常减压蒸馏装置减压塔的腐蚀和对策
常减压装置存在的腐蚀及应对措施分析
95前言随着加工原油的劣质化，原油中硫、氯含量和酸值升高给常减压蒸馏装置带来的腐蚀问题已严重影响装置的安全平稳运行。
一、常减压装置存在的腐蚀1.低温部位腐蚀低温部位腐蚀主要集中在初馏塔、常压塔顶的挥发线上，主要有HCl腐蚀、湿H 2S腐蚀、NH 4Cl盐垢下腐蚀等。
（1）HCl腐蚀原油中的MgCl 2和CaCl 2在水中容易水解生成HCl，HCl在塔内高于水露点温度不会导致金属材料腐蚀问题，在等于或低于水露点的温度，HCl溶于水形成盐酸，对金属材料会发生强烈的腐蚀作用。
塔内初凝区是腐蚀性最强的环境，由于液态水刚刚生成，气态HCl溶于水滴生成浓度很高的盐酸，此处pH值可低至1～2，对塔壁或管线会造成强烈腐蚀。
常减压装置中塔顶挥发线注水点后和塔顶油气第一台换热器就属于上述初凝区，塔顶注水点通常注入温度不高的净化水，若注入水后水易液态的形式存在于塔顶，将可能造成塔顶露点腐蚀；而塔顶油气第一台换热器，如本装置初顶换热器(E-54)、常顶换热器（E-1)，均给原油进行加热，将原油温度由45℃升高到78～82℃，而塔顶油气也由110～135℃冷却到80℃左右，回收了塔顶油气中的显热和相变热，但由于换热器管程中有相变的发生，易形成高浓度的盐酸小水滴，将对换热器管束造成点蚀或坑蚀。
（2）H 2S腐蚀H 2S腐蚀是减压塔顶和冷凝冷却部位的主要腐蚀，H 2S 主要来源是加工过程中的硫化物分解而形成。
低温段的H 2S腐蚀主要表现为均匀性腐蚀及湿H 2S应力性腐蚀开裂。
湿H 2S应力腐蚀开裂有氢鼓泡、氢至开裂、硫化物的应力腐蚀开裂及应力向导氢开裂。
一定温度时。
在硫化氢、水和氯化氢共同存在的相互作用下，会促进腐蚀加剧。
（3）NH 4Cl盐垢下腐蚀电脱盐后，原油、中和剂及注水(净化水)中氮化物部分转化为NH 3，原油中的无机氯(主要是CaCl 2、MgCl 2)和有机氯转化为HCl，在常压塔顶操作温度低于NH 4Cl盐结晶温度时，则NH 3和HCl从气相直接结晶生成NH 4Cl盐。
常减压塔腐蚀状况及防腐蚀对策
常减压塔腐蚀状况及防腐蚀对策摘要：大部分进口原油均是含硫、高硫原油和高酸原油。
由于长期加工该种原油，严重影响常减压蒸馏装置设备的正常运行，许多装置因腐蚀减薄而引起泄露、火灾或非计划停工，特别是高温部位尤其严重，直接威胁着常减压蒸馏装置的安全生产，对长周期运行造成极大的隐患。
因此需要加强对常减压塔腐蚀状况及防腐蚀对策分析。
关键词：减压塔；腐蚀因素；防腐对策前言常减压蒸馏装置是对原油进行蒸馏加工的装置，利用原油混合物中汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等物质沸点的不同，将其分离，并提供给二次加工装置。
因此，常减压蒸馏装置的处理量往往也代表着炼油厂的处理量，在炼油厂中处于至关重要的位置。
近年来，原油的劣质化让国内炼油厂加工高硫高酸原油的比例越来越大，使得常减压蒸馏装置的腐蚀问题日益突出，严重影响了常减压蒸馏装置乃至整个炼油厂的长周期安全稳定运行。
对设备进行腐蚀调查，并将调查结果汇总后进行分析，以便于设备的日常维护与定期检修，并给本领域技术人员提供参考。
1常减压塔概述1.1常减压塔的原理常减压塔的工作原理基于物理学中的节流原理和相分离原理。
当高压气体或流体通过减压阀进入减压塔内部时，流体经过节流装置，使其速度增加，而压力则降低。
随着流体的流速增加，其动能增大，从而减小了静压能，实现了压力的降低。
在减压塔内部，由于压力的降低，液相和气相发生相分离作用，液相被留在塔底，气相则从塔顶排出。
1.2常减压塔的结构组成（1）塔体：常减压塔通常采用立式圆筒形结构，具有足够的强度和密封性。
塔体内部设有塔板，用于引导流体进行分离。
（2）塔板：位于常减压塔内的水平平台，通过塔板上的孔洞来引导和分离流体。
常见的塔板类型有穿孔板、筛板等。
（3）减压阀：常减压塔中的减压阀用于限制流体进入塔体的流速，并实现压力的降低。
减压阀可以采用多种类型，如活塞式、膜片式等。
