加工高硫原油常减压装置防腐管理及措施-

论文导读：解后能产生氯化氢的盐类是个治本的办法，为此采取多种措施来改善电脱盐单元的脱盐效果：1.2改进“三注”管理常顶冷凝冷却系统腐蚀腐蚀严重，与“三注”效果差有直接关系。“三注”是指在初馏塔、常压塔及减压塔塔顶馏出线上依次注入中和剂、缓蚀剂、水。1.

2.1注中和剂：为控制露点的pH值，需在塔顶挥发线系统中注

摘要：本文论述了防腐管理是常减压长周期运行的关键，并结合常减压各部位腐蚀类型和现状，提出了解决措施。
关键词：常减压腐蚀类型防腐管理
前言
长周期平稳运行是对生产管理的核心要求，也是实现大安全和大效益的重要保证，随着原油不断劣质化，常减压装置腐蚀问题日益突出，对安全和效益的影响日益严重，为保证装置长周期运行，需针对常减压装置运行情况和腐蚀状况进行专项防腐管理和改造。
装置概况
我厂某常减压装置是由北京设计院以中东含硫原油（硫含量为1.5％wt）为依据而设计的，采用初馏－常压－减压及初、常顶油→稳定流程，设计加工能力250万吨/年，于1995年建成投产。为适应加工高硫油（硫含量2.56％w）的需要，2008年9月装置进行了适应性改造，设备管线材质进行了升级，2009年3月份投产。装置设防值为硫含量不大于2.56%m，酸值不大于0.5mgKOH/g。
本周期该装置加工原油种类繁多，已达30余种，以沙轻、沙重为主，掺炼卡斯蒂利亚、科威特、卡夫基、巴士拉等重质高硫原油比例不断增加，加工原油硫含量持续升高，最高值已达2.87 wt%，已经超出装置设防值指标。脱前盐含量较高，最高值达到300 mg/L以上，由于电脱盐设备未进行更新，脱后盐含量持续偏高，对装置腐蚀影响较大。详见下表。
装置腐蚀现状及应对措施

1、低温部位H2S—HC1一H20型腐蚀

原油中存在的H2S以及有机硫化物分解生成的H2S，与原油加工过程中生成的腐蚀性介质（如HCl、NH3等）和人为加入的腐蚀性介质（如有机胺、水等）共同形成腐蚀性环境，在低温部位（特别是气液相变部位）造成严重的腐蚀。2009年开工后常顶泄漏情况统计如下：
针对常顶冷凝冷却系统腐蚀制定专项工艺防腐措施进行控制。

1.1 改进电脱盐管理

电脱盐是控制腐蚀的第一步，也是最关键的一步。充分脱除水解后能产生氯化氢的盐类是个治本的办法，为此采取多种措施来改善电脱盐单元的脱盐效果：

1.2 改进“三注”管理

常顶冷凝冷却系统腐蚀腐蚀严重，与“三注”效果差有直接关系。 “三注”是指在初馏塔、常压塔及减压塔塔顶馏出线上依次注入中和剂、缓蚀剂、水。
1.2.1 注中和剂：为控制露点的pH值，需在塔顶挥发线系统中注无机氨，以中和HCl、H2S，生成腐蚀性较小盐类。由于无机氨沸点低，在塔顶流出介质达到露点温度发生腐蚀时，无机氨呈气相状态，不能很好的发挥中和作用，导致露点区PH值很低，设备腐蚀严重。因此利用原油常顶换热器入口注阻垢剂系统，改注有机胺，常顶换热器出口腐蚀速率由0.86mm/a降至0.1mm/a。
1.2.2 注缓蚀剂：缓蚀剂本身是一种极性分子，它的极性头部会紧密附着在设备表面，形成一层保护膜，非极性尾部伸入到油汽中，使腐蚀介质不能接触到设备表面，从而防止腐蚀的发生。由于缓蚀剂的适宜工作环境是弱碱性，为控制好PH，在初顶、常顶切水线上增设了在线PH计，要求班组根据在线PH值监测数据，及时调整注氨量，保证切水PH值在7～9之间，更好的发挥缓蚀剂效果。
1.2.3 注水：主要目的是控制和调节初凝区的位置、抑制氨盐结垢，避免垢下腐蚀的产生、稀释初凝区的酸液，提高初凝区的pH值,是控制塔顶系统腐蚀和固体沉积的有效方法。通过分析，该装置常顶冷凝冷却系统腐蚀泄漏的关键原因是由于常顶回流罐切水系统缺陷，无法及时切水，导致常顶系统注水量不足，造成盐酸腐蚀和冲蚀。为此对常顶切水系统进行改造，彻底解决了因常顶系统注水量不足对设备腐蚀的影响，常顶腐蚀速率由原来0.86mm/a降至0.1mm/a以下，效果良好。

