馮愛金 付曉鋒 李劍(錦西石化公司)
國內煉廠常減壓裝置普遍采用塔頂注水的工藝抑制塔頂?shù)蜏夭课桓g,注水既可以中和塔頂酸性物質,又能使露點前移,防止后續(xù)設備管線的腐蝕;所以,塔頂注水對腐蝕的控制起著至關重要的作用。但隨著加工原油品質的日益變化,錦西石化公司南蒸餾裝置陸續(xù)出現(xiàn)了塔頂及后續(xù)設備管線腐蝕泄漏等問題,現(xiàn)有的三頂注水系統(tǒng)已經無法滿足生產需要,也無法保證裝置的長周期運行。由此可見,錦西石化公司南蒸餾裝置三頂注水系統(tǒng)改造勢在必行。
常減壓蒸餾裝置塔頂?shù)蜏夭课桓g主要是典型的HCl-H2S-H2O環(huán)境腐蝕,腐蝕的表現(xiàn)形式以露點腐蝕為主,同時存在垢下腐蝕。露點腐蝕主要發(fā)生在塔頂露點溫度區(qū)域,但在汽液兩相接觸區(qū)域也會發(fā)生和露點腐蝕同樣原理的劇烈局部腐蝕。同時,在塔頂注無機氨作為中和劑的條件下,會在管壁上形成銨鹽結晶,導致垢下腐蝕。露點腐蝕和垢下腐蝕都是比較強烈的局部腐蝕形態(tài),是導致常減壓塔頂?shù)蜏馗g問題的主要因素[1]。
南蒸餾裝置以遼河原油為基礎料,同時摻煉不同種類的進口原油。近年來,隨著遼河原油的深度開采,裝置原料重質化和劣質化趨勢明顯,原油中硫含量、氯含量和酸值均有不同程度的增加,這樣在一定程度上加快了塔頂?shù)蜏夭课坏母g速率。遼河原油腐蝕物含量分析見表1。
表1 遼河原油腐蝕物含量分析
由表1可知,遼河原油中硫含量和酸值逐年遞增,而鹽含量也有逐年增加的趨勢。同時裝置摻煉的部分進口原油中也存在較高的腐蝕物含量(表2)。
表2 進口原油腐蝕物含量分析
在摻煉的上述進口原油中,存在單一腐蝕物含量超高的情況,與遼河原油混合后可在塔頂?shù)蜏夭课恍纬奢^為強烈的腐蝕介質,對管線和設備造成不同程度的腐蝕。近幾年,在南蒸餾裝置的生產過程中陸續(xù)出現(xiàn)了常頂油氣與原油換熱器管束腐蝕穿孔、減頂一級冷卻器脫液線彎頭腐蝕穿孔、常頂后冷器腐蝕泄漏、常頂空冷器管束腐蝕穿孔等低溫腐蝕問題,具體見圖1、圖2。
圖1 常頂油氣與原油換熱器管束腐蝕穿孔
圖2 減頂一級冷卻器脫液線彎頭腐蝕穿孔
1.2.1 三頂注水水質較差
改造前南蒸餾裝置采用蒸、常頂含硫污水回注三塔頂?shù)墓に?,此工藝雖然充分利用了裝置廢水,但由于含硫污水本身pH值較低,氯離子和硫含量偏高,加之回注塔頂后會出現(xiàn)一定比例的汽化,揮發(fā)出腐蝕性物質,會造成塔頂設備二次腐蝕[2];另外,蒸、常頂污水水量有限,達不到10%以上工藝防腐水量的要求。裝置典型的蒸、常頂含硫污水分析數(shù)據(jù)見表3。
表3 典型的蒸、常頂切水分析數(shù)據(jù)
由表3可知,南蒸餾裝置常頂含硫污水Cl-質量濃度經常超過30 mg/L,甚至接近50 mg/L,H2S質量濃度經常超過100 mg/L。查閱相關資料表明,當Cl-質量濃度超過30 mg/L時,金屬表面的保護膜會被破壞,腐蝕加劇。
1.2.2 注水點位置和分布不合理
南蒸餾裝置蒸發(fā)塔、常壓塔、減壓塔的塔頂三個注水點都設在塔頂餾出線中段,位置單一,不利于注水的有效分布。例如,減壓塔塔頂注水點設在油氣預冷器之前,就不利于水向后續(xù)一、二級水冷器分布,大部分注水會從預冷水冷器流進儲罐,使一些汽液兩相接觸部位未得到有效沖洗。另外,塔頂注水口都是管線直接對接在餾出線上,入管線內深度不足,沒有分配器或噴淋設施。改造前注水點連接形式見圖3。這種方式造成注水與酸性物質接觸效率低,不能充分洗滌油氣、吸收腐蝕介質。
圖3 改造前注水點連接形式
1.2.3 切水pH值控制不穩(wěn)定
改造前pH值監(jiān)測和調節(jié)過程全部為人工進行,人為因素較高,自動化程度低,存在著監(jiān)測不能連續(xù)和調節(jié)滯后的問題,造成切水pH值忽高忽低,波動大,超標時間較多[3]。
基于以上情況,經公司內部探討和外出調研,決定在2016年檢修窗口期對南蒸餾裝置三頂注水系統(tǒng)實施升級改造,以達到降低低溫腐蝕速率,滿足實際生產的需要。