（4）进料装置：用于将高压气体或流体引入常减压塔内，通常由进料管道、阀门和控制系统组成。
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分析_0
常减压蒸馏装置腐蚀分析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。
标签：常减压蒸馏装置；腐蚀；防护1 常减压蒸馏装置简介常压蒸馏就是在常压下对原油进行加热气化分馏和冷凝，原油经过常压蒸馏可分馏出汽油、煤油、柴油馏分。
减压蒸馏就是原料经加热后，在一定的真空度下使更高沸点的烃类气化分馏再冷凝，将常压塔底油进行减压蒸馏，得到的馏分视其原油性质或加工方案不同，可以作裂化原料或润滑油原料，也可以作乙烯裂解原料。
2 常减压蒸馏装置腐蚀现象2.1 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。
2.2 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。
2.3 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。
发生电偶腐蚀时，电极电位较负的金属通常會加速腐蚀，而电极电位较正的金属的腐蚀则会减慢。
3 腐蚀检测结果3.1 超声波测厚通过超声波测厚数据来看，塔除了两个腐蚀穿孔外，其余部分的厚度均在14.5mm左右。
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。
常减压蒸馏装置防腐蚀措施
常减压蒸馏装置防腐蚀措施摘要：为了能够缓解常减压蒸馏装置腐蚀速率，提高生产企业的经济效益。
本文对常减压蒸馏装置防腐蚀措施进行了探讨。
关键词：常减压蒸馏装置；防腐蚀；措施1常减压蒸馏常压蒸馏和减压蒸馏习惯上合称常减压蒸馏，常减压蒸馏基本属物理过程。
原料油在蒸馏塔里按蒸发能力分成沸点范围不同的油品（称为馏分），这些油有的经调合、加添加剂后以产品形式出厂，相当大的部分是后续加工装置的原料，因此，常减压蒸馏又被称为原油的一次加工。
包括三个工序：原油的脱盐、脱水；常压蒸馏；减压蒸馏。
2常减压蒸馏装置腐蚀的原因2.1高温硫造成的腐蚀当常减压蒸馏装置中的温度超过240℃之后，在部分的油品中就会存在硫化氢、硫醇等物质，这些物质将会导致装置出现不同程度的腐蚀。
在常减压塔的底部以及换热器的中部会出现不同程度的腐蚀情况。
就腐蚀机理方面的分析可以发现，主要是在装置发生反应的过程中会存在不同程度的硫化氢与金属直接接触造成一定的局部腐蚀，对腐蚀的部分经过测试可以发现，存在硫化铁等物质。
通过进一步的研究可以发现，发生腐蚀的原因在于局部的酸性比较强，另一方面由于温度等因素的影响，腐蚀率也会升高。
通过实验进一步分析可以发现，当温度在120℃以下的时候，非活性硫化物比较难分解，因此可以通过在介质中控制水分的含量，有效抑制腐蚀问题。
但是随着温度的升高，高温硫腐蚀的情况也会变得更加严重。
腐蚀速度在起初时会相对稳定，由于腐蚀速率的加快，会形成保护膜，降低腐蚀速度。
之后由于介质的流动性增强，腐蚀的保护膜就会被破坏，腐蚀速率就会再次增加。
因此，流体的流速也是影响局部腐蚀的重要原因。
2.2环烷酸腐蚀环烷酸是石油原油中的一种常见的成分，是有机酸的一种。
通过相关的技术研究可以发现这种物质对装备会造成一定的腐蚀。
由于不同区域的原有品质存在差异，因此环烷酸的占比也各不相同。
在原油加工的过程中，环烷酸的存在会增加环境的酸性，因此对设备造成腐蚀情况。
在具体反应中，腐蚀的程度与装备的抗腐蚀性能以及环烷酸的组分和比例都有关系。
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。
常减压蒸馏装置运行中存在的问题及对策
常减压蒸馏装置是炼油工业中常用的重要设备，它通过将原油加热至高温并将其分解成不同的组分来生产高价值的产品。
然而，在运行中常常会遇到各种问题，这些问题不仅会影响装置的正常运行，还可能对安全和环境造成严重影响。
