最新加工高含硫原油防腐工作经验总结
加工含硫原油的设备腐蚀问题与对策
加工含硫原油的设备腐蚀问题与对策*摘要综述了加工含硫原油对设备的腐蚀问题和应采取的对策。
认为应提高原料油和产品的脱硫能力，和做好工艺防腐及设备的选材工作。
关键词含硫原油性质腐蚀与防护世界原油的硫含量在不断升高，目前硫含量在1%以上的原油占世界原油总产量的55%以上。
据预测原油平均相对密度将上升到 3 g/cm3，硫含量将上升到%。
2001年中国石油化工集团公司下发了《加工高含硫原油安全管理规定》，明确含硫量在1%以上的原油为高含硫原油。
随着我国沿海炼油厂加工含硫原油规模的不断扩大和我国环保要求的不断提高，加工含硫原油所面临的问题也越来越多。
含硫原油有两个比较突出的特点，一是硫含量高，如伊朗拉万原油的硫含量达%，其大于500℃的减压渣油硫含量高达%；二是轻馏分多，蜡油收率较高，如沙特拜里原油小于180℃轻馏分质量收率达%，而我国胜利原油小于180℃轻馏分质量收率只有%（几乎不含C3和C4）。
因此加工含硫原油带来了加工工艺的改动、设备的腐蚀与防护，以及环境保护等问题。
1 含硫原油的主要性质含硫原油主要来自中东，如沙特、伊朗、伊拉克、阿联酋、科威特、阿曼等国家，其主要性质见表1。
从中可见，含硫原油与中国胜利原油相比，轻馏分都较多，密度、粘度、酸值、胶质、凝点和闪点都较低，钒含量则普遍较高，各段馏分的硫含量都较高。
表1 含硫原油的主要性质原油种类伊朗拉万沙特轻质伊朗重质伊朗轻质沙特拜里加蓬曼吉美国北坡阿曼阿联酋穆尔班中国胜利评价日期1997-08-06 1995-03-061997-03-051995-08-271995-12-231997-06-231998-07-271997-07-171993-06-031998-05-20含量,% 0密度/（）凝点/℃-22 <-30 <-30 -16 <-30 -15 <-30 <-30 -7 15 开口闪点<28 <21 <21 28 <18 <28 47 <25 <29 57●/℃50℃粘度/（）酸值（KOH）/（）残碳,%盐含量/（）蜡含量,%硅胶胶4 质, %沥青质,%镍含量（×10-6）钒含量（×10-6）HK-180℃收率,%180～260℃收率,%260～360℃收率,%360～500℃收率,%>500℃收率,%汽油含硫,%煤油含硫,%柴油含硫,%蜡油含硫,%减渣含硫,%注：均油轮采样。
加工高硫原油的腐蚀机理及预防措施
一、高硫原油的划分 根据硫含量分类： 根据硫含量分类： 1、硫含量低于0.5%称为低硫原油。 、硫含量低于 称为低硫原油。 称为低硫原油 2、硫含量0.5%-1.5%称为含硫原油。 、硫含量 称为含硫原油。 称为含硫原油 3、硫含量大于1.5%称为高硫原油。 、硫含量大于 称为高硫原油。 称为高硫原油 二、原油中含硫化合物的类型及重要的含硫化合物 原油中含硫化合物按性质划分时，可分为两大类： 原油中含硫化合物按性质划分时，可分为两大类：活性硫化物和 非活性硫化物 、活性硫化物 、 在活性硫化物中，主要包括元素硫、硫化氢、硫醇等， 在活性硫化物中，主要包括元素硫、硫化氢、硫醇等，它们共同 的特点是对炼油设备有较强的腐蚀作用。此外， 的特点是对炼油设备有较强的腐蚀作用。此外，硫醇还有令人厌恶的 臭味。 臭味。
原油 名称 硫含量% 胜利原油 伊朗轻质 1 1.35 硫含量% 0.008 0.06 硫分布% 0.02 0.6 硫含量% 0.343 1.18 硫分布% 6 15 硫含量% 0.68 1.62 硫分布% 17.9 16.9 硫含量% 1.54 3.0 硫分布% 76 65.4 汽油 柴油 减压馏分油 减压渣油
