【上海制發閥門訊】
    隨著加工原油品質劣質化程度的提高和正常生產運行周期不斷延長的需要，設備、管道的腐蝕問題愈發嚴峻。在煉廠常減壓裝置內，常壓塔頂、常頂揮發線及常頂冷卻系統在運行過程中越來越多地出現以下情況：常壓塔頂設備腐蝕、常頂揮發線腐蝕、常頂換熱系統腐蝕、管道堵塞。常壓系統的腐蝕主要集中在常壓塔頂部的塔盤、塔內壁、常頂冷卻系統等設備部分及常頂揮發線等管道部分，其中在塔頂油氣出口附近塔壁、塔頂揮發線出口及塔頂冷卻系統的換熱器管殼、管束部位腐蝕最為嚴重。在塔頂部封頭處有貼襯不銹鋼的情況下腐蝕相對較輕，但在沒有貼襯的地方腐蝕相對嚴重，例如塔頂揮發線出口的位置及位于貼襯不銹鋼板下方的塔內壁部分。在生產運行周期內發生的腐蝕、減薄、穿孔甚至開裂，尤其在常壓塔頂設備處及塔頂揮發線管道部分發生腐蝕，因設備、管道難以更換，對裝置安全生產影響極大，只能在停檢周期內充分論證并解決。本文以某廠已有項目為例，探討常壓塔頂腐蝕及堵塞情況應對措施。

    1、常壓塔頂腐蝕機理分析

    常壓塔頂及其冷卻系統腐蝕屬于典型的濕硫化氫、濕氯化氫環境腐蝕。腐蝕機理主要是原油中含有大量活性硫化物以及氯化物，它們會分別分解形成硫化氫和氯化氫，在塔頂部溫度下降的區域內，遇冷凝水并溶解在其中即形成了局部高濃度的鹽酸、氫硫酸腐蝕體系，從而對設備及管道造成了強烈的腐蝕。雖然原油在經過電脫鹽處理后，其中所含的鹽濃度已經不大了，但仍有部分未脫凈的如有機氯添加劑及無機氯鹽等，在加熱爐中高溫環境下依然會分解產生氯化氫。氯化氫進塔后隨油氣上升至塔頂，在降溫區域發生冷凝形成高濃度鹽酸，從而腐蝕金屬。因酸根離子的來源是原油中的鹽水解后產生，現有的電脫鹽系統尚無法將原油中的鹽徹底脫除掉，所以無論原油是否含硫以及酸值高低，只要有鹽存在就或多或少地會造成腐蝕。

    腐蝕介質中主要成分氯化氫一般有2種來源，一種是存在于原油中的無機鹽類，主要成分以氯化鈣與氯化鎂為主，在一定溫度下二者水解產生Cl-，與氫元素結合產生氯化氫;另一種是因現有原油的開采技術問題，在采油過程中加入的某些藥劑內含有氯仿等機氯化物，它們在一定溫度下也會分解產生氯化氫。本文由上海制發閥門有限公司協助轉載分享,上海制發閥門有限公司為專業生產安全閥的廠家、主要生產各種彈簧式安全閥、空壓機安全閥、安全閥型號、襯氟安全閥，并終身為使用單位提供相關產品技術支持。銷售熱線:021-69783299  官方網站:http://www.etike.net

    硫化氫在此腐蝕環境中屬次要成分，它主要由原油中存在的硫化物分解而成。各種硫化物在原油中的含量、各自的熱穩定性和環境溫度決定了硫化氫的量。

    水是腐蝕環境中的基礎組成部分，它的來源為原油本身含有的水、電脫鹽時注入的水以及塔頂揮發線上注入的水。

    氯化氫和硫化氫的都屬于低沸點物質，在生產過程中形成的氯化氫和硫化氫均隨著常壓塔中的油氣向塔頂部聚集。在塔頂揮發線出口附近的降溫區，在出現第一滴凝結水液滴時，氣相的氯化氫馬上溶解在此液滴中呈強酸性。隨著凝結水液滴不斷地增加并匯集，氯化氫的溶解量也在不斷提高，當凝結水液滴達到一定量時，氯化氫氣液兩相平衡，硫化氫又溶解在液滴中，就形成了常壓塔塔頂系統的濕氯化氫及濕硫化氫的酸性腐蝕環境。

    在H2S-H2O腐蝕環境中，可以產生硫化亞鐵，附著在塔頂揮發線管道內壁生成穩定的硫化亞鐵膜。但在煉制高酸原油的情況下，富含的HCl的環境中硫化亞鐵膜難以形成，亞鐵離子隨的液相流失，腐蝕進程進一步加深。此過程中的反應為：

    Fe+2HCl=FeCl2+H2;

    Fe+H2S=FeS+H2;

    FeS+2Cl-=FeCl2+S2-。

    另外在HCl-H2O腐蝕環境中，不但有碳鋼設備、管道的腐蝕減薄，不銹鋼材料也會產生點蝕。所以氯離子含量在常壓系統腐蝕中起著最關鍵的作用。

    2、常頂系統堵塞原理分析

    常頂系統的堵塞主要發生在塔頂附近塔盤及三注的噴頭上。堵塞主要由于在塔頂處存在氣相HCl和NH3，二者在分子狀態下即可快速反應生成NH4Cl，且NH4Cl極易結晶，會就近附著在三注噴頭上形成堵塞，或者隨介質流動附著在設備、管道壁上。另外鈣鎂離子在高溫下也會析出，形成堵塞，除造成堵塞外，主要易形成垢下腐蝕，較一般的酸性腐蝕更嚴重。

