催化裂化裝置吸收塔冷卻器腐蝕原因分析

(中海油惠州石化有限公司,廣東 惠州 516086)

加工含硫原油過程中，濕H2S腐蝕環境在一些裝置中常見。隨著加工原油的硫含量不斷增加，在煉油二次加工過程中,濕H2S對設備的腐蝕日益嚴重。濕H2S環境下，碳鋼材質除了會產生硫化物應力腐蝕開裂外，還會產生氫鼓包、氫致開裂、應力導向氫致開裂。這些腐蝕現象在壓力容器及其焊縫，或者管道的焊縫部位出現的概率最多，為了防止這些損傷出現在設備上，在選材上設計單位往往根據實際情況采用抗H2S腐蝕材料作為設備用材并嚴格控制現場施工工藝,以減緩腐蝕發生。

催化裂化裝置吸收塔中段回流冷卻器殼體出現濕H2S腐蝕分層的現象鮮有報道。通過對冷卻器抽芯宏觀觀察和超聲檢查，分析腐蝕原因，可以為加工含硫原油催化裂化裝置冷卻器腐蝕檢修提供參考依據。

1 基本情況

催化裂化裝置吸收塔冷卻器殼程介質為吸收塔中段油，進口溫度47 ℃，出口溫度40 ℃，殼體材質為16MnR。管程介質為循環水，進口溫度28 ℃，出口溫度38 ℃。在日常檢測過程中，對102單元E309D穩定塔中段回流冷卻器的殼體進行測厚,結果顯示,該冷卻器的殼體檢測數據與設計厚度存在較大偏差。故再對102單元E309D穩定塔中段油冷卻器進行抽芯檢查。

吸收塔部位簡明工藝流程見圖1。冷卻器宏觀檢查情況見圖2至圖4。

圖1 吸收塔工藝流程

圖2為E309D管板處腐蝕情況?？梢姽馨寮肮芸谔幱幸粚狱S褐色銹跡，管口內部有少量銹垢，清理銹跡后未發現明顯的腐蝕坑, 管板完整，少量管口存在缺口現象，說明由循環水引起管程管束內壁腐蝕較輕。

圖2 管板腐蝕形貌

圖3是管束外表面腐蝕形貌。管束外表面被一層青褐色的沉積物完全覆蓋，且沉積物較疏松。將沉積物清除后，管束外表面存在明顯大小不一的腐蝕坑。

圖3 管束腐蝕形貌

冷卻器的殼體內表面腐蝕形貌見圖4。在距離殼程入口約1.1 m處發現內表面存在明顯腐蝕。清除表面殘留物后，殼體表面呈黑色凹坑。殼體外表面未見明顯腐蝕。

圖4 殼程內表面腐蝕形貌

2 超聲檢測

2.1 超聲測厚

分別對殼程入口端管束進行剩余厚度檢測，測厚結果分別為2.23,2.37,2.39和2.29 mm，與管束的設計厚度2.5 mm相比較，減薄不明顯。

同時對冷卻器殼體進行剩余測厚檢測，共34處。發現有6處所測得數值與設計厚度(12 mm)有較大偏差，見表1。

表1 殼體測厚數據

2.2 殼體內超聲探傷

對冷卻器殼體測厚數據偏差較大部位進行超聲探傷檢查，結果見表2。從表2可以看出，殼體出現的最大缺陷面積為56 cm2，最小缺陷面積為30 cm2，缺陷埋藏深度約8 mm。這是由于低合金鋼在濕H2S環境中受到介質的腐蝕，并且導致氫富集引起氫致開裂。

表2 超聲探傷結果

3 腐蝕原因

表3是2013—2015年催化裂化混合原料油雜質分析結果。從表3可以看出,原料油中硫化物在催化裂化過程中發生裂解反應，生成H2S，氮化物也發生裂解，其中有質量分數10%～15%的氮化物轉化成NH3，質量分數1%～2%的氮化物轉化成HCN。

表3 混合原料油雜質分析結果

表4為油氣分液罐D301的2014—2015年水質分析結果。從表4可見,經催化裂化反應后腐蝕介質中包括NH3，H2S，H2O及少量的CN-。但由于需要注入富氣洗滌水，所以在E301后有注酸性水，而且NH3比H2S極易溶于水，所以D301分液罐污水分析里含有大量的NH3和H2S，導致pH值比較高。之后經洗滌后的富氣攜帶少量的洗滌水進入吸收塔，形成了H2S-HCN-H2O的腐蝕環境，因此E309殼程腐蝕介質中主要為H2S-HCN-H2O。

表4 102單元水質分析結果

實際工程上使用的鋼板材均存在缺陷[12]，例如夾雜物、位錯和三維應力區等，這些缺陷與氫的結合能力強，可將氫捕捉，使之難擴散，便形成氫的富集區，富集的氫原子一旦形成氫分子，積聚很高的氫壓力。當氫壓力超過缺陷處金屬的斷裂強度時，就會沿著缺陷處等弱結合部位擴展，產生撕裂形成小分層界面。相鄰小分層界面，由于剪切力的作用而產生剪切斷裂，形成剪切壁，小分層界面和剪切壁連成一起，就構成大面積的分層缺陷。這種大面積分層缺陷具有層狀撕裂特有的階梯狀形貌[12],嚴重時會在鋼材表面出現鼓包現象。

4 結論及建議

(1)低合金鋼材質的冷卻器在濕H2S環境下會產生濕H2S腐蝕分層現象。

(2)采用定點超聲波測厚輔助超聲波探傷儀對冷卻器殼體進行檢測，是檢測濕H2S腐蝕環境下是否存在分層缺陷的簡單而有效方法。

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(編輯 馬曉華 王維宗)