常減壓裝置初頂油氣-脫前原油換熱器管束內漏分析

朱冬

(中國石化濟南分公司 煉油四部,山東 濟南 250000)

常減壓然餾裝置初始設計加工臨商原油,裝置處理能力150萬t/a,主要由電脫鹽、換熱網(wǎng)絡、常壓蒸餾、減壓蒸餾等部分組成。歷經多次擴能改造,裝置處理能力達到460 萬t/a,所加工原油為臨商油、進口油、勝利下海油質量比170∶173∶157的混合原油,常渣部分外甩,減壓部分處理能力為210萬t/a;產品方案為重整料、200#溶劑油、輕分子篩料、柴油餾份、重油催化原料、不同牌號的潤滑油基礎油料以及焦化原料。

由于當時設計改造所選用的原油性質偏重,經過核算,在初餾塔拔出率不大于10%,常壓部分拔出率不大于30.03%,常壓總拔出率不大于35.88%的前提下,常壓處理能力達到460萬t/a。

而目前常減壓蒸餾裝置所加工原油日益輕質化,根據(jù)生產數(shù)據(jù),汽油餾分收率達到15%以上。為解決因原油輕質化、汽油收率提高帶來的初餾塔頂壓力過高,塔頂冷凝冷卻負荷增加等常壓系統(tǒng)出現(xiàn)的生產瓶頸問題,2021年4月份,于裝置大檢修期間對常減壓裝置進行適應性改造,通過更換初餾塔塔內件、塔高塔頂冷凝冷卻能力等措施,降低常壓塔負荷,提升裝置加工輕質原油的適應能力,滿足裝置生產需求。

此次發(fā)生腐蝕內漏的換熱器為2021年大檢修期間原油輕質化項目更新的換熱器E1-1/2,型號:BIU1100-4.0-335-6/25-2I,殼體材質為Q245R,管束材質為10#,布置于框架2層。E1-1/2殼程介質為原油(入口壓力1.3 MPa,入口溫度40 ℃,出口溫度60 ℃),管程介質為初餾塔頂油氣(入口壓力0.04 MPa,入口溫度110 ℃,出口溫度65 ℃),該換熱器為原油進裝后第一臺換熱器。

1 E1-1/2內漏發(fā)現(xiàn)與應急處置

2021年8月14日15:30,運行一班班組長例行裝置采樣工作,發(fā)現(xiàn)汽油(初常頂汽油混合樣)顏色發(fā)黑異常,立即匯報運行部管理人員,同時組織人員將汽油出裝改走不合格線、停汽油直供流程。

運行部管理人員立即組織力量對初常頂汽油流程進行排查,通過初、常頂汽油泵出口采樣,判斷為初頂油氣系統(tǒng)發(fā)生介質互串問題。初頂油氣系統(tǒng)有4臺同位號原油換熱器,為原油進裝后第一臺換熱器,通過逐一排查,16:10確認E1-1/2管束內漏,立即將該換熱器切出。經過對初頂汽油分液罐充分置換,顏色正常后19:00采樣送檢,20:55分析結果合格,匯報調度同意后汽油恢復正常流程。

2 換熱器腐蝕情況

換熱器E1-1/2腐蝕位置如下:

管束抽出清洗后,發(fā)現(xiàn)泄漏管束位置如圖1所示。對泄漏換熱管切割抽取后,發(fā)現(xiàn)泄漏點距離管板0.5 m、位于換熱管內側,泄漏孔徑約4.5 mm。

圖1 換熱器腐蝕位置圖

另外觀察發(fā)現(xiàn)E1-1/2殼程,原油出口位置底部換熱管腐蝕比較嚴重,底部管板處也存在較深的腐蝕坑(圖2～6)。

圖2 E1-1/2腐蝕泄漏管束位置

圖3 E1-1/2腐蝕泄漏管束

圖4 與泄漏管束同層的管束腐蝕坑點

圖5 管板密封面腐蝕痕跡

圖6 筒體底部腐蝕坑點

3 換熱器管束腐蝕原因排查

3.1 換熱器管束外觀檢查

通過外觀檢查,未見管束有吊裝損傷等物理性損傷痕跡,換熱器管板接頭處焊肉飽滿,未見明顯腐蝕痕跡,著色檢查正常;換熱管測厚平均厚度為2.4 mm(圖7)。

常減壓裝置加工原油防腐設防值為硫含量1.0%,酸值含量1.5 mg/g(以KOH計),日常加工原油滿足設防值要求。查閱《高酸原油加工裝置設備和管道設計選材導則SH/T 3129—2012》主要設備推薦用材規(guī)定,介質溫度小于240 ℃換熱器殼體及管束材質推薦碳鋼材質,本次檢修改造設備材質滿足相關標準規(guī)范要求。

