加氢精制腐蚀风险分析与控制措施

李健

（中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司， 辽宁 葫芦岛 125001）

某石化公司加工的原油为大庆原油、辽河高酸原油为主，掺炼俄罗斯原油的多种含硫、高氯、高氮原油。一次、二次加工装置的设备腐蚀防护体系逐年加固[1]。100万吨/年汽、柴油加氢精制装置加工焦化汽、柴油和直馏柴油，采用冷高分流程，为加强装置腐蚀介质监控，结合加氢装置特有的腐蚀机理，开展了积极有效的腐蚀防护工作。

1 腐蚀控制措施

1.1 处理量控制

本装置加工负荷控制在设计能力的60%-110%范围内，有效地防止了加工负荷较低的情况下结盐点前移造成的腐蚀风险，以及加工负荷较高时结盐、冲刷腐蚀风险加剧的情况。

1.2 加工原料质量控制

结合装置实际情况，若进装置原料氮含量过高，可以适当降低焦化出装置柴油的加工比例；若混合原料氮超标时，可以考虑在焦化柴油沉降罐入口注水洗涤氮、沉降，降低10%左右的无机氮。

进装置混合原料的硫、氯、氮、水含量的分析项目及指标要求见表1。

表1 混合原料分析项目及指标要求

1.3 新氢与循环氢质量控制

加强新氢和循环氢中氯化氢含量分析监测，以及循环氢中硫化氢含量的分析监测；每次检测发现循环氢气脱后的硫化氢含量超过0.1%（V）或1390mg/m3时，适当提高高压换热器系统的注水量。新氢、循环氢中氯化氢、硫化氢的分析项目及指标要求见表2。

表2 新氢、循环氢分析项目及指标要求

1.4 高换系统结盐与腐蚀控制

1.4.1 温度控制

（1）Kp值和结盐温度

按照装置混合原料中总氯含量1µg/g、氮含量2600µg/g、硫含量1.4%和总氯含量1µg/g、氮含量1756µg/g、硫含量0.254%分别估算高换前Kp值和氯化铵结盐温度，并分别估算高压空冷前Kp值和硫氢化铵结盐温度[2]，计算结果见表3。

表3 氯化铵/硫氢化铵Kp值和结盐温度计算

（2）高压换热器物料侧出口温度控制

根据Kp值和结盐温度计算，控制生成油—反应产物换热器（E-2）反应物流出物料侧出口温度不低于211℃，冷混氢油—反应产物换热器（E-3）反应物流出物料侧出口温度不低于76℃。1.4.2 注水量控制与注水方式优化

（1）注水量控制

E-3出口温度降低为100℃以下时，E-3后（高压空冷前）的注水量至少应控制在3t/h（E-3之前注水量为11t/h的基础之上）。注水量根据装置的加工量变化，以及低压分离器（D-2）切水分析各项指标的达标情况进行适当调整[3]（见表4）。

（2）注水方式优化

通过CFX流体模拟计算软件模拟图1的四种注水方式，得出结论：注水应选择注在立管上，且方式4采用喷嘴可以使水滴更好地分散，使两相混合均匀，效果最好[4]。

图1 四种注水方式示意图

1.4.3 低压分离器（D-2）和塔顶回流罐（D-4）切水控制

根据低压分离器（D-2）和塔顶回流罐（D-4）切水分析情况，进一步调整高换系统的注水量。切水分析项目及控制指标要求见表4。

表4 低压分离器（D-2）和塔顶回流罐（D-4）切水分析项目及控制指标

1.5 分馏塔顶低温部位腐蚀控制

1.5.1 塔顶露点温度控制

按目前装置低分油流量75t/h，其中带水1000ppm、分馏塔（C-1）塔顶汽油20t/h、富气500Nm3/h，核算分馏塔顶露点温度为29℃。为了控制塔顶内部腐蚀，控制分馏塔顶操作温度在露点温度至少14℃以上，即控制在43℃以上。

1.5.2 塔顶注剂控制

装置分馏塔顶馏出线注缓蚀剂，按1：8至1：12比例用除盐水进行稀释。

（1）缓蚀剂质量控制

避免使用含有无机氨的助剂，加强缓蚀剂入厂质量指标检验，并开展了缓蚀剂实验评价，考察了乳化性能、成膜性能、缓蚀性能、配伍性能等关键性指标，确保了缓蚀剂质量合格。

（2）注剂量调整

首先在做好高压换热器系统注水与切水控制的基础上，为减缓分馏塔顶结垢、防止空冷焊口应力腐蚀开裂，不断优化注剂方案努力控制pH在6.5-9.0范围内，初步按照注剂与除盐水1：16的方式配剂加注后，监测pH是否在6.5-9.0范围，如超出范围，再试验注剂与除盐水1：32的方式。

