催化裂化裝置油漿系統腐蝕分析與防護措施

朱俊峰

(中國石化安慶石化公司，安慶 246000)

1 裝置概況

某催化裂化裝置于1978年建成投產，期間經過多次改造。2016年至2019年運行期間，分餾塔底油漿系統出現多處腐蝕問題，通過對其腐蝕情況進行調查并分析原因，有針對性地提出了解決措施。

1.1 腐蝕情況

2018年8月9日油漿泵P309/1(備用泵)預熱閥閥體磨穿，高溫油漿泄漏噴出，見圖1。

2018年8月29日對油漿泵P310進行預防性檢修時，發現其吸入段沖刷嚴重，見圖2。

圖2 油漿泵P310吸入段沖刷形貌

2019年大檢修發現3臺油漿泵吸入段、葉輪及導葉均有不同程度的沖蝕。沖蝕形貌與圖2相似。初底油油漿換熱器換116/1-4管束管口也存在沖刷腐蝕。

1.2 歷年檢修情況

2016年大檢修對整個油漿泵預熱線閥門進行了更換；油漿泵P309/1整體更換，P309/2及P310更換葉輪、導葉、吸入段和軸。

2 腐蝕機理

油漿系統單元腐蝕主要是高溫硫腐蝕及催化劑磨蝕。不需要考慮環烷酸腐蝕，因為催化裂化裝置油漿系統中的環烷酸經過高溫催化劑反應后已經分解。

2.1 高溫硫腐蝕

高溫硫腐蝕的主要影響因素包括溫度、硫化物的種類。

硫、硫化氫以及硫醇等特殊的硫化物在大于260 ℃(不存在環烷酸情況下)的重油部位形成高溫硫腐蝕。高溫硫腐蝕主要表現為均勻腐蝕和局部坑蝕，化學反應如下：

高溫硫腐蝕速率的大小取決于原油中活性硫的多少，與總硫量也有關系。

溫度在260～340 ℃時，硫化物開始分解，生成硫化氫，對設備產生腐蝕，并且隨著溫度的升高腐蝕加劇。

溫度在340～400 ℃時，硫化氫分解為H2和S，S與Fe反應生成FeS保護膜，對腐蝕有減緩作用。

2.2 催化劑磨蝕

原料油在反應器內與催化劑反應后經旋風分離器分離后進入分餾塔底部，因旋風分離器有一定的分離效率，且效率隨著設備運行時間的增加會逐漸降低，進入分餾塔的反應油氣必然帶有一定的催化劑。為防止催化劑進入分餾塔中上部堵塞塔盤，分餾塔底設置油漿返塔循環，從塔底抽出油漿返回人字擋板上部，洗滌進入分餾塔的油氣，保證催化劑只存在于油漿系統。油漿中攜帶一定量的催化劑，在油漿系統管線的流量調節閥、手閥等限制流量部位以及管線彎頭等易磨蝕部位，會因催化劑磨蝕發生泄漏。

3 原因分析

3.1 選材評估

3.1.1 原料油及油漿中硫含量的確定

(1)對比設計及目前原料油的組成和硫含量，分別見表1和表2。

表1 設計原料油的組成和硫含量

表2 目前原料油的組成和硫含量

通過對比設計時原料油和目前原料油性質可以發現，裝置進料滿足設計的要求，甚至有所改善。因此分析腐蝕問題主要關注異常工況下的介質情況。

異常情況下會摻煉減壓渣油，摻入減壓渣油導致原料中的硫含量大幅增加，加劇油漿系統腐蝕。例如重油加氫裝置每18個月需換一次催化劑，期間催化混合進料總硫質量分數平均值為0.6%。

(2)近3年來正常生產期間油漿中硫質量分數平均值為0.3%低于設計的設防值。而重油加氫裝置換劑期間油漿中硫質量分數為0.2%，較正常生產時硫含量低。

3.1.2 腐蝕速率

油漿系統主要有8臺換熱器，其中2臺管束材質為1Cr18Ni9Ti，2臺為10號鋼，4臺為0Cr18Ni9；有19條工藝管道，其中16條為1Cr5Mo材質，3條為20號鋼材質。依據《高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》給出的修正后的McConomy曲線及腐蝕速率系數圖估算油漿系統設備的腐蝕速率(其中油漿中硫含量取平均值0.3%)，見表3。

表3 油漿系統設備腐蝕速率

催化裂化油漿中硫化物類型主要有二苯并噻吩類和萘并噻吩類硫化物，其中萘并噻吩類是主要的硫化物類型[1-4]。高溫硫腐蝕速率的大小取決于油漿中含有多少活性硫，故而催化油漿系統設備的實際腐蝕速率要比通過修正的McConomy曲線計算出的腐蝕速率低。

