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呼和浩特石化公司常减压装置常顶换热器失效分析点击：1949 日期：[ 2014-04-26 21:39:52 ] |
| 呼和浩特石化公司常减压装置常顶换热器失效分析 郭晓光,赵伏虎,王 君,王美燕 (呼和浩特石化公司常减压联合车间) 摘 要：本文结合工艺生产的数据及换热器使用状况对使用工况、材质、防腐工艺作一分析比较,探求常减压装置常顶换热器的使用寿命的瓶颈所在,为2012年我公司新建500万吨/年炼油扩能项目做好技术上的准备工作。 关键词：常减压蒸馏;换热器;腐蚀成因;防护措施 中图分类号：TE965 文献标识码：A 文章编号：1006—7981(2010)10—0099—02 呼和浩特石化公司的常减压装置是由洛阳设计院设计,1992年9月投产。投产以来装置1997年6月进行了130万吨/年扩能改造,2005年进行了常减压装置150万吨/年扩能改造。当时初馏塔、常压塔利旧,内件主要更换了高效浮阀塔盘,常压炉进行了扩能改造,更换了炉管、燃烧器,加高加粗了烟囱等,装置采用的主要技术路线和方案如下:①原油蒸馏采用成熟的三级蒸馏(初馏、常压蒸馏和减压蒸馏)。②原油电脱盐系统采用二级电脱盐。③初馏塔,常压塔采用高效浮阀塔盘。④减压采用全填料内件,生产方式按干式操作考虑。⑤采用窄点技术,对原油换热网络进行优化设计,充分利用装置余热,原油换热终温达到285℃以上。 呼和浩特石化公司常减压蒸馏装置2008年8月至今主要加工二连,长庆和蒙古原油,还有少量中原川井原油。其中二连原油约占54.62%,长庆原油约占28.46%,蒙古原油约占13.85%,中原川井原油约占3.07%。,虽然油品性质属低硫轻质原油,但腐蚀状况比较严重。即使采用了“一脱三注”防腐措施,但常顶换热器腐蚀状况一直较为严重,频繁发生管板处的腐蚀泄漏现象。 1·换热器腐蚀现状 常顶换热器工艺编号为E1101A/B,设备规格为BIU900-2.5-215-6/25-2,材质为10#钢,管程介质为常压塔顶油气混合物,入口压力0.06-0.1MPa,温度115-130℃;壳程介质为原油,入口压力为2.3-2.5MPa,入口温度为40℃左右。两台换热器并联工作,在常压塔塔顶馏出线上进行了注水和注缓蚀剂防腐措施。2008年8月停工检修时E1101A/B更换管束,开工运行8个月后于2009年5月即发生了换热管腐蚀泄漏,严重影响了正常生产。 2·热管失效对比 2008年8月份常减压装置大检修以后常顶E1101A/B都更换了新的管束,从开工以来到2009年的5月,E1101A的管束发生泄漏,车间不得不又更换了新管束。从失效的管束上看冲刷腐蚀特别严重。 3·工艺原因分析 3.1 硫腐蚀 硫含量不高,在常顶的操作温度下,硫腐蚀应该是轻微的,二连原油硫含量0.12%,长庆原油硫量含0.11%。 3.2 常顶脱水PH值 PH值变化范围较大,且通过将常顶脱水PH值和脱后盐含量的数据进行相关分析可知,PH值和脱后含盐量大致呈同步变化,在未注水之前PH值更低,注水后PH值平均都提高了,对HCl而言PH值越低腐蚀率越高,当PH值大于5时开始比较平缓,对H2S而言PH值8左右时,腐蚀作用比较明显,所以PH值在6.0—7.5之间为最好。但在常顶环境中,在H2S的水溶液中,在有氯离子存在的情况下,二者相互促进,相对增强了H2S的腐蚀作用。考虑二者的腐蚀条件,为减缓腐蚀,我公司PH值取6.0—8.0。 3.3 脱后盐含量和腐蚀成因分析 从2008年9月到11月脱后含盐量的波动很大,从2008年12月到2009年6月脱后含盐量的平均值基本都在3mg/l以下。在蒸馏装置的油相系统中不同程度地存在着HCl-H2S-H2O腐蚀,HCl的来源有两部分,一部分就是盐类的高温水解,常压炉的出口温度高达365℃左右,高温使氯盐水解生成HCl。