1、摘 要：某企业800万吨/年常减压装置主要加工中东高硫原油，运行期间常压塔顶系统换热器管束和板片频繁出现腐蚀失效泄漏，影响装置的生产运行。在该部位应用了一台钛材高效缠绕管式换热器，投运后通过控制常顶负荷、增加连续注水、调整助剂、增上处理流程和pH值在线监控等优化措施，设备的运行寿命可从2.5年延长至6年以上，实现长周期运行。关键词：常减压 常压塔顶 缠绕管式换热器 优化常减压装置常压塔顶换热器运行优化邹红建（中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司，浙江宁波 315207）收稿日期：2022-04-06作者简介：邹红建，学士，工程师。2009 年毕业于北京化工大学化学工程与工艺专业，主要从事石油
2、化工企业工艺技术管理工作。常减压装置为下游各装置提供原料，是炼厂加工的第一道工序，随着原油劣质化和多样化，常减压装置常顶系统换热器低温腐蚀引发换热器管束内漏问题日趋频繁，影响装置稳定运行；介质互串污染石脑油产品，污油产量增加，甚至造成下游装置缺料停工。因此，常压塔顶系统换热器的长周期安全稳定运行，具有十分重要意义。1 概况某企业800万吨/年常减压装置于2008年进行了扩能改造，主要加工中东高硫原油，设计油种为伊轻原油和科威特原油。常压塔顶换热器为石脑油介质与脱前原油进行换热，共分为5路，2路为板式换热器，板片材质为超级奥氏体不锈钢；外3路为管壳式换热器，管束材质为碳钢；2014年12月将其中
3、1路管壳式换热器改为绕管式换热器，管束材质为钛材。2 台全焊接板式换热器板片泄漏周期约4 年，板片周围易结垢堵塞，运行周期后半段引起换热效率降低。3台管壳式换热器管束泄漏周期约22.5年，管束堵管检修后再次投用运行效果更差，频繁泄漏；其中1台改为绕管式换热器后已正常运行6年，期间换热效率平稳。2 腐蚀机理2.1低温腐蚀常减压装置常压塔顶系统低温腐蚀为氯化氢水硫化氢型，主要发生在露点部位。常顶系统腐蚀性物质主要来自原油中的盐类、硫化物和化工助剂（大多含有机氯化物）。原油中的硫形态分为活性硫和非活性硫。活性硫活性较强，可直接跟金属发生反应，如硫化氢和单体硫。非活性硫一般不会直接跟金属反应，如二氧化
4、硫、噻吩等；但其性质不稳定，高温环境下会分解为硫化氢或活性硫1。原油中有机氯高温反应和无机盐水解都会产生HCl气体。无机盐主要是氯化物如氯化钠、氯化钙和氯化镁，大多可以通过电脱盐除去，但处理后的原油还会含有少量弱碱无机盐，会水解产生氯化氢气体，在露点温度时由于冷凝水的存在引起设备腐蚀。氯化钙和氯化镁在120 时开始发生水解产生氯化氢，腐蚀原理如下3：MgCl22H2OMg（OH）22HCl过程优化2023 年 2 月第 8 卷第 1 期 石油石化绿色低碳Green Petroleum&Petrochemicals2023年.第1期-29-邹红建常减压装置常压塔顶换热器运行优化CaCl22H2O
