常减压装置的腐蚀及防护

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常减压装置的腐蚀与防护分析!

原油之所以对装置具有一定的腐蚀性，主要是因为其中含有一定的盐、硫物质。

我国油田油品含有较高的硫，进口原油往往高酸高硫，所以原油生产中，常减压装置时刻处于腐蚀环境中。

另外石化工艺流程复杂，在高温高压环境中，腐蚀性介质可能会发生一系列化学反应，给设备带来更加严重的腐蚀环境。

实际化工生产中，常减压装置通常被作为第一加工装置，原油劣质化问题会首先反映到这类设备中，同时常减压设备会对原油进行脱盐脱硫处理，其工作效率也决定了原油是否会对后续设备带来腐蚀性影响。

可以说，加强对常减压装置腐蚀问题的分析，对于保持整套设备平稳运行具有积极的意义。

1、常减压装置中常见的腐蚀介质（1）化工腐蚀介质中，氯化物是非常常见的一种，原油经过初步的脱水处理后，依然会有少量的水残留下来，残留水分一般含有由氯化物构成的盐类成分，比如，氯化钠、氯化镁、氯化钙等，这些盐类成分受热后，会发生化学反应—水解反应，产生氯化氢，氯化氢具有强腐蚀性。

（2）硫化物也是一种常见的腐蚀性介质，一般来说，硫化物的腐蚀性的发挥往往受环境温度因素的影响。

原油中所含有的硫化物一般具有不稳定性，如果环境温度升高，这类硫化物就会分解生成分子量相对较小的硫化物。

原油生产中，元素硫与硫化氢之间可以相互转化，在转换过程中，硫化物分布在装置的不同部位，比如具有强腐蚀性的硫化氢一般聚集在装置低温部位，而硫元素则聚集在装置的高温部位。

（3）除了上述两种腐蚀性物质，有机酸、游离状态的氧、二氧化碳、水也会对常减压装置造成腐蚀性影响。

2、常减压装置腐蚀类型2.1 低温露点腐蚀引起这类腐蚀的主要原因是原油中含有盐类成分，主要发生在常减压蒸馏塔顶管部位以及初馏塔。

原油生产加工中，原油中的盐类物质发生水解反应，生成氯化氢，比如：在系统中，如果HCl以气体形式存在，其具有的腐蚀性几乎可以忽略，但是当氯化性进入到冷凝区后，遇到水，迅速溶于水形成稀盐酸，经测定，冷凝区域的稀盐酸浓度处于1%-2%，对于设备来说，系统内部就形成了强酸性腐蚀环境，继而给系统带来严重的腐蚀性影响。

济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护

等侧线系统的设备和管线。
收稿日期：０２—１２００—１。７
作者简介：培录，东省安丘人，９４年出生，９６年毕赵山１６１８
２设备腐蚀情况
２１管线的腐蚀．腐蚀比较严重的管线主要是常减压三塔顶系
（南炼油厂，济山东济南２００）５１１
摘要：详细介绍装置设备腐蚀状况的基础上，析了设备的腐蚀原因，出掺炼阿曼高硫原油和电脱盐在分指合格率较低是造成设备腐蚀的主要原因。加强 “ 脱三注 ” 理、理的材质升级和对换热设备进行涂层、一管合锈层处理，使腐蚀得到控制。可关键词：减压装置常设备腐蚀一脱三注
赵培录等．济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护
表５常压塔历年腐蚀情况汇总
（）压塔２减
减压塔（全填料塔）是常减压装置中腐蚀最严，
重的设备，腐蚀主要集中在塔顶、二中、三、减减四、
表６减压塔挂片试验情况
匀减薄并伴有冲刷的沟槽；塔底的腐蚀形态为均匀
从历年腐蚀调查情况看，压塔和减压塔的腐常
蚀较为严重。
（）１常压塔
常压塔为浮阀塔，蚀的部位主要集中在塔腐
腐蚀，设备均匀减薄。腐蚀情况见表５。

常减压装置环烷酸腐蚀与防护

１环烷酸的腐蚀机理
环烷酸在低温时腐蚀性不强烈，一旦沸腾，特别是在高温无水环境中，腐蚀最强烈，腐蚀反应如下：
２ＣｎＣ２ｎ－１ＣＯＯＨ＋Ｆｅ→ Ｆｅ（ＣｎＣ２ｎ－１ＣＯＯ）２＋Ｈ２
由于Ｆｅ（ＣｎＣ２ｎ－１ＣＯＯ）２是油溶性腐蚀产物，能为油流所带走，因此不易在金属表面上形成保护膜，即使形成硫化亚铁保护膜，也会与环烷酸发生反应，而完全暴露出新的金属表面，使腐蚀继续进行。
４．３合理工艺及结构的设计
在进行工艺和设备设计时，应尽力减少部位的缝隙和流体流向的死角和盲肠。减少气体、液体对管线或设备表面的冲刷。管线要尽量直线走向，减少急弯和拐角，减少直对的冲刷，采用斜坡导流，在有冲刷得部位设计防冲板。合理设计流速，防止湍流和气液混流、涡流。
５结论
３５０￣４００℃ Ｓ＋Ｆｅ — —— —— —— ——→ＦｅＳ２ＣｎＣ２ｎ－１ＣＯＯＨ＋ＦｅＳ— —— —— — —→ Ｆｅ（ＣｎＣ２ｎ－１ＣＯＯ）２＋Ｈ２Ｓ炼制高酸值高含硫原油时，高温硫和环烷酸同时进行腐蚀，由于高浓度的活性炭在金属表面生成了稳定的ＦｅＳ保护膜，能够缓和环烷酸的腐蚀。
（３）多处角焊缝与管端咬边，最深达１ｍｍ；
（４）上管端外径名义尺寸为 !２７ｍｍ，实测管外径为 ! （２７－０．０２ｍｍ￣ ! （２７－０．０４）ｍｍ，为管端加工! （２６．８＋０．１０）ｍｍ增加了一定难度。
如果按工艺要求，以中心管
端为基准向四周找水平，就得将四周大部分管端削去１．５ｍｍ，这样再加工１０．５ｍｍ的密封台阶时，将加工到角焊缝咬边缺陷处，严重影响上管板的使用效果，生产过程中容易产生泄漏。针对此问题，对氨汽提塔管头加工提出如下要求：

常减压蒸馏装置腐蚀与防护

常减压蒸馏装置腐蚀与防护随着社会的发展，石油需求量越来越大，炼油厂的工作量随之猛增，这对常减压蒸馏装置带去了极大的挑战。

加工高硫原油导致常减压蒸馏装置的防腐工作难度增大，而裝置的防护与企业经济效益息息相关。

本文对常减压蒸馏装置的腐蚀与防护进行了探讨，阐述了硫腐蚀特点、机理，装置腐蚀情况、原因，并对防护措施提出了建议。

标签：常减压蒸馏装置；装置腐蚀；防护措施石油需求量迅速增长导致中国进口原油量不断增加，这使相当一部分的炼油厂面临着加工高硫原油的问题。

原料硫含量的提高和大幅波动使装置腐蚀问题更加严重，为此，研究硫腐蚀的特点、机理，分析装置腐蚀情况、腐蚀原因，有针对性的制定防护措施是企业必须重视的工作内容，具有很重要的现实意义。

