閃蒸系統(tǒng)加工高酸含硫原油長周期運行分析

于曉鵬，李武榮

(中國石油化工股份有限公司洛陽分公司，河南 洛陽 471012)

1 閃蒸系統(tǒng)概況

某公司閃蒸系統(tǒng)是為了適應“分儲分煉”的加工模式而設置的裝置，最初暫定為臨時原油加工系統(tǒng)，伴隨著西部輕油的穩(wěn)定供應，在2008 年進行過一次大規(guī)模改造，設計處理量為720 kt/a。2009 年，為了提高加工負荷和進電脫鹽罐的溫度，借用一路主流程對脫前閃蒸原油進行換熱，處理量增加至1.3 Mt/a。

閃蒸系統(tǒng)主要流程為:原油40 ℃由罐區(qū)至常減壓裝置，經(jīng)原油-常一線換熱器(E1064)和原油-常三線換熱器(E1065A，B)進行脫前換熱至120 ℃左右，進電脫鹽罐(V1001B，D)脫鹽，脫鹽后經(jīng)催化油漿-脫后原油換熱器(E1327/2)和閃底油-脫后原油換熱器(E1058A，B)換熱到250 ℃進閃蒸爐(F1003)，加熱至350 ℃后進閃蒸塔(T1005)分離，塔頂油氣并入常壓爐出口轉(zhuǎn)油線，塔底渣油經(jīng)過塔底泵(P1203A，B)加壓并換熱，冷卻至240 ℃左右后送至催化作熱供原料。原則流程及管線中油品2013 年7-9 月硫含量、酸值分布如圖1 所示。

通過原則流程圖和2013 年9 月閃蒸系統(tǒng)管線介質(zhì)分析可知，目前進裝置原油硫質(zhì)量分數(shù)平均為0.4%，酸值平均0.5 mgKOH/g，閃蒸塔塔頂及逸出管線介質(zhì)硫質(zhì)量分數(shù)平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，閃蒸塔塔底抽出線硫質(zhì)量分數(shù)平均0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。

2 閃蒸系統(tǒng)加工原油及油品性質(zhì)

2013 年1～8 月進閃蒸系統(tǒng)的原油共計789.7 kt，其主要油種為長慶原油(210 kt)、春光原油(60 kt)、內(nèi)蒙二連原油(40 kt)、其它為管輸混合進口原油(479.7 kt)。雖然到廠原油種類較多，性質(zhì)有所不同，但總體而言，原油品質(zhì)仍為低硫含酸原油。2013 年6～8 月進閃蒸裝置原油性質(zhì)數(shù)據(jù)見表1。

表1 閃蒸裝置原油性質(zhì)Table 1 Crude nature of the glash device

根據(jù)進閃蒸裝置原油性質(zhì)分析，目前閃蒸系統(tǒng)進裝置原油硫質(zhì)量分數(shù)平均不超過0.5%、酸值不超過0.5 KOHmg/g，屬于“低硫含酸原油”，原油性質(zhì)較好。通過對閃蒸系統(tǒng)定點測厚(見表2)發(fā)現(xiàn)，該條件下管道腐蝕較輕。但從表2 也看出，原油脫后含鹽超標嚴重，平均合格率僅為18.6%，遠遠低于總部規(guī)定的脫后含鹽率大于90%的規(guī)定。

圖1 閃蒸系統(tǒng)流程Fig.1 Flash system process

表2 閃蒸系統(tǒng)定點測厚數(shù)據(jù)Table 2 Point thickness measurement of flash system mm

隨著S-Zorb 裝置開工，對閃蒸原油的硫含量要求放寬，閃蒸裝置原料按硫質(zhì)量分數(shù)不超過1.0%、酸值不超過0.5 KOHmg/g 來均衡控制。實際運行中原油性質(zhì)可能長期在酸值0.5～1.0 mgKOH/g、硫質(zhì)量分數(shù)小于1%的區(qū)間波動。因此閃蒸系統(tǒng)加工原油性質(zhì)將由低硫含酸變?yōu)楦咚岷蛟汀?/p>

