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航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施

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航煤加氢腐蚀原因分析及应对措施

摘要：某石化公司航煤加氢装置在2013年运行期间多次出现泄漏、穿孔事故，16台/次换热器及管线都出现了不同程度的腐蚀，导致装置多次紧急停工更换管线，不但严重影响装置的正常运行，还增加了设备更换及修补等费用开支。通过对原料、污水氯含量等影响因素进行分析，发现反应产物切水的氯含量高达18134ppm，原料中的氯含量超高是腐蚀的主要原因。并就装置反应流出物换热器具体腐蚀情况进行了腐蚀机理原因分析，借鉴金陵石化航煤加氢装置反应进出料换热器有16根管束出现了不同程度的腐蚀后采取的应对措施，对某石化公司航煤加氢装置应对高氯原油腐蚀提出了调整原料混合比例来降低原料中的氯含量、增加脱氯设施、升级双相不锈钢材质、提高注水量、关注结晶温度等建议。

关键词：航煤加氢 腐蚀 分析 应对措施

某石化公司40万吨/年航煤加氢装置在2013年6月开始陆续出现高分换热器泄漏、空冷翅片管破裂等问题，装置被迫多次非计划停工进行设备更换。虽然装置采取了增加注水、从源头控制原料氯含量等措施来控制腐蚀，但在2014年3月航煤加氢装置停工检修，拆检又发现换热器管束泄漏、铵盐堵塞、管线穿孔等问题，亟需对腐蚀部位及原因进行调查分析，采取相应对策来保证再次开工后的平稳安全运行。

1. 腐蚀现象

1.1 运行期间腐蚀情况

某石化公司航煤加氢装置自2012年投入运行后，一直运行良好。但在2013年6月以后，加氢装置陆续出现了腐蚀裂纹的情况，造成装置多次停工处理故障，具体腐蚀部位及泄漏情况见表1。

表1 2013年6月-2014年4月装置腐蚀泄漏情况

设备编号 设备名称 泄漏时间 泄漏部位

C101-3 反应器出口空冷器 2013.6.7 空冷入口管箱与管束的结合处

C101-2 反应器出口空冷器 2013.6.12 管板泄漏着火

E101 反应产物与加氢进料换热器 2013.6.14

2013.6.24 管程出口压力表管嘴焊缝开裂

采样阀引出接头腐蚀开裂

管线

管线 E102出口至E103入口管线

E102出口至E103入口管线 2013.7.15

2013.7.12 入口弯头焊缝裂纹

入口弯头焊缝裂纹

管线 E101出口至E102入口管线 2013.7.20 入口弯头焊缝裂纹

管线

C104-1

C104-2

C104-3

C104-4

C104-5

C104-6

C104-8

C104-7 E102出口至E103入口管线

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

反应器出口空冷器

C104-6 2013.8.19

2013.10.11

2013

2013

2013

2013

2013

2013

2014.1.27 入口弯头焊缝裂纹

管束

管束

管束

管束

入口阀门泄漏或裂纹

入口阀门泄漏或裂纹

入口阀门泄漏或裂纹

管束

1.2 停工检修拆检腐蚀情况

2014年4月航煤加氢装置停工检修，在拆开检查后发现管束发生了裂纹泄漏，部分换2

热器管束结盐堵塞严重，抽芯水洗不通，只好采用高压水洗的方式才勉强贯通。高压空冷E-102两台换热器管束泄漏严重，E102-1堵管数量超过了一半（左一），E102-2(左二)堵管数量也不少，见图1。

图1 高压空冷E-102-1拆检堵管情况

2. 原料对腐蚀产生的影响分析

2.1 原料氯含量分析

某石化公司40万吨/年航煤加氢装置的主要原料来自常减压装置的常一线，而从胜利高氯原油氯分布特点可以看出氯含量集中分布在常一线，比例达到了57%，见图2。

而根据中国石化炼油工艺防腐蚀管理规定氯含量≯2ppm，某石化公司在加工高氯原油后常一线氯含量最高达到了271ppm，远远超出防腐规定数值，2014年1月9日仍然达到了5ppm，导致1月27日又发生了空冷腐蚀管束泄漏事故，可见原料Cl含量超高是发生腐蚀泄漏事故的主要原因。

