316L，腐蚀较轻，折流板和拉杆、定距管为碳钢，腐蚀严重(图2)。管板和管箱的腐蚀是循环冷却水腐蚀，与循环水中腐蚀性杂质含量和操作条件、流速等有关，如图3所示，可以看出管箱锈蚀严重，腐蚀坑最大深度达到2.5 mm。分馏塔顶气液分离罐FA-107内壁有浮锈，垢下腐蚀较轻；南侧封头内壁因物料冲刷有深达1 mm左右的腐蚀坑(图4)。

4 循环冷却水的腐蚀

循环冷却水的腐蚀属于电化学腐蚀，与水质的控制和管理，水冷器的材质和结构形式、工艺运行参数有关。装置水冷器喷涂防腐涂料，对管板的腐蚀起到防护作用。有部分管板上涂料已经破损，在破损部位有明显的腐蚀。涂料耐温有一定限制，在装置开停工蒸汽吹扫时，需要采取相应的保护措施保护涂层防止超温破坏。

图2 EA-110定距管的腐蚀

图3 EA-110管箱的腐蚀状况

图4 FA-107的腐蚀状况

需要加强对换热管为不锈钢的水冷器的腐蚀防护，控制pH值和氯含量不要超过允许范围，以防止不锈钢氯离子应力腐蚀开裂的发生。由于存在电偶腐蚀，碳钢管板和管箱的腐蚀加重，建议这类水冷器管箱安装牺牲阳极块，以减缓管箱壳体和管板的腐蚀。

5 预防措施

a)为了防止反应器和高温高压换热器堆焊层裂纹的产生和扩展，需要严格控制设备升降温速度，以控制热应力。装置停车时要在250～350 ℃保温一段时间，进行消氢处理。堆焊层裂纹焊接修复要做好脱氢处理，在309L堆焊后进行热处理，热处理后再堆焊347，以减缓347堆焊层的脆化。

b)为了防止反应流出物换热流程后部高压换热器的氯化铵结盐引起的腐蚀和堵塞，需要严格控制原料油和新氢的氯含量，并做好注水管理，控制好注水质量。

c)对分馏塔顶换热器的腐蚀，需要重点做好塔顶注缓蚀剂防腐措施，换热器结构上可加大接管直径、采用外导流措施降低流速来减缓冲刷腐蚀。

d)为保障装置的安全稳定运行，装置运行中应加强对重点部位的腐蚀检测，检测重点包括应流出物换热流程后部高压换热器、高压空冷器、高压分离器等设备相连管线，以及分馏部分的脱戊烷塔再沸器加热炉出口管线，分馏塔顶冷却系统管线，酸性水管线等，测厚频率结合使用时间、实际壁厚和腐蚀速率、操作条件等确定。

[1] Julius Scherzer, A. J. Gruia. Hydrocracking Science and Technology[M]. New York: Marcel Dekker Inc, 2000, 1-13.

[2] 谢育辉. 加氢反应器和换热器高温腐蚀与对策[J]. 石油化工腐蚀与防护，2003, 20(4):12-16.

[3] 李鹏，曹东学.加氢裂化装置运行现状与分析[J]. 石油炼制与化工，2010, 41(10):7-11.

CorrosionRiskAnalysisandCountermeasureofHydrocrackingPlant

Li Guijun, Shan Guangbin， liu Xiaohui

(SINOPEC Research Institute of Safety Engineering, Shandong, Qingdao 266071)

State of corrosion in a hydrocracking plant is described, corrosion type，corrosion reason，and corrosion risk are analyzed in accordance with process, operating condition, material, and structure of equipments, improved measures of process anticorrosion, material upgrade and structural alteration are also raised in this paper.

pressure vessel; pipe; corrosion risk; hydrocracking device; material

2016-09-20

李贵军，高级工程师，博士，2004年毕业于浙江大学化工机械专业，研究方向石化设备安全。