閃蒸系統加工高酸含硫原油長周期運行分析

于曉鵬，李武榮

(中國石油化工股份有限公司洛陽分公司，河南 洛陽 471012)

1 閃蒸系統概況

某公司閃蒸系統是為了適應“分儲分煉”的加工模式而設置的裝置，最初暫定為臨時原油加工系統，伴隨著西部輕油的穩定供應，在2008 年進行過一次大規模改造，設計處理量為720 kt/a。2009 年，為了提高加工負荷和進電脫鹽罐的溫度，借用一路主流程對脫前閃蒸原油進行換熱，處理量增加至1.3 Mt/a。

閃蒸系統主要流程為:原油40 ℃由罐區至常減壓裝置，經原油-常一線換熱器(E1064)和原油-常三線換熱器(E1065A，B)進行脫前換熱至120 ℃左右，進電脫鹽罐(V1001B，D)脫鹽，脫鹽后經催化油漿-脫后原油換熱器(E1327/2)和閃底油-脫后原油換熱器(E1058A，B)換熱到250 ℃進閃蒸爐(F1003)，加熱至350 ℃后進閃蒸塔(T1005)分離，塔頂油氣并入常壓爐出口轉油線，塔底渣油經過塔底泵(P1203A，B)加壓并換熱，冷卻至240 ℃左右后送至催化作熱供原料。原則流程及管線中油品2013 年7-9 月硫含量、酸值分布如圖1 所示。

通過原則流程圖和2013 年9 月閃蒸系統管線介質分析可知，目前進裝置原油硫質量分數平均為0.4%，酸值平均0.5 mgKOH/g，閃蒸塔塔頂及逸出管線介質硫質量分數平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，閃蒸塔塔底抽出線硫質量分數平均0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。

2 閃蒸系統加工原油及油品性質

2013 年1～8 月進閃蒸系統的原油共計789.7 kt，其主要油種為長慶原油(210 kt)、春光原油(60 kt)、內蒙二連原油(40 kt)、其它為管輸混合進口原油(479.7 kt)。雖然到廠原油種類較多，性質有所不同，但總體而言，原油品質仍為低硫含酸原油。2013 年6～8 月進閃蒸裝置原油性質數據見表1。

表1 閃蒸裝置原油性質Table 1 Crude nature of the glash device

根據進閃蒸裝置原油性質分析，目前閃蒸系統進裝置原油硫質量分數平均不超過0.5%、酸值不超過0.5 KOHmg/g，屬于“低硫含酸原油”，原油性質較好。通過對閃蒸系統定點測厚(見表2)發現，該條件下管道腐蝕較輕。但從表2 也看出，原油脫后含鹽超標嚴重，平均合格率僅為18.6%，遠遠低于總部規定的脫后含鹽率大于90%的規定。

圖1 閃蒸系統流程Fig.1 Flash system process

表2 閃蒸系統定點測厚數據Table 2 Point thickness measurement of flash system mm

隨著S-Zorb 裝置開工，對閃蒸原油的硫含量要求放寬，閃蒸裝置原料按硫質量分數不超過1.0%、酸值不超過0.5 KOHmg/g 來均衡控制。實際運行中原油性質可能長期在酸值0.5～1.0 mgKOH/g、硫質量分數小于1%的區間波動。因此閃蒸系統加工原油性質將由低硫含酸變為高酸含硫原油。

3 閃蒸系統加工高酸含硫原油適應性分析

閃蒸系統原油按實測硫含量設計的，硫質量分數為0.053%，加工量為1.3 Mt/a。除閃蒸爐爐管使用1Cr5Mo 外，其他各設備外部連接管線均為20 號鋼。原設計管線材質符合加工“低硫低酸值”原油的要求。但隨著S-Zorb 裝置開工，閃蒸系統加工原油性質變為“高酸含硫原油”后，需對其適應性進行分析。

按照石油化工行業標準《高酸原油加工裝置設備和管道設計選材導則》SH/T3129-2012，對于高酸含(低)硫原油選材要求如下:

(1)介質溫度小于240 ℃時，宜選用碳鋼;

(2)介質溫度大于等于240 ℃且小于288℃、介質為液相且流速小于3 m/s 時，宜選用1Cr5Mo 或022Cr19Ni10(包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);流速大于、等于3 m/s 或介質為氣液兩相時，宜選用 022Cr19Ni10 (包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);

(3)介質溫度大于、等于288 ℃且流速小于30 m/s 時，宜 選 用 022Cr19Ni10 或022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2)。

(4)介質的溫度大于、等于240 ℃且流速大于、等于30 m/s 時，宜選用022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2，其Mo 質量分數不小于2.5%)或022Cr19Ni13Mo3(包括06Cr19Ni13Mo3)。

閃蒸系統高溫部位的管線主要包括閃蒸爐爐管、閃蒸爐出口至閃蒸塔管線、閃蒸塔頂至常壓塔管線、閃蒸塔底至閃蒸塔底泵的管線、閃蒸塔底調節閥后的返回線(詳見圖2 紅線部分)等，目前除閃蒸爐爐管外，其它管線和設備均不符合導則規定的關于加工高酸含(低)硫原油的選材要求。考慮閃蒸系統加工高酸含硫原油長周期運行，建議根據高酸含(低)硫原油的選材要求對有關對閃蒸塔和部分管線材質進行升級，具體情況見表3。

