常减压装置的硫腐蚀与防护
常减压蒸馏装置的设备腐蚀与防护
原油劣质化程度不断加重，装置在运行期间部分设
备管线经常出现腐蚀泄漏的状况…。常减压蒸馏 是炼油化工的第一道加工工序，并为下游装置提供 二次加工原料。某石化分公司炼油厂一次加工能 力为ｌＯ ＭＬ／ａ，为国内首套全输全炼俄罗斯原油的 装置。俄罗斯原油为含硫中间基原油，原油中的硫 包括元素硫、硫化氢、硫醇、硫醚、二硫化物、噻吩类
近年来，随着加工原油中硫、酸含量逐年升高，
的影响，可将硫腐蚀分为两类：低温部位的腐蚀和
高温部位的腐蚀。 低温硫腐蚀发生在温度小于１２０℃有液相水 存在的部位，由于此部位的腐蚀Ｈ：Ｓ主要来源于原 油中有机硫化物受热分解产生。一般气相部位腐 蚀较轻微，液相部位腐蚀严重。温度不超过１２０℃ 时，在无水条件下对设备基本不发生腐蚀，但温度 低于水蒸气“露点”发生冷凝时，则会在低温部位
注”（脱盐、注中和剂、注缓蚀剂和注水）工艺防
腐。其中原油电脱盐是通过性能优异的破乳剂及 优化的电脱盐工艺，保证脱后原油盐质量浓度低
常减压蒸馏装置的设备腐蚀与防护
王
健，曹志涛，马玲玲，潘思仲，张晓琳，李
（中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司，辽宁辽阳１１１００３）
学
摘要：随着加工原油性质的不断劣质化，在常减压蒸馏装置的不同部位出现了不同程度的腐 蚀，结合装置的实际情况对腐蚀问题进行系统的分析。分析认为腐蚀主要为低温部位的ＨＣｌ．Ｈ，Ｓ． Ｈ：Ｏ腐蚀，高温部位硫腐蚀及高温环烷酸腐蚀等。针对腐蚀现状采取了工艺上严格执行“一脱三 注”；设备材质升级，加强腐蚀情况的检测、监测等一系列防腐蚀措施，运行３ ａ取得了一定的防腐 蚀效果，并对装置设备的防腐蚀工作提出了建议。 关键词：常减压蒸馏腐蚀硫化物氯化物防护
中产生腐蚀，现在一般认为，ＨＣｌ．Ｈ：ｓ—Ｈ：Ｏ腐蚀 是由于Ｈ：ｓ和ＨＣｌ溶解于水中交替促进发 生的。 １．１．３高温环烷酸的腐蚀 原油中的环烷酸对设备的腐蚀属于高温化学 腐蚀。主要发生在２３５℃以上的高温冲刷部位， 在工作环境２７０～２８０℃以及３５０—４００℃两个温 度区间腐蚀程度最为严重。在高温系统中，环烷 减压蒸馏塔底渣油泵出口阀门的阀杆及出口
常减压装置腐蚀及应对措施
常减压装置腐蚀及应对措施摘要:分析了常减压装置在加工含硫原油过程中设备的腐蚀的原因。
并结合装置装置实际情况提出了防腐措施。
关键词：常减压装置硫化物环烷酸腐蚀措施1前言在炼油厂常减压装置中，设备的腐蚀经常出现，特别随着原油性质的逐渐变差，尤其是原油中含硫、盐及酸值的升高，加速了低温轻油、高温重油部位的腐蚀。
高温高硫渣油的液相腐蚀导致工艺管线穿孔、高温渣油喷出而发生火灾事故。
因此加强设备腐蚀部位的分析，研究蒸馏腐蚀机理，制定相应的防腐措施，对安全生产意义重大。
2原油中硫的分布原油在一次加工过程中，硫化物一般的分布规律是：馏份越轻，硫含量越低；馏份越重，硫含量越高。
原油中90%的硫都集中在占原油40%―60%的常压重油中。
以乌鲁木齐石化公司二套常减压装置加工的原油为例，原油中硫的分布如表-1。
二套常减压装置加工的原油，主要有哈萨克斯垣、吐哈、东疆和双宇等油种。
哈萨克斯垣原油高含硫、高酸值，属于轻质含硫中间基原油，东疆原油含硫较低，属于低硫中间基原油，塔河原油硫含量高、重金属含量高，属于含硫中间基原油。
表-1常减压装置硫分布情况介质检测部位硫含量，% 备注原油原油0.62铂料初顶线0.010铂料常顶线0.011柴油常一线0.08柴油常二线0.17柴油常三线0.34蜡油常四线0.47柴油常一中0.22柴油常二中0.35瓦斯初常顶瓦斯线0.28 H2S瓦斯减顶瓦斯线 6.29 H2S蜡油减一线0.23蜡油减二线0.63蜡油减三线0.72蜡油减四线0.65减渣减渣线0.81注：原油为哈萨克斯垣原油、吐哈原油、东疆油、爱美克原油的混合油乌鲁木齐石化公司炼油厂加工的原油硫含量及环烷酸含量都较高，尤其是大比例掺炼哈萨克斯斯垣原油后，腐蚀较以前的低硫原油时明显加剧。
如放置在常压塔底的碳钢挂片腐蚀速率，由加工低硫原油时的0.07mm/a增长到加工含硫原油时的0.15mm/a；不锈钢挂片腐蚀速率，也由0.004mm/a增长到加工混合原油时的0.06mm/a。
炼油厂常减压装置常见腐蚀分析与防护措施
18随着经济的发展，石油资源在不断的减少，近几年油品的质量也呈现出下降的趋势，在国内炼油厂中，原油含硫趋势明显升高，所带来的腐蚀性问题日益突出。
在腐蚀问题的研究上我国与国外在技术上还存在一定的差距，我们要根据实际情况，吸收并学习先进的防腐蚀技术，为我国的炼油企业提供有效的防腐措施。
1 常减压装置低温腐蚀1.1 低温腐蚀概况和机理目前，我国大部分炼油厂的原油都是进口的，原油成分复杂，性质较差，尤其是一些高硫低酸原油，在炼油厂生产过程中必须要采取防腐措施，确保装置的正常运行，维持检修周期。
在常减压装置中，诱发产生低温腐蚀的因素有很多，油品质量较差是一方面，低温腐蚀常发生的部位有初馏塔、常压塔和减压塔的塔顶，以及塔盘处，还有就是空冷管束等。
在常减压装置中的低温腐蚀，主要分为2种类型，如表1所示。
表1 常减压装置腐蚀类型序号腐蚀类型腐蚀因素常见部位1HCl-H 2O型pH值、氯离子 硫化氢初馏塔顶、常压塔顶 减压塔顶部、塔顶空冷2HCl-H 2S-H 2O型根据表中所示的部位，腐蚀常出现在低温的存有液态水的位置，与pH值、氯离子和硫化氢的含量有关系，其主要原因是原油中所含的氯离子，一定的温度下，氯盐在发生的水解反应，形成酸[3]，如表2所示。
表2 氯盐腐蚀机理氯盐反应机理MgCl 2MgCl 2+2H 2O→Mg（OH）2+2HCl CaCl 2CaCl 2+2H 2O→Ca （OH）2+2HCl在冷却部位以及减压塔塔顶产生的腐蚀原因主要是硫化氢，硫化氢主要是硫化物受热分解产生的，氯盐水解产生的氯化氢气体非常容易形成盐酸，形成酸腐蚀环境，如果同时存在硫化氢，会加快腐蚀，如表3所示。
表3 加速腐蚀机理Fe+2HCl→FeCl 2+H 2FeCl 2+H 2S→FeS+HCl Fe+ H 2S→FeS+H 2FeS+HCl→FeCl+H 2S1.2 低温腐蚀原因（1）pH值控制当pH值＜6时，硫化氢腐蚀性增强，反之，随着pH值的不断上升，腐蚀也会随之减弱，那么塔顶的pH值控制关系到整个生产，若控制的不理想，会导致腐蚀问题的严重。
《石油炼制常减压装置腐蚀与防腐》
《石油炼制常减压装置腐蚀与防腐》篇一一、引言在石油炼制过程中，常减压装置作为关键的工艺流程之一，其稳定运行对于整个炼油厂的效益和安全至关重要。
然而，由于常减压装置在运行过程中会接触到各种腐蚀性物质，如硫化物、氯化物、水等，这些物质的存在往往会导致设备的腐蚀问题。
