220万吨年柴油加氢装置-EA101泄漏分析20181008(华北石化)

加氢裂化装置运行问题分析及经验总结摘要：某石化公司120万吨/年加氢裂化装置在本周期运行期间出现加氢精制反应器床层压降上涨问题，影响装置安全平稳长周期运行。

本文对加氢精制反应器床层压降上涨问题产生原因进行深入分析，对处理措施及检修施工等进行说明，对日常生产问题的处理有一定的指导借鉴作用。

关键词：催化剂；加氢裂化；撇头；压降；重石脑油氮含量1 导言某石化公司120万吨/年加氢裂化装置加氢精制反应器（R-101）第一床层（保护剂和催化剂）压降自2017年7月起上涨趋势明显，最高值达到0.58MPa，严重影响了装置正常平稳运行。

根据整体生产平衡安排，120万吨/年加氢裂化装置于2017年12月25日停工撇头检修，2018年1月4日投料开车成功，消除了制约装置平稳运行的瓶颈。

2 加氢裂化装置概况某石化公司120万吨/年加氢裂化装置由中国石化工程建设有限公司总体设计，采用中国石油化工股份有限公司大连（抚顺）石油化工研究院一段串联全循环加氢裂化技术，原设计加工能力80万吨/年，于1999年6月建成投产；2005年扩能改造至120万吨/年，改为一次通过操作模式。

加氢精制反应器（R-101）装填FRIPP研发的FF-66精制催化剂，加氢裂化反应器（R102）装填FRIPP研发的FC-60裂化催化剂。

3 加氢精制反应器压降上升原因分析120万吨/年加氢裂化装置加氢精制反应器（R-101）第一床层（保护剂和催化剂）压降自2017年7月起上涨趋势明显，最高值达到0.58MPa，严重影响了装置正常平稳运行。

3.1 反应系统紧急泄压造成初始压降偏高自2016年装置检修开工以来，该装置反应系统在三个月内经历了三次紧急泄压，分别为：（1）2016年检修开工阶段，因高压换E105泄漏启动紧急泄压。

R101压降维持在0.25Mpa；（2）2016年10月29日，脱丁烷塔底泵P203密封泄漏启动紧急泄压。

R101压降维持在0.35 Mpa左右；（3）2016年12月30日，高分安全阀故障起跳，造成反应系统泄压。

高压换热器泄漏原因分析——关于重整加氢装置E-310换热
器泄漏事故
李扬
【期刊名称】《黑龙江科技信息》
【年(卷),期】2004(000)012
【摘要】中石油哈石化分公司重整加氢装置高压换热器E-310于2004年4月15日发生严重泄漏，16日机动处安排建安公司整体拆除后，送往原制造厂家进行维修。

该设备设计单位是中石油北京设计院设计；制造单位是抚顺机械制造有限公司制造；合同标的额为82万元。

【总页数】1页(P238)
【作者】李扬
【作者单位】中石油哈石化分公司机动处
【正文语种】中文
【中图分类】G633
【相关文献】
1.连续重整装置板壳式换热器泄漏原因分析 [J], 魏德江
2.1.4Mt/a柴油加氢装置高压换热器泄漏原因分析 [J],
3.连续重整装置预加氢进料换热器腐蚀泄漏原因分析 [J], 高楠;黄景峰;刘殿如;王新凯;呼立红;郑丽群
4.加氢精制装置高压换热器泄漏原因分析 [J], 梁文萍;方艳臣
5.重整装置进料板式换热器泄漏原因分析 [J], 王杰;王素芳;王凤珍
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

加氢裂化装置高压空冷泄漏原因分析及整改措施摘要：中石化天津分公司180万吨/年加氢裂化装置2009年12月投产，高压空冷在气密过程中管箱丝堵大批量发生泄漏，致使装置反复泄压。

在3年后的装置检修中对高压空冷进行了整改修复，大幅度降低了高压空冷管箱丝堵泄漏率。

关键词：高压空冷泄漏丝堵措施一、高压空冷器的简介高压空冷器系统是加氢裂化装置中的关键设备之一，具有高温、高压、临氢的特点，属于特种设备。

中国石化天津分公司炼油部180万吨/年加氢裂化装置（以下简称2#加氢裂化）是由中石化北京设计院（SEI）进行设计。

A-101是高压空冷器，总共8台，由哈尔滨空调股份有限公司（以下简称哈空调）承接制造。

A-101产品型号为GP10.5×3-6-223-16.6SF-23.4/DR-Ⅲt。

其设计压力为16.6MPa，设计温度为220℃，空冷器结构为水平鼓风式，管束为丝堵式，管箱采用分解管箱。

主题材质（包括管箱、管板、管束）及管束丝堵均为UNS N08825，丝堵垫片选用316L，在2012年8月2#加氢裂化首次检修，根据工艺生产需求，中石化北京设计院设计增加4台高压空冷器A-100，与A-101形成串联。

管束丝堵材质选用变更为316，其他材质不变。

介质均为热高分气（含高硫油气、H2S、NH3、H2等）。

这种材料具有高镍、中铬、含钼成分，在高压空冷器管束内介质含硫氢化胺、氯化铵腐蚀环境下，具有较好的耐腐蚀性。

二、高压空冷管箱丝堵泄漏及处理1.高压空冷气密过程发生泄漏2009年12月，2#加氢裂化首次开工，2#加氢裂化进入气密阶段，第一阶段反应系统进行4.0MPa氮气气密，A-101丝堵尚未发现泄漏。

