常减压蒸馏装置防腐蚀措施
常减压蒸馏装置腐蚀分析及防护措施优化
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+2H2 O→Mg(OH)2+2HClCaCl2+2H2 O→Ca(OH)2+2HClH2 S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。
1000万吨常减压蒸馏装置腐蚀及防腐
1000万吨/年常减压蒸馏联合装置设备的腐蚀及防护概述就像运动是绝对的，静止是相对的一样，腐蚀现象是时时刻刻发生的。
防腐措施只能起到监控和减缓的作用，但绝对不能从根本上完全杜绝腐蚀的发生。
1.常减压蒸馏装置的主要腐蚀类型及防护1）低温(≤150℃)轻油部位HCl-H2S-H2O腐蚀：腐蚀部位主要是初馏塔、常压塔上部五层塔盘（降液管及受液盘）、塔体及部分挥发线。
初馏塔、常压塔顶冷凝冷却系统、减压塔部分挥发线和冷凝冷却系统及酸性水部分的腐蚀。
HCl+H2O→2HCl·H2O2HCl+Fe→FeCl2 +H2↑FeCl2+H2S→FeS+2HCl防护措施：电脱盐、塔顶注缓蚀剂（或中和剂）、塔顶注水，塔顶设备材质升级。
初馏塔选材初馏塔壳体主体材料为16MnR顶部约五层塔盘高的筒体选用16MnR+Alloy400(包括顶封头)顶部五层塔盘的材质选用Alloy400（抗酸腐蚀性能较好）其余塔内件材料为0Cr13常压塔选材壳体材料根据介质在不同的温度下的不同的腐蚀机理和腐蚀速率分别选用16MnR+0Cr13A1、16MnR+304L、16MnR+316L，塔内件材料亦分别选用0Cr13、304L（304不锈钢成分为0Cr18Ni9 C <0.1 Cr 18% Ni9%）、316L（316的不锈钢成分为0Cr17Ni12Mo2 C <0.1 Cr 17% Ni12% Mo2%） 2) 高温硫化物、环烷酸腐蚀及冲腐腐蚀部位主要是240～400℃与原油、馏分油接触的设备与管道。
Fe+S→FeSFe+2RCOOH→Fe(RCOO)2+ H2↑Fe+ H2S→FeS+H2↑FeS+2RCOOH→Fe(RCOO)2+H2S环烷酸腐蚀的特点：（1）220℃时，环烷酸腐蚀已开始，随着温度的升高腐蚀加剧；（2）270～280℃时环烷酸腐蚀较剧烈，以后随温度的上升而逐渐减弱；（3）280～380℃时环烷酸腐蚀急剧增加。
常减压装置腐蚀与防护
氮，％
0.06～0.24 1.06
0.40～0.61 0.36～0.38
0.43 0.36 0.40～0.63 0.36 0.21 0.63 0.75 0.056 0.08
0.31～0.35 0.41 0.13 0.08
酸值，KOH/g
0.016 1.26 0.98～2.26 4.50～4.70
④ 炼制管输原油减压塔其腐蚀较高硫低酸值原油严重，塔体改用20g＋ 00Cr18Ni12Mo2Ti复合板可以拟制腐蚀，但进料处塔壁的冲蚀不可避 免。
12
3 腐蚀形态、部位及原因
3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀
➢常减压加热炉炉管腐蚀
低硫高酸值原油和高硫低酸值原油及高硫高酸值原油炼油厂， 加热炉炉管腐蚀情况：
根据原油中含硫及酸值的高低，原油可分为
✓ 低硫低酸值原油（S0.1～0.5％.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如辽
河原油，新疆原油
✓ 高硫低酸值原油（ S＞0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如胜利原
油