2、非活性硫化物 、 在非活性硫化物中，主要包括硫醚、噻吩、二硫化物等，它们的共 在非活性硫化物中，主要包括硫醚、噻吩、二硫化物等， 同特点是对炼油设备无明显腐蚀作用，因此称为非活性硫化物。 同特点是对炼油设备无明显腐蚀作用，因此称为非活性硫化物。值得注 意的是这些非活性硫化物热稳定性差， 意的是这些非活性硫化物热稳定性差，容易在热加工过程中受到不同程 度的破坏，并转化成其他类型的硫化物。 度的破坏，并转化成其他类型的硫化物。 三、原油及其馏分的硫含量和硫分布 原油中的硫含量变化范围为0.05%-14%，但大部分原油的硫含量都 ， 原油中的硫含量变化范围为 低于4%，硫分布在原油所有馏分中。石脑油的硫含量最低， 低于 ，硫分布在原油所有馏分中。石脑油的硫含量最低，随着沸点的 增加，石油馏分的硫含量呈倍数递增的趋势，而随着相对分子量的增大， 增加，石油馏分的硫含量呈倍数递增的趋势，而随着相对分子量的增大， 石油馏分每个分子中硫原子的平均数随着沸点的升高而迅速增大。 石油馏分每个分子中硫原子的平均数随着沸点的升高而迅速增大。
原油工厂工作总结报告
原油工厂工作总结报告
在原油工厂工作的日子里，我深刻体会到了原油加工生产的复杂性和重要性。
作为一名原油工厂的员工，我不仅需要具备扎实的专业知识和技能，还需要具备高度的责任感和安全意识。
首先，原油工厂的生产过程需要严格遵守各项安全规定和操作规程。
在处理原油的过程中，我们需要时刻注意各种潜在的安全风险，比如火灾、爆炸、化学品泄漏等。
因此，我们需要经常进行安全培训，了解各种应急处理措施，确保在突发情况下能够迅速有效地应对。
其次，原油加工生产需要高度的团队合作精神。
在工作中，我们需要和同事们密切协作，互相配合，共同完成生产任务。
只有团结一致，才能确保生产过程的顺利进行，避免出现意外和失误。
此外，原油工厂的生产过程还需要高度的技术水平和专业知识。
我们需要熟悉各种设备的操作方法，掌握原油加工的工艺流程，了解原油的性质和特点，以及如何进行产品的分离和提纯。
只有具备了这些知识和技能，才能保证产品的质量和生产效率。
总的来说，原油工厂的工作需要我们具备全面的素质和能力，既要有高度的安全意识和责任感，又要具备团队合作精神和专业知识。
只有这样，我们才能在原油加工生产中取得良好的成绩，为能源行业的发展做出应有的贡献。
希望在未来的工作中，我能够不断学习进步，为原油工厂的发展贡献自己的力量。
加工高酸值原油的方法及防腐措施
加工高酸值原油的方法及防腐措施随着高酸、高硫原油加工量的不断增加，炼油厂设备腐蚀日趋严重，已影响到炼油装置的安全、稳定、长周期、满负荷、优质生产。
重油装置高温部位通常采用耐腐蚀材料，而蒸馏塔顶低温轻油部位受HCl-H2S-H2O体系的腐蚀，若采用奥氏体不锈钢，则存在Cl-应力腐蚀开裂的问题，因此一般采用化学注剂防腐工艺，即用中和剂降低冷凝系统的酸性物，用缓蚀剂使它在金属表面形成一层保护膜。
传统的做法是采用注氨水的方法中和冷凝液中的酸性物，但露点部位的腐蚀仍会发生。
早在八十年代初我国许多炼油厂即开始了“一脱四注”并取得了较好的效果。
随着时间的推移，在美国到九十年代初已约有80%的炼油厂把注氨改为注有机胺，我国在九十年代已陆续有些炼油厂改注有机胺，有的还同时加入缓蚀剂和分散剂等助剂。
近几年来，随着工艺防腐理论的发展和技术的进步，国内外炼厂开始逐渐采用一剂多用的中和缓蚀剂技术来控制塔顶冷凝系统的腐蚀。
性能良好的中和缓蚀剂既具有中和塔顶冷凝区酸性物的作用，又具有在金属表面成膜的功效，能解决露点腐蚀及铵盐沉积造成的结垢和二次腐蚀问题。
二、防止腐蚀措施1. 脱盐。
