蒸餾裝置常壓空冷器運行情況分析

王 靜，王國慶

(中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

蒸餾裝置常壓空冷器運行情況分析

王 靜，王國慶

(中國石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

Ⅳ蒸餾裝置常壓塔頂空冷器于2010年至2011年間頻繁泄漏，文章對該組空冷器的運行、裝置加工原料、工藝操作調整和工藝防腐措施的控制等情況進行了介紹，并對空冷器失效案例進行了分析，認為常壓塔頂空冷器發生泄漏的主要原因為該系統的低溫腐蝕、銨鹽垢下腐蝕和空冷器結構原因引起的沖刷腐蝕，另外，注水不足等操作會加重其結垢并導致垢下腐蝕。最后提出了相應的措施和建議。

蒸餾 常頂空冷器 泄漏 低溫腐蝕 沖刷腐蝕

公司某煉油廠Ⅳ蒸餾裝置加工能力8 Mt/a，是10 Mt煉油系統改造工程的主要裝置之一，由中國石化建設工程公司(SEI)設計，中國石化燕山建安公司承建。空氣冷卻器是以環境空氣為冷卻介質，通過翅片管使管內高溫工藝流體得到冷卻的換熱器，一般由翅片、管束、構架、通風室、風扇和電機等部分構成［1］。該裝置常壓塔頂(下文簡稱常頂)空冷器于2010年至2011年間頻繁泄漏，影響了裝置的安穩運行。

1 常頂空冷器運行情況

該裝置常頂有12臺空冷器，設備編號依次為A1002/1～12，其基本流程是從常頂抽出的約130℃左右的常頂油氣經過換熱器和原油換熱后進入常頂空冷器系統，冷凝到60℃左右進入常頂回流罐。該組空冷器管束原材質為08Cr2AlMo，由于頻繁泄漏，分別于2010年9月13日更換A1002/1、2、4三臺;2010 年 9 月26 日更換 A1002/11、12兩臺;2010年10月15日更換A1002/ 3;2011年1月10日更換A1002/8，10，2011年4月1日更換A1002/5，6，7，9 四臺;至2011 年底已經全部更換一次，但是更換后的空冷器仍然出現泄漏情況。2009年1月至2011年9月泄漏情況統計分析見表1。

對12臺空冷器泄漏次數分別進行統計，結果見圖1。對該組空冷器泄漏情況按時間進行統計，見圖2。由圖1可以看出，常頂空冷器1～4號泄漏較多，其次是10～12號泄漏次數較多，即兩端的空冷器較容易發生泄漏，說明有偏流現象的存在。由圖2可以看出，2010－2011年間泄漏頻繁，尤以2010年7－8月較為嚴重，2010年9－10月降級更換了其中6臺后，泄漏次數相應減少。

表1 四蒸餾裝置常頂空冷器泄漏情況統計Table 1 The statistics of the leak of forth distillation unit’s overhead air cooler

續表1 四蒸餾裝置常頂空冷器泄漏情況統計Table 1 The statistics of the leak of forth distillation unit’s overhead air cooler

圖1 12臺常頂空冷器泄漏次數統計Fig.1 The statistics of the frequency of leak of 12 overhead air coolers

圖2 常頂空冷器泄漏時間及次數統計Fig.2 The statistics of the time and frequency of leak of overhead air coolers

2 空冷器器管束失效分析

2011年4月7日，對A1002/11失效管束進行取樣分析。該失效管束為2010年9月26日更換的10號碳鋼襯600 mm 316L管，但未做坡口處理，其結構如圖3所示，實物見圖4。通過對管束檢查發現，此次泄漏位置在316L襯管(長600 mm，厚1 mm)尾端，腐蝕發生在管束內表面，腐蝕產物及垢松散易清理(見圖5)。清洗后管束內壁無金屬光澤，管束均勻減薄，空冷器管束斷裂處有結晶鹽，經化驗分析其主要成分是氯化銨。有資料介紹［2］，同類裝置對此進行X射線衍射分析(XRD)表明，腐蝕產物主要為硫化亞鐵、氧化鐵及銨鹽。

圖3 A1002/11失效管束結構Fig.3 The structure of A1002/11 failure tube bundles

圖4 A1002/11失效管束Fig.4 A1002/11 failure tube bundles

圖5 A1002/11失效管束腐蝕結垢Fig.5 Corrosion product scale of A1002/11 failure tube bundles

