常减压蒸馏装置腐蚀分析及防护措施优化.doc

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+2H2O→Mg(OH)2+2HClCaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HClH2S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+H2FeCl2+H2S→FeS↓+HClFe+H2S→FeS+H2FeS+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［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+H2RCH2CH2SH+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+Fe→Fe(RCOO)2+H22RCOOH+FeS→Fe(RCOO)2+H2SFe+H2S→FeS+H22·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，避免了因氨和缓蚀剂的配比引起缓蚀效果不佳;如果再将中和缓蚀剂用水进行稀释，这样就可将“一脱四注”简化为“一脱二注”或者“一脱一注”［3］。原油脱盐脱水是控制轻油低温部位腐蚀的有效措施，如果原油盐质量浓度脱至5mg/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、氯离子质量浓度分别控制在1mg/L和20mg/L以下。注氨(中和剂)是一种廉价的中和氯化氢和硫化氢的措施，且与氨反应后的生成物无腐蚀，通常以氨水