催化裂化装置腐蚀及原因探讨.pdf

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1、专论石油化工腐蚀与防护f：{RⅢ{}IJi{01E(：1’l(jINPEIR()CiIEMIC、IliNI)tI{、2015年第32卷第4期催化裂化装置腐蚀及原因探讨王浩，王自军，董涛(中国石油天然气股份有限公司玉门油田分公司炼化总厂，甘肃玉门735200)摘要：催化裂化装置是炼油厂实现效益的核心装置，近年来受装置老化、加工原油劣质化、多样化，以及在生产过程中产生的腐蚀后移等诸多因素影响，设备腐蚀问题日益突出，严重威胁着装置的安全生产。对炼制原料油的比例及性质进行了分析，分析了本装置主要存在的几种腐蚀形式，并描述了现场实际案例，同时从理论上分析了每种腐蚀形式产生的原因。根据装置现有的条件，提出

2、了原料掺炼、工艺防腐、循环水管理、定点测厚、材质升级等防腐措施。关键词：催化裂化装置腐蚀分析防腐措施在原油加工过程中，设备腐蚀贯穿着炼油吸收稳定区油气分离器V301的液面计接管发生加工的整个过程，由于腐蚀，经常造成装置开工泄漏，是属于典型的低温湿硫化氢腐蚀(见图1)。周期缩短，引起爆炸、着火、人身伤亡事故，导致在Hs-H0的腐蚀环境中，碳钢设备发生两种腐装置和设备过早的报废、使用寿命缩短、产品和蚀：均匀腐蚀和湿硫化氢的应力腐蚀开裂。当化物流损失和污染环境等，它直接影响着装置的工容器接触的介质同时符合以下各项条件时，即长、满、优运行。某炼油厂催化装置是一套年加为湿硫化氢应力腐蚀环境¨：工量0．8

3、Mt／a的重油催化裂化装置(RFCC)，由于装置建成时间较早(1994年投产)，近年来原油性质越来越劣质化，装置动、静设备的腐蚀现象越来越严重，对装置的安全、稳定、长周期运行造成巨大威胁。1原料性质随着原料油中的硫含量逐步升高，催化裂化装置内吸收稳定系统中的硫化氢含量越来越高，近一段时间从干气和液态烃的分析数据显示，硫化氢的质量分数最高60000I~g／g以图lV301液面计接管泄漏点上。从进催化裂化装置的原料分析数据示，(1)温度不大于(60+2P)oC；P为压硫质量分数持续升高，最高达到5300Ixg／g，该力，MPa；厂炼制的原油中塔指油中的硫含量是最高的，(2)H，S分压不小于0．00

4、035MPa即相当而2014年该厂炼制的塔指油相对于2013年于常温在水中的Hs溶解度不小比例大幅度提高，占40％左右，硫含量也会越于10bg／g；来越高。(3)介质中含有液相水或处于水的露点温度以下：2主要腐蚀类型及原因分析2．1低温湿HS腐蚀收稿日期：2015—03—15；修改稿收到日期：2015—04—06。低温湿硫化氢环境即HS-H：O腐蚀环境，广作者简介：王浩(1985一)，工程师，毕业于中国石油大学(华泛存在于炼油厂二次加工装置的轻油部位，如催东)，目前在催化车间从事技术工作。E—mail：wanghaoa2000化装置的吸收稳定区域。在2014年3月，装置内@l63．coin36

5、原油的比例，将进入装置的原油含盐、含硫等控3．4重点腐蚀部位的定点监测制在合适的范围内，会有效降低加工过程中设随着装置运行周期的延长，原料硫含量增加，备的腐蚀。设备管线的腐蚀必定进一步加剧，因此车间在现随着原料中硫含量不断增加，导致催化装置有的条件下应对重点设备管线进行定期的定点监系统管线和设备腐蚀不断加剧，要做好原料油的测，必要时增加测厚的频率，如油浆系统所有管调配工作，尽可能控制原料油中总硫含量，避免硫线、吸收稳定系统所有小接管等，以期及时发现隐含量大幅度波动，对设备腐蚀冲击。患，及时采取措施。3．2工艺防腐蚀3．5材质升级对于催化装置而言，工艺防腐措施是注缓蚀针对腐蚀加重的问题，车间在大

6、检修中有针剂和注水，加注部位主要有分馏塔顶和气压机富对性的将部分换热器管束、管线进行材质升级，提气出口管线。对于分馏塔顶油气管线缓蚀剂注入高耐蚀等级，延长设备寿命。在2013年大检修一般不超过20g／g(相对于塔顶总流出物，均匀中，车间共将10台换热器管束南碳钢材质升级为连续注入)，分馏塔顶出口管线注水水质要达标，不锈钢，针对余热锅炉的激波吹灰器的烟气露点排水pH值应控制小于8．5；对于富气压缩机出VI腐蚀问题，将吹灰器所有管线及弯头更换为不锈管线注缓蚀剂一般不超过20txg／g(相对于富气钢材质，有效的减缓了腐蚀。流量，均匀连续注入)，注水时也应控制排水pH值在8．5以下。4结束语3．3循环

7、水水质管理腐蚀与防护工作是当前炼化企业适应加工原要进一步加强循环水水质的管理，加强水质油劣质化、多样化的当务之急，是做好设备本质安监测，动力车间要严格按规定配方对循环水定期全的一项基础工作。要逐步建立健全防腐体系，加药，抓好防腐蚀、防结垢、防微生物，保证水质稳完善管理制度，全面提升腐蚀与防护管理水平，使定，在优化用水的同时，提高水质质量，延缓循环装置真正实现长周期平稳运行。水管线、冷换设备的使用寿