常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕分析及防護

雷 剛，張海波

(1.中國石油渤海裝備公司，甘肅蘭州 730060;2.中國石油天然氣股份有限公司蘭州石化分公司，甘肅蘭州 730060)

常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕分析及防護

雷 剛1，張海波2

(1.中國石油渤海裝備公司，甘肅蘭州 730060;2.中國石油天然氣股份有限公司蘭州石化分公司，甘肅蘭州 730060)

通過對某常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕現場進行肉眼觀察、查看堵漏和定點測厚情況，掌握了常頂空冷器的腐蝕現狀。結合裝置運行工況，對常頂空冷器腐蝕的原因進行了分析。最后提出防腐建議:降低熱媒水進裝置溫度;改變空冷的進料形式，變一側進料為對稱的形式進料;加長空冷管束內插入鈦管長度;加強工藝防腐措施的管理，更換常頂注緩蝕劑泵，改善注水水質，控制pH值穩(wěn)定合格，減少pH值的大幅度波動;加強腐蝕監(jiān)檢測與檢查考核。

常減壓蒸餾裝置 常頂 腐蝕

1 常頂工藝流程及常頂空冷器介紹

某常減壓蒸餾裝置常頂工藝流程如圖1所示，是一個常壓塔頂油氣與水氣的混合氣相冷凝冷卻過程。常頂汽油20～30 t/h，餾出溫度為110～120℃，塔底蒸汽吹入量約4.85～5.85 t/h。常頂油氣首先進E-504換熱器與熱媒水進行換熱冷凝，然后進A-102常頂濕空冷器繼續(xù)冷凝冷卻至40℃左右，進回流罐。A-102常頂濕空冷器共8臺，并聯(lián)運行，每臺有管束214根，管束長9 m，換熱面積為2 530.8 m2，管束材質為10號碳鋼，入口處內襯300 mm鈦管。

2 腐蝕現狀

2.1 空冷A-102管束腐蝕泄漏情況

該常減壓蒸餾裝置常頂空冷分別于2008年1月和4月對A-102/5～8和A-102/1～4進行了更換。自2010年7月以來，A-102空冷管束相繼出現腐蝕泄漏，泄漏堵管情況見表1。

由表1可以看出，A-102運行約3 a時，位于后側的A-102/5～8發(fā)生了嚴重腐蝕泄漏，且泄漏次數隨空冷位置的后移而增多。位于較前側的A-102/3～4腐蝕泄漏相對較輕，而位于最前側的A-102/1～2至今仍未發(fā)生腐蝕泄漏。另外，現場觀察還發(fā)現，泄漏部位主要集中在空冷器管束入口400～450 mm，即泄漏部位主要集中在內襯鈦管末端附近。

表1 常減壓蒸餾裝置常頂空冷堵漏情況Table 1 Crude distillation unit atmospheric tower air-cooled plugging

2.2 管線減薄情況

對常頂A-102/1～4空冷器入口彎頭進行了測厚，A-102入口彎頭為兩個90°彎頭組成的“S”形彎頭，其測厚點位置如圖2所示，圖中數字為定點測厚點的編號，圖中箭頭所示方向為介質流動方向。

圖2 A102空冷器入口彎頭及截面測厚點示意圖Fig.2 Air coolerinlet elbouv thickness measurement point schematic

測試發(fā)現各測厚點均有明顯減薄，入口彎頭的大彎處減薄比較嚴重，截止2010年10月21日，平均厚度為13.06 mm，平均減薄量為0.94 mm，平均腐蝕速率為0.44 mm/a，最薄處厚度為12.37 mm，減薄量為1.63 mm。

3 腐蝕原因分析

3.1 HCl-H2S-H2O體系腐蝕嚴重

近6 a來，該常減壓蒸餾裝置雖然加工的是以長慶原油為主的低硫低酸的石蠟基原油，但其常頂冷凝水中氯離子和硫離子含量較高，均在100 mg/L以上，形成了H2S-HCl-H2O腐蝕體系，對常頂冷凝系統(tǒng)設備造成了嚴重的腐蝕。這也可以從中國石油長慶石化分公司常減壓蒸餾裝置(加工100%長慶原油)常頂存在的嚴重腐蝕問題得到驗證。

