催化裝置分餾塔頂循換熱器的防護(hù)

郭金彪,劉 晉(. 蘭州石化公司 研究院，蘭州 730060； . 蘭州石化公司 煉油廠，蘭州 730060)

催化裝置分餾塔頂循換熱器的防護(hù)

郭金彪1,劉 晉2
(1. 蘭州石化公司 研究院，蘭州 730060； 2. 蘭州石化公司 煉油廠，蘭州 730060)

采用宏觀腐蝕形貌觀察、腐蝕產(chǎn)物及泄漏物成分分析、原料分析等方法研究了某催化裝置頂循換熱器腐蝕泄漏的原因。結(jié)果表明：催化裝置進(jìn)料氮含量較高，在頂循系統(tǒng)形成了氯化銨腐蝕環(huán)境，是造成頂循換熱器的腐蝕的主要原因。針對(duì)腐蝕問題，提出對(duì)頂循換熱器管束進(jìn)行涂層防腐蝕處理的建議，實(shí)踐表明，該方法有效減緩了頂循換熱器的腐蝕。

換熱器；腐蝕；氯化銨;催化裝置

某公司催化裝置分餾塔頂循換熱器(以下簡(jiǎn)稱換熱器)殼程物料為頂循油，殼程采用16MnR鋼制造；管程物料為除鹽水，管束采用10號(hào)鋼制造。自2003年7月投入使用至今，換熱器頻繁發(fā)生腐蝕泄漏，已報(bào)廢8臺(tái)內(nèi)芯，2012年4月和9月，E-203/1,2和E-203/3,4號(hào)管束又因嚴(yán)重腐蝕而分別發(fā)生泄漏，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)。基于此,本工作對(duì)頂循換熱器的腐蝕原因進(jìn)行了分析，并提出了相應(yīng)的防護(hù)建議。

1 理化檢驗(yàn)

1.1 腐蝕形貌

由圖1和圖2可見，換熱器導(dǎo)流筒表面及管束間附著有一層厚厚的黑色污垢，清除污垢后發(fā)現(xiàn)管束外表面附著有黃褐色的腐蝕產(chǎn)物，清除腐蝕產(chǎn)物后發(fā)現(xiàn)管束外表面布滿了大小不一、深淺不同的開放型腐蝕坑。

圖1 換熱器宏觀形貌Fig. 1 Macromorphology of heat exchanger

1.2 腐蝕產(chǎn)物能譜分析

取管束外表面的腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行了能譜分析(EDS)。結(jié)果表明:腐蝕產(chǎn)物主要以Fe、O為主，并含有一定量的Cl和S元素。

1.3 泄漏物成分分析

換熱器共有4臺(tái)，2組并聯(lián)，每組2臺(tái)串聯(lián)，開一組，備一組，備用的1組換熱器用盲板隔離。在運(yùn)行過程中發(fā)現(xiàn)，換熱器殼程入口盲板處有滴漏，滴漏物呈鐘乳石狀，其形貌見圖3。采集該鐘乳石狀泄漏物，并對(duì)其進(jìn)行了X射線衍射分析。結(jié)果表明，泄漏物主要成分為氯化銨。

(a) 去除腐蝕產(chǎn)物前

(b) 去除腐蝕產(chǎn)物后圖2 管束去除腐蝕產(chǎn)物前后的宏觀腐蝕形貌Fig. 2 Macromorphology of pipeline before (a) and after (b) cleaning the corrosion prodncts

圖3 滴漏物宏觀形貌Fig. 3 Morphology of leaking material

2 腐蝕原因分析

通常認(rèn)為催化裝置分餾塔低溫部位主要發(fā)生HCl+H2S+NH3+CO2+HCN+H2O型腐蝕，該腐蝕體系容易產(chǎn)生疏松垢層，易脫落在塔內(nèi)堆積。H2S主要來源于原料油中含硫化合物(如硫醚、環(huán)硫醚、噻吩等)的熱分解；NH3和HCN則來源于原料油中氮化物的熱分解，一般認(rèn)為，約有15%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)氮化物轉(zhuǎn)化成了NH3，1%～2%氮化物轉(zhuǎn)化成了HCN；HCl則主要來源于原料油中的無(wú)機(jī)鹽類和有機(jī)氯化物；而CO2則由干氣帶入[1-4]。

本工作中,換熱器殼程入口溫度約為130 ℃，而H2S、NH3、CO2和HCN等的沸點(diǎn)都非常低，且高溫時(shí)，它們?cè)谒械娜芙舛群艿?，因此，它們主要進(jìn)入了塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)。測(cè)量結(jié)果表明，H2S、NH3、CO2和HCN等在頂循環(huán)系統(tǒng)冷凝水中的含量很低(溫度高于100 ℃時(shí)HCN在水中溶解度為零)，因此，頂循換熱器管束外表面的腐蝕不是由H2S+NH3+CO2+HCN+H2O腐蝕造成的。