圖2 閃蒸系統流程Fig.2 Flash system process

表3 改造工程材質升級Table 3 Material upgrade of renovation project

4 閃蒸系統長周期運行分析

目前，進閃蒸裝置原油硫質量分數平均為0.4%，酸值0.5，閃蒸塔塔頂及逸出管線介質硫質量分數平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，閃蒸塔塔底抽出線硫質量分數平均為0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。預計未來原油中的硫和酸值呈上升趨勢，在原油性質不可能做大的改變情況下，保證裝置長周期運行需從工藝控制和設備防腐兩方面綜合控制，從而達到長周期運行目的。

4.1 工藝控制

4.1.1 加強電脫鹽控制

原油電脫鹽是原油加工的第一道工序，是從原油中脫除鹽、水、重金屬以及其它雜質，確保煉油裝置長周期運行的必要手段。目前，該公司電脫鹽工藝采用兩級電脫鹽技術，選用脈沖變壓器，運行中要保證電壓、電流在設計參數之內平穩操作，在脫后含鹽超出3 mg/L 時，要及時進行調整操作。如果進閃蒸原油酸值過高，可適當考慮采用原油注堿工藝。

4.1.2 通過原油調合降低酸值

生產中，建議酸值在0.5 mgKOH/g 左右的可直接閃蒸。酸值在0.7 mgKOH/g 左右的高酸原油(如罕戈、杰諾、芒都油)則需要和低酸原油(如長慶、ESPO)調合進裝置。如果閃蒸酸值保留一定余量設定為0.45 mgKOH/g，原油應按一定比例進行調合(見表4)。

表4 原油調合比例Table 4 Crude oil blending proportion mgKOH/g

4.1.3 通過降低閃蒸溫度減輕腐蝕

原油中的酸90%左右為環烷酸，分布主要集中在250～500 ℃的餾分中，對比幾種酸含量較高的原油評價，酸含量基本在240 ℃以上的餾分中，而240～350 ℃的餾分基本占到了原油總量的20%左右。

如果采取降溫的方法來減輕腐蝕，溫度要降到240 ℃以下，這樣拔出的50%左右直餾柴油，也會隨溫度降低基本全部進入塔底，噴氣燃料油拔出率降低10%左右，閃蒸拔出率降低10%左右。因此通過降溫操作減輕腐蝕是不經濟的。

4.2 設備防腐

通過原則流程圖和閃蒸系統管線介質硫含量、酸含量分析可知，閃蒸系統腐蝕的主要為爐出口管線、閃蒸塔塔壁及閃蒸塔底抽出管線的高溫硫蝕和環烷酸腐蝕。但目前進裝置原油硫質量分數為0.4%，酸值0.5 mgKOH/g 的條件下系統高溫腐蝕的重點應為加熱爐轉油線和閃蒸塔底抽出管線的高溫環烷酸腐蝕。

4.2.1 高溫環烷酸腐蝕

高溫環烷酸腐蝕是閃蒸系統腐蝕泄漏最重要的影響因素。環烷酸的腐蝕性能與分子量有關，低分子環烷酸腐蝕性最強。腐蝕環境特別是溫度對腐蝕性能有很大的影響。溫度在220 ℃以下時，環烷酸基本上不腐蝕。隨著溫度升高，腐蝕逐漸增加，到270～280 ℃腐蝕性最強。溫度再提高，環烷酸部分氣化但未冷凝，而液相中環烷酸濃度減低，故腐蝕性又下降。到350 ℃左右時，環烷酸氣化又增加，氣相速度增加，腐蝕又加劇。直到425 ℃左右時，原油中環烷酸已基本上全部氣化，對設備的高溫部位不產生腐蝕(見圖3)。環烷酸的腐蝕具有鮮明的特征，腐蝕部位有尖銳的空洞，在高流速區有明顯的流線槽。

圖3 環烷酸腐蝕與溫度關系Fig.3 Ketation of naphthenic acid corrosion and temperature

環烷酸分布主要集中在250～500 ℃的餾分中，而240～350 ℃的餾分基本占到了原油總量的20%左右。因此高溫環烷酸腐蝕的重點在爐出口轉油線和閃蒸塔底抽出管線，特別是彎頭、三通和泵、管線等產生渦流的區域。

4.2.2 高溫硫腐蝕

由于閃蒸系統硫質量分數較低(小于0.5%)，屬低硫原油，因此高溫硫腐蝕不是裝置設備腐蝕泄漏的重點。

5 結論及建議

(1)盡量采購酸值低于0.5 mgKOH/g 的原油，做到資源統籌進廠，在原油性質不可保證前提下，要盡可能保證閃蒸進料原油調合后酸值低于0.5 mgKOH/g，閃蒸系統可暫不作改動。

(2)在運行操作時可適當降低爐出口溫度和流速，盡量避開環烷酸腐蝕速率最高的區域。日常運行檢查中，此區域管線的彎頭、三通等部位應作為檢查的重點，建議每月測厚一次。

(3)保證電脫鹽操作的平穩和有效性，確保脫后含鹽小于3 mg/L。

(4)提高設備材質。盡快完成閃蒸裝置適應性改造方案，擇機進行系統管線、設備材質升級改造，為裝置長周期運行奠定基礎。