蜡油加氢装置的电化学腐蚀与防护

江红伟，曹华民

(中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳471012)

蜡油加氢装置的电化学腐蚀与防护

江红伟，曹华民

(中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳471012)

中国石油化工股份有限公司洛阳分公司220×104t/a蜡油加氢处理装置在第一运行周期装置的出现腐蚀主要包括高温氢腐蚀、氢脆、奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥裂、高压空冷器低流速的部位由于NH4Cl和NH4HS浓缩结垢，造成电化学垢下腐蚀，形成蚀坑，最终形成穿孔、轻油部位湿硫化氢的腐蚀、由敏化不锈钢制造的设备装置停工期间的连多硫酸腐蚀、硫酸露点腐蚀等，通过定点测厚、腐蚀挂片、腐蚀介质分析，通过优化工艺参数和操作条件、必要的材质升级、注入环缓蚀剂以及进行腐蚀检测等措施解决的蜡油加氢装置腐蚀问题。

蜡油加氢处理装置 电化学腐蚀 防护

金属的腐蚀是材料在周围环境的化学和电化学作用下的损坏。在常温下，大多数金属腐蚀是一个电化学过程［1］。加氢装置于2009年5月20日建成投产，稳定运行到2011年9月进行大检修。通过对腐蚀检测的监控，判断出装置的腐蚀情况，以便于及时调整操作，减轻腐蚀。

1 加氢装置腐蚀主要形态

1.1 氢损伤

氢腐蚀是高温下H2侵入钢中与晶间碳化物发生化学反应生成CH4气泡，即:

CH4气泡在晶间空穴和非金属夹杂物部位聚集，形成局部高压，造成应力集中，使钢材产生龟裂、裂纹或鼓泡，引起钢的强度、韧性下降与劣化，同时发生晶间断裂。这种脆化现象是发生化学反应的结果，具有不可逆性，也称永久脆化现象。氢损伤形式主要有高温氢腐蚀、氢脆、奥氏体不锈钢堆焊层的氢致剥裂。

装置主要通过以下方法来预防氢损伤:临氢管线主要采用2.25Cr－1Mo钢，R5101反应器内部堆焊双层不锈钢覆盖层(过渡层为TP309L，复层为TP347);工艺主要采取热态下开、停车，在运行过程中严格控制升、降温速度应低于25℃/h。

1.2 NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀环境

在高压空冷器中，由于NH4Cl的结晶温度约为210℃，而NH4HS的结晶温度约为121℃，一般高压空冷器的进口温度为250℃，出口温度为50℃，因此在高压空冷器中极易形成NH4Cl和NH4HS结晶析出，在空冷器流速低的部位由于NH4Cl和NH4HS结垢浓缩，易造成垢下腐蚀，形成蚀坑，最终形成穿孔。在运行期间应加强高压空冷器物料中H2S、NH3和流速的监测，从而预测高压空冷器的结垢和腐蚀情况［2］。在NH4Cl+ NH4HS易凝结部位采用7B3等级管线，A5101换热管采用825材质，工艺上采用E5102前、后注水来降低NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀。

加氢装置于2009年5月20日投产，2010年3月20日巡检发现高压空冷器A5101C出口法兰发生腐蚀泄漏较大，打卡子后仍有泄漏。

1.3 湿硫化氢的腐蚀环境

湿硫化氢腐蚀环境，是指水或水物流在露点以下与H2S共存时，在压力容器与管道中发生的开裂的腐蚀环境。湿硫化氢环境广泛存在于装置的轻油部位，如干气及富氢气脱硫部分、脱硫化氢汽提塔、高压分离器及其下游的过程设备。

在H2S+H2O腐蚀环境中，湿硫化氢对碳钢设备可以形成两方面的腐蚀:均匀腐蚀和湿硫化氢应力腐蚀开裂。湿硫化氢应力腐蚀开裂的形式包括HB(氢鼓泡)、HIC(氢致开裂)、SSCC(硫化物应力腐蚀开裂)和SOHIC(应力导向氢致开裂)［3］。湿硫化氢环境通常选用20R+0Cr13材质，塔盘采用0Cr13，T5101顶注入10～15 μg/g的缓蚀剂，来预防H2S+H2O腐蚀。

1.4 装置停工期间的连多硫酸腐蚀环境

连多硫酸应力腐蚀开裂最易发生在加氢装置中由敏化不锈钢制造的设备上，一般是高温、高压含氢环境下的反应塔器及其衬里和内构件、储罐、换热器、管线、加热炉炉管，特别在用奥氏体钢制成的设备上。连多硫酸腐蚀的预防，主要采用FeS清洗钝化和N2保护。

1.5 酸露点腐蚀环境

含硫燃料在燃烧过程中生成高温烟气，高温烟气中含有一定量的SO2和SO3，在加热炉的低温部位，SO3与空气中水分共同在露点部位冷凝，生成硫酸，产生硫酸露点腐蚀，严重腐蚀设备［4］。硫酸露点腐蚀的程度并不完全取决于燃料中的含硫量，还受到二氧化硫向三氧化硫的转化率以及烟气中含水量的影响。通过采用新型的热管空气预热器，同时控制燃料的硫含量小于2 μg/g，排烟温度大于130℃等手段，来预防露点腐蚀。

