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重整装置预加氢蒸发脱水塔进料换热器腐蚀原因及预防措施

文档作者：潘诚文档来源：塔西南石化厂		点击数：	更新时间： 2024年09月21日
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石油和化工设备
-70-
腐蚀防护
2016年第19卷
重整装置预加氢蒸发脱水塔进料换热器腐蚀
原因及预防措施
潘诚
(塔西南石化厂，新疆泽普844804)
[摘要]本文介绍了预加氢蒸发脱水塔进料换热器腐蚀的原因及采取的控制措施。
[关键词]蒸发脱水塔；换热器；腐蚀；电化学腐蚀；冲蚀
塔西南石化厂催化重整装置由洛阳石化工程
公司设计，新疆独山子建设集团有限公司施工，
占地面积6240m2,装置最大规模为15×104t/a(以
重整进料为基准)。催化重整装置由原料预处
理、重整系统和汽油脱苯系统三部分构成，主要
产品为高辛烷值汽油，副产品为石脑油、氢气和
液化石油气等。
1问题现象
2014年9月重整装置检修时抽出蒸发脱水塔进
图2
料换热器E1104芯子，发现E1104芯子外表面和大
浮头结满锈渣，同时在换热器试压时发现128根管
束堵了76根，堵管率为59.38%，超出报废堵管率
T1101
(30%)29个百分点，说明蒸发脱水塔进料换热器
预加氢反应
E1104运行期间管壳程腐蚀严重。蒸发脱水塔进料
器生成油
蒸发脱水塔
换热器E1104检修时外貌见图1、图2。
底油
2蒸发脱水塔进料换热器E1104简介
2.1蒸发脱水塔进料换热器E1104流动介质
E1104
E1107/AB
预加氢反应油首先经过分馏塔底换热器
E1107/AB壳程和分馏塔底油进行换热，然后经蒸
发脱水塔E1104壳程和经E1104管程的蒸发脱水塔
图3
底油进行换热后进入蒸发脱水塔。
2.2蒸发脱水塔进料换热器E1104结构介绍
蒸发脱水塔进料换热器E1104为卧式U型管
换热器，型号BIU500-2.5/2.5-90-6/19-2I,设计压
力：管程/壳程2.45MPa/2.45MPa;设计温度：管
程/壳程200℃/200℃；换热面积90m2,管束材料为
作者简介：潘诚(1986一)，男，陕西安康人，大学本科，助理
图1
工程师，塔西南石化厂炼油二车间设备工程师。
第2期
潘诚重整装置预加氢蒸发脱水塔进料换热器腐蚀原因及预防措施
-71-
10°钢，筒体材料为16MnR。
生成H2S、NH3、HCl、H2O等物质，因原料中硫含
3蒸发脱水塔进料换热器E1104腐蚀原因分析
量较高，大量的H2S溶解在油气中没有解吸出来，
系统会发生电化学腐蚀，而高速流动的油气又会
3.1腐蚀原因
在换热器入口管引起冲蚀腐蚀，油气进入换热器
原料油通过预加氢反应器R1101,在一定的压
流速降低又引起管内结垢，在共同作用下造成蒸
力、温度和催化剂的作用下发生反应，加氢反应
发脱水塔进料换热器E1104发生严重腐蚀。
表12013年12月原料硫含量数据
日期
12.5
12.7
12.8
12.9
12.11
12.17
12.19
原料油硫含量(mg/L)
16.3
25.0
34.2
12.4
20.1
25.8
23.2
V1102气相硫(ppm)
39.27
32.77
47.2
37.35
48.0
47.91
表22014年2月原料硫含量数据
表32013年12月以前各月原料油硫含量
日期
2.2
2.3
2.24
月份
1
2
3
4
5
6
7
8
9
原料油硫含量(mg/L)
20.7
18.8
86.1
原料油硫
7.1
7.5
5.0
6.3
5.8
7.0
9.5
10.0
7.8
V1102气相硫(ppm)
33.2
256.4
含量(mg/L)
从上述数据可以看出，以往装置加工的原料
其中系统中H2S、H2O主要源自预加氢反应系
油硫含量较低，平均硫含量不超过10.0mg/L,在
统，Cl主要源自预加氢反应系统和重整注氯剂二
2013年12月至2014年2月期间原料平均硫含量约为
氯乙烷。
28.26mg/L,而2013年2月24日原料油的硫含量高
4减缓换热器腐蚀的预防措施
达86.1mg/L,主要原因为2013年12月至2014年2月