3 裝置工藝操作情況分析

3.1 加工原料情況

2010年1月到2011年9月平均加工原油硫含量、酸值情況見圖6。從圖6看出原油硫含量波動較大，對裝置防腐較為不利。2010年8月原料硫含量較之前幾月有明顯增幅，而常頂空冷器在該月泄漏次數也最多。總體來講，2011年較2010年原油硫含量有所提高，但由于2011年后該組空冷器基本均更換一遍，因此泄漏有所改善。

圖6 2010.1-2011.9加工原油硫含量、酸值Fig.6 pH Value and sulphur content of crude oil during 2010.1-2011.9

3.2 常頂酸性水分析數據

常頂氯化物及鐵離子含量(取每月平均值)見圖7，常頂酸性水分析情況見表2。由圖7可以看到，常頂酸性水氯化物含量在2010年6月突然增大，一直到2010年10月都維持在較高水平，而常頂空冷器泄漏也是在2010年7～8月較為嚴重，說明空冷器泄漏與該系統腐蝕性離子的含量有一定的關聯。常頂酸性水鐵離子含量基本在控制指標內(≤3 mg/L)，唯有2010年12月常頂酸性水鐵離子含量明顯較高，且超過裝置設防值，這與當月對常壓塔進行洗塔操作有關，并非是該系統的腐蝕嚴重所致。另外，由表2可以看出，該裝置常頂酸性水氯離子超標較為嚴重，2010年1月至2011年9月期間有5個月達標率為0%，而鐵離子含量、pH值控制均較好。酸性水分析數據一定程度上可以反應常壓塔系統的腐蝕情況，但空冷器泄漏情況并不能完全與之對應或者關聯，說明空冷器泄漏除了常壓塔系統的低溫腐蝕外，還有其它腐蝕因素。

圖7 2010.1-2011.9常頂酸性水氯化物及鐵離子含量Fig.7 Content of chloride and Fe3+in the top of atmospheric tower during 2010.1-2011.9

表2 常壓塔頂酸性水分析數據統計情況Table 2 The statistic of acidic water in the top of atmospheric tower

3.3 注中和緩蝕劑情況

裝置于2010年7月第一次注入中和緩蝕劑后，常頂汽油顏色變黑，停止注入。懷疑是中和緩蝕劑將常頂空冷器結垢沖刷下來。

2010年11月30日第二次注入中和緩蝕劑，情況正常。

2010年12月1日15:00現場巡檢發現常頂汽油帶少量黑色絮狀物，停止注入。停注1～2 h后基本恢復正常。

2010年12月2日恢復注入，當日下午現場巡檢發現常頂汽油帶黑色懸浮物，停止注入。停注1～2 h后基本恢復正常。

2011年3月10日開始注入中和緩蝕劑，初期應用正常，受加工原油硫含量上升的影響，為保障塔頂油水分離器水相pH值，大幅度提高中和緩蝕劑用量后發現石腦油乳化嚴重，于是停注中和緩蝕劑，4 h后正常。

經分析判斷，黑色懸浮物不是由外界帶入的，而是存在于塔頂現有系統中，是系統中原生成的結垢物質。經多次加注、停注的操作調整及其相應的結果分析，分析認為加入中和緩蝕劑，導致設備管壁的油水平衡狀態被破壞，從而致使管壁部分結垢被剝離，從而會加速空冷器腐蝕泄漏。

4 常頂空冷器泄漏原因總結

綜合以上分析，認為造成常頂空冷器腐蝕的主要原因如下:

(1)常頂空冷器腐蝕是典型的H2S-HCl-H2O腐蝕及銨鹽垢下腐蝕。其中H2S來自原料中的硫在加工過程中的分解，氨主要來源是塔頂注氨水，氯化物主要來源是原油中的氯。由于Ⅳ蒸餾裝置的電脫鹽運行整體較為理想，脫后含鹽基本達到控制指標，電脫鹽可以有效的降低原油中無機鹽的含量，因此有機氯的分解，造成低溫部位形成鹽酸復合腐蝕環境;

(2)調研發現，腐蝕最嚴重的部位主要集中在常頂空冷器器入口和襯管的部位之后。分析認為，一方面裝置處于高負荷生產狀態或煉油原料中輕質原油數量增多，會導致常頂流速大、溫度高，從而導致管道中形成露點的位置范圍后移，原插入鈦管深度已不能完全滿足防腐要求。另外，由于襯管未作坡口處理，此處易形成湍流，從而加重該部位的沖刷腐蝕;