腐蚀不仅会降低设备的使用寿命，还可能引发安全事故，影响整个炼油厂的稳定运行。
因此，研究常减压装置的腐蚀与防腐问题具有重要的现实意义。
二、常减压装置的腐蚀问题1. 腐蚀类型及原因（1）电化学腐蚀：在常减压装置中，由于金属表面与介质之间存在电位差，容易发生电化学腐蚀。
这种腐蚀主要是由于介质中的电解质与金属发生反应，导致金属表面形成原电池效应。
（2）化学腐蚀：由于介质中的化学物质与金属直接发生化学反应，导致金属表面形成腐蚀产物。
例如，硫化物、氯化物等化学物质对金属的腐蚀作用较强。
（3）冲刷腐蚀：在常减压装置中，由于介质流动的冲击作用，金属表面会受到冲刷，从而加剧腐蚀程度。
2. 腐蚀对设备的影响设备受到腐蚀后，其强度和密封性能会降低，甚至可能导致设备泄漏、穿孔等严重后果。
此外，腐蚀还会导致设备的使用寿命缩短，增加维护成本和停机时间，影响炼油厂的稳定运行和经济效益。
三、防腐措施1. 材料选择：选用耐腐蚀性能好的材料是防止常减压装置腐蚀的有效措施。
如选用不锈钢、合金钢等耐腐蚀性较强的材料，可以有效地提高设备的耐腐蚀性能。
2. 工艺优化：通过优化工艺流程和操作条件，减少介质中的腐蚀性物质含量，降低设备的腐蚀程度。
例如，通过控制温度、压力、流速等参数，避免介质中的化学物质与金属直接接触。
3. 防腐涂层：在设备表面涂覆防腐涂层，可以有效隔离介质与金属的接触，从而减缓设备的腐蚀速度。
防腐涂层应具有良好的耐腐蚀性、耐磨性和附着力。
4. 阴极保护：通过在金属表面施加阴极电流，使金属成为阴极而避免电化学腐蚀。
这种方法需要专业的设备和技术支持，但可以有效保护设备免受电化学腐蚀的侵害。
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。
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。
常减压装置的腐蚀与防护
镡 国强 （ 中石 油辽 阳石化 分 公司炼 油厂 常减 压一车 间， 辽宁 辽阳 １ １ １ ０ ０ ３ ）
摘要 ： 本 文介 绍 了常减 压 蒸馏装 置腐 蚀现 状和 腐蚀 机理 ， 每个冷 却塔 中 ， 这样 可以很方 便地调节 剂量和注 射的类 型。脱 对常减 压蒸馏装 置加 工原 油过程 中面 临的腐蚀 问题 进行 分析 ， 盐原油 和三个水样 品定期进 行分析以检查 电脱盐的效果 。 探 讨 装置在原 油加工过程 中存在 的防腐 问题 和 薄弱环节 ， 进一 其次 ， 因为真 空蒸馏装 置的设 备和管道 的分级材料 等级 不 步针 对存 在 的问题提 出了常减 压装置腐蚀 防护 的相 关建议 ， 以 高 ， 所以对管 道的操作温度高于 ２ ２ Ｏ ℃要加 高温 腐蚀抑制剂 。 便 于 常 减 压 蒸 馏 装 置 的 防腐 工作 ， 保 障 装 置 在 的安 全 平稳 最后 ， 在 常减 压装 置 易被腐蚀 的 区域 ， 减 少酸性 物 质含量 运行 。 可 以通过减 少在塔顶 蒸气的冷 凝量 ， 从而减轻 腐蚀程 度 。在 易 关键 词 ： 常减压蒸馏装置 ； 腐蚀 ； 防腐措施 被 腐蚀 区域加 装测 温计 ， 用于预 报温度并 控制 １ １ ０ Ｚ ： 及 更高 ， 这 样 可以有效地减少 冷凝 物的产生 。 １概 述 ＿ ２设 备选材 原 油常减压 装置是炼 油厂 主要设备 ， 往 往是设备 腐蚀程 度 ３ 在一 般情 况下 ， 设备低 油温 部分 采用 工艺防 止腐 蚀措 施 ， 最大 的地 方 。特 别是 重 油的 质量 不断变 差 、 程 度不断 深化 ， 含 以改善 材料性能 为辅 助手段 ； 高温重 油以提高该 材料的性 能为 硫 原油 比重 不断 增加 ， 使得原 油常 减压 装置 的腐蚀 越来 越重 ， 工艺手 段作 为辅 助。基 于管 线选材 设计 守则 、 高 硫原 油加 原 油冶炼设 备事故率 显著 增加 ， 它 已成 为一个严 重威胁炼 油厂 主 ， 工厂房 和设备 处理指导 方法等规 范 ， 并将生产 实践经验 与高温 扩 大生产和使用 寿命 的重要一环 。 硫腐 蚀的 机制 相结 合 ， 考虑 到经 济性和 实用性 ， 选择 常减 压蒸 ２常减压装置腐蚀分析 馏装 置高 温部 位防腐材料 。 ２ ． １ 低温 Ｈ ｚ Ｓ — Ｈ Ｃ Ｉ — Ｈ ｚ Ｏ型 腐蚀 ． ３安装腐蚀在线监测系统 低温 Ｈ ￥ － ＨＣ Ｉ － Ｈ ： ０型腐蚀 主要发生在 最初 蒸馏 的蒸馏 塔 、 ３ 对 易腐蚀 的常减压 设备加 装腐蚀在 线监测 系统 ， 该 系统 主 常减 压蒸 馏塔 以及 塔 顶三 个水 冷却 器 的顶部 ， 低 温 Ｈ。 ｓ — ＨＣ Ｉ — 要 由检测探针 （ ｐ Ｈ探头和温 度电感探头 ） 、 发送 器 、 Ａ ／ Ｄ转换 器、 Ｈ ｚ ０型 腐蚀 主要 由于原 油 中参杂 粗盐 造 成的 。在 对 原油 处理 该装置与 管道壁及其 设备相连 。动 态 时， 原 油中 自带的 氯化 钠 、 氯化 镁 以及氯 化钙 等无机 物和 开采 机 器监控 系统 及其 配件 ， 以及 局部 区域 的酸碱 度 ， 并将 这些 监测 到 过程添 加的有机 氯化物 发生化 合物反应 ， 水 中氢原子 和氯原 子 实时监 测腐蚀 状 态 ， 的数据传输 到整个 企业 内局域 网服 务器 中， 对管道 腐蚀控制 生 结合生成盐 酸 （ ＨＣ １ ） ， 对金 属设备有一定 的腐蚀 作用 。 产 的综合决 策起到 辅助作用 。 电感 高温 探头安 装在常三 线， 减 在混 合液体利 用其 沸点不 同进行分 离时 ， 会生成 氯化氢和 三 线 ， 减 四线 ， 油 路残 留线 和大 气炉压 油 口线和真 空炉 出 口油 硫化 氢 ， 这两 种 气体本 身并 无腐蚀 作 用 ， 但是 当 它们经过 冷 却 用来监测高 温硫化 反应和环 烷酸腐蚀 。低温腐 蚀监测探 头 系统 或是飘 散 到塔 顶时 ， 会冷凝 成液 体 。在露 点处 有液体 时 ， 路， 布置 在初馏 塔顶 馏 出线 、 常压 塔顶馏 出线 、 减压塔 顶馏 出线 冷 氯化 氢溶于 水形成 稀盐酸 ， 稀盐酸 的浓度可 达到 １ ． ５ ％左 右 ， 从 换设 备进 出 口总 管 线 上 安 装 低温 电感 探 针 ， 监 测 低 温 Ｈ２ Ｓ — 而形 成一 个酸 性环 境 ， 提 高 了对 设备 的腐 蚀程 度 ， 也就 对 常减 Ｈ Ｃ Ｉ — Ｈ ２ ０ 腐 蚀。 。同时 ， 酸 碱度监测 探针 布置于第一 蒸馏塔 、 常 压装 置最初 蒸馏的蒸 馏塔 、 常减压 蒸馏塔 以及塔顶 三个水 冷却 压塔 、 减 压塔 冷凝 器 中 ， 使 得塔 顶冷凝 水 的 ｐ Ｈ 值 可 以被监 视 ， 器的顶部 以及冷却设备造 成腐蚀破坏 的一个重要 因素 。 