摘 要：煉油廠常減壓裝置在使用一段時(shí)間之后會有腐蝕的情況出現(xiàn)，主要集中在低溫輕油以及高溫重油、加熱爐的空氣預(yù)熱器、對流室爐管這幾個(gè)部位，該文通過對常壓裝置腐蝕情況進(jìn)行分析來講解如何防護(hù)腐蝕情況的出現(xiàn)。

關(guān)鍵詞：常減壓裝置 腐蝕分析 防護(hù)措施

中圖分類號：TE624文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A文章編號：1674-098X（2013）05（a）-0082-01】

常壓裝置是煉油廠的常見裝置，也是重要裝置，其腐蝕情況又是所有設(shè)備中最為嚴(yán)重的地方，而且目前的原油質(zhì)量并不高，呈現(xiàn)劣質(zhì)、重質(zhì)化得情況，這也使得原油的硫含量增加，因此加深了煉油廠的常減壓裝置的腐蝕情況。常壓裝置腐蝕情況加深會嚴(yán)重的增加安全隱患，造成極大的危險(xiǎn)事故，這是不利于煉油廠的發(fā)展的，因此常減壓裝置的腐蝕問題就成為了阻礙煉油企業(yè)的發(fā)展因素。

1 常減壓裝置腐蝕分析

1.l 低溫H2S—HCl—H2O露點(diǎn)腐蝕分析

總結(jié)發(fā)現(xiàn)在初餾塔、常減壓蒸餾塔的上部、塔頂管線和三頂水冷器這幾個(gè)部位有這種腐蝕現(xiàn)象。低溫H2S—HCI—H2O型腐蝕主要是由原油含鹽引起的。在原油加工過程中，原油中的無機(jī)鹽（主要是NaCI、MgCI2、CaCl2）和原油開采過程中加入的有機(jī)氯化物發(fā)生水解，生成腐蝕性的HCI。

蒸餾過程中HCL以及原油里面的硫化物都會受熱氣化，因此會聚集在蒸餾塔頂部和冷卻部位，兩種物質(zhì)在氣化狀態(tài)不會有太大的腐蝕性，可是一旦在冷卻部位出現(xiàn)了液態(tài)水的時(shí)候，HCL就會溶解于水中，形成鹽酸，這種稀鹽酸的濃度達(dá)到了2%左右，在這種偏酸性的稀鹽酸環(huán)境中，裝置設(shè)備就容易出現(xiàn)腐蝕的情況，這樣就是為什么這類腐蝕都是會出現(xiàn)在初餾塔、常壓塔和減壓塔塔頂及其冷凝冷卻這些部位的原因。

2.2 高溫S—H2S-RCOOH腐蝕分析

（1）高溫硫腐蝕

高溫硫腐蝕環(huán)境是指240 ℃以上時(shí)，原油中的部分有機(jī)硫化物轉(zhuǎn)化為H2S和元素硫，活性硫、硫醇和H2S形成的腐蝕環(huán)境。高溫硫腐蝕主要取決與原油中含有活性硫（硫化氫、硫醇、單質(zhì)硫）的多少。這種腐蝕會伴隨出現(xiàn)硫化亞鐵，硫化亞鐵附著在裝置的內(nèi)壁上就會將內(nèi)部物質(zhì)和裝置進(jìn)行隔離，起到了一層防護(hù)膜的作用，但是隨著高速流體和環(huán)烷酸的存在，這層保護(hù)膜會很快的消失，進(jìn)而新城了循環(huán)腐蝕：

2RCOOH+FeS→Fe（COOH）2+H2S

總的來說對高溫硫腐蝕能夠產(chǎn)生影響的因素為：溫度、流速、材料以及環(huán)烷酸含量這幾點(diǎn)。這種腐蝕多出現(xiàn)在爐管、轉(zhuǎn)油線、塔進(jìn)料部位上下塔盤以及進(jìn)料塔壁這些地方。

（2）高溫環(huán)烷酸腐蝕

177到343 ℃時(shí)環(huán)烷酸的沸點(diǎn)，相對分子量變化范圍也很大，差不多3、400左右。原油里面的酸性物質(zhì)中其占據(jù)了絕大部分，超過了90%，所以又稱為石油酸。當(dāng)原油中總酸值大于0.5 mgKOH/g時(shí)，即能引起管線的腐蝕，故通常將總酸值大于0.5 mgKOH/g的原油稱之為高酸原油。

溫度對于環(huán)烷酸的腐蝕性影響非常大，在220 ℃以內(nèi)，其對管線的影響非常的小，當(dāng)超過220 ℃這個(gè)臨界值以后就開始逐漸的增加，并且當(dāng)溫度到了280 ℃左右的時(shí)候會出現(xiàn)首個(gè)腐蝕峰值；然后越過峰值就會開始緩慢的下降，當(dāng)升到350 ℃的時(shí)候，出現(xiàn)第二個(gè)腐蝕峰值；再上升50 ℃就會讓環(huán)烷酸分解，腐蝕也隨之消失，所以說環(huán)烷酸腐蝕是高溫腐蝕。在加熱過程中，其除了會和鐵直接接觸發(fā)生反應(yīng)之外，還能和其他腐蝕產(chǎn)物發(fā)生反應(yīng)，像是硫化亞鐵。