随后进行第二阶段6.0MPa氢气气密，发现有42个管箱丝堵泄漏，但多为渗漏，多为沫沫状，其中有5个丝堵泄漏呈现肥皂泡状泄漏。

联系哈空调厂家专业人员对其进行常规带压紧固，42个丝堵全部处理完好。

第三阶段10.0MPa氢气气密。

300万吨／年柴油加氢泵P—103机封泄漏故障分析及处理
300万吨/年柴油加氢装置泵P-103自2012年投用以来，频繁发生机封泄漏故障，更换新机封平均运行15天左右就出现机封泄漏现象。

为解决泵用機封频繁泄漏故障。

本文对机封端面比压进行校核、认真分析机封泄漏故障原因，解决机封泄漏故障。

标签：机封泄露；故障分析；端面比压校核
1 概述
300万吨/年柴油加氢装置泵P-103系双支撑离心泵，泵型号为80DCS12M，由嘉利特荏原泵业有限公司设计制造。

该泵输送的介质为贫胺液，机封采用双端面机封，泵采用53B+11冲洗方案。

自装置于2012年开工以来，该泵经常发生机封泄漏故障，更换新机封后15天左右就出现机封泄漏现象，故障现象为内机封泄漏、动静环面磨损且存在油泥污垢。

由于机封运行时间短且输送的介质对环境产生影响，影响装置的正常运行。

4 运行效果
该泵自2018年4月安装改造后的机封后，运行至今未发生机封泄漏故障，运行效果良好。

参考文献：
[1]孙玉霞等.机械密封技术[M].北京：化学工业出版社2014.。

探讨柴油加氢装置高压热交换器腐蚀泄漏原因分析及预防措施柴油加氢装置高压热交换器是石油炼制和化工生产中不可或缺的重要设备，它在加氢工艺中起着至关重要的作用。

对于高压热交换器的腐蚀泄漏问题，始终是工程技术人员们头痛的难题。

本文将从腐蚀泄漏的原因分析以及预防措施两方面进行探讨，希望对相关工程技术人员有所帮助。

一、腐蚀泄漏原因分析1. 金属材料选择不当高压热交换器的工作环境通常会受到高压、高温、高速度的影响，因此对材料的性能和抗腐蚀性要求较高。

如果所选择的金属材料本身就不耐腐蚀或者耐腐蚀性能较差，就很容易发生腐蚀泄漏的问题。

2. 工作环境的腐蚀性在实际生产中，加氢过程中的反应条件可能会导致高压热交换器表面出现酸性、碱性或其他腐蚀性环境，这些腐蚀性环境对金属材料会造成严重的腐蚀，从而引发泄漏问题。

3. 设计和制造过程中的缺陷在高压热交换器的设计和制造过程中，如果存在不合理的设计或者加工缺陷，就会导致高压热交换器的结构或者连接部位容易出现腐蚀问题，最终引发泄漏。

