常减压蒸馏装置防腐蚀措施

合集下载

常减压蒸馏装置腐蚀分析及防护措施优化

常减压蒸馏装置腐蚀分析及防护措施优化钟书明(中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公司，黑龙江大庆163411)摘要:因长周期运行，常减压装置设备的老化和腐蚀问题逐渐显现，给正常生产带来隐患。

因此，为加深对腐蚀介质以及腐蚀机理的进一步研究，文章在原防腐工艺措施的基础上，参考国内先进的生产工艺，对常减压工艺流程的一些环节和设备进行了优化和生产工艺的改进，切实为防腐工作以及保障常态化作业、长周期运行提供一些参考建议。

关键词:常减压装置腐蚀防护措施优化长周期运行常减压装置的腐蚀涉及面广，严重影响设备的寿命和长周期运行。

要解决好这一问题，必须从工艺、选材、现场监控等方面采取有效、经济的防护措施，才能取得最佳效果。

1·常减压装置中易发生腐蚀部位及腐蚀机理近年来，大部分进口原油中硫和酸的含量较高，在加工过程中，硫化物和环烷酸发生分解或水解，产生酸性的硫化氢和有机酸等腐蚀性介质，长期加工该种原油使常减压装置设备和管道受到严重的腐蚀。

而且，在加热炉中硫化氢燃烧会生成含有二氧化硫和三氧化硫的高温强酸性烟气，在设备底部低温冷凝，会与空气中的水发生化学反应生成强氧化性的腐蚀性酸。

而且经常的开停车或者闭路循环，也增加了腐蚀的可能性。

1．1低温部位腐蚀机理低温部位的腐蚀主要属于HCl－H2O型和HCl－H2S－H2O型腐蚀。

腐蚀主要发生在初馏塔、常压塔和减压塔顶部，以及塔顶冷凝冷却系统的空冷器、水冷器等有液态水存在的低温部位［1］。

腐蚀因素主要取决于pH值、Cl－以及H2S的含量。

其中Cl－是初馏塔、常压塔顶部腐蚀最主要的因素，主要来源于原油中的氯盐，如MgCl2和CaCl2在120℃左右发生水解，生成HCl。

MgCl2+2H2 O→Mg(OH)2+2HClCaCl2+2H2 O→Ca(OH)2+2HClH2 S是减压塔顶部和冷凝冷却系统腐蚀的主要因素。

H2S主要是加工过程中由硫化物热分解而成。

在该腐蚀环境中，HCl溶于水生成盐酸。

1000万吨常减压蒸馏装置腐蚀及防腐

1000万吨/年常减压蒸馏联合装置设备的腐蚀及防护概述就像运动是绝对的，静止是相对的一样，腐蚀现象是时时刻刻发生的。

防腐措施只能起到监控和减缓的作用，但绝对不能从根本上完全杜绝腐蚀的发生。

1.常减压蒸馏装置的主要腐蚀类型及防护1）低温(≤150℃)轻油部位HCl-H2S-H2O腐蚀：腐蚀部位主要是初馏塔、常压塔上部五层塔盘（降液管及受液盘）、塔体及部分挥发线。

初馏塔、常压塔顶冷凝冷却系统、减压塔部分挥发线和冷凝冷却系统及酸性水部分的腐蚀。

HCl+H2O→2HCl·H2O2HCl+Fe→FeCl2 +H2↑FeCl2+H2S→FeS+2HCl防护措施：电脱盐、塔顶注缓蚀剂（或中和剂）、塔顶注水，塔顶设备材质升级。

初馏塔选材初馏塔壳体主体材料为16MnR顶部约五层塔盘高的筒体选用16MnR+Alloy400(包括顶封头)顶部五层塔盘的材质选用Alloy400（抗酸腐蚀性能较好）其余塔内件材料为0Cr13常压塔选材壳体材料根据介质在不同的温度下的不同的腐蚀机理和腐蚀速率分别选用16MnR+0Cr13A1、16MnR+304L、16MnR+316L，塔内件材料亦分别选用0Cr13、304L（304不锈钢成分为0Cr18Ni9 C <0.1 Cr 18% Ni9%）、316L（316的不锈钢成分为0Cr17Ni12Mo2 C <0.1 Cr 17% Ni12% Mo2%） 2) 高温硫化物、环烷酸腐蚀及冲腐腐蚀部位主要是240～400℃与原油、馏分油接触的设备与管道。

