常减压装置设备腐蚀与防护技术研究

引言

常减压蒸馏装置（简称常减压装置）是炼油厂的“龙头”装置，其功能是通过蒸馏分离将原油切割为不同馏分，为后续加工单元提供原料。然而，原油中含有的硫化物、环烷酸、无机盐、水分等腐蚀性介质，在装置运行过程中会引发严重的腐蚀问题。据统计，国内炼油企业常减压装置因腐蚀导致的非计划停工占比达 30% 以上，不仅造成巨大经济损失，还存在安全环保隐患。因此，深入研究装置腐蚀机理并开发高效防护技术，对保障炼油工业安全、经济运行具有重要意义。

1 常减压装置腐蚀机理分析

1.1 硫化物腐蚀

硫化物腐蚀是常减压装置最普遍的腐蚀类型，其腐蚀行为与温度密切相关：低温部位（ <120% ）：主要发生 型腐蚀，原油中的无机盐（如 ΔNaCl ）水解生成 HCl，与 H₂ S、水共同作用形成强腐蚀性环境，导致塔顶冷凝系统（如塔顶空冷器、冷凝管线）发生均匀腐蚀和点蚀。硫醇（RSH）等活性硫化物直接与金属反应，生成 FeS 腐蚀产物，但该产物结构疏松，难以形成保护膜，导致持续腐蚀。高温部位（ >240^∘C ）：单质硫（S）、 H₂S 与烃类裂解产生的 H₂ 共同作用，引发高温硫化腐蚀，生成FeS 并伴随氢损伤，常见于常压炉出口管线、减压塔底等部位。

1.2 环烷酸腐蚀

环烷酸是原油中主要的有机酸，其腐蚀性与酸值（TAN）和温度密切相关：腐蚀峰值温度：在 220～250^∘C （轻馏分）和 270～340^∘C （重馏分）区间，环烷酸与 Fe 反应生成环烷酸铁，该产物易溶于油相，导致金属表面失去保护，形成沟槽状腐蚀。反应式为： 2RCOOH + Fe ＼rightarrow （RCOO）_2Fe + H_2＼uparrow ＼]流速影响：在转油线、弯头、阀门等流速高的部位，环烷酸腐蚀加剧，形成“冲刷-腐蚀”协同破坏。

1.3 低温轻油部位腐蚀

常压塔顶油气冷凝后形成的轻油部位（如塔顶回流系统），因 H₂S 、CO₂ 等气体溶解于水相，形成弱酸性环境，导致 FeS 保护膜被破坏，发生电化学腐蚀。此外，胺液防腐工艺中若胺液浓度控制不当，可能引发应力腐蚀开裂（SCC）。

1.4 其他腐蚀类型

无机盐腐蚀：原油中未脱除的 、 CaCl₂ 水解生成强酸，加剧设备腐蚀；冲刷腐蚀：高速流动的介质（如转油线内的气液两相流）对金属表面产生机械冲刷，破坏腐蚀产物膜，形成蚀坑或沟槽；应力腐蚀：在拉伸应力与腐蚀介质共同作用下，设备焊缝、弯头部位可能发生开裂，如减压塔底管线的环烷酸-应力腐蚀。

2 常减压装置主要腐蚀部位及特点

2.1 塔顶系统（低温部位）

腐蚀部位：常压塔顶、减压塔顶、空冷器管束、冷凝管线；腐蚀特征：以 HCl-H₂S-H₂O 型腐蚀为主，表现为均匀腐蚀、点蚀和垢下腐蚀，空冷器入口管束易出现“冲蚀穿孔”；

2.2 高温重油部位（ 240^∘C 以上）

腐蚀部位：常压炉出口管线、减压塔底、转油线、高温换热器；腐蚀特征：硫化物腐蚀与环烷酸腐蚀协同作用，形成沟槽状腐蚀和局部减薄，转油线弯头处尤为严重；典型案例：某装置减压转油线运行 1 年后，弯头外弧侧壁厚减薄率达 60% ，内壁可见明显环烷酸腐蚀沟槽。

