常減壓蒸餾裝置長周期運行的影響因素及對策

劉 藝

(中國石化股份有限公司鎮海煉化分公司，浙江 寧波 315207)

煉油裝置在生產能力一定的情況下，長周期運行是煉油裝置降低生產成本、提高效益的主要途徑之一，也是節約檢修費用、減少檢修安全的有效措施，是煉油裝置技術發展的主要方向［1］。

某公司第三套常減壓裝置(以下簡稱Ⅲ常)建于1999 年，設計加工阿拉伯輕質原油，加工能力為8 Mt/a。2001 年以伊朗輕油為設計油種，進行擴能改造，實際加工能力達到了9 Mt/a。2003年起，Ⅲ常裝置已實現三年一修，但與國外常減壓裝置4～5 a 運行周期相比仍有較大差距。

1 影響常減壓蒸餾長周期運行的因素

經分析，造成Ⅲ常裝置非計劃停工及影響裝置安全運行的因素，主要為初餾塔塔盤堵塞、高溫硫腐蝕、塔頂低溫腐蝕和機泵故障等方面。

1.1 加工原油劣質化

Ⅲ常裝置設計加工中東高硫低酸原油，要求原油指標為硫質量分數 不大于3%、酸值不大于0.5 mgKOH/g。2006 年以前，Ⅲ常加工的伊朗輕油、烏拉爾、科威特等原油油性較好。為降低原油加工成本，2006 年11 月開始，Ⅲ常加工高酸重質油(達混)，加工達混油取得較好的經濟效益后，高酸重質原油的加工種類越來越多，加工比例也逐步提高，2008 年高酸重質原油的加工比例達到了21.85%。2010 年起，公司石腦油資源不足，為平衡石腦油，Ⅲ常開始加工凝析油，高酸重質油加工量仍維持較高的水平。2006—2012 年Ⅲ常加工原油情況見表1。

表1 2006—2012 年Ⅲ常加工原油情況

表1 數據中原油酸值間斷超控制指標，增加了高溫部位發生環烷酸腐蝕的機率。同時加工高酸重質油和凝析油，使進裝置混合原油的餾程分布發生較大變化，造成常壓塔低負荷運行，而輕烴系統、減壓系統超負荷運行，增加了裝置運行的不安全因素。

1.2 塔頂低溫腐蝕

常減壓蒸餾裝置低溫部位的腐蝕介質主要是HCl-H2S-H2O，腐蝕部位為初餾塔、常壓塔和減壓塔頂部的冷凝冷卻系統。另外，部分原油中有機氯含量高，有機氯經加熱爐高溫分解產生的氯化氫在塔頂聚集，加劇了塔頂腐蝕。Ⅲ常裝置塔頂低溫腐蝕主要集中在常壓塔頂和減壓塔頂。

(1)常壓塔頂系統。Ⅲ常常壓塔頂管線、換熱器材質設計均選用碳鋼。常頂系統的腐蝕非常嚴重，原油/常頂油氣換熱器腐蝕泄漏頻繁，運行初期一年半內泄漏23 次。經優化電脫鹽操作降低脫后原油含鹽、完善塔頂三注等工藝防腐，改進常頂換熱器的設備結構，增加在線腐蝕監控等措施，2008 年常頂油氣換熱器使用壽命提高到30個月［2］，與四年一修的長周期運行仍有一定差距。常頂換熱器位置在標高27 m 的平臺，檢修更換管束作業的安全風險大。

(2)減壓塔頂系統。減壓塔頂抽真空系統水冷器WC102 管束材質設計選用2205 雙相鋼，具有較強的抗氯化物腐蝕能力［3］，管板材質選用16MnR +2205、殼體材質選用16MnR 碳鋼。以前檢修未發現管束腐蝕，2009 年發現WC102管束焊縫處腐蝕穿孔嚴重，管板和筒體有腐蝕凹坑。主要原因是2006 年起加工原油劣質化，原油中有機氯含量增加，減頂氯離子含量高，減頂污水氯離子質量濃度從2006 年的51 mg/L(不大于30 mg/L 比例為52.6%)上升至2011年的98 mg/L(不大于30 mg/L 比例0%)，增加了減頂腐蝕速率。

(3)電脫鹽系統。Ⅲ常設計時采用美國Baker-Petrolite 公司的高速電脫鹽專利技術，使用兩臺φ3 600 mm×19 560 mm 二級電脫鹽罐串聯。2009 年6 月起，Ⅲ常裝置因加工原油性質變差引起電脫鹽系統脫鹽效率下降，脫后含鹽無法穩定達到不大于3 mg/L 的工藝防腐指標要求［4］，不利于塔頂低溫防腐。

