摘要：在炼厂中，常减压蒸馏装置是原油预处理的龙头装置，它的平稳运行直接影响原油的加工量。但在长时间高负荷的运行中，往往会出现腐蚀现象，影响装置长周期安全运行，为了避免腐蚀现象的出现，下文对常减压蒸馏装置工艺防腐技术进行探讨。
关键词：常减压蒸馏装置；工艺防腐；腐蚀机理；措施
前言：现阶段市场经济迅速发展，且工业化的建设进程逐渐深入，我国对石油的需求量也在日趋增加，这对石油加工也提出了更高的要求。而在石油加工中，加工的原油也逐渐多样化和劣质化，对常减压蒸馏装置的防腐需要特别关注。因此，这就需要合理采取防腐技术，做好装置的防腐处理，确保安全生产。
1常减压装置中易发生腐蚀部位及分析
近年来，大部分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，使常减压装置设备和管道受到严重的腐蚀。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。经常的开停车或者闭路循环，也增加了腐蚀的可能性。
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，如MgCl2和CaCl2在120℃左右发生水解，生成HCl。
MgCl2+2H2O→Mg(OH)2+2HCl
CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HCl
H2S是减压塔顶部和冷凝冷却系统腐蚀的主要因素。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+H2S→FeS↓+HCl
Fe+H2S→FeS+H2
FeS+HCl→FeCl+H2S
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。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:
H2S+Fe→FeS+H2
RCH2CH2SH+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。
1.3常压塔塔顶换热器的腐蚀原因分析
1.3.1高速油气的冲刷腐蚀及磨损：常减压蒸馏装置换热器泄露十分频繁，检修发现泄露部位主要集中在换热器组上入口、出口及折流板处的管子和管束入口处，顺油气流动方向出现的沟槽状穿孔腐蚀，折流板处的管子出现凹陷，穿孔，管壁减薄严重。分析认为常压蒸馏装置主要加工轻质原油，初馏塔、常压塔顶负荷高，换热器入口气速较大，同时油气中夹带具有腐蚀性液滴对管束表面产生冲蚀，另外由于装置加工量大，壳程流体流速过大，从而诱发管子振动加剧，管子振动与介质的共同作用产生磨损腐蚀。
1.3.2原油性质变化引起的腐蚀：常顶油相系统不同程度地存在HCL、H2S和H2O。HCL来源可分两部分，一是盐类的水解。另一部分HCL是有机氯化物高温下的分解。H2S来源于有机硫化物的高温分解，HCL、H2S并随着轻组分一起挥发，当以气体状态存在时，对管束的腐蚀很小，再经冷却换热后温度下降到露点以下，冷凝区域出现液体水后，在换热器的壳程便形成HCL-H2S-H2O腐蚀系统。HCL和H2S相互构成了循环腐蚀，原油中的高硫含量和高氯含量共同促进，构成循环腐蚀。
2常减压蒸馏装置防腐蚀措施探讨
在工艺防腐的操作过程中，要坚持塔顶三注，注氨最好改为注有机胺。因为相对于氨水，有机胺中和缓蚀剂易于稳定pH值，避免铵盐结垢，且有机胺能迅速进入初凝区并与冷凝的HCl反应，从而大大缓解初凝区的腐蚀。另外，HCl与H2S腐蚀生成的原因和产生的腐蚀也不相同，HCl主要是由电脱盐后残留在原油中的盐分高温水解而成，而H2S主要是由原油中的硫醇、硫醚等非活性硫在高温裂解生成的。根据塔顶冷凝水的pH值、铁离子等数据控制各种药剂的加入量和注水量
2.1在实际使用中，应根据铁离子量和腐蚀速率及时调整缓蚀剂量，在控制好数据后进行优化调整。
注剂方法：注入点要尽量选择在前端，或增加注入点，不留空白区，使缓蚀剂充分发挥作用。使用缓蚀剂的前15至20天是成膜期，注入量是正常注入量的2至3倍。
2.2提高电脱盐效果，为装置提供优质合格的原料油。
原油脱盐脱水是控制轻油低温部位腐蚀的有效措施，如果原油含盐脱至3mg/L以下，再加上中和剂、缓蚀剂和水等措施，可以使塔顶冷凝水中的铁离子、氯离子浓度分别控制在2mg/L和30mg/L以下。
2.3合理控制切水的pH值，常顶回流罐的切水pH值控制过高会增加管束表面结垢的形成，所以将切水的pH值控制为6.0-7.5，过高的pH值易造成一定程度的碱腐蚀及铵盐的垢下腐蚀，不但可以降低管束结垢物的生成和腐蚀，还可节约中和剂的消耗量。
2.4在原油电脱盐后加注少量碱，针对常顶氯离子含量影响换热器腐蚀，在原油电脱盐后注入NaOH(约1-2ppm)将氯离子转化为NaCl。在工艺防腐及设备材质不变的情况下可使常顶污水氯离子及总铁浓度下降80%，常顶换热器腐蚀速率下降80%左右。由于注碱会增加油品中的钠离子，影响二次加工装置，大部分炼厂不注碱。
2.5注水量不应过小，缓蚀剂主要针对硫化氢和氯化氢腐蚀的防护,如果系统水量过小，无机盐会沉积在设备表面，形成垢下腐蚀，这样就造成换热器垢下腐蚀和铁离子数据偏高。
3定期工艺参数检测
对于包括塔顶温度、加热炉出口温度、侧线抽出温度、回流量、原油量等主要操作参数，需严格控制及定期考核，加强装置工艺设备的使用与维护力度。根据换热器的投用、停用等规律，加强操作的规范性，严格避免出现换热器泄漏或者气阻问题。在常压塔顶空冷器上安装在线腐蚀检测仪，对腐蚀情况进行定期检测，对腐蚀规律进行深入分析，加强保护措施。对于较为容易腐蚀的管道、容器、设备等，实行在线定点测厚，提高检测频率，及时排除隐患，保证安全生产。
另外，将在线监测系统安装在常压塔顶空冷中，总结腐蚀规律、分析原因，有针对性地采取措施;同时监测塔顶水质，根据监测结果调整助剂的浓度与用量，将塔顶铁离子的含量控制在3mg/L以内，pH值则控制在6.0～7.5范围内。
通过高温腐蚀探针监测，动态掌握腐蚀状况，及时调整高温防腐蚀剂的注入量，控制腐蚀速率;定时分析铁离子含量，通过调整高温缓蚀剂的注入量来减轻腐蚀，跟踪监测原油中酸值、氯含量和硫含量，有助于后续调整工作。
4结语
装置在运行一定周期后会逐渐面临各种腐蚀和防护问题，原油性质在动态变化，相关电脱盐及工艺参数均处于动态变化之中，为了充分提高防腐效果，还需要对其他技术和方法实施探索与改进，从而来更好推动行业发展。
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