加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
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目前该装置采用的工艺防腐措施是ห้องสมุดไป่ตู้初馏塔 顶注液氨、水和缓蚀剂。液氨的注入是将液氨钢 瓶中的液氨注入塔顶注水罐，然后通过注水实现 塔顶注氨。由于注氨量无法计量和调节，使得塔 顶 pH 值无法准确控制。这就造成塔顶部位及塔 顶系统空冷器及冷却器 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀严重。 2. 1. 3 缺乏有效的冷凝水 pH 值监测手段
电脱盐装置由于隔板开裂无法修复，将三级 电脱盐变成了二级电脱盐，使罐内介质流动受影
51
专
论
石油化工腐蚀与防护
2013 年第 30 卷
响，电脱盐效果变差，原油脱后含盐较高，盐质量 浓度最高达到 16 mg / L。由于脱后含盐量高，大 量的氯化物在初馏塔内水解进入到初馏塔、常压 塔及减压塔顶部位，当塔顶有水凝出时，形成盐酸 溶液，造成酸腐蚀。初馏塔顶泄漏部位正处在塔 顶塔盘以上部位，属汽液两相部位，再加上大量的 氯化物首先在初顶变成盐酸，因此腐蚀最为严重。 2. 1. 2 塔顶注氨设施不完善
减顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
2. 10
2. 64
pH 值 4. 60 7. 00 7. 00
5. 40
初馏塔顶部塔壁材质原为 16Mn，2009 年 10 月检修时，发现初镏塔顶层人孔下方边缘腐蚀严 重，顶 层 人 孔 塔 盘 支 撑 圈 处 塔 壁 有 500 mm × 500 mm腐蚀减薄，中间有一处 120 mm × 30 mm
某公司常减压装置原设计加工能力为 1. 5 Mt / a，于 2007 年 建 设 完 成 并 投 产，经 两 次 大 型 技术改 造 后，加 工 能 力 达 到 2. 5 Mt / a。常 减 压 装 置 采 用 电 脱 盐 -初 馏 塔 -常 压 塔 -减 压 塔 -产 品 精 制的工艺路线。其中电脱盐系统设置三级电脱 盐，后因 隔 板 开 裂 无 法 修 复 改 为 二 级。常 压 塔 采用板式塔，内设 48 层塔盘。采用填料 + 塔盘 式减压蒸 馏 塔，内 设 五 段 填 料 及 相 应 的 气 液 分 布系统，进 料 段 采 用 双 切 环 向 进 料 分 布 器，以 减 少 减 压 塔 进 料 段 的 雾 沫 夹 带 ，保 证 侧 线 产 品
是由原油酸值高，环烷酸腐蚀严重造成。针对上述原因提出了防腐蚀措施： 改造电脱盐装置、常减
压塔顶注剂系统，合理使用耐腐蚀金属材料，加强腐蚀检测。
关键词： 高酸原油 常减压装置 腐蚀 防护
中图分类号： TE 985
文献标识码： A
文章编号： 1007 － 015X（ 2013） 05 － 0050 － 04
50
第5 期
加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
专
论
的裂口； 收液盘、支撑圈处焊道开裂； 顶层收液盘 支撑筋板下方塔壁出现长 200 mm，深 10 mm 的 坑蚀； 塔顶放空线（ DN50） 塔壁处腐蚀严重，套管 腐蚀严重，重新安装； 第一层塔盘浮阀腐蚀脱落， 更换浮阀 62 个； 塔顶进料弯头腐蚀减薄，更换弯 头。2010 年检修时发现塔顶筒体在焊缝处腐蚀 穿孔泄漏（ 见图 1） ，9 月大检修时初馏塔整塔更 新，上 段 材 质 为 Q245Ｒ + 2205 复 合 板，下 段 为 Q245Ｒ + 316L 复合板。初馏塔顶空冷器自 2009 年以来也频频出现腐蚀泄漏事故，具体腐蚀情况 见表 2。
14. 89 13. 53 6. 72 1. 79 2. 76 14. 61 12. 06
pH 值 4. 40 6. 00
2. 74
常顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
9. 29 14. 65 2. 99 1. 85 13. 09 14. 84 6. 30
pH 值 6. 40 4. 60 6. 70 6. 20 7. 00 4. 80 5. 40
项目
