蒸餾裝置塔頂冷凝系統(tǒng)腐蝕及對(duì)策

符長(zhǎng)軍

(中國(guó)石油天然氣股份有限公司獨(dú)山子石化分公司，新疆獨(dú)山子 833600)

蒸餾裝置塔頂冷凝系統(tǒng)腐蝕及對(duì)策

符長(zhǎng)軍

(中國(guó)石油天然氣股份有限公司獨(dú)山子石化分公司，新疆獨(dú)山子 833600)

對(duì)某石化分公司10 Mt/a蒸餾裝置塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)腐蝕的原因進(jìn)行了分析:原油/常壓塔頂油氣換熱器E-102部分管板焊縫及熱影響區(qū)蝕坑是結(jié)垢引起的垢下腐蝕以及HCl露點(diǎn)腐蝕共同作用的結(jié)果。結(jié)垢及微裂紋的主要原因?yàn)槌核斚到y(tǒng)注劑匹配欠佳、注水量偏低、注水水質(zhì)不佳及氯化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂，管板在焊接(堆焊)、機(jī)加工過(guò)程中存在一定的殘余應(yīng)力使管板在拉伸應(yīng)力和含氯化物水溶液的共同作用下發(fā)生氯化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂造成的。原油/初餾塔頂油氣換熱器E-101管板結(jié)垢嚴(yán)重，但腐蝕輕微，其原因?yàn)槌躔s塔頂系統(tǒng)溫度較常壓塔頂高、冷凝水pH值控制較好且氯離子含量較常壓塔頂?shù)?。針?duì)以上問(wèn)題采取了相應(yīng)對(duì)策并對(duì)塔頂防腐蝕系統(tǒng)進(jìn)行了改造，確保塔頂冷凝水pH值控制在6～9，F(xiàn)e2+和Fe3+質(zhì)量濃度不大于2 mg/L，取得了良好的效果。

塔頂冷凝冷卻系統(tǒng) 腐蝕 改造

蒸餾裝置初餾塔頂(初頂)、常壓塔頂(常頂)系統(tǒng)冷凝水pH值控制，一直是裝置塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)防腐蝕的重點(diǎn)。若pH值過(guò)低，會(huì)形成HCl露點(diǎn)腐蝕，造成系統(tǒng)的腐蝕速率增大;pH值過(guò)高，則會(huì)帶來(lái)氨鹽結(jié)垢的問(wèn)題，形成垢下腐蝕，尤其是在Cl－存在的情況下，會(huì)造成局部腐蝕速率非常高，且垢下腐蝕不易監(jiān)測(cè)。另外，塔頂系統(tǒng)注劑匹配不佳、注水量偏低、注水水質(zhì)不高等原因也會(huì)造成嚴(yán)重的垢下腐蝕。

1 塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)腐蝕現(xiàn)象

2011年8月某石化分公司煉油廠10 Mt/a蒸餾裝置停工檢修期間對(duì)換熱器管束進(jìn)行抽檢時(shí)發(fā)現(xiàn):

(1)初頂油氣換熱器E-101油氣入口端管板結(jié)垢嚴(yán)重，但清洗后未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕痕跡;

(2)原油/常頂油氣換熱器E-102油氣入口端管板結(jié)垢，清洗后發(fā)現(xiàn)部分管板焊縫及其熱影響區(qū)有蝕坑、微裂紋。

2 塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)腐蝕原因分析

2.1 初頂系統(tǒng)冷凝水分析

初頂回流罐(V-102)冷凝水大部分pH值在7.37～9.50，F(xiàn)e2+和 Fe3+質(zhì)量濃度在 1 mg/L 以下，且 pH值與 Fe2+和 Fe3+質(zhì)量濃度呈對(duì)應(yīng)關(guān)系。

2.2 常頂系統(tǒng)冷凝水分析

常壓塔頂回流罐(V-103)冷凝水pH值波動(dòng)較大，pH值控制偏酸性，pH值最小僅為4. 77;Fe2+和Fe3+質(zhì)量濃度波動(dòng)大、偏高，F(xiàn)e2+和Fe3+質(zhì)量濃度最高為9.74 mg/L。pH值控制在8以上時(shí)，F(xiàn)e2+和 Fe3+質(zhì)量濃度較小，大部分在1 mg/L以下，且pH值與Fe2+和Fe3+質(zhì)量濃度呈對(duì)應(yīng)關(guān)系，pH值低于6時(shí)，F(xiàn)e2+和Fe3+質(zhì)量濃度較高。冷凝水pH值控制偏酸性，會(huì)造成嚴(yán)重HCl露點(diǎn)腐蝕。

2.3 垢樣分析

裝置大修期間，原油/初頂油氣換熱器(E-101)、原油/常頂油氣換熱器(E-102)管束抽出后，在E-101A和E-102B管板處取得垢樣，分析結(jié)果見(jiàn)表1。從垢樣分析數(shù)據(jù)來(lái)看，原油/常頂油氣換熱器E-102B垢樣檢測(cè)出氯含量、鐵含量非常高，分別為原油/初頂油氣換熱器E-101A的28.8倍和3.3倍，在有水存在的情況下，會(huì)對(duì)設(shè)備產(chǎn)生嚴(yán)重的氯化物應(yīng)力腐蝕。