3 閃蒸系統(tǒng)加工高酸含硫原油適應性分析

閃蒸系統(tǒng)原油按實測硫含量設計的，硫質(zhì)量分數(shù)為0.053%，加工量為1.3 Mt/a。除閃蒸爐爐管使用1Cr5Mo 外，其他各設備外部連接管線均為20 號鋼。原設計管線材質(zhì)符合加工“低硫低酸值”原油的要求。但隨著S-Zorb 裝置開工，閃蒸系統(tǒng)加工原油性質(zhì)變?yōu)椤案咚岷蛟汀焙螅鑼ζ溥m應性進行分析。

按照石油化工行業(yè)標準《高酸原油加工裝置設備和管道設計選材導則》SH/T3129-2012，對于高酸含(低)硫原油選材要求如下:

(1)介質(zhì)溫度小于240 ℃時，宜選用碳鋼;

(2)介質(zhì)溫度大于等于240 ℃且小于288℃、介質(zhì)為液相且流速小于3 m/s 時，宜選用1Cr5Mo 或022Cr19Ni10(包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);流速大于、等于3 m/s 或介質(zhì)為氣液兩相時，宜選用 022Cr19Ni10 (包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);

(3)介質(zhì)溫度大于、等于288 ℃且流速小于30 m/s 時，宜 選 用 022Cr19Ni10 或022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2)。

(4)介質(zhì)的溫度大于、等于240 ℃且流速大于、等于30 m/s 時，宜選用022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2，其Mo 質(zhì)量分數(shù)不小于2.5%)或022Cr19Ni13Mo3(包括06Cr19Ni13Mo3)。

閃蒸系統(tǒng)高溫部位的管線主要包括閃蒸爐爐管、閃蒸爐出口至閃蒸塔管線、閃蒸塔頂至常壓塔管線、閃蒸塔底至閃蒸塔底泵的管線、閃蒸塔底調(diào)節(jié)閥后的返回線(詳見圖2 紅線部分)等，目前除閃蒸爐爐管外，其它管線和設備均不符合導則規(guī)定的關于加工高酸含(低)硫原油的選材要求?？紤]閃蒸系統(tǒng)加工高酸含硫原油長周期運行，建議根據(jù)高酸含(低)硫原油的選材要求對有關對閃蒸塔和部分管線材質(zhì)進行升級，具體情況見表3。

圖2 閃蒸系統(tǒng)流程Fig.2 Flash system process

表3 改造工程材質(zhì)升級Table 3 Material upgrade of renovation project

4 閃蒸系統(tǒng)長周期運行分析

目前，進閃蒸裝置原油硫質(zhì)量分數(shù)平均為0.4%，酸值0.5，閃蒸塔塔頂及逸出管線介質(zhì)硫質(zhì)量分數(shù)平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，閃蒸塔塔底抽出線硫質(zhì)量分數(shù)平均為0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。預計未來原油中的硫和酸值呈上升趨勢，在原油性質(zhì)不可能做大的改變情況下，保證裝置長周期運行需從工藝控制和設備防腐兩方面綜合控制，從而達到長周期運行目的。

4.1 工藝控制

4.1.1 加強電脫鹽控制

原油電脫鹽是原油加工的第一道工序，是從原油中脫除鹽、水、重金屬以及其它雜質(zhì)，確保煉油裝置長周期運行的必要手段。目前，該公司電脫鹽工藝采用兩級電脫鹽技術，選用脈沖變壓器，運行中要保證電壓、電流在設計參數(shù)之內(nèi)平穩(wěn)操作，在脫后含鹽超出3 mg/L 時，要及時進行調(diào)整操作。如果進閃蒸原油酸值過高，可適當考慮采用原油注堿工藝。

4.1.2 通過原油調(diào)合降低酸值

生產(chǎn)中，建議酸值在0.5 mgKOH/g 左右的可直接閃蒸。酸值在0.7 mgKOH/g 左右的高酸原油(如罕戈、杰諾、芒都油)則需要和低酸原油(如長慶、ESPO)調(diào)合進裝置。如果閃蒸酸值保留一定余量設定為0.45 mgKOH/g，原油應按一定比例進行調(diào)合(見表4)。

