常减压装置塔顶挥发线、缓蚀剂管线结垢分析

王亦成，杨丽燕，张亚民

（玉门油田炼化总厂a.常减压车间；b.仪表车间，甘肃玉门735200）

生产与技术改造

常减压装置塔顶挥发线、缓蚀剂管线结垢分析

王亦成a，杨丽燕b，张亚民a

（玉门油田炼化总厂a.常减压车间；b.仪表车间，甘肃玉门735200）

2014年10月玉炼常减压装置缓蚀剂管线出现结垢现象，通过初顶挥发线温度监测表明挥发线内也存在局部结垢。本文以玉门炼化常减压装置为例分析了常减压装置塔顶挥发线及缓蚀剂管线结垢现象和结垢原因，从塔顶注水和配剂工艺上介绍了结垢原因，以及操作环境下各因素对结垢速率的影响，并提出了相应的解决措施。

塔顶挥发线；结垢；水质；pH值

玉炼常减压装置2006年12月初、常顶压力又持续升高，2007年5月装置检修期间，打开初、常顶挥发线，发现挥发线竖管段弯头下部及进冷却器之前弯头部位管线内有大量石灰岩状沉积物，严重处已堵塞管线2/3以上，见图1。

图1 2007 年常减压装置初顶挥发线管线断面Fig.1Overhead line pipeline section of volatile crude oil distillation unit in 2007

1 结垢现象

2014年10月6日起常减压装置初顶、常顶注缓蚀剂注入量出现下降，调节计量泵行程后，流量无变化。10月7日起腐蚀在线监测系统显示常顶中间回流罐pH值由7.5降至5.8。车间停用初、常顶缓蚀剂管线进行全面排查，初、常顶注缓蚀剂管线断面见图2。

图2 塔顶缓蚀剂管线断面Fig.2Overhead inhibitor pipeline section

管线内结垢物呈石灰岩状沉积，且硬度较强。经化验分析与2007年装置挥发线结构物类似，绝大部分属于盐垢。

表1 沉积物化验结果Tab.1Sediment analysis results

10月10日车间对初、常顶挥发线进行表面测温，监测结果见图3。

初顶挥发线竖管段弯头以下2m处及进冷却器之前的弯头处管壁温度明显低于其余部位，最低处温度只有37.2℃，因此，可以判定，初顶挥发线出现局部结垢现象。

图3 塔常顶挥发线表面温度分布Fig.3Temperature distribution of volatile top line surface

2 结垢原因分析

玉炼常减压装置塔顶缓蚀剂配剂、塔顶注水及水环式真空泵用水均为软化水，由P-140泵提供，工艺流程见图4。

图4 塔顶注水及配剂软化水流程Fig.4Tower water and demineralized water dispensing process

自2014年起装置软化进装置温度上升至70℃左右，水温升高造成水环式真空泵抽空，导致真空度频繁波动。同时塔顶注水水温过高，无法形成“露点腐蚀”前移的保护效果。为保证操作平稳，减轻塔顶空冷设备腐蚀，装置在P-140入口处混入部分新鲜水，达到降低真空泵水环用水温度和减缓塔顶空冷设备的目的。

由于新鲜水中含有较高浓度的Ca2+、Mg2+、SO4

2-、HCO3-,这些离子结合后会形成在水中不溶、难溶和微溶的物质，通常由碳酸盐和硫酸盐组成，典型的有CaCO3、CaSO4、BaSO4、即盐类垢。

同时装置初顶温度在110～120℃，常顶温度在95～115℃。塔顶挥发线在此温度环境下连续注水、连续蒸发的过程中，纯净的水变为蒸汽，将注水中所含的盐类留在挥发线内，随着挥发线内含盐量的不断升高，逐渐浓缩，使注入水含盐程度达到过饱和状态，即离子积大于溶度积时，一些钙、镁盐类由水中析出，生成沉淀，形成水垢。

这种垢的形成一般会经历成核长大的过程,先是少量结垢核心在管道表面形成、附着，然后更多的其它成垢化合物（缓蚀剂中的络合物以及中和反应产物）在这些核心周围聚集,成为更大的垢团。随着塔顶注水水流的冲刷，一部分垢被冲掉,但其它的垢继续生成,最终导致管线阻塞[1]。

分析结果表明,塔顶注水中混入新鲜水,导致塔顶Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-浓度高,容易生成盐垢，同时塔顶操作温度高不利于绝大多数盐垢溶解，是造成挥发线结垢的主要原因。

3 影响结垢因素分析

3.1 温度对结垢的影响

温度对结垢的影响主要是改变易结垢盐类的溶解度。图5为盐垢在水中的溶解度随温度变化的曲线。

图5 盐垢溶解度随温度变化关系Fig.5Relationship of scaling salt solubility with temperature

从图5可以看出,除了CaSO4·2H2O溶解度有极大值外,其它均随温度的升高而降低[1]。

盐垢中以碳酸盐为主，当温度升高时，Ca（HCO3）2分解,产生CaCO3结垢

该反应为吸热反应，温度升高，平衡向右移动，有利于CaCO3的析出。对于以CaSO4、BaSO4和SrSO4为主的盐类垢,主要是因为介质中的SO42-与Ca2+、Ba2+、结合而生成难溶解沉淀物。由于这些反应大部分也是吸热反应,随着温度升高,沉淀物析出将会更多，在实际生产中表现为初顶温度高于常顶温度，故初顶挥发线更易结垢。

