RFCC炼制高含硫油的设备防腐.docVIP

? RFCC炼制高含硫油的设备防腐 ? 侍述然 中石化金陵分公司 (南京 210033) ? 摘要 介绍了中石化金陵分公司重油催化装置炼制高硫原油对设备的危害性, 概述—炼制高含硫原油时的设备现状以及防腐的必要性，并着重论述了重催硫腐蚀的机理和发生硫腐蚀的部位，以及炼制高硫原油的安全对策。 关键词 重油催化裂化 高温 Ｈ2Ｓ 腐蚀 ? 1 防腐的必要性 随着催化裂化技术的发展，提升管多点进料技术、急冷技术、反应喷嘴技术以及内外取热器技术在工艺生产上的应用，重油催化装置富含硫、杂质的渣油掺炼量逐年上升，甚至用100%的全渣油，从而大大提高了重油催化裂化装置的经济效益。同时，由于分公司进口高酸、高硫原油的逐年增加，原料性质继续重质化和劣质化，重催装置的混合原料硫含量也由1994年的平均0.32%，增加到2004年的1.15%；酸值（KOH）大于1.5 mg/g的高酸原油也经常炼制，给设备带来严重的腐蚀问题,。 众所周知，含硫和高酸油在200～400℃高温下具有强烈的腐蚀作用，在催化裂化的环境下，往往造成设备过早失效，从而导致一系列由于硫腐蚀而引发的各类事故和潜伏的隐患，对此必须给予高度的重视。特别是在冲刷条件下的油流转弯处，腐蚀作用更为剧烈，因此腐蚀穿孔常发生在弯头、阀门、大小头、防冲板和塔器进料段等处，所以，深入研究重油催化设备腐蚀特性和机理, 并采取有效的安全防范措施，对延长装置的正常运行周期,提高炼油厂的经济效益具有十分重要的意义。 2 炼制高硫原油时的设备腐蚀特性 2.1硫平衡 重油催化装置是一套处理能力为100×104 t/a主要以减压蜡油掺炼减压渣油、常压渣油或焦蜡为原料的二次加工装置，原设计原料硫含量为0.56%，但随着分公司进口原油比重的不断增加，装置原料性质，尤其是含硫量、含酸量也发生了很大变化。 重油催化裂化原料中的硫含量2000年以前，一般为0.4%左右，从2002年开始由于参炼进口高硫油比例逐渐上升，装置原料的硫含量已达1%。随着原油产地的不同，其硫化物存在的形式也不同。委内瑞拉原油中的硫主要以噻吩形式存在，而中东原油中的硫化物不但有噻吩，还有硫醚、二硫醚等。噻吩为非活性硫，比较稳定。而硫醚、二硫醚或其它硫化物在催化裂化条件下，45%的硫转化为H2S随气体进入产品中。45%～50%的硫转化为硫醇和低分子的醚化物进入催化液体产品中，5%～10%的硫留在焦碳中。 表1为炼制瑞斯查比油时硫平衡。 ? 表1 瑞斯查比油及其产品含硫情况统计表 ? 流量/(t/h) 硫含量,% 硫分布,% 酸值/[(KOH)mg/mg] 入方：混合原料 130 ? ? 2.4 其中： ? ? ? ? 平均含硫量 ? 1.08 ? ? 最高含硫量 ? 3.05 ? ? 出方：产品 ? ? ? ? 脱前干气 5.1 5.20 18.9 ? 脱前液态烃 23.5 0.50 8.37 ? 稳定汽油 61.1 0.14 6.09 ? 柴油 28.6 2.15 43.8 ? 油浆 8.1 2.45 14.1 ? 分馏塔顶酸性洗水 5 1.07 3.81 ? 烟气 0.011 0.086 4.93 ? ? 2.2腐蚀形态 本装置自开工以来因设备腐蚀造成的故障越来越多。许多因腐蚀穿孔而造成的火灾、人员受伤，甚至非计划停工时有发生，给安全生产带来了许多不确定的隐患。表2为2001年至2004年重催部分设备腐蚀一览。 ? 表2 设备主要腐蚀统计表 腐蚀部位 介质 腐蚀形态 丙烷线腐蚀穿孔，丙烷泄漏。 丙烷 H2S腐蚀减薄 E2012内漏 C4 H2S腐蚀穿孔 F103出口膨胀节上有两处长约15cm的裂缝。 烟气 腐蚀减薄 V3301器壁法兰焊缝泄漏，液态烃漏出。 液态烃 H2S均匀腐蚀 T3203抽出至E3204入口管线，弯头下方管线。 溶剂 H2S-CO2的腐蚀 沉降器汽提段器壁穿孔。 反应油气+催化剂 H2S-16MnR的腐蚀 一再双动滑阀西组阀体与器壁焊接处出现长达200 mm的裂纹。 烟气 SO2的露点腐蚀 空冷E214A管程西侧腐蚀穿孔，南数第四管箱漏汽油。 汽油 ＨＣＮ-Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ腐蚀 空冷E213C管程东侧腐蚀穿孔，漏汽油。 汽油 ＨＣＮ-Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ腐蚀 烟机入口管 烟气 SO2的露点腐蚀 E3204浮头螺栓断 富液 H2S-CO2的腐蚀 E305A/B浮头螺栓断 汽油 H2S低温点蚀 P208C预热线下弯穿孔 油浆 S-H2S高温腐蚀 T301液位计仪表测点 汽油 H2S腐蚀穿孔 V202液位计仪表测点 油气 H2S腐蚀穿孔 T302液位计引压管 富气 H2S腐蚀穿孔 E308壳体裂纹 汽油 硫化物应力腐蚀开裂 T301液位计短管砂眼 汽油 H2S腐