1 硫腐蚀特点及其机理1.1 腐蚀特点原油中所含的硫分有两种，一种是活性硫，能通过直接与金属作用而腐蚀装置，如硫化氢；一种是非活性硫，不能直接作用于金属，但可以在高温高压等条件下转化为活性硫。

原油中硫分对炼油装置的腐蚀作用存在于炼油的整个过程。

原油硫含量与其对装置的腐蚀度之间对应关系并不精确，腐蚀度主要取决于硫分的种类、含量、稳定性。

对装置有腐蚀作用的硫分是单质硫等活性硫，原油中活性硫的含量与装置腐蚀强度成正比，但油中非活性硫在容易转化成活性硫的环境下也会严重腐蚀装置。

硫腐蚀的腐蚀对象多，腐蚀环境多元，硫分之间的转化复杂，增加了防护工作难度。

1.2 腐蚀机理如果将原油加热温度作为划分标准，常减压蒸馏过程可分为220～240℃、355～365℃、390～400℃三个阶段。

第一阶段发生在初馏塔，第二阶段在常压塔进行，这两个阶段中原油中存在硫化氢、氯化氢、水蒸气，发生硫化氢—水蒸气—氯化氢型腐蚀；第三阶段在减压塔中进行，温度升至400℃左右，油中非活性硫分解，活性硫含量增加，装置腐蚀更加严重。

即低温部位装置腐蚀类型为硫化氢—水蒸气—氯化氢型，高温部位发生的腐蚀则主要为活性硫造成的腐蚀。

常减压装置腐蚀分析与防护措施_王晓猛

３６Leabharlann 四川化工第１５卷２０１２年第６期
随着节能工作的不断发展，要求加热炉的排烟温度越来越低，但是烟气中的硫在低温条件下会对余热回收设备的换热面产生强烈的低温露点腐蚀，低温露点腐蚀已成为降低加热炉排烟温度、提高热效率的主要障碍。［６］
２．２．２高温环烷酸腐蚀环烷酸（ＲＣＯＯＨ，Ｒ为环烷基）沸点范围在１７７
～３４３℃之间，相对分子量变化范围很大，以３００～４００居多。它通常占原油中酸性物质总含量的９０％（质量分数）左右，使得环烷酸成了石油酸的代名词。当原油中总酸值大于０．５ｍｇＫＯＨ／ｇ时，即能引起管线的腐蚀，故通常将总酸值大于０．５ｍｇＫＯＨ／ｇ的原油称之为高酸原油。
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３４
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腐蚀与控制
四川化工第１５卷２０１２年第６期
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常减压装置腐蚀分析与防护措施
王晓猛马操阳孟江高春杰程荣（中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳，４７１０１２）
Ｓ＋Ｏ２→ＳＯ２ＳＯ２＋１／２Ｏ２ →ＳＯ３（高温或氧化）ＳＯ３＋Ｈ２Ｏ→Ｈ２ＳＯ４（６００℃ 以下）由于常减压蒸馏装置加热炉燃料油一般采用本装置重油，不经脱硫处理，而燃料重油中通常含有２％～３％的硫及硫化物，在燃料中大部分形成ＳＯ２。由于燃料室内有过量的氧存在，所以约有１％～５％的ＳＯ２氧化成ＳＯ３，在高温烟气中的ＳＯ３气体不腐蚀金属，但当温度降到４００℃ 以下时，ＳＯ３将与水蒸气化合生成硫酸蒸汽，当硫酸蒸汽凝结到加热炉尾部受热面上时就会发生低温硫酸腐蚀。与此同时，还会粘附烟气中的灰尘形成不易清除的粘灰，使烟气通道不畅甚至堵塞。［５］

济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护

收稿日期:2002-10-17。

作者简介:赵培录,山东省安丘人,1964年出生,1986年毕业于青岛化工学院机械系,高级工程师,现任中国石化股份公司济南分公司副经理。

1992年参加了催化裂解的工业放大试验,并获得原“中国石油化工总公司”颁发的当年度科学进步特等奖。

济南炼油厂常减压装置设备的腐蚀与防护赵培录　张庆河　张兆宽　张长乐(济南炼油厂,山东济南250101)摘要:在详细介绍装置设备腐蚀状况的基础上,分析了设备的腐蚀原因,指出掺炼阿曼高硫原油和电脱盐合格率较低是造成设备腐蚀的主要原因。

加强“一脱三注”管理、合理的材质升级和对换热设备进行涂层、锈层处理,可使腐蚀得到控制。

关键词:常减压装置　设备腐蚀　一脱三注1　概述常减压蒸馏装置属燃料-润滑油型蒸馏装置,减压系统采用干式蒸馏,减压塔为全填料塔。

该装置1992年5月建成,原设计能力为1.5Mt/a ,后经过两次技术改造,现装置生产能力达到3.5Mt/a 。

造成该装置设备腐蚀的主要原因是原油中存在有硫化物、氮化物、无机盐和有机酸等腐蚀性杂质。

设备腐蚀的程度直接受杂质含量多少的影响,其中以硫化物、无机盐和有机酸的影响较大。

表1列出了近几年加工原油的种类和基本性质。

表1　原油的基本性质时间原油名称S /%N /%酸值/mgK OH ・g -1脱后含盐合格率/%1996-01临商原油0.340.30 0.37 781997-08临商原油0.330.26 0.33 801998-06临商原油0.35 0.40 821999-07混炼原油0.320.32 0.24 812000-04临商原油+阿曼原油0.630.25 0.30 832000-07临商原油+阿曼原油0.520.50 0.82 78 注:原油脱后含盐控制指标为小于3mgNaCl/L 。

