常減壓裝置常壓塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)和塔底高溫系統(tǒng)的風險分析與驗證①

崔志峰 王鳳榮 蔣金玉 徐 勝

(1. 合肥通用機械研究院 國家壓力容器與管道安全技術(shù)工程研究中心 安徽省壓力容器與管道安全技術(shù)省級實驗室；2. 石油化工研究院大慶化工研究中心)

常減壓裝置常壓塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)和塔底高溫系統(tǒng)的風險分析與驗證①

崔志峰1王鳳榮2蔣金玉1徐 勝1

(1. 合肥通用機械研究院 國家壓力容器與管道安全技術(shù)工程研究中心 安徽省壓力容器與管道安全技術(shù)省級實驗室；2. 石油化工研究院大慶化工研究中心)

對某加工高酸原油的常減壓裝置常壓塔塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)和塔底高溫系統(tǒng)進行了風險評估，確定相應(yīng)的腐蝕機理和風險水平，采用腐蝕檢查方法對評估結(jié)果進行了檢驗，證明風險評估結(jié)果與腐蝕檢查結(jié)果一致。最后對發(fā)現(xiàn)的問題提出了相應(yīng)的改進建議。

常減壓裝置 塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng) 塔底高溫系統(tǒng) 腐蝕檢查 風險評估

近年來，為了降低成本、提高經(jīng)濟效益，國內(nèi)煉油企業(yè)不斷增加低廉含硫高酸原油的比例[1,2]，導致原油品質(zhì)劣質(zhì)化逐漸加劇。加工高酸原油不但會導致裝置脫鹽效率下降、產(chǎn)品質(zhì)量下降等，還會因脫鹽效率的下降導致塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)腐蝕、塔底高溫系統(tǒng)高溫腐蝕，進而導致管道和容器失效、泄漏等。

筆者對某煉油廠加工含硫高酸原油的常減壓裝置常壓塔塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)和塔底高溫系統(tǒng)的腐蝕機理進行分析，對系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備和管道的風險情況進行評估，并通過腐蝕檢查的方式對評估結(jié)果進行驗證，對發(fā)現(xiàn)的問題提出針對性整改意見，以確保裝置的安全平穩(wěn)運行。

1 原油情況

某常減壓裝置以加工高酸原油為主，原油品種較多，其中煉制量比較大的有多巴、阿爾巴克拉、奎都、榮卡多、達混及馬林等。原油酸值、硫含量的變化情況如圖1、2所示，平均酸值為2.08mgKOH/g，平均硫含量為0.79%。高酸原油具有高酸、重質(zhì)的特點，乳化嚴重，脫鹽比較困難。加工高酸原油以來，電脫鹽系統(tǒng)運行一直不正常，脫鹽后原油含鹽量仍超標嚴重，且?guī)畤乐亍?/p>

圖1 原油酸值變化情況

圖2 原油硫含量變化情況

2 重點腐蝕流

2.1 塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)

塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)主要介質(zhì)為塔頂油氣，含有H2S、HCl及NH3等腐蝕性雜質(zhì)，主要的腐蝕機理是HCl-H2S-H2O環(huán)境下的鹽酸腐蝕和濕H2S環(huán)境下的腐蝕，HCl的主要來源是原油中的氯化物。通常，設(shè)備和管線中的氣相部位腐蝕輕微，液相部位腐蝕嚴重，特別是氣液相轉(zhuǎn)變部位尤為嚴重。氯離子的含量決定了HCl的含量，HCl含量越高則腐蝕越嚴重，若原油脫鹽效果不好，則會對塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)造成嚴重腐蝕。研究表明，原油酸值越高，原油中氯化物的水解率越大，低溫腐蝕越嚴重，所以電脫鹽的效果直接影響塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)的腐蝕程度。塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)主要腐蝕形貌是碳鋼的均勻腐蝕、鐵素體不銹鋼的點蝕等，通過宏觀檢查就可以判斷腐蝕的嚴重程度。另外，由于H2S的存在，還會導致氫鼓包、氫致開裂、硫化物應(yīng)力腐蝕開裂及應(yīng)力導向氫致開裂等情況的發(fā)生。

