加氢装置腐蚀情况分析及对策

汪洪

摘 要：石油加工过程中的工艺防腐技术作为设备防腐蚀工作的重要手段，涉及的内容复杂广泛，其主要内容包括腐蚀介质的处理和工艺操作的控制。做好工艺防腐工作对设备的防腐蚀工作意义重大，因此，开展加氢装置的工艺防腐工作迫在眉睫，且势在必行。

关键词：加氢装置；腐蚀；工艺防腐；设备

1 加氢装置腐蚀现象及类型

检修期间，我们对炼厂主要加氢装置的重点部位进行了腐蚀检查，从检查的结果来看，几套加氢装置均存在不同程度的腐蚀问题。其中，重整装置预分馏、预加氢系统腐蚀严重，主要表现在预分馏进料/塔顶换热器E-101换热管口内壁存在腐蚀缺陷坑，外壁表面存在大量腐蚀缺陷坑，坑深平均约为1mm；柴油加氢装置热高分气与循环氢换热器管程（介质为热高分气）以及汽提塔塔顶挥发线管壁减薄。

加氢装置的众多设备和管道涉及使用高温高压氢气，易出现高温氢损伤。高温氢损伤是指在高温高压工况下扩散到钢中的氢原子与钢材中的碳化物反应，生成 CH4 气体，CH4 气体聚集在空穴与夹杂处，导致钢材的机械性能下降，最终导致钢材断裂。氢损伤可分为四种不同类型：氢鼓泡、氢脆、表面脱碳和氢腐蚀。

如果原料油含有高浓度的环烷酸，那么在一定温度下的进料管道和设备中，会发生环烷酸腐蚀。进料的环烷酸浓度用总酸中和值（TAN）表示。大多数容易发生环烷酸腐蚀的部件在混氢点的上游，且操作温度在 232℃至 288℃的范围内。

原油劣质化的一个体现就是原油中硫化物、氮化物的含量增多，它们在炼油过程中分别生成 H2S、NH3，在一定条件下形成硫氢化铵腐蚀。

2 发生腐蚀的主要机理

原料油中的硫化物、氯化物和氮化物在催化裂化、延迟焦化、加氢处理等生产工艺过程中，反应生成H2S、HCl、NH3，在有水或水蒸气存在的条件下，形成了低温H2S-HCl-NH3-H2O腐蚀环境。该环境主要存在于催化、焦化装置分馏塔塔顶系统，加氢装置反应流出物系统，循环氢系统，汽提塔/分馏塔塔顶系统，重整预加氢反应流出物系统等。在上述腐蚀环境中，碳钢和低合金钢的腐蚀形态以厚度减薄和局部腐蚀穿孔为主。

低温H2S-HCl-NH3-H2O腐蚀环境比较复杂，因工艺不同、物料中腐蚀介质的差别，各装置的腐蚀机理也各不相同。加氢装置和重整预加氢反应流出物系统主要为NH4Cl腐蚀、NH4HS腐蚀、湿H2S损伤和氯离子应力腐蚀开裂。下面简单介绍一下NH4Cl腐蚀机理。

工艺操作过程中生成的NH3和HCl结合生成气态的NH4Cl，当物流温度降低到盐的沉积点以下时，就会析出固态NH4Cl，呈现白色、绿色或褐色的外观。NH4Cl有吸湿性，可以从气态物流中吸取水分，导致NH4Cl盐的垢下腐蚀。其反应方程式如下：

NH4Cl+H2O→NH3·H2O+HCl

Fe+2HCl→FeCl2+H2↑

NH4Cl和H2S共存的情况下腐蚀会相互促进作用。氯化铵盐水解生成的HCl会破坏FeS膜，生成FeCl2，然后FeCl2和H2S反应生成FeS和HCl。如此不断地连锁反应，金属壁厚也就不断变薄。最终，沉积物可能由NH4Cl、FeCl2和FeS混合组成。具体反应方程式如下：

Fe+H2S→FeS+H2

FeS+2HCl→FeCl2+H2S↑

FeCl2+H2S→FeS+HCl

3 工藝防腐措施及对比

①建立重点部位数据分析档案并进行工艺调整。通过腐蚀机理可知含硫污水中铁离子、氯离子、氨氮、PH值等数据是设备及管道腐蚀情况直观的反应，定期对装置含硫污水进行铁离子、氯离子、PH值进行分析，通过其变化趋势判断设备及管道腐蚀情况然后对反应注水、缓蚀剂注入量进行调整，从而达到防腐的目的。

②增加高压空冷缓蚀剂。在高压反应空冷A101注水中加入高压空冷缓蚀剂，通过该项措施确保了冷低分中含硫污水铁离子≤3mg/L，达到控制指标，并且经过分析发现空冷前后差压上涨趋势减缓。

③定期对热高分气与循环氢换热器E103进行注水。换热器E103为热高分气和循环氢换热，管程为热高分气进出口温度为200℃/170℃，此处由于温度低容易生成铵盐积垢，产生垢下腐蚀，定期在管程入口进行注水冲洗，有效防止了铵盐结晶从而导致腐蚀。

④结合大检修期间新安装的在线防腐检测设备，动态监控柴油加氢精制装置汽提塔顶等重点部位腐蚀情况。

⑤控制系统硫、氮浓度。优化生产方案从而使进料品质优化，从源头上进行腐蚀防治；通过排放废氢降低循环氢中硫化氢浓度，减少对反应部位腐蚀。

4 结语

加氢装置腐蚀防治工作面临的形势异常严峻，但通过认真分析、找准原因、“对症施药”，腐蚀防治工作能够有效的进行。下一步，我们在不断优化装置操作条件的同时，加大对缓蚀剂、注水等工艺条件的管控，从工艺防腐技术研究入手，系统全面地开展设备防腐工作，保证装置长周期安全平稳运行。

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