2、高温腐蚀：

环烷酸腐蚀在270～280℃以及350～400℃两个温度区间最严重，常见于常压炉出口处炉管和减压炉炉管，常压炉转油线、常减压塔塔壁和塔盘填料等内件及230℃以上的侧线馏分油及回流油管线及设备。
高温硫化物的腐蚀是指240℃以上的部位，元素硫、硫化氢和硫醇等活性硫形成的腐蚀。表现为均匀腐蚀，以硫化氢的腐蚀性最强，常见于常底重油、常压炉管等部位。
针对高温腐蚀，需定期对装置各侧线硫含量进行分析，以了解硫在各塔侧线的分布情况，但由于人员原因，未对酸值分布进行分析，参考相近企业的酸分布情况，通过腐蚀核算，认为装置材质升级比较到位，高温区域不存在理论腐蚀速率>0.38mm/a的设备和管线，但常压塔常二中段材质为20R，操作温度为270℃，理论腐蚀速率达到0.38 mm/a，需进行重点监控。根据高温腐蚀机理分析，目前能够采取的高温腐蚀控制手段有：
⑴优化混炼，避免装置各侧线硫含量和酸值超出设防值。
⑵定期对高温管线及设备本体接管进行测厚监控。
⑶重油阀门开关时，要做到“全开全关”减少对阀板的腐蚀和丝杠的腐蚀。
⑷引进先进的高温在线测厚技术和设备，目前正在试验阶段。

3、 低温烟气露点腐蚀

加热炉燃料中的硫在燃烧过程中生成SO2，与炉膛内有过剩氧气氧化合成SO3，在烟气的露点区由于凝结水的存在而形成硫酸，引起露点腐蚀。2011年底焦化干气脱硫塔由于超负荷运行等原因，脱硫效果较差，燃料气内H2S含量持续超标，最高值达40000ppm，造成该常减压装置加热炉烟气硫含量严重超标，空气预热器热管出现腐蚀穿孔现象，烟道壁板也发生腐蚀脱落，降低了加热炉热效率，严重影响了加热炉的正常运行。为此安排车间定期监测加热炉烟气SO2含量，并及时调整排烟温度，尽量减少露点腐蚀危害。同时对脱硫装置燃料气硫含量超标进行攻关处理，目前硫含量已正常。

4、 加强防腐监测

⑴2011年和2012年对该装置进行了全面定点测厚，每月对常顶管线进行检测，还对设备和管线一次阀前接管进行普查，对材质不确定的合金钢管线及接管材质进行了光谱检测，并及时对缺陷部位进行了整改。
⑵目前该装置已安装10处在线腐蚀监测探针，分别布置在常顶换热器出入口、初顶空冷出入口、减顶空冷出入口、常顶空冷及脱塔顶空冷处，目前运行正常，特别是常顶换热器出入口4处探针，能够通过对比腐蚀速率变化，指导工艺防腐措施进行调整。

5、下一步的防腐措施

针对加工劣质原油设备腐蚀加剧现状，大修期间将通过常减压装置工艺防腐改造项目进行专项整改，充分发挥工艺防腐的作用。
⑴电脱盐系统增加界位检查口和切水流量计、更新电脱盐超声波界位仪，以便准确判断和处理原油乳化现象，提高脱盐效果。
⑵在初顶、常顶、减顶增设有机胺注入系统。
⑶塔顶三注入口增设分配器，使注剂分配均匀。
⑷常顶油气入换热器入口管线进行改造，防止介质偏流。
⑸完善塔顶注水流量计，方便注水流量监控与调整，有效降低腐蚀介质浓度。
参考文献：
张德义．含硫原油加工技术[M].北京：中国石化出版社，2001:239摘自：7彩论文网本科毕业论文致谢www.7ctime.com
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韩建宇，吕运容. 加工高硫原油蒸馏装置的腐蚀研究[J]. 全面腐蚀控制. 2002，16(6)：23
[3] 唐孟海，胡兆灵编著. 《常减压蒸馏装置技术问答》.