4. 长期使用和维护不当高压热交换器长期使用下来，如果没有进行及时的维护和保养，就很容易产生金属疲劳、应力腐蚀等问题，从而加速高压热交换器的腐蚀泄漏。

二、预防措施1. 合理选择金属材料在设计和制造高压热交换器时，需要根据实际工作条件合理选择金属材料，优先选择耐腐蚀性能较好的材料，以减少腐蚀泄漏的风险。

2. 优化工作环境在实际生产中，可以通过控制加氢工艺的操作条件，以及合理选择催化剂和添加剂等措施，来减轻高压热交换器所受到的腐蚀程度，从而降低腐蚀泄漏的发生率。

3. 加强设计和制造质量控制在高压热交换器的设计和制造过程中，应该加强质量控制，确保设计合理、制造精准，以减少因为设计和制造缺陷引发的腐蚀泄漏问题。

4. 定期维护和检测对于高压热交换器的定期维护和检测是非常重要的，只有及时发现并处理潜在的腐蚀问题，才能有效避免腐蚀泄漏的发生。

5. 加强人员培训企业应该加强员工的安全培训，提高员工对高压热交换器腐蚀泄漏问题的认识，增强安全意识，降低事故发生的概率。

㊀２０２０年㊀第４期Ｐｉｐｅｌｉｎｅ㊀Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ㊀ａｎｄ㊀Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ２０２０㊀Ｎｏ ４㊀收稿日期：２０２０－０３－２０加氢装置空冷管束腐蚀泄漏原因分析及预防措施马文礼１，刘俊生１，余㊀强１，于永恒１，樊安宁２（１．中石油克拉玛依石化有限责任公司，新疆克拉玛依㊀８３４００３；２．神华新疆化工有限公司，新疆乌鲁木齐㊀８３１４００）㊀㊀摘要：文中对某石化公司加氢装置空冷管束泄漏的原因进行了详细分析，其中包括对管束进行涡流检测㊁垢样外观分析㊁垢样元素分析等，并对空冷管束泄漏采取增加原料及酸性水氯离子监控㊁增加分馏塔顶缓释剂加注流程㊁空冷防冻及操作优化等预防措施，有效解决了管束腐蚀泄漏的问题㊂关键词：加氢装置；空冷管束；腐蚀泄漏；原因分析；预防措施中图分类号：ＴＥ９６９㊀㊀㊀文献标识码：Ａ㊀㊀㊀文章编号：１００４－９６１４（２０２０）０４－００６０－０３ＣａｕｓｅＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄＰｒｅｖｅｎｔｉｖｅＭｅａｓｕｒｅｓｆｏｒＣｏｒｒｏｓｉｏｎａｎｄＬｅａｋａｇｅｏｆＡｉｒＣｏｏｌｉｎｇＴｕｂｅＢｕｎｄｌｅｉｎＨｙｄｒｏｇｅｎａｔｉｏｎＵｎｉｔＭＡＷｅｎ⁃ｌｉ１，ＬＩＵＪｕｎ⁃ｓｈｅｎｇ１，ＹＵＱｉａｎｇ１，ＹＵＹｏｎｇ⁃ｈｅｎｇ１，ＦＡＮＡｎ⁃ｎｉｎｇ２（１．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＫａｒａｍａｙＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＣｏ．，Ｌｔｄ．，Ｋａｒａｍａｙ８３４００３，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｈｅｎｈｕａＸｉｎｊｉａｎｇＣｈｅｍｉｃａｌＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ，Ｕｒｕｍｑｉ８３１４００，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔｈｅｃａｕｓｅｓｏｆａｉｒ⁃ｃｏｏｌｅｄｔｕｂｅｂｕｎｄｌｅｌｅａｋａｇｅｉｎｈｙｄｒｏｇｅｎａｔｉｏｎｕｎｉｔｏｆａｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌｃｏｍｐａｎｙｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄｉｎｄｅｔａｉｌ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇｅｄｄｙｃｕｒｒｅｎｔｄｅｔｅｃｔｉｏｎ，ａｐｐｅａｒａｎｃｅａｎａｌｙｓｉｓｏｆｓｃａｌｅｓａｍｐｌｅ，ｅｌｅｍｅｎｔａｎａｌｙｓｉｓｏｆｓｃａｌｅｓａｍｐｌｅ，ｅｔｃ．ｆｏｒｔｈｅｌｅａｋａｇｅｏｆａｉｒ⁃ｃｏｏｌｅｄｔｕｂｅｂｕｎｄｌｅ，ａｓｅｒｉｅｓｏｆｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅｍｅａｓｕｒｅｓｗｅｒｅｔａｋｅｎ，ｓｕｃｈａｓｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｔｈｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｏｆｒａｗｍａｔｅｒｉａｌａｎｄｃｈｌｏｒｉｄｅｉｏｎｉｎａｃｉｄｗａｔｅｒ，ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｔｈｅｉｎｊｅｃｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆｓｌｏｗ⁃ｒｅｌｅａｓｅａｇｅｎｔｏｎｔｈｅｔｏｐｏｆｆｒａｃｔｉｏｎａｔｏｒ，ａｉｒ⁃ｃｏｏｌｅｄａｎｔｉｆｒｅｅｚｅａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ，ｐｒｏｂｌｅｍｏｆｔｕｂｅｂｕｎｄｌｅｃｏｒｒｏｓｉｏｎｌｅａｋａｇｅｉｓｓｏｌｖｅｄｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｈｙｄｒｏｇｅｎａｔｉｏｎｕｎｉｔ；ａｉｒｃｏｏｌｅｄｔｕｂｅｂｕｎｄｌｅ；ｃｏｒｒｏｓｉｏｎｌｅａｋａｇｅ；ｃａｕｓｅａｎａｌｙｓｉｓ；ｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅｍｅａｓｕｒｅ０㊀引言２０１７年１２月以来，某石化公司加氢装置空冷管束频繁出现腐蚀泄漏，已经严重威胁到了装置的安全生产㊂因此，研究空冷管束泄漏的原因对装置的安全平稳运行至关重要㊂文中针对其中一起典型的泄漏案例进行分析，并提出相应的预防措施，为处理类似管束腐蚀泄漏问题提供参考㊂１㊀空冷腐蚀泄漏概况２０１９年１月１１日上午１０：３０，车间人员发现Ａ３２０２Ｂ支路管束泄漏，空冷间地面有大片油迹，并滴漏至冷低压分离器Ｄ３１０５处㊂应急人员立即将泄漏空冷管束进出口阀门关闭，由于该片空冷进口阀门内漏，关闭阀门后泄漏点仍然有介质流出㊂经讨论后决定，加氢改质装置反应系统降温降量，降低反应裂化程度，降低分馏塔顶气相负荷㊂１月１６日１０：００装置操作调整到位，１２：００车间将空冷进出口盲板隔离完毕，１３：００对泄漏管束进行封堵㊂１６：００泄漏空冷管束封堵及气密完毕后投用，１６：３０装置逐步恢复操作，１月１７日上午８：００装置加工量恢复正常，产品质量合格㊂经检查泄漏点位于Ａ３２０２Ｂ上方最顶排管束，自东往西第２根（每排共４６根管），离出口约４．０ｍ处（管束长９ｍ）㊂泄漏点位置如图１所示，空冷管束泄漏部位靠近管束下部且正好与支撑梁相切，肉眼无法直接观察，经过手摸感知，漏点近似为圆孔状，判断为腐蚀所致㊂图１㊀管束泄漏位置２㊀管束泄漏原因分析２．１㊀管束腐蚀抽检情况根据现场泄漏点特点车间初步判断为腐蚀穿孔，检测单位对泄漏空冷管束进行涡流检测抽检㊂本次㊀㊀㊀㊀㊀第４期马文礼等：加氢装置空冷管束腐蚀泄漏原因分析及预防措施６１㊀㊀泄漏空冷共有管束１８４根，抽检其中５根管束，具体管束位置如图２所示㊂图２㊀空冷Ａ３２０２Ｂ／Ｆ组管束抽检示意图检测结论及建议如下：（１）换热管１－２㊁４－４涡流检测壁厚损失大于４０％，腐蚀类型为整体均匀腐蚀加局部坑蚀，其中换热管１－２已穿孔，换热管４－４存在２处壁厚损失缺陷；建议堵管㊂（２）换热管４－２涡流检测壁厚损失３０％ ４０％，存在５处壁厚损失缺陷；建议堵管㊂（３）换热管３－２㊁４－６涡流检测壁厚损失小于３０％㊂根据检测结果，１月１６日对空冷Ａ３２０２Ｂ／Ｆ上部１－２㊁４－４㊁４－２管束进行堵管㊂由于只抽检５根管束就有３根管束存在严重腐蚀问题，因此可以初步确认此次空冷泄漏是由于长期腐蚀减薄㊁最后穿孔所致㊂２．２㊀腐蚀原因调查２．２．１㊀垢样外观分析堵管及抽检过程中发现空冷Ａ３２０２Ｂ／Ｆ上部入口管箱㊁出口管箱及抽检管束中均存有大量脱落的黑褐色锈垢，其中换热管４－４内部结垢严重，检测探头只能进入约３ｍ，换热管３－２㊁４－２出口处基本被垢样堵死㊂垢样形貌如图３所示㊂图３㊀空冷管箱及管束中锈垢形貌２．２．２㊀垢样实物元素分析取空冷器入口黑褐色垢物进行化验分析，结果显示垢样中含有３７．