3.2 腐蝕原因分析

通過對催化裂化油漿系統腐蝕機理的分析可以看出催化油漿系統的主要腐蝕原因為催化劑的磨蝕，而催化劑的磨蝕主要影響因素即油漿中固體催化劑含量和油漿的流速。

(1)2018年8月3日至25日沉降器跑劑期間，油漿固含量平均值10.48 g/L，嚴重超指標(≤5 g/L)運行，直接造成油漿泵預熱線閥門腐蝕穿孔，油漿泵沖蝕嚴重。

(2)除了油漿中固含量的影響，介質流速也是油漿系統磨蝕的重要影響因素。目前油漿系統流速見表4。

表4 油漿系統流速

根據相關指導意見的要求，油漿系統管道流速控制在1.1～1.2 m/s，油漿換熱器管程內的流速應控制在1.2～2.0 m/s。油漿管道中調節閥閥組前及變徑處流速偏離較大，需加強對調節閥閥組的監控，每周安排專人對油漿管路的調節閥閥組進行檢查，每季度進行測厚，對油漿線流速進行調整，防止油漿線流速過快加速管線沖刷或者過低引起管線堵塞。

4 防腐對策

4.1 工藝及設備防腐措施

(1)整個運行周期盡可能保持平穩操作，避免大幅度波動或緊急切斷進料等異常操作，關注原料性質特別是混合原料中的硫含量，最大限度的少煉渣油。

(2)嚴格控制油漿固含量不大于5 g/L，一旦發現固含量有上漲趨勢，立即查找原因，增大油漿外甩量，增加油漿固含量的分析頻次，并對整個油漿管線進行重點監控。油漿泵正常生產期間為1開2備。2018年8月3日至25日跑劑期間，油漿泵2開1備，增加油漿循環量以及外甩量，增加對油漿的置換頻次，以達到減少油漿固含量的目的。

(3)2019年大檢修對沉降器兩組粗旋和四組頂旋進行整體更換，最大程度地減少因旋風分離器效率低造成跑劑對油漿系統的影響。對油漿泵P309/2和P310進行了更換，P309/1更換葉輪、導葉及吸入段。對初底油油漿換熱器換116/1管箱隔板進行矯正，并在隔板邊沿焊接拉筋加固，堵管17根；對換116/2,4管隔板進行矯正，并在隔板邊沿焊接拉筋加固；更換116/4管束。

(4)制定油漿系統設備備品備件儲備策略，見表5。

表5 油漿系統設備備品備件儲備策略

4.2 進料控制

催化裝置硫質量分數的原設計值0.42%，正常生產時混合原料油中硫含量低于設計值，但在重油加氫裝置換劑期間硫質量分數(平均值 0.6%)高于設計值，需調整進料比例(降低摻渣量)，確保混合原料油中的硫含量不高于設計值。

5 腐蝕監檢測

5.1 腐蝕性介質分析情況

目前，針對油漿系統腐蝕情況主要分析原料中的硫含量(2次/月)、油漿中的固含量(2次/周)及硫含量(1次/月)，參照中國石化《煉油工藝防腐蝕管理規定》實施細則(第二版)的要求，可以看出目前的分析化驗符合要求。

5.2 腐蝕監測現狀及改進措施

(1)目前催化裂化裝置有兩條油漿管線安裝了在線定點測厚系統并接入了腐蝕監測平臺，可以對其進行實時監測。

(2)2018年8月對油漿固含量分析判斷沉降器有跑劑現象。整個油漿系統固含量高，裝置制定油漿系統定點測厚方案，每周對油漿管線彎頭等重點部位進行線下人工定點測厚，對測厚數據進行對比，對減薄速率較快部位進行重點監控。

(3)2015年1月與2019年11月分別對整個油漿管線進行了一次全面檢驗，結合檢驗報告及整個油漿系統防腐蝕調查制定現階段裝置油漿系統定點測厚方案，見表6。在表6標識的油漿管道部位做好標記再按測厚計劃進行測厚，并編制檢測檔案。根據定點測厚數據計算腐蝕速率，再根據腐蝕速率進行風險等級判定并制定相應的處理措施。

表6 油漿系統管道定點測厚方案

6 結 語

(1)通過對油漿管線腐蝕速率的估算，增加對油漿系統管線中3條20號鋼管線的在線定點測厚。

(2)油漿泵每月進行一次切換或將備用油漿泵啟動，打開出口閥,雙泵運行半小時，確保備用油漿泵泵體和入口管道內無大量催化劑沉積。

(3)油漿系統自2003年1月投用至今已運行18 a，僅靠定點測厚并不能全面發現問題，需盡快安排對油漿管線系統進行一次全面的渦流掃查，并利用大修機會進行母管和焊縫硬度檢測，對硬度不達標的進行整體更換。

(4)每周安排專人對油漿管路的調節閥閥組進行檢查，每季度進行測厚，并且和工藝組進行溝通對油漿系統流速進行調整，防止油漿線速過高加快管線沖刷或者過低引起管線堵塞。