《安全技术》之探索含硫渣油加工对焦化装置的危害及防治对策 VIP专享VIP免费

探索含硫渣油加工对焦化装置的危害及防治对策一引言分析了焦化装置在加工含硫渣油过程中设备腐蚀的原因。并给合装置实际提出了相应的防治对策。近年来，长岭分公司为了提高装置经济效益，追求利润的最大化，在提高一次加工能力的同时，不断扩大二次加工能力，从而使原油性质变差，硫含量增加，对装置的设备、管线的腐蚀加重，严重威胁到装置的安全生产。如何防治硫对设备的腐蚀，成为装置大处理量长周期加工含硫渣油的难题。二原料性质的分析按照一般的划分方法，含硫量低于0.5％的原油称为低硫原油，含硫量为0.5％～2％的原油称为含硫原油，含硫量高于2％的原油称为高硫原油。原油在一次加工过程中，原油中硫的分布随着石油馏分沸点的增加，硫含量也呈倍数递增的趋势。原油中的硫主要分布在重质馏分中，其中减压渣油中的硫占原油硫的50％以上，从而加深了以加工减压渣油为原料的焦化装置的设备腐蚀。我公司主要加工管道、阿曼、马西拉、杰拉索、赛巴的混合原油，其渣油硫含量如表1。表1加工主要渣油原料硫含量从表1可以看出，我公司装置加工的渣油硫含量平均在1.3％以上，而且有上升的趋势。三腐蚀现状焦化装置经过20xx年7月改造为120×104t/a，设计为管道油，但是经过不到一年的运行，先后发现分馏塔与原料缓冲罐平衡线大小头腐蚀穿孔（穿孔处1mm）、油气分离罐R-102沉桶液面计靠器壁腐蚀穿孔、炉－303西炉转油线上接烧焦线的弯头穿孔，由于发现及时，才未造成严重后果。20xx年5月停工检修时，通过对设备、管线的检查，发现腐蚀情况如下：1炉－303辐射管检查辐射管外部无氧化爆皮，说明Cr9Mo比Cr5Mo抗氧化腐蚀性能优异（原使用Cr5Mo，其氧化皮厚度一般在2mm以上）。对炉管进行测厚，其直管厚度为8.2～8.7mm（设计为8.5mm），直管未见腐蚀；弯头部位：C路南第1根与第2根辐射管弯头减薄至7.6mm，第3根与第4根辐射管弯头减薄至7.3mm，其它弯头9.0mm左右。2炉－303辐射出口转油线西边出口的第1个弯头厚度在8.3～11.3mm，该部位腐蚀严重，最大腐蚀率5.0mm/a，烧焦时，发现西炉转油线上接烧焦线的弯头穿孔，光谱分析材质为Cr5Mo；其余弯头、三通减薄量在1.0～2.0mm/a，腐蚀较大。不能满足装置两年一修的要求。3分馏塔顶馏出线油气空冷入口12个弯头余厚6.8～8.7mm，最薄为北起第2个弯头，腐蚀率0.05～0.0009mm/a。4分馏塔汽油部分管线塔－101出口线弯头最薄处厚度为9.1mm，腐蚀率为0.55mm/a；泵－103出口线直管厚度为10.3mm，腐蚀为0.3mm/a。换－106壳程管线最薄为7.2mm，换－106/6壳体连接处短管较薄，上下分别为4.9mm，4.6mm；反塔－101线弯头最薄11.3mm，腐蚀率0.3mm/a。同时换－106管束有腐蚀现象，折流板腐蚀严重。5容器油气分离罐R-102上、中、下部壁厚分别为13.0mm，13.5mm，14.1mm，气相部位减薄明显大于液相；放空油气分离罐R－204罐顶硫腐蚀严重；分馏塔内壁及构件完好，所检查设备无明显减薄，未见腐蚀。四腐蚀机理1低温部位H2S－HCI－H2O及H2S－CO2－H2腐蚀这类腐蚀主要发生在焦化装置顶循环线、油气分离器、放空油气分离罐、塔顶冷却系统、富气冷却系统。由于渣油裂解氨、硫化氢、二氧化碳、氯化氢，形成了H2S－HCI－H2O及H2S－CO2－H2腐蚀体系，主要腐蚀介质为HCI，H2S,O2等HCI与H2S一起对塔顶冷却系统产生剧烈腐蚀，尤其在气液两相转变区，腐蚀更为强烈。这是由于HCI溶入水形成腐蚀性强的盐酸，破坏了硫化铁膜，加速了腐蚀进程。腐蚀反应为：H2S+Fe→FeS+H22HCI+Fe→FeCI2+H22高温硫腐蚀这类腐蚀主要发生在焦化装置加热炉管、分馏塔底部及集油箱，以及连接上述设备的管线等高温重油部位。高温硫化物的腐蚀是指250℃温度以上的部分单质硫、硫化氢和硫醇形成的腐蚀。其中单质硫、硫化氢、硫醇在高温条件能直接与钢材发生反应，腐蚀钢材，它出现在与物流接触的各部位，表现为均匀腐蚀，其中以硫化氢腐蚀最强，化学反应如下：H2S+Fe→FeS+H2S+Fe→FeSRSH+Fe→FeS+不饱和烃高温硫腐蚀速度的大小，取决于原油中活性硫的多少，但是与总硫量也有关系。当温度升高时，一方面促进活性硫化物与金属的化学反应，同时又促进非活性硫的分解，温度高于240℃时，随温度的升高，硫腐蚀逐渐...