对常减压蒸馏装置运行中存在的问题及对策进行全面评估至关重要。
1. 运行问题分析在常减压蒸馏装置的运行过程中，可能会出现以下一些常见的问题：1.温度控制不稳定：由于原油的成分复杂，不同组分的沸点不尽相同，因此需要严格控制温度才能确保分馏过程的有效进行。
然而，受原油成分变化、换热器堵塞等因素影响，温度控制不稳定是常见的问题。
2.泄漏和腐蚀：常减压蒸馏装置中存在大量高温、高压的气体和液体，并且原油中含有硫、氯等腐蚀性成分，这容易导致设备的泄漏和腐蚀问题。
3.运行过程中的噪音和振动：由于设备本身的结构和工况的特殊性，常减压蒸馏装置在运行中可能会有较大的噪音和振动，这既会影响生产效率，也会对设备的健康造成威胁。
2. 对策分析针对常减压蒸馏装置在运行中存在的问题，可以采取以下一些对策：1.完善温度控制系统：通过对温度控制系统进行全面检修和升级，使用先进的传感器和控制技术，可以更好地控制温度，确保常减压蒸馏装置的正常运行。
2.设备的定期检修和维护：定期检查和维护设备，保持设备的完好状态，及时更换老化部件，可以有效防止泄漏和腐蚀问题的发生。
3.完善减震和降噪措施：通过加装减震设备和使用吸声材料，可以有效减少设备运行过程中的噪音和振动，改善工作条件，提高生产效率。
3. 个人观点和理解在我看来，针对常减压蒸馏装置运行中存在的问题，应该注重预防为主，采取长期有效的措施来降低问题的发生率。
应该加强设备运行过程中的监测和管理，及时发现并处理潜在问题，确保设备的安全、稳定运行。
4. 总结与回顾在本文中，我们对常减压蒸馏装置运行中存在的问题及对策进行了全面评估。
在分析了运行问题和对策后，我们得出了对设备温度控制、设备定期检修和维护、以及设备的减震和降噪措施等方面的建议。
常减压装置中塔顶冷凝系统腐蚀状况分析及对策
常减压装置中塔顶冷凝系统腐蚀状况分析及对策1 塔顶冷凝系统腐蚀产生例如，某石化分公司常减压蒸馏装置的流程设计、主要工艺设备及管道的选型能适应一、二期两种工况，材质选择按原油的硫含量为2%（w）、酸值1mgKOH/g 考虑。
装置设计采用美国UOP/PCS 公司提供的工艺包，充分吸取和借鉴了国内外先进的设计理念和先进技术，所采用的主要技术均为目前先进、成熟、可靠且在同类生产装置中得到应用的技术，达到了国内领先、国际一流水平。
1.1 塔顶冷凝系统腐蚀产生一期工况装置加工的原料为苏丹1/2/4 区混合原油。
苏丹1/2/4 区混合原油（原油含硫0.05%，酸值0.32mgKOH/g）为低硫低酸值原油，沙特轻质原油（原油含硫1.91%，酸值0.04mgKOH/g）为高硫低酸值原油，沙特中质原油（原油含硫2.42%，酸值0.24mgKOH/g）为高硫低酸值原油。
随着某石化分公司二期改造常减压蒸馏装置加工高硫原油，加速了蒸馏装置低温轻油和高温重油部位的损失，目前，国内炼油厂加工高硫、高酸值的原油及高含盐原油的比例越来越大，广西石化分公司也是如此，使装置腐蚀防护面临着更大的困难。
因此，探讨、研究常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统的腐蚀机理，分析该装置的易腐蚀部位及影响因素，制定相应的防腐措施，对常减压装置安全平稳可靠运行具有极其重要的作用。
1.2 低温部位H2S-HCl-H2O型腐蚀在常减压蒸馏装置初馏塔、常压塔顶部和塔顶冷凝冷却系统的低温部位容易产生H2S-HCl-H2O腐蚀。
原油中的氯盐，在120℃以上发生水解生成HCl，加工含硫原油时塔内有H2S，当HCl和H2S为气体状态时只有轻微的腐蚀，一旦进入有液体水存在的塔顶冷凝区，不仅因HCl生成盐酸会引起设备腐蚀，而且形成了H2S-HCl-H2O的介质体系，由于HCl和H2S相互促进构成的循环腐蚀会引起更严重的腐蚀，反应方程式如下，见式（2-1）、（2-2）、（2-3）。
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。