图3 常减压装置常一线氯含量

2.2 装置污水氯含量分析

通过对分馏塔顶（T-101）、高压分离器（V-103）底部切水分析Cl离子含量及PH 值，发现经过加氢反应器后，Cl 离子含量明显增高，反应产物切水中的Cl离子含量最高达到18134ppm,是金陵石化航煤加氢同部位氯含量的10倍。说明反应器出口换热器常一线

57% 常二线

28% 常三线

8% 其他

7% 图2 胜利高氯原油氯含量分布特点

0 50 100 150 200 250 300

6月07

6月19

7月01

7月13

7月25

8月6

8月19

8月30

9月11

9月23

10月6

10月18

10月30

11月11

11月23

12月05

12月17

12月29

01月10

01月22

02月03

02月15

02月27

03月11

04月03 常减压装置常一线氯含量 ppm（2013.6.7-2014.3） 3

（E101/E102/E103）工艺介质Cl离子含量分析是极度超高的，见表2。

表2 装置污水氯含量分析

分析项目 T-101 V-103

PH 5 7.5

Cl（ppm） 2735 18134

3. 同类加氢装置腐蚀应对措施

3.1 金陵石化煤油加氢精制装置腐蚀情况及应对措施

3.1.1 腐蚀情况

中石化金陵石化公司煤油加氢装置加工原料为煤油，反应进出料换热器(E—101)管程设计压力7.1 MPa，设计温度338℃ ；管程操作压力6.0MPa，操作温度319-338℃；管程介质为经过加氢反应后产物，其主要成分包括煤油、硫化氢、氢气等，介质具有腐蚀性。壳程介质为经除氧切水后的原料煤油与氢气的混合物，腐蚀性较小。该换热器换热管材质0Cr18Ni10Ti奥氏体不锈钢Φ19×2。

2012年8下旬发现E-101经加氢精制后煤油硫含量高，且居高不下，停运后打开检查发现管束外表面基本保持不锈钢本色，但在外围的一根管束上发现2处直径约1mm的蚀洞，一处蚀洞边沿呈刀刃状（如图7）。继续检查发现在靠近U型端底部的折流板附近约10cm处一根管束有裂纹，裂纹长度沿圆周约有半周（如图7），经检查发现E-101G有16根管束存在不同程度的泄漏。[1]

3.1.2 腐蚀原因分析

图7 E-101管束及折流板腐蚀情况

对E-101有蚀洞的管束取样并剖开，发现管束内结垢较多，垢下坑蚀严重，有即将蚀穿管壁的趋势，具体见图8：从照片可看出，坑点蚀是从管束内部开始的。从形貌上来看应该属于典型的Cl 离子腐蚀穿孔。管束断口显微扫描，发现管束是由内向外裂开，腐蚀是从管内开始的。从管束的断裂情况及断口扫描情况可以断定Cl 离子引起的应力腐蚀开裂可能性很大。对原料罐、进料缓冲罐（V-100）、高压分离器（V-101）底部切水分析Cl离子含量及PH 值测量，经过加氢反应器后，Cl 离子含量明显增高，反应产物切水中的Cl离子含量达到1291.80ppm。说明该换热器工艺介质Cl离子含量分析超高，见表1。

表4 E-101系统水样分析

分析项目 原料罐 V-100

V-101

PH 6.4

7.83 9.05

Cl（ppm） 29.78 395.62 1291.80

4

图8 E-101管束腐蚀管束取样剖面图

反应进出料换热器前面有加氢反应器，由于加氢反应，原料油中有机氯、氮与氢气反应生成铵盐及HCl，原料中的O元素经加氢反应生成转H2O。反应产物从反应器底部出来的温度在320℃以上，走管程经过换热后从E-101G 出来的温度在136℃左右。根据水的沸点与压力之间的关系，用Antoine公式可算出在E-101G 管程压力5.7MPa下水的沸点温度约为272℃。因而反应产物中的水蒸汽在换热过程中存在露点。

结露后的水溶解高浓度Cl离子，外加铵盐等其他垢污在管束的沉积，在垢下Cl 离子富集形成闭塞电池，导致了管束（0Cr18Ni10Ti）由内向外的坑点腐蚀。点蚀一旦形成，腐蚀会迅速加剧，导致管束腐蚀穿孔。同时在应力作用下导致管束应力腐蚀开裂。