    3、常頂系統腐蝕堵塞解決方案

    從工藝角度提升防腐。根據腐蝕機理研究，結合各煉廠多年生產經驗，采用并進一步改善常壓系統之前的“一脫三注”是很有必要的。即注中和劑（氨或胺）、注緩蝕劑、注水。合理地從工藝角度提升防腐措施，是目前解決濕氯化氫及濕硫化氫腐蝕的基本方法。

    3種注劑作用不同：注氨是為中和酸性物質（HCl、H2S），可進一步抑制腐蝕作用。調節pH值在7～9之間，通過檢查塔頂脫水的pH值，并據此來調節氨的注入量。但因注氨易在塔頂或揮發線頭部產生堵塞及垢下腐蝕，因此中和劑氨在經過多年的生產實踐后，已逐步被有機胺取代，有機胺既能中和降低酸度，又不產生結垢。目前有的供應商進一步將胺與緩蝕劑合并，形成胺基中和緩蝕劑，現場使用效果良好。注緩蝕劑可以利用緩蝕劑的強表面活性，其可以吸附在管道金屬內表面并形成抗水性的保護膜，避面腐蝕介質與金屬的接觸，使其免受腐蝕。注水可以增加塔頂物流凝結點總水量，以降低HCI的濃度，減少腐蝕;可以溶解洗滌銨鹽，避免形成銨鹽結晶并進一步造成垢下腐蝕，不過水量不宜過大，否則也會稀釋緩蝕劑濃度;可以使露點前移，保護流程后續設備（冷卻器、空冷器等）。一般情況下，為使管道中氣相露點前移，三注的位置選擇塔頂揮發線盡量靠近出口的位置。一般塔頂三注的先后順序是：注氨、注緩蝕劑、注水。

    提升設備、管道材質等級。目前國內大多數煉廠的原油已逐步由高硫高酸原油替代低硫低酸原油，但很多常減壓裝置內的設備材質仍停留在僅適用于低硫原油工況。建議在新建、改擴建常壓減裝置的工程中，在綜合考慮成本及充分技術論證的前提下，推薦執行《加工高含硫原油部分裝置在用設備及管道選材指導意見》，更換或升級改造常壓塔材質。

    設置腐蝕的日常在線監控與管理系統。監控設備、管道腐蝕速率，定期定點在高溫及特殊部位進行測厚，停工時做好重點部位的測厚工作，檢測記錄存檔備查，對設備和管道的腐蝕情況要早發現、早處理，對于嚴重減薄管道更要有臨時處置方案。

    4、具體案例解析

    以南方某石化公司常壓塔頂管線為例，在2014年前加工遼河高硫高酸原油時，塔頂揮發線嚴重腐蝕，出現過揮發線壁厚半年內由9 mm減薄至4 mm的情況。不光碳鋼管線部分腐蝕嚴重，揮發線上的安全閥入口段（不銹鋼）管線部分也腐蝕裂開。同時塔頂注劑、注水線噴頭處發生嚴重的堵塞情況。分析的初期減薄現象，在高硫高酸環境下，油氣凝結下來的溶液中H2S和Cl-濃度高，造成FeS膜難以穩定形成，腐蝕加劇。另外Cl-對不銹鋼的點蝕作用也很強，造成不銹鋼部分腐蝕。

    堵塞注水、注劑噴頭處物質為白色晶體，分析其噴頭堵塞的原因，是中和劑NH3與HCl在氣相條件下即生成了NH4Cl，其結晶后堵塞注水注劑噴頭，造成緩釋作用進一步下降。另外塔頂注水選用的新鮮水，高溫環境下，新換水中鈣鎂離子析出加快，也在一定程度上加劇了結垢的生成。后來用低濃度酸性液體（醋精）浸泡并用鐵釬疏通后，堵塞溶解并去除。

    2014年檢修后，該公司對塔頂揮發線進行了全部更換（揮發線材質為20#GB/T 8163，安全閥入口依然為不銹鋼），在開工半年后進行的檢測中發現在進入換熱器前的揮發線管道壁腐蝕依然比較嚴重，隨后調整加工油為博斯坦原油（高硫低酸），同時加大了注劑濃度，在換熱器出口的采樣點測得液體pH為6～7.5。同時對該管線進行每月一次的例行測厚，之后再沒有發現進一步的減薄現象。分析表明，這次腐蝕現象是因為再次加工的仍為遼河高硫高酸原油，氯離子含量仍過高，腐蝕情況沒有改善。后來換為博斯坦原油，又增大了注劑濃度，調節了管道內pH，氯化氫腐蝕得到遏制，同時產生了FeS鈍化膜，也就出現了后期不再進一步腐蝕的結果。車間后來進一步選擇胺基中和緩蝕劑來替代氨+緩蝕劑的組合，目前現場運行狀況良好。

    經過以上的分析及實例可以得出結論：常壓塔頂的腐蝕由揮發氣相中的HCl和H2S導致，并且其中HCl起主要作用。通過合理的選擇塔頂設備、管線的材料，并根據實際生產情況改善注劑及注入點的位置，可以很大程度上解決腐蝕問題的發生。