✓ 高硫高酸值原油（S＞0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如
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3 腐蚀形态、部位及原因
3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀
➢ 常压塔的腐蚀
① 炼制大庆原油常压塔使用A3钢基本上无腐蚀和 腐蚀轻微
② 炼制辽河原油常压塔蒸发段塔壁及其上下各层 塔盘碳钢腐蚀率大于3mm，腐蚀形态为“沟槽 状”，其余部位腐蚀轻微
③ 炼制胜利原油和管输原油，常压塔及其内构件 腐蚀相对轻微，可用碳钢。为防止和减缓进料 段塔壁冲蚀和腐蚀，防冲板在原基础上长宽方 向各延长1倍，并改用0Cr13或0Cr18Ni9Ti
常减压蒸馏装置腐蚀与防护
常减压蒸馏装置腐蚀与防护随着社会的发展，石油需求量越来越大，炼油厂的工作量随之猛增，这对常减压蒸馏装置带去了极大的挑战。
加工高硫原油导致常减压蒸馏装置的防腐工作难度增大，而裝置的防护与企业经济效益息息相关。
本文对常减压蒸馏装置的腐蚀与防护进行了探讨，阐述了硫腐蚀特点、机理，装置腐蚀情况、原因，并对防护措施提出了建议。
标签：常减压蒸馏装置；装置腐蚀；防护措施石油需求量迅速增长导致中国进口原油量不断增加，这使相当一部分的炼油厂面临着加工高硫原油的问题。
原料硫含量的提高和大幅波动使装置腐蚀问题更加严重，为此，研究硫腐蚀的特点、机理，分析装置腐蚀情况、腐蚀原因，有针对性的制定防护措施是企业必须重视的工作内容，具有很重要的现实意义。
1 硫腐蚀特点及其机理1.1 腐蚀特点原油中所含的硫分有两种，一种是活性硫，能通过直接与金属作用而腐蚀装置，如硫化氢；一种是非活性硫，不能直接作用于金属，但可以在高温高压等条件下转化为活性硫。
原油中硫分对炼油装置的腐蚀作用存在于炼油的整个过程。
原油硫含量与其对装置的腐蚀度之间对应关系并不精确，腐蚀度主要取决于硫分的种类、含量、稳定性。
对装置有腐蚀作用的硫分是单质硫等活性硫，原油中活性硫的含量与装置腐蚀强度成正比，但油中非活性硫在容易转化成活性硫的环境下也会严重腐蚀装置。
硫腐蚀的腐蚀对象多，腐蚀环境多元，硫分之间的转化复杂，增加了防护工作难度。
1.2 腐蚀机理如果将原油加热温度作为划分标准，常减压蒸馏过程可分为220～240℃、355～365℃、390～400℃三个阶段。
第一阶段发生在初馏塔，第二阶段在常压塔进行，这两个阶段中原油中存在硫化氢、氯化氢、水蒸气，发生硫化氢—水蒸气—氯化氢型腐蚀；第三阶段在减压塔中进行，温度升至400℃左右，油中非活性硫分解，活性硫含量增加，装置腐蚀更加严重。
即低温部位装置腐蚀类型为硫化氢—水蒸气—氯化氢型，高温部位发生的腐蚀则主要为活性硫造成的腐蚀。
常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施
常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施摘要：随着石油化工企业发展规模的不断壮大，企业内部对常减压蒸馏装置设备的保护也越发重视。
由炼油常减压蒸馏的运行环节来看，常减压蒸馏装置通常会在低温和高温部位产生腐蚀现象。
本文针对常减压蒸馏装置的低温腐蚀与防护措施展开简要分析，希望能够进一步提升常减压蒸馏装置的防护效力，更好的保障炼油操作的有序开展。
关键词：常减压蒸馏装置；腐蚀；防护；措施人们生活水平的提升使得石油产品的需求越发提升，同步推动着石油化工产业的运营与发展，石油的基本质量将是决定化工产业发展的重中之重。