Fe+S→FeSFe+2RCOOH→Fe(RCOO)2+ H2↑Fe+ H2S→FeS+H2↑FeS+2RCOOH→Fe(RCOO)2+H2S环烷酸腐蚀的特点：（1）220℃时，环烷酸腐蚀已开始，随着温度的升高腐蚀加剧；（2）270～280℃时环烷酸腐蚀较剧烈，以后随温度的上升而逐渐减弱；（3）280～380℃时环烷酸腐蚀急剧增加。

常减压装置腐蚀与防护

0.12～0.15 0.26 0.05 0.11
氮，％
0.06～0.24 1.06
0.40～0.61 0.36～0.38
0.43 0.36 0.40～0.63 0.36 0.21 0.63 0.75 0.056 0.08
0.31～0.35 0.41 0.13 0.08
酸值，KOH/g
0.016 1.26 0.98～2.26 4.50～4.70
④ 炼制管输原油减压塔其腐蚀较高硫低酸值原油严重，塔体改用20g＋ 00Cr18Ni12Mo2Ti复合板可以拟制腐蚀，但进料处塔壁的冲蚀不可避免。
12
3 腐蚀形态、部位及原因
3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀
➢常减压加热炉炉管腐蚀
低硫高酸值原油和高硫低酸值原油及高硫高酸值原油炼油厂，加热炉炉管腐蚀情况：
根据原油中含硫及酸值的高低，原油可分为
✓ 低硫低酸值原油（S0.1～0.5％.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如辽
河原油，新疆原油
✓ 高硫低酸值原油（ S＞0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如胜利原
油
✓ 高硫高酸值原油（S＞0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如
10
3 腐蚀形态、部位及原因
3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀
➢ 常压塔的腐蚀
① 炼制大庆原油常压塔使用A3钢基本上无腐蚀和腐蚀轻微
② 炼制辽河原油常压塔蒸发段塔壁及其上下各层塔盘碳钢腐蚀率大于3mm，腐蚀形态为“沟槽状”，其余部位腐蚀轻微
③ 炼制胜利原油和管输原油，常压塔及其内构件腐蚀相对轻微，可用碳钢。为防止和减缓进料段塔壁冲蚀和腐蚀，防冲板在原基础上长宽方向各延长1倍，并改用0Cr13或0Cr18Ni9Ti

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。

常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施

常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施摘要：随着石油化工企业发展规模的不断壮大，企业内部对常减压蒸馏装置设备的保护也越发重视。

由炼油常减压蒸馏的运行环节来看，常减压蒸馏装置通常会在低温和高温部位产生腐蚀现象。

本文针对常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施展开简要分析，希望能够进一步提升常减压蒸馏装置的防护效力，更好的保障炼油操作的有序开展。

关键词：常减压蒸馏装置；腐蚀；防护；措施人们生活水平的提升使得石油产品的需求越发提升，同步推动着石油化工产业的运营与发展，石油的基本质量将是决定化工产业发展的重中之重。

对化工企业当中的炼油设备进行科学的保养和损伤防护，是保证企业生产顺利开展的必要途径，其中常减压蒸馏装置的防护措施开展，为化工炼油企业的运行提供了极大的保障条件。

1常减压蒸馏装置低温部位的腐蚀在常减压蒸馏装置中，常压塔塔顶换热器和减压塔顶水冷器都归属于常减压蒸馏装置的低温部位，由于原油中存在的活性硫成分，能够与金属设备产生一定的化学反应，直接导致了常减压蒸馏设备产生腐蚀损伤，非常不利于设备功效的充分发挥。

通常情况下，在常减压蒸馏装置低温部位的装置腐蚀，主要表现为硫腐蚀（H,S一HCL- -H2O）现象，原油中的硫含量越高，对常压塔顶换热器与减压塔顶水冷器部位的腐蚀损伤就越严重。

而且在常减压蒸馏装置的应用当中，硫腐蚀会贯穿于炼油环节的整个过程当中，原油中的硫其实与腐蚀损伤并没有明显的对应关系，硫腐蚀涉及装置多腐蚀环境具备着极强的多样性和多元化特点，硫化物自身种类、物质总量和化学稳定性的不同，其所造成的设备服腐蚀损伤程度也不同。