2 电化学腐蚀的监测

2.1 定点测厚监测

建立了装置的定点测厚布点图(或单体图)，共76点定点测厚，建立管线定点测厚台帐，以便跟踪监测管线的腐蚀情况，测厚周期为半年一次。对腐蚀极为严重(腐蚀速率大于0.5 mm/a)或剩余寿命小于1 a的部位应进行监控，对监控部位应增加测厚频率。近两年分别于2010年6月9日、2010年12月2日、2011年6月4日进行了定点管线测厚。

2.2 腐蚀挂片监测

停工时在重点部位挂入挂片，待再次停工检修时取出，测量挂片腐蚀失重情况，计算腐蚀速度。在T5101顶、T5102顶、T5104顶、T5105顶、V5109，V5102，V5104，V5105，V5124和V5125共10处挂入腐蚀挂片，建立了腐蚀挂片台帐，作为其他腐蚀监测比较的基础数据。

2.3 腐蚀介质分析监测

腐蚀介质分析是监控装置腐蚀状况、预测腐蚀变化趋势的有效手段。通过腐蚀介质分析可以判断被监测部位总的腐蚀情况，以便于及时调整工艺操作，减轻腐蚀。加氢装置的腐蚀介质分析包括: V5124含硫污水、V5109含硫污水，每月分析一次。腐蚀介质分析还可以用于监测、评价工艺防腐措施的使用效果。V5109腐蚀介质监测的项目见表1。

表1 V5109腐蚀介质监测项目Table 1 Corrosion monitoring project

2.4 大检修期间装置腐蚀调查

2.4.1 大检修期间装置检查腐蚀的项目

2011年10月份的大检修是加氢装置的首次检修，腐蚀检查是我们检修工作的重点。针对压力容器的检验，以宏观检查、壁厚测定、表面缺陷检测为主;针对加氢反应系统管道的检验，以测厚检验为主;针对停工期间的连多硫酸腐蚀，含有H2S腐蚀产物的容器采用清洗钝化、用N2隔离等方法;针对加热炉的露点腐蚀，采取以宏观检查、热管回厂检修等措施。大检修期间还增上在线腐蚀监控系统。

2.4.2 腐蚀检查发现问题及对策

装置近两年重点关注的9根管线的测厚数据见表2。

表2 重点管线测厚数据Table 2 Pipeline thickness measurement data

续表2

检修期间由长岭设备所对装置的静设备进行 检查，结果见表3。

表3 静设备腐蚀情况Table 3 Static equipment corrosion

3 结 语

通过定点测厚、在线腐蚀监测、腐蚀介质分析、腐蚀产物分析、装置停工腐蚀检查、腐蚀挂片等多种检测方法，了解装置的腐蚀状况，没有发现大的腐蚀问题，装置腐蚀都在可控范围内。根据发现问题，结合装置运行的数据，提出以下建议:

(1)坚持定期测厚工作。由于分馏塔T5102顶管线最高腐蚀达到2.7 mm/a，建议增加测厚频率，改为3月一次;建议将T5102的汽提蒸汽量由正常的2.4 t/h提高到2.8 t/h;建议塔顶四层塔盘的材质升级为0Cr13;建议增加V5110污水铁离子的检测。

(2)建议增加除盐水(注水)Cl－的检测;建议增加注水量，由正常18 t/h增加到21 t/h，并根据测厚的数据及时调整注水量。V5102出口和E5102出口都要增加，并且E5102出口注水量要多增加一些。

(3)建立长效的防腐机制。随着在线腐蚀监测系统的投用，加强系统的监控。和挂片、定期测厚、腐蚀介质的监控等数据进行比对，及时提出合理的防腐建议。

(4)高压换热器处于NH4Cl+NH4HS腐蚀环境中，是重点监测设备，而本次检修没有进行检查，建议加强关注。

(5)针对循环水系统的腐蚀、埋地管线和设备的土壤腐蚀、蒸汽系统的腐蚀，建议加强对此类腐蚀的监控。

［1］ 刘小辉.炼油厂电化学腐蚀概述［M］.北京:中国石化出版社，2009.2．

［2］ 孙家孔.石油化工装置设备腐蚀与防护手册［M］.北京:中国石化出版社，1996:45～48．

(编辑 王菁辉)

Abstract:The corrosions in a 2．2 MM TPY wax oil hydrotreating unit in SINOPEC Luoyang Company were found in the scheduled overhaul after 1stoperating cycle．The corrosions mainly include high－temperature hydrogen corrosion，hydrogen brittling，hydrogen induced cracking(HIC)of stainless steel deposit weld，electrochemical under－deposit corrosion，pit corrosion and corrosion failures due to fouling condensation of NH4Cl and NH4HS at the low－velocity locations of HP air coolers，wet hydrogen sulfide corrosion in light oil service，polythionic acid corrosion and sulfuric acid dew point corrosion of sensitive stainless steel equipment，etc．The corrosions in the unit have been brought under control after optimization of process parameters and operating conditions，necessary material upgrading，injection of corrosion inhibitors and implementation of corrosion testing based upon positioned thickness measurement，coupon testing and corrosive media analysis．

Keywords:wax oil hydrotreating unit，electrochemical corrosion，protection

Electrochemical Corrosion in Wax Oil Hydrotreating Unit and Protection

Jiang Hongwei，Cao Huamin
(SINOPEC Luoyang Company，Luoyang，Henan 471012)

TE985.9

B

1007－015X(2012)05－0021－04

2012－05－02;修改稿收到日期:2012－07－15。

江红伟(1977－)，2001年毕业于抚顺石油学院，现在从事生产管理工作。E-mail:836701869@qq.com。