焦化裝置胺液脫硫系統典型腐蝕案例分析

朱華平

(中國石化股份有限公司荊門分公司，湖北荊門 448039)

焦化裝置胺液脫硫系統典型腐蝕案例分析

朱華平

(中國石化股份有限公司荊門分公司，湖北荊門 448039)

近年來，隨著中國石油化工股份有限公司荊門分公司所加工原油的日益劣質化，焦化裝置胺液脫硫系統出現了一系列腐蝕問題。本文通過對近年來發生的一些典型腐蝕案例分析，力求找出解決腐蝕問題的方法。

胺液脫硫 腐蝕 案例分析

1 裝置情況介紹

中國石化股份公司荊門分公司焦化裝置建于1970年，2004年9月將該裝置擴能改造為1.2 Mt/a加工能力，增設吸收穩定系統，將胺液脫硫系統進行拆除重建。脫硫系統采用乙醇胺脫除焦化裝置吸收穩定系統產生的液態烴和干氣中的酸性氣體(H2S和CO2)，隨著焦化原料變重和硫含量增加，脫硫系統的設備和管線腐蝕有越來越嚴重的趨勢，嚴重影響裝置長周期安全運行。胺液脫硫系統管線材質以20號鋼為主，主要設備材質見表1。

表1 胺液脫硫系統主要設備材質

自2007年至2009年的3年期間，胺液脫硫系統發生了多起腐蝕泄漏故障，詳見表2所示。

表2 2007-2009年主要腐蝕泄漏及處理情況

2 腐蝕機理

干燥的H2S和CO2在胺法脫硫的低溫環境對金屬材料無腐蝕作用，但是H2S和CO2溶解于水后則具有極強腐蝕作用。就本質而言，H2S水溶液和CO2水溶液(碳酸)的腐蝕是電化學腐蝕，具有一般電化學腐蝕特征。腐蝕反應釋放出來的H+是強去極化劑，易在陰極奪取電子，從而促進陽極溶解反應而導致金屬腐蝕。

在CO2-H2S-H2O環境中，H2S腐蝕產物FeS對金屬有一定的保護作用，可以減緩鐵在CO2水溶液中的陽極溶解反應。腐蝕過程屬于陽極溶解反應:

H2S-H2O環境中，陰極反應產生活性極強的氫原子，由于氫原子半徑極小，僅0.78×10－8cm，滲透力強。一部分氫原子向鋼中滲透，分散在金屬晶格內，提高了鋼材表面的氫含量，導致應力腐蝕開裂(一般在50℃以上);另一部向金屬缺陷處擴散結合成氫分子，氫分子在金屬缺陷處不斷聚集，導致壓力升高，產生巨大內應力，致使空隙擴大形成鼓泡或開裂(一般在50℃以下)。

2.1 CO2-H2S-H2O腐蝕

該腐蝕主要存在于脫硫裝置溶劑再生塔頂及其冷凝冷卻系統的管線、冷凝冷卻器及回流罐，溫度為40～60℃、壓力為0.2 MPa的酸性氣體部位，主要是酸性氣體中的H2S-H2O造成的低溫腐蝕。

該腐蝕環境中碳鋼腐蝕形態表現為均勻腐蝕、氫鼓泡或焊縫應力腐蝕開裂;奧氏體不銹鋼出現焊縫應力腐蝕開裂。若原料氣中含有HCN會加劇H2S-H2O的均勻腐蝕及應力腐蝕開裂。

2.2 醇胺-CO2-H2S-H2O腐蝕

該腐蝕主要存在于脫硫裝置溶劑再生塔、富液管線及塔底重沸器，溫度為90～120℃、壓力小于0.2 MPa。碳鋼主要表現為均勻腐蝕和局部沖刷腐蝕;碳鋼和奧氏體不銹鋼焊縫在pH值大于8的條件下由CO2和胺引起應力腐蝕破裂。該系統腐蝕主要由CO2引起，CO2含量越高腐蝕越嚴重，腐蝕破裂還與系統中H2S含量有關，H2S含量越高越容易發生腐蝕開裂。

醇胺液本身腐蝕性不強，而且在系統中能起較好的緩蝕作用，但經過長期使用后，容易形成腐蝕性污染物，這些腐蝕性污染物主要有胺降解產物、熱穩定鹽類、烴類物質、氧和硫化亞鐵等。腐蝕污染物對鋼材與CO2的反應有促進作用，同時由于材料內部殘余拉應力和工作應力的共同作用，可引起金屬焊縫處應力腐蝕開裂。