(3)由于長期的結垢腐蝕，造成空冷器管束的垢下腐蝕泄漏，中和緩蝕劑的注入破壞了設備管壁的油水平衡狀態，導致管壁部分結垢被剝離，造成常頂空冷器加速泄漏。另外常頂油氣線長期遭受硫化氫氣體腐蝕，內壁剝落的大塊腐蝕產物會堵塞常頂空冷器管束，如果沒有及時提高注水量，勢必造成常頂空冷器管束堵塞;

(4)注水量不足會導致空冷器內介質流速過低，尤其該裝置部分常頂空冷器入口閥開度很小，大部分餾出線腐蝕產物和銨鹽沉積在管箱和管束內，從而易發生垢下腐蝕。

5 建議

針對以上泄漏原因的分析，應采取以下措施:

(1)控制加工原油硫含量盡量在裝置設防值內且均衡，盡量避免原油硫含量變化大而破壞緩蝕劑成膜;

(2)繼續加強電脫鹽控制。雖然電脫鹽不能脫除原油中的有機氯，但對無機氯的脫除幾乎能達到90%以上，對無機氯的脫除也直接減少了進入塔頂的HCl，從而能有效緩解常頂系統的低溫腐蝕;

(3)適當加大注水量。注水量通常控制在以塔頂流出物的4% ～10%為宜［2］。塔頂水中Cl－和S2－質量濃度較高時，注水量控制在塔頂餾出量的7% ～10%為宜。塔頂水中Cl－和S2－質量濃度較低時，注水量控制在4% ～6%為宜。通過加大塔頂注水量，一方面可以降低塔頂系統中的腐蝕性離子質量濃度，減少管束內結晶成垢的可能，另一方面可以對形成的結晶鹽垢起溶解和沖刷作用;

(4)改進空冷器結構型式，對襯管進行坡口處理，改善該部位介質流速流態，從而減輕腐蝕。另外可以考慮增加襯管的長度，從而加大保護范圍;

(5)改常頂注無機氨水為有機胺，嚴格控制分餾塔頂含硫污水pH值為5.5～7.5(注有機胺)，減少銨鹽形成，減緩垢下腐蝕發生和阻塞管束。注水注劑可考慮增加噴嘴，使注劑、注水均勻擴散，避免注劑在管道內結垢，注水能更有效的對垢物進行沖洗;

(6)對常頂空冷器管束進行材質升級。目前空冷器管束所采用的08鋼對煉低硫低酸原油來說基本夠用，但對日益劣質化的原油品種，未免材質太低。為滿足裝置長周期運轉需要，應將常頂空冷器管束材質升級為雙相不銹鋼。

［1］陳志平，草志錫，潘濃芬.過程設備設計與選型基礎［M］.杭州:浙江大學出版社，2005:252-265.

［2］高新軍.常減壓蒸餾裝置塔頂空冷器器腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2009，26(1):42.

Analysis of Operation of Atmospheric Tower Overhead Air Coolers in Crude Distillation Unit IV

Wang Jing，Wang Guoqing
(SINOPEC Beijing Yanshan Petrochemical Co.，Ltd.，Beijing 102500)

The atmospheric tower overhead air cooler in crude distillation unit leaked frequently in 2010 and 2011.The operating conditions of air cooler groups，the feedstock properties of the unit，the adjustment of the process operation and application of the process anti– corrosion measures are introduced，including study of the failure cases of air coolers.The analysis concludes that the culprits of tower overhead air cooler leakages are low －temperature corrosion of the system，ammonium salt’s under－deposit corrosion，and erosion－corrosion caused by air cooled structure.Besides，the insufficient water injection may exacerbate the formation of fouling and result in under－ deposit corrosion.Finally，suggestions and measures are proposed on the basis of the analysis of above unit.

distillation unit，atmospheric tower overhead air cooler，leak，low －temperature corrosion，erosion －corrosion

TE624.2

A

1007－015X(2012)04－0016－05

2012－04－ 15;修改稿收到日期:2012－06－18。

王靜，女，工程師，現在中國石化股份有限公司北京燕山分公司生產運行保障中心設備監測部從事煉油設備的腐蝕防護工作。E-mail:wangjing03.yssh@sinopec.com。

(編輯 張向陽)