常頂冷凝水中氯離子和硫離子含量分析可以看出，近6 a來，常頂冷凝水中的氯離子和硫離子含量均較高，是常減壓蒸餾裝置常頂冷凝冷卻系統(tǒng)設備腐蝕的重要原因。

3.2 進空冷物料溫度高

2008－2010年期間，常減壓蒸餾裝置多煉長慶、青海、吐哈、牙哈等低硫、低酸的石蠟基原油。混合原油中長慶原油的比例在明顯上升，青海原油的比例顯著下降，使常減壓蒸餾裝置常壓塔頂的石腦油(直餾汽油)收率不斷增加，同時也使塔頂冷凝冷卻負荷增加。而塔頂換熱器E-504/1、2實際運行時進裝置的熱媒水溫度高于原設計值(40℃)，一般在50℃以上，從而造成E-504冷卻效果下降，進A-102空冷器物料溫度較高，露點位置后移至A-102空冷器，使A-102空冷器管束腐蝕嚴重。

3.3 配管結構不對稱

常頂空冷器配管結構為不對稱結構，容易造成偏流，使進入前4臺空冷(A-102/1～4)的液相多、氣相少，進入后4臺空冷(A-102/5～8)的液相少、氣相多。由于NH-1為水溶性中和緩蝕劑，與水互溶，所以進入前4臺空冷的緩蝕劑量相對較多，進入后四臺空冷的緩蝕劑量相對較少，在后4臺空冷管束表面不能形成有效的保護膜，導致后4臺空冷的腐蝕較前4臺空冷腐蝕嚴重。另外，由于進入后4臺空冷的氣相多，在冷凝過程中，后4臺空冷的相變區(qū)較前4臺空冷相變區(qū)大，從而導致后4臺空冷腐蝕比前4臺空冷腐蝕嚴重。

3.4 工藝防腐蝕運行狀況

該常減壓蒸餾裝置常頂冷凝系統(tǒng)工藝防腐蝕措施主要是“一脫二注”，即電脫鹽、注水和注中和緩蝕劑。

3.4.1 電脫鹽運行情況

按工藝卡片的要求，脫后氯鹽質量濃度應不超過4 mg/L。2008年以來(2008年3月4日至2011年2月21日)脫前原油鹽質量濃度有93.25%在20 mg/L以下，最大值為844 mg/L，最小值2 mg/L，平均為8.14 mg/L。脫后原油鹽質量濃度基本穩(wěn)定，94.8%以上保持在2 mg/L，脫后鹽質量濃度不超過3 mg/L，合格率為98.85%。脫前原油和脫后原油的鹽含量分析數據見表2。

表2 常減壓蒸餾裝置氯鹽含量分析(2008年3月4日至2011年2月21日)Table 2 Chloride content of crude distillation unit

3.4.2 注劑情況

目前，蒸餾裝置三塔（初餾塔、常壓塔、減壓塔)塔頂注劑為武漢荷豐化工科技有限公司生產的NH-1中和緩蝕劑。中和緩蝕劑注入量以原油加工量計為21～24 μg/g，注入方式為連續(xù)注入。常頂注入點見圖1，用單獨的一臺計量泵注NH-1中和緩蝕劑。

3.4.3 注水情況

蒸餾裝置三頂（初餾塔、常壓塔、減壓塔的塔頂)注水是酸性水汽提裝置的凈化水，大約為6 t/h，由于各塔沒有分別計量，無法獲得各塔塔頂的準確注水量。常頂注水部位如圖1所示。

中國石油蘭州石化公司現有兩套酸性水汽提裝置，一套酸性水汽提裝置處理量為60 t/h，另一套酸性水汽提裝置處理量為110 t/h。兩套酸性水汽提裝置凈化水分析統(tǒng)計結果見表3。

表3 兩套酸性水汽提裝置凈化水分析統(tǒng)計結果Table 3 Two acidic water stripping unit water purification statistical analysis mg/L

由表3可以看出，一套酸性水汽提裝置凈化水的氨質量濃度和H2S質量濃度較高，平均值分別為177.3 mg/L，36.9 mg/L;氨和H2S都是腐蝕性物質，水中的氨和H2S含量增加會使水的腐蝕性增強，加重設備腐蝕。

3.4.4 工藝防腐效果不理想

2005－2010年近6 a以來常頂冷凝水 pH值的合格率相對較高，除2006年的合格率只有85.6%外，其余各年的合格率均在90%以上;而真正反映腐蝕程度的鐵離子合格率則相對較低，除2009年外，其余各年的合格率均在90%以下，尤其是2008年的合格率只有65%。存在pH值合格、鐵離子不合格的情況。同時pH值合格率和鐵離子的合格率變化大，說明注中和緩蝕劑沒有控制平穩(wěn)，防腐效果不夠理想。

