酸水汽提装置作为炼油厂的“废水处理站”, 处理的原料是来自常减压、加氢裂化、催化裂化等装置的酸性水。原料酸性水经脱气、除油与塔底换热器换热后进入汽提塔C-201的顶部, 借助塔底重沸器E-203A/B和蒸汽共同产生的热量把污染介质汽提出来, 塔底净化水达到排放标准 (H2S小于20mg/L, NH3含量小于50mg/L) 后从塔底排出。含污染介质的塔顶蒸汽和水蒸气经空冷器A-202A/B/C冷凝后送入塔顶回流罐D-201, 进行气液分离, 酸性水全回流循环至汽提塔, 含H2S和NH3的酸性气送到硫磺回收装置。
酸水汽提装置处理量为130吨/时, 采用单塔常压汽提工艺, 2009年3月投运。处理原料为加氢裂化、蜡油加氢、重整抽提、汽柴油加氢等装置的酸水, 酸水来源广泛、成分复杂, 含Cl-酸水对设备具有极高的腐蚀破坏风险。
2012年2月3#弯头 (DN150) 泄漏;2012年3月1#弯头 (DN150) 泄漏。2012年8月大修时将全部弯头换下。2013年1月至3月对大修后新换的管线弯头进行跟踪检测, 发现3#弯头减薄33.96%, 腐蚀速率达到10.8mm/a;8#弯头减薄19.48%, 腐蚀速率达到9mm/a。2015年4份现场调研发现出口管线弯头均出现冲蚀减薄的情况。2015年4月20日, 空冷510-A-202B管束泄漏。2015年11月至2016年2月再次对空冷出口管道进行测厚检测, 各个弯头又出现不同程度的减薄, 对比2015年4月测厚数据发现, 最大减薄达到1.6mm。见表一
综上, 空冷出口管线材料全部更换为316L后, 弯头处腐蚀速率仍然很高, 装置存在较高的腐蚀失效风险。
为了明确空冷管线的腐蚀机理, 针对腐蚀减薄情况, 对3#汽提空空冷冷出出口口酸酸性性水水做做采采样样分分析析, , 分分析析结结果果如如下下::
样品名称:3#污水汽提塔顶回流酸性水采样部位:塔顶回流罐D-201液位计排凝
分析结果:硫含量48100ppm, 氨氮含量79400ppm, 氯含量18200ppm/3660ppm, p H值10.84, 化学需氧量166000ppm。
通过仿真得到气相中HCl及NH3的摩尔分率后, 然后折算成各自分压PHCl
及PNH3的值, 进而得到Kp值与NH4Cl结晶平衡曲线的交点, 即NH4Cl的结晶温度, Kp大于K时会出现铵盐结晶, 如图2-1。可见, 在空冷入口至出口温度范围内 (120℃~89℃) 范围内不会出现铵盐结晶。
同样通过计算得到气相中H2S及NH3的摩尔分率后, 然后折算成PH2S及PNH3, 进而得到其Kp值与NH4HS结晶平衡曲线的交点, 即NH4HS的结晶温度, 如图2-2。可见, 标定工况下气相中Kp随温度的降低出现最大值, NH4HS结晶温度为30.2℃。空冷器出口物流温度为85.0-90.5℃, 故不会出现NH4HS盐结晶。
降低气液相流速可以减小冲刷腐蚀, 在不影响生产的前提下适当当的的控控制制流流速速, , 使使汽汽提提塔塔顶顶空空冷冷器器物物料料速速度度控控制制88mm//ss以以下, 可以减少管线的冲蚀和腐蚀。
控制进料S和N含量、PH值、NH4HS浓度, 及其他杂质如氧、Cl-、氰化物含量。
现有空冷及出口管线材质均升级为316L。
(1) 进行脱氯工艺的技术交流, 确定脱氯的技术方案。
(2) 空冷及管道系统的平衡改造。
(3) 根据现场经验及供应商情况进行缓蚀剂选型。
(4) 进行专家诊断监控系统的开发与实施。
(5) 设计除盐水冲洗流程, 降低腐蚀介质浓度。
治理腐蚀的最好办法:预防为主, 防治结合。要定期进行装置腐蚀检测, 做定性分析。及早发现腐蚀问题, 及时控制。对已经发生的腐蚀现象应该积极改进, 寻找防腐措施, 避免事故发生。
摘要：酸性水汽提装置与2009年3月投产, 主要处理各个装置送来的酸性水, 由于酸性水含有较高浓度的H2S、NH3等挥发性弱电解质, 该装置汽提塔顶空冷碳钢出口管线的铵盐及湿硫化氢环境腐蚀尤为显著, 通过对腐蚀原因总结分析, 提出应对措施和解决办法。
关键词：管线材质,空冷,腐蚀,减薄
[1] 石油化工腐蚀于防护.
[2] 耐腐蚀金属材料及防腐蚀措施.
[3] 石油工业中的腐蚀与防护.
[5] 全面腐蚀控制.
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