加氫裂化高壓空冷系統的腐蝕與完整性管理

余 進，蔣金玉，王 剛，陳 煒

(1.合肥通用機械研究院國家壓力容器與管道安全工程技術研究中心,安徽 合肥 230031; 2.安徽省壓力容器與管道安全技術省級實驗室，安徽 合肥 230031)

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加氫裂化高壓空冷系統的腐蝕與完整性管理

余 進1，2，蔣金玉1，2，王 剛1，2，陳 煒1，2

(1.合肥通用機械研究院國家壓力容器與管道安全工程技術研究中心,安徽 合肥 230031; 2.安徽省壓力容器與管道安全技術省級實驗室，安徽 合肥 230031)

加氫裂化作為石化企業生產中的重要環節，裝置安全對保障生產順利進行十分重要。裝置中的高壓空冷系統腐蝕問題較為典型，失效案例屢見不鮮。此類腐蝕大多由銨鹽引起，僅靠升級材質還不能達到全面、有效防腐的目的。通過介紹某企業加氫裂化裝置的腐蝕調查情況，分析了高壓空冷系統腐蝕的成因，并針對系統中的具體腐蝕問題提供了一種先進的腐蝕防范策略，即完整性操作窗口技術。此技術可操作性強，對設備的安全性、可靠性具有非常重要的保障作用?？梢詫\行過程中的各類參數進行實時、動態監控，為高壓空冷系統腐蝕的綜合治理和防護提供了技術保障和支持。

加氫裂化 高壓空冷系統 腐蝕 完整性操作窗口

高壓空冷系統涉及的工況苛刻，設備和管線材質類型繁多，腐蝕機理復雜。隨著近年國內加工原油品質的劣化，多數企業的高壓空冷系統都面臨腐蝕風險。對此類腐蝕規律國內外各機構已經有了深入研究[1]。通過工藝防腐蝕措施與材質升級，高壓空冷系統腐蝕可以得到緩解。但高等級材質造價昂貴，且原油劣化這一趨勢不可逆轉，因此，尋求一種與工藝措施相結合的新技術來控制腐蝕十分必要。

1 裝置及腐蝕狀況

1.1 裝置介紹

加氫裂化是一種重要的二次加工手段，可將重組分加工成輕質油。加工原料多樣化，產品收率和質量較高。裝置按工藝流程可分為：反應系統、分餾系統和吸收穩定系統等單元。

某石化加氫裂化裝置2006年投用，設計產能1.2 Mt/a，加工原料油為減一、減二、減三線混合蠟油，所需氫氣來自全廠氫氣管網和渣油加氫裝置高壓吸附(PSA)部分。受原油雜質含量影響，裝置進料含S含酸，還有N和Cl等雜質。

1.2 高壓空冷系統情況

裝置內的反應產物高壓空冷器位號為A101A-H，共8臺。設計壓力15.8 MPa，操作壓力最高15 MPa；設計溫度200 ℃，操作溫度最高150 ℃，工藝介質主要包括循環氫、反應產物油氣和水等，油氣中有質量分數為2%的H2S和少量NH3；管箱材質16MnR(R-HIC)、換熱管材質10號鋼。

1.3 空冷器腐蝕狀況

2013年8月全廠停工檢修期間，合肥通用機械研究院特種設備檢驗站對裝置進行了腐蝕調查。在對空冷器進、出口接管測厚時發現管壁有一定程度減薄。根據原始資料，接管公稱壁厚為45 mm，但測厚值為 39.4～42.3 mm；從空冷器管口及管內的內窺鏡抽查的情況看，8臺空冷器的情況基本完好，管箱及管內較干凈，腐蝕程度較輕，管束內僅有少量銨鹽結晶。A101E的內窺鏡抽查情況見圖1和圖2。

圖1 空冷器A-101E管束管口套管狀況

圖2 空冷器A-101E管內狀況

檢修結束后對空冷器進行了水壓試驗，空冷器 A101E發生了泄漏。隨后找到了泄漏的管束，腐蝕情況見圖3和圖4。經查，管束入口20 mm處已出現腐蝕穿孔，減薄處面積達8 mm×20 mm。從基管入口處明顯可以看出穿孔部位朝一個方向，沖刷減薄顯刀口腐蝕特征。隨后進行隱患排查,發現8臺空冷器管束中A101A和B情況較好，A101D，E和F管束存在沖刷腐蝕。說明介質可能存在偏流。