換熱器殼程泄漏物主要成分為氯化銨，說明頂循換熱器管束外表面的腐蝕主要與氯化銨有關(guān)。表1為該催化裝置加工原料的基本性質(zhì)。由表1可見，該催化裝置加工原料屬低硫、低酸原料，但其加工原料中氮含量較高(一般認(rèn)為氮含量高于0.1%就屬高氮原料)。

表1 催化裝置加工原料油(混合原料)基本性質(zhì)Tab. 1 Basic properties of raw oil processed by FCC unit

由于原料氮含量較高，經(jīng)過裂化反應(yīng)后，生成的NH3較多，當(dāng)NH3和HCl在高溫相遇時(shí)會(huì)生成NH4Cl，生成的NH4Cl會(huì)隨油氣上升，在上升過程中溫度逐漸降低，當(dāng)途徑分餾塔頂循抽出塔盤(溫度約為130 ℃)時(shí)便凝結(jié)形成了氯化銨鹽結(jié)晶，從而形成NH4Cl腐蝕環(huán)境。NH4Cl溶液對(duì)碳鋼的腐蝕速率超過2.5 mm/a，頂循換熱器的材料為10號(hào)鋼，因此，頂循換熱器的腐蝕主要是由NH4Cl腐蝕造成的。

3 防腐蝕措施及效果

3.1 防腐蝕措施

針對(duì)換熱器的主要腐蝕原因，采取以下措施：控制裝置進(jìn)料中的氮含量和氯含量，防止氯化銨在頂循系統(tǒng)沉積；對(duì)頂循換熱器管束進(jìn)行SHY99耐蝕抗垢防腐蝕涂層防護(hù)處理，以加強(qiáng)管束的耐蝕性。

3.2 防腐蝕效果

對(duì)2臺(tái)頂循換熱器管束進(jìn)行了SHY99涂層防腐蝕處理，運(yùn)行半年后發(fā)現(xiàn)，管板管口涂層完好，管束外壁涂層起泡及脫落較多，涂層脫落處有腐蝕現(xiàn)象，但未發(fā)現(xiàn)管束泄漏。2臺(tái)未進(jìn)行防腐處理的頂循換熱器使用半年后堵管超過100根，其管束外表面結(jié)垢嚴(yán)重。

可見，對(duì)頂循換熱器管束采取SHY99防腐蝕涂層處理后，管束外表面的腐蝕泄漏情況也得到了有效控制。

4 結(jié)論

(1) 頂循換熱器的腐蝕主要是由NH4Cl腐蝕造成的。

(2) 采取SHY9涂層防腐蝕處理可有效減緩頂循換熱器管束的腐蝕。

[1] 李淑英，梁成浩，鄒積強(qiáng)，等． E1204熱水分餾塔頂油氣冷卻器腐蝕檢測(cè)及機(jī)理分析[J]． 化工機(jī)械，2004，26(6)：339-341.

[2] 范寶明． 催化分餾塔頂循換熱器腐蝕及對(duì)策[J]． 石油化工腐蝕與防護(hù)，1997，14(3)：23-25.

[3] 陶興，齊萬(wàn)松，張廣建． 催化裂化分餾塔頂循換熱器泄漏原因分析[J]． 石油化工腐蝕與防護(hù)，2003，20(2)：30-31.

[4] 袁紅星． 分餾塔頂循環(huán)油換熱器管束失效原因分析[J]． 全面腐蝕控制，2006，23(4)：10-13.

投稿網(wǎng)址:www.mat-test.com

Corrosion & Protection of Top Recycle Heat Exchanger of Main Fractionator in a FCC Unit

GUO Jinbiao1, LIU Jin2
(1. The Research Institute of Lanzhou Petrochemical Company, Lanzhou 730060, China;2. The Refinery of Lanzhou Petrochemical Company, Lanzhou 730060, China)

Morphology observation, composition analysis of corrosion products and leaked raw oil were used to study the corrosion reason of top recycle heat exchanger in a FCC unit. The results show that the corrosion caused by ammonium chloride was the major failure cause of the top recycle heat exchanger. In order to solve the problem, anti-corrosion suggestion of painting the tube with anti-corrosion coating was presented and proved to be effective in mitigating the corrosion of the top recycle heat exchanger.

heat exchanger; corrosion; ammonium chloride; FCC unit

2015-12-28

郭金彪(1979-)，高級(jí)工程師，工學(xué)碩士，主要從事石油化工設(shè)備腐蝕與防護(hù)研究，18198010328，guojinbiao@petrochina.com.cn

10.11973/fsyfh-201707018

TG172

B

1005-748X(2017)07-0566-02

失效分析