4.1炼制硫含量低的原料油
期间装置掺炼的含硫量较高的塔中原油比例有所
提高。
可以看出，造成蒸发脱水塔进料换热器E1104
的腐蚀主要原因是原料中含有大量的硫，因此若
3.2腐蚀类型
要根本上杜绝腐蚀就必须加工含硫量低的原油。
蒸发脱水塔进料换热器E1104壳程入口温度为
4.2换热器采用管板式换热器
100℃左右，管程入口温度约为150-160℃，所以
发生的腐蚀主要为低温H2S电化学腐蚀(H2S-H2O
现蒸发脱水塔进料换热器E1104为U型管换热
腐蚀，H2S-HCl-H2O腐蚀)、铵盐腐蚀和油气冲
器，而蒸发脱水塔进料换热器管壳程所走介质不
蚀。
是清洁介质，介质中存在着大量的酸性气体，酸
性气体在换热器中发生反应从而造成蒸发脱水塔
3.3腐蚀机理
进料换热器管壳程腐蚀和管束被堵，采用U型管换
通常，H2S可与Fe反应生成FeS,FeS沉积在设
热器，被堵管束很难被清洗和疏通。
备的表面上，形成保护膜，将金属表面与酸性介
4.3采用不锈钢等耐腐蚀材料的换热器
质隔离，可防止进一步腐蚀：
采用不锈钢合金材料的换热器可以增强换
Fe+H2S=FeS+H2
热器的耐腐蚀能力，但设备成本将大大增加，换
但是，在预加氢系统中存在NH3、HCl、H2O
材质是否划算，应结合装置的具体情况论证可行
等物质，其中HCl被冷凝液吸收或遇水形成盐酸，
性。
能够将上述FeS保护膜溶解破坏，过量的氨又可形
成硫氢化氨的垢下腐蚀。
4.4涂防腐层、注缓蚀剂
FeS+2HCl=FeCl2+H2S
采用涂防腐层、注缓蚀剂的方法可在一定程
度上减缓酸性气体对设备的腐蚀，但应注意高速
同时，HCl在H2O的作用下也可直接与Fc发生
油气对防腐层的冲击作用以及冲刷下来的防腐物
反应：
对重整催化剂性能是否产生影响。
Fe+2HCl=FeCl2+H2
4.5采用有效的脱氯剂
石油和化工设备
-72-
腐蚀防护
2016年第19卷
从上述介绍可以看出油气中的HCl遇水形成盐
中起着关键作用。目前中石油、中石化使用在线
酸，将FeS保护膜溶解破坏造成换热设备腐蚀，可
监测系统的有38个企业（中石油16个，中石化22
以利用脱氯剂的吸附作用脱除系统中的HCl,从而
个)。使用在线检测技术可以很好地掌握装置关
避免因HCl存在造成的设备腐蚀。
键设备的腐蚀情况，预防和控制腐蚀的发展，从
4.6优化操作，脱除油气中的H2S
而很好地保证装置的安全平稳生产。
现阶段进行优化操作是减少换热器腐蚀的主
5结束语
要手段，在操作上要尽量提高预加氢分液罐V1102
塔西南石化厂因原油短缺，掺炼含硫高的原
和蒸发脱水塔T1101回流温度以及T1101底温，加
料油比例将越来越大，只有做好装置防腐控制措
大V1102的尾气排放量，让大量H2S进入燃料系统
施，才能确保预加氢系统中的设备运转周期，保
中，以减少油气中所含的H2S气体量。
证装置“长、稳、安、满、优”地运行。
4.7应用在线检测技术
采取在线监测指导防腐，在工艺、设备防腐
收稿日期：2015-12-17；修回日期：2016-01-07
(上接75页)
收，而不能盲目采用波纹管膨胀节，如单式轴向
[4] ASME B31.3-2012, Process Piping[S].
波纹膨胀节不能承受内推力和轴向偏转力⑥，须在
[5]GB/T20801.2-2006,压力管道规范工业管道第2部分：材
料[S].
两边设置固定支架，否则会造成安全事故。
[6]李强，李强，毛民·阿斯哈尔.浅析一起天然气管道爆裂事
故[J].石油和化工设备，2013,16(11)：70-71.
参考文献
[1]GB/T12777-2008,金属波纹管膨胀节通用技术条件[S].
基金项目：江苏省高等职业院校高级访问工程师计划资助项
[2] Charles Becht [V.工艺管道ASME B31.3实用指南[M].北
目(2015FG002)
京：化学工业出版社，2006：221-222.
[3]Charles Becht [V.工艺管道ASME B31.3实用指南[M].北
京：化学工业出版社，2006：229-233.
收稿日期：2016-01-06；修回日期：2016-01-13
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