某汽油加氢脱硫装置引风机系统腐蚀原因及处置措施

陶武军,綦耀光,邹 岸

(1. 中国石油庆阳石化公司，庆阳 745000; 2. 中国石油大学(华东) 机电工程学院，青岛 266580)

某汽油加氢脱硫装置引风机系统腐蚀原因及处置措施

陶武军1,綦耀光2,邹 岸1

(1. 中国石油庆阳石化公司，庆阳 745000; 2. 中国石油大学(华东) 机电工程学院，青岛 266580)

通过对汽油加氢脱硫装置加热炉引风机系统腐蚀产物的现场目测、操作条件和介质组成的考察,探讨了该系统的腐蚀原因。结果表明：汽油加氢脱硫装置加热炉引风机系统腐蚀的原因是烟气中的硫化物在低温条件下形成的露点腐蚀，并对此具体问题提出了相应的防护措施。

汽油加氢脱硫；引风机；低温露点腐蚀；防护措施

1 汽油加氢脱硫装置简介

中国石油庆阳石化公司新建70万t催化汽油加氢脱硫装置采用中国石油石油化工研究院研发的DSO技术，以催化汽油为原料，全馏分汽油首先经过预加氢，然后在分馏塔内实现轻、重汽油分离，重汽油进二段加氢脱硫。DSO技术预加氢和加氢脱硫部分分别采用GHC-32和GHC-11催化剂，反应条件温和，采用低压固定床加氢工艺。预加氢的主要目的是脱除硫醇和双烯烃。预加氢反应产物分为轻、重汽油组分，重汽油送至加氢脱硫部分，进行深度脱硫。通过催化剂的选择性来实现脱硫,同时损失的辛烷值较小，对催化汽油进行加氢精制，以改善产品质量，满足全厂调合生产国Ⅳ汽油产品的要求，并为满足全厂调合生产国Ⅴ汽油产品留有余地。

2 汽油加氢脱硫装置运行情况

2.1 装置运行时间

该装置于2013年6月15日建成中交，7月7日加热炉点火升温，7月28日装置进料，7月30日国Ⅳ产品合格，汽油加氢装置已累计运行20个月。

2.2 装置加工负荷变化情况

2013年7月至2014年9月，汽油加氢装置生产的是国Ⅳ汽油产品，故汽油加氢装置的加工负荷根据上游装置的加工量控制在75～95 t/h。2014年9月16日执行调度令，汽油加氢装置开始调整操作改产国Ⅴ汽油，汽油中硫的质量分数小于10 μg/g，汽油加氢装置的加工量也调整为75～80 t/h。2014年10月8日汽油加氢脱硫反应器R202入口温度提至285 ℃，但脱硫效果不明显，经过与技术研究院共同对9月29日至10月8日的数据分析发现,原料油中Cl-含量严重超标，易造成催化剂失活，因此控制加工量为70 t/h。2015年1月24日，按照公司的生产任务，汽油加氢装置的加工量又调整为60～65 t/h(根据催化装置的稳定汽油量而定)，目前加工量控制在55～60 t/h。

3 加热炉引风机运行及停运检查情况

2014年12月12日，发现该装置加热炉引风机入口软连接处有破损现象，且该处地面有少量结冰，确认是该软连接处滴水所致。同时旁路风道挡板处于全开状态。2015年3月8日，发现分馏塔底重沸炉F101、反应产物加热炉F201中氧含量为零，炉膛正压，现场检查确认后发现引风机基本不起作用，需打开烟道挡板,HIC-3112控制炉膛负压为-50～-20 kPa。经现场分析、判断，初步认定原因为叶片腐蚀或结垢物堵塞。2015年3月9日关闭加热炉引风机，切除空气预热器进行检查，结果见图1～6。

图1 引风机入口蝶阀及支撑的腐蚀形貌Fig. 1 Corrosion morphology of valve and supporter near induced draft fan inlet

图2 引风机入口的腐蚀形貌Fig. 2 Corrosion morphology of induced draft fan inlet

图3 引风机入口集气室夹层的腐蚀剥落Fig. 3 Exfoliation corrosion of plenum interlayer near induced draft fan inlet

图4 叶轮的腐蚀裂开Fig. 4 Corrosion cracking of impeller

图5 预热器板束表面水垢、铁锈层Fig. 5 Scale and rust layer on the surface of preheat plate beam

图6 引风机入口底部的固状盐垢Fig. 6 Solid salt on the bottom of induced draft fan inlet

4 数据对比

该装置自2014年9月份开始生产国Ⅴ汽油，工况也相应发生变化，装置的实际加工量为设计加工量的70%。两台加热炉的实际排烟温度均低于设计值,且燃料气组分中氢气和硫的含量远高于设计值，结果如表1和表2所示。

表1 两台加热炉及空气预热器设计工况与操作工况的温度对比Tab. 1 Temperature contrast of two furnaces and air preheaters in design and operating conditions ℃

表2 汽油加氢装置燃料气参数的测量值和设计值
Tab. 2 The measured values and design values of fuel gas parameters in gasoline hydrogenation unit

燃料气氢气体积分数/%(O2+N2)体积分数/%Cl-体积分数/%CO2体积分数/%液化气体积分数/%S质量浓度/(mg·m-3)露点温度/℃设计值19.3613.7118.081.4294825102实际值84.73.83.70.27.5568130