对化工企业当中的炼油设备进行科学的保养和损伤防护，是保证企业生产顺利开展的必要途径，其中常减压蒸馏装置的防护措施开展，为化工炼油企业的运行提供了极大的保障条件。
1常减压蒸馏装置低温部位的腐蚀在常减压蒸馏装置中，常压塔塔顶换热器和减压塔顶水冷器都归属于常减压蒸馏装置的低温部位，由于原油中存在的活性硫成分，能够与金属设备产生一定的化学反应，直接导致了常减压蒸馏设备产生腐蚀损伤，非常不利于设备功效的充分发挥。
通常情况下，在常减压蒸馏装置低温部位的装置腐蚀，主要表现为硫腐蚀（H,S一HCL- -H2O）现象，原油中的硫含量越高，对常压塔顶换热器与减压塔顶水冷器部位的腐蚀损伤就越严重。
而且在常减压蒸馏装置的应用当中，硫腐蚀会贯穿于炼油环节的整个过程当中，原油中的硫其实与腐蚀损伤并没有明显的对应关系，硫腐蚀涉及装置多腐蚀环境具备着极强的多样性和多元化特点，硫化物自身种类、物质总量和化学稳定性的不同，其所造成的设备服腐蚀损伤程度也不同。
在常减压蒸馏装置的应用当中，像是硫化氢、单质硫、硫醇等活性硫化物含量越高，设备产生的腐蚀反应越明显。
如果把原油中的非活性硫易物质转化为活性硫，不管含量高低，都会对炼油设备造成严重的腐蚀损伤，也由于含硫化合物的转化关系的复杂，硫腐蚀的研究、防腐蚀措施的制定存在很大的实施困难，需要在常减压蒸馏装置的应用中，依照具体的设备问题进行具体的总结和分析。
常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施
常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施石油工艺一直处于我国工业的核心地位，石油提取和分离在生产中有着十分重要的意义，分馏装置的应用也十分常见。
实践中，一般通过利用缓蚀剂和中和剂成比投料，来完成其防腐工作。
但是其具体的比值在实践中，并不容易把握，所以文章通过对其冷凝系统展开深入剖析，浅谈防腐工作的做法。
标签：常减压蒸馏；塔顶冷凝；防腐引言石油产业在逐渐进步，蒸馏装置的应用也十分广泛，我国冷凝系统逐渐完善，为其提供了一定的保证，但是现如今蒸馏装置的腐蚀问题仍然客观存在，损害着设备的正常使用寿命。
本文研究了系统相关问题，针对于塔顶部位的系统展开了讨论。
1 概论现如今，大多数的石油企业都是以提取、加工、生产，一站式服务，来完成石油的销售的，原油的价格一直随着市场的变化而变化，也符合一定的商品属性。
在石油加工中，冷凝系统的目的是改变石油的存在状态，让石油进一步的分离为其他形式的单烯烃和烷烃[1]。
但是冷凝系统的表面会有氯化物和硫化物，如果不采取一定的防腐措施，则有可能损坏蒸馏装置。
本文通过介绍石油化工试验中，防腐的具体方法，来为设备的防腐问题提供一定的借鉴。
2 腐蚀检测2.1 腐蚀与防护在冷凝装置的应用过程中，腐蚀可能发生在每一个与液体和空气相接触的场所，但是以塔顶最为突出，还有一些主要部位包括冷凝塔的底端等，这些地方的腐蚀维护，是保障机械设备正常使用的重要内容[2]。
如何发挥其优势，从而更好的维护冷凝装置的安全，是其关键所在。
此类腐蚀的主要成因是氯化氢等酸性气体，腐蚀发生的过程是缓慢的，但是在一段时间之后，工作人员就能清晰的看出刚体表面的裂痕，有的也会出现刚体表面不平整、设备表面下陷等问题，这是因为其表面的金属和氯化物构成了其他形式的物质。
在高温情况下，石油中的盐水解，生成氯化物，然后氯化物利用其腐蚀性，腐蚀掉了其外表面。
油的沸点较低，盐的水解能力较强，这两点决定了有盐的地方，就容易发生水解，尤其是塔顶部位置，当其表面出现了水滴时，硫化氢等物质也会相继产生，和HCl共同作用，从而使得腐蚀更快的发生。
防腐蚀措施的探讨