并且可 以监视该塔 注入剂 的效果 ， 方便跟 踪和评 估腐蚀 的影响 ２ ＿ ２高温 硫化 腐蚀 确保防腐措施 的充分性和有效性 。 高 温硫 化 腐蚀 是 当环境 温度超 过 ２ ４ ０ ℃时 ， 有 机硫 化物 会 程度 ， ． ４ 其他 防腐 策略 被分解 为 ｓ 元素或是 硫化氢气体 ， 再加 上活性硫 、 包含巯 基官能 ３ 为 了防止腐蚀 破坏保 护设备安 全 ， 有 必要从 工厂的安 全生 团 的芳 香化 合物 以形成 高温 硫化 腐蚀 环境 。高温 硫化 腐蚀 的 评估 设备 运行 的风险 性和 可靠性 ， 必须联 合 强 弱主要在 于原油 活性硫 的多寡 ， 活性 硫浓度较 大其腐蚀 速率 产管 理开 始检察 ， 各个 部门积极 参与配 合。在分析 确定腐蚀 的潜在 因素后 ， 必须 也 会 增加 ， 主要是 ２ ５ ０ — ４ ２ ０ ￣ Ｃ 之间， 高 于 这 个 温 度 之 后 逐 渐 予以纠正 ， 开展在线监 测行动 ， 并加强设备巡检 。 下 降。
炼油厂常减压装置常见腐蚀与防护措施探析
炼油厂常减压装置常见腐蚀与防护措施探析摘要：近年来，我国的炼油厂建设不断增加，但是在炼油厂中，由于原油成分各不相同，尤其是高硫原油对设备的腐蚀较为严重。
因此，本文首先分析加热炉及烟风换热系统腐蚀情况检查，其次对原油炼化生产中对常减压装置带来的腐蚀分析，最后就常减压装置的腐蚀防护措施进行研究，希望能够为相关研究提供一定的参考。
关键词：炼油厂；常减压装置；腐蚀；防护引言常减压装置是炼油厂生产的重要装置，该装置在生产运行时，很容易受到腐蚀影响，尤其是原油中的一些物质会在炼油生产条件下加剧对常减压装置的腐蚀，对炼油生产安全带来非常严重的影响。
为解决这一问题，有必要加强对常减压装置腐蚀与防护措施的探索分析，从而有效缓解腐蚀对常减压装置带来的负面影响，加强对装置的防护，避免出现严重的生产安全事故，推动炼油厂生产经营实现更好的发展。
1加热炉及烟风换热系统腐蚀情况检查加热炉辐射室炉墙总体较好，只有两路进料顶部衬里有部分脱落，分别进行了补修、清理。
空气预热器系统低温露点腐蚀较为严重，换热管翅片上附着黄色黏稠物质较多，由于管束交错排列，比较紧凑很难清理。
另外，换热管积灰现象比较明显，位于空气预热器顶部的激波吹灰器套管有腐蚀漏洞，空气预热器出口至引风机入口内衬脱落，分别进行了清扫、更换及修补。
引风机本体腐蚀漏点较多，直接焊接整块钢板进行修补，涂有机硅高温漆对手动调节阀及引风机本体进行防腐。
2原油炼化生产中对常减压装置带来的腐蚀分析原油的存在，对常减压装置带来的腐蚀包括以下几点：（1）在常减压装置中，一般会存在很多焊接接头，这些接头必然会存在焊缝。
从炼油生产实践来看，原油对这些焊接接头的焊缝带来的腐蚀影响比较大。
因为在接头焊接时，带来的高温降低了焊接接头处的耐腐蚀性。
（2）常压塔腐蚀。
常压塔是常减压装置的关键组成部分，主要由碳钢与不锈钢衬里材料组成。
但在该装置低温运行时，很容易遭受低温腐蚀影响，出现裂纹，影响装置安全性。
常减压装置腐蚀分析与防护措施
・ ３ ９・
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 １ ５ ０ ０ ５ ６ ）
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—ＨＣ Ｉ —Ｈ２ ０ 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 Ｎ ａ Ｃ １ 、螈 ｃ ｆ ２ 、Ｃ ａ 三种成分为主 ） 以及原油开采过程中所添加的有机氯 生的 ＨＣ Ｉ 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 ， Ｈ Ｃ ｌ 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 ＨＣ Ｉ还 Ｈ Ｓ， 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 —Ｒ Ｃ ＯＯ Ｈ 腐蚀环境而造成的， 高 盐酸， 与此同时， Ｈ Ｓ 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 — Ｈ Ｃ Ｉ ～ 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 Ｈｚ Ｓ—ＨＣ Ｉ —Ｈ ２ ０形成的 环境中， 腐蚀环境而造成的。除此以外， Ｓ Ｏ： 、 Ｄ ３ 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 Ｆ ｅ Ｃ Ｉ ： 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 ２ １ 高温 Ｓ — Ｈ ２ Ｓ — Ｒ Ｃ Ｏ Ｏ Ｈ 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 ２ ｌ － １ 高温硫腐蚀分析。原＿ 油 中部分有机硫化物在 ２ 、 ４ ０ 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 ＇ ｉ ｔ 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 ２ ４ ０ ＇ ： Ｃ ＇ 到 汽化， ４ ３ ０ ＇ ｔ ２ 之间时表现十分明显 ， 而温度超过了 ４ ８ ０ ＇ Ｃ ＇ ： 时， 腐蚀行为逐渐减弱， 度控制在 １ ２ ０ 到１ ４ ０ ￣ 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 ２ ４ ０ ￣ Ｃ 到４ ８ ０ ＂ １ ２ 司。而活 陛 有一定的选择 ， 硫化物（ ￣ － ｒ Ｎ０ 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 Ｆ ｅ Ｓ 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 ｐ ｈ 值的影响。当下脱盐一、 二级注水都是用净 其发生反应时， Ｆ ｅ Ｓ 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 ｐ ｈ 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、 ７ １ － ： ￣ 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。 １ ７ ７ ℃到 ３ ４ ３ ＇ ： １ ２ 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 ｐ ｈ 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， ３ ０ ０ 到４ ０ ０ 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 ９ Ｏ ％（ 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 ． ５ ｍ ｇ Ｋ Ｏ Ｈ ／ 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 ． ５ ｍ ｇ Ｋ Ｏ Ｈ ／ 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， ２ ０ ０ ７ （ ９ ） ． 度在 ２ ２ ０ 。 ｃ 以下 ， 一旦温度达到 ２ ２ ０ ＂ 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 ２ ７ ０ ℃到 ２ ８ ０ ℃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 ２ ８ ０ ｑ Ｃ 后， 环烷酸的腐蚀速率有所减缓， 在 济， ２ ０ １ １ ３ ］ 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 ３ ５ ０ ℃时， 腐蚀达到第 二个峰值； 环境温度超过 ４ ０ ０ ＂ Ｃ 时， 环 『 ２ ０ １ １ 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
常减压装置腐蚀及防护分析
常减压装置腐蚀及防护分析摘要：随着经济的发展与成品油需求量的增加，以常减压装置为代表的原油基础处理装置使用日益广泛。
而随着油田开采后期边远，小型油田的开采导致了井口油质情况相对恶劣，给常减压装置生产负荷带来一定的影响，装置腐蚀问题日益严重。
关键词：常减压装置腐蚀；防护；随着进口原油数量增加，常减压装置加工的原油品种和结构变化很大，装置防腐面临新的问题和挑战。
一、腐蚀的危害据报道，在工业化国家，腐蚀破坏造成的经济损失约占国民生产总值(GNP)的3％～5％。
每年因腐蚀造成的经济损失约为3000亿美元，若采用当时最好的防腐措施，是可以避免的。
尽管各炼油企业加工的原油性质、装置设防和生产工况存在差异，冷换和空冷设备内外泄漏，有的部位出现裂纹等较为严重的低温腐蚀问题。
某企业3号常减压装置，发现有一重油高温管线压力表接管焊缝泄漏；进一步扩大检查时发现，大部分常压重油高温管线减薄非常严重。
该管线从开工到出现泄漏仅运行18个月，平均减薄3～5mm；常压炉辐射出口管线最薄处只有3mm。
另一家企业5000kt／a常减压装置检修后运行一年多时间，常压炉出口管集合管腐蚀穿孔造成火灾事故，采取包套处理维持运行，测厚普查发现高温重油线减薄严重，平均减薄3～4mm。
还有一家常减压装置减压塔内构件大梁、降液板、填料严重垮塌，给生产带来极大威胁。
常减压装置主要用途为原油预盐、脱水并进行基础性常/减压蒸馏，将原油预处理至一定标准后进行下步的外输和炼化。
该过程常设立于油田炼化站或炼化厂，具有设备撬装化，操作简便故障率低等特点。
但由于井口原油往往大量含水且地层水含盐量高，所以设备的日常维护保养是正常运行的关键。
二、腐蚀情况分析1.氯化物影响。
地层水含有大量卤化物，其中CaCl2、MgCl2等氯化物在一定浓度和温度下会对设备金属产生不同程度腐蚀，结垢。
而原油中的硫化物还会与腐蚀产生的铁离子和水产生进一步反应产生硫化铁和二氧化硫，其腐蚀性更强，能对不锈钢材质零部件产生保护膜破坏并进行有毒物质的释放，同时硫化氢会倾入金属内部对其产生脆化作用。
常减压装置硫腐蚀分析与安全对策
常减压装置硫腐蚀分析与安全对策我公司常减压装置加工能力为300×104t/a，所加工原油多来自国外，原油的含硫量相对较高，因此对设备安全运行带来很多的隐患。
自去年以来，全厂加工含硫原油的数量较为混杂，品种繁多，硫含量偏高，设备的腐蚀进而加剧。
1 原油含硫量原油中的硫含量在原油的组成元素中居第三位，仅次于碳氢的含量。
一般占原油的0~5%。
据国外统计，平均值为0.65%。
原油中的硫大致可分为活性硫和非活性硫两大类，活性硫包括单硫〔S〕、硫化氢〔H2S〕、硫醇〔RSH〕，其特点是可以和金属直接反应生成金属硫化物；非活性硫包括硫醚R-S-R，二硫醚R-S-S-R，环硫醚、噻吩、多硫化物等，其特点是不能直接和铁发生反应，而是受热后发生分解，生成活性硫。
复杂的硫化物在115~120℃开始分解，生成硫化氢，120~210℃比较激烈，350~400℃达到最激烈程度。
因此，非活性硫间接对金属发生腐蚀作用。
我公司常减压装置制定含硫为0.5%~1%，原油中含硫量数据如表1。
由于原油品种的混杂，常常进行原油调配，原料中的含硫量不稳定，一般在0.3%~.9%变化。
表1 几种原油中含硫量 %原油品种原油含硫量阿曼油卡宾达油白虎油奥嘟嘟油陆比油常减压装置制定硫含量为0.5%~1%，因此主要部位的设备材质等级要求较高，多项选择用耐腐蚀材料。
表2列出装置主要部位的材质。
表2 常减压装置主要设备材质部分名称设备材质介质常压塔A3R原油常压炉管束Cr5Mo，外壁A3R 烟气常压炉管Cr5Mo原油常压转油线A3R原油减压炉管束Cr5Mo，外壁A3R 烟气减压炉管Cr5Mo渣油常压转油线316复合板原油常顶空冷管束20油气减压塔A3R渣油减粘反应塔16MnR渣油减压转油线20渣油减压塔A3R〔上段〕A3R+OCr13 复合板〔下段〕常底渣油2.2 设备腐蚀状况随着加工含硫原油数量的增加，常减压装置主要设备腐蚀加剧。
常减压装置几个主要设备腐蚀检修改造状况见表3。
常减压装置腐蚀分析与防护
Ｃｏ ｒ ｓ ｏ ｎｄ Ｐｒ ｔ ｃ ｉ ｎ ｏ ｕｄｅ ０ｉ ｒ ｏ ｉ ｎ ａ ｏ ｅ ｔｏ ｆＣｒ ｌＵｎｉ ｔ
ＹｕＹａ ｇ ａ ｎ ｎｉｎ
（ｈ ｎｉ ｇＤｏ ｇ ｉｇＰ ｔ ｃ ｅ ｃｌ ｏ， ｔ． ｈ ｎｉ ｇ５ ４ ， ｈｎ ） Ｚ ａｊ ｎ ｎ ｘｎ ｅ ｏ ｈｍｉａ Ｃ ．Ｌｄ， ａｊ ｎ ２ ０ Ｃ ｉａ ａ ｒ Ｚ ａ １ ２