本次改造注水水質采用重催凈化水替代原蒸、常頂含硫污水,方案為在重催凈化水水泵出口鋪設DN150專用線至南蒸餾裝置凈化水分配器,經過分配器后,作為蒸發(fā)塔、常壓塔、減壓塔的塔頂注水。由于凈化水pH值在8~9之間,呈堿性,硫化物和氯化物含量較低,可以更好地中和塔頂酸性物質,從而達到減輕腐蝕的目的。凈化水與原蒸、常頂含硫污水分析對比見表4。
表4 凈化水與原蒸、常頂含硫污水數(shù)據(jù)分析
參照《煉油工藝防腐蝕管理規(guī)定》實施細則,三頂注水量為塔頂餾出量的10%~25%。南蒸餾裝置負荷按3.5 Mt/a計算,塔頂油氣量按2015年8月裝置摻煉卡賓達原油拔出率最高時計算,則蒸頂理論注水量為4~10 t/h;常頂理論注水量為6~12 t/h;減頂由于H2S質量濃度較高,最高40 000 mg/L,且其水吸收量較低,注水量在10~15 t/h。當前實際注水量均參照理論注水量執(zhí)行。
本次改造分別在常頂油氣與原油換熱器E1-1/1、2入口、蒸頂后冷器入口、蒸頂空冷器入口管線上加設注水點,以控制各部位管線和管束的腐蝕。在減頂二級水冷器前、減頂三級水冷器前各加一個注水點,以減緩二級、三級水冷器器壁及脫液線的腐蝕。共七個注水點分別安裝流量計及閘閥進行控制。采用分段注水的形式解決了單一注水不能有效分布的問題,使各易腐蝕部位均能得到有效沖洗,以減緩腐蝕速率。
在蒸發(fā)塔頂、常壓塔頂、減壓塔頂、減頂預冷器前,注水點分別加設專用噴頭使注水實現(xiàn)更加有效的分布,可以使有限的注水更加充分地與油氣接觸,充分中和其中的HCl和H2S等腐蝕物質,以達到防腐蝕的目的。
本次改造注水噴頭采用洛陽德明石化設備有限公司的DM系列噴頭,水通過噴頭后呈霧狀散布,可完全潤濕管壁,使水相與酸性物質充分接觸,提升中和效果。噴頭形式及噴散效果見圖4。
圖4 噴頭形式及噴散效果
同時,由于減頂注無機氨形成銨鹽附著在管內壁,加裝噴頭可以使液態(tài)水穿過初凝區(qū)稀釋強酸后,可均勻冷凝,二次沖洗易結垢物質,防止垢下腐蝕穿孔。噴頭與介質接觸如圖5所示。
本次改造分別在蒸發(fā)塔、常壓塔、減壓塔原有注緩蝕劑處增設pH值在線監(jiān)測系統(tǒng),實現(xiàn)了三塔塔頂水相pH值可實時遠傳至DCS畫面,使pH值監(jiān)測更加準確,消除了人為控制的盲目性和滯后性。同時,本套pH值在線監(jiān)測系統(tǒng)現(xiàn)場探針采用套筒式插入結構,可在不影響生產的情況下,抽出并清理檢修。
圖5 噴頭與介質接觸示意圖
南蒸餾裝置三頂注水系統(tǒng)于2016年11月改造完成并投用,車間對蒸發(fā)塔頂、常壓塔頂、減壓塔頂切水pH值、鐵離子含量、硫化物和氯離子含量等一系列防腐指標進行連續(xù)跟蹤監(jiān)測,同時對低溫緩蝕劑注入量進行標定。改造前后腐蝕物分析數(shù)據(jù)見表5。
表5 改造前后腐蝕物分析數(shù)據(jù)
由表5可知,改造后pH值可控制在6~9的規(guī)定指標之間,比改造前更加穩(wěn)定;作為腐蝕監(jiān)測重要指標的鐵離子質量濃度均低于3 mg/L,表明腐蝕程度明顯減弱;同時,硫化物和氯離子含量與之前比較明顯降低,塔頂?shù)蜏夭课桓g得到了有效控制,管線、空冷器和水冷器腐蝕速率得到了降低。空冷器出口探針腐蝕監(jiān)測速率見圖6。由圖6可知,設備及管線腐蝕速率很低,原3年檢修一次可延長到5年檢修一次,且加上日常檢修和維護節(jié)省的成本,每年平均節(jié)省隱性成本約30萬元。
同時,由于注水效果良好,低溫緩蝕劑的注入量得以相應減少,并對緩蝕劑的注入量進行了標定。南蒸餾裝置2017年上半年累計消耗緩蝕劑36 t,單耗0.025 kg/t,耗量比去年同期減少5 t,單耗降低0.005 kg/t。緩蝕劑價格按20 000元/t計算,上半年累計降低成本10萬元,每年累計節(jié)省成本20萬元。
圖6 空冷器出口探針腐蝕監(jiān)測速率
由此得出結論,平均每年節(jié)省共50萬元,經濟效益尤為可觀。
1)改造后蒸發(fā)塔、常壓塔、減壓塔的塔頂?shù)蜏夭课灰赘g點均可用大量水中和沖洗,塔頂設備腐蝕故障率降低。
2)注水點增設噴頭后,使注水分布更加均勻、合理,防腐效果增強。
3)增設pH值在線監(jiān)測后,各塔頂pH值監(jiān)測更加靈活、便捷,人為調節(jié)更加準確。
4)由于注水效果良好,低溫緩蝕劑物耗減少,一定程度上降低了加工成本。