2011-01-05 2011-01-19 2011-02-11 2011-03-08 2011-03-22 2011-04-05 2011-04-19
表 1 塔顶冷凝水分析数据 Table 1 Analysis data in condensed water from the tower
初顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
质量。
1 腐蚀状况 常减压装置的腐蚀可分为低温 HCl-H2 S-H2 O
腐蚀和高温环烷酸腐蚀。 1. 1 低温 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀
常减压装置低温部位腐蚀比较严重，从 2011 年初馏塔顶及常压塔顶、减压塔顶系统的监测数 据看（ 见表 1） ，pH 值普遍较低，Fe2 + 离子质量浓 度较高，大部分时间处于超标状态。
≯3 5. 39 6. 21 3. 99 13. 71 3. 04 10. 45
≯3 17. 63 3. 74 7. 10 8. 72 6. 54 5. 43
2 腐蚀原因分析 2. 1 低温部位腐蚀原因分析
分析低温 部 位 腐 蚀 严 重 的 原 因 主 要 有 以 下 几点： 2. 1. 1 电脱盐效果差
专
论
石油化工腐蚀与防护 COＲＲOSION ＆ PＲOTECTION IN PETＲOCHEMICAL INDUSTＲY 2013 年第 30 卷 第 5 期
加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
薛光亭
（ 中海油（ 青岛） 重质油加工工程技术研究中心有限公司，山东 青岛 266500）
摘要： 某公司主要加工海洋高酸原油，其常减压装置常顶和减顶低温部位的腐蚀和减压塔高
高温部位环烷酸腐蚀也比较严重，2010 年装 置检修时发现，减压塔减二线、减三线 316L 规整 填料腐蚀塌陷严重（ 见图 2） ，重新更换； 减压转油 线弯头出现坑蚀，厚度由 14 mm 约减薄至 4 mm。 另外从 2011 年侧线中 Fe2 + 分析监测数据看（ 见 表 3） ，高温重油部位的腐蚀也比较严重。
收稿日期： 2013 － 07 － 08； 修改稿收到日期： 2013 － 07 － 25。 作者简介： 薛光亭（ 1962 － ） ，1985 年毕业于北京科技大学 金属腐蚀与防 护 专 业，长 期 从 事 炼 油 设 备 的 腐 蚀 与 防 护 研 究、设备管理及设备检测工作。E-mail： xuegt2@ cnooc. com. cn
third line of vacuum distillation
表 3 侧线 Fe2 + 分析监测数据 Table 3 Analysis monitoring data
of lateral line Fe2 +
μg / g
减二线油 减三线油 减四线油 初底油 催化料 项目
w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ）
2. 2 高温部位腐蚀原因分析 2. 2. 1 原油酸值高
52
该公司主要加工海洋重质高酸原油，如渤中 25-1 原油、锦州 9-3 原油、曹妃甸原油、渤南原油 等，原油酸值高，硫含量低，属高酸低硫原油，原油 的高温腐蚀性强，特别是锦州 9-3 原油和曹妃甸原 油，酸值高达 2. 41 mgKOH / g 和 2. 39 mgKOH / g。 2. 2. 2 材质不符合要求
作为“一脱四注”工艺防腐的龙头，原油注碱 曾发挥过很好的防腐作用，但注碱易对催化剂造 成中 毒，对 炉 管 和 换 热 设 备 造 成 结 垢，因 而 被 废 除。但原油注碱对缓解高酸原油的腐蚀效果是明 显的，据调查［5］，目前日本、韩国的某些炼油厂仍 采用原油注碱工艺，碱液注在加热炉之前，并且严 格控制碱的注入量，一般为 3 ～ 5 μg / g。国内有 的炼油厂也在电脱盐后的原油中注碱，注碱后常 压塔顶换热设备的腐蚀率和常压塔顶冷凝水回流 罐中的 Cl － 含量都大幅度下降，且对二次加工装 置没有造成影响。因此建议在原油电脱盐后适量 注碱，且碱的注入量要严格控制，以防止过量注入 对二次加工装置造成影响。 3. 3 完善三顶注氨措施
图 1 初馏塔顶部筒体腐蚀泄漏 Fig． 1 Barrel corrosion leakage at the top of IBP tower
