蒸餾裝置塔頂系統露點腐蝕與控制

段永鋒，于鳳昌，崔中強，孫 亮，侯艷宏

(1.中石化洛陽工程有限公司，河南 洛陽 471003;2.中海油惠州煉化分公司，廣東 惠州 516086)

常減壓蒸餾裝置是煉油廠原油加工中的第一道工序，為下游裝置提供加工原料，因此常減壓蒸餾裝置操作平穩(wěn)情況關系整個煉油廠的正常運行。近年來，國內煉油企業(yè)在原油加工過程中的腐蝕控制方面已取得長足的進步，特別是加工高硫、高酸原油選材導則頒布與實施，基本上消除了材料選擇導致的腐蝕問題。但是隨著原油劣質化的趨勢日趨明顯，國內煉油企業(yè)加工高硫、高酸劣質原油的比例越來越大，煉油裝置仍然不斷發(fā)生各種各樣的腐蝕問題，尤其是常減壓蒸餾裝置塔頂及冷凝冷卻系統的腐蝕問題突出，成為煉油企業(yè)共同面臨的突出問題［1-2］。本文結合煉油企業(yè)的腐蝕案例，論述蒸餾裝置塔頂系統發(fā)生露點腐蝕的成因、機理及影響因素，并提出針對性的工藝防腐蝕措施，有效地控制蒸餾裝置塔頂系統的露點腐蝕問題，保障常減壓蒸餾裝置的長周期安全穩(wěn)定運行。

1 塔頂系統露點腐蝕成因及過程

蒸餾裝置塔頂露點腐蝕發(fā)生在塔頂及冷凝冷卻系統的初凝區(qū)或存在局部冷凝的區(qū)域。塔頂油氣中大部分的HCl 進入初期冷凝水中，形成鹽酸質量分數高達1%～2%溶液，使露點部位冷凝水的pH 值很低，形成一個腐蝕性很強的“鹽酸腐蝕環(huán)境”［3］。

常減壓塔頂系統出現的HCl 來自原油中氯化物的水解。原油中氯化物可分為無機氯和有機氯兩類。無機氯鹽主要有NaCl，MgCl2和CaCl2，三種無機鹽的水解溫度和程度各不相同。三種無機鹽在不同溫度下的水解曲線見圖1［4］，在350 ℃時，MgCl2和CaCl2的水解率分別為95%和10%左右;NaCl 大約只有2%發(fā)生水解［5］。無機氯化物的水解反應如下:

另外，由于在開采或集輸過程中添加某些含有機氯的油田化學劑導致部分原油含有一定量有機氯化物，而常規(guī)原油電脫鹽工藝不能將其脫除，因此部分有機氯化物發(fā)生水解產生HCl，水解反應溫度和程度與有機氯的結構有一定的關系［6］，其水解反應如下:

在塔頂系統的露點部位，中和劑NH3不易溶于水，因此對露點部位的pH 值沒有影響，起不到中和作用。隨著體系溫度的降低，冷凝水的量不斷增加，由于HCl 不斷被稀釋以及NH3溶解量的增加，使水相的pH 值升高。物相中含有20 μg/g HCl，20 μg/g NH3和25 μg/g H2S 時，模擬塔頂系統環(huán)境中水相的pH 值及冷凝比例隨溫度的變化趨勢見圖2［7］。

圖1 無機鹽在不同溫度下的水解曲線Fig.1 Hydrolysis curves of inorganic salts under different temperature

圖2 水相pH 值和冷凝比例與溫度的變化趨勢Fig.2 pH value ＆ temperature plot for simulated atmospheric tower overhead system

由圖2 可知，隨著溫度的降低，冷凝水的比例增加，冷凝水的pH 值升高，雖然在20 ℃時冷凝水的pH 值為7.5，但在初凝區(qū)露點部位(90 ℃)，冷凝水pH 值達到2.5。因此，常減壓塔頂油水分離罐中冷凝水的pH 值并不能反映整個塔頂系統冷凝水的pH 值情況，這也是露點腐蝕成為蒸餾裝置塔頂系統最嚴重腐蝕的原因。