3.2 水质对结垢的影响

我厂所用新鲜水水质较差（水质分析见表1），易形成Fe（OH）3、Fe2O3晶体，一旦有Fe（OH）3、Fe2O3生成，CaCO3晶体极易以其为晶种，吸附在其表面，快速聚集，使结垢程度加大，温度愈高，垢形成的愈多。

表2 玉炼新鲜水质分析Tab.2Aralysis on fresh water

3.3 压力对结垢的影响

压力对水中存在HCO3-有下列电离平衡：

当压力增大时，减少气体生成，电离方程式向左移动，可减小结垢趋势，但对CaCO3溶解度的影响小于温度对CaCO3溶解度的影响。常减压装置初馏塔顶压力0.07～0.27MPa，常压塔顶压力0.01～0.1MPa，压力较低，在塔顶100℃以上的高温下，塔顶压力对CaCO3的溶解度影响极小。

3.4pH值对结垢的影响

研究表明，提高溶液的pH值，碳酸盐溶解将迅速结晶，使渐进污垢热阻增大，污垢形成的诱导期缩短，促进污垢的生长[2]。但pH值太低，会加大塔顶腐蚀,引起腐蚀垢。塔顶pH值的确定，需要同时考虑这两方面的问题来选择合适的pH值，一般推荐范围为6.5～8.0。

我厂所用HY8110中和缓蚀剂pH值为11，配剂后pH值为9（实测），均为碱性环境，有利于碳酸盐溶解将迅速结晶，在生产中表现为缓蚀剂管线容易堵塞。

4 应对措施

（1）实施P-140除氧水技术改造，改善配剂水质从软化水总管线引出一条DN25管线专用于车间配剂用水注入配剂槽；从新鲜水服务点引出一条DN25管线接入真空泵冷却水作为真空泵水环用水，同时从E-151/1、2循环水进口放空阀门引出两支DN25管线汇合后由一根DN40管线接入真空泵冷却水作为新鲜水补充。

该方案可以解决真空泵水温过高和缓蚀剂配剂用水的矛盾问题，从根本降低了形成盐垢的离子浓度。

（2）监测结垢变化，优化塔顶注水为有效检测挥发线结垢情况，装置自10月10日起建立初常顶挥发线表面温度监测台账，定点、定时进行挥发线表面温度监测，根据检测结果预判结垢的部位和结垢增长速率，随时调整塔顶注水量，达到对结垢冲刷和溶解的最佳效果。

（3）改造缓蚀剂加注控制系统，抑制污垢生长目前，装置加工原油酸值见图6，存在较大波动，这对缓蚀剂注入量和注入浓度调节提出了很大考验。

图6 3 季度常减压装置加工原油酸值Fig.6Acid valve of crude oil processed in third-quarter

面对原油性质多变的不利因素，建议将腐蚀在线系统pH值变化和缓释剂加注量改造成DCS自动控制，优化缓蚀剂加注浓度，使塔顶pH值保持在6.5～7.5最佳区间，避免碱性环境出现，从源头延长污垢形成的诱导期，抑制污垢的生长。

（4）做好检修除垢计划一般挥发线除垢都是在检修过程中进行。常用的除垢方法大致分为3类：①化学除垢；②高压水喷射除垢；③机械除垢。随着技术的发展，也出现了一些新型的除垢方法，例如管内移动式除垢机具除垢及超声波除垢等。根据目前挥发线结垢情况和日后监测结果，装置应在2016年大检修中制定好除垢计划。

［1］王兵，李常俊，等.管道结垢原因分析及常用除垢方法［J］.油气储运，2009，27（2）：59-61.

［2］邢晓凯，马重芳，陈永昌.溶液pH值对碳酸钙结垢的影响［J］.石油化工腐蚀与防护，2004，33（5）：45-51.

Analysis of scale formation in the overhead volatile line and the corrosion inhibitor pipeline of a crude oil unit

WANG Yi-chenga，YANG Li-yanb，ZHANG Ya-mina
（a.Atmospherit and VacuumDistillation Uint；b.Instrument Uint,RefineryFactoryofYumen Oilfield,Yumen 735200,China）

In October 2014,the corrosion inhibitor pipeline of the crude oil unit of our factory scaled.Volatile line temperature monitoring on the top of the primary tower indicates that local scaling occurs over there.This paper,taking the crude oil unit workshop in Yumen Oil Refining and Chemical Industry Co.as example,analyzes this kind of scaling phenomenon and reason.The reason is construed by two aspects of water injection of the top of tower and dispensing process.In addition,this paper studies the effects of various factors on the fouling rate and puts forward the corresponding solutions.

overhead volatile line；fouling；water；pH value

TE62

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20150351

2014-12-29

王亦成（1985-），男，汉族，工程师2007年毕业于西安石油大学，化学工程与工艺专业，本科，从事设备管理。