3 典型腐蝕案例分析

3.1 溶劑再生塔塔體復合層焊縫開裂

2009年12月對乙醇胺溶劑再生塔C303進行內檢，發現塔體復合層A4環焊縫、B5縱焊縫開裂;2008年3月檢修對塔體底部復合層焊縫全部進行著色檢查，發現焊縫出現多處裂紋，其中裂紋最長達1 m，見圖1。

圖1 塔中部環焊縫處裂紋

從腐蝕特征分析，該塔復合層金屬為0Cr13Al不銹鋼，焊縫開裂屬于醇胺-CO2-H2S-H2O型應力腐蝕開裂，塔體制造過程中焊接應力較大，長期使用后出現開裂，部分裂紋已滲透到碳鋼金屬基層。通過打磨消除裂紋，重新補焊，檢查無缺陷后局部熱處理來消除應力。

3.2 塔底重沸器管束腐蝕穿孔和開裂

2007年1月再生塔底重沸器E302/1不銹鋼管束管板焊縫開裂滲漏，采用碳鋼、碳鋼滲鋁管束分別使用4個月、3個月后就出現腐蝕穿孔;2009年12月E302/1檢查殼程出口DN350接管厚度從22 mm腐蝕減薄為2.94～4.44 mm，不銹鋼管束管板有1道焊口產生微裂紋。

殼程屬典型醇胺-CO2-H2S-H2O腐蝕，殼程上部醇胺溶液處于汽液兩相狀態，加速碳鋼材料腐蝕;管程采用焦化分餾中段回流(柴油組分)作熱源，柴油中含硫高，形成濕硫化氫腐蝕環境，造成不銹鋼管板焊口應力腐蝕開裂。2008年3月檢修增設1臺再生塔底重沸器 E302/2(殼體材質16MnR+316L、管束材質316L)，原E302/1做備用(原321不銹鋼管束修復使用);2009年12月檢修對E302/1 DN350腐蝕減薄接管進行修復，內壁堆焊不銹鋼。

針對再生塔底重沸器、貧富液管線和機泵頻繁發生腐蝕泄漏，2008年6月對脫硫系統進行停工消缺，部分設備、管線實施材質升級:

(1)貧富液換熱器E-301材質升級，殼體升級為16MnR+0Cr13Al，管束升級為09Cr2AlMoRe;

(2)乙醇胺貧液線材質升級為321不銹鋼;

(3)泵-301/1.2、泵-302/1.2、泵-303/1. 2;304/1.2從Ⅱ類材質升級為Ⅲ類;

(4)泵-301/1.2、泵 303/1.2、泵-304/1.2 出入口閥升級為PⅡ型不銹鋼材質。

3.3 再生塔頂冷凝器冷-302/1腐蝕

2008年3月檢修，對再生塔頂冷凝器冷-302/1檢測發現殼體產生氫鼓泡;2009年12月對冷-302/1進行檢修檢查，發現殼體復合層有溝槽狀腐蝕、局部氫鼓泡，見圖2。

圖2 冷-302/1殼體氫鼓泡

再生塔頂回流罐D303原設計壁厚12 mm，2009年12月檢修測厚檢查測厚值為5.80～12.30 mm，器壁出現大面積壁厚減薄。

再生塔頂冷凝器冷-302/1殼體氫鼓泡和塔頂回流罐D303嚴重腐蝕減薄屬于典型的CO2-H2S-H2O腐蝕。2008年3月冷-302/1殼體發現氫鼓泡后，更換殼體并將材質升級為16MnR+0Cr13Al復合板;2009年12月檢查發現殼體復合層出現氫鼓泡，對殼體復合層材料進行化學成分分析，分析數據見表3。

出現氫鼓泡部位集中在殼體第五張復合板，從化學成分分析，該板復合層采用含Cr22.8%、Ni11.81%材料，不是0Cr13Al。顯然由于設備制造過程中復合板混材，局部復層材料為高Cr，Ni合金，氫原子更容易滲透到基層和復層結合面空隙部位;結合成分子H2聚集到一定程度，導致壓力升高，產生巨大內應力，致使空隙擴大形成鼓泡或開裂。

表3 冷-302/1殼體復合層化學成分分析 w，%

通過冷302/1更換殼體，而材質仍選用16MnR+0Cr13Al;冷302/1.2管束材質為10號鋼，一般只能使用2年即出現腐蝕穿孔，采用抗濕硫化氫腐蝕材料如09Cr2AlMoRe并進行管內外防腐蝕處理，能延長使用壽命至4年左右。