在常减压蒸馏装置的应用当中，像是硫化氢、单质硫、硫醇等活性硫化物含量越高，设备产生的腐蚀反应越明显。

如果把原油中的非活性硫易物质转化为活性硫，不管含量高低，都会对炼油设备造成严重的腐蚀损伤，也由于含硫化合物的转化关系的复杂，硫腐蚀的研究、防腐蚀措施的制定存在很大的实施困难，需要在常减压蒸馏装置的应用中，依照具体的设备问题进行具体的总结和分析。

常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施

常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施石油工艺一直处于我国工业的核心地位，石油提取和分离在生产中有着十分重要的意义，分馏装置的应用也十分常见。

实践中，一般通过利用缓蚀剂和中和剂成比投料，来完成其防腐工作。

但是其具体的比值在实践中，并不容易把握，所以文章通过对其冷凝系统展开深入剖析，浅谈防腐工作的做法。

标签：常减压蒸馏；塔顶冷凝；防腐引言石油产业在逐渐进步，蒸馏装置的应用也十分广泛，我国冷凝系统逐渐完善，为其提供了一定的保证，但是现如今蒸馏装置的腐蚀问题仍然客观存在，损害着设备的正常使用寿命。

本文研究了系统相关问题，针对于塔顶部位的系统展开了讨论。

1 概论现如今，大多数的石油企业都是以提取、加工、生产，一站式服务，来完成石油的销售的，原油的价格一直随着市场的变化而变化，也符合一定的商品属性。

在石油加工中，冷凝系统的目的是改变石油的存在状态，让石油进一步的分离为其他形式的单烯烃和烷烃[1]。

但是冷凝系统的表面会有氯化物和硫化物，如果不采取一定的防腐措施，则有可能损坏蒸馏装置。

本文通过介绍石油化工试验中，防腐的具体方法，来为设备的防腐问题提供一定的借鉴。

2 腐蚀检测2.1 腐蚀与防护在冷凝装置的应用过程中，腐蚀可能发生在每一个与液体和空气相接触的场所，但是以塔顶最为突出，还有一些主要部位包括冷凝塔的底端等，这些地方的腐蚀维护，是保障机械设备正常使用的重要内容[2]。

如何发挥其优势，从而更好的维护冷凝装置的安全，是其关键所在。

此类腐蚀的主要成因是氯化氢等酸性气体，腐蚀发生的过程是缓慢的，但是在一段时间之后，工作人员就能清晰的看出刚体表面的裂痕，有的也会出现刚体表面不平整、设备表面下陷等问题，这是因为其表面的金属和氯化物构成了其他形式的物质。

在高温情况下，石油中的盐水解，生成氯化物，然后氯化物利用其腐蚀性，腐蚀掉了其外表面。

油的沸点较低，盐的水解能力较强，这两点决定了有盐的地方，就容易发生水解，尤其是塔顶部位置，当其表面出现了水滴时，硫化氢等物质也会相继产生，和HCl共同作用，从而使得腐蚀更快的发生。

防腐蚀措施的探讨

常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施的探讨摘要：我厂常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统主要根据冷凝水中PH值、Fe3+、氯离子、硫化物浓度来调整“一脱三注”防腐蚀工艺措施，这种方法具有滞后性。

本文论述了安装自动控制系统及利用电阻腐蚀探针进行在线监测的必要性。

1前言目前我厂常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统主要采取“一脱三注”防腐蚀工艺，主要根据冷凝水中PH值、Fe3+、氯离子、硫化物浓度来调整“一脱三注”防腐蚀工艺措施，但这种方法具有滞后性，应及时有效地控制常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统腐蚀。

2 塔顶冷凝冷却系统腐蚀原理蒸馏装置的初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶冷凝系统主要是“HCl-H2S-H2O”腐蚀，发生腐蚀的主要部位为常压塔顶塔盘、塔体、部分挥发线及常压塔顶冷凝冷却系统，减压塔部分挥发线和水凝冷却系统。

