闪蒸系统加工高酸含硫原油长周期运行分析

2014-11-29于晓鹏李武荣

石油化工腐蚀与防护 2014年5期

于晓鹏，李武荣

(中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳 471012)

1 闪蒸系统概况

某公司闪蒸系统是为了适应“分储分炼”的加工模式而设置的装置，最初暂定为临时原油加工系统，伴随着西部轻油的稳定供应，在2008 年进行过一次大规模改造，设计处理量为720 kt/a。2009 年，为了提高加工负荷和进电脱盐罐的温度，借用一路主流程对脱前闪蒸原油进行换热，处理量增加至1.3 Mt/a。

闪蒸系统主要流程为:原油40 ℃由罐区至常减压装置，经原油-常一线换热器(E1064)和原油-常三线换热器(E1065A，B)进行脱前换热至120 ℃左右，进电脱盐罐(V1001B，D)脱盐，脱盐后经催化油浆-脱后原油换热器(E1327/2)和闪底油-脱后原油换热器(E1058A，B)换热到250 ℃进闪蒸炉(F1003)，加热至350 ℃后进闪蒸塔(T1005)分离，塔顶油气并入常压炉出口转油线，塔底渣油经过塔底泵(P1203A，B)加压并换热，冷却至240 ℃左右后送至催化作热供原料。原则流程及管线中油品2013 年7-9 月硫含量、酸值分布如图1 所示。

通过原则流程图和2013 年9 月闪蒸系统管线介质分析可知，目前进装置原油硫质量分数平均为0.4%，酸值平均0.5 mgKOH/g，闪蒸塔塔顶及逸出管线介质硫质量分数平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，闪蒸塔塔底抽出线硫质量分数平均0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。

2 闪蒸系统加工原油及油品性质

2013 年1～8 月进闪蒸系统的原油共计789.7 kt，其主要油种为长庆原油(210 kt)、春光原油(60 kt)、内蒙二连原油(40 kt)、其它为管输混合进口原油(479.7 kt)。虽然到厂原油种类较多，性质有所不同，但总体而言，原油品质仍为低硫含酸原油。2013 年6～8 月进闪蒸装置原油性质数据见表1。

表1 闪蒸装置原油性质Table 1 Crude nature of the glash device

根据进闪蒸装置原油性质分析，目前闪蒸系统进装置原油硫质量分数平均不超过0.5%、酸值不超过0.5 KOHmg/g，属于“低硫含酸原油”，原油性质较好。通过对闪蒸系统定点测厚(见表2)发现，该条件下管道腐蚀较轻。但从表2 也看出，原油脱后含盐超标严重，平均合格率仅为18.6%，远远低于总部规定的脱后含盐率大于90%的规定。

图1 闪蒸系统流程Fig.1 Flash system process

表2 闪蒸系统定点测厚数据Table 2 Point thickness measurement of flash system mm

随着S-Zorb 装置开工，对闪蒸原油的硫含量要求放宽，闪蒸装置原料按硫质量分数不超过1.0%、酸值不超过0.5 KOHmg/g 来均衡控制。实际运行中原油性质可能长期在酸值0.5～1.0 mgKOH/g、硫质量分数小于1%的区间波动。因此闪蒸系统加工原油性质将由低硫含酸变为高酸含硫原油。

3 闪蒸系统加工高酸含硫原油适应性分析

闪蒸系统原油按实测硫含量设计的，硫质量分数为0.053%，加工量为1.3 Mt/a。除闪蒸炉炉管使用1Cr5Mo 外，其他各设备外部连接管线均为20 号钢。原设计管线材质符合加工“低硫低酸值”原油的要求。但随着S-Zorb 装置开工，闪蒸系统加工原油性质变为“高酸含硫原油”后，需对其适应性进行分析。

按照石油化工行业标准《高酸原油加工装置设备和管道设计选材导则》SH/T3129-2012，对于高酸含(低)硫原油选材要求如下:

(1)介质温度小于240 ℃时，宜选用碳钢;

(2)介质温度大于等于240 ℃且小于288℃、介质为液相且流速小于3 m/s 时，宜选用1Cr5Mo 或022Cr19Ni10(包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);流速大于、等于3 m/s 或介质为气液两相时，宜选用 022Cr19Ni10 (包括06Cr18Ni11Ti 和06Cr19Ni10 等);

(3)介质温度大于、等于288 ℃且流速小于30 m/s 时，宜选用 022Cr19Ni10 或022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2)。