５％的Ｆｅ元素及微量钙，还含有１２％的Ｓ元素和１３．３％的Ｏ元素，硫元素主要为垢样中由Ｈ２Ｓ形成的无机盐类，氧元素主要为垢样中的氧化物㊂另外，垢样溶液与氢氧化钠加热后有氨气放出，说明垢样中含有ＮＨ＋４离子㊂阴离子分析结果表明，垢样水溶液中含有１６２０ｍｇ／Ｌ的含硫阴离子和１７．２５ｍｇ／Ｌ的Ｃｌ－，与硫元素分析结果相互验证㊂具体垢样元素分析结果：铁３７．５％，钙２０８０μｇ／ｇ，硫１２．０％，碳０．５１％，氧１３．３％㊂综上所述，可以推测加氢装置汽油空冷管束堵塞和腐蚀的主要原因为含Ｓ及含Ｃｌ物质引起的铵盐结晶腐蚀［１］㊂２．２．３㊀垢样元素理论分析通过查阅文献资料及垢样数据分析，初步判断造成本次空冷泄漏的主要原因为低温硫腐蚀，主要腐蚀机理为Ｈ２Ｓ－Ｈ２Ｏ－ＨＣｌ型腐蚀㊂低温硫腐蚀一般发生在温度小于１２０ħ有液相水存在的部位，一般气相部位腐蚀较轻微，液相部位腐蚀严重［２］㊂表１所示为装置改造前后分馏塔顶露点温度计算，可以看出本装置分馏塔塔顶露点温度在装置改造前后差别不大，均在８０ħ左右㊂装置改造前２个生产周期Ｃ３２０２塔顶温按照设计要求控制在８８ħ左右，空冷出口温度控制在４５ ５０ħ㊂由于塔顶油气中含有少量的Ｈ２Ｓ及ＮＨ３，当塔顶油气温度在空冷中逐步达到露点温度时，油气中的水蒸气就会逐步凝结，油气中的Ｈ２Ｓ就会溶解于水中，产生Ｈ２Ｓ－Ｈ２Ｏ型腐蚀㊂Ｈ２Ｓ还会和ＮＨ３反应产生ＮＨ４ＨＳ，造成铵盐结晶腐蚀［３］㊂表１㊀装置改造前后分馏塔顶露点温度计算项目塔顶水量／（ｋｍｏｌ㊃ｈ－１）塔顶烃量／（ｋｍｏｌ㊃ｈ－１）气相水分压／ＭＰａ露点温度／ħ改造前１１１５７００．０４４７８改造后１６７８３３０．０４５７９㊀㊀另外，从Ｃ３２０２塔顶含硫污水长期监控数据来看，塔顶油气中还含有一部分的氯离子（表２），这部分氯离子通过与ＮＨ３反应可能生成ＮＨ４Ｃｌ，由于ＮＨ４Ｃｌ吸湿性较强，很容易从流体中吸取水分发生潮解，形成酸性腐蚀介质，继而形成Ｈ２Ｓ－Ｈ２Ｏ－ＨＣｌ型腐蚀㊂具体腐蚀机理如下：Ｆｅ＋２ＨＣｌңＦｅＣｌ２＋Ｈ２ʏＦｅＣｌ２＋Ｈ２ＳңＦｅＳ＋２ＨＣｌʏＦｅ＋Ｈ２ＳңＦｅＳ＋Ｈ２ʏＦｅＳ＋２ＨＣｌңＦｅＣｌ２＋Ｈ２Ｓʏ以上反应形成循环，产生强烈腐蚀，使空冷器管束内壁均匀减薄㊂在管束中气液相转变区以后，由于水的介入，铁离子转化为难溶的羟基铁㊁ＦｅＳ等，逐渐沉积在流速较低管壁内层及管厢的出口㊂随着积垢不断积累，管束流通截面不断降低直至管束堵塞，原来最初形成的点蚀微孔被积垢完全覆盖，最终发展形㊀㊀㊀㊀㊀６２㊀ＰｉｐｅｌｉｎｅＴｅｃｈｎｉｑｕｅａｎｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔＪｕｌ ２０２０㊀成垢下腐蚀，导致管束出现腐蚀穿孔［４］㊂表２㊀２０１９年第一季度分馏塔顶含硫污水组分监控数据ｍｇ／Ｌ石油类硫化物氨氮铁氯离子硫酸根１月５７．７ １．３３２０．０６０．８２月５７．３３．２２８．６７３．１７１７．５ ３月２９．０５．６１ ３．４８１５．０３４．７３㊀预防措施３．１㊀加强原料及酸性水氯离子监控原料中氯离子增加会使装置发生腐蚀的概率明显增加，目前已对含硫污水进行定期检测分析，但原料中氯离子的分析还未纳入工艺卡片，建议定期对原料中氯离子进行分析，一旦发现氯离子含量偏高，工艺上可提前增加注水㊁缓蚀剂量等措施，降低腐蚀泄漏发生的概率［５］㊂３．２㊀Ａ３２０２空冷间增加可燃气报警器本次装置改造后，分馏塔顶温度控制较高，空冷一旦出现泄漏，若不及时处置，大量挥发的高温油气易引发事故㊂目前Ａ３２０２空冷间未设置任何可燃气报警设备，一旦空冷出现泄漏，操作人员无法立即发现并进行处置㊂鉴于此情况，建议在Ａ３２０２空冷间增加可燃气报警器㊂３．３㊀对空冷管束进行冲洗，全面评估管束腐蚀情况本次泄漏后拆检发现空冷部分管束及空冷管厢内存在大量锈垢，从红外成像监控来看也有部分管束存在疑似堵塞情况㊂为避免这些管束中发生严重垢下腐蚀，建议选择在装置停工检修时对Ａ３２０２空冷管束进行冲洗，并按比例进行抽检，全面评估腐蚀情况㊂３．４㊀增加分馏塔顶缓释剂加注流程本装置只在汽提塔顶设计了缓蚀剂加注流程，而在分馏塔顶未设计㊂从目前运行情况来看，由于分馏塔顶空冷数目多，且无有效的腐蚀控制措施，发生腐蚀的可能性较大㊂因此，建议在分馏塔顶增加加注缓释剂流程，对塔顶腐蚀情况进行预防㊂３．５㊀更换空冷目前空冷Ａ３２０２使用已接近７ａ，受介质不断冲刷及腐蚀影响，管束减薄穿孔的概率将逐年增加，建议采购１ ２台空冷作为应急备件，下次大检修时，在检测评估的基础上进行部分或全部更换㊂３．６㊀空冷防冻及操作优化空冷管束堵塞不通后，遇到气温降低㊁防冻措施不到位，更容易发生冻凝㊁冻裂㊂针对目前Ａ３２０２运行现状，主要防冻及操作优化内容如下：（１）进入冬季后，加强空冷间环境温度监控，要求温度不低于４ħ㊂气温低于－１０ħ时，只开侧面百叶窗，用变频调节空冷出口温度，变频开度不宜太大㊂气温低于－２０ħ时，将变频风机调向，强制热风循环用于空冷防冻㊂（２）加强空冷管束温度监控，特别是红外检测温度偏低的管束，要求管束温度不能低于５ħ㊂（３）严格监控各片空冷出口温度，通过调整变频开度㊁开启风机㊁调整空冷入口阀开度的方式，确保各个管束内介质不偏流，各管束出口温差不大于１０ħ㊂４㊀结束语空冷风机作为一种大型换热设备，广泛应用于石油化工行业［６］㊂本文对某加氢装置空冷管束泄漏的原因进行了详细分析，并对管束泄漏提出了预防措施，解决了管束泄漏的问题，保证了装置的安全平稳运行，为处理空冷管束腐蚀泄漏的问题提供参考㊂参考文献：［１］㊀杨丽．加氢处理装置高压空气冷却器腐蚀泄漏与防护［Ｊ］．石油化工腐蚀与防护，２０１３（４）：３３－３５．［２］㊀颜炳琳．炼油设备低温硫腐蚀产物的生成及其自燃倾向［Ｊ］．石油化工设备，２００９（２）：４－８．［３］㊀王旸．加氢裂化装置高压空冷器管束泄漏原因初步分析及对策［Ｊ］．腐蚀与防护，２００６（８）：４２８－４２９．［４］㊀王爱芝．加氢高压空冷器管束穿孔泄漏失效分析［Ｊ］．石油化工设备，２０１０（３）：３５－３９．［５］㊀李立峰．润滑油加氢装置高压空冷器腐蚀及防护措施［Ｊ］．石油化工腐蚀与防护，２０１９（５）：３２－３６．［６］㊀任亮．空冷器管束腐蚀原因及防护措施［Ｊ］．科技创新与应用，２０１８（２６）：１２４－１２５．作者简介：马文礼（１９９２ ），工程师，从事设备技术管理工作㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：ｍａｗｌｋｓｈ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ（上接第５９页）［３］㊀ＨＥＬＬＥＨＰＥ，ＢＥＣＫＧＨＭ．Ｎｕｍｅｒｉｃａｌｄｅｔｅｒｍｉｎａｔｉｏｎｏｆｐｏｔｅｎｔｉａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓａｎｄｃｕｒｒｅｎｔｄｅｎｓｉｔｉｅｓｉｎｍｕｌｔｉ⁃ｅｌｅｃｔｒｏｄｅｓｙｓｔｅｍｓ［Ｊ］．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，１９８１，３７（９）：５２２－５３０．［４］㊀李丹丹，毕武喜，祁惠爽．交叉并行管道阴极保护干扰数值模拟［Ｊ］．油气储运，２０１４，３３（３）：２８７－２９１．［５］㊀金光彬．相邻管线阴极保护系统之间的干扰规律［Ｊ］．腐蚀与防护，２０１７，３８（４）：３０６－３２６．［６］㊀孟宪级，吴中元，梁旭巍，等．区域性阴极保护数学模型算法的改进［Ｊ］．中国腐蚀与防护学报，１９９８，１８（３）：２２１－２２６．［７］㊀ＭＥＴＷＡＬＬＹＩＡ，ＡＬ⁃ＭＡＮＤＨＡＲＩＨＭ，ＧＡＳＴＬＩＡ．Ｆａｃｔｏｒｓａｆｆｅｃｔｉｎｇｃａｔｈｏｄｉｃ⁃ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｉｎｔｅｒｆｅｒｅｎｃｅ［Ｊ］．ＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＡ⁃ｎａｌｙｓｉｓｗｉｔｈＢｏｕｎｄａｒｙＥｌｅｍｅｎｔｓ，２００７，３１（６）：４８５－４９３．［８］㊀王萌，卫续．深井套管阴极保护干扰的数值模拟研究［Ｊ］．石油化工高等学校学报，２０１７，３０（５）：９３－９８．作者简介：蔡洁洁（１９８７ ），硕士研究生，助理工程师，主要从事长输天然气管道运行管理工作㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：３３３２９７１４９１＠ｑｑ．ｃｏｍ。