腐蚀形态为碳钢部件的全面腐蚀均匀减薄，铁素体钢点蚀以及奥氏体不锈钢氯化物应力腐蚀开裂。

“HCl-H2S-H2O”腐蚀最剧烈的部位是形成“露点”的温度区域。

由于腐蚀主要是原油中的盐水解后生成HCl而引起的，因此不论原油含硫及酸值的高低，只要含盐就会引起此部位的腐蚀。

在原油加工时，当加热到120。

C 以上时，原油中含有的氯盐开始水解生成HCl ，分解析出的HCl和H2S随着油气上升到达塔顶，如果HC l、H2S处于干态时，对金属没有腐蚀性；而当水蒸气在塔顶冷凝冷却系统冷凝结露出水滴时，HCl 即溶于水中形成盐酸。

此时，在初凝区内由于水量较少，盐酸的含量可达1%-2%，成为一个腐蚀性很强的稀盐酸腐蚀环境；若有H2S存在，可加速腐蚀。

塔顶冷凝冷却系统的防腐蚀措施除了可以采用双木钢、钛材低合金钢（09Cr2AIMoRe 等）等耐腐蚀金属材料以外，主要采用“一脱三注”防腐蚀工艺。

“一脱三注”工艺是指原油电脱盐，脱后原油注水、注氨（或胺）和注缓蚀剂，目的是除去原油中的杂质，中和已生成的酸性腐蚀介质，改变腐蚀环境和在设备表面形成防护膜。

常减压蒸馏装置环烷酸腐蚀及防治对策

2019年06月的行为，粉化内壁表面材料，由于渗碳和冲刷的联合作用造成了管壁减薄的情况。

措施：为了保证裂解炉物料的平稳过渡，我车间对2#罐区切石脑油罐时时间上进行紧密联系并对切完罐的物料进行裂解炉单炉裂解气分析，随时对裂解炉炉管进行炉管状况的检查和测温，并做出了有效的管控措施.3.4线性急冷器SLE 的内漏由于设备长时间运行，裂解炉的线性急冷器设备老化以及SLE 套管其外面的光洁程度因为被锅炉里面的水垢给进行了破坏，有或者是当给锅炉里面进行进水的时候，水的压力时大时小，就会使得套管的里面和外面由于这种情况，而形成一种液体低压区，在这个区域里面，因为各种原因的促使，就会形成气泡，导致在其附近的水就会高速的向着气泡附近涌动，最后形成空穴。

SLE 入口温度近870℃，出口温度约360℃，入口操作工况恶劣，COT 超温、盐腐蚀、氧腐蚀、点腐蚀、冲击腐蚀、高温腐蚀、硫腐蚀、应力腐蚀破裂等造成的内漏，常规均在SLE 入口处发生，J/K 炉SLE 内漏均发生在SLE 上部位置（离SLE 蒸汽出口约2～3米，SLE 长19米），但内漏点在SLE 上部，主要是焊接造成的电偶腐蚀、焊接、制造缺陷、材料等有关。

措施：为了解决SLE 内漏问题，车间在2016年8月到10月大检修期间对裂解炉J 炉、K 炉、H 炉的大部分SLE 进行了更换，换热效果明显改善。

每小时多产超高压蒸汽约1.5吨。

裂解炉G 炉因为长时间投用单一的原料石脑油，直至2018年10月8日到10月21日对G 炉的第五组，第六组的SLE 进行整体更换，这一组SLE 出口温度比其他三组低20多度，效果良好。

