常減壓蒸餾裝置典型部位風險分析及驗證*

(合肥通用機械研究院有限公司 國家壓力容器與管道工程技術研究中心，安徽 合肥 230031)

高酸原油作為典型的劣質廉價原油在國內原油市場上所占的份額越來越大。由于高酸原油具有酸值高、輕組分少、密度和黏度大、鹽含量和重金屬含量高等特點，導致在加工過程中設備腐蝕嚴重、產品質量及環保問題突出。針對高酸原油的腐蝕問題，國內外已有很多的文獻進行了闡述，該文對國內某煉油廠加工高酸原油常減壓蒸餾裝置典型部位腐蝕情況進行了分析，提出有針對性的解決方法。

1 裝置加工原油情況及腐蝕分析

1.1 裝置加工原油性質

該常減壓蒸餾裝置于2009年建成投產，設計加工蓬萊19-3號原油，投產以后，先后加工了蓬萊、達理亞、榮卡多和達混等多種原油。對混合后原油的分析可知，該裝置加工的原油酸值平均是2.52 mgKOH/g，硫質量分數平均為0.33%。

1.2 裝置的腐蝕分析

1.2.1 低溫部位腐蝕分析

低溫部位的腐蝕類型是H2S-HCl-H2O型腐蝕，在露點部位即為鹽酸腐蝕。120 ℃以下低溫部位，原料中含有的少量氯化物在一定溫度下水解形成鹽酸，腐蝕性極強。低溫腐蝕部位主要是在常壓塔上部五層塔盤、塔體及部分揮發線、換熱器、油水分離器、放水管和減壓塔頂部分揮發線、換熱器等部位，在這些部位形成低pH值的腐蝕環境。腐蝕特點是：一般氣相部位腐蝕輕微，液相部位腐蝕較嚴重，尤其是氣液兩相轉變的部位即“露點”部位最為嚴重。腐蝕形態表現為碳鋼的全面腐蝕即均勻減薄、鐵素體不銹鋼的點蝕以及奧氏體不銹鋼的氯化物應力腐蝕開裂。圖1和圖2分別顯示了在1大氣壓下汽-液相中HCl的分配情況及凝結水-pH值隨溫度的變化情況[1]。

圖1 1大氣壓下鹽酸溶液汽-液相HCl分配

HCl主要來源于氯化物的水解，電脫鹽后剩余的氯化物在一定溫度下發生水解反應，見圖3。起始水解溫度CaCl2為175 ℃,MgCl2為120 ℃，NaCl水解溫度最高540 ℃。一般NaCl在蒸餾裝置不會水解；但當原油含有環烷酸或某些金屬時(如鐵、鎳、釩等)，NaCl可在300 ℃以前就開始水解。這也說明了煉制含酸原油塔頂HCl含量要高于煉制其他原油。

注:攝氏度(華氏度-32)

圖3 溫度對鹽水解的影響

1.2.2 高溫部位腐蝕分析

高溫部位腐蝕主要為高溫硫和環烷酸腐蝕，腐蝕部位是常壓塔和減壓塔等204 ℃以上的高溫系統。關于高溫環烷酸腐蝕已有大量研究，在此就不再贅述。在兩塔之中減壓塔的環境更為苛刻，腐蝕更為嚴重。在減壓塔內，最嚴重的腐蝕并不是發生在進料沖刷部位，而是溫度相對低一點的減三線部位。一方面減三線處于氣液冷凝部位，另一方面環烷酸更容易在該部位濃縮。Gutzeit和Scattergood[2]等現場調查及研究表明，環烷酸腐蝕最嚴重的部位是氣液轉化的露點位置。環烷酸在沸點為370～425 ℃的流體中容易濃縮，而減壓的作用則是使流體的沸點降低110～160 ℃[3]。

2 典型部位的腐蝕情況

2.1 低溫部位

2.1.1 常減壓塔頂

常壓塔頂部材質為16MnR+Monel，其余部位為16MnR內襯316L。現場檢查后發現：常壓塔整體情況良好，雖然塔頂部塔壁上有大量的黃黑色垢污，但垢層下塔壁光滑未見點蝕和坑蝕。減壓塔材質為16MnR+316L，塔頂低溫部位情況良好，未見明顯腐蝕。常壓塔頂部與減壓塔頂部風險計算腐蝕減薄速率0.025 mm/a左右為低風險，與腐蝕檢查情況相符，而減壓塔頂部考慮到存在一定的氯化物應力腐蝕開裂的風險，所以風險等級為中高風險。常壓塔頂部腐蝕情況見圖4。

