炼油装置中的腐蚀类型和防护措施方案

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1、炼油装置中的腐蚀类型及防护措施刘小辉中石化公司茂名分公司设备监测研究中心加工含盐、硫较多的原油对炼厂设备腐蚀极为严重，其程度除与盐、硫含量有关外，还与腐蚀环境有关。其腐蚀环境可分为高温和低温两大类，每一类又因其他介质如HCI、HCN等的加人而又有其不同的腐蚀类型低温部位通常指T≤230℃，且有水存在部位主要有常减压、催化裂化、焦化等装置的塔顶及其冷凝冷却系统，腐蚀类型为电化学腐蚀腐蚀严重。因介质不同而产生不同的腐蚀类型。其中低温（T＜120℃）轻油H2S-H20腐蚀类型有：HCl-H2S-H2O型、HCN－H2S-H2O型，CO2-H2S-H2O型、RNH2（乙醇胺）-CO2

2、-H2S-H2O型、H2S-H2O型。另外还有连多硫酸的腐蚀、低温烟气的硫酸露点腐蚀。高温（240～500℃）重油H2S腐蚀类型有S-S2H-RSH（硫醇）型、S-S2H-RSH-RCOOH（环烷酸）型、H2＋H2S型。另外还有高温氢腐蚀、镍钒金属杂质的腐蚀以晶间腐蚀等。腐蚀部位：主要为常减压装置的初馏塔和常压塔顶部（顶部五层塔盘及其上部）及塔顶冷凝冷却系统。1、低温（T＜120℃）轻油H2S-H20型（1）HCI－H2S-H2O型腐蚀形态：对碳钢为均匀腐蚀，对Cr13钢为点蚀，对1CR18Ni9Ti钢则为氧化物应力腐蚀开裂。氯化氢和硫化氢在没有液态水时（气象状态）对设备腐蚀很

3、轻，或基本无腐蚀．（如常压塔顶部封头及常顶馏出线气相部位）但在汽相变液相的相变部位，出现冷暖水之后，则形成HCl-H2S-H2O型腐蚀介质，对设备腐蚀严重（如常压塔顶部塔盘、塔顶冷凝器、冷凝器等有相变部位）。上述腐蚀部位的防腐措施如不当，不但要消耗大量钢材，而且对炼厂正常生产影响也大。这种腐蚀的影响因素很多，主要影响因素为Cl-、H2S含量和PH值。Cl-浓度：在HCI－H2S-H2O腐蚀分质中，HCI的腐蚀是主要的．其关键因素为含量，HCI含量低则腐蚀轻微，HCI含量高则腐蚀加重。HCI来源于原油中的氯盐。原油经一次脱盐后，不易水解的NaCl占含盐量的35％一40％，而易水解

4、的MgCl：和CaCl。仍占60％～65％，必须经过二次脱盐才能除去．所以各炼厂经一次脱盐后，所剩的盐类中镁盐、钙盐仍为主要成分。这就是系统中存在HCl的主要来源。即使炼制低硫原油（如大庆原油），如果脱盐效果不好，或不进行脱盐，则原油中的盐在常压塔顶冷凝冷却部位，因HCI-H2S-H2O而导致的腐蚀同样严重。所以无论炼制何种含硫原油，均应注意原油脱盐，控制脱盐后的含盐量。。加工含盐、硫较多的原油对炼厂设备腐蚀极为严重，其程度除与盐、硫含量有关外，还与腐蚀环境有关。其腐蚀环境可分为高温和低温两大类，每一类又因其他介质如HCI、HCN等的加入而又有其不同的腐蚀类型。原油脱盐后，含盐

5、量量小于5mg／L，塔顶冷凝水含Cl-含量应小于0．002％。PH值：原油脱盐后，塔顶部位的PH值2～3（酸性），但经注氨后，可使溶液呈碱性，此时PH值可大于7，国内炼厂在“一脱四注”后，控制PH值为7．5～8．5。这样可以控制氢的去极化作用，以减少设备腐蚀。H2S浓度：对常压塔设备腐蚀的影响不甚显著，如胜利炼油厂炼制孤岛原油时，北常减压塔顶冷凝水含硫化氢1070mg/L，与一般情况（含硫化氢30～40mg/L）相比，设备腐蚀程度并无明显加剧。HCI-H2S-H2O部位防腐措施：此部位防腐以工艺防腐为主、材料防腐为辅。工艺防腐采用“一脱四注”（脱盐、注碱、注缓蚀剂、注氨及注水）

6、。经“一脱四注”后．控制适当的工艺指标，如当PH值为7．5～8．5时，则碳钢设备如常压塔顶空冷器的腐蚀速率可低于0．2mm/a。（2）HCN－H2S－H2O型腐蚀部位：催化裂化装置吸收解吸系统，温度为40～50oC、压力为1.6MPa。腐蚀形态：对碳钢为均匀腐蚀、氢鼓泡及硫化物应力腐蚀开裂；对奥氏体不锈钢则为硫化物应力腐蚀开裂。原油中许多硫化物在催化裂化中被分解为H2S，同时原油中的氨化物也以一定的比例存在于裂解产物中，其中有1％～2％的氨化物以HCN形态存在，而形成了HCN－H2S-H2O腐蚀环境。HCN的存在对H2S－H2O的腐蚀是起促进作用的。。氰离子在碱性的H2S－H2

7、O溶液中有两种作用：氰化物溶解保护膜FeS，而加速H2S的腐蚀，且产生有利于氢向钢中的渗透；氰化物消除掉溶液中的缓蚀剂。。在吸收解吸系统，随着CN-的存在和浓度的增加，对设备的腐蚀影响也增大。当催化原料中CN-总量大于0．1％时，就会引起设备的严重腐蚀，当CN-大于0．05％时，促进腐蚀的作用明显存在。HCN－H2S-H2O防腐措施：可采用水洗办法，将氰化物脱除，或注入多硫化物有机缓蚀剂，将氰化物消除。这两种方法可减缓设备的腐蚀。或采用铬钢钢12Cr2AlMoV），配用317焊条，焊后750