3.5班组进行精心维护，严格按操作规程操作各班组的精心维护能够为裂解炉的长周期运行做出重要贡献。

原料油与稀释蒸汽的比值直接影响裂解炉炉管结焦的程度。

比值过低，会使结焦速度加快；比值过高，结焦情况有所缓解，但乙烯产量将下降。

还有，一些裂解炉在运行过程中，后系统会出现甲烷化飞温问题，温度调整过于频繁的问题。

常减压装置腐蚀分析与防护措施

科技论坛
・３９・
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

加工高酸原油常减压蒸馏装置腐蚀原因分析及防腐措施

蒸馏是炼油行业最重要的分离方法之一。

目前，除了一些直接从炼油厂中直接对稠油进行精炼延迟焦化装置外，我国目前采用减压蒸馏为第一加工装置。

在设备运行过程中，原油自身具备的，以及在开采或者运输过程中加入的，还有在蒸馏过程中产生的腐蚀物质都会影响设备的使用寿命。

因此，减压蒸馏装置的腐蚀是最普遍和重要的问题。

加工后的原油具有各种特性，各种腐蚀成分，腐蚀产生在不同的位置，所以必须采取各种保护措施。

1 加工高酸原油常减压蒸馏装置常见腐蚀类型1.1 硫化物的腐蚀原油中含有250多种硫化合物。

其中，仅活性硫和活性硫化物（单质硫，硫醇，H2S和H2S中易分解硫化物等）直接与金属反应，与硫含量没有直接相关。

通常，硫化物含量与腐蚀速率成正比，并且均匀腐蚀表现尤为明显。

另外，硫化物的腐蚀破坏性环境温度有关。

1.2 无机盐的腐蚀在原油提取后的脱水过程中，大部分水分被除去。

下一个加工过程夹杂在其中的油乳化悬浮液和其余的水包含氯化钠、氯化镁和氯化钙。

在加工过程中，将原油加热处理。

此时，氯化镁和氯化钙易于分解，产生具有腐蚀性的氯化氢（HCl）。

1.3 环烷酸的腐蚀环烷酸它是一种在原油中的有机物质。

通过常压蒸馏与原油一起加热后，留在蒸馏成分中的环烷酸与金属发生反应，然后通过反应会生成环烷酸亚铁，然后进行更多的金属反应，环烷铁是属于均匀腐蚀和局部腐蚀，因此参与反应的金属的流速越高，酸含量越高。

2 原油腐蚀防护技术2.1 原油电脱盐电脱盐是原油的第一个处理流程，也是防腐蚀设备的关键。

当前常用的电脱盐技术包括交流电脱盐技术、交流和直流电脱盐技术，鼠笼式平流电流电脱盐技术。

不同电脱盐技术对原油的适应性有所不同性，它极大地影响了原油的脱盐效果。

中国石化某石化公司的第二蒸馏装置在原来流程的基础之上对一级电脱盐罐的内部组件，电气系统和仪表系统进行了相应的更改，改造后，可以采取先进的脱盐技术和常规的交流和直流电脱盐技术以用于脱盐。

乳液用量减少到1/5，大大提高了原油的脱盐和脱水效果。

浅析炼油常减压蒸馏装置中防腐问题的处理

浅析炼油常减压蒸馏装置中防腐问题的处理110研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2023.05 （下）到低温氯离子腐蚀时，腐蚀的发生将会使装置的C1-、H 2S、pH 值超出正常范围，但三种相比，Cl -超标最为严重，危害最大，H 2S 的存在，将加速腐蚀反应的发生。

根据腐蚀机理，HC1-H 2S-H 20腐蚀现象之所以会对常减压蒸馏装置的运行产生负面影响，主要是因为无机氯盐的存在，就是氯化钙、氯化镁，一旦常减压蒸馏装置的温度维持在120℃，这些无机氯盐将发生水解反应，发生产物为HCl。

如果常减压蒸馏装置存在HC1-H 2S-H 20腐蚀，在腐蚀部位存在残垢，未及时处理这些腐蚀现象时，焊缝开裂、管壁破裂无法避免。

HC1-H 2S-H 20类型腐蚀一般气相部位腐蚀较轻微，液相部位腐蚀严重。

尤以气液两相转变部位即“露点”部位最为严重。

由于影响此部位的主要因素是原油中的盐水解后生成HCl 而引起的。

因此，不论原油含硫及酸值的高低，只要含盐就会引起此部位的腐蚀。

腐蚀的影响因素主要有C1-浓度、pH 值、原油酸值等。

低温HCl-H 2S-H 20环境防腐应以工艺防腐为主，材料防腐为辅。

工艺防护即“一脱四注”。

“一脱四注”系指原油深度脱盐，脱盐后原油注碱、塔顶馏出线注氨（或注胺）、注缓蚀剂（也有在顶回线也注缓蚀剂的）、注水。

该项防腐蚀措施的原理是除去原油中的杂质，中和已生成的酸性腐蚀介质，改变腐蚀环境和在设备表面形成防护屏障。

在完善工艺防腐（即一脱四注）情况下，对常压塔塔顶五层塔盘、塔体、冷却器可采用材质升级，例如，双相钢、超级不锈钢等。

2.3 烟气硫酸露点腐蚀常减压蒸馏装置的腐蚀现象中，也包含烟气硫酸露点腐蚀，其中，SO 3-CO 2-02-H 20最典型，这一腐蚀现象的发生与含氧量、硫含量变化、排烟温度反应、雾化蒸汽量变化有着直接的关系。