常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因分析及对策
《装备维修技术》2021年第6期—255—常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因分析及对策李鹏飞（中海外能源科技（山东）有限公司，山东 日照 276800）引言常减压蒸馏装置作为原油加工的第一道工序，其安全、高效、长周期运行是炼化企业效益的根本保证，为此，对装置的腐蚀问题进行统计分析，找出腐蚀规律和原因，并制定防腐蚀措施。
1、常顶系统换热器腐蚀情况常顶换热器用于油气与原油换热，管程介质为常顶油气，工作温度100～180℃；壳程介质为原油，工作温度25～120℃。
换热器管束材质为双相不锈钢，管板材质为16Mn 锻+6mm 堆焊层，管束与管板的焊接采用强度焊加贴胀。
常减压检修时对换热器管束进行了清洗，发现管程介质入口侧管板堆焊层及换热管端部有大量小蚀坑，换热管端部及其与管板的焊缝等处发现少量表面微裂纹。
现场对换热器管板及管束进行成分检测，结果显示该双相不锈钢符合设计要求，同时对管束进行了涡流检测、未发现管束内部明显腐蚀减薄。
2、常减压蒸馏装置常顶换热器腐蚀原因电脱盐效果不理想。
常减压蒸馏装置一般应用电脱盐、常顶注水、缓蚀剂以及中和剂等防腐的处理工艺。
原油在进入到了蒸馏装置之后，借助电脱盐脱除盐、水以及其他杂质，从而降低或减缓后续工艺当中的腐蚀情况。
电脱盐的效果直接决定着常顶系统腐蚀介质的具体浓度。
对此对蒸馏装置脱盐之后的含量监测数据给予针对性统计，最终发现，原有电脱盐的装置运行状况较为理想，脱后盐含量的浓度能够长时间的稳定在3mg/L 之下。
在常顶冷凝冷却系统当中加注高效油溶性缓蚀剂，缓蚀剂能够有效的附着在金属的表面上，有效防止腐蚀介质和金属之间的接触，从而达到减缓腐蚀的效果。
与此同时，还可以在塔顶注入有机胺中和剂，提升冷凝液的酸碱度。
除此之外，在塔顶注入脱硫净化水，借助注水控制以及调节初凝区的具体位置，并稀释初凝区的酸值，从而提升初凝区的酸碱值。
为了及时掌握常顶系统注剂的加注效果和系统的腐蚀状况，对常顶回流罐冷凝水给予及时性检测。
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。
常减压蒸馏装置的主要问题和应对措施
中国常减压蒸馏装置的主要问题和应对措施凌逸群中石化公司炼化部门，北京1000291 引言虽然在过去的几十年里,中国的直流催化裂化技术已取得了突飞猛进的成就,将来加氢处理,加氢裂化,加氢精制,催化重整技术也将随着环境规则的越来越严格,汽油、柴油燃料标准的越来越精确而经历飞速的发展。
尽管如此，常减压蒸馏装置作为原油加工的第一道工序有着非常大的处理能力，它影响着炼油厂的工艺流程，对经济效益也有着重要影响。
最近几年，随着实用技术和高效设备的发展及应用，关于常减压塔操作的问题引起了高度重视。
2 生产和操作上的主要问题到2001年底，中石化拥有的48套常减压蒸馏装置，其总设计处理量为139百万吨，包括一个8百万的装置，六个5百万吨的装置，14个3-4百万吨的装置和一些处理量少于3百万吨的装置。
47套蒸馏装置是在2001年开始运行的并以平均72.7%的负荷率加工了总共104.42百万吨的原油。
目前，在蒸馏装置的操作上存在四个主要问题。
2．1 总能量消耗量较高总能量消耗量是常减压蒸馏装置的一个重要的经济技术困难。
2001年中石化的蒸馏装置的总能量消耗量是11.85千克SOE/吨（包括荒废的减压蒸馏装置的能量消耗），变化范围在10.47到16.41千克/吨，与国外先进装置的能量消耗水平相比，中国总的能量消耗量更高些，这种现象的原因归咎于以下几个方面。
2．1．1 小型装置检修率低国外独立蒸馏装置的处理量一般在5百万吨/年到1千万吨/年，这些装置的维修率超过85%，在2001年，中石化的独立蒸馏装置的平均处理能力在290万吨/年，其平均负荷率为72.7%，导致了更高的原料和能量消耗。
2．1．2 加热炉燃料消耗量高常减压蒸馏装置中加热炉的燃料消耗量占蒸馏装置总燃料消耗量的70% 以上。