图 2 减压塔减二、三线 316L 规整填料腐蚀 Fig． 2 316L structured packing corrosion at the second and
常减压装置原设计并非加工海洋重质高酸原 油，因此材质防腐蚀等级普遍较低，低温部位以碳 钢为主。如初馏塔、常压塔及减压塔体原设计均 为碳钢，塔 顶 系 统 冷 却 器 虽 然 采 用 了 渗 铝 钢、 08Cr2AlMo 管束，但由于渗铝钢管束容易出现漏 渗缺陷，在 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀环境中形成大阴极 小阳极的情况而加速腐蚀，所以其耐蚀性甚至不 如碳钢管束。镍磷镀管束由于存在漏镀缺陷，在 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀环境中也形成大阴极小阳极的 情况而加速腐蚀，耐蚀性较差。
该装置原设计并非加工高酸原油，高温部位 材质普遍较低，加热炉管以 Cr5Mo 为主，换热器 管束以渗铝钢为主，不符合加工海洋重质高酸原 油的需要，因此当加工腐蚀性很强的海洋高酸原 油后腐蚀变得非常严重。
3 防腐措施与建议 3. 1 改造电脱盐设施
根据重质高酸原油的电脱盐经验，三级电脱 盐效果最好，建议委托电脱盐业绩较好的电脱盐 公司对电脱盐内构件进行重新设计改造。另外， 对于重质高酸原油，电脱盐的温度相对较高，理论 上以 135 ～ 145 ℃［3-4］最好，因此，可适当提高该装 置的操作温度，有利于原油的破乳，降低原油脱后 含盐量，减轻三顶系统的腐蚀。 3. 2 采用原油注碱
目前塔顶 冷 凝 水 pH 值 的 监 测 仍 采 用 人 工 pH 试纸监测方法，监测频率为每 4 h 一次。这种 方法监测频率低，间隔时间过长，不利于及时调整 注氨量，造成 pH 值长期较低。因此常减压装置 低温部位长期处于酸性腐蚀状态。 2. 1. 4 原油脱钙剂的影响
原油脱钙剂主要有含磷脱钙剂、小分子有机 酸脱钙剂、络 合 物 脱 钙 剂［1］ 和 螯 合 物 脱 钙 剂［2］。 使用比较普遍的是小分子有机酸脱钙剂，在使用 中为了保证脱钙率，剂钙比都大于 1，即脱钙剂过 量。这些过量的小分子有机酸有可能在初馏塔中 随油气上升至塔顶部位，造成塔顶系统的腐蚀加 重。另外原油开采过程中也会加入一些小分子 酸，这也加大了原油后续加工环节的腐蚀机会。 2. 1. 5 材质选用不合理
EC2111E
2011-01-30 管箱北数第一层第 24 根管束泄漏 2011-01-28 北面第 4 层第 14，15 和 29 根管束泄漏 2011-02-17 北面底数第 7 和第 18 根管束泄漏
初馏塔顶和常压塔顶空冷器原设计为碳钢渗 铝管束，由于腐蚀严重，2010 年 10 月检修时更换 为 8 台镍磷镀管束，结果到 2011 年 2 月发现已经 多台管束腐蚀泄漏，说明镍磷镀管束不适合在该 部位使用。 1. 2 高温部位的腐蚀
温部位的环烷酸腐蚀 比 较 严 重，初 馏 塔 顶 器 壁 和 常 减 压 塔 顶 冷 却 器 多 次 出 现 腐 蚀 穿 孔，减 压 塔
316L 不锈钢填料使用一个周期后大部分腐蚀破碎被流体带走。通过分析发现： 低温部位腐蚀主要
是由电脱盐效果不理想、脱后含盐较高，常减压塔顶冷凝水 pH 值波动大造成； 高温部位腐蚀主要
2011-02-10 南面底数第三层第 14 根管束泄漏
2011-02-15 北面底数第二层第 12 根管束泄漏
2011-02-17 北面底数第 7 和第 18 根管束泄漏
EC2213 2009-08-24 3 根管束泄漏
2009-09-08 3 根管束泄漏
2009-09-28 3 根管束泄漏
2010-03-24 南面第一排第 15 和第 25 根管束，第 二排第 14 根管束泄漏
表 2 初馏塔顶空冷器管束腐蚀情况 Table 2 Corrosion leakage situation in air cooler
tube bundle of IBP tower
空冷器位号
腐蚀泄漏情况
EC2114 2010-25-20 4 根管束泄漏
2010-08-27 5 根管束泄漏
2011-01-25 北面上数第二层第 9 和第 20 根管束渗漏
指标 2011-01-05 2011-02-01 2011-02-09 2011-03-23 2011-04-06 2011-04-20