圖3 發生泄漏的空冷器管口

圖4 發生泄漏的空冷器管束

后據企業反饋，裝置開車至2015年9月2年多以來，空冷器A101C，D和E管束各發生一次滲漏共造成非計劃停車4 d。

2 腐蝕機理及影響因素

2.1 腐蝕機理

加氫裂化裝置的特點是高溫、高壓、臨氫、易燃和易爆。通過加氫反應將原料精煉為目標產品的同時除去S，N和Cl等雜質，因此會有大量的H2S，HCl，NH3和HCN等物質生成，繼而生成NH4Cl和NH4HS等，銨鹽對設備的腐蝕危害非常大。裝置中生成的銨鹽結晶沉積在設備表面，該化合反應在氣相中達到動態平衡。平衡主要受溫度和各物質分壓的影響，分壓的乘積用結晶系數KP值來表示。NH4Cl的KP值為NH3分壓值與HCl分壓值相乘得到，即：

KP=[NH3]×[HCl]

(1)

NH4HS的KP值：

Kp=[NH3]×[H2S]

(2)

2.2 影響腐蝕的因素

此類腐蝕受雜質含量影響，NH3，H2S和HCl等含量越高，腐蝕越嚴重；腐蝕還受介質的流速影響，流速越高，腐蝕越嚴重，流速過低，會使銨鹽沉積，導致管束的局部腐蝕。流速由加工量和循環氫量來決定，一般情況，應控制在3～6 m/s；其他一些介質如氰化物和氧的出現也會使腐蝕加劇。

國內企業也發生過類似案例。某石化加氫裂化裝置高壓空冷器曾發生銨鹽堵塞，引發垢下腐蝕穿孔后泄漏，后更改工藝條件再未出現腐蝕[2]。發生銨鹽腐蝕的空冷器管束翅片見圖5。

圖5 發生腐蝕的空冷器管束翅片

3 腐蝕防護與完整性管理

3.1 常見防腐蝕措施

(1)研究表明[3-5]，高壓空冷系統的腐蝕主要為注水前的NH4Cl垢下腐蝕，注水后NH4HS溶液的沖蝕，但由于Cl-質量濃度、注水量等不確定因素，使腐蝕情況更為復雜。注水后，根據材質不同，會存在不同程度的局部腐蝕和泄漏。無論對NH4HS還是NH4Cl，按Kp劃分腐蝕環境仍是合理選擇。Kp小于0.3時，控制介質流速，仍可采用碳鋼材質；Kp在0.3～0.5時，腐蝕情況較為復雜，應根據具體情況選用碳鋼或高合金鋼；當Kp大于0.5時，在任何流速下碳鋼均可能發生腐蝕，應綜合考慮，選用諸如Incoloy 825等高合金鋼。

(2)隨著原油劣化的加劇，Cl-對高壓空冷系統腐蝕的影響越來越顯著。因而對NH4Cl的腐蝕問題應給予充分重視。雖然在防止Cl-腐蝕方面的性能上，Incoloy系列高合金鋼遠優于碳鋼，但Cl-含量極高時，可能需要等級更高的合金。

(3)還需要維持合理的剩余水量(不低于25%)，目的在于吸收注水點氣相的HCl以免產生露點腐蝕和NH4Cl結晶；同時，應控制NH4HS質量分數為4%～8%。

3.2 完整性管理簡介

根據標準API RP 584—2014《完整性操作窗口》,設備的完整性管理是當前國際上比較先進的承壓設備管理手段。完整性操作平臺(Integrity Operating Windows，簡稱IOW)是設備完整性管理運行操作層面的重要組成部分。IOW是指通過預先設定并建立一些操作邊界、工藝參數臨界值，使操作或工藝嚴格控制在這些界定的范圍內，一旦操作或工藝超過這個范圍，IOW將反饋一個警報，提示操作已越界，從而起到預防設備提前劣化或發生突然破裂泄漏、并造成裝置非計劃停車事故的作用，提高設備運行可靠性。

在高壓空冷系統的腐蝕防護中，選用高等級材質可以延長設備的使用壽命，但并非一勞永逸，應當改善工藝防腐蝕措施，加強腐蝕防護管理，進行更詳細的風險分析，建立IOW，見圖6。通過更全面的化學監測、物理監測確立各種工藝操作邊界條件，并在DCS操作屏幕上專為設備設置高風險腐蝕回路，時刻確保腐蝕與風險在可控范圍內，形成動態控制與管理，便于發現和干預早期腐蝕。

圖6 IOW中各窗口關系

建立IOW不是一個單一的過程。需結合基于風險的檢驗(RBI)、定期檢驗等工作。一般分為如下步驟[6]：

(1)劃分裝置腐蝕回路，建立腐蝕控制規程;

(2)確定承壓設備的操作邊界;

(3)增加監測措施和檢測手段;

(4)確定報警范圍，警示誤操作或越界操作。

3.3 高壓空冷系統IOW的建立

按照建立IOW的流程步驟，針對裝置中高壓空冷系統的腐蝕情況，可出現腐蝕流見圖7。該腐蝕流始于換熱器E102A/B，結束于高壓分離器A101A-H。腐蝕流的主要成分見表1。