常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统防腐蚀措施的探讨摘要：我厂常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统主要根据冷凝水中PH值、Fe3+、氯离子、硫化物浓度来调整“一脱三注”防腐蚀工艺措施，这种方法具有滞后性。
本文论述了安装自动控制系统及利用电阻腐蚀探针进行在线监测的必要性。
1前言目前我厂常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统主要采取“一脱三注”防腐蚀工艺，主要根据冷凝水中PH值、Fe3+、氯离子、硫化物浓度来调整“一脱三注”防腐蚀工艺措施，但这种方法具有滞后性，应及时有效地控制常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统腐蚀。
2 塔顶冷凝冷却系统腐蚀原理蒸馏装置的初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶冷凝系统主要是“HCl-H2S-H2O”腐蚀，发生腐蚀的主要部位为常压塔顶塔盘、塔体、部分挥发线及常压塔顶冷凝冷却系统，减压塔部分挥发线和水凝冷却系统。
腐蚀形态为碳钢部件的全面腐蚀均匀减薄，铁素体钢点蚀以及奥氏体不锈钢氯化物应力腐蚀开裂。
“HCl-H2S-H2O”腐蚀最剧烈的部位是形成“露点”的温度区域。
由于腐蚀主要是原油中的盐水解后生成HCl而引起的，因此不论原油含硫及酸值的高低，只要含盐就会引起此部位的腐蚀。
在原油加工时，当加热到120。
C 以上时，原油中含有的氯盐开始水解生成HCl ，分解析出的HCl和H2S随着油气上升到达塔顶，如果HC l、H2S处于干态时，对金属没有腐蚀性；而当水蒸气在塔顶冷凝冷却系统冷凝结露出水滴时，HCl 即溶于水中形成盐酸。
此时，在初凝区内由于水量较少，盐酸的含量可达1%-2%，成为一个腐蚀性很强的稀盐酸腐蚀环境；若有H2S存在，可加速腐蚀。
塔顶冷凝冷却系统的防腐蚀措施除了可以采用双木钢、钛材低合金钢（09Cr2AIMoRe 等）等耐腐蚀金属材料以外，主要采用“一脱三注”防腐蚀工艺。
“一脱三注”工艺是指原油电脱盐，脱后原油注水、注氨（或胺）和注缓蚀剂，目的是除去原油中的杂质，中和已生成的酸性腐蚀介质，改变腐蚀环境和在设备表面形成防护膜。
常减压蒸馏装置环烷酸腐蚀及防治对策
2019年06月的行为，粉化内壁表面材料，由于渗碳和冲刷的联合作用造成了管壁减薄的情况。
措施：为了保证裂解炉物料的平稳过渡，我车间对2#罐区切石脑油罐时时间上进行紧密联系并对切完罐的物料进行裂解炉单炉裂解气分析，随时对裂解炉炉管进行炉管状况的检查和测温，并做出了有效的管控措施.3.4线性急冷器SLE 的内漏由于设备长时间运行，裂解炉的线性急冷器设备老化以及SLE 套管其外面的光洁程度因为被锅炉里面的水垢给进行了破坏，有或者是当给锅炉里面进行进水的时候，水的压力时大时小，就会使得套管的里面和外面由于这种情况，而形成一种液体低压区，在这个区域里面，因为各种原因的促使，就会形成气泡，导致在其附近的水就会高速的向着气泡附近涌动，最后形成空穴。
SLE 入口温度近870℃，出口温度约360℃，入口操作工况恶劣，COT 超温、盐腐蚀、氧腐蚀、点腐蚀、冲击腐蚀、高温腐蚀、硫腐蚀、应力腐蚀破裂等造成的内漏，常规均在SLE 入口处发生，J/K 炉SLE 内漏均发生在SLE 上部位置（离SLE 蒸汽出口约2～3米，SLE 长19米），但内漏点在SLE 上部，主要是焊接造成的电偶腐蚀、焊接、制造缺陷、材料等有关。
措施：为了解决SLE 内漏问题，车间在2016年8月到10月大检修期间对裂解炉J 炉、K 炉、H 炉的大部分SLE 进行了更换，换热效果明显改善。