加热炉的燃料消耗量过高是造成常减压蒸馏装置总消耗量高的主要原因。
在生产和操作方面的两个主要问题会导致加热炉燃料消耗量高，蒸馏装置的总能量消耗量也高。
常减压蒸馏装置减压塔的腐蚀和对策_丁明生
图 4 标高 23 300 部位内壁裂口 Fig． 4 Corrosive leaking at EL23300
4. 4 减四线位置 第四段填料及以下位置，减压塔筒体为 321 材
质，与 16MnＲ 材质的分界标高为 21 160 mm。由于 历年腐蚀检修，减四线集油箱（ 标高 19 080 mm，温度 约 320 ℃） 及以上的第四段填料位置筒体均有不锈 钢内贴板，贴板的焊缝腐蚀较重，部分贴板已与基体 剥离翘起，见图 5。填料段未贴板处壁厚为 12 ～ 14 mm，大量细麻点呈现均匀腐蚀形状，有些部位坑点 较大，整体凹凸不平。减四集油箱段腐蚀较重，壁厚 约为 7. 78 mm（ 原始厚度为 18 mm） 。其中集油箱升 气孔上部筒体整圈腐蚀减薄严重，有些焊缝已经穿 孔。第四段填料的支撑栅严重腐蚀，百叶窗腐蚀严 重，已基本失效，见图 6。正对升气筒的支撑梁也腐 蚀减薄，部分支撑梁腐蚀消耗殆尽，底端填料也腐蚀 严重。在标高17 602 mm位置 316L 与 321 不锈钢的 分界处腐蚀形貌具有明显的差别，316L 筒体相对光 滑（ 该段 316L 筒体为 2004 年更新） ，焊缝饱满，321 筒体则存在大量的腐蚀坑和沟槽，见图 7。需要提及 的是，通过对内件和填料的光谱检验，所有材料均合 格，达到了 316L 和 317 的化学成分要求。
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专
论
石油化工腐蚀与防护
2013 年第 30 卷
图 3 减三升气筒及百叶窗 Fig． 3 Appearance of louver plate of the 3rd vacuum cut
图 5 第四段下部填料的腐蚀形貌 ig． 5 Corrosion appearance of the 4th packing
规格尺寸（ 直径 × 壁厚 × 切线高 × 总高） / mm Φ3 200 / Φ6 000 × 14 × 18 × 43 800
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。
常减压装置塔顶腐蚀现状及防腐对策建议
常减压装置塔顶腐蚀现状及防腐对策建议摘要：本文通过对500万吨/年常减压装置塔顶低温腐蚀现状分析，结合典型案例，通过露点温度计算，以及现有防腐措施的情况，对比总结工艺、材质和注水注剂点选取等因素，对装置塔顶冷却系统防腐蚀泄漏提出建议措施。
关键词：材质；注水注剂点选取；防腐蚀1 前言常减压装置是原油一次加工的装置[1]，该装置操作平稳与否直接影响整个公司的正常生产, 人们常称其为“龙头”装置, 原油进厂后首先进入常减压装置。
在这里，原油被分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油和渣油等组分。
常减压蒸馏装置的安全平稳运行对提高轻质油的产率或改善产品质量至关重要[2]。
然而，原油中含有Cl、S、N等元素的化合物在原油加工过程中会转变成HCl;、H2S、NH3等具有腐蚀性的物质，对常减压装置设备、管线造成腐蚀。
常减压装置的设备运行情况，对全厂生产的安全、平稳和经济效益有直接影响。
长庆石化公司常减压蒸馏装置设计加工能力500万t/a，主要加工长庆混合原油。
常顶换热器以及塔顶挥发性泄漏非常频繁，常顶四台空冷器Ec1002A/B/C/D均发生过管束泄漏，并进行管束更换。
另外常顶换热器进口管线、常压塔顶安全阀总线和常顶挥发线均发生过严重泄漏，常顶换热器进、出口阀门因腐蚀而关不严，每次维修都必须加盲板隔离。
因此开展常减压装置腐蚀与防护措施研究对解决目前炼化装置设备腐蚀和延长装置使用周期具有重要意义。
2腐蚀类型分析低温腐蚀的腐蚀介质主要是 HCl-H2S-H2O，腐蚀部位主要在常压塔上部五层塔盘、塔体及常压塔顶挥发线以及冷却设备，减压塔部分挥发线和塔顶油气冷凝冷却系统。
