常减压蒸馏装置腐蚀分析及防护措施优化

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1、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

2、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

3、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+2HCl    CaCl2+2H2 O→Ca(OH)2+2HCl     H2 S是减压塔顶部和冷凝冷却系统腐蚀的主要因素

4、。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。    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。    Fe+2HCl→FeCl2+H2    FeCl2+H2 S→FeS↓+HCl    Fe+H2S→FeS+H2    FeS+HCl→FeCl+H2 S    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［2］。塔顶的腐蚀，硫化氢、水、氯化氢等在一定温度下相互作用，会腐蚀得很严重。常减

5、压装置检修时，常见到减顶水冷凝器的腐蚀，减顶有三级水冷凝器，一级比一级腐蚀得严重，其中第三级腐蚀得最为严重。    1．2高温部位腐蚀机理    1．2．1高温硫腐蚀    高温硫腐蚀是指温度在240℃以上时，原油中的活性含硫化合物(如单质硫、硫化氢、硫醇等)与金属反应形成的腐蚀。高温硫腐蚀从250℃左右开始，并随着温度升高而逐步加剧，温度达到340～430℃时腐蚀情况最为严重。高温硫腐蚀最易发生部位为:常压炉出口炉管及转油线、常压塔进料部位上下塔盘、减压炉至减压塔的转油线、减压塔进料段塔壁与内部构件以及塔底、减压渣油转油线、减压渣油换热器等。    硫化物腐蚀的反应式如下:    

6、H2 S+Fe→FeS+H2    RCH2 CH2 SH+Fe→RCHCH2+FeS+H2在340～430℃之间，单质硫可直接与铁反应:    Fe+S→FeS    其他硫化物虽不能与铁直接反应，但受热分解生成的活性硫则按上述反应式和铁发生反应。    1．2．2高温部位环烷酸腐蚀    环烷酸是原油中烃类氧化物的通称，用CnH2n－1表示。一定温度下环烷酸与铁发生反应，主要集中于230～300℃、330～400℃两段油馏分中。此类腐蚀最易发生的部位为:常压转油线、减压转油线、常压炉及减压炉出口、常减压塔进料段塔壁、减三线等。    环烷酸与铁的腐蚀反应式为:    2RCOOH

7、+Fe→Fe(RCOO)2+H2    2RCOOH+FeS→Fe(RCOO)2+H2SFe+H2S→FeS+H2    2·常减压蒸馏装置防腐蚀措施探讨    2．1工艺防腐措施    工艺防腐就是做好“一脱四注”(或三注、二注)，即破乳剂电脱盐和塔顶注氨、注碱、注水、注缓蚀剂。由于注碱会增加汽柴油中的钠离子，现在不再注碱了，而注氨、注缓蚀剂。现在一般采用将两者合二为一，即注中和缓蚀剂，将有机中和剂与缓蚀剂合理调配，如HZJ-9中和缓蚀剂，避免了因氨和缓