常减压蒸馏装置常顶空冷器腐蚀分析及防护

雷 刚，张海波

(1.中国石油渤海装备公司，甘肃兰州 730060;2.中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司，甘肃兰州 730060)

常减压蒸馏装置常顶空冷器腐蚀分析及防护

雷 刚1，张海波2

(1.中国石油渤海装备公司，甘肃兰州 730060;2.中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司，甘肃兰州 730060)

通过对某常减压蒸馏装置常顶空冷器腐蚀现场进行肉眼观察、查看堵漏和定点测厚情况，掌握了常顶空冷器的腐蚀现状。结合装置运行工况，对常顶空冷器腐蚀的原因进行了分析。最后提出防腐建议:降低热媒水进装置温度;改变空冷的进料形式，变一侧进料为对称的形式进料;加长空冷管束内插入钛管长度;加强工艺防腐措施的管理，更换常顶注缓蚀剂泵，改善注水水质，控制pH值稳定合格，减少pH值的大幅度波动;加强腐蚀监检测与检查考核。

常减压蒸馏装置 常顶 腐蚀

1 常顶工艺流程及常顶空冷器介绍

某常减压蒸馏装置常顶工艺流程如图1所示，是一个常压塔顶油气与水气的混合气相冷凝冷却过程。常顶汽油20～30 t/h，馏出温度为110～120℃，塔底蒸汽吹入量约4.85～5.85 t/h。常顶油气首先进E-504换热器与热媒水进行换热冷凝，然后进A-102常顶湿空冷器继续冷凝冷却至40℃左右，进回流罐。A-102常顶湿空冷器共8台，并联运行，每台有管束214根，管束长9 m，换热面积为2 530.8 m2，管束材质为10号碳钢，入口处内衬300 mm钛管。

2 腐蚀现状

2.1 空冷A-102管束腐蚀泄漏情况

该常减压蒸馏装置常顶空冷分别于2008年1月和4月对A-102/5～8和A-102/1～4进行了更换。自2010年7月以来，A-102空冷管束相继出现腐蚀泄漏，泄漏堵管情况见表1。

由表1可以看出，A-102运行约3 a时，位于后侧的A-102/5～8发生了严重腐蚀泄漏，且泄漏次数随空冷位置的后移而增多。位于较前侧的A-102/3～4腐蚀泄漏相对较轻，而位于最前侧的A-102/1～2至今仍未发生腐蚀泄漏。另外，现场观察还发现，泄漏部位主要集中在空冷器管束入口400～450 mm，即泄漏部位主要集中在内衬钛管末端附近。

表1 常减压蒸馏装置常顶空冷堵漏情况Table 1 Crude distillation unit atmospheric tower air-cooled plugging

2.2 管线减薄情况

对常顶A-102/1～4空冷器入口弯头进行了测厚，A-102入口弯头为两个90°弯头组成的“S”形弯头，其测厚点位置如图2所示，图中数字为定点测厚点的编号，图中箭头所示方向为介质流动方向。

图2 A102空冷器入口弯头及截面测厚点示意图Fig.2 Air coolerinlet elbouv thickness measurement point schematic

测试发现各测厚点均有明显减薄，入口弯头的大弯处减薄比较严重，截止2010年10月21日，平均厚度为13.06 mm，平均减薄量为0.94 mm，平均腐蚀速率为0.44 mm/a，最薄处厚度为12.37 mm，减薄量为1.63 mm。

3 腐蚀原因分析

3.1 HCl-H2S-H2O体系腐蚀严重

近6 a来，该常减压蒸馏装置虽然加工的是以长庆原油为主的低硫低酸的石蜡基原油，但其常顶冷凝水中氯离子和硫离子含量较高，均在100 mg/L以上，形成了H2S-HCl-H2O腐蚀体系，对常顶冷凝系统设备造成了严重的腐蚀。这也可以从中国石油长庆石化分公司常减压蒸馏装置(加工100%长庆原油)常顶存在的严重腐蚀问题得到验证。

