常壓塔冷回流段塔壁腐蝕泄漏及解決措施

田利鑫

(中國石油錦西石化分公司，遼寧 葫蘆島 125001)

北蒸餾裝置按加工大慶原油設(shè)計。自2018年初開始大量加工大慶-俄羅斯混合原油(俄羅斯原油摻煉量為10%)，同時摻煉俄羅斯ESPO原油及其他品種外油。2019年以來，不僅俄羅斯原油(俄油)摻煉量增加至15%，而且裝置加工負荷持續(xù)維持在高位。由于裝置加工俄羅斯原油含硫高和含氯高，因此，導致裝置的腐蝕風險增加的同時，結(jié)合裝置處于開工末期這一實際情況，開展了腐蝕風險評估，辨識出裝置現(xiàn)存腐蝕風險點，并針對一些高腐蝕風險點，緊急采取了水洗、補強、監(jiān)控、工藝調(diào)整等措施，有效地降低了腐蝕風險。

1 腐蝕情況概述

2019年8月27日對常壓塔進行高空巡檢時，在塔頂?shù)?層平臺聞到汽油味，隨即啟動應(yīng)急預(yù)案，安全可控后，拆保溫層檢查發(fā)現(xiàn)，汽油段塔壁發(fā)生腐蝕泄漏。

北蒸餾常壓塔2005年設(shè)計改造，2006年8月投產(chǎn)使用。該塔規(guī)格φ4 600 mm×52 387 mm×14/16/18 mm,材質(zhì)16MnR，采用高效浮閥塔盤，最高溫度370 ℃，壓力0.09 MPa。塔頂泄漏段φ4 600 mm×14 mm。泄漏位置為常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁，經(jīng)檢查腐蝕泄漏處呈現(xiàn)直徑5 mm蜂窩狀的點蝕形態(tài)。

2 腐蝕原因分析

2.1 混煉原油腐蝕性介質(zhì)含量變化

(1)混煉原油酸值及硫質(zhì)量分數(shù)變化見圖1。混煉原油中氮質(zhì)量分數(shù)變化情況見圖2。從圖1可以看出，北蒸餾裝置自2018年3月以來混煉原油酸值基本維持在0.2 mgKOH/g以上，硫質(zhì)量分數(shù)平均為0.11%?；鞜捲退嶂?、硫質(zhì)量分數(shù)相比裝置加工大慶原油期間均有明顯升高，酸值平均值為0.2 mgKOH/g(超出設(shè)計值0.10 mgKOH/g)，最高0.46 mgKOH/g。硫質(zhì)量分數(shù)平均為0.15%，最高為0.22%。

圖1 混煉原油酸值和硫質(zhì)量分數(shù)

圖2 混煉原油氮質(zhì)量分數(shù)

從圖2可以看出，2019年1—8月混煉原油氮質(zhì)量分數(shù)平均為1 034 μg/g，最高1 751 μg/g，2019年5月以后混煉原油氮含量明顯升高?；鞜捲透g性介質(zhì)含量升高，勢必造成裝置“三頂”低溫部位H2S-HCl-H2O型腐蝕及結(jié)鹽腐蝕風險加大。常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁低溫部位發(fā)生了露點腐蝕。

北蒸餾裝置脫后原油總氯質(zhì)量分數(shù)變化見圖3。從圖3可以看出，2019年1月—2019年8月電脫鹽后進裝置原油總氯質(zhì)量分數(shù)多數(shù)超過3 μg/g，總氯含量高造成常壓塔頂?shù)蜏夭课籋Cl-H2S-H2O腐蝕風險增加。

圖3 脫后原油總氯質(zhì)量分數(shù)

2.2 常頂溫度控制

根據(jù)北蒸餾裝置基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，計算常壓塔露點溫度為92 ℃。按照“三頂”露點溫度計算值和塔頂溫度高于露點溫度14 ℃要求，常頂溫度控制在大于106 ℃，實際操作中常頂溫度為104～110 ℃，北蒸餾裝置常頂溫度控制見圖4。由圖4可知，常頂溫度控制偏低，發(fā)生低溫HCl-H2S-H2O腐蝕傾向增大。應(yīng)提高塔頂溫度不低于115 ℃。

圖4 常頂溫度控制

2.3 裝置加工負荷

2018年1月—2019年8月北蒸餾裝置加工負荷持續(xù)維持在高位，加之摻煉的俄油輕組分比例高，常壓塔頂負荷相對以前大幅度上升，加大了對常壓塔頂冷回流分布管下第一層塔盤液層處塔壁(油氣、水汽相變部位)的沖刷，導致該處塔壁減薄直至發(fā)生腐蝕泄漏。