3.1.3 应对措施

（1）在条件允许的情况下在反应器和联合进料换热器之间增加脱氯罐，以避免反应进出料换热器等奥氏体不锈钢设备遭受严重的腐蚀。

（2）对换热器管束材质进行升级，降低C含量，提高Cr、Ni含量，增加Mo等微量元素的成份，以达到有较强的抗Cl离子腐蚀能力。为了在最大限度地克服Cl离子腐蚀破坏现象，可将管束材质升级为双相不锈钢。

（3）同时在生产工艺上，对原料要严格把关，尽量减少原料Cl元素含量。

4. 结论及建议

某石化公司40万吨/年航煤加氢装置在炼制高氯原油后出现了换热器泄漏、管线裂纹等问题，不但严重影响了装置的安全平稳生产，而且大大增加了设备更新方面的投资。通过对原料、及分离罐的污水分析，发现腐蚀的主要原因是原料氯含量超高。经过采用更新设备、管线，间断水洗与连续冲洗相结合的方法，使低压和高压空冷系统的腐蚀基本解决。但在停工期间仍然发现反应流出物换热系统换热器出现管束裂纹泄漏、抽芯后结盐的问题，为装置再次开工后的正常运行带来了不稳定的因素，为此，对三台换热器及空冷的腐蚀情况就温度、材质及腐蚀部位进行了分析，并提出以下建议，期望对开工运行后减轻腐蚀状况带来帮助。

4.1 对原料油进行脱氯处理。

航煤加氢装置的原料主要是常一线油，而装置发生的腐蚀主要是由于氯含量超高引起的，因此对常一线油进行脱氯处理，减少氯离子造成的多种腐蚀是解决装置腐蚀的根本途径。金陵石化航煤加氢装置提出在反应器后增加脱氯罐，减轻对反应流出物换热系统的影响，值得借鉴。另外，高氯原油的加工是氯含量超高的罪魁祸首，将高氯原油与低氯原油进行调和，基本保证常一线氯含量不超过1.5ppm，是一个及时应对的策略。从图9可以看出，通过调和高氯原油的掺炼量后，常一线氯含量在8月下旬就保持较低的状态，因此也没有再发生大的腐蚀事件。

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300

日期

6月12

6月27

7月12

7月27

8月12

8月26

9月10

9月25

10月11

10月26

11月10

11月25

12月10

12月25

01月09

01月24

02月08

02月23

03月10 图9 2013年6月-2014年3月常一线氯含量趋势分析 ppm

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航空煤油精制工艺的产污对比及防治措施

航空煤油精制工艺的产污对比及防治措施

航空煤油精制工艺的产污对比及防治措施

魏颖;潘峰;王鹏波;汪健

【摘 要】对国内外常用的两种航空煤油(简称航煤)精制工艺——加氢工艺和非加氢工艺进行了介绍,结合各自的工艺流程对“三废”排放情况进行了分析,并提出了相应的污染防治措施.分析结果表明:与加氢工艺相比,非加氢工艺相对简单,对反应的控制要求较低;两种工艺排放的废气和废水基本相同,包括酸性水、含油废水和酸性气等;非加氢工艺产生的废渣量远大于加氢工艺,除包括加氢工艺产生的废催化剂和废瓷球外,还包括废白土、废岩盐和废脱酸吸附剂等;航煤精制工艺的有组织排放污染物可通过酸性水汽提装置和硫磺回收装置进行处理,废渣由原生产厂家回收或按性质分类送往符合资质的相应渣场处理.

【期刊名称】《化工环保》

【年(卷),期】2014(034)003

【总页数】5页(P276-280)

【关键词】航空煤油精制;加氢工艺;非加氢工艺;“三废”排放;污染防治措施

【作 者】魏颖;潘峰;王鹏波;汪健

【作者单位】兰州大学大气科学学院,甘肃兰州730000;兰州大学环境质量评价研究中心,甘肃兰州730000;兰州大学环境质量评价研究中心,甘肃兰州730000;兰州大学环境质量评价研究中心,甘肃兰州730000;兰州大学大气科学学院,甘肃兰州730000;兰州大学环境质量评价研究中心,甘肃兰州730000