由表1的数据显示,所加工的原油在1999年(即掺炼进口含硫原油)以前,属低硫低酸值原油,总的来说设备的腐蚀问题不重。

常减压装置腐蚀分析与防护措施

科技论坛
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常减压装置腐蚀分析与防护措施
王慧
ห้องสมุดไป่ตู้
（中国石油哈尔滨石化分公司，黑龙江哈尔滨１５００５６）
摘要：低压清油和高温重油是常减压装置中设备常常被腐蚀的两大对象，本文主要对其腐蚀原理进行了分析，并提出有针对性的腐蚀防护措施和思考。关键词：常减压装置；腐蚀分析；防护措施；硫腐蚀；露点腐蚀Ｈ：Ｓ—ＨＣＩ —Ｈ２０露割箭虫发生的主要部位，其腐蚀现象主要是由于１主要腐蚀部位和腐蚀类型分析所含的无机盐（以常减压装置是炼油厂各个没备中最腐蚀程度最为严重的龙头装置，原油中的含盐物质而引发的。原油的加工过程中，特别是现在的原油重质化和劣质化的程度逐渐加深，原油中含盐量和含ＮａＣ１、螈ｃｆ２、Ｃａ三种成分为主）以及原油开采过程中所添加的有机氯生的ＨＣＩ而造成的。而在对原油进行蒸馏硫量的不断飙升都会加重常减压装置的腐蚀程度。就目前的事故统汁来化物发生水解而产生具有腐蚀Ｉ看，由于常减压腐蚀而造或的工业事故率直线匕升，而这些事故的频繁发操作时，ＨＣｌ与原油中的硫化物加热分解而产生的Ｈ：Ｓ一同存在于蒸馏培珂嘴却系统当中。不管是ＨＣＩ还ＨＳ，该勿贡以气体＿威．存在于生，也对炼油装置开工效率造成了很大的影响。通常隋况下，常减压装置的高温重油部位组件和低温清油部位组件珂晓中时，研她的腐蚀陛。而在露位置即冷凝区出现液体冰会立即溶于水中，形成对设备腐蚀较为强烈的、浓度在１％到的稀是腐蚀隋况较为集中的组件部分，高温重油组件部分的腐蚀贝０是因为含时，这一现象便是造成常减压装置初馏塔、常压塔、减压塔塔顶以及相硫原油和高酸值反应产生的Ｓ—Ｈ：Ｓ —ＲＣＯＯＨ腐蚀环境而造成的，高盐酸，与此同时，ＨＳ存在于该温环烷酸腐蚀和高温硫腐蚀是主要腐蚀类型，而低温清油部位组件是因对应的冷凝冷却系统设备病蚀现象的主要因素。形成 — ＨＣＩ～０的腐蚀环境，形成循环腐蚀状态，这种循为原油中硫化物和氯化物受热分解而产生的ＨｚＳ—ＨＣＩ —Ｈ２０形成的环境中，腐蚀环境而造成的。除此以外，ＳＯ：、Ｄ３一日Ｄ类型的腐蚀也较为常环也ｌ是力口工含硫原油腐蚀加剧的主要因素。反应产生的ＦｅＣＩ：易溶于水，会使得硫酸亚铁形成的保护膜被剥落，形成了塔顶腐见，而这两种腐蚀物质通常都出现在ｎ Ⅱ 热炉空气预热器和对流室炉管中。当其被水流冲走时，下面，笔者就结合常减压装置的主要腐蚀部位进行总结归纳，并通过引用蚀最为突出的露点腐蚀现象。３腐蚀防护措施建议成因进行分析，就止Ｉ＝圭黾出—些较为适用的３．１对‘ ‘ 一脱三注 ” 工艺进行有效调整防护措施。脱三注’ 堤蒸馏装置中最为中心的工艺防腐措施，其内容包括：原２常减压装置腐蚀分析２１高温Ｓ — Ｈ２Ｓ — ＲＣＯＯＨ腐蚀分析油物质脱盐脱水、缓蚀剂注入、中和剂注入和水注＾。其中，原油物质脱盐（１）电脱盐温度的提２ｌ－１高温硫腐蚀分析。原＿油中部分有机硫化物在２、４０以上的环境效率的提高应该以电脱盐操作工艺的优化为切人点：中，转换为元素硫和，与硫醇、活陆硫和Ｈ：Ｓ在高温环境中形成腐高。环境温度的升高能够降低原油的粘度，进而减少水滴运动的阻力，并促进磁孑Ｌ水滴的聚结。而温良过高则会引起水的蚀环境，其腐蚀程度由原油中的活陆疏（包括单质硫、硫化氢和硫醇）－＃ｔ＇ｉｔ目降低油水界面的张力，脱盐压力增加的同时油水的乳化也会变得十分容易，因此应该将温的大小而决定，活ｆ生硫的含量较多则会加速腐蚀行为，该行为在２４０＇：Ｃ＇到汽化，４３０＇ｔ２之间时表现十分明显，而温度超过了４８０＇Ｃ＇：时，腐蚀行为逐渐减弱，度控制在１２０到１４０￣Ｃ之Ｊ司；（２）破乳刺的合适选择。市场中的破乳刺都具每种原油都有与其对应的最佳破乳剂。混合原油由于其由此可知，该环境的腐蚀程度当环境温度在２４０￣Ｃ到４８０＂１２司。而活陛有一定的选择，硫化物（￣－ｒＮ０是单质硫、硫化氢和硫醇）等成分与金属发生反应时，会形成性质较为复杂，所以要对其进行专项正交实验，并通过自动注入系统来对进而提升脱盐效率；（３）注水量的像硫化亚铁—类的腐蚀物质。腐蚀刚开始时反应速率陕，当进行到—定时破乳剂注入的成分和分量进行严格控制，期时由于ＦｅＳ形成的保护膜减缓了窗蚀速率而当高速流体中的环烷酸与适当提高。水量的适当增加能够寸原油乳化液的稳定跛ｆ洧所提升，但水的水质和ｐｈ值的影响。当下脱盐一、二级注水都是用净其发生反应时，ＦｅＳ保护膜会逐渐消失，并且与反应析出的日：Ｓ形成循环是考虑到注＾腐蚀，这一现象是高温硫腐蚀的主要特征。对此现象稍加研究可知，高温化水进行注入，水质和ｐｈ值都控制在规定范围内，注水量则按照工艺指硫腐蚀的影响因素有介贡流速、温度、环烷酸含量大小以及组件材贡等标的３％到５％进行控制。３．２腐蚀在线监测系统的安装等，常减压装置中出现此类腐蚀的部件有：转油线、炉管、塔进料组件的上系统，其系统主要由监测探针、７１－：￣下堵盘、边料殴塔壁及内部构．ｆ牛以及其他癖温管线组僻翻等。２．１．２高温环烷酸腐铤Ｈ分析。１７７ ℃到３４３＇：１２之间是环烷酸的沸腾范器和数据转换模块等组件构成，对设备和管道的壁厚、局部ｐｈ值等腐蚀滥控，并通过局域网上传至腐ｉ虫葡苴决策服务器，为其围，其相对分子量的变化范围较大，３００到４００是较为常见的数值。该成分状态进行动态实拍在原油中的酸『生物质中的总含量达到９Ｏ％（质量分数占比）左右，因此环调整配备提供在线动态息，常三线、减二线、减三线、减四线等重要部位从而监控常减压装置的高温硫和环烷酸腐蚀，保证了烷酸也成为了石油酸的代名词。一旦原油中的总酸值大于了０．５ｍｇＫＯＨ／ｇ安装高温电感探针，时，就会引起管线腐蚀，因此炼油行业中将总酸值大于０．５ｍｇＫＯＨ／ｇ的原防腐锚｝｝昔施的及时ｌ生和有效陛。参考文献油成为高酸原油。事实研究证明，环烷酸对管线造成腐蚀较小时的环境温１］李志平．常减压装置的腐蚀与应对措璇．安全、健康和环境，２００７（９）．度在２２０。ｃ以下，一旦温度达到２２０＂Ｃ或更高时，环烷酸的腐蚀速率会随【着环境温度的升高而逐渐变决；环境温度在２７０ ℃到２８０ ℃之间时，腐蚀冈卫四凤．加工高酸原油的常减压装置的防腐研究石油化工技术与经达到第— 峰值，环境温度高于２８０ｑＣ后，环烷酸的腐蚀速率有所减缓，在济，２０１１３］韩巍，孙文君袁军，郭雷．炼油常减压装置常顶系统腐蚀分析及防护口ｌ全环境温度达到３５０ ℃时，腐蚀达到第二个峰值；环境温度超过４００＂Ｃ时，环『２０１１烷酸会被分解，腐蚀现象也随之消失，其腐蚀类型属于高温化学腐蚀。在面腐蚀控制，此高温环境中，环烷酸除了与铁质金属直接反应发生腐蚀现象以外，还会与腐蚀产物硫化亚铁发生反应，形成能溶于油质的环烷酸铁。该反应不仅使得有＿定保护作用的硫化亚铁膜捌破坏，同时其成分中游离出来的硫化氢又会对金属表面进行更深层的腐蚀。对环烷酸腐蚀现象有关的因素有：原油温度、流速以及油质的酸值和硫质量浓度等等。此类腐蚀现象发生的主要部位则在塔内填料和塔盘、转油线、加热炉炉管、控制阀下