經(jīng)過采樣分析，塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)H2S含量為0.15%、NH3含量約1‰，氯離子含量最高可達1 170mg/L。而根據(jù)《煉油工藝防腐蝕管理規(guī)定》中的要求，氯離子含量應(yīng)不大于30mg/L；pH值平均值小于6，最低時小于4.4。塔頂冷凝水的氯離子含量、pH值如圖3、4所示[3]，可以看出，冷凝水中氯離子含量嚴重超標。

塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)主要設(shè)備的風險評估結(jié)果見表1。根據(jù)塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)工藝數(shù)據(jù)、采樣分析數(shù)據(jù)及相關(guān)設(shè)備、管道的選材等情況，經(jīng)過綜合的分析和計算，表1中主要設(shè)備的失效概率大于3，風險等級為中高風險。

圖3 塔頂冷凝水氯離子含量

圖4 塔頂冷凝水pH值

設(shè)備位號設(shè)備名稱材料操作溫度/℃失效可能性失效后果風險等級T1102常壓塔Q245R+0Cr13Al(頂部)1054C中高風險E1301A～C常頂油氣換熱器16MnR/20#105/874C中高風險V1103常頂回流罐A3R504C中高風險

現(xiàn)場腐蝕檢查情況如下：

a. 常壓塔頂部筒體內(nèi)壁和封頭內(nèi)壁腐蝕情況如圖5、6所示，可以看出，頂部封頭和筒體內(nèi)壁腐蝕嚴重，表面凹凸不平，有大量腐蝕坑，深度約0.5～1.5mm；

b. 常頂回流罐封頭內(nèi)壁和筒體內(nèi)壁腐蝕情況如圖7、8所示，可以看出，容器內(nèi)部腐蝕較嚴重，封頭和筒體內(nèi)壁有大量腐蝕坑，深度約0.5～1.0mm；

c. 常頂油氣換熱器管箱內(nèi)壁腐蝕情況如圖9所示，可以看出，管箱和隔板有大量明顯腐蝕坑。

圖6 常壓塔頂部封頭內(nèi)壁腐蝕情況

圖7 常頂回流罐封頭內(nèi)壁腐蝕情況

圖8 常頂回流罐筒體內(nèi)壁腐蝕情況

圖9 常頂油氣換熱器管箱內(nèi)壁腐蝕情況

對塔頂系統(tǒng)相關(guān)的管道進行了抽檢，發(fā)現(xiàn)塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)管道存在一定的腐蝕減薄，特別是彎頭部位，腐蝕減薄情況相對比較嚴重。

2.2 塔底高溫系統(tǒng)

塔底高溫系統(tǒng)主要包括常壓塔塔底系統(tǒng)相關(guān)的設(shè)備和管線，主要介質(zhì)為常壓渣油，含有單質(zhì)硫、H2S及環(huán)烷酸等腐蝕性雜質(zhì)，腐蝕機理是高溫硫腐蝕和環(huán)烷酸腐蝕。原油中約70wt%的硫集中在常壓渣油中，所以高溫硫腐蝕常見于常壓塔塔底等部位。

環(huán)烷酸為有機酸，通常占石油中酸性物質(zhì)總量的90%左右，主要集中在210～420℃的餾分中。環(huán)烷酸腐蝕出現(xiàn)在大于220℃且酸值大于0.50mgKOH/g的高溫沖刷部位。環(huán)烷酸不但能與鐵發(fā)生相互作用產(chǎn)生腐蝕，還能與其他腐蝕產(chǎn)物(如硫化亞鐵)發(fā)生反應(yīng)，在流速較高的部位形成溝槽狀的腐蝕。

經(jīng)過采樣分析，塔底渣油中硫含量約0.75wt%，酸值為1.16mgKOH/g左右。

國內(nèi)外研究學者對環(huán)烷酸腐蝕做了大量的研究[4]，發(fā)現(xiàn)316L在抵抗環(huán)烷酸腐蝕方面有很好的效果。該裝置常壓塔底部操作溫度370℃，底部封頭和下部筒體采用Q245R+316L，而與之相關(guān)的高溫管線也采用316L，經(jīng)過計算，塔底高溫部位的風險等級為2E，失效概率比較低。腐蝕檢查結(jié)果表明，塔底高溫系統(tǒng)設(shè)備情況良好，對相關(guān)的管道進行厚度檢測未見明顯的腐蝕減薄。

3 腐蝕檢查與風險評估對比

3.1 塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)

