常減壓裝置常頂油氣系統改造

李翔

【摘要】中國石化濟南分公司常減壓裝置常頂空冷器在運行過程中頻繁發生泄漏，嚴重影響裝置平穩運行。常減壓裝置于2013年3月對常頂油氣系統進行改造升級，在原有防腐措施的基礎上進一步降低設備腐蝕，防腐效果顯著。

【關鍵詞】常減壓 常頂空冷器 腐蝕泄漏 常頂油氣系統 改造升級

一、系統升級背景

常減壓裝置作為原油加工的第一道工序，設備腐蝕問題嚴重，隨著原油性質劣質化，原油中硫、氯含量升高給設備帶來更大的沖擊腐蝕，其中低溫硫腐蝕在常壓塔頂系統尤為嚴重，導致常頂空冷器頻繁發生泄漏。

自2010年5月檢修開工，常頂油氣冷換設備故障率持續增高，其中最短運行周期僅6個月，發生泄漏的空冷管束多為入口管束部位，油氣沖刷嚴重。常頂腐蝕加重情況2002年就已凸顯，管束連續穿孔泄漏。車間于2003年末通過對空冷器管束內壁采用不同的防腐措施進行試驗，在塔頂部位襯300mm的鈦管、管束內壁整體涂刷TH-901、SHY-99、管束內壁整體進行Ni-P鍍等方法，以期找到有效的防腐手段，但從近年設備運行狀況看，常頂空冷管束最長壽命僅3年。泄漏部位不僅在空冷管束，空冷片管板、空冷入口短管及換熱器管束也出現泄漏，2007年投用的常頂—熱媒水換熱器E1-2于2009年5月出現管束泄漏，運行周期2年，2010年檢修時進行管束及入口短節的更新。由此可見，當前采用的防腐措施盡管有一定效果，但未從根本上解決系統腐蝕難題。

二、設備腐蝕原因

（一）腐蝕機理分析

常減壓裝置低溫腐蝕主要在常頂系統溫度低于120℃的設備及管線的腐蝕，其腐蝕形態主要表現在均勻腐蝕、點蝕及H2S應力腐蝕開裂。由于HCl和H2S的標準沸點都非常低，在120℃以下，當第一滴液滴出現時，HCl首先溶解在冷凝液中并使冷凝液的pH值迅速降到3.0以下，隨著冷凝液的增加，HCl的溶解量不斷增加，當冷凝液達到一定量時，H2S才開始在冷凝液中溶解，從而形成常壓塔塔頂系統HCl-H2S-H2O腐蝕環境。因此，在加工過程中形成的H2S、HCl均伴隨著常壓塔中的油氣聚集在常壓塔頂，在120℃以下遇到塔頂部位的蒸汽冷凝水可形成pH值達1～3的強酸腐蝕環境。這種腐蝕環境中的硫、氯離子可引起嚴重的均勻腐蝕，也可引起嚴重的局部腐蝕如點蝕、縫隙腐蝕及應力腐蝕開裂等。

（二）設備腐蝕原因分析

（1）油氣流速升高。流體的流速和流態是影響腐蝕非常重要的因素，介質流速和湍流是測定腐蝕的兩個重要參數，腐蝕速率總是隨著流速的加快而線性地增加的，由于高流速和兩相流的同時存在，流體的流動能非常明顯的影響設備腐蝕。在設備或管道流速很高的部位，腐蝕明顯加大，流速加大導致腐蝕速率增加；同時腐蝕還與渦流有關，腐蝕嚴重的部位都是發生在流速高且易發生渦流的部位。

本裝置目前設計原油加工能力為4.00Mt/a，是1999年的2倍，加工能力提高使常頂冷凝系統負荷升高，加大常頂油氣設備及管道系統流速，但常頂系統空冷器的入口規格、形式并未隨加工能力的提升而進行改動，空冷器入口油氣流速快，加劇了油氣對空冷管箱入口處沖刷，同時常頂油氣流速高導致系統緩蝕劑保護膜生成后難固定，加速了系統薄弱部位腐蝕。