常顶冷凝水中氯离子和硫离子含量分析可以看出，近6 a来，常顶冷凝水中的氯离子和硫离子含量均较高，是常减压蒸馏装置常顶冷凝冷却系统设备腐蚀的重要原因。

3.2 进空冷物料温度高

2008－2010年期间，常减压蒸馏装置多炼长庆、青海、吐哈、牙哈等低硫、低酸的石蜡基原油。混合原油中长庆原油的比例在明显上升，青海原油的比例显著下降，使常减压蒸馏装置常压塔顶的石脑油(直馏汽油)收率不断增加，同时也使塔顶冷凝冷却负荷增加。而塔顶换热器E-504/1、2实际运行时进装置的热媒水温度高于原设计值(40℃)，一般在50℃以上，从而造成E-504冷却效果下降，进A-102空冷器物料温度较高，露点位置后移至A-102空冷器，使A-102空冷器管束腐蚀严重。

3.3 配管结构不对称

常顶空冷器配管结构为不对称结构，容易造成偏流，使进入前4台空冷(A-102/1～4)的液相多、气相少，进入后4台空冷(A-102/5～8)的液相少、气相多。由于NH-1为水溶性中和缓蚀剂，与水互溶，所以进入前4台空冷的缓蚀剂量相对较多，进入后四台空冷的缓蚀剂量相对较少，在后4台空冷管束表面不能形成有效的保护膜，导致后4台空冷的腐蚀较前4台空冷腐蚀严重。另外，由于进入后4台空冷的气相多，在冷凝过程中，后4台空冷的相变区较前4台空冷相变区大，从而导致后4台空冷腐蚀比前4台空冷腐蚀严重。

3.4 工艺防腐蚀运行状况

该常减压蒸馏装置常顶冷凝系统工艺防腐蚀措施主要是“一脱二注”，即电脱盐、注水和注中和缓蚀剂。

3.4.1 电脱盐运行情况

按工艺卡片的要求，脱后氯盐质量浓度应不超过4 mg/L。2008年以来(2008年3月4日至2011年2月21日)脱前原油盐质量浓度有93.25%在20 mg/L以下，最大值为844 mg/L，最小值2 mg/L，平均为8.14 mg/L。脱后原油盐质量浓度基本稳定，94.8%以上保持在2 mg/L，脱后盐质量浓度不超过3 mg/L，合格率为98.85%。脱前原油和脱后原油的盐含量分析数据见表2。

表2 常减压蒸馏装置氯盐含量分析(2008年3月4日至2011年2月21日)Table 2 Chloride content of crude distillation unit

3.4.2 注剂情况

目前，蒸馏装置三塔（初馏塔、常压塔、减压塔)塔顶注剂为武汉荷丰化工科技有限公司生产的NH-1中和缓蚀剂。中和缓蚀剂注入量以原油加工量计为21～24 μg/g，注入方式为连续注入。常顶注入点见图1，用单独的一台计量泵注NH-1中和缓蚀剂。

3.4.3 注水情况

蒸馏装置三顶（初馏塔、常压塔、减压塔的塔顶)注水是酸性水汽提装置的净化水，大约为6 t/h，由于各塔没有分别计量，无法获得各塔塔顶的准确注水量。常顶注水部位如图1所示。

中国石油兰州石化公司现有两套酸性水汽提装置，一套酸性水汽提装置处理量为60 t/h，另一套酸性水汽提装置处理量为110 t/h。两套酸性水汽提装置净化水分析统计结果见表3。

表3 两套酸性水汽提装置净化水分析统计结果Table 3 Two acidic water stripping unit water purification statistical analysis mg/L

由表3可以看出，一套酸性水汽提装置净化水的氨质量浓度和H2S质量浓度较高，平均值分别为177.3 mg/L，36.9 mg/L;氨和H2S都是腐蚀性物质，水中的氨和H2S含量增加会使水的腐蚀性增强，加重设备腐蚀。

3.4.4 工艺防腐效果不理想

2005－2010年近6 a以来常顶冷凝水 pH值的合格率相对较高，除2006年的合格率只有85.6%外，其余各年的合格率均在90%以上;而真正反映腐蚀程度的铁离子合格率则相对较低，除2009年外，其余各年的合格率均在90%以下，尤其是2008年的合格率只有65%。存在pH值合格、铁离子不合格的情况。同时pH值合格率和铁离子的合格率变化大，说明注中和缓蚀剂没有控制平稳，防腐效果不够理想。