目前大多数炼油厂采用二级脱盐工艺，个别厂已采用三级脱盐工艺，使脱后原油含盐达到石化企业规定标准——小于3mgNaCl/L。
但是在这里需说明一点，即目前的脱盐工艺仅仅是脱除原油中可溶于水的无机盐类，由于其中以碱金属及碱土金属的氯化物为主，故将氯化钙、氯化镁和氯化钠均换算为氯化钠含量并以mgNaCl/L表示，但其中的盐并不一定都是氯化物，也可能是硫酸盐，碳酸盐和石油酸盐，如已发现在新疆及华北一些原油中含有较高的石油酸钙，而氯化物也不一定都是无机氯化物，如上所述原油中还含有氯代烃，这些有机金属化合物和氯代烃，目前的脱盐工艺是不能将其脱除的，它们将带入常压塔，金属盐类将浓缩于渣油中，而氯代烃及硫化物则部份分解进入塔顶馏分而造成腐蚀。
2. 注入中和剂控制塔顶pH值。
炼油厂加工高硫高酸值原油遇到的问题及对策
炼油厂加工高硫高酸值原油遇到的问题及对策炼制高酸值原油时,除了三顶冷凝系统的腐蚀之外,设备腐蚀问题主要是由于环烷酸引起的高温腐蚀。
环烷酸腐蚀是在炼制高酸值原油时主要出现在常减压装置高温部位一种常见的腐蚀形态。
在低流速区域,环烷酸腐蚀一般为均匀腐蚀,也呈现边缘锐利的凹坑状;但在高流速区域,多表现为沿顺流方向产生的沟槽状局部腐蚀。
这种腐蚀是化学反应过程,环烷酸与铁生成油溶性环烷酸铁,故通常腐蚀表面无垢,呈现出有光泽的金属表面。
当环烷酸浓度高时,腐蚀速度就加快。
另外,环烷酸及生成的环烷酸盐还可破坏硫化亚铁保护膜,加速设备的腐蚀。
应采取以下措施预防：1、加强重点装置关键设备的腐蚀监测以及防腐管理为了应对加工高硫高酸原油对设备造成的腐蚀问题，增加了重点装置关键设备的腐蚀监测部位和监测频率，对重点装置关键设备监测部位的腐蚀控制指标重新进行了修订，加强三套常减压装置常减顶系统冷凝系统、两套催化分馏塔顶冷凝系统、六套加氢装置冷高分系统、球罐下切水硫化氢含量以及五套脱硫装置再生塔顶冷却系统的腐蚀监测。
在全厂建立防腐网络，厂主管领导直接负责，各车间由一名设备员和一名工艺员作为专职防腐人员，完善各车间的工艺防腐台账和设备防腐台账，定期召开全厂的防腐例会，在每期例会上安排一个防腐专题讲座，提高了防腐人员的专业水平，对全厂的防腐工作起到了积极的促进作用。
2、加强原油电脱盐的改造和管理工作。
在陆上混合原油的脱前盐含量相对较高的恶劣条件下，通过新上的超声波破乳及电脱盐工艺优化等工作，使原油的脱后含盐大幅下降，电脱盐的脱盐效果达到先进水平，进一步降低了对常减压及后续加工装置的腐蚀。
3、加强设备、管线的在线定点测厚工作。
加工高硫高酸原油后全厂的定点测厚数量已经由1923点增加到8000个点左右，目前增点的工作仍在继续。
同时要求检测中心，每年对所有定点测厚部位至少检测一遍，对已经加工高硫高酸原油的联合装置车间的高温部位实行重点检测，根据检测结果来确定检测的周期。
加工高硫原油常减压装置防腐管理及措施
加工高硫原油常减压装置防腐管理及措施摘要：本文论述了防腐管理是常减压长周期运行的关键，并结合常减压各部位腐蚀类型和现状，提出了解决措施。
关键词：常减压腐蚀类型防腐管理前言长周期平稳运行是对生产管理的核心要求，也是实现大安全和大效益的重要保证，随着原油不断劣质化，常减压装置腐蚀问题日益突出，对安全和效益的影响日益严重，为保证装置长周期运行，需针对常减压装置运行情况和腐蚀状况进行专项防腐管理和改造。
装置概况我厂某常减压装置是由北京设计院以中东含硫原油（硫含量为1.5％wt）为依据而设计的，采用初馏－常压－减压及初、常顶油→稳定流程，设计加工能力250万吨/年，于1995年建成投产。
为适应加工高硫油（硫含量2.56％w）的需要，2008年9月装置进行了适应性改造，设备管线材质进行了升级，2009年3月份投产。