常减压蒸馏装置腐蚀的防护措施

设备运维常减压蒸馏装置腐蚀的防护措施赵杰（中国石油玉门油田公司炼油化工总厂，甘肃酒泉735200）摘要：随着我国经济的飞速发展，对于石油产量的要求也在不但提升。

炼油企业设备养护方面受到挑战，炼油设备方面常减压蒸馏装置的保养是保证设备正常运转的关键环节，本文将对常减压蒸馏装置工作原理及其腐蚀类型与具体情况进行概述，并介绍其防腐技术研究进展，以此提出具体的防护措施。

关键词：常减压蒸馏装置；腐蚀；防护措施1常减压蒸馏装置工作原理原油是一种混合物，由各种碳氢化合物构成，其化合物主要包括碳和氢，除此之外还包括硫、氮、氧等。

因此要将其制成满足正常生产生活需求的家庭、工业燃料就需要对其进行在加工，蒸馏既是通过采取反复的加热，使其不断汽化冷凝的方式，使其内部物质不断地进行分离。

其主要原理为利用液体当中不同成分的沸点及相对挥发度不同，在精馏塔当中不断重复上述过程，以此保证精馏塔塔顶出可以收获纯度较高的轻组分产物，而塔顶可以收获纯度较高的重组分产物。

在进行常减压蒸馏的过程中，原油首先经历脱盐与脱水，后分别进行常压蒸馏及减压蒸馏，通过这样的方式对原油进行分割，以此生产出符合使用标准的汽油、柴油、煤油灯原料，在进行减压蒸馏的过程中还可以生产出润滑油及沥青。

2常减压蒸馏装置腐蚀类型2.1低温氯离子腐蚀当温度低于120℃时，常减压蒸馏设备会发生电化学腐蚀。

在低温环境下造成低温氯离子腐蚀的原因主要有氯离子及硫化氢，同时还会收到PH值的影响。

其中主要原因是了氯离子的影响，同时硫化氢的作用会导致腐蚀的加速。

其来源为原油当中的无机盐及氯化钙成分。

当温度在120℃以上时，会产生盐酸造成垢下腐蚀最终导致焊口开焊或管线出现变薄的情况。

2.2高温腐蚀在高温腐蚀中有硫腐蚀及环烷酸腐蚀两种类型，其中硫腐蚀的程度会受到温度及硫含量的影响，环烷酸的腐蚀程度会受到酸度及介质流速及酸钠含量的影响。

造成硫腐蚀的原因由于原油当中带有一定的硫化物，当温度达到一定程度时会出现分解的情况产生硫化氢及硫醇，这二种物质会与金属发生反应，造成常减压蒸馏装置的塔内及加热炉炉壁受到腐蚀。

常减压蒸馏装置腐蚀分析及防腐措施

45常减压蒸馏装置腐蚀分析及防腐措施刘晓春，刘锋（兰州石化公司炼油厂常减压车间，甘肃兰州730060）摘要：对于炼油厂常减压蒸馏装置的腐蚀，结合原油性质及冷凝水分析等数据的研究，指出了常减压蒸馏装置设备腐蚀的主要机理与腐蚀原因，并提出了针对性的防腐措施。

关键词：常减压；腐蚀；措施1 概述兰州石化公司炼油厂第二套常减压蒸馏装置于1990年建成投产，经过改造目前设计加工能力为300万吨/年；第三套常减压蒸馏装置于2003年7月建成投产，设计加工能力为500万吨/年。

这两套装置最初设备及管线材质配置较低，特别是管线均为碳钢材质，管线及设备都存在不同程度的腐蚀减薄或泄漏情况。

2 加工原油性质随着80年代以来加工原油的酸值升高，设备腐蚀日益加剧，300万吨/年常减压装置根据原设计，加工的原油以塔北原油为主，根据设计的原油低酸值性质，装置设备及工艺管线均设计为碳钢材质。