2.4 注水水質(zhì)及注氨水影響

北蒸餾裝置常壓塔頂改注凈化水之前一直回注塔頂切水，塔頂切水水質(zhì)差，加重了塔頂系統(tǒng)結(jié)鹽腐蝕風險，可導致塔壁腐蝕減薄。

北蒸餾常頂加注氨水調(diào)節(jié)pH值，由于注氨水點溫度偏高，少量氨水容易從液相水中進入氣相，不僅很難發(fā)揮中和酸性氣的作用，而且氣相中氨氣遇氯化氫會產(chǎn)生結(jié)鹽問題，在注水量不足情況下，加注氨水在一定程度上加劇了結(jié)鹽和腐蝕。目前常頂已停注氨水。

2.5 注水量不足

受限于常頂系統(tǒng)現(xiàn)有注水條件，常頂實際注水量偏小，常頂冷凝水存在氯離子含量偏高現(xiàn)象，塔頂系統(tǒng)存在腐蝕風險。

常頂回流罐脫水不夠徹底，經(jīng)分析含有微量水(112 μg/g),塔頂回流未被完全洗干凈，將腐蝕性物質(zhì)帶入常壓塔循環(huán)，增大了塔壁腐蝕風險。

3 應(yīng)急措施

(1)由于泄漏發(fā)現(xiàn)及時，處于早期滲漏狀態(tài)，在設(shè)備降溫降壓之后，首先采用帶壓堵漏止住漏點，隨后對發(fā)生腐蝕減薄的第一、第二層塔盤液層位置進行貼板補強處理，貼板尺寸為1 200 mm一周，鋼板厚度為12 mm(見圖5、圖6)。

圖5 常壓塔塔體環(huán)截面展開圖

圖6 常壓塔貼板補強施工

(2)完善此部位測厚方案，利用超聲波相控陣設(shè)備對泄漏處第一層塔盤液層位置上下各150 mm區(qū)域開展面掃描測厚，測厚數(shù)值出現(xiàn)小于10 mm，再利用超聲波測厚儀進行定點測厚。經(jīng)過測厚發(fā)現(xiàn)，泄漏點水平向右500 mm處有區(qū)域性減薄，最薄點6.8 mm，正背面有一區(qū)域測厚數(shù)值為7～9 mm，其余部分無明顯減薄。以第一層塔盤向下600 mm(即第二層塔盤)為基準面，上下各150 mm高度再進行一周掃描測厚，發(fā)現(xiàn)離泄漏點正下右側(cè)1 m處有區(qū)域性減薄，測厚數(shù)值為7～9 mm，正背面發(fā)現(xiàn)2點測厚數(shù)值為7～8 mm 的小面積區(qū)域性減薄，其余部分無減薄現(xiàn)象。采用相同方式對第三層塔盤位置進行一周掃描測厚，測厚數(shù)值為12.5～14 mm，無明顯減薄。再利用測厚設(shè)備對第四層塔盤相同區(qū)域進行上下掃描和點測，未發(fā)現(xiàn)減薄現(xiàn)象。

4 管控措施

(1)依據(jù)北蒸餾裝置目前材質(zhì)，結(jié)合各原油標定報告，通過計算設(shè)定混煉原油硫質(zhì)量分數(shù)和酸值的預(yù)警值分別為硫質(zhì)量分數(shù)小于0.18 %，酸值小于0.31 mgKOH/g。

依照北蒸餾裝置原油的硫含量和酸值設(shè)定預(yù)警值優(yōu)化調(diào)整操作，力求原料硫含量和酸值平穩(wěn)，一旦加工混合原油的硫質(zhì)量分數(shù)和酸值超過預(yù)警值，車間應(yīng)及時做好工藝防腐蝕優(yōu)化控制和腐蝕隱患排查等項工作，進一步降低原油硫含量和酸值波動帶來的腐蝕風險。

(2)在保障產(chǎn)品質(zhì)量基礎(chǔ)上，提高常壓塔塔頂溫度，目前塔頂溫度已控制在不低于115 ℃。

(3)加大常壓塔頂餾出線注水量，在保證塔頂冷凝水pH值6.5～8.0，鐵離子質(zhì)量濃度不大于3 mg/L基礎(chǔ)上，調(diào)整氯離子質(zhì)量濃度不大于30 mg/L。

(4)適當降低塔頂冷回流量，并優(yōu)化回流罐切水操作，提高切水頻次，確?；亓髌筒粠?/p>

5 結(jié) 論

(1)常壓塔頂溫度控制偏低和裝置加工負荷維持在高位，是常壓塔發(fā)生腐蝕泄漏的主要原因。

(2)采取帶壓堵漏和貼板補強應(yīng)急措施，確保了常壓塔繼續(xù)在役運行。

(3)提高常壓塔頂控制溫度不低于115 ℃、加大常壓塔頂餾出線注水量和停注氨水等有效措施的實施，有助于常壓塔穩(wěn)定運行。