加氢精制装置高压换热器泄漏原因分析梁文萍;方艳臣【摘要】从工艺操作及设计条件方面对中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司2号加氢精制装置高压换热器E1103在装置运行期间发生两次泄漏的原因进行了分析.核算结果表明:开工期间注水量在3t/h左右,低于7.7 t/h,说明开工期间在换热器管束内形成了NH4Cl结晶;失效分析报告表明:换热管材质合格,换热管失效原因为铵盐与水反应形成腐蚀介质,产生腐蚀.综上分析泄漏原因:工艺反应中生成的NH4Cl或NH4HS结晶铵盐在原设计注水条件下不能完全溶解在水中,在装置运行期间造成铵盐冲刷腐蚀;停工期间换热器长期存放于有水环境中,铵盐造成垢下腐蚀的点蚀.最后从注水量、换热器线速、停工过程中优化操作以及停工后对换热器进行保护性处理等方面提出了解决措施,从而保证换热器长周期运行.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2019(049)001【总页数】5页(P31-35)【关键词】加氢精制;高压换热器;泄漏;失效分析;措施【作者】梁文萍;方艳臣【作者单位】中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司,河北省石家庄市050099;中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司,河北省石家庄市050099【正文语种】中文1 装置介绍中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司2号加氢精制装置采用冷高分流程，在高压反应产物空冷器前和高压换热器前均设有注水点，换热流程如图1所示。