ｔ ｕ ｆ ｃｅ ｈ ｍ ｏ ｔ ｎ ａｅ ｏ ｅ ａ ｉｎ ｏ ｅ ｉｅ Ｉ ｈ ａ ｅ．ｔ ｅ ｃ ｒｏ ｉ ｎ ｓａ ｕ ｆ ｔｅ ｄ ｘ ｃ ｓ ｅａ ｏ’ｔｄ ｈ ｏ ｒ ｓｏ ｌｌ 、 ｔｍ ｐ ｒ ｔｒ ｈ ｈ ｈ ｓ ａ ｆ ｔｄ ｔ ｅ ｓ ｏ ｈ ａ ｄ ｓ ｆ ｐ ｒｔ ｆ ｄ ｖ ｃ Ｉ ｅ ｐ ｐ ｒ ｈ ｏ ｒ ｓ ｔｔ ｓ ｏ ｈ ｅ ｅ ｗａ ｌｂ ｌ ｅ ．ｔ ｅ ｃ ｒｏ ｉ ｎ ｅ’ （ 、 ｅ ｅ ａ ｕ ｅ ｉ ｅ ｏ ］ｔ ｏ ｉ ａ ）
【 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 Ｏ ０ 。从 ０ 掺炼 含硫 （ 高硫 ） ． Ｍｔ ０ ａ ８ ７（ ２ ５年 或
原 油（ 阿曼原 油 ，硫为 １ ２ 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］ Ｈ Ｔ ［ 文献标 识码 ］ Ａ ［ 文章 编号 ］０ ７ １ ６ （ ０ ｏ ｏ 一 １ ３０ １０ ．８ ５２ ｌ ） １ ４ 。３ ｏ
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 ２ ０ 年 ９５ ０４ 的扩产改造后装置处理能力达到 Ｉ ｔ ， 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
科
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 １４ ２ ） ２０ ２
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
２ Ｃ Ｏ Ｆ Ｓ Ｆ （ Ｏ Ｈ Ｈ Ｒ Ｏ Ｈ＋ ｅ ＝ ｅＲ Ｏ 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 ２ ３ ０ 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 ３ ６ ＋ ６ ｎ １Ｌ １ Ｍ Ｒ 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 １ｒ８ ｉ ＣｌＮ９ ｎ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 Ｈ ｓ ． １ ２ 硫醇和单质硫的腐蚀反应通常在 ３ ０ ４０Ｃ 、 ５ ～ ０￣ 其反应 比 Ｈｓ ２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 ｓ Ｓ ２ Ｓ ３ ，Ｏ 和 ０ 在露点以下 流罐等音位， Ｈ ＩＨ Ｉ０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 Ｈ Ｉ Ｃ 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 Ｆ Ｓ 下会使酸性介质腐蚀加剧。 外烟气中还会有大量 金 ｅ Ｊ 比 期便发生泄漏。 或铁铬尖晶石（ｅ ｒ 慢 ， Ｆ Ｃ￣ａ 葜对金属有—定 的保 的 Ｃ 、 Ｃ 、 Ｏ 、Ｏ和蒸汽。 ＯＨ ＮＣ ２ Ｎ 在如此多的露点酸 １ ２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（ Ｃ Ｃ２， Ｍ ａ ｌ 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 ２ ８ ０ 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 １ Ｒ ７ Ｃ １ 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 ２０ ０ ３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 Ｈ Ｉ Ｃ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 Ｈｓ ２ 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 Ｈ １ Ｈ２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 Ｈ ＩＨ２一｛ Ｃ－ Ｓ ｜ Ｏ系 外层为多孔的 Ｆ Ｓ ２ ｅ， 内层为致密的 Ｃ２。当铬含量 贯彻刍 彳ａ ｒ ０ ＩＩ Ｌ 腐蚀。 ５ ２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 ］ （Ｅ Ｒ Ｓ ） Ｃ Ｆ Ｃ ２ ４ ￣ 。 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 Ｈ ｓ 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 Ｃ ｃ ｏ ｒ 材质。常 Ｍ ５ ３积极碉诟狮稚＆ 检查 ，摸清主要生产装 置中 蚀不大， 但有 Ｈ １ Ｃ 存在时， Ｈ Ｉ 由于 Ｃ 能破坏金属表 压炉出口 转油线温度高达 ３ ０ 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 ３ ６ １Ｌ钢管。常压塔底约 ３ Ｏ ６ ℃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 ３５ ７℃ ５ 认真抓好设 及管道的 、 ４ 备 定 定期的测厚 Ｈ ＩＨｓＨ０系腐蚀中起着主导作用。因此在防 左右 ， Ｃ— ２ ２ — 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， ３ １ Ｈ ． ７ ５ ５ 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 Ｐ Ｈ值低于 ６ Ｈ Ｉ 时， Ｃ 腐蚀较强 ， 但 选用 Ｃ￣ ｏ ｒ 材质灏 压转油线采用 ３ ６ 钢管。 Ｍ １Ｌ 的管理， 努力减缓炼油装置设备和管道的腐蚀。 Ｐ Ｈ值高于 ８ Ｈｓ 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Ｐ Ｈ值应控制在 ６ ～ －的范围内。常减 ５ ７ ５ 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 Ｐ Ｈ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 ，０ ８ 交变部位、 ２ ０ 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 Ｓ Ｓ ， Ｏ 向 Ｏ 转化的添打 制， 旺 年常顶空冷器管束采用 了 ０ Ｃ２１ ｏ Ｅ材质， ９ｒ Ｍ Ｒ Ａ 运 重 。