1.3 高溫重油部位硫腐蝕

2011 年6 月，Ⅲ常裝置渣油第一臺換熱器E118A 殼程筒體腐蝕穿孔，高溫渣油泄漏，威脅了裝置安全運行。隨后對渣油、洗滌油、減三線蠟油等高溫重油部位的換熱器殼程筒體檢測，發現換熱器熱源入口處筒體、接管均勻減薄嚴重，介質管線無腐蝕減薄。

引起該部位腐蝕的原因，主要是高溫重油換熱器殼程筒體設計選用材質偏低。Ⅲ常裝置按高硫低酸油設計(原油硫質量分數1.7%)，250 ℃以上工藝管線、換熱器管束設計采用0Cr18Ni10Ti不銹鋼，但換熱器殼體選材為16MnR 碳鋼、殼程本體接管為20 號碳鋼。換熱器殼體選材偏低使該部位存在高溫硫腐蝕［3］1171-1185，是引起250 ℃以上渣油、蠟油、洗滌油換熱器筒體、接管均勻腐蝕減薄的主要原因。

1.4 初餾塔塔盤結垢

Ⅲ常裝置連續兩個運行周期共出現4 次初餾塔壓降升高、塔頂石腦油產品餾程無法控制的問題，因初餾塔無跨線、無法單獨切出，在操作調整無明顯效果后，只能采取裝置停工處理初餾塔，直接影響了裝置高負荷、長周期運行。2008 年3 月第一次停工處理初餾塔壓降高時，經蒸塔、洗塔后的初餾塔塔盤、受夜盤等塔內件上無明顯垢物，只在最下一層塔盤、受夜盤內有少量垢物，而洗塔過程中有大量的黑顆粒被洗塔水帶出?；灧治鱿嚓P垢物的組成如表2。

表2 初餾塔塔盤上的垢物分析結果 w，%

從表2 數據及日常原油泵入口過濾器拆清有大量油泥的情況，判斷垢物主要來自原油中夾帶的油泥，少量來自初餾塔頂系統低溫腐蝕產生的FeS 等被回流帶入塔內。原油在罐區的沉降時間短(1 d 內)，水質量分數達到不大于1%控制指標后就供裝置，油泥等雜質無法有效脫除;原油進裝置后在電脫鹽罐中停留時間僅15 min，大部分油泥無法在電脫鹽罐中沉降脫除，進入初餾塔后被氣相攜帶至塔盤，垢物在塔盤、受夜盤上積累使塔盤上液層厚度逐漸增加，嚴重時引起塔內霧沫夾帶嚴重，塔頂石腦油產品質量無法調節。

1.5 高溫油泵故障

高溫油泵輸送介質溫度在200 ℃以上，尤其是介質溫度大于或等于自燃點的離心泵，這類介質一旦泄漏在常壓下會自然著火［5］。高溫油泵是常減壓裝置最重要的動設備，Ⅲ常裝置高溫油泵主要有閃蒸塔底泵、常壓渣油泵、常三線柴油泵、減壓蠟油泵、減四線泵、減壓渣油泵。

Ⅲ常高溫油泵在運行中主要存在以下問題:(1)機泵密封均選用帶外沖洗油的普通雙端面機械密封，密封運行可靠性差。上運行周期，Ⅲ常裝置發生了減二線蠟油泵密封突然裂開、減壓渣油泵密封多次泄漏的異常工況。(2)受加工原油油性變化和加工負荷的調整，機泵實際流量偏離該泵的最佳工作區較遠，設計時高溫油泵型選用標準低，7 臺高溫油泵振動長期在C 區。

2 對策措施

對上述影響Ⅲ常裝置長周期運行因素，利用2012 年檢修機會、實施了提高本質安全的措施，確保裝置運行安全平穩，實現四年一修的長周期目標。

2.1 優化原油加工方案

針對加工原油種類多、劣質化程度高的情況，加強與生產計劃聯系，嚴格控制進裝置原油酸值、硫含量等指標，換油后及時增加化驗分析，出現酸值超指標時聯系調度立即降低高酸油摻煉比例，確保原油指標合格。發揮公司原油調和系統的優勢，優化高酸重質油、凝析油加工比例，合理匹配加工油種，使混合后原油的餾程分布更加合理，避免裝置局部系統超負荷運行的情況。

2.2 完善塔頂低溫防腐設施

(1)工藝防腐優化。為進一步提高常壓塔頂低溫防腐效果，增加了脫后原油注堿［6］，通過在脫后原油中注入少量的質量分數為4%的NaOH(NaOH 占原油比例為2.5～3.0 mg/kg)，提前中和原油分解的氯離子，降低常壓塔頂污水中氯離子含量，同時增加了塔頂污水在線pH 值分析儀，提高常壓塔頂污水pH 值控制的穩定性。為解決電脫鹽效果差的問題，2014 年新增加了一臺電脫鹽罐，與原二級高速電脫鹽罐串聯形成三級電脫鹽，脫后原油含鹽不大于3 mg/L 的合格率提高至95%以上。加強對三頂系統注胺、注水、注緩蝕劑的優化調節，提高塔頂工藝防腐效果。