分析认为气相部位腐蚀一般较轻，液相部位腐蚀较重，气液两相转变部位即“露点”部分最为严重。
低温HCl-H2S-H2O腐蚀主要发生在常减压装置三个塔顶系统的管线和设备上。
3常减压装置低温腐蚀现状3.1常顶换热器腐蚀情况由常顶换热器E1002D检修记录统计表可以看出，自2005年常减压装置开工后，常顶换热器腐蚀情况较为严重，正确选择金属材料进行设备防腐是常顶防腐的重要措施，例如：采用09Cr1AlMoRe为管束材质的换热设备时，使用时间平均达350天，采用管束材质为08Cr2AlMo钢的换热设备时，使用时间平均达212天，采用管束材质为Ni-P镀防腐的换热设备时[1]，使用时间平均达52天，采用09Cr2AlMo-RT材质管束的换热设备时，使用时间平均达170天，2016年采用管束材质为钛合金的换热设备后至今未发生内漏。
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【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1、常减压蒸馏装置的基本原理常压蒸馏和减压蒸馏都属物理过程，经脱盐、脱水的混合原料油加热后在蒸馏塔里，根据其沸点的不同，从塔顶到塔底分成沸点不同的油品，即为馏分，这些馏分油有的经调和、加添加剂后以产品形式出厂，绝大多是作为二次加工装置的原料，因此，常减压蒸馏又称为原油的一次加工。
2、常减压蒸馏装置的主要设备常减压蒸馏装置的主要设备为常减压装置及电脱盐罐，其主要部件为原油分配器与电级板。
原油分配器的作用是使从底部进入的原油通过分配器后能够均匀地垂直向上流动，目的一般采用低速槽型分配器。
电极板一般有水平和垂直两种形式。
交流电脱盐罐常采用水平电极板，交直流脱盐罐则采用垂直电极板。
水平电极板往往为两至三层。
3、常减压装置中易发生腐蚀部位及腐蚀机理3.1低温部位腐蚀机理低溫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。
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。
H2S是减压塔顶部和冷凝冷却系统腐蚀的主要因素。
在该腐蚀环境中，HCl溶于水生成盐酸。
若水量少，盐酸浓度可达1%～2%，形成十分强烈的稀盐酸腐蚀环境。
H2S的存在会使腐蚀加速，二者构成相互促进的循环腐蚀。
低温H2S 腐蚀表现为均匀腐蚀和湿H2S应力腐蚀开裂。
湿H2S应力腐蚀开裂包括氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力腐蚀开裂和应力导向氢致开裂。
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矿产资源开发利用方案编写内容要求及审查大纲
矿产资源开发利用方案编写内容要求及《矿产资源开发利用方案》审查大纲一、概述
㈠矿区位置、隶属关系和企业性质。
如为改扩建矿山, 应说明矿山现状、
特点及存在的主要问题。
㈡编制依据
(1简述项目前期工作进展情况及与有关方面对项目的意向性协议情况。
(2 列出开发利用方案编制所依据的主要基础性资料的名称。
如经储量管理部门认定的矿区地质勘探报告、选矿试验报告、加工利用试验报告、工程地质初评资料、矿区水文资料和供水资料等。
对改、扩建矿山应有生产实际资料, 如矿山总平面现状图、矿床开拓系统图、采场现状图和主要采选设备清单等。
二、矿产品需求现状和预测
㈠该矿产在国内需求情况和市场供应情况
1、矿产品现状及加工利用趋向。
2、国内近、远期的需求量及主要销向预测。
㈡产品价格分析
1、国内矿产品价格现状。
2、矿产品价格稳定性及变化趋势。
三、矿产资源概况
㈠矿区总体概况
1、矿区总体规划情况。
2、矿区矿产资源概况。
3、该设计与矿区总体开发的关系。
㈡该设计项目的资源概况
1、矿床地质及构造特征。
2、矿床开采技术条件及水文地质条件。