每小时多产超高压蒸汽约1.5吨。
裂解炉G 炉因为长时间投用单一的原料石脑油，直至2018年10月8日到10月21日对G 炉的第五组，第六组的SLE 进行整体更换，这一组SLE 出口温度比其他三组低20多度，效果良好。
3.5班组进行精心维护，严格按操作规程操作各班组的精心维护能够为裂解炉的长周期运行做出重要贡献。
原料油与稀释蒸汽的比值直接影响裂解炉炉管结焦的程度。
比值过低，会使结焦速度加快；比值过高，结焦情况有所缓解，但乙烯产量将下降。
还有，一些裂解炉在运行过程中，后系统会出现甲烷化飞温问题，温度调整过于频繁的问题。
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常减压蒸馏装置防腐蚀措施
摘要：为了能够缓解常减压蒸馏装置腐蚀速率，提高生产企业的经济效益。
本文对常减压蒸馏装置防腐蚀措施进行了探讨。
关键词：常减压蒸馏装置；防腐蚀；措施
1常减压蒸馏
常压蒸馏和减压蒸馏习惯上合称常减压蒸馏，常减压蒸馏基本属物理过程。
原料油在蒸馏塔里按蒸发能力分成沸点范围不同的油品（称为馏分），这些油有
的经调合、加添加剂后以产品形式出厂，相当大的部分是后续加工装置的原料，
因此，常减压蒸馏又被称为原油的一次加工。
包括三个工序：原油的脱盐、脱水；常压蒸馏；减压蒸馏。
2常减压蒸馏装置腐蚀的原因
2.1高温硫造成的腐蚀
当常减压蒸馏装置中的温度超过240℃之后，在部分的油品中就会存在硫化氢、硫醇等物质，这些物质将会导致装置出现不同程度的腐蚀。
在常减压塔的底
部以及换热器的中部会出现不同程度的腐蚀情况。
就腐蚀机理方面的分析可以发现，主要是在装置发生反应的过程中会存在不同程度的硫化氢与金属直接接触造
成一定的局部腐蚀，对腐蚀的部分经过测试可以发现，存在硫化铁等物质。
通过
进一步的研究可以发现，发生腐蚀的原因在于局部的酸性比较强，另一方面由于
温度等因素的影响，腐蚀率也会升高。
通过实验进一步分析可以发现，当温度在120℃以下的时候，非活性硫化物比较难分解，因此可以通过在介质中控制水分
的含量，有效抑制腐蚀问题。
但是随着温度的升高，高温硫腐蚀的情况也会变得
更加严重。
腐蚀速度在起初时会相对稳定，由于腐蚀速率的加快，会形成保护膜，降低腐蚀速度。
之后由于介质的流动性增强，腐蚀的保护膜就会被破坏，腐蚀速
率就会再次增加。
因此，流体的流速也是影响局部腐蚀的重要原因。
2.2环烷酸腐蚀
环烷酸是石油原油中的一种常见的成分，是有机酸的一种。
通过相关的技术
研究可以发现这种物质对装备会造成一定的腐蚀。
由于不同区域的原有品质存在
差异，因此环烷酸的占比也各不相同。
在原油加工的过程中，环烷酸的存在会增
加环境的酸性，因此对设备造成腐蚀情况。
在具体反应中，腐蚀的程度与装备的
抗腐蚀性能以及环烷酸的组分和比例都有关系。
就腐蚀的原理上进行分析，介质
温度较高时，环烷酸会与金属发生氧化还原反应导致金属的抗腐蚀性失效。
因此
环烷酸造成的腐蚀与原油的性质、反应温度以及流速三个因素有关。
3常减压蒸馏装置防腐蚀措施
3.1塔顶低温系统
首先，应用电脱盐对装置运行状态进行管控，经处理以后使原有内盐含量小
于3mg/L。
其次，应用一定量与浓度的破乳剂。
基于不同原油在含盐种类上存在
差异性，所以需要借助筛选试验择选出与原油性质相匹配的破乳剂，与此同时参
照原油性质变动情况对破乳剂的使用量施以调整对策，其宗旨在于优化脱盐质量。
最后，对三塔顶灌注缓蚀剂，高效中和缓蚀剂在该环节中的应用对“三顶”冷凝
水内的Fe2+含量提出一定的标准，始终低于3mg/L。
以冷凝水pH值为凭据，对缓
蚀剂灌入量进行管控，确保三塔塔顶冷凝水中内Fe2+含量处于预设范围内，pH在