2 常壓塔頂的露點腐蝕與控制

2.1 腐蝕現象

某煉油企業(yè)以加工高硫重質原油為主，在2009 年3 月常壓塔上段出現油氣泄漏，停工檢修期發(fā)現常壓塔頂回流部位的塔壁腐蝕穿孔(圖3)，常壓塔頂部及上五層塔盤、圈梁、支撐梁等部位腐蝕嚴重(圖4)。

圖3 常壓塔頂塔壁腐蝕穿孔Fig.3 Corrosion for the top of tower wall in atmospheric tower

圖4 常壓塔頂部塔盤腐蝕Fig.4 Corrosion for the column plate in the top of atmospheric tower

該煉油企業(yè)常壓塔頂單元的工藝原則流程圖見圖5。該常壓塔塔壁的材質為16MnR 加06Cr13Al，塔內上五層塔盤及內構件的材質為06Cr13Al。由圖5 可知，常壓塔頂油氣溫度133 ℃，該單元沒有頂循系統，塔頂回流是塔頂油水分離罐的石腦油組分，流量為21 505 kg/h，回流溫度為40 ℃。

2.2 腐蝕原因分析及措施

常壓塔頂系統溫度為133 ℃，但是塔頂回流由于溫度過低(40 ℃)造成回流入口及下方一定范圍存在局部的低溫區(qū)域，使該區(qū)域的溫度低于露點溫度，油氣中HCl 溶于水形成“鹽酸腐蝕環(huán)境”，導致塔壁、塔盤及塔內件發(fā)生嚴重腐蝕。根據塔頂油氣物料組成情況估算，塔頂氣相中含有約30%的水蒸氣，塔頂壓力為0.12 MPa(絕對壓力)，水蒸氣加HCl 分壓約為0.036 MPa。圖6 為水蒸汽加HCl 分壓為0.05 MPa 時的二元體系相圖。

圖5 常壓塔頂系統的工藝原則流程Fig.5 Process flow chart of the atmospheric tower overhead system

圖6 水蒸氣和HCl 分壓時的二元體系相圖Fig.6 Two component system phase diagram of H2O and HCl

從圖6 可以看出，水蒸氣分壓為0.05 MPa 時純水的露點為81.6 ℃，但是隨著氯化氫含量的增加，露點溫度快速增加，體系中氯化氫質量分數為0.003%時，露點為82 ℃，對應形成的水相中鹽酸質量分數約為1.9%;體系中氯化氫質量分數為0.005%時，露點為82.2 ℃，對應形成的水相中鹽酸質量分數約為2.1%。因此一旦體系溫度低于露點溫度，在露點部位將發(fā)生嚴重的腐蝕。中石化股份有限公司煉油事業(yè)部在2011 年發(fā)布的《中國石化煉油工藝防腐蝕管理規(guī)定實施細則》中規(guī)定常壓塔頂循環(huán)回流溫度應高于80 ℃。

根據上述腐蝕原因分析，為了避免常壓塔頂回流部位的低溫露點腐蝕，工藝上應提高塔頂回流溫度，避免形成局部的低溫區(qū)域。參考圖6 水蒸氣和HCl 二元體系相圖，為了避免達到露點條件，控制回流溫度在80 ℃以上。該煉油企業(yè)在停工檢修期間，增加了塔頂回流與穩(wěn)定汽油的換熱工藝流程，將常壓塔頂回流溫度提高到80 ℃。經過3 a 的運行，常壓塔頂系統運行平穩(wěn)，未再發(fā)生塔壁、塔盤及內構件的嚴重腐蝕問題。