另一部分HCl是有机氯的高温分解,原油中本身就含有一定的有机氯化物,加上目前不少采油企业为了增加产量而加入有机氯助剂,致使原油中的有机氯的质量分数越来越高,有机氯在初馏塔温度下分解率较小,在常压炉出口温度下分解率上升,这也是为什么有时候原油脱后盐含量的质量浓度虽然已经降到3mg/l以下,但这种腐蚀现象仍然很严重。通过对检测到的常顶汽油切水中Fe离子、氯离子和PH值的变化规律看,常顶切水中的氯离子的质量分数仍然很高的一个重要原因。H2S一小部分来自原油,绝大部分的H2S则来自原油中的有机氯化物在高温时的分解。H2O来源于原油中的水分,汽提用蒸汽和塔顶注水。HCl、H2S随着轻组分一起挥发,当以汽态存在时,对管束的腐蚀很小。经冷却换热后温度下降到露点以下,冷凝区出现液体水后,在换热器内形成HCl-H2S-H2O腐蚀系统。HCl和H2S相互构成了循环腐蚀,反应式如下: Fe+2HCl→FeCl2+H2 FeCl2+H2S→FeS+2HCl Fe+H2S→FeS+H2 FeS+2HCl→FeCl2+H2S 分析认为HCl-H2S-H2O腐蚀系统是常顶换热器的腐蚀腐蚀失效的一个很重要原因。 3.4 常顶负荷 (1)呼和浩特石化公司2005年常减压装置扩能到150万吨/年,加工的主要是二连和长庆原油,随着社会的需要和结合本厂的实际情况处理能力每年都在提高,日加工量在4200±50t/d,装置每天都满负荷运行,再加上处理原油的长庆原油掺炼比逐年加大,常顶绝对负荷提高了较原来的2倍多,汽油回流加出装置量高达20—25t/h,这样看来常顶换热器的超负荷运行是一个很突出的失效原因。 (2)常压塔的一中回流,二中回流影响,一中回流和二中回流在实际操作中负荷控制偏小,这样造成常顶负荷增加。 3.5 常顶换热器流速核算 常顶换热器从2008年8月开工以来一直在4200±50t/d的处理量加工二连并掺炼长庆轻质原油,其中平均掺炼比在40%左右。常顶换热器的型号:BIU900-2.5-215-6/25-2,常顶使用两个同样的换热器并联换热。 1,混合流体进入换热器入口时流速为(Φ273×9). 流速u的经验值为:对液体u=1.5~2 m/s,对蒸汽u=20~50 m/s 上述计算结果表明在高处量和高掺掺炼比的情况下,换热器流速一直居高不下,换热器管程流速太高也是换热器腐蚀失效的又一重要原因。 4 ·结论总结 呼和浩特石化公司加工的原油含硫量和酸值都比较低,由他们造成的腐蚀蚀轻微的。但由于实际脱后含盐量控制不稳,致使常顶馏出物中HCl含量大增,在进入换热器冷却后由汽相变为液相,为HCl-H2S-H2O腐蚀系统创造了腐蚀环境,增强腐蚀过程。而且在混合气相流体进入换热器时开始冷凝,在混合流体中夹杂着冷凝的小液滴(汽油,水等),在高速流体的推动下,小液滴会以较高的速度撞击管板和换热管,并且剥离原来在金属表面形成的稳定腐蚀层,这样就加快换热器的腐蚀,而长期高掺炼长庆原油生产和初馏塔的负荷过小,导致了常顶汽速超负荷运行,又加剧了对换热管的冲刷,造成常顶换热器的失效泄漏。 结合实际损坏形态及腐蚀机理判定:根本原因是HCl-H2S-H2O低温腐蚀系统和汽油油气冲刷腐蚀的最终结果。 5·应对措施和解决办法 5.1 加强对电脱盐系统的运行管理,保证脱后含盐量低于3mg/l,在保证注水,注缓蚀剂工艺的基础上,控制好氯离子的含量和常顶脱水PH值。 5.2 尽量提高初馏塔的负荷以减小常压塔的负荷,同时再增加一台同样的常顶冷却器来降低换热器的入口气速,来减缓油气对管程的冲刷腐蚀强度。 5.3 提高换热器的选材等级。 5.4 利用加大常压塔一中回流,二中回流来降低塔顶温度,以至减小常压塔顶回流量来降低塔顶负荷,减小换热器入口气速。 [参考文献] [1] 柴诚敬,张国亮.化工流体流动与传热.化学工业出版社. [2] 肖衍繁,李文斌.物理化学.天津大学出版社. [3] 国家质量技术监督局发布,GB151——1999. [4] 陈匡民.过程装备腐蚀与防护.化学工业出版社. [5] 曹传钧.两相流体动力学基础理论及工程应用. |
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