由表2可知，装置电脱盐合格率高达98.85%，说明电脱盐效果良好。因此，工艺防腐效果不理想可能主要与“二注”有关，一是注水中氯和硫离子含量高;二是缓蚀剂的注入不平稳。

由于工艺防腐设计是“一脱三注”，而实际上是“一脱两注”，现用原设计注氨泵给常顶加注缓蚀剂。由于泵的冲程小，给常顶加注缓蚀剂时，往往冲程调到最大，频繁出现冲程滑移或销子打断，其中一台备用泵上量又不好。因此，常顶缓蚀剂注入不稳定，造成缓蚀剂在设备表面形成的致密牢固的保护膜破坏，从而导致腐蚀加剧。而塔顶冷凝水pH值在短时间内就能调节合格，但设备表面的保护膜一旦破坏，要形成新的保护膜又需要较长时间，所以出现缓蚀剂注入不稳定，塔顶冷凝水pH值合格率高，而真正反应腐蚀程度的铁离子合格率低的情况。

2005－2010年期间，该常减压蒸馏装置常顶冷凝水pH值的波动还是比较大的，如2010年常顶冷凝水的pH值有62%介于7～8区间内，23%介于6～7区间内，还有15%介于其它区间内。而不同pH值区间的冷凝水中的铁离子合格率是不同的，总体来说，当pH值小于6时，铁离子的合格率较低;当pH值大于6时，铁离子的合格率则相对较高，但也有铁离子合格率较低的情况存在，如2008年，当pH值介于6～7时，铁离子合格率42.4%。可见，pH值控制不平稳是导致工艺防腐效果不理想的原因之一。

4 防腐建议

(1)降低热媒水进装置温度，使换热器(E-504/1，2)的冷却效果满足常顶油气温度降低的要求，避免A-102露点将后移;

(2)改变八片空冷的进料形式，变一侧进料为中间向两边进料;

(3)加长空冷管束内插入钛管长度。鉴于目前腐蚀最严重部位主要集中在插入钛管位置之后的100 mm左右，因此建议通过加长钛管长度至600 mm，将露点范围有效控制在空冷器管束入口处有钛管保护的部位;

(4)加强工艺防腐措施的管理，更换常顶注缓蚀剂泵，使之冲程满足加注的量程;改善注水水质，控制pH值的合格率，减少pH值的大幅度波动;

(5)引进贝克体斯等先进技术，提高工艺防腐控制水平;加强监测，及时掌握设备腐蚀状况。

［1］唐孟海.常减压蒸馏装置技术问答［M］.北京:中国石化出版社，2005:8.

［2］Q/SY LS(CG)01－03－2009.第三套常减压蒸馏装置操作规程.

［3］李家民.炼化设备手册［M］.兰州:兰州大学出版社，2008.

Study on Corrosion in Atmospheric Tower Overhead Air Coolers in Atmospheric－vacuum Distillation Unit and Protection

Lei Gang1，Zhang Haibo2
(1.PetroChina Bohai Equipment Company，Lanzhou，Gansu 730060;2.PetroChina Lanzhou Petrochemical Company，Lanzhou，Gansu 730060)

The corrosion conditions of atmospheric tower overhead air coolers were known by field visual observation and positioning thickness measurement.The corrosion causes of the air coolers were analyzed in consideration of unit operation conditions.The effective corrosion protection measures were recommended such as:lowering inlet temperature of hot medium water，changing the way of feed inlet of air coolers，changing one－ side feeding into symmetrical two－side feeding，extending the length of Ti tubes in cooler tubes，strengthening process corrosion prevention management，replacing corrosion inhibitor injection pump in atmospheric tower overhead，improving injection water quality，controlling pH value at specifications，reducing large fluctuation in pH value and reinforcing corrosion detection and investigation.

atmospheric－vacuum distillation unit，atmospheric tower overhead，corrosion

TE985.9

A

1007－015X(2012)04－0037－04

2012－02－ 06;修改稿收到日期:2012－04－28。

雷刚(1979－)，工程师，学士，在该公司兰州石油化工机械厂主要从事炼油化工设备的制造。E-mail:Leigang@cnpe.com.cn

(编辑 张向阳)