2.3 转油线与阀门

腐蚀部位：常压转减压转油线、炉前/炉后阀门；腐蚀特征：高速气液两相流引发冲刷腐蚀，阀门内件（如阀芯、阀座）磨损严重，转油线变径处因湍流导致腐蚀加剧。

2.4 塔内构件

腐蚀部位：塔盘、降液管、进料段；腐蚀特征：液相冲刷与腐蚀介质共同作用，塔盘支撑梁、降液管焊缝易出现腐蚀开裂。 3 常减压装置腐蚀防护技术

3.1 材料升级防护

3.1.1 低温部位材料选择

塔顶系统：采用耐酸腐蚀的 0Cr18Ni9 不锈钢（304）或 316L 不锈钢，空冷器管束可选用 ND 钢（耐酸腐蚀低合金钢）或钛材；冷凝管线：内衬聚四氟乙烯（PTFE）或采用双金属复合管（如碳钢 + 不锈钢），降低腐蚀成本。

3.1.2 高温部位材料选择

环烷酸腐蚀严重区域：选用 317L、321 等高铬镍不锈钢，或双相不锈钢（如 2205），其耐蚀性优于普通奥氏体不锈钢；转油线与炉管：采用 Cr 5Mo、Cr9Mo 等耐热耐蚀合金钢管，或堆焊 Stellite 合金（钴基硬质合金）增强表面硬度。

3.1.3 复合防护材料

涂层防护：在设备内壁喷涂陶瓷涂层（如 Al₂O₃-TiO₂ ）或镍磷合金镀层，形成耐腐蚀屏障；衬里技术：采用玻璃鳞片衬里或橡胶衬里处理塔内构件，隔离腐蚀介质。

3.2 工艺防腐措施

3.2.1 原油脱盐脱水

原理：通过电脱盐装置降低原油含盐量（目标 ⩽3mg/L ），减少 HCl生成量；工艺优化：采用两级电脱盐，优化破乳剂类型与注入量，控制脱后原油含水率 <0.3% 。

3.2.2 塔顶注剂防腐

注碱性物质：在塔顶挥发线注入氨或有机胺（如吗啉），中和 HCl，控制冷凝液 pH 值在 6.5～8.0；注缓蚀剂：选用咪唑啉类、季铵盐类缓蚀剂，在金属表面形成吸附膜，抑制电化学腐蚀；注水工艺：注入新鲜水或除盐水，稀释腐蚀性介质浓度，建议注水量为处理量的 3%～5% 。

3.2.3 工艺参数调整

控制温度：避免在环烷酸腐蚀峰值温度区间长期运行，通过调整蒸馏参数，将高温部位温度控制在 280^∘C 以下或 350^∘C 以上；降低流速：转油线设计流速控制在 20m/s 以下，减少冲刷腐蚀；弯头部位采用大曲率半径（R⩾3D ）降低湍流效应。

3.3 腐蚀监测与管理

3.3.1 在线监测技术电阻法（ER）

通过测量金属探头电阻变化，实时监测均匀腐蚀速率，适用于塔顶冷凝系统；超声波测厚（UT）：定期对高温管线、转油线弯头进行壁厚检测，设定腐蚀速率预警值（如 >0.2mm/a ）；腐蚀电化学监测：采用线性极化电阻（LPR）技术，监测局部腐蚀活性，指导缓蚀剂注入量调整。

3.3.2 腐蚀挂片与失效分析

在典型腐蚀部位（如塔顶空冷器入口、转油线）安装腐蚀挂片，定期取出分析腐蚀形态与速率；对失效部件进行成分分析（EDS）、显微组织观察（SEM），明确腐蚀类型与失效机理，为防护方案优化提供依据。

3.3.3 腐蚀管理体系

建立“设计-制造-运行-检修”全生命周期腐蚀管理档案，记录设备材质、腐蚀监测数据、检修维护情况；制定周期性检修计划，对腐蚀敏感部位进行无损检测（如磁粉探伤、渗透检测），及时更换腐蚀减薄部件。

4 结论

常减压装置腐蚀问题是多种因素协同作用的结果，需结合腐蚀机理、工艺条件与设备材质制定多元防护策略。通过材料升级、工艺防腐、腐蚀监测的有机结合，可有效控制腐蚀风险。未来，随着智能化、绿色化技术的发展，常减压装置腐蚀防护将向精准化、高效化方向迈进，为炼油工业的可持续发展提供更强技术保障。

参考文献

[1]徐滨士， 刘世参. 材料腐蚀与防护[M]. 北京： 化学工业出版社， 2019.

[2]中国石化集团公司. 常减压蒸馏装置腐蚀与防护技术规定[S]. 北京：中国石化出版社， 2020.