5、Ca（OH）22HClFe2HClFeCl2H2FeH2SFeSH2FeS2HClFeCl2H2S2.2冲刷腐蚀和垢下腐蚀常压塔顶系统会形成氯化铵晶体和硫化亚铁固体的冲刷腐蚀和垢下腐蚀。常规的工艺防腐措施采用注无机氨水工艺。注入氨水会使常顶系统中的HCl气体和H2S气体与NH3反应生成铵盐，铵盐易吸湿，吸湿后的氯化铵盐很容易吸附在潮湿的金属表面，引起设备结盐。铵盐的生成原理如下：NH3H2OHClNH4ClH2OH2SNH3NH4HSHClNH3NH4Cl氯化铵在350 以下是固体状态，铵盐沉积在换热器内部，阻碍油气流动和传热。氯化铵是强酸弱碱盐，在其沸点时饱和的无机氯化铵溶液pH值可达3.3
6、，会发生严重的垢下腐蚀。湿铵盐的腐蚀过程是一种电化学腐蚀，腐蚀原理如下2：Fe2NH4+2ClFe2+2NH3H22ClFeS6NH4HSFe（NH3）62+6H2SS2-在流速大和流动方向改变的部位，高速冲刷导致硫化亚铁保护膜迅速冲掉，造成腐蚀速率增大。常压塔顶系统将有机胺作为注入剂优势如下：（1）是一种露点中和剂，可有效减缓露点腐蚀，保护原油加工过程中酸露点出现的位置，能中和不同种类的酸。（2）具有很强的中和能力。（3）形成的有机铵盐稳定好。（4）更容易冷凝。（5）和酸反应后产物不会聚集沉淀，不会造成垢下腐蚀。（6）水溶性较好，可通过脱水设施大部分脱除，提高产品的纯度。2.3脱后原油注碱常
7、压塔顶系统低温腐蚀主要是氯的影响，包括无机氯和有机氯。原油中的无机氯主要是由NaCl、CaCl2、MgCl2等无机盐在高温环境下水解产生，大多通过电脱盐都能除去，少量进入脱后原油中。CaCl2和MgCl2约在120 （248 F）开始水解；NaCl在300 （572 F）时几乎不水解，即使到600 F也很少水解。图1 3种盐在不同温度下的水解度1009080706050403020100水解度，%温度/F200300400500600700800MgCl2CaCl2NaCl图2 氯在常减压装置中的流向Mg Cl2+2H2O Mg（OH）2+2HClCa Cl2+2H2O Ca（OH）2+2HC
8、lNaClHCl&H2OH2OMg（OH）2 Ca（OH）2 原油中的有机氯化物主要来源于采油过程中加入的各种油田化学助剂。无论是原油中含有的无机盐还是有机氯化物，经加热炉分解后产生的HCl都会随油气进入塔顶，在低温含水部位形成严重的露点腐蚀，造成塔顶换热器多次泄漏。碱能中和无机盐和有机氯产生的HCl，生成的NaCl在400 左右几乎不水解。在脱后原油中注碱，从源头上减少氯离子的产生是控制低温腐蚀的有效手段，能大幅降低塔顶氯离子含量，进而减少腐蚀。注碱位置和注碱量会影响常减压及下游装置：（1）碱液注入会影响常减压阻垢剂效果。碱液注入点与阻垢剂注入点需有足够的距离。（2）炉管结碳或脆裂。控制好注
9、入浓度，注入量不超过15 g/t，保证均匀混合可避免该问题。-30-石油石化绿色低碳 2023年.第8卷（3）侧线产品污染影响下游催化剂活性。如果蜡油中钠含量上升，将影响催化装置的催化剂活性，特别是掺炼渣油时，因渣油中的钠离子含量远高于蜡油，须加强分析和监控，控制原料钠含量不超过装置要求。（4）污染焦化装置原料。导致焦炭中钠含量超标，影响产品品质。3 运行优化措施3.1控制常压塔顶系统负荷以该企业800万吨/年常减压装置为例，现场记录常顶换热器原油侧和汽油侧进出口温差和原油流量，计算出5台换热器热负荷分布，统计情况见图3。由上图看出，近五年常顶缠绕管式换热器E101/3热负荷占比较高，在21.
