劉 藝

(中國石化股份有限公司鎮(zhèn)海煉化分公司，浙江 寧波 315207)

煉油裝置在生產(chǎn)能力一定的情況下，長周期運行是煉油裝置降低生產(chǎn)成本、提高效益的主要途徑之一，也是節(jié)約檢修費用、減少檢修安全的有效措施，是煉油裝置技術發(fā)展的主要方向［1］。

某公司第三套常減壓裝置(以下簡稱Ⅲ常)建于1999 年，設計加工阿拉伯輕質原油，加工能力為8 Mt/a。2001 年以伊朗輕油為設計油種，進行擴能改造，實際加工能力達到了9 Mt/a。2003年起，Ⅲ常裝置已實現(xiàn)三年一修，但與國外常減壓裝置4～5 a 運行周期相比仍有較大差距。

1 影響常減壓蒸餾長周期運行的因素

經(jīng)分析，造成Ⅲ常裝置非計劃停工及影響裝置安全運行的因素，主要為初餾塔塔盤堵塞、高溫硫腐蝕、塔頂?shù)蜏馗g和機泵故障等方面。

1.1 加工原油劣質化

Ⅲ常裝置設計加工中東高硫低酸原油，要求原油指標為硫質量分數(shù) 不大于3%、酸值不大于0.5 mgKOH/g。2006 年以前，Ⅲ常加工的伊朗輕油、烏拉爾、科威特等原油油性較好。為降低原油加工成本，2006 年11 月開始，Ⅲ常加工高酸重質油(達混)，加工達混油取得較好的經(jīng)濟效益后，高酸重質原油的加工種類越來越多，加工比例也逐步提高，2008 年高酸重質原油的加工比例達到了21.85%。2010 年起，公司石腦油資源不足，為平衡石腦油，Ⅲ常開始加工凝析油，高酸重質油加工量仍維持較高的水平。2006—2012 年Ⅲ常加工原油情況見表1。

表1 2006—2012 年Ⅲ常加工原油情況

表1 數(shù)據(jù)中原油酸值間斷超控制指標，增加了高溫部位發(fā)生環(huán)烷酸腐蝕的機率。同時加工高酸重質油和凝析油，使進裝置混合原油的餾程分布發(fā)生較大變化，造成常壓塔低負荷運行，而輕烴系統(tǒng)、減壓系統(tǒng)超負荷運行，增加了裝置運行的不安全因素。

1.2 塔頂?shù)蜏馗g

常減壓蒸餾裝置低溫部位的腐蝕介質主要是HCl-H2S-H2O，腐蝕部位為初餾塔、常壓塔和減壓塔頂部的冷凝冷卻系統(tǒng)。另外，部分原油中有機氯含量高，有機氯經(jīng)加熱爐高溫分解產(chǎn)生的氯化氫在塔頂聚集，加劇了塔頂腐蝕。Ⅲ常裝置塔頂?shù)蜏馗g主要集中在常壓塔頂和減壓塔頂。

(1)常壓塔頂系統(tǒng)。Ⅲ常常壓塔頂管線、換熱器材質設計均選用碳鋼。常頂系統(tǒng)的腐蝕非常嚴重，原油/常頂油氣換熱器腐蝕泄漏頻繁，運行初期一年半內泄漏23 次。經(jīng)優(yōu)化電脫鹽操作降低脫后原油含鹽、完善塔頂三注等工藝防腐，改進常頂換熱器的設備結構，增加在線腐蝕監(jiān)控等措施，2008 年常頂油氣換熱器使用壽命提高到30個月［2］，與四年一修的長周期運行仍有一定差距。常頂換熱器位置在標高27 m 的平臺，檢修更換管束作業(yè)的安全風險大。

(2)減壓塔頂系統(tǒng)。減壓塔頂抽真空系統(tǒng)水冷器WC102 管束材質設計選用2205 雙相鋼，具有較強的抗氯化物腐蝕能力［3］，管板材質選用16MnR +2205、殼體材質選用16MnR 碳鋼。以前檢修未發(fā)現(xiàn)管束腐蝕，2009 年發(fā)現(xiàn)WC102管束焊縫處腐蝕穿孔嚴重，管板和筒體有腐蝕凹坑。主要原因是2006 年起加工原油劣質化，原油中有機氯含量增加，減頂氯離子含量高，減頂污水氯離子質量濃度從2006 年的51 mg/L(不大于30 mg/L 比例為52.6%)上升至2011年的98 mg/L(不大于30 mg/L 比例0%)，增加了減頂腐蝕速率。

(3)電脫鹽系統(tǒng)。Ⅲ常設計時采用美國Baker-Petrolite 公司的高速電脫鹽專利技術，使用兩臺φ3 600 mm×19 560 mm 二級電脫鹽罐串聯(lián)。2009 年6 月起，Ⅲ常裝置因加工原油性質變差引起電脫鹽系統(tǒng)脫鹽效率下降，脫后含鹽無法穩(wěn)定達到不大于3 mg/L 的工藝防腐指標要求［4］，不利于塔頂?shù)蜏胤栏?/p>