环 烷酸 在 ２ Ｏ ２ ℃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 ２ ０ 年管束采 ２ ０ ２ ０ ： ０６ ７ — ８ ％时最为严重 ， 主要机理是环烷酸与铁生 参考 文献 用了 ０ Ｃ￣１ ｏ Ｅ材质运行三年没有发生泄漏 ， 成油溶性的环烷酸铁， ９ｒ Ｍ Ｒ Ａ 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． １ ｊ ｒｉ ｌ － ｔ ． － ￣ ２ ０ 年设备大修时 ， ０９ 再次采用 ０ Ｃ２ Ｍ Ｒ 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 ９ ｒ玉 ｏ Ｅ Ａ ｑ北京： 中国 进行更换。 １ ９ ，． 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 ．９ ６３ ２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 ２ Ｏ ＋ ｅ Ｆ（ Ｏ ） Ｈ２ ＲＣ ＯＨ Ｆ＝ ｅＲ ＯＨ ２ ＋ 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。
常减压蒸馏装置的腐蚀与防护
常减压蒸馏装置的腐蚀与防护摘要：常减压蒸馏装置的腐蚀严重制约着原油加工的效率，本文对常减压蒸馏装置的腐蚀现象进行了分析，提出操作工艺的改进、结构优化和材料升级、在线监测技术的应用等防护措施，对研究常减压蒸馏装置的腐蚀与防护有重要的指导意义。
关键词：常减压蒸馏装置腐蚀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。
一、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200～400℃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，所以高温下的硫腐蚀以硫化氢引起的腐蚀为主。
2.高温环烷酸—硫腐蚀高温环烷酸—硫腐蚀主要是指当温度高于350℃，H2S开始分解生成H2和活性很高的S，S和Fe反应非常剧烈，生成FeS，并生成一层半保护性膜。
当环烷酸存在时，环烷酸与硫化铁膜直接反应，生成环烷酸铁和H2S，H2S和Fe又可以反应，从而加剧腐蚀。
原油中环烷酸分子的组成也不完全相同，一部分沸点范围为232～288℃，另一部分的沸点范围是350～400℃，温度升高，环烷酸逐渐气化，在气相中聚集，在两个温度段发生腐蚀。
随着介质的流动，使金属表面不断受到冲刷、暴露并受到环烷酸腐蚀。
3.电偶腐蚀两种或两种以上不同电极电位的金属处于腐蚀介质内相互接触而引起的电化学腐蚀，又称接触腐蚀。
第五章 常减压装置的腐蚀与防护
第五章常减压装置的腐蚀与防护第一节工艺流程简介原油通过常减压装置分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油和渣油等组分。
原油首先进入一组换热器，与产品或回流油换热，并注入洗涤水和破乳剂，达到一定的温度（100-140℃）后进入电脱盐罐。
脱盐脱水后的原油继续进入另一组换热器与系统中高温热源换热后，进入常压炉。
达到一定温度后，经转油线进入常压分馏塔。
在常压塔中将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油及常压渣油等组分。
产品经汽提及必要的电化学精制后送入储罐。
常压渣油经塔底泵入减压炉加热后，经转油线进入减压分馏塔。
减压塔汽化段的压力约为80-100mmHg，有3-4 个侧线，做为制造润滑油或催化裂化的原料，塔底渣油可以送往延迟焦化、氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。
52第二节装置的易腐蚀部位常减压装置的易腐蚀部位主要包括：三顶冷凝冷却系统、常、减压塔（温度大于220℃）塔壁、内构件及相应的换热器、泵、阀和管线、加热炉炉管及转油线。
常减压装置详细的腐蚀机理以及易腐蚀部位如下图所示。
53第三节初馏系统1 重点腐蚀部位及防护措施下表列出了初馏系统易发生腐蚀的部位，以及相应的腐蚀机理、腐蚀形态以及相应的防护措施。
表初馏塔易腐蚀部位、腐蚀机理和腐蚀类型设备类型易腐蚀部位腐蚀机理腐蚀形态防护措施塔顶封头、塔壁及上层塔盘HCl-H2S-H2O 腐蚀对碳钢构件，为均匀减薄腐蚀；对0Cr13Al（0Cr13）构件，为点蚀；对18-8等奥氏体不锈钢构件，为应力腐蚀开裂。
1. 可考虑在顶回流加注油溶性缓蚀剂，以保护塔壁及内构件；2. 塔体材料可使用碳钢、碳钢+0Cr13Al（0Cr13），塔内件可使用碳钢、0Cr13。
初馏塔其余S-H2S-RSH-RCOOH腐蚀高温硫腐蚀的均匀腐蚀减薄以及高温环烷酸腐蚀的沟槽状冲刷腐蚀。
塔壁材质可使用碳钢、碳钢+0Cr13Al（0Cr13），塔盘可使用碳钢、0Cr13。
塔顶冷凝冷却系统气液两相及液相区（大于70℃）HCl-H2S-H2O 腐蚀对碳钢构件，为酸露点腐蚀；对18-8 等奥氏体不锈钢构件，为应力腐蚀开裂。
常减压装置塔顶腐蚀原因分析及防护
安全 、健康和环境 2003 年 9 月第 3 卷第 9 期
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安全技术与管理
图 1 常压塔顶改进前后 F3 +数据对比
RNH2 + H + = RH3 + 由于这种离子对溶液中的氢离子 ( HCl 和 H2S 解离后的 氢离子) 有强烈的排斥作用 ,阻止了氢离子接近金属设备 ,从 而减缓了 HCl 和 H2S 的作用 ,起到了缓蚀的效果 。 2. 1. 4 挥发线注水 注氨后塔顶馏出系统会出现氯化铵沉积 , 既影响冷凝冷 却器的传热效果 , 又引起设备的垢下腐蚀 , 故需用注水洗涤 加以解决 。 在挥发线上注水 , 可使冷凝冷却器的露点部位外移以保 护冷凝设备 。 2. 2 设备防腐方法 2. 2. 1 设备选材 在塔顶的低温轻油部位及冷凝冷却系统中处于 HCl H2S - H2O 腐蚀环境下 。在此环境下 ,碳钢会产生严重的均匀 腐蚀 , 0Cr13 表现为点腐蚀 , 奥氏体不锈钢则应力腐蚀破裂 。 如果油品较杂 , 即使短时期脱盐效果不好 , 也将会带来设备 的严重腐蚀 。所以应选用耐低温腐蚀的材料 。 2. 2. 2 防腐涂层
2HCl + Fe = FeCl2 + H2
FeCl2 + H2S = FeS + HCl
