熊衛(wèi)國，謝曉東，張朝漾

（1.福建聯(lián)合石油化工有限公司，福建泉州362800；2.蘇伊士水務技術與方案（上海）有限公司，上海201203）

高負荷運行的常壓塔頂系統(tǒng)腐蝕原因分析

熊衛(wèi)國1，謝曉東1，張朝漾2

（1.福建聯(lián)合石油化工有限公司，福建泉州362800；2.蘇伊士水務技術與方案（上海）有限公司，上海201203）

自2016年7月底以來，某公司10 Mt／a常減壓蒸餾裝置常壓塔塔頂處于高負荷運行。高負荷運行期間常頂含硫污水罐油水分離效果變差；常頂系統(tǒng)設備及管線腐蝕加快，含硫污水中鐵離子質量濃度多次高于3 mg／L，常頂循環(huán)泵泵前過濾器經(jīng)常出現(xiàn)堵塞。經(jīng)超聲測厚檢測發(fā)現(xiàn)E101前DN800彎頭腐蝕最突出，最小剩余壁厚僅為3.81 mm（原始壁厚12 mm），嚴重危及長期安全運行。通過采取降低輕油比例、啟用頂循系統(tǒng)的緩蝕劑注入、提高注水量及改變塔頂注水單點注入為多點注入等措施，能有效地減緩系統(tǒng)部分設備及管線的腐蝕。但是，在高負荷的工況下，受結鹽點升高、露點下降和流速提升的影響，常頂油氣線尤其是E101前DN800水平段直管及彎頭的腐蝕無法避免。如果降低常頂負荷，又將嚴重制約該公司的化工產(chǎn)能，從而大幅度影響公司的效益。經(jīng)風險評估，該公司決定提前對常頂油氣線水平段和彎頭進行補強處理，在加強系統(tǒng)管線的腐蝕監(jiān)測、確保安全生產(chǎn)的前提下，維持現(xiàn)有的加工能力，利用下次停工檢修的機會對系統(tǒng)設備及管線進行改造。

常頂油氣線 高負荷 腐蝕減薄

1 裝置概況

某公司常減壓蒸餾裝置（以下簡稱為“常減壓裝置”）于2009年建成投產(chǎn)，按照加工沙特輕原油AL和沙特中原油AM（混合質量比為50∶50）設計，原油硫質量分數(shù)為2.28%，酸值為0.05 mgKOH／g。

2013年，根據(jù)乙烯脫瓶頸項目改造及全廠總流程要求對常減壓裝置進行了適應性改造，將裝置處理能力提高到10 Mt／a，加工原油改為沙特輕（AXL）、沙輕（AL）和沙中（AM）混合原油（混合質量比為 20∶40∶40）。裝置處理量提高到10 Mt／a后，裝置工藝技術路線基本保持不變，主要是進行設備和換熱流程的適應性改造，以消除擴能后產(chǎn)生的瓶頸，基于此條件下塔頂石腦油量為230 t／h。同時，根據(jù)總流程要求，為了減少裝置擴能，特別是在摻煉沙特輕（AXL）油后石腦油產(chǎn)量增加，從而引起輕烴裝置處理量大幅提高。本次改造增加一股常頂石腦油直接送往輕烴回收裝置穩(wěn)定塔進行處理，且在減二、三線間增加精餾段，以提高減二線和減三線分離精度。設計的原油硫含量及酸值保持不變。

2014年開始對原油中的硫含量、酸值設防值進行永久變更，硫質量分數(shù)不超過2.5%，酸值不超過 0.2 mgKOH／g。

為適應市場的需求，多產(chǎn)石腦油少產(chǎn)柴油，該公司4 Mt／a常減壓裝置于2016年7月停工待料，但總原油加工量保持不變，原4 Mt／a常減壓裝置的加工原油量轉到10 Mt／a常減壓裝置加工。調整后10 Mt／a裝置，不但原油加工負荷提高，且原油中輕組分明顯提升：負荷由16～18 kt／d提高到25～27 kt／d；原油組分由沙特輕（AXL）混合比（質量分數(shù)）20%提升到約30%。