(4)介质的温度大于、等于240 ℃且流速大于、等于30 m/s 时，宜选用022Cr17Ni12Mo2(包括06Cr17Ni12Mo2，其Mo 质量分数不小于2.5%)或022Cr19Ni13Mo3(包括06Cr19Ni13Mo3)。

闪蒸系统高温部位的管线主要包括闪蒸炉炉管、闪蒸炉出口至闪蒸塔管线、闪蒸塔顶至常压塔管线、闪蒸塔底至闪蒸塔底泵的管线、闪蒸塔底调节阀后的返回线(详见图2 红线部分)等，目前除闪蒸炉炉管外，其它管线和设备均不符合导则规定的关于加工高酸含(低)硫原油的选材要求。考虑闪蒸系统加工高酸含硫原油长周期运行，建议根据高酸含(低)硫原油的选材要求对有关对闪蒸塔和部分管线材质进行升级，具体情况见表3。

图2 闪蒸系统流程Fig.2 Flash system process

表3 改造工程材质升级Table 3 Material upgrade of renovation project

4 闪蒸系统长周期运行分析

目前，进闪蒸装置原油硫质量分数平均为0.4%，酸值0.5，闪蒸塔塔顶及逸出管线介质硫质量分数平均0.3%，酸值平均0.4 mgKOH/g，闪蒸塔塔底抽出线硫质量分数平均为0.52%，酸值平均0.75 mgKOH/g。预计未来原油中的硫和酸值呈上升趋势，在原油性质不可能做大的改变情况下，保证装置长周期运行需从工艺控制和设备防腐两方面综合控制，从而达到长周期运行目的。

4.1 工艺控制

4.1.1 加强电脱盐控制

原油电脱盐是原油加工的第一道工序，是从原油中脱除盐、水、重金属以及其它杂质，确保炼油装置长周期运行的必要手段。目前，该公司电脱盐工艺采用两级电脱盐技术，选用脉冲变压器，运行中要保证电压、电流在设计参数之内平稳操作，在脱后含盐超出3 mg/L 时，要及时进行调整操作。如果进闪蒸原油酸值过高，可适当考虑采用原油注碱工艺。

4.1.2 通过原油调合降低酸值

生产中，建议酸值在0.5 mgKOH/g 左右的可直接闪蒸。酸值在0.7 mgKOH/g 左右的高酸原油(如罕戈、杰诺、芒都油)则需要和低酸原油(如长庆、ESPO)调合进装置。如果闪蒸酸值保留一定余量设定为0.45 mgKOH/g，原油应按一定比例进行调合(见表4)。

表4 原油调合比例Table 4 Crude oil blending proportion mgKOH/g

4.1.3 通过降低闪蒸温度减轻腐蚀

原油中的酸90%左右为环烷酸，分布主要集中在250～500 ℃的馏分中，对比几种酸含量较高的原油评价，酸含量基本在240 ℃以上的馏分中，而240～350 ℃的馏分基本占到了原油总量的20%左右。

如果采取降温的方法来减轻腐蚀，温度要降到240 ℃以下，这样拔出的50%左右直馏柴油，也会随温度降低基本全部进入塔底，喷气燃料油拔出率降低10%左右，闪蒸拔出率降低10%左右。因此通过降温操作减轻腐蚀是不经济的。

4.2 设备防腐

通过原则流程图和闪蒸系统管线介质硫含量、酸含量分析可知，闪蒸系统腐蚀的主要为炉出口管线、闪蒸塔塔壁及闪蒸塔底抽出管线的高温硫蚀和环烷酸腐蚀。但目前进装置原油硫质量分数为0.4%，酸值0.5 mgKOH/g 的条件下系统高温腐蚀的重点应为加热炉转油线和闪蒸塔底抽出管线的高温环烷酸腐蚀。

4.2.1 高温环烷酸腐蚀

高温环烷酸腐蚀是闪蒸系统腐蚀泄漏最重要的影响因素。环烷酸的腐蚀性能与分子量有关，低分子环烷酸腐蚀性最强。腐蚀环境特别是温度对腐蚀性能有很大的影响。温度在220 ℃以下时，环烷酸基本上不腐蚀。随着温度升高，腐蚀逐渐增加，到270～280 ℃腐蚀性最强。温度再提高，环烷酸部分气化但未冷凝，而液相中环烷酸浓度减低，故腐蚀性又下降。到350 ℃左右时，环烷酸气化又增加，气相速度增加，腐蚀又加剧。直到425 ℃左右时，原油中环烷酸已基本上全部气化，对设备的高温部位不产生腐蚀(见图3)。环烷酸的腐蚀具有鲜明的特征，腐蚀部位有尖锐的空洞，在高流速区有明显的流线槽。