Fe + H2S = FeS + H2
Fe + HCl = FeCl 2 + H2S HCl 和 H2S的沸点都非常低 (分别为 - 84. 95 ℃和 - 60. 2 ℃) , 在石油加工过程中伴随着油气积聚在分馏塔顶 , 遇到蒸汽冷 凝水会形成 p H 值达 1 —1. 3 的强酸性腐蚀介质 。对于碳钢为 均匀腐蚀 ,对于 0Cr13 钢发生的腐蚀为点腐蚀 ,对于奥氏体不 锈钢则为氯化物应力腐蚀开裂 。 当加工高含硫原油时 , 原油中除含有 H2S 和 RSH 外 , 其 它硫化合物在加热时也会分解生成 H2S 和 RSH , 而 H2S 和 RSH 对金属设备会产生化学腐蚀 。 2RSH + Fe = Fe ( RS) 2 + H2 1. 2 电化学腐蚀 原油中的盐溶于水中发生水解反应电离出 H + , H2S 溶于 水中也电离出 H + ,发生如下电极反应 : 阳极反应 : M = M2 + ne 阴极反应 : (1) 析氢 :2H + 2e = H2 (2) 氧还原 (酸溶液) :O2 + 4H + + 4e = 4OH (3) 氧还原 (中性或碱性溶液) :O2 + 2H2O + 4e = 4OH (4) 金属离子还原 :M3 + + e = M2 + (5) 金属沉积 : M + + e = M 如果有氧化物存在 ,电化学腐蚀将加快 。
常减压装置的硫腐蚀与防护
常减压装置的硫腐蚀与防护邢云松中石化青岛石油化工有限责任公司（青岛 266043）摘要分析了硫腐蚀的机理和原因，结合青岛石油化工有限责任公司常减压蒸馏装置近年来加工进口含硫原油的典型腐蚀事例，介绍了目前所采用的腐蚀的控制方法，并提出了今后的防护建议。
主题词蒸馏装置腐蚀控制建议1 常减压装置及硫腐蚀概述青岛石油化工厂常减压蒸馏装置始建于1991年，设计加工规模为1.5 Mt/a，主体设备按2.5 Mt/a制造。
2001年进行了适应性改造，改造后加工规模达到2.5 Mt/a。
2000年之前，装置加工原油为东黄管输油（胜利原油），硫含量为0.73%～1.00%,属中含硫原油。
自2000年7月后，由于胜利原油改走鲁宁管线，东黄管线改由黄岛向齐鲁石化炼油厂输送进口原油以及海洋油，我厂也开始改为加工进口原油和海洋油。
表1列出了我厂近年加工的部分原油及其含硫量。
从表1可以看出我厂近年加工量较大的阿曼原油和胜利原油的含硫量较高,其他掺炼油种含硫量较低，因此装置的硫腐蚀问题比较严重。
在原油加工过程中，硫化物腐蚀不是孤立存在的。
硫和无机盐、环烷酸、氮化物、水、氢、氨等其他腐蚀性介质共同作用，形成多种复杂的腐蚀环境。
原油中存在的H2S以及有机硫化物在不同条件下逐步分解生成H2S，与原油加工过程中生成的腐蚀性介质（如HCL、NH3等）并存，使其腐蚀部位和类型更加复杂化。
在常减压装置中主要存在低温、高温两种腐蚀类型。
2 常见硫腐蚀类型分析2.1 低温轻油部分的腐蚀环境低温硫腐蚀即HCl＋H2S＋H2O型腐蚀环境，这种腐蚀环境主要存在于常减压蒸馏装置塔顶系统和温度低于150℃的部位，如常压塔、初馏塔、减压塔顶部的塔体、塔板或填料以及塔顶冷凝冷却系统。
一般气相部位腐蚀较轻，液相部位腐蚀较重，气液相变部位即露点部位最为严重。
低温轻油湿硫化氢腐蚀机理是：a) 硫化氢介质中发生的反应H2S→H++HS-→2H++S2-b) 钢在硫化氢的水溶液中发生电化学反应阳极过程：Fe→Fe2++2eFe2++S2-→FeS阴极过程：2H++2e→2H（渗透到钢材中）介质中存在着复杂的离子，材料表面产生复杂的腐蚀产物，因此硫化物腐蚀的机理是非常复杂的，不同的腐蚀情况有不同的机理，而且有些机理还没有统一的解释。
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5．4．加强在线腐蚀监测，做好腐蚀监 测技术、腐蚀档案以及对腐蚀失效案例
的分析，落实炼油装置设备管道的防腐
措施，也是做好含硫原油加工硫化物腐
蚀与防护工作很重要的一些方面，在实
际工作中都应引起足够重视。目前，常 减压车间在高温（320℃以上）部位的测 厚工作因测厚仪和藕合剂的原因尚无法
开展。今后应考虑高温部位测厚技术和 设备。
3．2．有计划地实施了在役设备、管道材质升 级。1997年对减压系统的重油部位的设备内构 件 及 管 道 材 质 全 采 用 了 1Cr18Ni9Ti 不 锈 钢 ； 1999 年 将 减 粘 系 统 剩 余 碳 刚 管 线 更 换 为 1Cr18Ni9Ti不锈钢；2001年装置检修改造过程 中，对于常压系统的高温管线(≥250℃)全部采 用Cr5Mo管线。通过历年有计划地实施在役设
3．4．加强设备腐蚀情况监测
针对硫腐蚀的实际情况,制定详细的腐蚀情况 监测制度。腐蚀监测包括：高温、低温点测厚， 常顶、减顶冷凝水铁离子浓度。通过定期对重 点测厚点的测厚，可以总结出硫腐蚀情况下管 线减薄的一般规律，同时也可以发现减薄严重 的部位，提前加以处理，避免出现事故。对常 顶、减顶冷凝水铁离子浓度检测，可以动态的 检查出常、减顶轻油部位的腐蚀情况。从监测 情况看，电脱盐操作波动时，常压塔顶、减压 塔顶冷凝液中的铁离子会成几倍甚至几十倍的 上升，低温H2S+HCL+H2O43;Fe→FeS
RSH+Fe→FeS+不饱和烃
高温硫腐蚀速率的大小，取决于原油中 活性硫的多少，与总硫含量也有关系。 温度的升高，一方面促进活性含硫化合 物与金属的化学反应，同时又促进非活 性硫的分解。高温硫腐蚀开始时速度很 快，一定时间后腐蚀速率会保持恒定， 这是因为生成了硫化铁保护膜的缘故。 而物流的流速越高，保护膜就愈容易脱 落，脱落后腐蚀将重新开始。
5．2．炼油装置在设计时必须考虑原油 硫含量的不均匀性所带来的影响，应按 照装置所加工的原油品种中最苛刻硫含 量条件选用设备管线的材质。设计选材 应根据中石化下发的加工高硫原油的管 线升级的有关规定，同时考虑设备管线 的防腐措施及安全措施。
5．3．使设备结构尽量完善，要避免热 应力、液体停滞或局部过热，在设备结 构上要使介质均匀流动和分配，减少涡 流和缝隙，管线布置要合理，减少流向 剧变和形成低压区，防止冲蚀。同时落 实设备管线防腐，加大检测和事故前检 修力度和频度。
硫化氢的腐蚀反应式为：
2Fe+2H2S+O2→2 FeS+2H20
4Fe+6 H2S+3O2→2Fe2S3+6H2O
H2S+2O2→H2SO4
从上述反应过程可知，硫化氢在有水共存时
对碳钢设备可以形成两方面的腐蚀：UC（均
匀腐蚀）、PC（点蚀）和湿硫化氢应力腐蚀开
裂。
2．2．高温下硫化物的腐蚀环境
硫化氢介质中能发生如下反应
H2S→H++HS-→2H++S2 钢在硫化氢的水溶液中发生电化学反应：
