常顶换热器结垢原因分析及防结垢对策

摘要：从工艺流程、现场结垢情况以及工艺防腐蚀措施等方面对蒸馏装置常顶系统换热器结垢的情况进行了调查 和分析,并用实验室内试验模拟了换热器的工作环境,查找出了换热器结垢的原因,提出了避免频繁更换注剂和增 大常顶注水量等措施与建议。

蒸馏车间常压塔顶腐蚀是炼油装置普遍存在的 问题,一般采用材质升级和加强工艺防腐蚀“一脱三 注”的措施。某厂蒸馏车间常顶系统采用“一脱三 注”方式进行工艺防腐蚀,经过监测分析,原油电脱 盐后盐含量一直保持在3 mg/L以下,常顶冷凝水 中pH值控制在8~10,铁离子含量基本控制在3 mg/L以下,设备腐蚀控制较好。但是2008年常顶 换热器突然发生泄漏,更换时发现换热器管束表面 结垢严重,并发生了垢下穿孔导致换热器失效。 经调查后发现,2007年至今由于工艺等原因对 常顶系统的缓蚀剂和中和剂加注方案进行了多次调 整,不定期频繁交替使用A型和B型注剂。由于A 型注剂为油溶性注剂,而B型注剂为水溶性注剂, 两者分别来自不同的厂家,组分及缓蚀机理不同,且 在缓蚀剂更替过程中未进行严格的置换处理,因此 初步推测缓蚀剂的频繁交替使用引起系统结垢。本 工作采用实验室内模拟评定手段,确定了常顶系统 换热器结垢的原因,并提出了相应的防结垢对策。

1常顶系统的简要流程

图1为蒸馏常顶系统流程示意图。可以看出, 由常压塔T-2顶出来的油汽,在常顶挥发线上加注 水、缓蚀剂、中和剂等注剂(主要是为减缓常顶系统 的腐蚀),经常顶换热器E-0冷凝、冷却后进回流罐 V-4。常顶换热器壳程介质为常顶汽油,温度约70 ~140℃;管程介质为原油,温度约30~100℃,通 过壳程的常顶汽油为初进装置的原料油换热。

2常顶系统换热器结垢情况

现场调查发现,换热器管束结垢严重;高压水冲洗后发现,管束腐蚀严重并发现多处漏点,在防冲板附近垢层较多的地方,腐蚀尤其严重,腐蚀形貌为大小不等的蚀坑群,垢下腐蚀特征明显。

3室内模拟试验

为了查清结垢原因,采用国内石化行业通用的 缓蚀剂评定方法对A、B两种缓蚀剂进行了72 h模 拟试验,试验基础介质为常顶冷凝水(50 mg/L Cl-,50 mg/L S2-,pH 6~8),试验温度为84℃,缓 蚀剂的加入浓度为50 mg/L,与现场工艺加注的浓 度一致。试验结果详见表1。

由试验结果发现,单独使用A缓蚀剂和中和剂 的1#试片表面状况较好;在V-4冷凝水中再加入一 定浓度的A型缓蚀剂和中和剂,会引起局部腐蚀; 常顶冷凝水中加入B缓蚀剂的试片结垢及腐蚀最 严重,从腐蚀产物和腐蚀形貌来看,与常顶换热器的 结垢及腐蚀形貌相一致。因此可以确定系统结垢的 主要原因是由于防腐蚀注剂混加造成的。

4成垢原因分析

注剂方面存在的问题相对较多,首先是在此生 产周期进行了缓蚀注剂(缓蚀剂和中和剂)的试用, 加注位置不变,只是所加注剂的性质不同,分别为水 溶性和油溶性,而且在注剂更换期间并未采取合理 有效的置换措施,由于注剂组分及缓蚀机理的不同 可能引起系统结垢,导致垢下腐蚀。这点通过实验 室内的模拟试验得到了充分的验证。

同时,塔顶注水是炼油厂经常采用的工艺防腐 手段,目的是通过稀释初凝区的酸液,抑制盐类结&nb sp;垢,避免垢下腐蚀。为节约用水,炼油厂将蒸馏常顶 注水基本控制在2.5 t/h。根据石化行业各炼油厂 注水情况调研,发现常顶注水量一般为常顶馏出量 的5%~7%,因此可见目前蒸馏装置常顶所注水量 偏低,无法达到充分稀释HCl-H2S等腐蚀介质浓 度、提高换热器壳程流速从而冲走垢层等目的。

5结论及防结垢对策

综上所述,常顶换热器结垢的主要是由于缓蚀注剂交替使用和常顶注水量偏低。因此建议避免频繁更换缓蚀注剂,如确有需要,应做好缓蚀注剂更替过程中的系统置换工作。同时还应增大常顶系统注水量,同时注水要考虑溶解氧的腐蚀因素,避免腐蚀加剧。