由表2可知，裝置電脫鹽合格率高達98.85%，說明電脫鹽效果良好。因此，工藝防腐效果不理想可能主要與“二注”有關，一是注水中氯和硫離子含量高;二是緩蝕劑的注入不平穩(wěn)。

由于工藝防腐設計是“一脫三注”，而實際上是“一脫兩注”，現用原設計注氨泵給常頂加注緩蝕劑。由于泵的沖程小，給常頂加注緩蝕劑時，往往沖程調到最大，頻繁出現沖程滑移或銷子打斷，其中一臺備用泵上量又不好。因此，常頂緩蝕劑注入不穩(wěn)定，造成緩蝕劑在設備表面形成的致密牢固的保護膜破壞，從而導致腐蝕加劇。而塔頂冷凝水pH值在短時間內就能調節(jié)合格，但設備表面的保護膜一旦破壞，要形成新的保護膜又需要較長時間，所以出現緩蝕劑注入不穩(wěn)定，塔頂冷凝水pH值合格率高，而真正反應腐蝕程度的鐵離子合格率低的情況。

2005－2010年期間，該常減壓蒸餾裝置常頂冷凝水pH值的波動還是比較大的，如2010年常頂冷凝水的pH值有62%介于7～8區(qū)間內，23%介于6～7區(qū)間內，還有15%介于其它區(qū)間內。而不同pH值區(qū)間的冷凝水中的鐵離子合格率是不同的，總體來說，當pH值小于6時，鐵離子的合格率較低;當pH值大于6時，鐵離子的合格率則相對較高，但也有鐵離子合格率較低的情況存在，如2008年，當pH值介于6～7時，鐵離子合格率42.4%。可見，pH值控制不平穩(wěn)是導致工藝防腐效果不理想的原因之一。

4 防腐建議

(1)降低熱媒水進裝置溫度，使換熱器(E-504/1，2)的冷卻效果滿足常頂油氣溫度降低的要求，避免A-102露點將后移;

(2)改變八片空冷的進料形式，變一側進料為中間向兩邊進料;

(3)加長空冷管束內插入鈦管長度。鑒于目前腐蝕最嚴重部位主要集中在插入鈦管位置之后的100 mm左右，因此建議通過加長鈦管長度至600 mm，將露點范圍有效控制在空冷器管束入口處有鈦管保護的部位;

(4)加強工藝防腐措施的管理，更換常頂注緩蝕劑泵，使之沖程滿足加注的量程;改善注水水質，控制pH值的合格率，減少pH值的大幅度波動;

(5)引進貝克體斯等先進技術，提高工藝防腐控制水平;加強監(jiān)測，及時掌握設備腐蝕狀況。

［1］唐孟海.常減壓蒸餾裝置技術問答［M］.北京:中國石化出版社，2005:8.

［2］Q/SY LS(CG)01－03－2009.第三套常減壓蒸餾裝置操作規(guī)程.

［3］李家民.煉化設備手冊［M］.蘭州:蘭州大學出版社，2008.

Study on Corrosion in Atmospheric Tower Overhead Air Coolers in Atmospheric－vacuum Distillation Unit and Protection

Lei Gang1，Zhang Haibo2
(1.PetroChina Bohai Equipment Company，Lanzhou，Gansu 730060;2.PetroChina Lanzhou Petrochemical Company，Lanzhou，Gansu 730060)

The corrosion conditions of atmospheric tower overhead air coolers were known by field visual observation and positioning thickness measurement.The corrosion causes of the air coolers were analyzed in consideration of unit operation conditions.The effective corrosion protection measures were recommended such as:lowering inlet temperature of hot medium water，changing the way of feed inlet of air coolers，changing one－ side feeding into symmetrical two－side feeding，extending the length of Ti tubes in cooler tubes，strengthening process corrosion prevention management，replacing corrosion inhibitor injection pump in atmospheric tower overhead，improving injection water quality，controlling pH value at specifications，reducing large fluctuation in pH value and reinforcing corrosion detection and investigation.

atmospheric－vacuum distillation unit，atmospheric tower overhead，corrosion

TE985.9

A

1007－015X(2012)04－0037－04

2012－02－ 06;修改稿收到日期:2012－04－28。

雷剛(1979－)，工程師，學士，在該公司蘭州石油化工機械廠主要從事煉油化工設備的制造。E-mail:Leigang@cnpe.com.cn

(編輯 張向陽)