【正文语种】中 文 【中图分类】X512

煤油作为三大成品油之一，需求量逐年增加。煤油按用途可分为航空煤油（简称航煤）、动力煤油和照明煤油，其中航煤是煤油的主要品种，其产量占煤油产量的95%左右。随着航空业的迅速发展，航煤消费将保持快速增长。预计未来15年中国航煤的需求量年增长率将保持在10%左右。可以预见，各大石化公司将陆续扩大航煤生产规模，因此对航煤精制工艺的污染进行研究显得十分必要。

用于生产航煤的馏分主要来自两方面：一是直接从常压精馏装置切获的直馏组分，二是从重油经催化裂化和加氢裂化二次加工所得的馏分。目前，我国航煤的主要来源为原油常压蒸馏出的直馏航煤馏分［1］。航煤精制的目的通常有两方面：一是脱除航煤馏分中的少量硫醇，解决航煤的腐蚀性问题；二是脱除航煤馏分中带有颜色的杂质组分，解决航煤的稳定性问题［2］。

探讨加氢装置的防腐处理

探讨加氢装置的防腐处理

探讨加氢装置的防腐处理

在当前我国炼化企业的安全生产中，腐蚀是一个非常大的隐患，设备装置在腐蚀作用下，常常会出现开裂、穿孔等问题。在炼油厂中，加氢精制装置是一种二次加工装置，具有三种工况，即临氢工况、高压工况、高温工况，在介质中含有多种成分，包括HCN、HCI、H2S、NH3 等，因而加氢精制装置的腐蚀情况是非常复杂的。基于此，本文对加氢装置的防腐处理进行深入研究，本文中共提出了两种防腐处理措施，即设备防腐措施和工艺防腐措施，具有重要意义。

标签：加氢装置;防腐处理;设备防腐;工艺防腐

1 引言

在最近几年中，自老油田发展到稳产、衰减时期以来，加工原油的劣质化、多样化变得越来越严重，相应地，加氢装置设备出现越来越严重的腐蚀问题，因腐蚀而常常会引发多种事故，如爆炸事故、着火事故、泄漏事故等，导致加氢装置的稳定安全运行遭受严重影响。基于此，本文对加氢装置的防腐处理进行深入研究，具有重要意义。

2 加氢装置的防腐处理措施

2.1 设备的防腐措施

针对设备的防腐措施，主要涉及三大方面，即表面防腐、结构防腐、材料防腐。

①表面防腐，就是指将金属合金、铝或者锌喷涂在设备的内壁上，形成阴极保护，能够对电化学腐蚀起到显著的抑制作用，或者将防腐涂料涂刷在设备的内壁上，有效隔离腐蚀介质和金属基体。

②结构防腐，就是指包括在设备的设计上，尽量保证结构的简单化，尽可能不要对用异种金属组合进行使用，同时应对逐渐过渡原则进行考虑，需要对较低的局部应力和热应力进行有效保持，进而在整个运行过中，能够保证加氢装置不会发生不良现象，如腐蚀产物积存、湍流、热负荷分配不够均匀、腐蚀介质停滞等。

③针对材料防腐，对材料材质进行升级是一种非常重要的方法。将条件、介质环境作为主要依据，同时对有关设计标准进行有机结合，以确定材质。只有对钢材焊接热影响区的硬度进行有效降低，对宏观缺陷进行有效消除，才能够有效避免出现氢脆现象;针对硫化氢腐蚀、高温氢腐蚀现象发生位置，应将Couper曲线、经验数据作为主要依据，以对材质进行合理选取。针对大于250℃的部分，应选用奥氏体不锈钢或者Cr13;针对小于250℃的部分，应选用碳钢;在设备内壁，应对超低碳不锈钢防护层进行堆焊，在和堆焊层表面3mm范围部分，用选用均

航空煤油加氢精制装置改造与运行总结

航空煤油加氢精制装置改造与运行总结

航空煤油加氢精制装置改造与运行总结

发表时间：2020-12-30T03:02:14.683Z 来源：《防护工程》2020年27期 作者： 李华鹏[导读] 指出了装置在高负荷运行中存在的问题和精制航煤产品银片腐蚀不合格的原因，并提出了相关应对措施。

