催化裂化装置腐蚀检查与分析

2020-09-04荐保志

硫酸工业 2020年7期

荐保志

（中国石油广东石化分公司，广东揭阳 515200）

某石化公司催化裂化装置采用超稳分子筛催化剂提升管反应工艺，采用分段进料和多段汽提技术，应用SKH-5高效雾化喷嘴，再生部分为新型重叠式两段再生，两段再生器同轴，一段在二段上方，与反应沉降器高低并列布置，并配置下流式外取热器[1]。经过多次改造，采用MIP和VOS及冷再生剂循环技术，全减压渣油进料，装置规模达到1.2 Mt/a。

所加工的原油属于低硫低酸原油，硫含量虽然较低，但各装置低温部位的硫腐蚀问题依然存在，氯含量超标和分馏塔顶循低温带水的状态造成腐蚀问题，装置多次出现顶循系统设备及管线的腐蚀泄漏。

装置于2016年和2019年进行停工大修，对装置重点设备进行全面腐蚀检查，及时发现消除各管线存在的腐蚀隐患，保证下一周期安全稳定运行，也为下一步开展腐蚀管理工作提供必要的指导。

1 装置腐蚀流程分析

对分馏系统的腐蚀流程进行重点分析，分馏系统的腐蚀流程说明见表1。

表1 分馏系统腐蚀流程说明

2 装置腐蚀状况分析

2016年装置腐蚀检查发现反再系统存在磨蚀的情况，分馏塔、吸收塔存在较严重的腐蚀，腐蚀形态是均匀腐蚀伴随点蚀等局部腐蚀，水冷却器由于结垢而产生严重的垢下腐蚀。

2016—2019 年装置其他设备运行状况良好，只有分馏塔顶循部位曾经发生泄漏，严重影响了装置的安全、可靠、长周期运行。

2019年共检查塔7座，容器18台，换热设备53台，反应器3台，空冷器5台，机泵33台，阀门1个，重要管线约80 m。

2.1 反应-再生系统

1）第一再生器：再生器内上部旋风入口及挡板腐蚀轻微，旋风料腿完好，焊缝完好，拉筋等内构件完好。

2）第二再生器：衬里大面积破损，检修时已全面修复。

3）外取热器：外取热器底部未见明显磨蚀现象，衬里轻微磨损，挡板轻微磨蚀。

4）提升管反应器：预提段蒸汽盘管衬里轻微磨损，盘管支撑衬里已被完全磨蚀掉，且钢结构有豁口缺陷。原料油喷嘴轻微结焦，提升管内壁龟甲网衬里基本完好。大孔分布管沉积较多催化剂，管口轻微磨损，引压管、热电偶套管磨蚀严重。

汽提段（二段反应器）：内部轻微结焦。反应器内挡板下侧衬里、翼阀等轻微结焦，未发现有冲蚀、磨蚀现象。挡板以上料腿、拉筋等内构件轻微腐蚀，顶部旋风入口衬里、挡板完好，未发现冲蚀、磨蚀现象，除焦蒸汽盘管腐蚀轻微。

5）特阀：对再生滑阀、待生滑阀、外取热循环滑阀等特阀进行了宏观检查，导轨、滑板等构件未发现有严重的磨蚀及裂纹现象，衬里轻微磨蚀、破损。

2.2 塔器

腐蚀调查对C201、C202、C301、C302、C303、C304、C1001共7座塔器进行了检查，只有C201和C303存在一定的腐蚀问题，其他塔器腐蚀轻微。

2.2.1 催化分馏塔C201

催化分馏塔塔体规格为φ3 800 mm×46 046 mm，固定式高效浮阀塔盘1～15层；15层以上为填料，工艺介质为油气，操作温度为100/350 ℃，操作压力为0.2 MPa。

检查发现C201顶循抽出管四周塔壁坑洼不平，四周塔壁整体减薄约2 mm（余厚14.23～14.73 mm，其他部位塔壁余厚约16.33 mm），局部坑蚀严重，最大坑尺寸为φ12 mm×5 mm，建议贴板处理，顶循抽出管线外部测厚检查未见明显减薄区域；顶循抽出集液槽底部焊缝多处存在缺陷，最长缺陷长130 mm，升气筒下部支撑梁腐蚀较重。

C201顶循抽出附近塔壁坑蚀形貌见图1，C201顶循集液槽焊缝缺陷见图2，C201升气筒支撑梁腐蚀形貌见图3。

图1 C201顶循抽出附近塔壁坑蚀形貌

2.2.2 轻柴油汽提塔C202

轻柴油汽提塔塔体规格为φ1 400 mm×8 975 mm，工艺介质为油气、轻柴油，操作温度为290 ℃，操作压力为0.2 MPa。

检查发现塔壁有一层较硬的锈蚀物，基体粗糙不平，塔盘个别浮阀脱落，塔盘表面有一层锈蚀物，基体凹凸不平，对塔壁进行了测厚检查，未见明显减薄区域，塔壁余厚为9.60～9.67 mm。

图2 C201顶循集液槽焊缝缺陷

图3 C201升气筒支撑梁腐蚀形貌

2.2.3 吸收塔C301

吸收塔塔体规格为φ2 200 mm/φ2 600 mm×61 212 mm，工艺介质为油气、汽油，操作温度为90/210 ℃，操作压力为1.3 MPa。

检查发现整塔塔壁附着一层浮锈，塔壁基体平整，焊缝饱满，塔盘表面有一层灰垢，基体平滑，塔壁余厚在20.66～21.66 mm，未见明显减薄区域，整体腐蚀轻微。

2.2.4 解吸塔C302

解吸塔塔体规格为φ2 200/φ2 600×61 212 mm，工艺介质为油气、汽油，操作温度为90/210 ℃，操作压力为1.3 MPa。

检查发现整塔塔壁附着一层浮锈，塔壁基体平整，焊缝饱满，塔盘表面有一层油灰，基体平滑，整体腐蚀轻微，对塔壁进行了测厚检查，未见明显减薄区域，塔壁余厚为30.11～30.63 mm。