3.2 換熱器管束材質檢查

根據(jù)設計資料顯示,E1-1/2管束材質為10#鋼,現(xiàn)場切除腐蝕泄漏管束,外委進行金相檢驗和光譜檢驗。檢驗結果如表1～2。

表2 光譜檢驗報告

外委檢驗結果:E1-1/2管束材質符合設計材質,材料為10#鋼。

3.3 裝置原油鹽含量及水含量分析

通過LIMS質量查詢系統(tǒng),查得數(shù)據(jù)如圖8～9。

圖8 2021年大檢修前后脫前原油鹽含量數(shù)據(jù)對比

圖9 2021年大檢修前后脫前原油含水量數(shù)據(jù)對比

通過數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn):2021年大檢修后,原油含鹽量和含水量均有較大幅度增加,這可能是造成管束腐蝕的原因之一。

3.4 換熱流程以及操作參數(shù)排查

2021年大檢修前后,換熱器換熱工藝流程未變化,換熱器原位置更新(圖10)。

圖10 換熱器流程圖

對常減壓裝置檢修后5-7月份操作參數(shù)數(shù)據(jù)和2020年數(shù)據(jù)進行比對,具體見表3。

表3 2021年大修改造前后操作參數(shù)對比

2021年大檢修原油輕質化技術改造項目,E1-1/1.2.3.4四臺換熱器整體更新?lián)Q大,安裝位置不變,換熱器由原BIU800-4/4-6/25-2I更換為BIU1100-4/4-6/25-2I,筒體/管束材質為Q245R/10#,更新前后材質未變。該設備制造日期2019年11月,投用日期2021年4月。

經過對比核算,E1-1/2大檢修更新后,運行工況發(fā)生較大變化,檢修改造前E1-1/2殼程側流速0.39 m/s,檢修改造后E1-1/2殼程側流速0.14 m/s,下降65%。另外對E1-1/2底部油泥進行化驗分析(表4)。

表4 底部油泥化驗分析

至此,換熱器E1-1/2腐蝕原因判定為:E1-1/2更新增大后殼程側流速大幅度降低,導致?lián)Q熱器管束底部油泥積存,且2021年大檢修后常減壓進裝原油含鹽量及含水量較檢修前有所升高,管束底部積累的油泥中含鹽量、含水量較大,油泥中的鈣、鎂、氯等離子溶解于水中,逐漸形成垢下腐蝕環(huán)境,溶解于水中的氯離子滲透穿過油泥接觸到管束,形成腐蝕,最終造成換熱器管束腐蝕穿孔。

4 E1-1/2腐蝕機理分析

由于換熱器殼程側油泥各處鹽含量不均勻,部分位置腐蝕較快形成蝕孔,蝕孔經孕育期形成核后,蝕孔內發(fā)生自催化過程(圖11)。

圖中的M+在此次管束腐蝕中主要為Fe2+。圖11 蝕孔內發(fā)生的自催化過程

(1)

這使孔內氫離子濃度升高,pH值降低而酸化,進一步促進陽極溶解,陽離子更多,如此循環(huán)。

最終孔內氯離子濃度可為主體溶液中的3～10倍,使孔內金屬處于HCl介質中而成為陽極,呈現(xiàn)活化溶解狀態(tài);而蝕孔外常液仍是富氧,介質維持中性,孔外金屬表面維持鈍態(tài)仍為陰極,發(fā)生氧的還原,這就構成了活化(孔內)-純化(孔外)腐蝕電池。由于孔口易被腐蝕產物堵住,造成孔內溶液滯留,使得電池又具有很強的閉塞性,這種腐蝕電池工作引起的自催化過程,促進了孔蝕的迅速發(fā)展,進而導致投用僅4個月?lián)Q熱器管束發(fā)生腐蝕穿孔泄漏。

5 防腐蝕優(yōu)化措施

(1)對泄漏換熱器E1-1/2下兩排管束進行預防性堵管后投入使用。

(2)運行部根據(jù)工況調整換熱器的投用量,由四臺換熱器并列運行改為兩開兩備,改動后E1-1/2殼程側流速由之前的泄漏前的0.14 m/s提高至0.28 m/s。通過提高換熱器殼程原油流速,降低腐蝕速率。

(3)對另一組換熱器中的E1-1/4進行預防性檢修,抽出管束檢查,發(fā)現(xiàn)同樣存在管束腐蝕情況,但是腐蝕情況比E1-1/2輕微,預防性對E1-1/4堵管12根后投入備用狀態(tài)。

(4)運行部匯報調度部門協(xié)調儲運部加強原油脫水工作,并對原油切水水樣、電脫鹽污水水樣進行采樣分析,關注其氯離子、pH值變化情況,指導生產調整。

6 結語

通過換熱器E1-1/2腐蝕原因排查,運行部在“設備管理關注生產工藝和設備運行條件的變化,保障設備運行環(huán)境”體系要素方面落實不到位,未充分識別出裝置原油輕質化改造E1-1設備變更擴大后,裝置低加工負荷工況下,殼程原油側低流速對設備腐蝕加劇的風險,未采取針對性預防腐蝕措施。

管設備要管運行,后期運行部加強對設備運行參數(shù)的管理,通過數(shù)據(jù)的積累及時識別出設備存在的問題,做到預防性維護檢修,減少或降低腐蝕事件的發(fā)生。