≯3 1. 53 6. 28 2. 36 2. 81 7. 04 2. 20
≯3 3. 96 5. 35 5. 44 4. 80 18. 93 15. 06
≯3 21. 13 8. 92 6. 26 17. 91 20. 73 6. 65
电脱盐装置由于隔板开裂无法修复，将三级 电脱盐变成了二级电脱盐，使罐内介质流动受影
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专
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石油化工腐蚀与防护
2013 年第 30 卷
响，电脱盐效果变差，原油脱后含盐较高，盐质量 浓度最高达到 16 mg / L。由于脱后含盐量高，大 量的氯化物在初馏塔内水解进入到初馏塔、常压 塔及减压塔顶部位，当塔顶有水凝出时，形成盐酸 溶液，造成酸腐蚀。初馏塔顶泄漏部位正处在塔 顶塔盘以上部位，属汽液两相部位，再加上大量的 氯化物首先在初顶变成盐酸，因此腐蚀最为严重。 2. 1. 2 塔顶注氨设施不完善
减顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
2. 10
2. 64
pH 值 4. 60 7. 00 7. 00
5. 40
初馏塔顶部塔壁材质原为 16Mn，2009 年 10 月检修时，发现初镏塔顶层人孔下方边缘腐蚀严 重，顶 层 人 孔 塔 盘 支 撑 圈 处 塔 壁 有 500 mm × 500 mm腐蚀减薄，中间有一处 120 mm × 30 mm
某公司常减压装置原设计加工能力为 1. 5 Mt / a，于 2007 年 建 设 完 成 并 投 产，经 两 次 大 型 技术改 造 后，加 工 能 力 达 到 2. 5 Mt / a。常 减 压 装 置 采 用 电 脱 盐 -初 馏 塔 -常 压 塔 -减 压 塔 -产 品 精 制的工艺路线。其中电脱盐系统设置三级电脱 盐，后因 隔 板 开 裂 无 法 修 复 改 为 二 级。常 压 塔 采用板式塔，内设 48 层塔盘。采用填料 + 塔盘 式减压蒸 馏 塔，内 设 五 段 填 料 及 相 应 的 气 液 分 布系统，进 料 段 采 用 双 切 环 向 进 料 分 布 器，以 减 少 减 压 塔 进 料 段 的 雾 沫 夹 带 ，保 证 侧 线 产 品
是由原油酸值高，环烷酸腐蚀严重造成。针对上述原因提出了防腐蚀措施： 改造电脱盐装置、常减
压塔顶注剂系统，合理使用耐腐蚀金属材料，加强腐蚀检测。
关键词： 高酸原油 常减压装置 腐蚀 防护
中图分类号： TE 985
文献标识码： A
文章编号： 1007 － 015X（ 2013） 05 － 0050 － 04
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第5 期
加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
专
论
的裂口； 收液盘、支撑圈处焊道开裂； 顶层收液盘 支撑筋板下方塔壁出现长 200 mm，深 10 mm 的 坑蚀； 塔顶放空线（ DN50） 塔壁处腐蚀严重，套管 腐蚀严重，重新安装； 第一层塔盘浮阀腐蚀脱落， 更换浮阀 62 个； 塔顶进料弯头腐蚀减薄，更换弯 头。2010 年检修时发现塔顶筒体在焊缝处腐蚀 穿孔泄漏（ 见图 1） ，9 月大检修时初馏塔整塔更 新，上 段 材 质 为 Q245Ｒ + 2205 复 合 板，下 段 为 Q245Ｒ + 316L 复合板。初馏塔顶空冷器自 2009 年以来也频频出现腐蚀泄漏事故，具体腐蚀情况 见表 2。
14. 89 13. 53 6. 72 1. 79 2. 76 14. 61 12. 06
pH 值 4. 40 6. 00
2. 74
常顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
9. 29 14. 65 2. 99 1. 85 13. 09 14. 84 6. 30
pH 值 6. 40 4. 60 6. 70 6. 20 7. 00 4. 80 5. 40
项目
2011-01-05 2011-01-19 2011-02-11 2011-03-08 2011-03-22 2011-04-05 2011-04-19
