毕业设计 - 年处理为300万吨原油常压塔设计(3)

（4）露点腐蚀

燃料重油中通常含有2％～3％的硫及含硫化合物，它们在燃烧中大部分生成SO2

和SO3。干燥的SO3对设备几乎不发生腐蚀，但当它与烟气中的蒸汽结合形成硫酸蒸气时，却大大提高了烟气的露点，在装置的露点部位发生凝结，严重腐蚀设备。

研究表明，高温烟气硫酸露点腐蚀与普通硫酸腐蚀有本质的区别。普通硫酸腐蚀为硫酸与金属表面的铁反应生成FeSO4。高温烟气硫酸露点腐蚀首先也生成FeSO4，但FeSO4在烟灰沉积物的催化作用下与烟气中SO2和SO3进一步反应生成Fe(SO3)、Fe（2SO4）

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，对SO2向SO3的转化过程有催化作用［6］。当pH值低于3时，Fe2（SO4）3本身也将对

金属腐蚀生成FeSO4，Fe2（SO4）3、FeSO4的腐蚀循环，大大加快了腐蚀的进程，据报道，用普通碳钢制成的设备，国内腐蚀穿孔的最短时间为12天。 1.2.2 腐蚀的危害

对于高酸原油而言，环烷酸腐蚀在常减压腐蚀中最广泛，也是最严重的腐蚀因素

［7］

。在石油炼制过程中，环烷酸的腐蚀性极强，酸值在0.5以上就会产生强烈腐蚀，

崭新的碳钢管道一周就漏，一线操作人员形容环烷酸遇到钢铁就像吃豆腐一样，而目前有的油田原油中酸值已达6～10。

在原油加工中，有时酸、硫、盐3种腐蚀都存在，但并不是腐蚀性物质越多，腐蚀就越严重。如原油中含酸和硫，就比单含酸腐蚀程度小，这是因为硫与金属表面反应生成硫化铁，相当于形成一层保护膜，可以阻止环烷酸的进一步腐蚀。而硫与氯盐的混合则使腐蚀更为严重，这是因为硫化氢与盐酸交互作用 ，使腐蚀速度呈指数倍增加。原油加工中腐蚀的多样性从中也可见一斑。 1.2.3 腐蚀对应措施

（1）研究原料及产品的腐蚀性能，提高认识

通过与多家防腐研究中心合作进行防腐专题研究，了解和掌握原油在炼制加工过程的腐蚀原因和特性，不断吸收和应用新的防腐研究成果，使常减压装置的防腐工作从设计之初就贯彻到了各专业的设计中，将防腐工作作为常减压装置设计、采办、施工的重点工作之一，提高认识，为装置的安全运行和长周期生产打下了良好的基础。

（2）针对原油特点，作好设备选材

常压塔顶的低温油气部位及冷凝冷却系统中处于HCI—H2O—H2S腐蚀环境下。原油脱盐前 NaCl含量高达228 mg/L，根据防腐要求脱盐后NaCI含量应降到3mg/L，虽然常减压采用了先进的三级电脱盐系统，但由于国内尚无此类油品的实际脱盐经验，

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脱盐效果不够理想，常压塔顶的HCI—H2O—H2S腐蚀环境势必更加恶化。在此环境下，碳钢会产生严重的均匀腐蚀，OCrl3表现为点腐蚀，奥氏体不锈钢则应力腐蚀破裂。为此常减压的常顶换热器选用钛管换热器，以提高其耐低温腐蚀的能力。

根据各个部位的介质温度、酸值不同，常减压装置应充分考虑各种腐蚀因素的影响，在合理地提高设备、管线材质的基础上，还保留了足够的腐蚀余量，确保装置的经济性和长周期运行的安全性。

（3）做好工艺防腐

原油的脱盐、脱水是控制高酸原油腐蚀的关键一步，充分脱除水解后产生HC1的盐类是防腐蚀的治本办法［8］。通过有效的脱盐，实现原油脱后含盐3mg/L以下，即可对低温部位腐蚀进行有效的控制。此外，脱除钠阳离子，可防止后续加工装置催化剂中毒；脱除水分，可保证操作正常并节约能耗。

为使常减压塔顶冷凝冷却系统的腐蚀得以控制和降低，采取了在常减压塔顶设备注缓蚀剂、中和剂和水的工艺防腐系统，可有效控制常顶冷凝冷却系统的腐蚀和冷凝水中的pH值，稀释腐蚀介质的浓度；尽可能避免出现强酸环境的露点腐蚀以及水相结垢；控制露点的产生部位等。