（2）油氣中含腐蝕介質。由于原油劣質化程度的加劇，原油含硫、含氯及酸值不斷升高，油氣中腐蝕介質的增加進一步加劇了系統的腐蝕性，特別是過高的氯離子含量，在設備上形成HCl-H2S-H2O腐蝕體系，造成了露點腐蝕。

常頂冷凝水中氯含量一直較高，氯含量遠遠超過30μg/g的指標，這也與常頂頂部的腐蝕嚴重相吻合。

（3）其它原因。油氣中大量的污泥附著在設備表面形成了疏散結構促進了腐蝕介質在管子表面聚集，設備表面涂層存在質量缺陷，工藝防腐注劑加注不能穩定降低腐蝕效果等因素導致腐蝕加劇。

三、常頂油氣系統升級概況

升級改造后的常頂油氣系統工藝流程：常頂油氣進入新增常頂油氣—熱媒水換熱器（E1-2/1-4）換熱至85℃，再進入常頂空冷器（EC-1/1-8），冷卻至40℃后進入常頂回流罐。原常頂水冷器（EW-13/1.2）仍與空冷器并聯，作常頂油氣流量大時的手段。

四、系統升級效果分析

（一）降低設備腐蝕安全隱患

系統升級前，常頂油氣通過常頂油氣管線直接進入常頂空冷器冷卻，油氣流速高，對管束沖刷嚴重；常頂油氣線及空冷器入口處汽液兩相共存，最初凝結的水較少且飽和較多的HCl，酸值最大，從而腐蝕嚴重。

（1）汽液兩相轉變的露點部位向前遷移。常頂油氣最先經過常頂油氣—熱媒水換熱器換熱，因此油氣最先冷凝的區域由系統升級前的空冷器入口遷移至系統升級后的熱媒水換熱器E1-2/1-4，汽液兩相轉變的露點部位也由原來的空冷器入口向前遷移至熱媒水換熱器E1-2/1-4，從根本上降低了空冷器的腐蝕速率，消除了空冷器的腐蝕安全隱患。

（2）提高了系統操作彈性。新增的4臺熱媒水換熱器采用碳鋼管束，腐蝕壓力相對較大。系統升級后即使將其切除后也不影響常頂油氣冷卻效果，檢修施工相對容易，該系統操作彈性較大，滿足安全生產的需要。

（3）空冷器入口油氣速率降低。系統升級前120℃左右的油氣以較高的速率進入空冷器，對空冷器入口短節及空冷器管束沖刷嚴重，系統升級后，常頂油氣先經過熱媒水換熱器換熱冷卻至85℃后再進入空冷器，該溫度下汽液兩相并存不明顯，油氣速率也大大降低，從根本上消除了油氣的高速率對設備的沖刷腐蝕。

（4）降低常頂空冷器負荷。系統升級后，新增的空冷器（EC-1/7.8）與原有常頂空冷器（EC-1/1-6）并聯，冷卻效果較前提高了1/3，一方面大大降低了常頂空冷器的負荷，另一方面對于加工輕質原油及提高加工量等調節，可操作的彈性更大了；同時EW-13/1.2仍與空冷器并聯，可作為常頂油氣量較大時的備用手段。

（二）降低能耗

常頂油氣系統改造后，按照《石油化工設計能耗計算標準（GB/T50441-2007）》規定的指標及本裝置計算方法進行了能耗計算，項目投用后，裝置電耗量略有上升，循環水消耗有所下降，裝置噸原油加工能耗407.870MJ/t，比改造前的單位能耗419.841MJ/t原料降低11.971MJ/t原料（折合0.28kg標油/t原料，按500t/h原油加工量計算）。

由上述數據分析可知，常頂油氣系統改造后其節能降耗效果比較明顯。endprint