表 1 塔顶冷凝水分析数据 Table 1 Analysis data in condensed water from the tower
初顶 w（ Fe2 + ） / （ μg·g － 1 ）
质量。
1 腐蚀状况 常减压装置的腐蚀可分为低温 HCl-H2 S-H2 O
腐蚀和高温环烷酸腐蚀。 1. 1 低温 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀
常减压装置低温部位腐蚀比较严重，从 2011 年初馏塔顶及常压塔顶、减压塔顶系统的监测数 据看（ 见表 1） ，pH 值普遍较低，Fe2 + 离子质量浓 度较高，大部分时间处于超标状态。
≯3 5. 39 6. 21 3. 99 13. 71 3. 04 10. 45
≯3 17. 63 3. 74 7. 10 8. 72 6. 54 5. 43
2 腐蚀原因分析 2. 1 低温部位腐蚀原因分析
分析低温 部 位 腐 蚀 严 重 的 原 因 主 要 有 以 下 几点： 2. 1. 1 电脱盐效果差
专
论
石油化工腐蚀与防护 COＲＲOSION ＆ PＲOTECTION IN PETＲOCHEMICAL INDUSTＲY 2013 年第 30 卷 第 5 期
加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护
薛光亭
（ 中海油（ 青岛） 重质油加工工程技术研究中心有限公司，山东 青岛 266500）
摘要： 某公司主要加工海洋高酸原油，其常减压装置常顶和减顶低温部位的腐蚀和减压塔高
高温部位环烷酸腐蚀也比较严重，2010 年装 置检修时发现，减压塔减二线、减三线 316L 规整 填料腐蚀塌陷严重（ 见图 2） ，重新更换； 减压转油 线弯头出现坑蚀，厚度由 14 mm 约减薄至 4 mm。 另外从 2011 年侧线中 Fe2 + 分析监测数据看（ 见 表 3） ，高温重油部位的腐蚀也比较严重。
收稿日期： 2013 － 07 － 08； 修改稿收到日期： 2013 － 07 － 25。 作者简介： 薛光亭（ 1962 － ） ，1985 年毕业于北京科技大学 金属腐蚀与防 护 专 业，长 期 从 事 炼 油 设 备 的 腐 蚀 与 防 护 研 究、设备管理及设备检测工作。E-mail： xuegt2@ cnooc. com. cn
third line of vacuum distillation
表 3 侧线 Fe2 + 分析监测数据 Table 3 Analysis monitoring data
of lateral line Fe2 +
μg / g
减二线油 减三线油 减四线油 初底油 催化料 项目
w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ） w（ Fe2 + ）
2. 2 高温部位腐蚀原因分析 2. 2. 1 原油酸值高
52
该公司主要加工海洋重质高酸原油，如渤中 25-1 原油、锦州 9-3 原油、曹妃甸原油、渤南原油 等，原油酸值高，硫含量低，属高酸低硫原油，原油 的高温腐蚀性强，特别是锦州 9-3 原油和曹妃甸原 油，酸值高达 2. 41 mgKOH / g 和 2. 39 mgKOH / g。 2. 2. 2 材质不符合要求
作为“一脱四注”工艺防腐的龙头，原油注碱 曾发挥过很好的防腐作用，但注碱易对催化剂造 成中 毒，对 炉 管 和 换 热 设 备 造 成 结 垢，因 而 被 废 除。但原油注碱对缓解高酸原油的腐蚀效果是明 显的，据调查［5］，目前日本、韩国的某些炼油厂仍 采用原油注碱工艺，碱液注在加热炉之前，并且严 格控制碱的注入量，一般为 3 ～ 5 μg / g。国内有 的炼油厂也在电脱盐后的原油中注碱，注碱后常 压塔顶换热设备的腐蚀率和常压塔顶冷凝水回流 罐中的 Cl － 含量都大幅度下降，且对二次加工装 置没有造成影响。因此建议在原油电脱盐后适量 注碱，且碱的注入量要严格控制，以防止过量注入 对二次加工装置造成影响。 3. 3 完善三顶注氨措施
图 1 初馏塔顶部筒体腐蚀泄漏 Fig． 1 Barrel corrosion leakage at the top of IBP tower
图 2 减压塔减二、三线 316L 规整填料腐蚀 Fig． 2 316L structured packing corrosion at the second and