圖4 常壓塔頂部塔壁腐蝕情況

2.1.2 塔頂油氣線

原油中的鹽水解后生成的鹽酸對碳鋼材質有很強的腐蝕作用，電脫鹽的好壞直接關乎此系統的腐蝕程度。某些高酸原油會使電脫鹽效果變差，脫后鹽含量、水含量超標，更容易造成塔頂及其冷凝冷卻系統發生鹽酸腐蝕。常頂揮發線及減頂揮發線在注緩蝕劑后腐蝕監測數據見圖5和圖6。

圖5 常頂揮發線注緩蝕劑后檢測數據

圖6 減頂揮發線注緩蝕劑后檢測數據

常頂油氣線為20號鋼材質，注緩蝕劑后定點測厚得到的腐蝕速率0.17 mm/a左右，風險評估計算的結果為0.127 mm/a，風險等級為中高風險。 減頂油氣線材質也為20號，定點測厚得到的腐蝕速率0.28 mm/a左右，而風險評估計算的結果為0.221 mm/a，風險等級為中高風險。兩塔塔頂揮發性系統實測腐蝕數據與風險計算結果基本一致。

2.1.3 常頂油氣換熱器

常壓塔頂油氣的工藝流程是先經過E101,E201,E301和E401常頂油氣換熱器再進空冷器，HCl的初始冷凝區容易發生在常壓塔頂油氣換熱器中。常頂油氣換熱器主體材質為16MnR，管束為TA1，現場檢查發現4臺換熱器管箱入口接管及法蘭面腐蝕嚴重，尤其是E401管箱入口法蘭出現150 mm×200 mm左右的腐蝕坑，局部減薄11 mm，管箱隔板(管口部位)也有明顯的腐蝕，見圖7和圖8[4]。分析認為,由于注水點位置不當，使得初凝點提前，未落在換熱器管束中，導致換熱器管箱入口處出現嚴重的HCl腐蝕。盡管采用了在入口接管部位內襯317L的方法進行處理，但根據風險評估的結果,這樣的處理方式會導致該部位存在比較高的氯化物開裂風險。

圖7 E401管箱入口法蘭腐蝕情況

圖8 E401管箱入口隔板腐蝕情況

2.2 高溫部位

常壓塔和減壓塔本體高溫部位由于選材滿足要求，評估結果認為風險較低，在實際檢查中未見明顯的腐蝕。減壓塔的減二線及第五段填料腐蝕比較嚴重，見表1[5]。從表1可知，減二線的酸值在減壓側線中最高(7.46 mgKOH/g)，減三線(第五段填料)的酸值為5.48 mgKOH/g，均高于設計酸值(4.21 mgKOH/g)。減二線出口管線選用的材質為321，腐蝕速率平均為0.1 mm/a，根據目前的酸值情況，評估后認為選材偏低，風險較高。

表1 減壓塔側線酸值分析

第五段填料屬于減壓塔的最下層，溫度高、流速大，由于該部位的溫度正處于環烷酸容易濃縮溫度范圍，所以環烷酸沖刷腐蝕比較嚴重。雖然第五段填料材質為317L，但腐蝕仍然較為嚴重，少數填料已腐蝕成碎片。

3 結論及建議

(1)對該裝置典型部位設備及管線的腐蝕檢查情況與風險評估結果進行比較，結果表明，風險評估結果與實際檢查情況基本一致。

(2)減壓塔側線減二線，采用321材質，存在一定的減薄，應加強對減二線的腐蝕監測，根據檢查的實際情況確定是否需要材質升級。第五段填料腐蝕嚴重，可以通過加大填料厚度，同時在相應部位注入高溫緩蝕劑來進行綜合防腐蝕。

(3)針對脫后鹽含量超標問題，建議做好在線監測、定點測厚及工藝防腐蝕工作。針對常頂油氣換熱器管箱入口腐蝕的問題，應調整注水點的位置，以保證初凝點的位置落在鈦材換熱管束中。