1.3 高溫重油部位硫腐蝕

2011 年6 月，Ⅲ常裝置渣油第一臺換熱器E118A 殼程筒體腐蝕穿孔，高溫渣油泄漏，威脅了裝置安全運行。隨后對渣油、洗滌油、減三線蠟油等高溫重油部位的換熱器殼程筒體檢測，發(fā)現(xiàn)換熱器熱源入口處筒體、接管均勻減薄嚴重，介質管線無腐蝕減薄。

引起該部位腐蝕的原因，主要是高溫重油換熱器殼程筒體設計選用材質偏低。Ⅲ常裝置按高硫低酸油設計(原油硫質量分數(shù)1.7%)，250 ℃以上工藝管線、換熱器管束設計采用0Cr18Ni10Ti不銹鋼，但換熱器殼體選材為16MnR 碳鋼、殼程本體接管為20 號碳鋼。換熱器殼體選材偏低使該部位存在高溫硫腐蝕［3］1171-1185，是引起250 ℃以上渣油、蠟油、洗滌油換熱器筒體、接管均勻腐蝕減薄的主要原因。

1.4 初餾塔塔盤結垢

Ⅲ常裝置連續(xù)兩個運行周期共出現(xiàn)4 次初餾塔壓降升高、塔頂石腦油產(chǎn)品餾程無法控制的問題，因初餾塔無跨線、無法單獨切出，在操作調整無明顯效果后，只能采取裝置停工處理初餾塔，直接影響了裝置高負荷、長周期運行。2008 年3 月第一次停工處理初餾塔壓降高時，經(jīng)蒸塔、洗塔后的初餾塔塔盤、受夜盤等塔內件上無明顯垢物，只在最下一層塔盤、受夜盤內有少量垢物，而洗塔過程中有大量的黑顆粒被洗塔水帶出?；灧治鱿嚓P垢物的組成如表2。

表2 初餾塔塔盤上的垢物分析結果 w，%

從表2 數(shù)據(jù)及日常原油泵入口過濾器拆清有大量油泥的情況，判斷垢物主要來自原油中夾帶的油泥，少量來自初餾塔頂系統(tǒng)低溫腐蝕產(chǎn)生的FeS 等被回流帶入塔內。原油在罐區(qū)的沉降時間短(1 d 內)，水質量分數(shù)達到不大于1%控制指標后就供裝置，油泥等雜質無法有效脫除;原油進裝置后在電脫鹽罐中停留時間僅15 min，大部分油泥無法在電脫鹽罐中沉降脫除，進入初餾塔后被氣相攜帶至塔盤，垢物在塔盤、受夜盤上積累使塔盤上液層厚度逐漸增加，嚴重時引起塔內霧沫夾帶嚴重，塔頂石腦油產(chǎn)品質量無法調節(jié)。

1.5 高溫油泵故障

高溫油泵輸送介質溫度在200 ℃以上，尤其是介質溫度大于或等于自燃點的離心泵，這類介質一旦泄漏在常壓下會自然著火［5］。高溫油泵是常減壓裝置最重要的動設備，Ⅲ常裝置高溫油泵主要有閃蒸塔底泵、常壓渣油泵、常三線柴油泵、減壓蠟油泵、減四線泵、減壓渣油泵。

Ⅲ常高溫油泵在運行中主要存在以下問題:(1)機泵密封均選用帶外沖洗油的普通雙端面機械密封，密封運行可靠性差。上運行周期，Ⅲ常裝置發(fā)生了減二線蠟油泵密封突然裂開、減壓渣油泵密封多次泄漏的異常工況。(2)受加工原油油性變化和加工負荷的調整，機泵實際流量偏離該泵的最佳工作區(qū)較遠，設計時高溫油泵型選用標準低，7 臺高溫油泵振動長期在C 區(qū)。

2 對策措施

對上述影響Ⅲ常裝置長周期運行因素，利用2012 年檢修機會、實施了提高本質安全的措施，確保裝置運行安全平穩(wěn)，實現(xiàn)四年一修的長周期目標。

2.1 優(yōu)化原油加工方案

針對加工原油種類多、劣質化程度高的情況，加強與生產(chǎn)計劃聯(lián)系，嚴格控制進裝置原油酸值、硫含量等指標，換油后及時增加化驗分析，出現(xiàn)酸值超指標時聯(lián)系調度立即降低高酸油摻煉比例，確保原油指標合格。發(fā)揮公司原油調和系統(tǒng)的優(yōu)勢，優(yōu)化高酸重質油、凝析油加工比例，合理匹配加工油種，使混合后原油的餾程分布更加合理，避免裝置局部系統(tǒng)超負荷運行的情況。

2.2 完善塔頂?shù)蜏胤栏O施

(1)工藝防腐優(yōu)化。為進一步提高常壓塔頂?shù)蜏胤栏Ч?，增加了脫后原油注堿［6］，通過在脫后原油中注入少量的質量分數(shù)為4%的NaOH(NaOH 占原油比例為2.5～3.0 mg/kg)，提前中和原油分解的氯離子，降低常壓塔頂污水中氯離子含量，同時增加了塔頂污水在線pH 值分析儀，提高常壓塔頂污水pH 值控制的穩(wěn)定性。為解決電脫鹽效果差的問題，2014 年新增加了一臺電脫鹽罐，與原二級高速電脫鹽罐串聯(lián)形成三級電脫鹽，脫后原油含鹽不大于3 mg/L 的合格率提高至95%以上。加強對三頂系統(tǒng)注胺、注水、注緩蝕劑的優(yōu)化調節(jié)，提高塔頂工藝防腐效果。