装置设防值为硫含量不大于2.56%m，酸值不大于0.5mgKOH/g。
本周期该装置加工原油种类繁多，已达30余种，以沙轻、沙重为主，掺炼卡斯蒂利亚、科威特、卡夫基、巴士拉等重质高硫原油比例不断增加，加工原油硫含量持续升高，最高值已达2.87 wt%，已经超出装置设防值指标。
脱前盐含量较高，最高值达到300 mg/L以上，由于电脱盐设备未进行更新，脱后盐含量持续偏高，对装置腐蚀影响较大。
详见下表。
装置腐蚀现状及应对措施1、低温部位H2S—HC1一H20型腐蚀原油中存在的H2S以及有机硫化物分解生成的H2S，与原油加工过程中生成的腐蚀性介质（如HCl、NH3等）和人为加入的腐蚀性介质（如有机胺、水等）共同形成腐蚀性环境，在低温部位（特别是气液相变部位）造成严重的腐蚀。
2009年开工后常顶泄漏情况统计如下：针对常顶冷凝冷却系统腐蚀制定专项工艺防腐措施进行控制。
1.1 改进电脱盐管理电脱盐是控制腐蚀的第一步，也是最关键的一步。
充分脱除水解后能产生氯化氢的盐类是个治本的办法，为此采取多种措施来改善电脱盐单元的脱盐效果：1.2 改进“三注”管理常顶冷凝冷却系统腐蚀腐蚀严重，与“三注”效果差有直接关系。
炼制高硫原油对设备的腐蚀与安全对策
收到初稿:2002203228;收到修改稿:2002207208作者简介:卜全民,男,1976年生,硕士生Tel :025-******* E -mail :buquanmin @炼制高硫原油对设备的腐蚀与安全对策卜全民 温 力 姜 虹 崔克清南京工业大学安全工程研究所南京210009摘要 介绍了炼制高硫原油对设备的危害性,并着重论述了炼制高硫原油的安全对策.关键词 高硫原油 加工 腐蚀 安全对策中图分类号 TQ441.12;TQ086.3 文献标识码 A 文章编号 100226495(2002)0620362203ON HIGH-SU LFUR CRU DE OI L IN D UCED CORR OSION OF PR OCESSING EQUIPMENT AN D COUNTERMEASURESBU Quanhmin ,WEN Li ,J IAN G Hong ,CU I KeqingInstitution of S af ety Engineering ,N anjing U niversity of Technology ,N anjing 210009ABSTRACT The harmful effect of high sulfur containing crude oil on the processing facilities of re 2fineries was summerized and the emphasis is placed on the countermeasures for giving assurance of safe 2ty operation.KE Y WOR DS high -sulfur crude oil ,processing ,corrosion ,safety countermeasures 近年来,国内原油产量已不能满足原油加工能力的要求,进口原油加工量逐年增加,已占原油加工总量的40%左右.国际上多把含硫量大于2%的原油称为高硫原油〔1〕,而把含硫量在015～210%的原油称为含硫原油.一般说来,含硫量在1%以上的原油在加工过程中就会引起严重的腐蚀问题,所以在行业内部又把含硫量在1%以上的原油泛称为高硫原油〔2〕.典型含硫原油的含硫分布情况如表1列出的10种情况〔3〕.由表1中典型含硫原油的分布情况数据可以看出:中东原油含硫量高,尤其是重质原油.