2号加氢精制装置反应产物/混氢油换热器E1103型号为BFU1200-9.3/9.9-700-7.3/19-2I，换热管材质为0Cr18Ni10Ti，壳程材质为15CrMoR(H)。

开工4 a后管束泄漏，返厂大修。

停工期间在换热器E1101 出入口增设跨线，目的是保证换热器E1102入口温度不低于210 ℃。

换热器E1103修复回装开工并采取措施后，装置平稳运行。

图1 1.0 Mt/a加氢换热工艺流程 Fig.1 Heat exchange process of 1.0 Mt/a diesel hydrorefining unit注：R1101—加氢精制反应器；E1101/1、3—反应产物与混氢油换热器；E1101/2—反应产物与低分油换热器；P1102—反应进料泵；P1103—反应注水泵；A1101—反应产物空冷器；C1201—汽提塔；F1101—反应加热炉；E1201—低分油与精制柴油换热器；TIC1101—冷油阀装置运行9 a后，利用大检修期间换热器E1103更换新管束，材质未变。

柴油加氢装置设备系统腐蚀现象分析及防护措施发布时间：2022-07-15T08:27:14.500Z 来源：《科学与技术》2022年第5期3月作者：赵振国韩敏[导读] 腐蚀也是严重危害化学品安全的重要隐患赵振国韩敏中国石化胜利油田分公司石油化工总厂山东东营 257000摘要：腐蚀也是严重危害化学品安全的重要隐患。

