蒸馏装置塔顶冷凝系统腐蚀及对策

符长军

(中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司，新疆独山子 833600)

蒸馏装置塔顶冷凝系统腐蚀及对策

符长军

(中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司，新疆独山子 833600)

对某石化分公司10 Mt/a蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统腐蚀的原因进行了分析:原油/常压塔顶油气换热器E-102部分管板焊缝及热影响区蚀坑是结垢引起的垢下腐蚀以及HCl露点腐蚀共同作用的结果。结垢及微裂纹的主要原因为常压塔顶系统注剂匹配欠佳、注水量偏低、注水水质不佳及氯化物应力腐蚀开裂，管板在焊接(堆焊)、机加工过程中存在一定的残余应力使管板在拉伸应力和含氯化物水溶液的共同作用下发生氯化物应力腐蚀开裂造成的。原油/初馏塔顶油气换热器E-101管板结垢严重，但腐蚀轻微，其原因为初馏塔顶系统温度较常压塔顶高、冷凝水pH值控制较好且氯离子含量较常压塔顶低。针对以上问题采取了相应对策并对塔顶防腐蚀系统进行了改造，确保塔顶冷凝水pH值控制在6～9，Fe2+和Fe3+质量浓度不大于2 mg/L，取得了良好的效果。

塔顶冷凝冷却系统 腐蚀 改造

蒸馏装置初馏塔顶(初顶)、常压塔顶(常顶)系统冷凝水pH值控制，一直是装置塔顶冷凝冷却系统防腐蚀的重点。若pH值过低，会形成HCl露点腐蚀，造成系统的腐蚀速率增大;pH值过高，则会带来氨盐结垢的问题，形成垢下腐蚀，尤其是在Cl－存在的情况下，会造成局部腐蚀速率非常高，且垢下腐蚀不易监测。另外，塔顶系统注剂匹配不佳、注水量偏低、注水水质不高等原因也会造成严重的垢下腐蚀。

1 塔顶冷凝冷却系统腐蚀现象

2011年8月某石化分公司炼油厂10 Mt/a蒸馏装置停工检修期间对换热器管束进行抽检时发现:

(1)初顶油气换热器E-101油气入口端管板结垢严重，但清洗后未发现明显腐蚀痕迹;

(2)原油/常顶油气换热器E-102油气入口端管板结垢，清洗后发现部分管板焊缝及其热影响区有蚀坑、微裂纹。

2 塔顶冷凝冷却系统腐蚀原因分析

2.1 初顶系统冷凝水分析

初顶回流罐(V-102)冷凝水大部分pH值在7.37～9.50，Fe2+和 Fe3+质量浓度在 1 mg/L 以下，且 pH值与 Fe2+和 Fe3+质量浓度呈对应关系。

2.2 常顶系统冷凝水分析

常压塔顶回流罐(V-103)冷凝水pH值波动较大，pH值控制偏酸性，pH值最小仅为4. 77;Fe2+和Fe3+质量浓度波动大、偏高，Fe2+和Fe3+质量浓度最高为9.74 mg/L。pH值控制在8以上时，Fe2+和 Fe3+质量浓度较小，大部分在1 mg/L以下，且pH值与Fe2+和Fe3+质量浓度呈对应关系，pH值低于6时，Fe2+和Fe3+质量浓度较高。冷凝水pH值控制偏酸性，会造成严重HCl露点腐蚀。

2.3 垢样分析

装置大修期间，原油/初顶油气换热器(E-101)、原油/常顶油气换热器(E-102)管束抽出后，在E-101A和E-102B管板处取得垢样，分析结果见表1。从垢样分析数据来看，原油/常顶油气换热器E-102B垢样检测出氯含量、铁含量非常高，分别为原油/初顶油气换热器E-101A的28.8倍和3.3倍，在有水存在的情况下，会对设备产生严重的氯化物应力腐蚀。

表1 垢样分析Table 1 Diety sample analysis

2.4 综合原因分析

由以上分析可见，原油/常顶油气换热器E-102部分管板焊缝及热影响区有蚀坑的原因是结垢引起的垢下严重点蚀以及HCl露点腐蚀共同作用的结果，结垢的主要原因为常顶系统注剂匹配欠佳、注水量偏低、注水水质不佳。系统所选国产注剂(缓蚀剂、中和剂)分属不同的生产商供货，无法进行有效匹配;常顶注水量为10 t/h(注水量占塔顶馏出量比值为3.85%)，初顶注水量为8 t/h(注水量占塔顶馏出量比值为3.64%)，国内同行业该部位注水量为塔顶馏出量的5%～7%，注水量偏低，无法充分稀释溶解铵盐，造成铵盐结晶，形成垢下腐蚀;另外，塔顶注水水质欠佳为脱硫净化水，同时回注部分塔顶冷凝水，脱硫净化水中氨氮质量浓度较高为49.38 mg/L，加之塔顶冷凝水pH值控制偏酸性，氯离子含量较高，也极易形成铵盐，造成垢下腐蚀。