燃料气中实际硫、氢含量均远高于设计值，硫化物燃烧生成SO，SO和炉内过量的O2进一步反应生成SO2。通常在氧气过剩的条件下，有1%～3%的SO转化成SO2，同时氢燃烧将生成H2O，当烟气温度低于400 ℃时，SO2转化为SO3,SO3将与水蒸气化合生成硫酸蒸汽。硫酸蒸汽和水蒸气在低温设备内表面冷凝，产生低温稀硫酸，并不断积聚，与铁反应导致腐蚀。烟气经过对流室时温度已降至较低，在空气预热器段，随着烟气的流动，烟气温度和预热器管壁温度进一步降低，当降至硫酸的露点时，含硫酸蒸汽的水蒸气就会逐渐凝结到预热器管外壁上，产生强烈的低温硫酸露点腐蚀，生成FeSO4。FeSO4在烟灰沉积物的催化作用下与烟气中的SO2和O2进一步反应生成 Fe2(SO4)3，而Fe2(SO4)3又是一种酸性易吸潮物质，在SO2转化成SO3过程中又有催化作用，可大大加速SO2向SO3的转化，使得露点腐蚀的程度急剧增加[1]。同时该系统未设置吹灰器，由于空气预热器管束较细且为翅片管，很容易积灰。板式空气预热器因板间距小也易积灰，堵塞热管间隙，致使阻力增大，加剧了硫化物的生成。这是因为烟气流动过程中,硫化物的密度大，会逐渐下降聚积，使烟气中的酸性氧化物与水结合产生硫酸后对空气预热器产生腐蚀。

同时，加热炉实际排烟温度远未达到设计要求，导致空气预热器烟气侧进、出口温度较低。另外，引风机烟气入口处软连接未做外保温处理，环境温度低。因此，较低温度的烟气发生冷凝、滴水。燃料气组分变化较大会造成以下后果。一是烟气露点温度提高。按现在的燃料组分计算加热炉烟气酸露点温度为130 ℃，加热炉排烟温度应至少在163 ℃以上才可以避免露点腐蚀[2]。二是对加热炉燃烧器有一定的影响。本装置加热炉燃烧器是根据设计时提供的燃料气组分数据设计的，现由于氢气含量增大很多，而氢气的燃烧速率远大于烃类气体的燃烧速率、氢气的热值又小于烃类气体，导致燃烧器不适应现用的燃料，燃烧产生的烟气成分与原设计时变化很大。三是对空气预热器影响。当燃料气中氢气含量增加时，燃烧后的烟气经过相同的空气预热器，烟气的温度会降低的更多。同时加热炉低负荷运行，空气预热器处于使用状态，也导致加热炉排烟温度很低，产生低温硫酸腐蚀[3]。

5 建议与措施

5.1 改造方案

(1) 建议燃料气进行脱硫，降低烟气露点温度。按目前燃料气中硫含量计算，加热炉排烟温度达到163 ℃才可防止露点腐蚀。根据新版《石油炼制工业污染物排放标准》要求，燃料气中硫质量浓度需在25 mg/m3以下。

(2) 更换加热炉燃烧器，确保燃烧充分,火型刚直，烟气排放标准满足环保标准。

(3) 更换引风机、软连接、引风机入口调节阀等已腐蚀设备或部件。空气预热器烟气集气口应除锈、更新内保温衬里；空气预热器应进行水冲洗，除去结垢；升级叶轮材质，非转动部件喷涂防露点腐蚀涂料。

(4) 增加空气预热器。利用装置余热，在空气入热管预热器前加装空气预热设施，冬季使用时可以解决由于冬季气温极低导致的炉壁和热管露点腐蚀问题。陇东地区夏季最高气温为32 ℃，冬季最低气温为-18 ℃，相差约50 ℃。若热管设计时考虑了夏季条件,则其必然不利在冬季使用；若考虑了冬季条件，在夏季排烟温度又太高，不利于节能。

5.2 操作建议

(1) 严控排烟温度。加热炉排烟温度由烟气的露点温度决定，当烟气中硫含量增加时，排烟温度也应升高。若排烟温度较低，按目前的燃料硫含量，排烟温度应在145 ℃以上。

(2) 严控燃料气组分。若燃料气组分变化较大，应与燃烧器厂家进行沟通，核实燃烧器是否满足新的燃料气。

(3) 当加热炉低负荷运行时，若调节冷风旁路达不到提高排烟温度时，应将加热炉切换为自然通风方式。

[1] 张德印，张扬. 石化企业火焰加热炉腐蚀及防护措施[J]. 石油化工腐蚀与防护，2005，22(3)：25-29.

[2] 姚庆. 工艺加热炉腐蚀原因分析与对策[J]. 腐蚀与防护，2006，27(2)：77-79.

[3] 李德付. 关于燃气加热炉低温腐蚀的原因与对策[J]. 现代化工，2006，26(1)：59-61.

Corrosion Reasons and Corresponding Protective Measures of Suction Fan System in a Gasoline Hydrodesulfurization Unit

TAO Wu-jun1,QI Yao-guang2, ZOU An1

(1. Qingyang Petrochemical Company of Petrochina Company Limited, Qingyang 745000, China;2. College of Electromechanical Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

The corrosion reasons for the induced draft fan system of heating furnace in a gasoline hydro-desulfurization unit were studied through on-site observation of the corrosion products and investigation of operating conditions and medium composition. The results show that dew point corrosion of sulfur compounds in flue gas at low temperature was the main reason for system corrosion. And some corresponding protective measures were propounded to solve this problem.

gasoline hydrodesulfurization; induced draft fan; low temperature dew point corrosion; protective measures

2015-07-01

陶武军(1982-),工程师, 学士,从事炼化设备日常维护技术管理、炼油设备腐蚀防护技术管理的相关研究工作, 13993485987,taowj1982@163.com

10.11973/fsyfh-201612016

TG172

B

1005-748X(2016)12-1023-03