2 運行狀況

（1）常壓塔塔頂（常頂）負荷大，塔頂石腦油量經(jīng)常大幅度波動。2016年9月開始，該裝置開始持續(xù)高負荷生產(chǎn)，盡管原油加工量25～27 kt／d，未達到10 Mt／a的設計負荷，但受原油輕組分提升的影響，常頂負荷一直居高不下，經(jīng)常超過10 Mt／a所對應的設計負荷。塔頂石腦油量經(jīng)常大幅度波動（見圖1），經(jīng)180 d（2016年9月至2017年3月）統(tǒng)計共發(fā)生115次超過設計流量（230 t／h），平均接近兩天超設計一次。

圖1 常頂流量外送變化趨勢

（2）常頂負荷大，導致油水分離時間變短。隨著常頂負荷變大，常頂石腦油罐內的油水分離時間變短，造成石腦油一直油中帶水。表現(xiàn)在：常頂回流表頭需要周期性校表和輕烴回收裝置石腦油切水頻繁，由原來的每1個班（12 h）切水1次，增加到每1個班切水3次；含硫污水間歇性出現(xiàn)水中帶油，并且漂浮一層黑渣，監(jiān)測的總鐵比正常值偏高。2016年12月以后多次出現(xiàn)高于3 mg／L的情況（見圖2）。

圖2 含硫污水總鐵

（3）常頂負荷大，頂循系統(tǒng)P108的入口過濾器頻繁出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象。隨著常頂負荷變大，常頂循泵P108密封油管線在焊縫處多次發(fā)生穿孔腐蝕，入口過濾器頻繁堵塞，2016年9月、10月、11月和2017年2月各清理一次。過濾器垢樣分析見表1。垢的主要成分為鐵、氯和硫，說明常頂系統(tǒng)設備及管線已開始發(fā)生局部腐蝕，銨鹽垢下腐蝕較為明顯。經(jīng)查塔頂負荷增大以前，常頂循泵前過濾器一年清洗不超過3次。

表1 常頂循泵過濾器垢樣分析 w，%

（4）塔頂油氣總線至E101前水平段直管及彎頭腐蝕減薄嚴重。鑒于常頂負荷變大，可能出現(xiàn)腐蝕加劇現(xiàn)象，該公司及時調整了常頂油氣線的檢測頻率及檢測部位（檢測部位見圖3）。從測厚結果可以看出：負荷提升前，常頂系統(tǒng)管線腐蝕處于可控狀態(tài)（腐蝕速率低于0.2 mm／a）；負荷提高后，腐蝕明顯加快，尤其是塔頂油氣總線至E101前DN800水平段直管及彎頭腐蝕尤為嚴重。2017年3月，水平段直管實測最小剩余壁厚為7.32 mm，彎頭實測最小剩余壁厚為3.97 mm。5月再次測試，發(fā)現(xiàn)仍存在明顯腐蝕趨勢，直管段實測最小剩余壁厚為6.73 mm，彎頭實測最小剩余壁厚僅為3.81 mm（見表2）。

圖3 常頂管線測厚部位示意

表2 常頂管線測厚數(shù)據(jù) mm

（5）結鹽點升高，露點下降，兩點溫差呈擴大趨勢。該公司委托工藝防腐總承包商，依據(jù)歷年操作條件對塔頂采用模擬軟件LoSalt對結鹽點、露點、氣速和油氣流量等參數(shù)進行了計算，結果見表3。由表3可以看出，常頂負荷提高后，結鹽點升高，露點下降，兩點溫差呈擴大趨勢，從鹽析出到有液態(tài)水凝結的管段距離增加。

表3 塔頂系統(tǒng)不同時段的運行參數(shù)

