常减压装置常顶油气系统改造

李翔

【摘要】中国石化济南分公司常减压装置常顶空冷器在运行过程中频繁发生泄漏，严重影响装置平稳运行。常减压装置于2013年3月对常顶油气系统进行改造升级，在原有防腐措施的基础上进一步降低设备腐蚀，防腐效果显著。

【关键词】常减压 常顶空冷器 腐蚀泄漏 常顶油气系统 改造升级

一、系统升级背景

常减压装置作为原油加工的第一道工序，设备腐蚀问题严重，随着原油性质劣质化，原油中硫、氯含量升高给设备带来更大的冲击腐蚀，其中低温硫腐蚀在常压塔顶系统尤为严重，导致常顶空冷器频繁发生泄漏。

自2010年5月检修开工，常顶油气冷换设备故障率持续增高，其中最短运行周期仅6个月，发生泄漏的空冷管束多为入口管束部位，油气冲刷严重。常顶腐蚀加重情况2002年就已凸显，管束连续穿孔泄漏。车间于2003年末通过对空冷器管束内壁采用不同的防腐措施进行试验，在塔顶部位衬300mm的钛管、管束内壁整体涂刷TH-901、SHY-99、管束内壁整体进行Ni-P镀等方法，以期找到有效的防腐手段，但从近年设备运行状况看，常顶空冷管束最长寿命仅3年。泄漏部位不僅在空冷管束，空冷片管板、空冷入口短管及换热器管束也出现泄漏，2007年投用的常顶—热媒水换热器E1-2于2009年5月出现管束泄漏，运行周期2年，2010年检修时进行管束及入口短节的更新。由此可见，当前采用的防腐措施尽管有一定效果，但未从根本上解决系统腐蚀难题。

二、设备腐蚀原因

（一）腐蚀机理分析

常减压装置低温腐蚀主要在常顶系统温度低于120℃的设备及管线的腐蚀，其腐蚀形态主要表现在均匀腐蚀、点蚀及H2S应力腐蚀开裂。由于HCl和H2S的标准沸点都非常低，在120℃以下，当第一滴液滴出现时，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，随着冷凝液的增加，HCl的溶解量不断增加，当冷凝液达到一定量时，H2S才开始在冷凝液中溶解，从而形成常压塔塔顶系统HCl-H2S-H2O腐蚀环境。因此，在加工过程中形成的H2S、HCl均伴随着常压塔中的油气聚集在常压塔顶，在120℃以下遇到塔顶部位的蒸汽冷凝水可形成pH值达1～3的强酸腐蚀环境。这种腐蚀环境中的硫、氯离子可引起严重的均匀腐蚀，也可引起严重的局部腐蚀如点蚀、缝隙腐蚀及应力腐蚀开裂等。

（二）设备腐蚀原因分析

（1）油气流速升高。流体的流速和流态是影响腐蚀非常重要的因素，介质流速和湍流是测定腐蚀的两个重要参数，腐蚀速率总是随着流速的加快而线性地增加的，由于高流速和两相流的同时存在，流体的流动能非常明显的影响设备腐蚀。在设备或管道流速很高的部位，腐蚀明显加大，流速加大导致腐蚀速率增加；同时腐蚀还与涡流有关，腐蚀严重的部位都是发生在流速高且易发生涡流的部位。

本装置目前设计原油加工能力为4.00Mt/a，是1999年的2倍，加工能力提高使常顶冷凝系统负荷升高，加大常顶油气设备及管道系统流速，但常顶系统空冷器的入口规格、形式并未随加工能力的提升而进行改动，空冷器入口油气流速快，加剧了油气对空冷管箱入口处冲刷，同时常顶油气流速高导致系统缓蚀剂保护膜生成后难固定，加速了系统薄弱部位腐蚀。

（2）油气中含腐蚀介质。由于原油劣质化程度的加剧，原油含硫、含氯及酸值不断升高，油气中腐蚀介质的增加进一步加剧了系统的腐蚀性，特别是过高的氯离子含量，在设备上形成HCl-H2S-H2O腐蚀体系，造成了露点腐蚀。

常顶冷凝水中氯含量一直较高，氯含量远远超过30μg/g的指标，这也与常顶顶部的腐蚀严重相吻合。

（3）其它原因。油气中大量的污泥附着在设备表面形成了疏散结构促进了腐蚀介质在管子表面聚集，设备表面涂层存在质量缺陷，工艺防腐注剂加注不能稳定降低腐蚀效果等因素导致腐蚀加剧。

三、常顶油气系统升级概况

升级改造后的常顶油气系统工艺流程：常顶油气进入新增常顶油气—热媒水换热器（E1-2/1-4）换热至85℃，再进入常顶空冷器（EC-1/1-8），冷却至40℃后进入常顶回流罐。原常顶水冷器（EW-13/1.2）仍与空冷器并联，作常顶油气流量大时的手段。

四、系统升级效果分析

（一）降低设备腐蚀安全隐患

系统升级前，常顶油气通过常顶油气管线直接进入常顶空冷器冷却，油气流速高，对管束冲刷严重；常顶油气线及空冷器入口处汽液两相共存，最初凝结的水较少且饱和较多的HCl，酸值最大，从而腐蚀严重。

（1）汽液两相转变的露点部位向前迁移。常顶油气最先经过常顶油气—热媒水换热器换热，因此油气最先冷凝的区域由系统升级前的空冷器入口迁移至系统升级后的热媒水换热器E1-2/1-4，汽液两相转变的露点部位也由原来的空冷器入口向前迁移至热媒水换热器E1-2/1-4，从根本上降低了空冷器的腐蚀速率，消除了空冷器的腐蚀安全隐患。

（2）提高了系统操作弹性。新增的4台热媒水换热器采用碳钢管束，腐蚀压力相对较大。系统升级后即使将其切除后也不影响常顶油气冷却效果，检修施工相对容易，该系统操作弹性较大，满足安全生产的需要。

（3）空冷器入口油气速率降低。系统升级前120℃左右的油气以较高的速率进入空冷器，对空冷器入口短节及空冷器管束冲刷严重，系统升级后，常顶油气先经过热媒水换热器换热冷却至85℃后再进入空冷器，该温度下汽液两相并存不明显，油气速率也大大降低，从根本上消除了油气的高速率对设备的冲刷腐蚀。

（4）降低常顶空冷器负荷。系统升级后，新增的空冷器（EC-1/7.8）与原有常顶空冷器（EC-1/1-6）并联，冷却效果较前提高了1/3，一方面大大降低了常顶空冷器的负荷，另一方面对于加工轻质原油及提高加工量等调节，可操作的弹性更大了；同时EW-13/1.2仍与空冷器并联，可作为常顶油气量较大时的备用手段。

（二）降低能耗

常顶油气系统改造后，按照《石油化工设计能耗计算标准（GB/T50441-2007）》规定的指标及本装置计算方法进行了能耗计算，项目投用后，装置电耗量略有上升，循环水消耗有所下降，装置吨原油加工能耗407.870MJ/t，比改造前的单位能耗419.841MJ/t原料降低11.971MJ/t原料（折合0.28kg标油/t原料，按500t/h原油加工量计算）。

由上述数据分析可知，常顶油气系统改造后其节能降耗效果比较明显。endprint