1992～1998年实际加工原油酸值在0.17～0.32 mgKOH/g之间。

1998年以后，随着装置加工原油配比变化增大，加工新疆油比例上升，原油酸值在0.5～1.165mgKOH/g波动，最高值达到3.042mgKOH/g，并且频繁切换加工方案，所加工原油由原设计的单一性质原油变化为长时间加工多种混合原油，主要包括南疆、北疆、土哈、哈萨克斯坦油等。

由于这几种原油性质差异较大，混合比例变化，原油性质也随之大范围变化，尤其是原油的酸值，大幅度波动。

500万吨/年常减压装置原设计加工长庆、青海、吐哈原油（比例为7：2：1），含硫量0.2％，酸值为0.04mgKOH/g 低硫低酸值原油，腐蚀情况较轻。

随着炼厂加工管输原油酸值和含硫量的不断升高，常减压装置的高低温部位设备腐蚀状况日益加剧，尤其是塔盘、空冷管束和相关部位的管线，直接影响到装置安全生产和长周期运行。

3 设备腐蚀状况及原因分析3.1 三塔顶低温部位的腐蚀主要表现在以下几个方面自2007年7月以来，炼油厂进行管输原油的加工，500万吨／年常减压装置以加工长庆、青海原油为主；300万吨/年常减压装置以加工南疆和北疆原油为主，由于加工原油酸值的升高，常减压装置的三塔顶回流罐冷凝水中S2-大幅度上升，特别是常压塔顶的S2-由300多mg/L上升至700多mg/L，这给装置的低温防腐带来了很大的困难。

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。

常减压蒸馏装置腐蚀应对措施

常减压蒸馏装置腐蚀应对措施作者：梁宏斌来源：《中国化工贸易·上旬刊》2020年第01期摘要：随着原油品质的劣化，炼油装置塔顶系统腐蚀与结盐成为影响装置安全稳定运行的重要因素。

腐蚀是现阶段常减压蒸馏装置普遍面临的问题，也是最限制行业发展规模与水平的因素之一。

文章重点介绍了强化设备防腐控制方面的内容，希望可以有效提升常减压蒸馏装置的防腐控制水平，为促进行业的可持续健康发展创造条件。

关键词：减压;蒸馏装置;腐蚀;措施1 导言常减压蒸馏是原油加工的第一步，为以后的二次加工提供了原料，所以常减压蒸馏装置的处理量也就是炼油厂的加工规模。

因此，常减压蒸馏装置高效率的正常运行，对整个炼油厂的生产至关重要。

2 常压塔顶系统主要腐蚀机理常压塔顶系统最严重的腐蚀是HCl腐蚀。

HCl主要来自未能在电脱盐脱除的无机氯化物的水解：MgCl2水解在120℃开始，在340℃时水解率可达90%;CaCl2水解在210℃开始，在340℃水解10%;而NaCl较难水解，在340℃水解率约2%。

由此可知，MgCl2和CaCl2水解才是塔顶HCl腐蚀主要影响因素，此外HCl还可能源自有机氯化物分解。

HCl在高于露点温度的区域不会造成严重腐蚀，但可生成腐蚀性盐;在液态水的低温区域，HCl非常容易溶于水形成盐酸，因此严重的盐酸腐蚀都发生在有水凝结的区域，例如塔顶冷换设备，有时在整体温度高于露点但存在局部冷区的地方也会发生HCl腐蚀，这种情况通常发生在换热器管束表面、保温不好的管道和常压塔顶冷回流返塔区域等。

HCl在初凝区最具腐蚀性，此处大量HCl进入少量水相，塔顶氯含量高，pH值最低可达1～2。

随着水的进一步凝结，一方面因为稀释作用，另一方面因为NH3开始溶于水，使得pH值逐渐上升，腐蚀性逐渐减弱。

除了盐酸，常减压装置塔顶系统还存在其他几种酸性物质：H2S、小分子有机酸、二氧化碳及硫基有机酸等。

除了H2S以外，其他酸一般含量较少，其中低分子有机酸如甲酸、乙酸、丙酸和丁酸通常是原油中的高分子量有机酸（环烷酸）热分解的结果，也有可能来自上游脱水器或炼油厂电脱盐设备加入的低分子有机酸脱钙剂。

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。