(2)設備防腐優化。為滿足裝置長周期運行要求，對塔頂部位設備材質進行升級。(1)參考全焊接板式換熱器在公司Ⅰ常常頂的應用效果，2012年將常壓塔頂8 臺U 型管換熱器更換為4 臺全焊接板式換熱器。(2)對減壓塔頂增壓器后冷器WC102 進行整體更換，管束材質仍選用2205 雙相鋼，計劃對管束進行壽命管理、檢修時定期更換。管板、殼程筒體主材選用12 mm 厚的Q345R 碳鋼、內襯3 mm 厚的06Cr13Al 復合層，通過殼程筒體材質升級來應對減頂系統的低溫氯離子腐蝕。

2.3 材質升級應對高溫硫腐蝕

在高溫部位選擇合適的防腐材料是解決高溫環烷酸及硫腐蝕最有效的方法［3］1171-1185。針對Ⅲ常裝置渣油、蠟油、洗滌油換熱器筒體、接管存在高溫硫腐蝕的情況，2012 年檢修時更換了250 ℃以上換熱器殼程筒體、接管、大帽，并對材質升級，更新后的換熱器殼程筒體、接管等主材選用22 mm 厚Q345R、內襯3 mm 厚0Cr18Ni10Ti 復合層，滿足高溫部位防腐要求。

2.4 初餾塔增加跨線

為解決Ⅲ常裝置前兩個運行周期中初餾塔壓降高影響長周期運行的問題，對初餾塔系統增加跨線、完善洗塔設施，使裝置運行期間可以將初餾塔單獨切出處理，解決了初餾塔全塔壓降高、塔頂石腦油質量無法控制的問題。2013 年3 月初餾塔再次出現壓降高的異常情況，通過裝置低負荷運行將初餾塔切出蒸塔、水洗，全過程只需24 h，效果較好。

2.5 高溫機泵雙密封改造

為提高Ⅲ常裝置高溫油泵運行可靠性，采取了以下措施:(1)將200 ℃以上的高溫油泵密封均改造為串級機械密封，密封沖洗方式采用PLAN32 +53A［5］28-31。(2)更新運行工況不佳的機泵，對減壓渣油泵、常三線柴油泵等進行整體更換，并采用了串級密封。(3)分析高溫油泵振動超標的原因，采取針對性措施，消除了7 臺長期在C 區運行的高溫油泵。通過采取以上措施，高溫油泵的安全運行可靠性大幅提高，為裝置長周期安全運行提供支持。

2.6 提高技術管理水平

技術管理水平的高低直接影響到裝置運行的安全、績效、長周期等指標。平穩是常減壓蒸餾裝置長周期運行的基礎，要嚴格控制裝置日常非計劃作業，對風險較大的作業通過完善方案、識別風險、抓好安全措施落實等來防范作業風險，確保運行期間的安全平穩。工藝管理上要跟蹤原油性質的變化，利用模擬軟件為優化調整提供指導;嚴肅工藝操作紀律的執行，運行中發現的問題及時消除。設備管理上向預防維修努力，對長時間存在、反復出現的問題要分析深層次原因，實行裝置薄弱環節動態管理，利用檢修機會徹底解決;提高檢維修過程管理，提高檢修質量。

3 結論

隨著加工原油劣質化程度的增加，通過技術改造、更新設備、材質升級、加強技術管理等措施，消除了Ⅲ常裝置運行過程中的薄弱環節，長周期運行水平有較大提高，常減壓蒸餾裝置在安全平穩的基礎上實現4 a 一修的長周期運行目標完全能夠實現。

［1］易鐵虎.長周期運行下的煉油裝置設備管理與維修探索［J］.設備管理與維修，2012(12):14-17.

［2］廖芝文，顏軍文.常減壓蒸餾裝置低溫腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2008(2):40-43.

［3］李志強主編.原油蒸餾工藝與工程［M］.北京:中國石化出版社，2010.1171-1185.

［4］劉藝.原油劣質化對高速電脫鹽的影響與對策［J］.石油石化節能與減排，2013(1):15-21.

［5］沈曉艷.常減壓裝置高溫油泵的安全設計及運行管理［J］.煉油技術與工程，2013(3):28-31.

［6］廖芝文.原油注堿防腐技術在常減壓裝置中的應用［J］.石化技術與應用，2007(5):437-441.