常减压装置腐蚀分析与防护措施

大，在２２０ ℃以内，其对管线的影响非常的小，当超过２２０ ℃这个临界值以后就开始
这是不利于炼油厂的发展的，因此常减压逐渐的增加，并且当温度到了２８０ ℃左右装置的腐蚀问题就成为了阻碍炼油企业的的时候会出现首个腐蚀峰值；然后越过峰发展因素。值就会开始缓慢的下降，当升到３５０ ℃的时候，出现第二个腐蚀峰值；再上升５０℃ 就会让环烷酸分解，腐蚀也随之消失，所以水均采用的是净化水，其水质和ｐＨ值都在１常减压装置腐蚀分析注水量按工艺指标３％一５％说环烷酸腐蚀是高温腐蚀。在加热过程中，合格范围之内，１．Ｉ低温Ｈｓ —ＨｃＩ —ＨＯ露点腐蚀分析还（对原油质量分数）进行。总结发现在初馏塔、常减压蒸馏塔的其除了会和铁直接接触发生反应之外，像是硫化亚２．２设备选材上部、塔顶管线和三顶水冷器这几个部位能和其他腐蚀产物发生反应，在防腐措施中，针对轻油低温部位我们有这种腐蚀现象。低温Ｈ２Ｓ — ＨＣＩ —Ｈ２０型铁。当环烷酸与腐蚀产物反应时，不但破主要是通过工艺的提升来进行防腐，材料腐蚀主要是由原油含盐引起的。在原油加属于次要的；而高温重油则相反，以材料升工过程中，原油中的无机盐（主要是ＮａＣＩ、坏了具有一定的保护作用的硫化亚铁膜，工艺为辅助。ＭｇＣＩ２、ＣａＣ１２）和原油开采过程中加入的有同时游离出硫化氢又可进一步腐蚀金属表级为主，面。影响环烷酸腐蚀的主要因素是原油的２．３安装腐蚀在线监测系统机氯化物发生水解，生成腐蚀性的ＨＣＩ。常减压装置安装在线腐蚀监测系统流速、原油的酸值和硫质量浓度等。蒸馏过程中ＨＣＬ以及原油里面的硫化温度、塔内填料和能够有效的对生产设备的腐蚀状况进行检物都会受热气化，因此会聚集在蒸馏塔顶该类腐蚀主要发生部位包括：加热炉炉管、转油线、汽提塔塔顶管测，这个系统的组成部分为检测探针（电感部和冷却部位，两种物质在气化状态不会有塔盘、控制阀的下游，塔的循环回流、泵体、叶探针和ｐＨ探针）、采送器、数据转换模块、太大的腐蚀性，可是一旦在冷却部位出现了线、监控机及其附件，对整个生产过程中的管轮和泵出口管线等。液态水的时候，ＨＣＬ就会溶解于水中，形成道和特定部位的ＰＨ值进行动态监控，由传．３ＳＯ２、ＳＯ３一Ｈ２０腐蚀分析盐酸，这种稀盐酸的浓度达到了２％左右，在１此腐蚀情况多集中于空气预热器对流这种偏酸性的稀盐酸环境中，装置设备就腐蚀状况为腐蚀产物的容易出现腐蚀的情况，这样就是为什么这类式炉管这些地方，腐蚀都是会出现在初馏塔、常压塔和减压堆积堵塞然后对局部造成腐蚀穿孔。因此燃料内的硫和其化合物就会经过高温之后塔塔顶及其冷凝冷却这些部位的原因。产生二氧化硫，再加上燃料室都是过氧的２．２高温ｓ —Ｈ２Ｓ－ＲＣＯＯＨ腐蚀分析状况，所以部分二氧化硫就会生产三氧化（１）高温硫腐蚀硫混合在高温烟气里面，当烟气的温度很高温硫腐蚀环境是指２４０ ℃以上时，高的时候，并不会发生腐蚀现象，主要是等原油中的部分有机硫化物转化为Ｈ：ｓ和元００ ℃以下的时候，三氧化素硫，活性硫、硫醇和Ｈ，ｓ形成的腐蚀环到温度降低到４这种化合物是一种境。高温硫腐蚀主要取决与原油中含有活硫就会跟水蒸气化合，带有腐蚀性，遇到装置的加热炉性硫（硫化氢、硫醇、单质硫）的多少。这种腐蒸汽硫酸，尾部受热面上就会形成液态硫酸，这时就蚀会伴随出现硫化亚铁，硫化亚铁附着在装置的内壁上就会将内部物质和装置进行会有强腐蚀发生。

常减压装置设备腐蚀分析及防护措施

中图分类号：Ｅ８．Ｔ９５９
文献标识码：Ｂ
文章编号：０７１Ｘ（０６０ —０３０１ —０５２０）５０５— ３０
中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司（以下简称齐鲁分公司）利炼油厂第二常减压蒸馏装置胜（以下简称第二常减压装置）原设计加工孤岛原，
工装置的保护。在塔内充人液氨后氨能渗透到泵体
收稿日期：０５— ３０２００ —１。
馏塔顶、压塔顶、压塔顶和稳定塔顶注氨和注常减缓蚀剂；压塔顶注水）常。在装置的高温重油系统
主要采用提高材质的方法进行防腐蚀。
态，没有介质充填。为了防止内部硫化物、Ｃ和盐ＨＩ
的垢下腐蚀，每次停工后，均通过注氨线把质量分数为５％的氨水注入初馏塔顶、常压塔顶、减压塔顶、稳定塔顶及冷却系统，泡２；把用过的氨水汇浸４ｈ再集到各回流罐（封罐）回注到初馏塔顶、压塔水，常顶、减压塔顶和稳定塔顶，系统用碱性水反复冲洗对８ｈ把腐蚀产物基本冲洗干净后，用清水对初馏，再
４停工闲置期间装置的主要防腐蚀措施
压蒸馏、压蒸馏和轻烃回收系统组成，要生产减主
重整原料、脑油、柴油、柴油、石轻重二次加工原料和沥青原料。
在停工期问，备停放时问较长。初馏塔顶、设常