D303原材質為12MoAlV，主要為均勻腐蝕減薄，擬將材質升級為16MnR+321。

另外，酸性水泵泵304原為Ⅱ類材質，也產生CO2-H2S-H2O腐蝕，同時高的流速和紊流使腐蝕更為嚴重，一般泵殼和葉輪使用3～6個月即腐蝕穿孔，更換為Ⅲ類材質后仍然不能滿足生產要求，已將材質升級為316L。

4 防護措施

控制胺液系統腐蝕問題，可以從工藝操作、設計、選材、腐蝕監測等方面采取措施:

(1)胺液儲罐增加惰性氣體(N2)密封措施和過濾沉降措施，配制胺液采用除氧水，控制胺液降解和雜質，定期檢查貧胺液pH值，觀察胺液顏色氣味及固體顆粒含量。乙醇胺溶液使用一段時間后，顏色由淡黃色透明液逐漸變成黑色帶褐色，并有強烈的氨味，同時胺液的pH值也逐步降低，說明胺已經發生了比較嚴重的降解［1］。另外再生塔頂系統加注緩蝕劑，可以有效控制塔頂系統的腐蝕。

(2)選用適當的設備和管線規格尺寸，避免流速過高。腐蝕監測結果表明，當介質流速小于5 m/s時，20號鋼的腐蝕率小于1 mm/a;流速大于5 m/s時，腐蝕率顯著上升，當流速大于7 m/s時，腐蝕率高達9 mm/a。對于碳鋼來說，富胺液在管道內的流速應不高于1.8 m/s，在換熱器管程中的流速不超過0.9 m/s，富液進再生塔流速不得高于1.2 m/s，否則應考慮提高材質等級。再生塔頂酸性水系統碳鋼管線控制流速不超過5 m/s，18-8管線控制流速小于15 m/s。

(3)虹吸式再生塔底重沸器由于蒸發空間較小，容易造成管束上部和殼體出口管線發生空泡腐蝕。此外，重沸器管束上的折流板會造成紊流現象，導致溶液中動靜壓力的變化，使更多的酸性氣被釋放，造成該部位產生嚴重的泡蝕。采用釜式重沸器，增大蒸發空間，管束始終浸入在液相中，可以一定程度地緩解腐蝕［2］。

(4)從材質看，腐蝕主要發生在碳鋼設備管線上，而采用不銹鋼或不銹鋼內襯的設備管線腐蝕相對輕微。合理選材可以有效緩解胺液脫硫系統的腐蝕。通常吸收冷卻系統塔、冷卻器采用碳鋼材質，但應注意原料氣H2S含量，含量超過設計值且溫度低于50℃的部位易發生氫鼓包。對于再生系統，如果胺液比較潔凈且流速不超過設計值，設備管線可以采用碳鋼材質;胺液比較臟或流速較高的部位，選用300系列奧氏體不銹鋼，推薦采用低碳和穩定級不銹鋼，如304L，316L和321等。設備器壁采用復合層比采用整體不銹鋼結構好，可以防止氯化物引起的穿透性腐蝕開裂。

此外，接觸貧富胺液的碳鋼管線必須進行焊后消除應力熱處理。API 945標準中指出，對于MDEA裝置，所有溫度超過82℃的與胺接觸的碳鋼設備管線，都進行焊后消除應力熱處理，消除應力后的焊縫硬度不超過200HB。

［1］葉慶國，李寧，楊維孝，等.脫硫工藝中氧對N-甲基二乙醇胺的降解影響及對策研究［J］.化學反應工程與工藝，1999，15(2):119-223.

［2］羅桄.溶劑再生塔及其重沸器的腐蝕［J］.石油化工腐蝕與防護，2002，19(5):17-19.

Case Study on Typical Corrosion of Liquid Amine Desulfurization System for Delayed Coker

Zhu Huaping
SINOPEC Jinngmen Petrochemical Company(Jingmen，Hubei 448039)

When the low －quality crude was processed in the refinery of Jingmen Petrochemical Company in the last several years，a series of corrosion problems occurred in the liquid amine desulfurization system of delayed coker.The typical corrosion cases in the past several years are studied to find out effective solutions to the corrosion problems.

liquid amine desulfurization，corrosion，case study

TE985

A

1007－015X(2011)04－0029－04

2011－04－26。

朱華平(1968-)，男，高級工程師。1989年畢業于成都科技大學化工機械專業，獲學士學位;2002年3月取得華東理工大學動力工程碩士學位。現在該公司機動工程處從事設備管理工作。E－mail:zhp2274979@163.com