3 腐蝕原因分析

正常工況下，低溫HCl-H2S-H2O腐蝕，即露點和露點之后的腐蝕，是常頂系統(tǒng)發(fā)生腐蝕的主要形式。表現(xiàn)為碳鋼的均勻腐蝕和點蝕，0Cr13的點蝕，奧氏體不銹鋼點蝕和應力腐蝕開裂，而雙相鋼／鈦材具有優(yōu)異的耐腐蝕性能。露點和露點之后的腐蝕常用工藝注劑方案來控制。從目前腐蝕監(jiān)測情況可以看出，由于常頂負荷的改變，腐蝕主要集中在常頂至換熱器E101的油氣管線（見圖4紅色部分），尤其是DN800管線的水平段表現(xiàn)最為明顯，即在露點溫度之前，采用常規(guī)的工藝注劑無法抑制腐蝕的加劇。具體分析如下：

圖4 常頂主要腐蝕部位示意

（1）高流速沖刷腐蝕是導致腐蝕減薄的主要原因。從表3可以看出：隨著負荷的提升，常頂油氣線塔頂氣速過快，由原設計流速23 m／s增加到了32.6 m／s，沖蝕風險很高。同時由于氯離子濃度高，中和劑添加量也高，從而氯鹽在系統(tǒng)中分壓高造成鹽點較高，高氣速并有一定的固體／液體存在的情況下，沖蝕更加嚴重。從歷次測厚的數(shù)據(jù)也可以看出，彎頭受沖擊的部位尤為嚴重。

含硫污水間歇性出現(xiàn)漂浮黑渣的問題，即是鹽沉積并導致腐蝕后，腐蝕產(chǎn)物（FeS）被高氣速沖刷下來的一種現(xiàn)象。這種現(xiàn)象有明顯升高趨勢，說明塔頂系統(tǒng)的腐蝕在加劇。

（2）銨鹽的垢下腐蝕也是導致系統(tǒng)管線腐蝕減薄的原因之一。負荷提高后，鹽點升高，露點下降，兩點溫差呈擴大趨勢，從鹽析出到有液態(tài)水凝結的管段距離增加，出現(xiàn)結鹽腐蝕的區(qū)域大幅增加。由于鹽析出而存在于高氣速油氣中，沖蝕嚴重，E101前水平段上中部和彎頭減薄明顯。

目前16 t／h的注水無法保證水注入后能有足夠的液態(tài)水存在而保證結鹽可以被水沖洗下來。如果要保證有液態(tài)水存在，至少要注入25 t／h 45℃的凈化水。另外注水即使保證了可以有足夠的液態(tài)水存在也不能避免沖蝕，因為液態(tài)水存在于高氣速中同樣會加劇沖刷腐蝕。

（3）油水分離效果下降導致系統(tǒng)管線腐蝕減薄。隨著常頂負荷變大，原有的分水罐設計容量已無法滿足油水分離的需求，含硫污水在分水罐停留時間變短，油水分離效果下降，直接導致含硫污水中帶油，同時也引起塔頂冷回流油帶水量的增加。由于回流中水含量的提高，一方面隨著水帶回塔內的鹽也增加，造成塔內的結鹽腐蝕；另一方面由于塔頂負荷增大，常頂循環(huán)量增大，石腦油帶水對回流管線的沖刷腐蝕加大。

4 控制措施

鑒于現(xiàn)有的工況，E101前水平段彎頭腐蝕最為嚴重，這段管線又處在露點溫度之前，采用常規(guī)工藝注劑無法抑制腐蝕的加??；而降低常頂負荷，又將嚴重制約該公司的化工產(chǎn)能，大幅度影響公司的效益。經(jīng)風險評估，在確保安全生產(chǎn)的前提下，提前對常頂油氣線水平段進行補強處理，下次大修前，委托設計單位根據(jù)目前的工況及腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)重新核算，利用下次停工檢修機會，對常頂系統(tǒng)進行改造。為確保裝置安全平穩(wěn)運行到2018年大修，系統(tǒng)改造前主要做好以下幾方面工作：