(2)設備防腐優(yōu)化。為滿足裝置長周期運行要求，對塔頂部位設備材質進行升級。(1)參考全焊接板式換熱器在公司Ⅰ常常頂?shù)膽眯Ч?012年將常壓塔頂8 臺U 型管換熱器更換為4 臺全焊接板式換熱器。(2)對減壓塔頂增壓器后冷器WC102 進行整體更換，管束材質仍選用2205 雙相鋼，計劃對管束進行壽命管理、檢修時定期更換。管板、殼程筒體主材選用12 mm 厚的Q345R 碳鋼、內襯3 mm 厚的06Cr13Al 復合層，通過殼程筒體材質升級來應對減頂系統(tǒng)的低溫氯離子腐蝕。

2.3 材質升級應對高溫硫腐蝕

在高溫部位選擇合適的防腐材料是解決高溫環(huán)烷酸及硫腐蝕最有效的方法［3］1171-1185。針對Ⅲ常裝置渣油、蠟油、洗滌油換熱器筒體、接管存在高溫硫腐蝕的情況，2012 年檢修時更換了250 ℃以上換熱器殼程筒體、接管、大帽，并對材質升級，更新后的換熱器殼程筒體、接管等主材選用22 mm 厚Q345R、內襯3 mm 厚0Cr18Ni10Ti 復合層，滿足高溫部位防腐要求。

2.4 初餾塔增加跨線

為解決Ⅲ常裝置前兩個運行周期中初餾塔壓降高影響長周期運行的問題，對初餾塔系統(tǒng)增加跨線、完善洗塔設施，使裝置運行期間可以將初餾塔單獨切出處理，解決了初餾塔全塔壓降高、塔頂石腦油質量無法控制的問題。2013 年3 月初餾塔再次出現(xiàn)壓降高的異常情況，通過裝置低負荷運行將初餾塔切出蒸塔、水洗，全過程只需24 h，效果較好。

2.5 高溫機泵雙密封改造

為提高Ⅲ常裝置高溫油泵運行可靠性，采取了以下措施:(1)將200 ℃以上的高溫油泵密封均改造為串級機械密封，密封沖洗方式采用PLAN32 +53A［5］28-31。(2)更新運行工況不佳的機泵，對減壓渣油泵、常三線柴油泵等進行整體更換，并采用了串級密封。(3)分析高溫油泵振動超標的原因，采取針對性措施，消除了7 臺長期在C 區(qū)運行的高溫油泵。通過采取以上措施，高溫油泵的安全運行可靠性大幅提高，為裝置長周期安全運行提供支持。

2.6 提高技術管理水平

技術管理水平的高低直接影響到裝置運行的安全、績效、長周期等指標。平穩(wěn)是常減壓蒸餾裝置長周期運行的基礎，要嚴格控制裝置日常非計劃作業(yè)，對風險較大的作業(yè)通過完善方案、識別風險、抓好安全措施落實等來防范作業(yè)風險，確保運行期間的安全平穩(wěn)。工藝管理上要跟蹤原油性質的變化，利用模擬軟件為優(yōu)化調整提供指導;嚴肅工藝操作紀律的執(zhí)行，運行中發(fā)現(xiàn)的問題及時消除。設備管理上向預防維修努力，對長時間存在、反復出現(xiàn)的問題要分析深層次原因，實行裝置薄弱環(huán)節(jié)動態(tài)管理，利用檢修機會徹底解決;提高檢維修過程管理，提高檢修質量。

3 結論

隨著加工原油劣質化程度的增加，通過技術改造、更新設備、材質升級、加強技術管理等措施，消除了Ⅲ常裝置運行過程中的薄弱環(huán)節(jié)，長周期運行水平有較大提高，常減壓蒸餾裝置在安全平穩(wěn)的基礎上實現(xiàn)4 a 一修的長周期運行目標完全能夠實現(xiàn)。

［1］易鐵虎.長周期運行下的煉油裝置設備管理與維修探索［J］.設備管理與維修，2012(12):14-17.

［2］廖芝文，顏軍文.常減壓蒸餾裝置低溫腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2008(2):40-43.

［3］李志強主編.原油蒸餾工藝與工程［M］.北京:中國石化出版社，2010.1171-1185.

［4］劉藝.原油劣質化對高速電脫鹽的影響與對策［J］.石油石化節(jié)能與減排，2013(1):15-21.

［5］沈曉艷.常減壓裝置高溫油泵的安全設計及運行管理［J］.煉油技術與工程，2013(3):28-31.

［6］廖芝文.原油注堿防腐技術在常減壓裝置中的應用［J］.石化技術與應用，2007(5):437-441.