2.2.5 再吸收塔C303

再吸收塔塔体规格为φ1 800 mm×26 670 mm，工艺介质为干气、轻柴油，操作温度为45 ℃，操作压力为1.05 MPa。

检查发现整塔塔壁附着一层锈蚀物，基体均匀腐蚀，焊缝完整，对塔壁进行了测厚检查，未见明显减薄区域，塔壁余厚为18.45～19.77 mm；塔盘上堆积较多油污，上数第2层塔盘处受液槽腐蚀减薄、穿孔，第12、13层塔盘有较多浮阀缺失。

2.2.6 稳定塔C304

稳定塔塔体规格为φ2 200 mm/φ2 600 mm×41 763 mm，工艺介质为液化气、汽油，操作温度为90～180 ℃，操作压力为1.05 MPa。

检查发现塔壁附着一层硬垢，垢下基体较为平整，焊缝较为饱满，塔盘表面有少许灰垢，基体腐蚀轻微，浮阀活动自如，对塔壁进行了测厚检查，未见明显减薄区域，上部1～5人孔塔壁余厚为25.33～25.64 mm，下部6～11人孔塔壁余厚为29.82～31.48 mm。

2.2.7 洗涤塔C1001

检查发现塔壁附着一层白色灰垢，垢下基体较为平整，焊缝较为饱满，塔内构件整体腐蚀轻微，对塔壁进行了测厚检查，未见明显减薄区域，塔壁余厚为30.00～30.23 mm。

2.3 容器

腐蚀调查对装置内的18台压力容器进行了检查，检查发现只有D204腐蚀较为严重，其余设备腐蚀轻微。

D204为燃料气分液罐，规格为φ800 mm×3 283 mm×8 mm，操作温度为80 ℃，压力1.03 MPa，介质为干气。

检查发现罐壁内部附着一层硬垢，垢下基体坑洼不平，罐壁最薄处余厚仅为3.48 mm（原始壁厚8.0 mm）。

2.4 换热器

腐蚀调查对装置区的53台换热器进行了检查，发现换热器腐蚀问题较为突出，其中E201、E202、E208、E209车间已计划更新换热器芯子。E305-4管箱隔板焊缝脱焊。

2.4.1 顶循-采暖水换热器E201

换热器管束外壁锈蚀严重，基体有蚀坑，坑深约0.3～0.5 mm。管束外壁锈蚀、坑蚀形貌见图4。

图4 E201管束外壁锈蚀、坑蚀形貌

2.4.2 分馏塔顶油气冷却器E208

换热器管束外壁锈蚀严重，基体有蚀坑，坑深约0.3～0.5 mm。E208管束外壁锈蚀、坑蚀形貌见图5。

图5 E208管束外壁锈蚀、坑蚀形貌

2.4.3 压缩富气冷却器E305-4

管箱隔板焊缝脱焊，脱焊形貌见图6。

图6 E305-4管箱隔板脱焊形貌

3 腐蚀分析

3.1 装置主要腐蚀介质

装置的主要腐蚀介质有硫化氢等硫化物、氯化氢等氯化物、环烷酸，低温（120 ℃以下）轻油部位 HCl-H2S-H2O腐蚀。

3.2 腐蚀成因分析

高温（220 ℃以上）部位的高温硫/环烷酸腐蚀主要取决于介质中含硫化物的种类、含量和稳定性。参与腐蚀的有效硫化物包括H2S、单质硫、硫醇(R-SH)等活性硫，且易分解为H2S和单质硫的硫化物含量越高，则腐蚀性就越强。此外，硫腐蚀和环烷酸、H2腐蚀相互影响[2]。

硫腐蚀与温度有关，明显的腐蚀发生在230 ℃以上。当温度达到 350～400 ℃时，硫化氢分解为单质硫，比硫化氢有更强的活性，腐蚀更加剧烈。在此温度下低级硫醇也能与铁直接反应发生腐蚀。由于温度较高，也会促使一些非活性硫化物分解成活性硫化物单质硫、H2S和硫醇，这些活性硫化物又与金属反应，并随着温度升高而加剧，最严重腐蚀发生在425 ℃。

特别是有酸（如环烷酸）存在时，酸和FeS反应破坏了保护膜，腐蚀会进一步发生，增强了硫化物的腐蚀。

由于高温环烷酸腐蚀发生于液相，因此在汽液两相、流速冲刷区及产生湍流区腐蚀会加剧。严重腐蚀的部位一般多发于高流速段。

高温环烷酸腐蚀常与高温硫腐蚀相伴，而且硫腐蚀和环烷酸腐蚀是一个连续统一体，一方面硫腐蚀生成的硫化亚铁膜在一定程度上可减缓腐蚀；另一方面环烷酸又可溶解保护性硫化亚铁膜，使腐蚀继续进行。当H2S质量分数在一个适度的范围内时才可明显抑制环烷酸冲刷腐蚀；而当H2S质量分数超过一定值时，高流速可去除保护性硫化物膜，形成硫冲刷腐蚀，并且环烷酸的存在可协同加速腐蚀，使其腐蚀速率甚至高出环烷酸冲刷腐蚀。