（1）立即對常頂油氣線水平段進行補強處理，重點是水平段兩側的彎頭（已完成）。

（2）降低輕質原油比例，確保常頂石腦油不超過210 t／h，避免混合不均造成石腦油大幅度波動，避免塔頂負荷的激烈波動加劇腐蝕。

（3）降低回流量，啟用回流和頂循系統(tǒng)的緩蝕劑注入，可以分散已沉積的銨鹽，緩解腐蝕。

（4）提高注水量，改塔頂注水單點注入為多點注入，能有效減緩系統(tǒng)部分設備及管線的腐蝕。改為多點注入能把鹽點適當后移，控制銨鹽析出，沖蝕相應會減小。另外可以把注水移到E101前，這樣不會因為注水造成油氣溫度下降，但是E101可能會受鹽點（指油氣中銨的氯鹽從氣相析出時的溫度）腐蝕影響。

（5）加強塔頂油氣總線E101前的腐蝕監(jiān)測，對常壓塔盤進行一次射線掃描，用于評估上部塔盤及塔頂管線的腐蝕情況。

（6）調整腐蝕檢測布點及檢測頻率。縮短測厚周期，將每季度檢測一次調整為每月一次，用于評估腐蝕速率，同時擴大對常壓塔頂系統(tǒng)管線的測厚點布置，便于早發(fā)現(xiàn)早處理。

5 結束語

2018年大修之前，10 Mt／a常減壓裝置常頂將持續(xù)維持高負荷運行，為確保風險可控，設備可靠性得到有效保證，首先要認真落實腐蝕控制措施，采用降低輕質原油比例、降低回流量、啟用回流和頂循系統(tǒng)的緩蝕劑注入、提高注水量以及改塔頂注水系統(tǒng)單點注入為多點注入等措施，確保有效減緩系統(tǒng)設備及管線的腐蝕；另外加強對系統(tǒng)管線的腐蝕監(jiān)測，及時掌握腐蝕狀況，發(fā)現(xiàn)腐蝕減薄及時采取應急措施，避免事件擴大，杜絕事故的發(fā)生。

Corrosion Analysis of Overhead System under High Load Operation

Xiong Weiguo1，Xie Xiaodong1，Zhang Chaoyang2
（1.Fujian Refining＆Petrochemical Co.，Ltd.，Quanzhou 362800，China；2.Suez Water Technologies＆Solutions（Shanghai）Co.，Ltd.，Shanghai 201203，China）

Several problems arose in overhead of 10 Mt／a atmospheric distillation tower under high load operation.i.e.，effect of oil-water separation became worse in overhead waste water tank；corrosion rates of equipment and pipeline accelerated obviously；iron ions mass concentration of waste water was higher than 3 mg／L；clogging often occurred in filter in front of overhead pump.Corrosion in DN800 elbow of E101 was found to be the most serious by ultrasonic thickness measurement，and minimum remaining wall thickness was only 3.81 mm（original wall thickness was 12 mm）.Corrosion of some equipments and pipelines could decrease effectively by means of reducing the proportion of light oil，enabling top cycle system inhibitor injection，increasing water injection，changing the way of tower top injection from single-point injection to multi-point injection，etc.However，under high load condition，corrosion of horizontal straight pipe and DN800 elbow of E101could not be avoided due to raising of salt point，decrease of dew point dropping and increase of flow velocity.After a thorough risk assessment，the company decided to make remedial treatment on horizontal part and elbow of oil and gas line in advance as well as maintaining existing processing capacity under the premise of strengthening pipeline corrosion monitoring and ensuring safety production.The upgrading project would be made on system equipment and pipeline during next shut-down maintenance.

overhead top oil and gas line，high load，corrosion reduction

2017-06-01；修改稿收到日期：2017-10-27。

熊衛(wèi)國（1967—），高級工程師，1999年畢業(yè)于福州大學工業(yè)自動化專業(yè)，多年從事設備防腐及監(jiān)測管理工作。E-mail：xiongweiguo＠fjrep.com

（編輯 張向陽）