中石化海南炼油化工有限公司海南省洋浦经济开发区 578000

摘要：中国石化海南炼油化工有限公司70万吨/年航煤加氢精制装置，由中国石化工程建设公司设计，设计加工直馏煤油，装置内设置有脱除精度为20μm的原料过滤器和过滤分离器，采用炉前混氢方案和热壁加氢反应器。分馏部分采用单塔流程，设置分馏塔底重沸炉。精制航煤产品经脱硫罐脱除活性硫化物后加注抗氧剂、过滤、脱水生产满足GB6537-2006质量要求的3号喷气燃料【1】。本文通过对装置最近半年的工艺参数控制情况、原料性质、产品质量等方面进行分析总结，指出了装置在高负荷运行中存在的问题和精制航煤产品银片腐蚀不合格的原因，并提出了相关应对措施。

关键词：航煤加氢 银片腐蚀 技术改造

1 概述

装置设计处理能力为70万吨/年，操作弹性60%-110%，设计开工时数为8400小时/年。加氢催化剂选择FH-40B催化剂,该催化剂是抚顺石油化工研究院( FRIPP)针对进口含硫油研究、开发的轻质馏分油加氢精制催化剂，该催化剂具有优异的加氢脱硫活性，是FDS-4A催化剂的换代产品，达到相同精制深度，其反应温度比FDS-4A催化剂低10℃【2】，适合于煤油加氢脱硫反应，脱硫深度高，裂解活性低，氢耗低，并具有制造成本低、催化剂装填堆比低等特点。本装置主要由反应部分（包括压缩机区）、分馏部分和公用工程部分组成，在一定的温度、压力、氢油比和空速条件下，借助催化剂的作用，将油品（直馏航煤）中的硫、氮、氧化合物转化成相应的烃类及易除去的H2S、NH3、H2O而脱除，并将油品中的杂质如重金属截留在催化剂中，同时烯烃、芳烃得到饱和，从而得到安定性、燃烧性都较好的产品。

加氢装置腐蚀类型及选材要点

加氢装置腐蚀类型及选材要点

加氢装置腐蚀类型及选材要点

加氢裂化装置存在的主要腐蚀类型主要有：氢损伤（包括高温氢腐蚀、氢脆、氢致剥离）、高温H2＋H2S腐蚀、连多硫酸腐蚀、

Cr-Mo钢的回火脆性、高温S腐蚀、低温部位的H2S+H2O腐蚀、H2S+NH3 +H2O腐蚀。

1.氢损伤

【定义】由于氢原子扩散进入金属本体或与金属反应引起金属材料性能的破坏称为氢损伤。

【部位】氢损伤发生的主要部位在：高温、高压氢气环境下的反应系统设备和管线。

【分类】氢损伤主要可以分为：氢脆、高温氢腐蚀和氢致剥离。

（1）氢脆【定义】钢在临氢条件下使用，氢以原子状态扩散浸入晶格内、又以分子状态聚集于晶界或非金属夹渣物周围。

【特征】物理过程，可逆的，称为一次脆化现象。材料的抗拉强度或硬度没有特别大的变化，但是在常温条件下材料的缺口强度或韧性降低，有时还产生裂纹。受到氢脆的材料经过脱氢处理后，如果没有产生裂纹，其延性和韧性都能得到恢复。

（2）高温氢腐蚀【定义】氢在高温(T>220℃)高压下与合金中的夹杂物（碳合物F3C或固溶碳C）或合金添加物(如Si)发生化学反应，生成高压气体。 从而导致钢材产生脱碳和结晶界裂纹。受到高温氢腐蚀的材料的抗拉强度和延性、韧性显著降低。

【特征】高温氢腐蚀与氢脆性质完全不同，它是化学反应过程，具有不可逆性，称为永久脆化现象。高温氢腐蚀主要有2种形式：一是表面脱碳；一是内部脱碳。

钢材与氢接触后可产生表面脱碳。表面脱碳不会产生裂纹，但材料的强度和硬度稍有下降，而延伸率增加。发生的主要反应有：Fe3C+2H2→CH4＋3Fe。

这一反应一般从钢的表面开始，逐渐向内部推进，生成的甲烷气体不易逸出，他们聚集在晶界或杂质周围，形成的局部压力可高达几千大气压以上，因此，不仅钢的表面和里层脱碳脆化，而且还发展为严重的鼓泡开裂。

钢中的固溶的碳也会与钢中溶解的氢反应：C+4H→CH4；Si+4H→SiH4。

高温氢腐蚀的特点是要经过一个潜伏期，根据材料和环境条件的不同，潜伏期短可几个小时，长则数年。