圖7 高壓空冷系統腐蝕流

表1 腐蝕介質及組分 w,%

腐蝕主要發生在高壓空冷器，機理為：NH4Cl腐蝕、NH4HS腐蝕和濕硫化氫腐蝕等。依據腐蝕流及其組分情況，再確定空冷器的操作邊界，見表2。這個過程需要眾多材料、工藝和腐蝕等方面專家的經驗與試驗數據。操作邊界確定的是否準確決定了IOW的可操作性與合理性。

表2 高壓空冷系統的操作邊界

在這一系列邊界條件基礎上，建立監測點。例如，排污水的pH值、NH4HS濃度；介質在高壓空冷器管束中的流速；原料、循環氫的N,Cl和S含量等。一旦有參數超標，就應詳細記錄，并將信息反饋給相關人員，對需調整的操作或工藝進行預警。一套裝置IOW的建立通常從5～10個開始，然后逐漸增加，可以達到數十個，這些IOW 可以為操作人員、管理人員提供詳實可靠的信息，通過監測、記錄、控制工藝、操作等方法與手段，保障設備的可靠運行。

4 結束語

加氫裝置中高壓空冷系統的腐蝕是復雜的，可能由設計、制造、工藝和操作條件等諸多因素影響。因而對腐蝕的防護必須進行綜合考慮。一般的材質升級、工藝防腐蝕等措施只能針對設備安全某一方面的制約因素進行防護，遠非治本之策。在運行過程中，IOW提供的窗口簡單明了，可操作性強，對設備的安全性、可靠性具有非常重要的保障作用?？梢詫\行過程中的各類參數進行實時、動態監控。IOW的建立為高壓空冷系統腐蝕的綜合治理和防護提供了技術保障和支持。

IOW在國內石化行業中尚屬于新興技術，并未得到廣泛應用，完備的IOW體系也還未建立。以上僅給出了IOW技術在加氫裝置高壓空冷系統腐蝕防護中的示例，而將其運用到完整的裝置中還需在各石化企業中建立試點。

[1] 偶國富，朱祖超，楊健，等.加氫反應流出物空冷器系統的腐蝕機理[J].中國腐蝕與防護學報，2005，25(1)：61-64.

[2] 胡洋,王昌齡,薛光亭,等.重油加氫裝置反應系統高壓空冷器的腐蝕[J].石油化工腐蝕與防護，2003，20(1)：33-36.

[3] 任曉光，盧志剛，宣征南，等.控制加氫裂化高壓空冷器垢下腐蝕的方法探索[J].石油煉制與化工，2007，38(10)：46-49.

[4] 張國信.加氫高壓空冷系統腐蝕原因分析與對策[J].煉油技術與工程，2007,37(5)：18-22.

[5] 喬光譜，陳煒.加氫裝置反應系統的氨鹽腐蝕分析及風險管理[J].腐蝕與防護，2012，33(7):618-622.

[6] 陳煒，陳學東，顧望平，等.石化裝置設備操作完整性平臺(IOW)技術及應用[J].壓力容器，2010，27(12)：53-58.

(編輯 寇岱清)

Corrosion and IOWs of High-Pressure Air Coolers in Hydrocracking Unit

YuJin1，2,JiangJinyu1，2,WangGang1，2,ChenWei1，2

(1.HefeiGeneralMachineryResearchInstituteNationalTechnicalResearchCenterofSafetyEngineeringofPressureVesselsandPipelines,Hefei230031,China; 2.AnhuiProvincialLaboratoryofSafetyEngineeringofPressureVesselsandPipelines,Hefei230031,China)

Hydrocracking unit,which is the important process unit in petrochemical industry,has a great impact of the safe and smooth operation of the plant.The corrosion problem in the high-pressure air cooling system is very typical and the corrosion failures frequently occur.The corrosion problems are mainly caused by ammonium salt.Material upgrading alone can not adequate to prevent the corrosion thoroughly and effectually.The corrosion investigation in hydrocracking unit of a company is introduced,the causes of corrosion in high-pressure air coolers are analyzed,and an advanced corrosion prevention strategy is recommended,i.e.Integrity Operating Windows (IOW) technology.This technology is high in operability and offers a high safety and reliability for the equipment.It can perform real-time and dynamic monitoring of various parameters in operation and provide good technical support for the corrosion prevention and protection of high-pressure air cooling system.

hydrocracking,high-pressure air cooler system,corrosion,IOW

2015-09-21；修改稿收到日期：2016-01-20。

余進(1983-)，工程師,主要從事壓力容器、管道RBI風險評估、檢驗、檢測工作。E-mail：yu-jin@foxmail.com