催化裂化裝置分餾塔頂油氣冷卻器腐蝕與防護

王愿祥 楊 靖

(中石油云南石化有限公司，云南昆明，650300)

1 工藝條件及設備簡介

1.1 工藝流程

從提升管反應器來的催化裂解油氣進入分餾塔C-0201下部，與循環油漿在人字型擋板逆向接觸，洗滌裂解油氣中催化劑并脫過熱，使油氣從“過熱狀態”變成“飽和狀態”進入分餾塔C-0201進行分餾。分餾后的油氣經除鹽水冷卻器E-0201A-H冷卻，再經干式空冷器A-0202A-P及循環水冷卻器E-0203A-H冷至40℃，進入油氣分離器D-0203進行氣、液、水三相分離。為控制塔頂系統的腐蝕，在分餾塔頂揮發線第一個彎頭后注入緩蝕劑，在分餾塔頂油氣-除鹽水冷卻器E-0201A-H油氣入口管分別注入酸性水。流程見圖1。

圖1 分餾塔頂系統流程簡圖

1.2 冷卻器簡介

分餾后的塔頂油氣依次經除鹽水冷卻器、干式空冷器及循環水冷卻器冷至40℃，進入塔頂油氣分離器進行氣、液、水三相分離。其結構見圖2。冷卻器工藝參數見表1。

圖2 分餾塔頂油氣-除鹽水冷卻器設備簡圖

表1 分餾塔頂油氣-除鹽水冷卻器基本參數表

2 冷卻器管束腐蝕情況

冷卻器打開后，將管束清洗前、后情況進行對比和分析。

2.1 管束清洗前

管束清洗前，可以明顯看到管束的中部至尾部上半部分整體覆蓋有一層厚約2—4mm的垢物，垢物顏色包含有黑色+紅褐色+白色。管速外表面垢物也是在管束中部至尾部上半部分較厚，入口側及管束中下部明顯變少，詳見圖3。

圖3 管束清洗前腐蝕形貌圖

2.2 設備清洗后

2.2.1 管束外表面

設備清洗后，對管束進行檢查發現，管速外表面從中部至尾部的中上部存在均勻腐蝕+坑蝕，深約0.3—1.0mm，局部管束腐蝕較重。其余部位管束外表面存在均勻腐蝕+坑蝕，深約0.1—0.3mm，腐蝕相對輕微，詳見圖4。

(a)清洗后人口處

(b)清洗后中后部圖4 管束腐蝕形貌圖

2.2.2 管板

入口側管板、管口存在均勻腐蝕+坑蝕，深約0.2—0.4mm，且有多臺管口、焊縫有開裂現象，以E-0201F最為嚴重，其余在E-0201A、E-0201C上也有發現，裂紋多以徑向為主，詳見圖5(a)；出口側管板腐蝕輕微，未發現開裂現象，詳見圖5(b)。

(a)入口側

(b)出口側圖5 管板腐蝕形貌圖

2.2.3 測厚檢測

對冷卻器管束進行了測厚檢測，測厚數據在1.98—2.60mm(設計壁厚2.5mm)之間，部分管束存在明顯減薄，由于測厚反饋不出坑蝕減薄量，故部分管束腐蝕減薄量比檢測出的減薄量更大。

3 腐蝕原因分析

3.1 介質分析

查詢分餾塔頂酸性水2021年2月至12月的化驗分析數據，可以看出酸性水中含有硫化物、氰化物、氯離子和氨氮等腐蝕性介質，其中pH值、總鐵含量均在控制指標范圍內，硫化物、氨氮含量波動大，部分數據偏高，氯離子含量無異常，氰化物含量少部分數據偏高，詳見表2和圖6。

表2 2021年分餾塔頂酸性水分析結果匯總表

圖6 分餾塔頂酸性水分析趨勢圖

3.2 腐蝕分析

分餾塔頂及換熱冷凝器系統最為常見的腐蝕機理為低溫 H2S-HCN-HCl-NH3-H2O、銨鹽垢下腐蝕等，與腐蝕介質成分密切相關[1]。原料油中的S、N的化合物在裂解反應過程中生成更多的H2S、HCN、NH3，有機氯化物分解或無機氯鹽水解生成HCl。

H2S在H2O環境中發生電離，以下反應對設備造成腐蝕：

(1)

鋼在硫化氫的水溶液中發生電化學反應：

陽極過程：Fe Fe2++2e

(2)

Fe2++HS-FeS+H+

(3)

(4)

由此可知，H2S+H2O對碳鋼設備可以形成兩方面的腐蝕：均勻腐蝕和濕硫化氫應力腐蝕開裂，特別是在入口側溫差較大，以及管口焊縫的焊接殘余應力，開裂的風險明顯升高。

上述介質在分餾塔頂揮發冷卻系統中構成了 H2S-HCN-HCl-H2O 型的電化學腐蝕介質[3]。

另外油氣中攜帶的催化劑粉末在經過冷卻器時停留在管束上，特別是冷卻器的注水難以沖洗到管束中部至尾部的中上部分，所以該部位催化劑粉末留存較多，垢下腐蝕較重。

4 結論及建議

4.1 結論

(1)冷卻器管束外表面的均勻腐蝕、坑蝕主要為H2S-HCN-NH3-H2O腐蝕和垢下腐蝕。

(2)入口側管板開裂主要為濕硫化氫應力腐蝕開裂。

4.2 建議

(1)目前8臺冷卻器管束均已換新，而管束腐蝕較重的部位為垢物留存較多處，建議加大各冷卻器入口的注水量，并改善注水水質。

(2)消除管板與管子的間隙，改進管子與管板的連接形式為：強度脹+密封焊+貼脹，使焊縫與熱影響區硬度均<200HB。

(3)可對管束、管板增加涂層防護，延長使用壽命。

(4)加強系統腐蝕檢測、化驗分析，及時發現異常并作出調整。