常减压装置主要腐蚀机理分析与防护措施

腐蚀、坑蚀，ｒ３为点蚀，８８不锈钢为应力腐蚀。Ｃｌ１— 此类腐蚀易发部位如图１所示，包括：减压常
装置塔顶冷凝系统的塔顶部、冷凝冷却器、冷器空
作用，但氨的中和效果差，加注量大，易形成
Ｎ４ｌ物，而引起空冷器和热交换器的堵塞，ＨＣ垢从
安全技术
ＦＳＨＣ— ＦＣ２２Ｔｅ＋２ｌ｝ｅＨ１Ｈ０环境的腐蚀形貌为：钢为均匀 — Ｃ一碳
这种循环促进作用，是加工含硫原油时腐蚀加剧的重要因素。另外，工艺防腐中常用的注氨虽能起到中和
及塔顶管线的低温部位。
图１常减压装置主要腐蚀部位与腐蚀类型
３高温部位的腐蚀分析
３１高温硫腐蚀．３００％两个温度区间最严重，属于高温化学２～４０
腐蚀。高温系统中，在环烷酸除了与铁直接作用产生腐蚀外，还能与腐蚀产物如硫化亚铁反应，成生
溶于油的环烷酸铁Ｉ：４＿
高温硫腐蚀主要是硫化氢、硫醇和单质硫腐蚀，而这些物质大多都是其他硫化合物分解的产
方面的研究也多有报道。本文结合现场实际对常
压塔塔顶及其冷凝冷却系统设备腐蚀的重要原因。
同时，原油中的硫化物在蒸馏过程中会形成硫化氢，塔顶系统中形成ＨＳＨＣ一蚀环使 — １Ｈ０腐境。工原油含硫量增大，使蒸馏装置的塔顶系加会统硫化氢含量急剧上升。由于硫化氢具有类似催

常减压蒸馏装置的腐蚀与防护

常减压蒸馏装置是将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，该装置操作是否平稳将直接影响整个炼油厂的正常生产，人们常称为其是炼油厂的龙头装置，保证其设备的长周期运转是十分关键的。由于我国大部分原油含硫、含酸较高，在常减压蒸馏塔装置加工过程中对设备会产生不同程度的复试，有的甚至十分严重，因此常减压蒸馏装置的腐蚀防护尤为重要。
Ｈ。ｓ的质量浓度、水中铁离子的含硫以及油品来间接的检测装置内部结构的腐蚀情况。另外，还通过定期的对腐蚀较严重部位的壁厚进行检测，实现装置腐蚀情况的直接监测。三、小结常减压蒸馏装置的腐蚀严重制约着原油加工的效率，并且也反映出一个国家的工艺水平、设计制造能力。一方面，采用更优秀的结构设计可以直接提高装置的寿命；另一方面，研究更好的工艺流程和逐步完善监测技术，尤其是腐蚀在线监测技术的应用，将最大程度地延长设备的使用寿命。
２０
…
一
毳１３一年１２月黧
ＣｈｉＩｎａ肖Ｃｈｒｅｕｍ防护
刘亮
７１９３１９）ｆ陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司。陕西神木
、
常减压蒸馏装置腐蚀现象
１．高温硫腐蚀
原油中的硫主要以单质硫、硫化氢、硫醇、硫醚、二硫醚、环状硫化物砜、亚砜等形式存在，一般情况下我们所讲的硫含量指的是原油中的总硫含量，但并不是所有的硫化物都对设备产生腐蚀，只有能直接与金属反应的硫化物（也称活性硫）如单质硫、硫化氢、硫醇等，才能造成设备的腐蚀。据有关资料介绍，硫化物在２００～４００ｏｃ的温度范围内腐蚀性较强。而且在此温度范围内硫化氢与铁反应的趋势远大于其分解的趋势，所

常减压装置腐蚀原因分析及防护措施

ＦｅＣ１２＋Ｈ２Ｓ＝ＦｅＳ＋２ＨＣ１
Байду номын сангаас
烷酸铁和Ｈ。ｓ，Ｈｓ和Ｆｅ又可以反应，从而促使腐
蚀加剧。
当Ｈｓ和ＨＣ１经过冷换设备后温度下降到露点以下，冷凝区出现液体水时，，ＨＣＬ会溶于水中成为盐酸，在冷换设备壳层形成ＨＣ１一Ｈ：Ｓ — Ｈ：０腐蚀。这类循环腐蚀对于碳钢为均匀腐蚀，对于
Ｆｅ＋２ＲＣＯＯＨ＝Ｆｅ（ＲＣＯ０）２＋Ｈ２Ｔ
ＦｅＳ＋２ＲＣ０ＯＨ＝Ｆｅ（ＲＣＯ０）：＋Ｈ：Ｓ
摘要：原油的重质化和高含硫特性对炼油装置的腐蚀日趋严重，影响了装置的长周期运行。文中
分析了常减压蒸馏装置的腐蚀原因，并针对低温和高温２种腐蚀环境，提出了设备、管道材质选用
和相关的防护措施。
关键词：常减压；腐蚀；选材；防护措施
中图分类号：ＴＥ９８６文献标识码：Ｂ文章编号：１６７１ — ４９６２（２０１３）０５ — ００５０ — ０２
膜。在３４０～４００℃时，硫化氢可分解产生Ｈ和活
道造成腐蚀，影响设备正常运行。
１腐蚀原因分析
常减压装置的设备和管道腐蚀主要表现为化
学腐蚀和电化学腐蚀。化学腐蚀主要发生在高温部位（２４０～４５０℃），电化学腐蚀主要发生在低温部

常减压装置的腐蚀与防护

常减压装置的腐蚀与防护常减压装置是对原油一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压装置是炼油厂的“龙头”。

原油经换热，达到一定温度后，注水和破乳剂，进入电脱盐脱水罐，脱盐后的原油进入另一组换热器，与系统中高温热源换热后，进入常压炉（有的装置设有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分后再进入常压炉）。

达到一定温度（370℃）后，经转油线进入常压分馏塔。

在常压塔内将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油以及常压重油等组分。

产品经必要的电化学精制后进入贮槽。

常压重油经塔底泵送入减压塔加热炉加热（395℃）后，经转油线进入减压分馏塔，减压塔汽化段压力为80-100mm汞柱，有3-4个侧线，作为制造润滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延迟焦化，氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。

1.1低温（≤120℃）H2S-HCl-H2O型腐蚀H2S-HCl-H2O型腐蚀主要发生在蒸馏装置的塔顶及冷凝冷却器系统。

对于碳钢为均匀腐蚀，0Cr13钢为点蚀，奥氏体不锈钢则为氯化物应力腐蚀开裂。

氯化氢和硫化氢在没有液态水时对设备腐蚀很轻，或基本无腐蚀（如常压塔顶部封头及常顶馏出线气相部位）。

但在气液相变部位，出现露水之后，则形成H2S-HCl-H2O型腐蚀介质，对设备造成严重腐蚀。

H2S-HCl-H2O型腐蚀环境主要影响因素为：Cl－、pH值。

Cl－浓度：在H2S-HCl-H2O型腐蚀环境中，HCl的腐蚀是主要的。

HCl来源于原油中的氯盐水解。

另外，由于原油的深度开采，一些油田添加剂也成为HCl的主要来源之一。

pH值：由于氯化物的水解以及原油中硫化氢的逸出，在蒸馏装置塔顶低温露点部位形成强酸性腐蚀环境，pH值为2-3。

如某厂第一套常减压装置投产时，加工原油的含盐量达80mg/l，此状况下常顶空冷开工仅二个月就出现穿孔泄漏，入口弯头处的腐蚀率达15.5mm/a，直管段的腐蚀率达1.54mm/a。