表4 原油調(diào)合比例Table 4 Crude oil blending proportion mgKOH/g

4.1.3 通過降低閃蒸溫度減輕腐蝕

原油中的酸90%左右為環(huán)烷酸，分布主要集中在250～500 ℃的餾分中，對比幾種酸含量較高的原油評價，酸含量基本在240 ℃以上的餾分中，而240～350 ℃的餾分基本占到了原油總量的20%左右。

如果采取降溫的方法來減輕腐蝕，溫度要降到240 ℃以下，這樣拔出的50%左右直餾柴油，也會隨溫度降低基本全部進入塔底，噴氣燃料油拔出率降低10%左右，閃蒸拔出率降低10%左右。因此通過降溫操作減輕腐蝕是不經(jīng)濟的。

4.2 設備防腐

通過原則流程圖和閃蒸系統(tǒng)管線介質(zhì)硫含量、酸含量分析可知，閃蒸系統(tǒng)腐蝕的主要為爐出口管線、閃蒸塔塔壁及閃蒸塔底抽出管線的高溫硫蝕和環(huán)烷酸腐蝕。但目前進裝置原油硫質(zhì)量分數(shù)為0.4%，酸值0.5 mgKOH/g 的條件下系統(tǒng)高溫腐蝕的重點應為加熱爐轉(zhuǎn)油線和閃蒸塔底抽出管線的高溫環(huán)烷酸腐蝕。

4.2.1 高溫環(huán)烷酸腐蝕

高溫環(huán)烷酸腐蝕是閃蒸系統(tǒng)腐蝕泄漏最重要的影響因素。環(huán)烷酸的腐蝕性能與分子量有關，低分子環(huán)烷酸腐蝕性最強。腐蝕環(huán)境特別是溫度對腐蝕性能有很大的影響。溫度在220 ℃以下時，環(huán)烷酸基本上不腐蝕。隨著溫度升高，腐蝕逐漸增加，到270～280 ℃腐蝕性最強。溫度再提高，環(huán)烷酸部分氣化但未冷凝，而液相中環(huán)烷酸濃度減低，故腐蝕性又下降。到350 ℃左右時，環(huán)烷酸氣化又增加，氣相速度增加，腐蝕又加劇。直到425 ℃左右時，原油中環(huán)烷酸已基本上全部氣化，對設備的高溫部位不產(chǎn)生腐蝕(見圖3)。環(huán)烷酸的腐蝕具有鮮明的特征，腐蝕部位有尖銳的空洞，在高流速區(qū)有明顯的流線槽。

圖3 環(huán)烷酸腐蝕與溫度關系Fig.3 Ketation of naphthenic acid corrosion and temperature

環(huán)烷酸分布主要集中在250～500 ℃的餾分中，而240～350 ℃的餾分基本占到了原油總量的20%左右。因此高溫環(huán)烷酸腐蝕的重點在爐出口轉(zhuǎn)油線和閃蒸塔底抽出管線，特別是彎頭、三通和泵、管線等產(chǎn)生渦流的區(qū)域。

4.2.2 高溫硫腐蝕

由于閃蒸系統(tǒng)硫質(zhì)量分數(shù)較低(小于0.5%)，屬低硫原油，因此高溫硫腐蝕不是裝置設備腐蝕泄漏的重點。

5 結論及建議

(1)盡量采購酸值低于0.5 mgKOH/g 的原油，做到資源統(tǒng)籌進廠，在原油性質(zhì)不可保證前提下，要盡可能保證閃蒸進料原油調(diào)合后酸值低于0.5 mgKOH/g，閃蒸系統(tǒng)可暫不作改動。

(2)在運行操作時可適當降低爐出口溫度和流速，盡量避開環(huán)烷酸腐蝕速率最高的區(qū)域。日常運行檢查中，此區(qū)域管線的彎頭、三通等部位應作為檢查的重點，建議每月測厚一次。

(3)保證電脫鹽操作的平穩(wěn)和有效性，確保脫后含鹽小于3 mg/L。

(4)提高設備材質(zhì)。盡快完成閃蒸裝置適應性改造方案，擇機進行系統(tǒng)管線、設備材質(zhì)升級改造，為裝置長周期運行奠定基礎。