常减压装置原设计并非加工海洋重质高酸原 油，因此材质防腐蚀等级普遍较低，低温部位以碳 钢为主。如初馏塔、常压塔及减压塔体原设计均 为碳钢，塔 顶 系 统 冷 却 器 虽 然 采 用 了 渗 铝 钢、 08Cr2AlMo 管束，但由于渗铝钢管束容易出现漏 渗缺陷，在 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀环境中形成大阴极 小阳极的情况而加速腐蚀，所以其耐蚀性甚至不 如碳钢管束。镍磷镀管束由于存在漏镀缺陷，在 HCl-H2 S-H2 O 腐蚀环境中也形成大阴极小阳极的 情况而加速腐蚀，耐蚀性较差。
该装置原设计并非加工高酸原油，高温部位 材质普遍较低，加热炉管以 Cr5Mo 为主，换热器 管束以渗铝钢为主，不符合加工海洋重质高酸原 油的需要，因此当加工腐蚀性很强的海洋高酸原 油后腐蚀变得非常严重。
3 防腐措施与建议 3. 1 改造电脱盐设施
根据重质高酸原油的电脱盐经验，三级电脱 盐效果最好，建议委托电脱盐业绩较好的电脱盐 公司对电脱盐内构件进行重新设计改造。另外， 对于重质高酸原油，电脱盐的温度相对较高，理论 上以 135 ～ 145 ℃［3-4］最好，因此，可适当提高该装 置的操作温度，有利于原油的破乳，降低原油脱后 含盐量，减轻三顶系统的腐蚀。 3. 2 采用原油注碱
目前塔顶 冷 凝 水 pH 值 的 监 测 仍 采 用 人 工 pH 试纸监测方法，监测频率为每 4 h 一次。这种 方法监测频率低，间隔时间过长，不利于及时调整 注氨量，造成 pH 值长期较低。因此常减压装置 低温部位长期处于酸性腐蚀状态。 2. 1. 4 原油脱钙剂的影响
原油脱钙剂主要有含磷脱钙剂、小分子有机 酸脱钙剂、络 合 物 脱 钙 剂［1］ 和 螯 合 物 脱 钙 剂［2］。 使用比较普遍的是小分子有机酸脱钙剂，在使用 中为了保证脱钙率，剂钙比都大于 1，即脱钙剂过 量。这些过量的小分子有机酸有可能在初馏塔中 随油气上升至塔顶部位，造成塔顶系统的腐蚀加 重。另外原油开采过程中也会加入一些小分子 酸，这也加大了原油后续加工环节的腐蚀机会。 2. 1. 5 材质选用不合理
EC2111E
2011-01-30 管箱北数第一层第 24 根管束泄漏 2011-01-28 北面第 4 层第 14，15 和 29 根管束泄漏 2011-02-17 北面底数第 7 和第 18 根管束泄漏
初馏塔顶和常压塔顶空冷器原设计为碳钢渗 铝管束，由于腐蚀严重，2010 年 10 月检修时更换 为 8 台镍磷镀管束，结果到 2011 年 2 月发现已经 多台管束腐蚀泄漏，说明镍磷镀管束不适合在该 部位使用。 1. 2 高温部位的腐蚀
温部位的环烷酸腐蚀 比 较 严 重，初 馏 塔 顶 器 壁 和 常 减 压 塔 顶 冷 却 器 多 次 出 现 腐 蚀 穿 孔，减 压 塔
316L 不锈钢填料使用一个周期后大部分腐蚀破碎被流体带走。通过分析发现： 低温部位腐蚀主要
是由电脱盐效果不理想、脱后含盐较高，常减压塔顶冷凝水 pH 值波动大造成； 高温部位腐蚀主要
2011-02-10 南面底数第三层第 14 根管束泄漏
2011-02-15 北面底数第二层第 12 根管束泄漏
2011-02-17 北面底数第 7 和第 18 根管束泄漏
EC2213 2009-08-24 3 根管束泄漏
2009-09-08 3 根管束泄漏
2009-09-28 3 根管束泄漏
2010-03-24 南面第一排第 15 和第 25 根管束，第 二排第 14 根管束泄漏
表 2 初馏塔顶空冷器管束腐蚀情况 Table 2 Corrosion leakage situation in air cooler
tube bundle of IBP tower
空冷器位号
腐蚀泄漏情况
EC2114 2010-25-20 4 根管束泄漏
2010-08-27 5 根管束泄漏
2011-01-25 北面上数第二层第 9 和第 20 根管束渗漏
指标 2011-01-05 2011-02-01 2011-02-09 2011-03-23 2011-04-06 2011-04-20
≯3 1. 53 6. 28 2. 36 2. 81 7. 04 2. 20
≯3 3. 96 5. 35 5. 44 4. 80 18. 93 15. 06
≯3 21. 13 8. 92 6. 26 17. 91 20. 73 6. 65