它可以减少装置和管道的厚度、裂纹甚至穿孔。

由于氢起始装置是炼油企业的二次工艺处理设备，目前处于高温高压加氢状态。

由于中间存在H2S、NH3、HCl、HCN等组分，腐蚀问题非常复杂。

该设备分析了重要的腐蚀机理和腐蚀失效模式，以解决重要的腐蚀问题。

建议在下一周期从选材、定点厚度、加工工艺等方面采取防腐措施。

因此，建议建立一个腐蚀数据库系统，建立一个高速有效的数据共享平台，将腐蚀监测数据纳入现有的腐蚀数据系统中，对电厂的腐蚀情况进行数据分析和动态评估。

加强腐蚀综合管理和监测，提高装置技术水平，确保装置安全运行。

关键词：柴油；氢化；腐蚀分析；防腐措施加氢精制是利用氢高压催化剂使原油中的烯烃饱和，从而消除硫、氧、硫、有害元素和金属物质的化学过程。

目前，氢起始装置主要系统的腐蚀检测主要集中在加热炉管道、反应排气装置和循环氢脱硫装置[1]。

本文探讨了主要设备及其管道腐蚀的原因和分类，并提供了具体的防锈对策。

1腐蚀原因分析1.1硫化氢腐蚀与高温氢损伤在硫磺精制生产设备中，腐蚀和高氢硫基氢损失主要出现在炉管和反应器、通过生活反应废水处理系统的管道和高温换热器中。

设备表面硫化氢基团的腐蚀主要是由于高温活性硫的腐蚀，以及与H2S和金属直接反应生成FES。

当混合硫原料油在加热炉中逐渐加热到350℃以上时，氢硫基团分解形成游离硫。

由于游离硫比硫化氢强，对炉管和管道的腐蚀更强烈，设备表面会形成铁硫，导致设备表面变薄。

高温氢的损伤可分为表面脱碳和内部脱碳。

表面脱碳是指钢铁设备和管道的表面材料在高温下暴露在氢气中，碳浓度迅速降低，钢的强度和硬度也随之降低。

克石化公司常减压装置E1001腐蚀失效分析
杨桂新;程晓民
【期刊名称】《全面腐蚀控制》
【年(卷),期】2013(000)009
【摘要】中石油克拉玛依石化分公司常减压蒸馏I套装置的常顶换热器管束自投用以来曾多次发生腐蚀泄漏。

我们从失效管束材质的数据分析调查，找出失效管束发生腐蚀原因，并提出相关建议，避免类似失效事件的再次发生。

【总页数】4页(P46-48,60)
【作者】杨桂新;程晓民
【作者单位】克拉玛依市科比技术有限责任公司，新疆克拉玛依834003;中国石油克拉玛依石化公司，新疆克拉玛依834003
【正文语种】中文
【中图分类】TE988
【相关文献】
1.某石化公司蒸馏装置E1001管束腐蚀失效分析 [J], 李俊义;秦静;田润丰
2.呼和浩特石化公司常减压装置常顶换热器失效分析 [J], 郭晓光;赵伏虎;王君;王美燕
3.上海石化股份有限公司常减压装置腐蚀与防护 [J], 蔡江华;余存烨
4.兰州石化公司常减压装置防腐蚀对策 [J], 任世科;张军明;周天基
5.石化稠油常减压装置腐蚀失效分析 [J], 尤文卿;吕瑞典
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

渣油加氢装置汽提塔顶空冷器的腐蚀泄漏分析高楠;邓文;高岩;李云鹏;关延卿;郑丽群【摘要】针对A炼油厂渣油加氢装置汽提塔顶空冷器(EA-3001)管束首端焊口腐蚀泄漏状况,展开了检测和分析研究,明确了管束端部胀口铵盐聚集形成垢下腐蚀是造成泄漏的原因.汽提塔上部及其冷凝冷却系统发生腐蚀的原因在于自反应系统来的反应产物中一般含有H2S,NH3和Cl-等腐蚀性介质,通过加氢反应形成NH4HS 和NH4Cl,在温度压力降到一定程度结晶析出,再加上工艺操作引起管束偏流以及露点腐蚀,导致了空冷EA-3001发生铵盐腐蚀泄漏.建议严格控制原料中的氮含量,改善空冷器前注水措施,调整好注入量,以减少铵盐的生成,保证装置的安全稳定运行.【期刊名称】《石油化工腐蚀与防护》【年(卷),期】2019(036)004【总页数】3页(P58-60)【关键词】渣油加氢;空冷器;铵盐;腐蚀【作者】高楠;邓文;高岩;李云鹏;关延卿;郑丽群【作者单位】沈阳中科韦尔腐蚀控制技术有限公司,辽宁沈阳110180;中国石油四川石化分公司,四川彭州611900;山东新华制药股份有限公司,山东淄博255000;中国石油四川石化分公司,四川彭州611900;中石油抚顺石化分公司,辽宁抚顺113000;沈阳中科韦尔腐蚀控制技术有限公司,辽宁沈阳110180【正文语种】中文A炼油厂渣油加氢装置采用固定床渣油加氢脱硫工艺，以减压重蜡油和减压渣油为原料，经过催化加氢，脱除硫、氮、金属等杂质，为催化裂化装置提供原料，同时生产部分柴油，并副产少量石脑油和燃料气。