表1 垢樣分析Table 1 Diety sample analysis

2.4 綜合原因分析

由以上分析可見(jiàn)，原油/常頂油氣換熱器E-102部分管板焊縫及熱影響區(qū)有蝕坑的原因是結(jié)垢引起的垢下嚴(yán)重點(diǎn)蝕以及HCl露點(diǎn)腐蝕共同作用的結(jié)果，結(jié)垢的主要原因?yàn)槌ｍ斚到y(tǒng)注劑匹配欠佳、注水量偏低、注水水質(zhì)不佳。系統(tǒng)所選國(guó)產(chǎn)注劑(緩蝕劑、中和劑)分屬不同的生產(chǎn)商供貨，無(wú)法進(jìn)行有效匹配;常頂注水量為10 t/h(注水量占塔頂餾出量比值為3.85%)，初頂注水量為8 t/h(注水量占塔頂餾出量比值為3.64%)，國(guó)內(nèi)同行業(yè)該部位注水量為塔頂餾出量的5%～7%，注水量偏低，無(wú)法充分稀釋溶解銨鹽，造成銨鹽結(jié)晶，形成垢下腐蝕;另外，塔頂注水水質(zhì)欠佳為脫硫凈化水，同時(shí)回注部分塔頂冷凝水，脫硫凈化水中氨氮質(zhì)量濃度較高為49.38 mg/L，加之塔頂冷凝水pH值控制偏酸性，氯離子含量較高，也極易形成銨鹽，造成垢下腐蝕。

原油/常頂油氣換熱器E-102部分管板焊縫及熱影響區(qū)出現(xiàn)微裂紋的原因是氯化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。換熱器管板為16MnⅢ鍛加堆焊6 mm厚2205，管板在焊接(堆焊)、機(jī)加工過(guò)程中會(huì)存在一定的殘余應(yīng)力，管板在拉伸應(yīng)力和含氯化物水溶液的共同作用下發(fā)生氯化物應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

原油/初頂油氣換熱器E-101管板結(jié)垢嚴(yán)重，但腐蝕輕微，其原因?yàn)槌蹴斚到y(tǒng)溫度較常頂高、冷凝水pH值控制較好且氯離子含量較常頂?shù)?初頂油氣溫度約190℃、常頂油氣溫度約170℃)。

3 對(duì)策

(1)提高塔頂系統(tǒng)注水量(注水量可提高到塔頂餾出量的5%左右)，并改善注水水質(zhì);

(2)優(yōu)化工藝防腐蝕措施及控制參數(shù)(注劑種類(lèi)、注劑量、pH值)，以降低系統(tǒng)結(jié)垢傾向，控制系統(tǒng)腐蝕;

為達(dá)到以上目的，2011年11月對(duì)塔頂防腐系統(tǒng)進(jìn)行了改造，主要改造內(nèi)容如下:

①為了改善注水水質(zhì)，將初餾塔C-101、常壓塔C-102塔頂注水由脫硫凈化水改為凝結(jié)水，水中氨氮質(zhì)量濃度下降到26.10 mg/L，并將注水量提高到塔頂餾出量的5%。

②塔頂注劑改用NALCO生產(chǎn)的中和劑、緩蝕劑，并采取了塔頂中和劑注劑位置在塔頂加注點(diǎn)處進(jìn)行變更、注劑線進(jìn)行蒸汽霧化、緩蝕劑注劑用塔頂回流油進(jìn)行稀釋等措施。

裝置原設(shè)計(jì)塔頂中和劑、緩蝕劑注劑點(diǎn)位置過(guò)于接近，改造時(shí)將中和劑注劑點(diǎn)前移至塔頂餾出線上升段壓力表處，并在加注點(diǎn)前，從塔頂消防蒸汽線末端引蒸汽至中和劑線，將中和劑霧化后進(jìn)行注入稀釋;緩蝕劑加注點(diǎn)位置不變，但在加注點(diǎn)之前，塔頂緩蝕劑用塔頂回流油進(jìn)行稀釋?zhuān)?yán)格控制注劑與稀釋物料比例不低于100:1。

③原中和劑、緩釋劑加注泵流量過(guò)大，不利于調(diào)節(jié)，改造時(shí)將中和劑、緩蝕劑撬裝加注系統(tǒng)的注劑計(jì)量泵(共9臺(tái))及其配管進(jìn)行了更換，并要求車(chē)間根據(jù)塔頂不凝氣硫化氫含量檢測(cè)情況及塔頂冷凝水pH值在線檢測(cè)情況、Fe2+和Fe3+質(zhì)量濃度化驗(yàn)分析檢測(cè)情況，按照注劑計(jì)量泵流量標(biāo)定曲線進(jìn)行行程的調(diào)節(jié)，確保塔頂冷凝水pH值控制在6～9，F(xiàn)e2+和Fe3+質(zhì)量濃度不大于2 mg/L。

4 改造效果

蒸餾裝置初頂、常頂系統(tǒng)的防腐蝕改造基本達(dá)到了預(yù)期目標(biāo)，目前，初頂、常頂系統(tǒng)冷凝水pH值除1～2月中旬由于新更換的NALCO注劑泵的注劑量調(diào)節(jié)處于摸索調(diào)整階段而造成pH值波動(dòng)外，2月中旬以后pH值控制在6～9，F(xiàn)e2+和Fe3+質(zhì)量濃度則控制在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。

符長(zhǎng)軍(1970－)，工程師，1996年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)化機(jī)專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)在公司煉油廠機(jī)動(dòng)處從事靜設(shè)備技術(shù)管理工作。E-mail:lyc_fcj@petrochina.com.cn。

(編輯 寇岱清)