10、6%28.3%之间，分析主图3 常顶换热器热负荷分布和流程353025201510502016/01/082016/05/112016/10/132017/01/172017/07/072018/06/262018/12/232019/04/172019/09/052020/02/032020/08/28E101/1E101/2E101/3E101/4占油气总量比例，%E101/5时 间E101/1 E101/2 E101/3E101/4 E101/5产品出装置常顶回流常压塔常顶循回流罐E101/1.2常顶板式换热器E101/3常顶缠绕式换热器E101/4.5常顶管壳式换热器要原因是常顶换热器
11、五路管线排布不合理，E101/3离主管口较近，壳层油气量较大。装置常压塔顶油气设计流量208.8 t/h，壳层设计流量43.9 t/h。为防止常顶换热器超设计负荷造成冲刷腐蚀，工艺上通过控制轻质原油掺炼量；常顶循替代常顶回流取热，常顶回流流量按照不大于 15 t/h控制优化措施后，将常压塔顶油气最大流量控制在208 t/h，有效的控制了冲刷腐蚀。利用流程模拟软件Petro-sim（RSIM）对常顶循替代部分常顶回流取热后常顶负荷变化进行模拟测算，结果见表1。由表1可见，通过常顶循取热替代部分常顶回流取热，保证常顶一级油馏程不变，常顶循流量由210 t/h提至280 t/h，常顶回流量由40 t
12、/h降至15 t/h后，常顶油气流量可由208 t/h降至182 t/h，常顶油气流量降低26 t/h。3.2增加连续注水常顶注水是一项重要的工艺防腐措施，注入点位于常顶换热器汽油侧入口阀后。主要作用一是对换热器壳层冲洗，洗去氯化铵盐，防止垢物积累影响换热效率和造成垢下腐蚀；二是稀释塔顶系统内酸性介质，缓解腐蚀2，正常的注水量为工艺介质的15%25%。利用流程模拟软件Petro-sim（RSIM）对常顶系统工况下露点温度进行模拟，结果见表2。表 1 常顶循和常顶取热模拟优化结果名称单位优化前优化后常顶一级油 HK50.650.6常顶一级油 KK176.8176.8常顶一级油流量t/h104.1
13、103.5常顶回流量t/h40.015.0常顶循流量t/h210.0280.0常一线初馏点142.2141.6常一线终馏点244.5243.4常一线流量t/h90.090.0常顶油气流量t/h208.0182.02023年.第1期-31-邹红建常减压装置常压塔顶换热器运行优化表 2 常顶系统露点温度模拟结果名称单位数据常顶压力KPaG281.33常顶温度135常顶水组分摩尔分率%29.08常顶水分压KPaG81.81常顶水露点温度94.09表 3 常顶换热器注水量调整情况位号调整前调整后注水方式 注水量/（t/h）注水方式 注水量/（t/h）E101/1连续4连续4E101/2连续4连续4E1
14、01/3程控13程控11.5连续1.5E101/4程控13程控11.5E101/5程控13程控11.5图4 优化后常顶换热器E101/3注水情况 E101/1E101/2E101/3E101/4E101/5上表看出，常顶系统水露点温度为94.09，该温度位置在常顶换热器内，为控制露点位置强酸腐蚀和垢下腐蚀，需要进行注水。常压塔顶系统2台板式换热器E101/1.2为连续注水；2台普通管壳式换热器E101/4.5为程控注水，每半小时自动切换一次。E101/3改为钛材高效缠绕管式换热器后，考虑到它在5台换热器中热负荷占比较大，为保证注水效果，改为程控注水和连续注水同时进行，优化后注水流程见图4。3.
15、3注剂调整3.3.1常顶注有机氨常顶系统工艺防腐在常压塔顶挥发线上同时注中和剂和氨水。考虑到氨水注入会生成铵盐，引起垢下腐蚀，系统全部改注有机胺中和剂5，根据原油加工规模，中和剂注入量控制在36 mg/kg。3.3.2提高注碱量为控制常顶污水氯离子含量，常减压装置在电脱盐脱后原油管线上增注3%5%碱液4。考虑到对下游焦化装置的影响，注碱量控制在1.8 mg/kg。2021年7月8月装置生产方案调整，渣油95%以上时间生产沥青，期间将注碱量提高至2.2 mg/kg，常顶污水氯离子含量明显降低。详见图5。该炼化800万吨/年常减压装置常顶回流罐设计停留时间为18分钟，回流罐设计偏小，常顶注水量增大
16、后会引起常顶一级油带明水，造成常顶含水质量超标。根据现场调整测算，常顶最大注水流量21 t/h。根据常顶缠绕管式换热器E101/3热负荷计算，壳层常顶油气最大流量为58.8 t/h，按照20%的注水量计算需要注水11.8 t/h，为此对常顶循系统注水量进行优化，具体见表3。图5 常顶污水氯离子含量2020/08/212020/09/092020/09/232020/10/092020/10/282020/11/162020/12/042020/12/232021/01/112021/01/262021/02/122021/03/032021/03/222021/04/122021/04/302021/05/212021/06/092021/06/282021/07/162021/08/022021/08/20时 间140120100806040200氯离子/mgL-13.4优化检修处理流程常顶换热器E101/3改为钛材的缠绕管式换热器，高于设计温度170 钛材管束机械性能会变差，-32-石油石化绿色低碳 2023年.第8卷 存在安全风险。为此在常顶缠绕管式换热器E101/3入口阀后增加
