导 读

原油中自身含有的、开采、运输过程中加入的以及蒸馏装置加工过程中形成的腐蚀性物质会对装置设备的寿命产生影响，严重时引发事故。因此常减压蒸馏装置的腐蚀是最为普遍的，也是最为人们所关注的。加工的原油性质不同，所产生的腐蚀性物质不同，腐蚀产生的部位及腐蚀类型、机理不同，需要采用的防护措施也不同。无论加工哪种类型的原油，在低温部位普遍存在HCl-H2S-H2O腐蚀，出现在常减压装置三顶（初顶、常顶、减顶）冷凝冷却系统。其中气液相变部位腐蚀最为严重。高温部位腐蚀类型主要由加工原油中酸值及硫含量决定，加工高含硫原油时是高温硫腐蚀，而加工高含酸原油时腐蚀以环烷酸腐蚀为主。高温腐蚀部位通常发生在塔器、管线、加热炉炉管、高温换热器、高温机泵、容器等。加工高含酸原油时常压转油线、减压转油线等流速较高的部位，腐蚀较重。加工高含硫高含酸原油时，还要注意酸硫之间的协同腐蚀。

常减压装置易腐蚀部位及类型

某常减压蒸馏（下称常减压）装置主要由电脱盐系统、初馏系统、常压系统、减压系统和燃料回收系统等组成。装置主要工艺流程及易发生腐蚀类型如下。

装置腐蚀情况分析

腐蚀检查：对常压装置、减压装置两个工艺区内的设备进行腐蚀分析，对主要的设备进行外部宏观检测、腐蚀产物能谱分析、内窥镜检测、硬度检测以及对腐蚀严重的部位进行测厚。装置中主要设备腐蚀现象如下。

腐蚀原因分析

通过对上述列出的腐蚀现象以及工艺流程进行分析，常减压工艺中存在腐蚀机理主要有HCl-H2S-H2O腐蚀、高温硫腐蚀、环烷酸腐蚀、高温烟气硫酸露点腐蚀、保温层下腐蚀、冲蚀以及高温氧化。

01 HCl-H₂S-H₂O腐蚀

在该工艺中，HCl-H₂S-H₂O腐蚀的位置主要是三塔顶（初馏塔、常压塔、减压塔）部分，塔体、部分挥发线及三塔顶至冷凝系统之间的设备，和温度低于150℃的地方。腐蚀介质主要是盐酸、硫化氢和水。由于HCl和H₂S沸点较低，因此，会聚集在分馏塔顶部，遇到蒸汽冷凝水可能会形成pH值为1~1.3的强酸腐蚀介质。一般在气相部位腐蚀较轻微，液相部位腐蚀比较严重，气液相变处腐蚀最为严重。对碳钢来说，腐蚀表现为均匀腐蚀或出现孔蚀；对奥氏体不锈钢则表现为氯化物应力腐蚀开裂。

02 高温硫和环烷酸腐蚀

高温硫腐蚀和环烷酸腐蚀都属于高温腐蚀，当温度处于240~425℃时，可发生腐蚀，且分子量越低越易发生。腐蚀的部位主要在初馏塔底部至换热系统间，常压塔中部到底部，减压塔各侧线部位，减压渣油换热器，均存在高温硫和环烷酸的腐蚀。在高温条件下，活性硫与金属能直接反应，它出现在与物流接触的各个部位，表现为均匀腐蚀形貌。高温硫腐蚀与温度、流速、硫化物的形态以及设备材质有关。温度升高可促进非活性硫分解为活性硫，而且温度越高腐蚀越严重。当温度高于240℃时，随温度升高，硫腐蚀逐渐加剧，当达到350~400℃时，分解出的单质硫比H2S腐蚀更剧烈，到430℃时腐蚀到达最大值。当高温硫化物刚开始进行腐蚀的时候，金属表面会生成一层致密的FeS保护膜，保护金属使腐蚀速率下降。但是，若设备内流速高或在弯头、三通、变径等湍流处，金属保护膜被冲刷掉，就开始新的腐蚀；若流速更大的时候，金属表面根本不能形成保护膜，腐蚀速率更大。环烷酸腐蚀通常发生在操作温度介于260~400℃工段的设备中，且产生局部腐蚀。当酸值超过1.0mgKOH·g-1，腐蚀更加剧烈。环烷酸可与金属直接反应生成环烷酸铁，且不需要有水的参与。生成的铁盐溶于油，不易形成保护膜，因此，腐蚀后可形成轮廓清晰的蚀坑或流线状槽纹。若流速较高时，流线状的槽纹更加明显。