常减压装置腐蚀分析与防护

ＡｂｔａｔｈｎｉｇＤｎｘｎｅｒｃｅｃｌｏｐｎｉｔｈｓｏｔｕｖｓｐｔ５ｅｉｎｄａｏｄｔｎｆｔｓｈｒｎｗｐｅｓｌｔａｓｒｃ：ＺａｊｎｏｇｉｇＰｔｈｍｉｍａｙＬｍｉｄｗｏｅｕｔｃ０ｍｔｄｓｅｎｉｏａｍｏｐｅｉａｄｌｒｍｅ（ｒｔａｏａＣｅｐａｕｏａｇｃｉｏｃｏｓ）ｅ
ＣｏｒｓｏｎｄＰｒｔｃｉｎｏｕｄｅ０ｉｒｏｉｎａｏｅｔｏｆＣｒｌＵｎｉｔ
ＹｕＹａｇａｎｎｉｎ
（ｈｎｉｇＤｏｇｉｇＰｔｃｅｃｌｏ，ｔ．ｈｎｉｇ５４，ｈｎ）ＺａｊｎｎｘｎｅｏｈｍｉａＣ．Ｌｄ，ａｊｎ２０ＣｉａａｒＺａ１２
ｔｕｆｃｅｈｍｏｔｎａｅｏｅａｉｎｏｅｉｅＩｈａｅ．ｔｅｃｒｏｉｎｓａｕｆｔｅｄｘｃｓｅａｏ’ｔｄｈｏｒｓｏｌｌ、ｔｍｐｒｔｒｈｈｈｓａｆｔｄｔｅｓｏｈａｄｓｆｐｒｔｆｄｖｃＩｅｐｐｒｈｏｒｓｔｔｓｏｈｅｅｗａｌｂｌｅ．ｔｅｃｒｏｉｎｅ’ （、ｅｅａｕｅｉｅｏ］ｔｏｉａ）
【摘要］湛江东兴石油化工有限公司５／常减压设计加工利比亚和尼日利亚混合原油，硫含量Ｏ０。从０掺炼含硫（高硫）．Ｍｔ０ａ８７（２５年或
原油（阿曼原油，硫为１２如７％），装置的腐蚀加重，低温、高温部位都出现了比较严重的腐蚀，影响＿３后ｒ装置的安全平稳运行。文章闸述ｒ装置的腐蚀现状，并对低温腐蚀、高温硫（酸）或腐蚀、加热炉露点腐蚀、循环水垢下腐蚀和ｃ引起的缩蚀问题进行分析，找出了腐蚀原。并从ｌ工艺压；低温腐蚀；高温腐蚀；防腐蚀措施常『中图分类号］ＨＴ［文献标识码］Ａ［文章编号］０７１６（０ｏｏ一１３０１０．８５２ｌ）１４。３ｏ