由于烟气在露点以上基本不存在硫酸露点腐蚀的问题，因此，在准确测定烟气露点的基础上可以通过提高排烟温度达到防腐蚀的目的［9］。通过合理设计常减压装置的加热炉空气预热器的取热负荷，控制预热器烟气出口温度，从而有效地控制了露点腐蚀问题。

国内外报导的脱酸方法有电场溶剂萃取法、碱洗萃取法、络合法等。碱洗萃取法是使用碱性无机物或碱性有机物，使碱性物质和环烷酸发生中和或酸胺化反应，将环烷酸转化为环烷酸盐或酞胺类化合物，进而将反应所得化合物从原油中分离出来，这是一种被认为可以选择的方案。

1.3 我国常减压蒸馏装置存在问题

1.3.1 综合能耗高

综合能耗是常减压蒸馏装置的重要技术经济指标。根据索罗门公司的绩效评估认为我国炼厂在能耗方面的主要问题：加热炉效率低、装置规模偏小、装置负荷率低、大型传动设备低负荷运转、低效率的机泵马达、用于在线检测能源损耗的操作控制流程及系统十分有限等［10］。以中国石化为例，2002年中国石化平均炼油综合能耗为78

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千克标油/吨，而中东地区炼厂平均达到50.91千克标油/吨，亚太炼厂平均为61.3千克标油/吨，日本平均为64.2千克标油/吨。就常减压装置而言，我国多数炼油装置的能耗比国外先进水平高。

（1）装置规模小

近些年各国炼油厂平均规模明显增长，世界炼油厂平均规模已由1995年的523.73万吨/年提高到2002年底的567.02万吨/年，提高8.27%。其中，提高幅度最大的韩国由974.92万吨/年至2133.50万吨/年，提高了118.84%；美国由442.73万吨/年提高至624.94万吨/年，提高41.16%；印度由452.67万吨/年提高至627.82万吨/年，提高了38.69%等。而我国2002年各类炼油企业约135家，平均规模约为210万吨/年。中国石化炼油企业平均规模为432万吨/年，500万吨/年以下的炼油厂有20座，占62.5%；；小于100万吨/年的炼油厂有6座，占19%。中国石油炼油企业平均规模为352万吨/年，500万吨/年以下的炼油厂有20座，占59%；小于250万吨/年的炼油厂有11座，占32%；小于100万吨/年的炼油厂有5座，占15%。相比之下，企业平均规模远低于世界平均水平，与韩国、印度等相比差距更大。

世界上这种建立超大型炼油厂的趋势仍在不断继续，例如，1995年以前能力超过2000万吨/年的炼油厂有11座，1998年达到15座，目前已达到17座。随着炼油厂的大型化，装置规模也越来越大，以显示规模经济的效益。

（2）加工负荷率偏低

2002年，我国炼油装置加工负荷率为76.7%，而同期中东地区炼厂一次加工装置的开工负荷率达到91%，亚太炼厂平均为81.3%，其中大型炼厂一般平均为87.3%，先进炼厂平均开工负荷率为87.66%。相比之下，我国炼油装置的开工负荷率仍偏低，特别是大型炼厂的加工负荷率不高。这表明国内的资源配置还不够合理。

（3）加热炉燃料消耗大 A．原油换热终温低

我国好多炼厂都存在原油换热终温低的现象。中国石化股份公司常减压装置的换热终温平均284℃，310℃以上的仅有1套，300～310℃的有8套，最低的仅245℃，290℃以上的装置仅占35%。换热终温低的主要原因是：换热网络未使用窄点技术进行全面优化；实际加工的原油与设计原油的性质相差较大，换热网络在设计时虽然经过优化，但对实际加工油种不适应；开工后期，高温换热器，特别是渣油换热器结垢严重，影响传热效率；分馏塔的取热分配不合理；换热器本身效率低。

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B．加热炉效率低

从2001年中国石化炼油事业部对常减压装置54台加热炉的调研结果看，设计平均热效率88.1%，实际平均热效率85.2%，相差3%，炉效率最高89.4%，最低仅69.2%。造成热效率偏低的主要原因如下：1)烟气氧含量高 …… 此处隐藏：3394字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……