當(dāng)環(huán)烷酸與腐蝕產(chǎn)物反應(yīng)時(shí)，不但破壞了具有一定的保護(hù)作用的硫化亞鐵膜，同時(shí)游離出硫化氫又可進(jìn)—步腐蝕金屬表面。影響環(huán)烷酸腐蝕的主要因素是原油的溫度、流速、原油的酸值和硫質(zhì)量濃度等。該類腐蝕主要發(fā)生部位包括：塔內(nèi)填料和塔盤、加熱爐爐管、轉(zhuǎn)油線、汽提塔塔頂管線、控制閥的下游，塔的循環(huán)回流、泵體、葉輪和泵出口管線等。

1.3 S02、SO3—H2O腐蝕分析

此腐蝕情況多集中于空氣預(yù)熱器、對流式爐管這些地方，腐蝕狀況為腐蝕產(chǎn)物的堆積堵塞然后對局部造成腐蝕穿孔。因此燃料內(nèi)的硫和其化合物就會經(jīng)過高溫之后產(chǎn)生二氧化硫，再加上燃料室都是過氧的狀況，所以部分二氧化硫就會生產(chǎn)三氧化硫混合在高溫?zé)煔饫锩妫?dāng)煙氣的溫度很高的時(shí)候，并不會發(fā)生腐蝕現(xiàn)象，主要是等到溫度降低到400 ℃以下的時(shí)候，三氧化硫就會跟水蒸氣化合，這種化合物是一種蒸汽硫酸，帶有腐蝕性，遇到裝置的加熱爐尾部受熱面上就會形成液態(tài)硫酸，這時(shí)就會有強(qiáng)腐蝕發(fā)生。

2 腐蝕防護(hù)措施

2.1 調(diào)整“一脫三注”工藝

“一脫三注”是蒸餾裝置主要的工藝防腐措施。其中“一脫”即為原油電脫鹽，提高脫鹽效率應(yīng)該主要從優(yōu)化電脫鹽操作工藝著手：（1）提高電脫鹽溫度。高溫能夠減少原油的粘度，從而起到減緩水滴的運(yùn)動阻力，還可以是油水界面張力降低，有利于破乳和水滴聚結(jié)?？墒菧囟纫膊荒芴撸?yàn)樘叩臏囟?，水就會被氣化，這樣脫鹽壓力就更大了，因此通常選用120～130 ℃的溫度比較適宜；（2）根據(jù)具體的情況來使用不同的破乳劑。破乳劑應(yīng)該要根據(jù)原油的特性來選擇，每一種破乳劑都會有其特別適用的原油類型，假如是混合油，那么就更加需要進(jìn)行對破乳劑的評選，因?yàn)榛旌嫌偷男再|(zhì)比較復(fù)雜，易發(fā)生變化，要事前進(jìn)行實(shí)驗(yàn)來挑選破乳劑，所以在實(shí)際生產(chǎn)中頻繁改變破乳劑種類也不太現(xiàn)實(shí)，因此可以考慮自動注入系統(tǒng)來嚴(yán)格控制注入量來影響脫鹽效率；（3）適當(dāng)提高注水量。增加水的注入量可以破壞原油乳化液的穩(wěn)定性，但同時(shí)要考慮注水水質(zhì)和pH值。目前脫鹽一、二級注水均采用的是凈化水，其水質(zhì)和pH值都在合格范圍之內(nèi)，注水量按工藝指標(biāo)3%一5%（對原油質(zhì)量分?jǐn)?shù)）進(jìn)行。

2.2 設(shè)備選材

在防腐措施中，針對輕油低溫部位我們主要是通過工藝的提升來進(jìn)行防腐，材料屬于次要的；而高溫重油則相反，以材料升級為主，工藝為輔助。

2.3 安裝腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)

常減壓裝置安裝在線腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)能夠有效的對生產(chǎn)設(shè)備的腐蝕狀況進(jìn)行檢測，這個(gè)系統(tǒng)的組成部分為檢測探針（電感探針和pH探針）、采送器、數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換模塊、監(jiān)控機(jī)及其附件，對整個(gè)生產(chǎn)過程中的管道和特定部位的PH值進(jìn)行動態(tài)監(jiān)控，由傳輸網(wǎng)絡(luò)上傳到?jīng)Q策服務(wù)器。

3 結(jié)語

常減壓裝置的腐蝕問題一直是困擾著煉油廠的重要問題，而且對生產(chǎn)安全來說存在著非常大的隱患，造成腐蝕的因素是多種多樣的，我們需要對各腐蝕因素進(jìn)行仔細(xì)的研究，尋找到其根源，這樣才能夠有的放矢的采取針對性防護(hù)措施，本文通過對常減壓裝置腐蝕情況和成因都進(jìn)行了說明和介紹，也有相應(yīng)的防護(hù)機(jī)制，目的就是為了能夠讓煉油廠的生產(chǎn)過程更加的高效和安全。目前原油的質(zhì)量隨著不斷的開采使用而越來越低，這也是加劇了常減壓裝置腐蝕的因素之一，希望通過這些分析能夠讓煉油廠的常減壓裝置腐蝕問題得到解決，讓煉油廠的生產(chǎn)更加的安全可靠，也能夠起到促進(jìn)煉油產(chǎn)業(yè)發(fā)展的作用。

參考文獻(xiàn)

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