催化裂化装置吸收塔冷却器腐蚀原因分析

2018-03-23

石油化工腐蚀与防护 2018年1期

(中海油惠州石化有限公司,广东惠州 516086)

加工含硫原油过程中，湿H2S腐蚀环境在一些装置中常见。随着加工原油的硫含量不断增加，在炼油二次加工过程中,湿H2S对设备的腐蚀日益严重。湿H2S环境下，碳钢材质除了会产生硫化物应力腐蚀开裂外，还会产生氢鼓包、氢致开裂、应力导向氢致开裂。这些腐蚀现象在压力容器及其焊缝，或者管道的焊缝部位出现的概率最多，为了防止这些损伤出现在设备上，在选材上设计单位往往根据实际情况采用抗H2S腐蚀材料作为设备用材并严格控制现场施工工艺,以减缓腐蚀发生。

催化裂化装置吸收塔中段回流冷却器壳体出现湿H2S腐蚀分层的现象鲜有报道。通过对冷却器抽芯宏观观察和超声检查，分析腐蚀原因，可以为加工含硫原油催化裂化装置冷却器腐蚀检修提供参考依据。

1 基本情况

催化裂化装置吸收塔冷却器壳程介质为吸收塔中段油，进口温度47 ℃，出口温度40 ℃，壳体材质为16MnR。管程介质为循环水，进口温度28 ℃，出口温度38 ℃。在日常检测过程中，对102单元E309D稳定塔中段回流冷却器的壳体进行测厚,结果显示,该冷却器的壳体检测数据与设计厚度存在较大偏差。故再对102单元E309D稳定塔中段油冷却器进行抽芯检查。

吸收塔部位简明工艺流程见图1。冷却器宏观检查情况见图2至图4。

图1 吸收塔工艺流程

图2为E309D管板处腐蚀情况。可见管板及管口处有一层黄褐色锈迹，管口内部有少量锈垢，清理锈迹后未发现明显的腐蚀坑, 管板完整，少量管口存在缺口现象，说明由循环水引起管程管束内壁腐蚀较轻。

图2 管板腐蚀形貌

图3是管束外表面腐蚀形貌。管束外表面被一层青褐色的沉积物完全覆盖，且沉积物较疏松。将沉积物清除后，管束外表面存在明显大小不一的腐蚀坑。

图3 管束腐蚀形貌

冷却器的壳体内表面腐蚀形貌见图4。在距离壳程入口约1.1 m处发现内表面存在明显腐蚀。清除表面残留物后，壳体表面呈黑色凹坑。壳体外表面未见明显腐蚀。

图4 壳程内表面腐蚀形貌

2 超声检测

2.1 超声测厚

分别对壳程入口端管束进行剩余厚度检测，测厚结果分别为2.23,2.37,2.39和2.29 mm，与管束的设计厚度2.5 mm相比较，减薄不明显。

同时对冷却器壳体进行剩余测厚检测，共34处。发现有6处所测得数值与设计厚度(12 mm)有较大偏差，见表1。

表1 壳体测厚数据

2.2 壳体内超声探伤

对冷却器壳体测厚数据偏差较大部位进行超声探伤检查，结果见表2。从表2可以看出，壳体出现的最大缺陷面积为56 cm2，最小缺陷面积为30 cm2，缺陷埋藏深度约8 mm。这是由于低合金钢在湿H2S环境中受到介质的腐蚀，并且导致氢富集引起氢致开裂。

表2 超声探伤结果

3 腐蚀原因

表3是2013—2015年催化裂化混合原料油杂质分析结果。从表3可以看出,原料油中硫化物在催化裂化过程中发生裂解反应，生成H2S，氮化物也发生裂解，其中有质量分数10%～15%的氮化物转化成NH3，质量分数1%～2%的氮化物转化成HCN。

表3 混合原料油杂质分析结果

表4为油气分液罐D301的2014—2015年水质分析结果。从表4可见,经催化裂化反应后腐蚀介质中包括NH3，H2S，H2O及少量的CN-。但由于需要注入富气洗涤水，所以在E301后有注酸性水，而且NH3比H2S极易溶于水，所以D301分液罐污水分析里含有大量的NH3和H2S，导致pH值比较高。之后经洗涤后的富气携带少量的洗涤水进入吸收塔，形成了H2S-HCN-H2O的腐蚀环境，因此E309壳程腐蚀介质中主要为H2S-HCN-H2O。

表4 102单元水质分析结果

实际工程上使用的钢板材均存在缺陷[12]，例如夹杂物、位错和三维应力区等，这些缺陷与氢的结合能力强，可将氢捕捉，使之难扩散，便形成氢的富集区，富集的氢原子一旦形成氢分子，积聚很高的氢压力。当氢压力超过缺陷处金属的断裂强度时，就会沿着缺陷处等弱结合部位扩展，产生撕裂形成小分层界面。相邻小分层界面，由于剪切力的作用而产生剪切断裂，形成剪切壁，小分层界面和剪切壁连成一起，就构成大面积的分层缺陷。这种大面积分层缺陷具有层状撕裂特有的阶梯状形貌[12],严重时会在钢材表面出现鼓包现象。