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(fā)生泄漏，嚴重影響裝置平穩(wěn)運行。常減壓裝置于2013年3月對常頂油氣系統(tǒng)進行改造升級，在原有防腐措施的基礎(chǔ)上進一步降低設(shè)備腐蝕，防腐效果顯著。

【關(guān)鍵詞】常減壓 常頂空冷器 腐蝕泄漏 常頂油氣系統(tǒng) 改造升級

一、系統(tǒng)升級背景

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

自2010年5月檢修開工，常頂油氣冷換設(shè)備故障率持續(xù)增高，其中最短運行周期僅6個月，發(fā)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(xù)穿孔泄漏。車間于2003年末通過對空冷器管束內(nèi)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(nèi)壁整體涂刷TH-901、SHY-99、管束內(nèi)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(shè)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(xiàn)泄漏，2007年投用的常頂—熱媒水換熱器E1-2于2009年5月出現(xiàn)管束泄漏，運行周期2年，2010年檢修時進行管束及入口短節(jié)的更新。由此可見，當(dāng)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(tǒng)腐蝕難題。

二、設(shè)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(tǒng)溫度低于120℃的設(shè)備及管線的腐蝕，其腐蝕形態(tài)主要表現(xiàn)在均勻腐蝕、點蝕及H2S應(yīng)力腐蝕開裂。由于HCl和H2S的標(biāo)準(zhǔn)沸點都非常低，在120℃以下，當(dāng)?shù)谝坏我旱纬霈F(xiàn)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(dāng)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(tǒng)HCl-H2S-H2O腐蝕環(huán)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(huán)境。這種腐蝕環(huán)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(yīng)力腐蝕開裂等。

（二）設(shè)備腐蝕原因分析

（1）油氣流速升高。流體的流速和流態(tài)是影響腐蝕非常重要的因素，介質(zhì)流速和湍流是測定腐蝕的兩個重要參數(shù)，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(shè)備腐蝕。在設(shè)備或管道流速很高的部位，腐蝕明顯加大，流速加大導(dǎo)致腐蝕速率增加；同時腐蝕還與渦流有關(guān)，腐蝕嚴重的部位都是發(fā)生在流速高且易發(fā)生渦流的部位。

本裝置目前設(shè)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(tǒng)負荷升高，加大常頂油氣設(shè)備及管道系統(tǒng)流速，但常頂系統(tǒng)空冷器的入口規(guī)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(dǎo)致系統(tǒng)緩蝕劑保護膜生成后難固定，加速了系統(tǒng)薄弱部位腐蝕。

（2）油氣中含腐蝕介質(zhì)。由于原油劣質(zhì)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(zhì)的增加進一步加劇了系統(tǒng)的腐蝕性，特別是過高的氯離子含量，在設(shè)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(biāo)，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(shè)備表面形成了疏散結(jié)構(gòu)促進了腐蝕介質(zhì)在管子表面聚集，設(shè)備表面涂層存在質(zhì)量缺陷，工藝防腐注劑加注不能穩(wěn)定降低腐蝕效果等因素導(dǎo)致腐蝕加劇。

三、常頂油氣系統(tǒng)升級概況

升級改造后的常頂油氣系統(tǒng)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(lián)，作常頂油氣流量大時的手段。

四、系統(tǒng)升級效果分析

（一）降低設(shè)備腐蝕安全隱患

系統(tǒng)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(jié)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(zhuǎn)變的露點部位向前遷移。常頂油氣最先經(jīng)過常頂油氣—熱媒水換熱器換熱，因此油氣最先冷凝的區(qū)域由系統(tǒng)升級前的空冷器入口遷移至系統(tǒng)升級后的熱媒水換熱器E1-2/1-4，汽液兩相轉(zhuǎn)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)操作彈性較大，滿足安全生產(chǎn)的需要。

（3）空冷器入口油氣速率降低。系統(tǒng)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(jié)及空冷器管束沖刷嚴重，系統(tǒng)升級后，常頂油氣先經(jīng)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(shè)備的沖刷腐蝕。

（4）降低常頂空冷器負荷。系統(tǒng)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(lián)，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(zhì)原油及提高加工量等調(diào)節(jié)，可操作的彈性更大了；同時EW-13/1.2仍與空冷器并聯(lián)，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(tǒng)改造后，按照《石油化工設(shè)計能耗計算標(biāo)準(zhǔn)（GB/T50441-2007）》規(guī)定的指標(biāo)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(huán)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(biāo)油/t原料，按500t/h原油加工量計算）。

由上述數(shù)據(jù)分析可知，常頂油氣系統(tǒng)改造后其節(jié)能降耗效果比較明顯。endprint