常壓塔塔頂雖然內(nèi)襯為0Cr13Al，但腐蝕比較嚴重，主要原因是塔頂?shù)摹叭ⅰ蔽挥谒敁]發(fā)線上，而當塔頂溫度處于HCl的初凝溫度時，初凝區(qū)的pH值一般在1.0或2.0左右，具有較大的腐蝕性。HCl的初凝溫度與所含氯離子的含量有關(guān)，與冷凝水中氯離子含量超標的結(jié)論一致(圖3)。風險評估結(jié)果表明，該區(qū)域的理論腐蝕速率在380μm/a(均勻減薄)，一般情況下，局部減薄的腐蝕速率是均勻減薄的2～3倍左右，風險評估結(jié)果與腐蝕檢查結(jié)果一致。

常頂油氣換熱器和常頂油氣回流罐位于“三注”點以后，正常情況下腐蝕情況有所好轉(zhuǎn)，但由于塔頂“三注”的情況不理想，冷凝液的pH值偏低(圖4)，導致腐蝕仍然比較嚴重(圖7～9)，風險評估結(jié)果與實際情況一致。

3.2 塔底高溫系統(tǒng)

塔底高溫部位均采用316L，理論腐蝕速率為25μm/a，實際檢查中未見腐蝕減薄情況，風險評估結(jié)果與腐蝕檢查結(jié)果一致。

4 結(jié)論

4.1 采用風險評估方法可以準確地判斷設(shè)備各部位的損傷機理、損傷模式、腐蝕速率和風險等級，并通過腐蝕檢查證明結(jié)果的正確性。

4.2 由于冷凝水pH值較低且氯離子含量嚴重超標，導致塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)腐蝕嚴重，應(yīng)結(jié)合腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)及時調(diào)整脫鹽注劑和塔頂“三注”的工藝參數(shù)。

4.3 常壓塔塔頂內(nèi)襯腐蝕嚴重，根據(jù)目前的工藝情況，建議將內(nèi)襯材料升級為2205或2507雙相不銹鋼。

4.4 塔頂?shù)蜏叵到y(tǒng)管線存在比較嚴重的腐蝕減薄，應(yīng)加強監(jiān)測，特別是塔頂揮發(fā)線的彎頭、空冷器出入口管線等部位。

4.5 對常頂回流罐內(nèi)部使用重防腐涂料進行防腐處理，并進行定點測厚。

4.6 塔底高溫部位未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕減薄，但應(yīng)注意泵出口、加熱爐入口等流速較高部位的沖刷腐蝕問題。

[1] Slavcheva E,Shone B,Turnbull A.Review of Naphthenic Acid Corrosion in Oilrefining[J].British Corrosion Journal,1999,34(2):125～131.

[2] Johnson D,McAteer G,Zuk H.Naphthenic Acid Corrosion-Field Evaluation and Mitigation Studies[C].7th Annual Conference of European Refining Technology.Paris:ERTC,2002:1～17.

[3] 吳祥,程四祥,陸秀群,等.某蒸餾裝置常頂冷凝系統(tǒng)腐蝕分析與控制建議[J].化工機械,2015,42(4):563～566.

[4] Tebbal S,Kane R D.Assessment of Crude Oil Corrosivity[C].Corrosion.San Diego:NACE International,1998:578～588.

RiskAnalysisandVerificationofOverheadCondensingSystemandBottomHigh-temperatureSystemofAtmosphericandVacuumCrudeOilDistillationUnit

CUI Zhi-feng1, WANG Feng-rong2, JIANG Jin-yu1, XU Sheng1

(1.HefeiGeneralMachineryResearchInstitute,NationalResearchCenterforSafetyEngineeringTechnologyofPressureVesselsandPipelines,AnhuiProvincialLaboratoryforSafetyTechnologyofPressureVesselsandPipelines;2.DaqingChemicalResearchCenterofPetrochemicalResearchInstitute)

The risk assessment of top condensing system and bottom high-temperature system of a distillation unit for the high acid crude oil was implemented, including the determination of corrosion mechanism and risk level. Adopting corrosion-checking method to verify the assessment results proves the consistence of risk assessment and corrosion check evaluation and the corresponding improvement measures were proposed.

vacuum crude oil distillation unit, overhead condensing system, bottom high-temperature system, corrosion check, risk assessment

崔志峰(1980-)，工程師，從事壓力容器與管道的風險評估工作，cuizf97@163.com。

TQ052.4

A

0254-6094(2017)01-0039-04

2017-01-08，

2017-01-11)