原油/常顶油气换热器E-102部分管板焊缝及热影响区出现微裂纹的原因是氯化物应力腐蚀开裂。换热器管板为16MnⅢ锻加堆焊6 mm厚2205，管板在焊接(堆焊)、机加工过程中会存在一定的残余应力，管板在拉伸应力和含氯化物水溶液的共同作用下发生氯化物应力腐蚀开裂。

原油/初顶油气换热器E-101管板结垢严重，但腐蚀轻微，其原因为初顶系统温度较常顶高、冷凝水pH值控制较好且氯离子含量较常顶低(初顶油气温度约190℃、常顶油气温度约170℃)。

3 对策

(1)提高塔顶系统注水量(注水量可提高到塔顶馏出量的5%左右)，并改善注水水质;

(2)优化工艺防腐蚀措施及控制参数(注剂种类、注剂量、pH值)，以降低系统结垢倾向，控制系统腐蚀;

为达到以上目的，2011年11月对塔顶防腐系统进行了改造，主要改造内容如下:

①为了改善注水水质，将初馏塔C-101、常压塔C-102塔顶注水由脱硫净化水改为凝结水，水中氨氮质量浓度下降到26.10 mg/L，并将注水量提高到塔顶馏出量的5%。

②塔顶注剂改用NALCO生产的中和剂、缓蚀剂，并采取了塔顶中和剂注剂位置在塔顶加注点处进行变更、注剂线进行蒸汽雾化、缓蚀剂注剂用塔顶回流油进行稀释等措施。

装置原设计塔顶中和剂、缓蚀剂注剂点位置过于接近，改造时将中和剂注剂点前移至塔顶馏出线上升段压力表处，并在加注点前，从塔顶消防蒸汽线末端引蒸汽至中和剂线，将中和剂雾化后进行注入稀释;缓蚀剂加注点位置不变，但在加注点之前，塔顶缓蚀剂用塔顶回流油进行稀释，并严格控制注剂与稀释物料比例不低于100:1。

③原中和剂、缓释剂加注泵流量过大，不利于调节，改造时将中和剂、缓蚀剂撬装加注系统的注剂计量泵(共9台)及其配管进行了更换，并要求车间根据塔顶不凝气硫化氢含量检测情况及塔顶冷凝水pH值在线检测情况、Fe2+和Fe3+质量浓度化验分析检测情况，按照注剂计量泵流量标定曲线进行行程的调节，确保塔顶冷凝水pH值控制在6～9，Fe2+和Fe3+质量浓度不大于2 mg/L。

4 改造效果

蒸馏装置初顶、常顶系统的防腐蚀改造基本达到了预期目标，目前，初顶、常顶系统冷凝水pH值除1～2月中旬由于新更换的NALCO注剂泵的注剂量调节处于摸索调整阶段而造成pH值波动外，2月中旬以后pH值控制在6～9，Fe2+和Fe3+质量浓度则控制在2 mg/L以下。

Corrosion of Overhead Condensing System of Crude Distillation Unit and Countermeasures

Fu Changjun
(PetroChina Dushanzi Petrochemical Company，Dushanzi，Xinjiang 833600)

The causes of corrosion in the overhead condensing system of a 10 MM TPY crude distillation unit were analyzed.The corrosion pits in tube sheet welds and heat－affected area of crude/atmospheric distillation tower overhead heat exchanger E－102 were the results of common effects of under－deposit corrosion and HCl dew point corrosion.Fouling and micro cracking were mainly caused by inappropriate matching of corrosion inhibitors，lower water injection，low－quality water injection and chloride stress corrosion and chloride stress corrosion cracking under the common effect of residue stress in welding(deposit welding)and processing and water liquid containing chlorides.The tube sheets of overhead oil vapor heat exchanger E － 101 of crude/preliminary distillation tower suffered from serious fouling but little corrosion.The causes were that the temperature of overhead system of preliminary tower was higher than that of atmospheric tower，the pH value of condensate was appropriately controlled and chlorine ions were lower than those in atmospheric overhead.The tower overhead corrosion protection system has been revamped to ensure that the pH of overhead condensate was controlled at 6～9 and the mass concentration of Fe2+and Fe3+was no greater than 2 mg/L.Good results have been achieved.

Tower overhead condensing system，corrosion，revamping

TE624.2

A

1007－015X(2012)04－0009－02

2012－04－ 16;修改稿收到日期:2012－06－18。

符长军(1970－)，工程师，1996年毕业于石油大学(华东)化机专业，现在公司炼油厂机动处从事静设备技术管理工作。E-mail:lyc_fcj@petrochina.com.cn。

(编辑 寇岱清)