6-9之间取值。
3.2防腐工艺优化
在开展工艺防腐过程中，必须要注入相关物质才能够更好的起到防腐作用，
将注氨转变成有机胺中和缓蚀剂。
相比氨水来说，有机胺中和缓蚀剂更能够稳定pH值，从而避免铵盐出现结构问题，并且有机胺中和缓蚀剂能够快速与冷凝CHL
S腐蚀的生成机理完
进行化学反应，从而极大的环节腐蚀速度。
再者，HCl与H
2
S
全不同，由于HCl主要是由于电脱盐残留物质和原油中高温水解而成的；而H
2
主要是通过原油中的硫醇等非活性硫高温分解而成，因此，常压塔顶中的H
S要
2
比减压塔少一些。
因此，为了能够进一步优化防腐工艺，需要重点控制电脱盐，
并根据塔顶冷凝水中的pH值、铁离子等，从而加入相关计量的防腐药剂。
由于
二次加工过程中会出现催化裂解装置，该装置不能够采用防腐工艺，因此主要采用“一脱三注”的形式，也就是进行电脱盐工作，之后在进行塔顶注氨、注水、注缓蚀剂。
3.3合理选择材料，改善设备的质量
为了降低腐蚀对炼油的影响，生产的企业应该在材料选择的时候重视提升设备的质量。
同时还应该根据生产情况的差异性，使用针对性的设备提高抗腐蚀能力。
对于高温腐蚀环境中的反应，需要提高材料的耐腐蚀性，并配合使用一定量的缓冲剂，降低腐蚀的影响。
对于冷凝冷却系统中发生的腐蚀情况，需要尽量对硫化氢进行控制，从而降低腐蚀发生的概率。
当前由于材料工程的不断发展，常减压蒸馏装置的设备也在不断改进，抗腐蚀性能在一定程度上也得到提升。
因此企业在生产流程的控制上，还应该重视对设备的及时更新换代。
还应该及时观察反应的效率，并做好记录，一旦发现问题及时进行处理，避免腐蚀情况的加重。
具体可以在设备的防腐蚀检查过程中应用腐蚀探针、化学分析、定期巡查等多种方式提升对腐蚀情况的监测力度。
并及时分析监测结果，判断装置的适用性。
3.4充分利用现代技术，完善防腐蚀系统
企业可以结合自身的情况，在蒸馏装置的防腐蚀处理过程中通过使用先进的信息化工具，对腐蚀情况进行预测和分析，并为管理人员提供针对性的建议，帮助管理人员及时进行处理。
目前，利用追踪监测的方式，可以在很大程度上对腐蚀的具体情况和部位进行周期性检查，通过及时掌握腐蚀部位和腐蚀情况，避免生产中出现的各种安全事故。
3.5加强管理
常减压蒸馏装置的腐蚀问题是原油加工过程中常出现的一种问题，因此企业经常的使用的防腐工艺就是使用脱盐、注中和剂以及注缓蚀剂等多种方法缓解腐蚀。
具体如下：使用有机胺作为总中和剂控制腐蚀程度。
需要注意的是这种物质的成本相对较高，因此在炼油过程中需要结合工程的实际情况酌情使用。
另一方面，可以使用有机胺和氨混合的方式控制腐蚀，这种方式的好处在于不会产生不
良的副产物，同时还能降低成本。
另外，缓冲剂也是常用的一种物质。
在具体使
用时，需要充分考虑磷元素对装置的影响。
3.6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。
为此需要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结束语
在原油生产的企业中，常减压蒸馏装置是一种常见的装置，但装置的腐蚀性
对于生产效率和生产效益都会产生一定的不利影响。
因此企业应该提升重视程度，通过科学管理、及时检测，控制腐蚀发生的情况。
参考文献
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工程，2016，(4):37-41.
[2]孙大朋，周乐奕，吴建新.常减压蒸馏装置低温部位的腐蚀与防护[J].石
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