（3）注水点增设雾化喷头，保证注水冲洗效果。

1.6 脱硫塔顶低温部位腐蚀控制

装置脱硫塔（ C - 3 ） 顶部材质为Q 2 3 5 A/0 C r 1 3，塔顶冷却器（E-8）材质为0Cr17Ni12Mo2，塔顶回流罐（D-21）材质为0Cr17Ni14Mo2，塔顶管线材质均为321，材质选择相对较高。脱硫塔顶设计温度为69℃，实际运行温度为40℃。

脱硫塔塔顶回流罐不做切水分析。加氢原料经反应系统、分馏塔系统后，已经去除了大部分氯、硫、氮等腐蚀性介质，主要是汽油组分，含水量低，塔顶低温系统主要存在一定的H2S-HCl-H2O腐蚀，由于腐蚀介质含量较低，对系统的腐蚀风险较低。

1.7 加热炉烟气露点腐蚀控制

通过燃料气硫化氢或烟气中SO3气体浓度含量估算烟气露点温度，并用烟气露点测试仪监测烟气露点温度，控制排烟温度在烟气露点温度8℃以上。

2 定点测厚重点部位

依据腐蚀原理并结合装置实际，确定反应加热炉（F-1）的冷路控制阀组、高换前后注水点、高压空冷出口线、循氢机出口线低点、含硫污水线、D-2至C-1线低点、C-1顶至分馏空冷以及C-1顶注水点后的弯头、三通等易冲刷腐蚀部位为本装置的重点测厚部位。

测厚过程中发现腐蚀速率在0.3～0.5mm/a或剩余寿命在1～1.5年之间时，每三个月测厚一次；在0.1～0.3mm/a或剩余寿命在1.5～2年之间时，每六个月测厚一次；小于0.1mm/a时，在每次停工检修时测厚一次；对腐蚀极为严重（腐蚀速率大于0.5mm/a）或剩余寿命小于1年的部位进行重点监控，增加测厚频次。

3 结论

通过对加氢装置含易腐蚀介质的部位进行全面的风险识别，结合定点测厚数据分析，将不可预知的腐蚀泄漏事故转变为既可预知、又可防控的腐蚀监测防护体系，有效提升了装置的腐蚀风险防控能力和安全系数。

◆参考文献

[1] 孙晓伟，吉宏. 柴油加氢装置的腐蚀与防护[J].当代化工，2010，39(4)：406-408.

[2] 龙钰，张星，刘艳苹. 加氢装置反应流出物注水系统的设计[J].当代化工，2011，40(3)：281-283.

[3] 刘新阳. 加氢反应流出物中铵盐腐蚀及预防[J].石油化工腐蚀与防护，2014，31(2)：17-20.

[4] 蹇江海. 加氢装置中几种注水方式的对比分析[J].炼油技术与工程，2015，45(5)：17-20.

[5] 刘家明. 石油化工设备设计手册[M].北京：中国石化出版社，2013.

[6] 史开洪. 加氢精制装置技术问答[M].北京：中国石化出版社，2007.

[7] 张柏林，王立兰，钱刚. 加氢精制装置常见腐蚀问题分析[J].化工科技，2010，18(4)：35-37.

[8] 吴春源，焦永胜，边锋，等. 加氢精制装置设备的腐蚀与防护[J].石油化工安全环保技术，2002，18(1)：40-42.

[9] 刘宏，黄季川. 180万吨/年汽油加氢精制装置设备的腐蚀与防护[J].化工管理，2017，(29)：11.

[10] 刘双民. 加氢精制装置不锈钢设备的腐蚀开裂和预防[J].石油化工腐蚀与防护，2004，21(5)：31-33.

[11] 刘金纯，赵延江. 加氢精制反应器的腐蚀与防护[J].当代化工，2010，39(5)：532-534.

[12] 陈宏刚. 加氢精制装置湿硫化氢腐蚀与防护[J].石油化工腐蚀与防护，2009，26(4)：19-21.

[13] 方向晨. 炼油工业技术知识丛书-加氢精制[M].北京：中国石化出版社，2006.

[14] 卢秋旭，贾桂秀，周岐雄. 加氢精制高压换热器压力降升高的原因及对策[J].炼油技术与工程，2010，40(7)：12-14.

[15] 梁文萍，方艳臣. 加氢精制装置高压换热器泄漏原因分析[J].炼油技术与工程，2019，49(1)：31-34.