2017年11月下旬，该装置汽提塔顶空冷器(EA-3001)发生腐蚀泄漏，泄漏部位位于在入口B台左上角。

发生泄漏后车间紧急安排检测，带压堵管。

针对发生的泄漏问题展开了检测，获取相关数据并进行了分析研究，提出了相应的防腐蚀措施。

1 装置工艺流程原料来自反应部分的热低分油，与预热后的冷低分液混合后一起进入汽提塔C-3001，塔底采用4.0 MPa蒸汽汽提。

柴油加氢装置高压热交换器腐蚀泄漏原因及解决措施摘要：我国社会经济不断发展，也不断增加了能源消耗情况，因为能源劣质化问题，不断提高了原油中硫、酸的成本含量，导致柴油加氢装置发生腐蚀问题。

柴油加氢装置在使用过程中经常会出现换热器出口的管线泄漏，直接影响到了设备使用的安全性和稳定性。

所以下文对柴油加氢装置高压热交换器腐蚀泄漏原因及解决措施简单叙述，供同行参考。

关键词：柴油；加氢装置；高压热交换器；腐蚀问题；措施目前，我国能源退化问题相当严重，不断提高原油中的硫和酸组分，造成腐蚀问题。

柴油加氢装置在运行过程中具有高温高压的特点，容易发生材料腐蚀。

柴油加氢装置反应阶段会产生H2S，危及柴油加氢装置的安全。

为了维护柴油加氢装置的运行安全，有必要采取针对性的措施解决腐蚀问题。

1柴油加氢改质装置换热器及腐蚀总体概述换热器是柴油加氢改质装置的重要组成部分，其工艺流程的合理与否直接影响柴油加氢改质的效果。

目前常用的高压换热器系统主要由E301、E302和E303A/B组成，从反应器模块流出的反应物依次流经E301和E302模块，与存储在模块中的氢气混合原料发生置换，然后在冷却模块中进行冷却反应后流入下一个模块。

冷却模块的水循环系统主要依靠E303A/B的注水口供水和供料。

升级装置在E301和E303模块之间设置了基于风力的在线调节阀，实现了对E301出口原料和E303出口温度的有效调节和管理。

2柴油加氢改质装置换热器腐蚀泄露原因分析改质装置中高压换热器的具体作用是通过换热处理降低反应物的流出温度，以保证芳烃和烯烃的加氢脱硫、脱氮、脱氧、脱金属和饱和加氢反应的顺利进行。

为了获得更好的升级效果，原料油需要经过高温、高压和加氢处理。

因此，高压换热器的环境非常恶劣，同时也面临着许多不利因素的腐蚀影响。

具体腐蚀因素如下：2.1化学腐蚀原料油经过加氢脱硫反应后会产生H2S，易溶于水形成微腐蚀性硫酸氢盐，硫酸氢盐在高压换热器中容易与铁元素发生置换反应生成FeS物质。

汽柴油加氢装置反应流出物系统腐蚀问题分析及防范对策摘要：由于汽柴油生成的特殊性，加氢装置反应流出物系统在运行过程中存在较为严重的腐蚀问题，如高温硫化氢腐蚀、高温氢腐蚀、氯化铵腐蚀、湿硫化氢腐蚀、硫酸应力腐蚀开裂等类型多样的腐蚀问题，并且各种腐蚀之间会产生互相影响作用，对加氢装置的安全、稳定运行造成了较大影响，如若没能予以及时处理，将可能会引发严重的安全事故，因此解决腐蚀问题对于汽柴油加氢装置反应流出物系统的运行而言至关重要。

基于此，文章对汽柴油加氢装置反应流出物系统腐蚀问题以及原因进行了相关分析，进而对相关应对策略进行了有效探讨，希望能够为相关炼油企业提供有益参考。

关键词：加氢反应；汽柴油；流出物系统；腐蚀近年来，随着人们的生产生活对于石油产品生产标准要求越来越高，以及受到原油劣质化的影响，加氢装置在炼油过程中发挥的作用显得越发重要与明显，对于装置的改建与扩建也提出了更高要求。

加氢装置在长期运行过程中都是处于高温、高压环境当中，生产介质中混合了氢、有机烃、硫化氢、氨等具备易燃易爆、腐蚀、有毒特性的物质，一旦发生泄漏等问题将会导致十分严重的后果。

因此确保加氢装置的安全、稳定运行，对于炼油企业而言有着极为重要的现实意义。

一、汽柴油加氢装置现状在石油化工企业生产过程中，石蜡基原油或是中间基原油已然逐渐退出市场，催化裂化加工技术在各个炼油企业中得到高度重视与广泛应用，尤其是柴油具备价格比原油价格更低的优势，催化裂化加工技术也因此成为了当前油品生产的主流方法，中压加氢改质更是成为了发展的主流趋势。

随着石油产品标准的不断提高，加氢装置在炼油过程中发挥的重要作用越发明显。

加氢装置在运行过程中会受到腐蚀问题的较大影响，并且直接决定了加氢装置的运行寿命。

加氢装置在运行过程中，面临着氢腐蚀、高温氢与硫化氢腐蚀、连多硫酸应力腐蚀、氯化物应力腐蚀等腐蚀问题，并且腐蚀的位置涉及了整个装置，尤其是在反应物流出系统中的腐蚀影响最为严峻。