常减压装置的腐蚀概况与防护

前言盘锦北方沥青股份有限公司常减压蒸馏氧化沥青联合装置于１９年建成投产，经过２０年９５０４的扩产改造后装置处理能力达到Ｉｔ，Ｍ／由于加工ａ化，使得炼油装置的腐蚀不断增，加影响了装置的长周期安全运转。同时，由于装置的开工周期越来越长，这就对装置防腐工作提出了更高要求。通过对装置的腐蚀调查和腐蚀监测，们采取了多项防腐措施，我装置
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科ｆ｝ｆ技论坛
常减压装置的腐蚀概况与防护
李凤安
（盘锦北方沥青股份有限公司，辽宁盘锦１４２）２０２
摘
护措施。
要：通过对常减压蒸馏装置腐蚀现象的分析，阐述了常减压蒸馏装置腐蚀的机理，在装置目前的工艺防腐蚀的基础上提出了合理的腐蚀防
一
；腐蚀介质；防护对策
２ＣＯＦＳＦ（ＯＨＨＲＯＨ＋ｅ＝ｅＲＯ与原油中活性硫化物的含量有关，还与温度、管内在没有理想的工艺防腐手段的情况下，提高介质流速有关系，通常温度越高，流速越大，腐蚀也越严重。因此，高温硫化物对设备的腐蚀影响因素由于环烷酸的腐蚀，０年设备大修时把腐２３０主要有活性硫化物含量、硫化物形态、使用温度、流速及设备材质等。蚀严重的减压汽提塔整体更换材质３６＋６ｎ１Ｌ１ＭＲ原油中的硫含量通常是指总硫含量，由于不复合板，运行至今减压汽提塔没有发生腐蚀泄漏。同原油所含硫化物的组成相差较大，即使总．硫含量减压侧线管线全部更换为３６材质，１Ｌ换热器管束相近，在加工过程中生成的活陛疏化物的形态和含采用１ｒ８ｉＣｌＮ９ｎ泵类材质采用三类材质，减压塔量也可能出现很大差别，另外由于硫化物分子量不内填料和固定件全部采用３６材质。１Ｌ通过材质的同，在不同馏分中所富集含量也可能差异较大，从升，级保证了本装置安全、、平稳长周期运行。而导致不同部位其腐蚀程度也不同。活性硫化物如４烟气底露衡蚀１蒸馏装置低温部位腐蚀主要发生在常压Ｈｓ．１２硫醇和单质硫的腐蚀反应通常在３０４０Ｃ、５～０￣其反应比Ｈｓ２更强，使腐蚀反分，如空气预热器。由于本装置混炼原油不断嚏『牲口，塔顶、瞵初缓塔顶和减曰顶、薅令凝系统。塔时可分解出元素硫，顶冷凝系统包括：油气挥发线、空冷器、水冷器及回应更激烈。温度是高温硫腐蚀的主要影响因素之燃料油中的硫化物也不断增加，而燃烧主要生成Ｏ，生成ｓＳ２Ｓ３，Ｏ和０在露点以下流罐等音位，ＨＩＨＩ０系腐蚀。一般气相属Ｃ— 一Ｉ－２随着温度的升高，腐蚀逐渐加重。其影响表现在Ｓ：其中有部分部分腐蚀较轻，液相部分腐蚀较重，尤以气液两相两个方面，一是温度高促进了硫、：硫醇等与金便转变成亚ＨＳ、硫酸和硫酸。因烟气中有蒸汽的存在，二是温度高促进了原油中非活性硫预热器的表面就会有相交部分即ｌ ‘ 露点部位’ 蚀最为严。．质Ｉ重腐蚀形态为属的化学反应；碳钢全面减薄，均匀减薄，造成本装置常压出现的热分解。高温硫化物的腐蚀牦始时较快，酸液析出。当氯化物燃烧生成的ＨＩＣ在露点温度蚀，常压空冷器、减压塔顶水冷器运行不到—个周经过一段时间后，属表面会生成一层致密的ＦＳ下会使酸性介质腐蚀加剧。外烟气中还会有大量金ｅＪ比期便发生泄漏。或铁铬尖晶石（ｅｒ慢，ＦＣ￣ａ葜对金属有—定的保的Ｃ、Ｃ、Ｏ、Ｏ和蒸汽。ＯＨＮＣ２Ｎ在如此多的露点酸１２腐蚀介质。蒸馏装置加工的原油经深度脱护作用，使腐蚀速率下降。而管内流速高，或在三影响及作用下，导致翅片板腐蚀穿孔而失效。本装盐，可以脱去大部分无机盐（ＣＣ２，Ｍａｌ但由于通、）弯头、大小头等容易产生涡流和湍流的地方，金置空气预热器经常运行不到—个周期便失去作用。本装置的原料是由多种原油混合而成，比例不确属表面保护膜容易被冲刷脱落，４防护对策。为了防止２腐蚀。０年在设备２８０露出金属表面，发定，因此性质慨定，造成电脱盐合格率酲毫，生新的腐蚀，使腐蚀率大大提高。本装置减压炉出大修中空气预热器翅片板选择了１Ｒ７Ｃ１抗高温耐所以本装置刁采用电脱盐装置，致使原油中无机盐口弯头处曾在２００３年被腐蚀穿孔。腐蚀材料，并适当提高了排烟温度。水解产生的大量ＨＩＣ腐蚀介贡＾进冷凝系统。而２＿２防护对策。不同材质耐高温硫腐蚀的性能５下一阶段防腐蚀的工作重点腐蚀介质Ｈｓ２主要来源于原油中的硫化物，加工过不同，一般来说，含铬合金钢耐高温硫腐蚀的性能５采取有力措施保证设备防腐蚀管理工作任．１程中原油所含硫化物被加热分解，生成大量Ｈ比碳钢强，，且铬含量越高，耐腐蚀性能越强。由于铬务的落实。北沥公司应建立必要的管理制度，将防随着油气进入了塔顶系统。由于Ｈ１Ｈ２随油的存在，Ｃ和Ｓ促进了钢材表面的钝化，形成双层保护膜，腐蚀管理工作的责任层层分解、落实下去，并严格气进入三塔冷凝系统，即发生了ＨＩＨ２一｛Ｃ－Ｓ｜Ｏ系外层为多孔的ＦＳ２ｅ，内层为致密的Ｃ２。当铬含量贯彻刍彳ａｒ０ＩＩＬ腐蚀。５２加强对原油的管理，严格控制原油中的硫、大于５％时，则可以生成比较稳定的铁铬尖晶石１防护对策。．３原油中无胡盐水解产生的Ｈ］（ＥＲＳ）ＣＦＣ２４￣。因而能够减少钢材对硫化氢的酸和Ｃ一１的含量，努力减少生产过程对设备管道的与硫化物分解形成的Ｈｓ入２进冷凝系统后，形成了吸收量。腐蚀程度。强腐蚀环境。单纯Ｈ水溶液呈弱酸性，对碳钢腐本装置常压炉炉管全部采用Ｃｃｏｒ材质。常Ｍ５３积极碉诟狮稚＆检查，摸清主要生产装置中蚀不大，但有Ｈ１Ｃ存在时，ＨＩ由于Ｃ能破坏金属表压炉出口转油线温度高达３０且流速高本装置设备、６ ℃，管道的腐蚀情况，条件允许时有计划地做好面匕形成的硫化亚铁膜，使金属表面裸露，产生新采用３６１Ｌ钢管。常压塔底约３Ｏ６ ℃渣油经过减压材质的升级工作。的腐蚀，而促进了腐蚀的加剧。从也就是说，Ｃ在炉对流段升温，入Ｈ１再进减匿炉辐射段加热至３５７℃ ５认真抓好设及管道的、４备定定期的测厚ＨＩＨｓＨ０系腐蚀中起着主导作用。因此在防左右，Ｃ— ２２ — 经减压炉出口转油线进人减压塔。随着温度工作，及时发现和消除设备、管道因腐蚀引起的事护措施ｔ应从“ 一脱三注” 工艺措施及选用耐腐蚀的升高和高温段停留时间增加，活性硫化物数量增故隐患。材料两方面着手。１．控制塔顶Ｐ值在６～．加，３１Ｈ．７５５金属腐蚀加刚。为减，腐蚀，Ｊ、本装置减压炉炉管５大＿力加强对“ ５一脱三注” 等工艺防腐蚀措施范围内。塔顶ＰＨ值低于６ＨＩ时，Ｃ腐蚀较强，但选用Ｃ￣ｏｒ材质灏压转油线采用３６钢管。Ｍ１Ｌ的管理，努力减缓炼油装置设备和管道的腐蚀。ＰＨ值高于８Ｈｓ时，２腐蚀作用又会增强。因此塔顶３高温环烷酸的腐蚀５加强加热炉用燃料的管理，努力减轻加热．６回流罐的ＰＨ值应控制在６～－的范围内。常减５７５此类腐蚀主要发生在高温重油部位，如减炉的腐蚀。应考虑增加工艺脱硫装置，确保燃料气顶注氨中和了氯化氢，减缓了氯化氢的腐蚀，并起压塔、汽提塔及相应的管线、、减压泵阀门、热器中的Ｈｓ换含量达到规定指标；定期检测烟气的露点到了调节ＰＨ值的作用。３塔顶冷却器曾１．２采用碳等。高温环烷酸腐蚀发生在液相，但在气液两相的温度，尽量避免在低温受热面部位产生烟气露点腐钢，但不理想，经常运行不到—年便发生宿蚀，０８交变部位、２０在流速冲刷区及产生涡流区腐蚀最为严蚀；向加热炉加人防止ＳＳ，Ｏ向Ｏ转化的添打制，旺年常顶空冷器管束采用了０Ｃ２１ｏＥ材质，９ｒＭＲＡ运重。环烷酸在２Ｏ２ ℃以下腐蚀很轻，在沸程以降低露点温度。行至今没有发现问题，减顶水冷器２０年管束采２０２０：０６７ — ８％时最为严重，主要机理是环烷酸与铁生参考文献用了０Ｃ￣１ｏＥ材质运行三年没有发生泄漏，成油溶性的环烷酸铁，９ｒＭＲＡ此后温度再升高，腐蚀又重ｆ中国石油￣－＇－管理协会设备防腐专业组编．１ｊｒｉｌ－ｔ．－￣２０年设备大修时，０９再次采用０Ｃ２ＭＲ材质新加剧，这时环烷酸不但与铁反应生成环烷酸铁，石油化工装置设备腐蚀与防护手册９ｒ玉ｏＥＡｑ北京：中国进行更换。１９，．并且破坏硫化物形成的金属保护膜。因此高酸值比石化出版社．９６３２高温硫腐蚀高硫原油腐蚀范围更广，主要反应如下：２高温硫腐蚀的影响因素。１高温硫腐蚀不仅２Ｏ＋ｅＦ（Ｏ）Ｈ２ＲＣＯＨＦ＝ｅＲＯＨ２＋责任编辑：王亚芳