03 高温烟气硫酸露点腐蚀

加热炉中的燃料油在燃烧过程中生成含有SO2和SO3的高温烟气，在加热炉的低温部位，SO2和SO3与空气中水分共同在露点部位冷凝，产生硫酸露点腐蚀，因此，加热炉烟道腐蚀严重。

04 保温层下腐蚀

处于低温部位的设备管道容易出现保温层腐蚀（详情请点击这里），当设备处于150℃以下时，容易出现保温层下的腐蚀。常减压装置上易出现保温层下腐蚀的位置有运行在-10~120℃的碳钢系统，有工艺泄露、操作环境湿度大或酸性蒸汽的区域，暴露在蒸汽排放口处的设备，露点以下温度运行的冷设备等。在腐蚀的部位可以看到金属表面有大量锈迹，设备材质较脆、粉化、缺少光泽，伴有鼓泡、裂纹等现象。造成保温层下腐蚀主要有两方面的因素：

（1）保温材料中含有氯化物、氟化物和硫化物等有害的腐蚀性成分；

（2）保温材料多为孔结构，有吸附和吸水能力。

防腐策略

在工艺装置中，腐蚀类型多种多样，通过腐蚀检查后，可以结合以下的防腐策略对设备的腐蚀情况进行监管：

①原油调控

②加强助剂使用工作

③有效控制注水量，改善注水水质

④加强表面处理施工质量管理

⑤建立腐蚀监测体系，加强监测数据管理

⑥建立腐蚀失效分析案例库

01 工艺防腐策略

工艺防腐是解决设备腐蚀的根本方法，是从源头上降低和控制腐蚀，而且是众多防护方法中最为有效的一种。通过合理控制工艺参数，使装置的整体腐蚀状况处于可控的范围之内。

首先，加强“一脱三注”技术，即原油脱盐，挥发线注氨、注缓蚀剂、注水。电脱盐是工艺防腐的第一步，通常原油经二级电脱盐后，含盐量控制在3mg·L-1以下时，才可有效缓解后续设备的腐蚀。在常减压工艺中，建议对每个塔的每种注入剂采用一台泵，方便调节注剂量和种类。定期对电脱盐后的原油和三顶水进行采样分析，来控制电脱盐的效果。另外，增设pH探针，对塔顶冷凝水的pH值进行检测，可对中和剂的注入效果进行检测；

其次，由于常减压装置中设备和管道的材料等级较低，对于操作温度大于220℃的管道加注高温缓蚀剂。

最后，对于常减压工艺中“三顶”部位的腐蚀，可通过减少塔顶蒸汽冷凝量来降低盐酸及其酸性介质的含量，从而缓解腐蚀速率，例如，适当提高“三顶”部位的温度，将温度控制在110℃以上，可有效减少冷凝液的量。

02 设备防腐策略

设备防腐主要包括材料防腐、结构防腐和涂料防腐3个方面。

（1）材料防腐主要就是指材质升级，是应对高温腐蚀的主要手段。中石化有关规定指出，实际腐蚀速率大于0.25mm·a-1，就表明选材等级偏低，需要进行材料升级。在常减压工艺中，常压塔和减压塔顶高温部位采用0Cr13Al之类的铁素体不锈钢，塔盘或浮阀等内部构件采用0Cr13；对于实际操作温度高于220℃的设备，可将材质升级为Cr5Mo；而为了防止加热炉对流管露点腐蚀，可选用抗露点腐蚀的ND钢（09CrCuSb）作炉管；

（2）结构防腐主要是避免应力集中，局部过热或者出现湍流。环烷酸的腐蚀会随着流速的增加而加剧，而且经常出现在湍流区域，因此在改造时对流速较大的部位应采用较大管径，避免出现湍流的情况。在安装过程中需将设备内部的焊缝磨平，防止涡流的出现。另外，在弯头、三通、大小头、变径的位置应该增加壁厚、贴板加强。

（3）涂料防腐是通过添加防腐层，以隔绝介质对金属材料的腐蚀作用。对于碳钢换热器、塔盘、容器等可以采用非晶态镍磷镀层技术，来进行防腐。