阳极过程： Fe→Fe2++2e
Fe2++S2-→FeS
阴极过程：2H++2e→2H（渗透到钢材中）
介质中存在着复杂的离子，材料表面产生复杂 的腐蚀产物，因此硫化物腐蚀的机理是非常复
杂的，不同的腐蚀情况有不同的机理，而且有 些机理还没有统一的解释。
常减压装置的硫腐蚀与防护
青岛石油化工厂 邢云松
摘要：文章分析了硫腐蚀的机理和原 因。结合我厂常减压蒸馏装置近年来 加工进口含硫原油的典型腐蚀事例， 介绍了目前所采用的腐蚀的控制方法， 并提出了今后的防护建议。
主题词：蒸馏装置 腐蚀 控制 建议
1、常减压装置及硫腐蚀概述
青岛石油化工厂常减压蒸馏装置始建于 1991年，加工规模为1.5Mt/a。2001年改 造后加工规模达到2.5 Mt/a。2000年改造 之前，加工原油为东黄管输油（胜利原 油），硫含量为0.73%-1%,属中含硫原油。 自2000年改造后，由于胜利原油改走鲁 宁管线，东黄管线改由黄岛向齐鲁石化 输送进口原油以及海洋油，青岛石化也 开始大规模加工进口原油和海洋油。
4．设备硫腐蚀事例及分析
由于历年来的在役设备、管道材质升级， 常减压车间近年来高温部位的管线未发 生严重的硫腐蚀事故。较严重的硫腐蚀 发生在未升级的高温设备和低温设备上。
4．1．减底泵入口过滤器短节腐蚀穿孔
2000年4月，在更换减底泵（编号泵-3/2）机械 密封的过程中发现减底泵入口过滤器短节过滤 网下方发生腐蚀穿孔。由于过滤网与竖管存在 一个倾斜角度，并且过滤网处有一个明显的缩 径，因此高温渣油在流经过滤网后流动形态发 生明显的改变，流速加快。高温、快速流动的 减压渣油使硫腐蚀速度加快，从而导致短节发 生腐蚀穿孔。
5．5.从源头抓起，做好原油配置输送工作。 在制定原油采购计划及排产时，应综合 考虑装置设备管道的承受能力，以免由 于硫含量超出设备值而引发设备腐蚀事 故。同时，尽量使采购的原油品种少一 些，从而稳定电脱盐的操作。
谢谢
高温含硫化合物的腐蚀环境是指240摄氏度以 上 即S的+重H2油S+部RS位H硫（硫、醇H2）S和型硫腐醇蚀形。成典的型腐的蚀高环温境含， 硫化合物腐蚀环境存在于常减压蒸馏装置常减
压塔的下部和塔底管道，常压渣油和减压渣油
部位及其相应的底部管线、泵、换热器等。在
这些高温含硫化合物的腐蚀环境中，腐蚀速度 很快，碳钢的腐蚀速率都在1.1mm/a以上。高 温下硫化物的腐蚀机理如下：
于常顶四台换热器在本次检修改造中属于利旧，
因此将四台换热器管箱筋板予以更换，并且在 汽 相 入 口 下 方 补 焊 一 块 300Χ300mm, 厚 度 为 8mm的A3钢板。常顶换热器的事例说明，低温 硫腐蚀存在的情况下，同时有冲蚀发生时，腐 蚀速率十分快速。
5．硫腐蚀防护的几点建议
5．1．加强电脱盐的操作，使脱后含盐 保持在5mg/L以下。同时针对不同的原油 品种，筛选有效的破乳剂以降低脱后含 盐。目前，我厂加工的原油品种近20种， 而破乳剂的型号不过三种，已不能满足 生产的需要。
3．我厂常减压装置硫腐蚀主要 防护措施
3．1．采取含硫原油和低硫原油掺炼的 方法，来降低原油的总硫含量，是目前 降低设备管线腐蚀的有效措施之一。目 前，我厂已炼过的原油种类近20种，其 中阿曼原油和胜利原油含硫较高，其他 原油的含硫较低。通过在油品车间的有 计划调和，使原油的总含硫量保持合理 的范围内，有效的降低了硫腐蚀。。
油掺炼海洋原油及一些品质较差的其他原油，
造成电脱盐操作不正常，原油乳化严重，脱后 含盐长时间在30mg/L以上，从而使该处的硫腐 蚀加剧。
4．3．常顶换热器管箱筋板腐蚀穿孔
2000年检修发现，常顶换热器两台（编号 H1-1/2，H2-1/1）管箱筋板在入口管正下方处 腐蚀出一个直径近150mm的大孔。车间会同有 关处室研究决定补板后继续使用。2001年检修 时发现原补板处边缘又发生腐蚀穿孔现象。由
下表为我厂近年加工的部分原 油及其含硫量
原油名称 阿曼原油
含硫量 %
1.1
原油名称 惠州原油
含硫量 %
0.03
卡宾达原油
0.22 胜利原油
0.77
海南西江原油
0.1
陆丰原油
0.11
越南白虎原油
0.1
大庆原油
0.1
印 尼 米 纳 斯 原 0.01 尼日利亚奥嘟嘟原 0.12
油
油
从上表可以看出我厂近年加工量较大的阿曼原 油和胜利原油的含硫量较高,其他掺炼油种含硫 量较低，因此装置的硫腐蚀问题比较严重。在 原油加工过程中，硫化物腐蚀不是孤立存在的。 硫和无机盐、环烷酸、氮化物、水、氢、氨等 其他腐蚀性介质共同作用，形成多种复杂的腐 蚀环境。原油中存在的H2S以及有机硫化物在 不同条件下逐步分解生成H2S，与原油加工过 程中生成的腐蚀性介质（如HCL、 NH3等）并 存，使其腐蚀部位和类型更加复杂化。在常减 压装置中主要存在低温、高温两种硫腐蚀类型
3．3．加强“一脱三注”工艺
实践证明，“一脱三注”是常减压蒸馏装置 控制低温HCl＋H2S＋H2O型腐蚀的重要手段。 常减压蒸馏装置的的低温轻油部位仍然是要做 好“一脱三注”的工艺防护，提高脱盐技术,即 “碳钢+药剂工艺防腐”。必须严格考核“一 脱三注”工艺指标,使脱后含盐率大部分时间内 保持在5mg/L以下。在原油品种多,电脱盐效果 有时不理想的情况,加强电脱盐操作,积极摸索 合理的破乳剂品种,注入浓度,注水量等操作参 数有着重要的意义。
4．2．常压塔顶部塔盘腐蚀穿孔
2000年6月，常减压车间检修时发现，常压 塔上部第39至第44层塔盘腐蚀严重，部分塔盘 已穿孔。其它部位大部分已由4mm减薄至0.52.5mm。常压塔塔盘在1999年检修时测厚大部 分厚度为3.5mm左右，至2000年腐蚀穿孔，其 平均腐蚀速率接近1.7mm/a。该处塔盘腐蚀严 重的事例说明，在存在低温硫腐蚀，即HCl＋ H气2液S＋相H变2O部型位腐即蚀露环点境部下位，最液为相严部重位。腐同蚀时较，重， 2000年6月检修前的一段时间内，由于胜利原
备、管道材质升级，大大增强了抗高温硫腐蚀
能力，使装置初步具备了炼制中高硫原油能力。
近几年来，常减压装置未发生高温管线腐蚀穿
孔事故；同时，对高温部位管线的测厚数据也
表明，更换的不锈钢管线累计减薄极小。这一
材料防腐的成功例子，也印证了国外炼中、高
硫原油所惯用的对策：即高温部位采用材料防 腐为主，低温部位则采用“碳钢+药剂工艺防 腐”。
2．常见硫腐蚀类型分析
2．1．低温轻油部分的腐蚀环境
低 种温腐硫蚀腐环蚀境即主H要C存l＋在H于2S常＋减H2压O蒸型馏腐装蚀环置境塔，顶这系 统和温度低于150℃的部位，如常压塔、初馏 塔、减压塔顶部的塔体、塔板或填料以及塔顶 冷凝冷却系统。一般气相部位腐蚀较轻，液相 部位腐蚀较重，气液相变部位即露点部位最为 严重。低温轻油湿硫化氢腐蚀机理是：