常减压装置腐蚀分析与防护措施

常减压装置腐蚀分析与防护措施摘要原油的重质化和高含硫特性对炼油装置的腐蚀日趋严重，影响了常减压装置的长周期运行。

通过分析常减压蒸馏装置的腐蚀原因，并针对低温和高温2种腐蚀环境，提出了设备、管道材质选用和相关的防护措施。

关键词：常减压,腐蚀,选材,防护措施1 常减压装置腐蚀原因分析 [1]1.1腐蚀原因分析常减压装置的设备和管道腐蚀主要表现为化学腐蚀和电化学腐蚀。

化学腐蚀主要发生在高温部位（240℃~450℃），电化学腐蚀主要发生在低温部分（150℃），每类腐蚀由于HCl 和HCN等介质的作用存在多种腐蚀情况。

1.1.1低温部位的腐蚀低温下的HCl-H2S-H2O腐蚀。

原油中含有一定的无机盐、氯化物、硫化物。

无机盐在常压炉出口360℃的温度下，MgCl2、CaCl2和NaCl水解，产生盐酸。

由于水的存在而形成“稀盐酸腐蚀”，原油中硫化物分解产生H2S，会盐酸的腐蚀速度H2S和HCl会上升到常压塔、减压塔和初馏塔的塔顶，与塔顶金属设备表面进行反应，对塔顶的塔体、塔盘等进行腐蚀。

当H2S和HCl经过冷换设备后温度下降到露点以下，冷凝区出现液体水时，HCl会溶于水中成为盐酸，在冷换设备壳层形成HCl-H2S-H2O腐蚀。

这类循环腐蚀对于碳钢为均匀腐蚀，对于0Cr13钢为点蚀，对于奥氏体不锈钢为氯化物应力腐蚀开裂。

1.1.2 高温部位的腐蚀高温腐蚀主要包括高温硫腐蚀和高温环烷酸腐蚀。

（1)高温硫腐蚀。

原油中的硫主要是非活性硫，它与金属一般不会直接发生反应造成腐蚀，非活性形成的硫化亚铁在金属表面会形成半保护性膜。

在340℃~400℃时，硫化氢可分解产生H2和活性很高的单质硫，促进腐蚀发生。

当在420℃~480℃时，高温硫对设备腐蚀最快。

（2）高温环烷酸腐蚀。

环烷酸是有机酸的总称，包括环烷酸、脂肪酸、芳香酸以及酚类，以环烷酸含量最多，故一般称石油中的酸为环烷酸，其沸点约在177℃~343℃。

高温环烷酸腐蚀特点：发生在酸值＞0.5 mg KOH/g、温度在220℃~400℃之间的高流速介质中。

常减压装置的腐蚀与防护

工艺防护主要是通过优化 “ 一脱三注 ” 艺参工数等手段，控制或减缓塔顶系统的腐蚀。
（）脱盐：盐是工艺防护中最重要的一个环１脱节。脱除原油中的氯化物减少Ｃ一ｌ的含量，以减可
作者简介：江宁（９２，，马１７一）男汉族。１９９３年毕业于北京
了建议。
关键词：减压常
腐蚀防护
选材
建议
文章编号：Ｏ７１Ｘ２０）３０６— ４ｌｏ —０５（０６０ —０２０
中图分类号：Ｅ８．Ｔ９５９
文献标识码：Ｂ
１装置概况
工装置催化剂中毒…。目前要求原油进行深度脱盐，便除去Ｃ及Ｍ以ａｇ盐类。１９９５年装置扩能至４０ｔ时，．Ｍ／０ａ电脱盐系统未作改造，油在脱盐罐中原的停留时间缩短，响了脱盐效果。１９影９７年二级电脱盐罐采用原常压蒸馏的两台奶２０ｍｎ×２６０／０７０ｍｎ０ｍｎ电脱盐罐，／×３／脱盐效果明显好转（见表１。）
提高经济效益，置先后进行了４次扩能改造，装使装置的一次加工能力由２５／（利油）大到．０Ｍｔ胜ａ扩５０ｔ（．０Ｍ／中东轻油）ａ。经过多次改造后的装置，目
前运行情况良好，加工规模到装置的能耗在国内从
均趋于较先进的水平。装置设计以中东含硫原油（朗轻油和沙特阿伊

石油化工常减压装置腐蚀与防护

石油化工常减压装置腐蚀与防护摘要：为了更好地促进石化企业的发展，在企业发展的同时保护人民的财产、生命、健康和安全，需要有关人员采取有效措施保护常减压装置，减少设备应用中的腐蚀现象，并采取有效措施处理腐蚀问题，做好常减压设备的防腐工作。

本文对石油化工常减压装置腐蚀与防护进行了探讨。

关键词：石油化工；常减压装置；腐蚀；防护措施1化工常减压装置腐蚀介质在众多腐蚀介质中，氯化物对腐蚀的影响非常显著，是一种典型的化学腐蚀产物。

原油脱水后，往往会留下少量水。

在许多情况下，水中含有一些盐，它们是氯化钙、氯化镁和氯化钠。

氯化钙和氯化镁在加热环境中会发生水解，形成腐蚀性氯化氢。

此外，在许多腐蚀性介质中，含硫化合物也非常常见，需要引起重视。

硫化氢的腐蚀效果与生产环境温度直接相关。

硫化物与热的关系并不稳定。

温度升高后会出现各种分子硫化物。

硫化氢和单质硫相互转化，硫化氢在空气氧化作用下可以变成单质硫。

此时，元素硫与原油烃类反应后，会出现硫化氢。

一系列的过程使硫化氢在高温和低温下分布在不同的位置。

低温腐蚀主要是硫化氢腐蚀，高温腐蚀主要是元素硫腐蚀。

另外，有机酸的腐蚀性也很强。

有机酸由脂肪酸和环烷酸组成。

原油中的水、二氧化碳和氧气进入真空装置后会从真空装置逸出。

冷凝系统出现氢去极化腐蚀和氧去极化腐蚀。

2石油化工常减压装置腐蚀的原因2.1低温露点在石油化工生产中，常减压装置最常见的腐蚀是低温露点腐蚀。

这种腐蚀现象的出现与原油含盐量密切相关。

一般来说，这种盐是以水包裹体的形式存在的，主要包括氯化镁、氯化钙和氯化钠。

事实上，这些物质并不具有腐蚀性，但它们在高温下会分解，这使得许多腐蚀性物质如氯化氢出现。

原油中含有大量硫化物，在加热作用下会产生硫化氢气体。

硫化氢气体和氯化氢等气体进入水中后，会有强腐蚀性物质。

一般来说，常减压蒸馏装置的盐酸浓度不高，一般只有1%～2%。

但盐酸本身的浓度具有很强的腐蚀性，常减压蒸馏装置会受到硫化氢的严重影响。