3 塔頂換熱器部位的露點腐蝕與控制

3.1 腐蝕現象

某煉油企業(yè)以加工海洋高酸原油為主，在2011 年10 月停工檢修期間，常減壓裝置常頂油氣管線4 臺換熱器(并聯)管箱入口側腐蝕嚴重，特別是E-401 換熱器管箱入口法蘭出現局部減薄達11 mm(見圖7)，管箱入口隔板對應管口部位也發(fā)生嚴重腐蝕。另外，該裝置常壓塔頂注水點分別設置在4 臺換熱器入口法蘭前的管線，常頂油氣線與換熱器短節(jié)(注水點)腐蝕嚴重(圖8)，腐蝕產物呈黃色塊狀，較厚、易剝落。

該煉油企業(yè)常壓塔頂單元的工藝原則流程及塔頂“三注”情況見圖9［8］。常壓塔頂油氣溫度118 ℃，常頂油氣管線材質為碳鋼，4 臺常頂油氣換熱器管箱、殼體材質為16MnR，管束為鈦材。管程介質為常頂油氣，進出口溫度分別為118 ℃和93 ℃;殼層介質為原油，進出口溫度分別為40 ℃和60 ℃。

圖7 換熱器E-401 入口法蘭腐蝕Fig.7 Corrosion at the heat exchanger E-401 entrance flange

圖8 換熱器E-101 前短節(jié)注水點Fig.8 Injection point before E-101 short

3.2 腐蝕原因分析及措施

常壓塔頂油氣換熱器前管線以及換熱器管箱入口部位的嚴重腐蝕問題主要是因為常頂注水點的大量注水使油氣溫度降低，洗滌水與尤其沒有充分混合導致局部溫度降到露點溫度以下，因此在注水點后管線和設備形成“鹽酸腐蝕環(huán)境”，而塔頂中和劑和緩蝕劑注入點距注水點較遠，注水后中和劑和緩蝕劑不能有效發(fā)揮作用。另外，注水管線末端為直口，沒有設置噴頭，局部的低溫客觀上為鹽酸的凝結提供了條件。

圖9 常壓塔頂工藝流程及“三注”示意Fig.9 Process flow diagram of the atmospheric tower overhead system and“three injection”

根據上述腐蝕原因分析，為了避免換熱器前管線以及換熱器管箱入口部位的低溫露點腐蝕，采取了以下措施:(1)優(yōu)化塔頂注水點位置，將注水點前移1～2 m，保證注水進入換熱器管箱之前使洗滌水與油氣混和;(2)在緩蝕劑、中和劑注入點，以及各注水點設置注入噴頭，噴頭方向與油氣流向同向，保證注入藥劑和水與油氣充分混合，提高各種注劑的效果。至今運行兩年以來，通過定期的超聲波定點測厚發(fā)現，注水點下游管線和換熱器入口管箱的測厚數據無異常。

4 結語

(1)蒸餾裝置塔頂油水分離罐中冷凝水的pH 值并不能反映整個塔頂系統冷凝水的pH 值情況，塔頂系統在露點部位易形成一個腐蝕性很強的“鹽酸腐蝕環(huán)境”，因此露點腐蝕是塔頂系統最嚴重腐蝕的問題。

(2)某煉油企業(yè)常壓塔頂塔壁腐蝕穿孔、塔盤及塔內件腐蝕嚴重，主要是因塔頂較低回流溫度在冷回流入口附近形成露點腐蝕造成的;通過將塔頂回流溫度由40 ℃提高到80 ℃的工藝調整，有效地避免了此類腐蝕的發(fā)生。

(3)某煉油企業(yè)常壓塔頂油氣換熱器前管線以及換熱器管箱入口部位的腐蝕，主要是注水點距換熱器入口太近，導致局部溫度過低形成露點腐蝕所造成的;通過將注水點前移，設置注入噴頭等工藝防腐蝕措施來控制低溫露點腐蝕。

(4)以上案例分析表明，蒸餾裝置塔頂系統露點腐蝕的發(fā)生均是由于工藝操作條件不盡合理導致，所以在合理選材的基礎上，優(yōu)化不合理的工藝操作是控制塔頂系統露點腐蝕的關鍵。

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