我国进口原油绝大多数是中东原油,因此,在加工炼制过程中,产生的设备及管线腐蚀问题相当严重,从而导致一系列由于硫腐蚀而引发的各类事故和潜伏的隐患,对此必须给予高度的重视并采取有效的安全防范措施.1腐蚀机制原油中的硫包括元素硫、硫化氢、硫醇以及分子量大、结构复杂的含硫化合物.通常将原油中的元素硫、硫化氢和低分子硫醇等能直接与金属作用而引起设备腐蚀的,统称为活性硫;而其余不能直接与金属作用的硫化物统称为非活性硫.在加热炉出口温度为358℃～366℃时,高硫原油中硫化物分解产生的H 2S 量约占蒸馏塔顶瓦斯量的114%～311%.由于硫化氢呈弱酸性,在硫化氢的水溶液中,含有氢离子、硫化氢离子、硫离子和硫化氢分子,故可与金属产生化学反应,从而产生H 2S 腐蚀.原油中所含的CaCl 2和MgCl 2两种氯盐不仅在电脱盐过程中难以脱除,而且又极易产生水解,具有关资料介绍在炉出口温度(358℃～366℃)时,Mg 2Cl 2的水解率为95%,CaCl 2水解率约为10%,具体水解方程式如下:CaCl 2+H 2O →Ca (OH )2+2HClMgCl 2+H 2O →Mg (OH )2+2HCl故当脱盐达不到一定的深度时,即使氯化物含量降低很多,钙离子和镁离子的含量也不会降得太多〔4〕.产生的HCl 气体遇水形成盐酸后,其腐蚀性更强,其腐蚀原理按下反应式进行:Fe +2HCl →FeCl 2+H 2且盐酸的腐蚀主要在初凝相变区.在H 2S 的水溶液中,当有氯离子存在时,不仅H 2S 的腐蚀作用大大增强,而且HCl 也能破坏金属表面上已经生成的具有保护作用的硫化亚铁膜,使第14卷第6期2002年11月 腐蚀科学与防护技术CORR OSION SCIENCE AN D PR OTECTION TECHN OLOG Y Vol 114No 16Nov 12002T able1Distribution of typical crude oil containing sulfur序号原油名称原油含硫汽油含硫分布煤油含硫分布柴油含硫分布蜡油含硫分布减渣含硫分布1胜利1100010080102010120105013435100168171911547610 2伊朗轻11350105015011721111181515116216193105514 3伊朗重11780109017013231111449141187131531517319 4阿曼111501030130110811401488171110201121556915 5伊拉克轻1195010180120140741411127152142381241564915 6北海混合11230103401701414512111410121152341331214915 7卡塔塔尔1142010460180131317112410132109331831095114 8沙特轻质117501036014014331911217152148441541104315 9沙特中质214801034013016331511516123101351551515313 10沙特重质218301033012015421411484192185321161006014金属表面裸露于H2S的腐蚀环境中.促使H2S再次与Fe反应,并不断循环,其反应方程式如下: H2S+Fe→FeS+H2FeS+2HCl→FeCl2+H2S即使金属表面因腐蚀而生成氧化铁保护膜,氧化铁仍能溶于HCl,而生成FeCl3,其反应原理按下反应式进行:Fe2O3+6HCl→2FeCl3+3H2O而这些反应产物均易溶于水,因此H2S和HCl 可进一步与金属发生反应,故可对设备造成严重的腐蚀.2设备腐蚀在高硫原油的加工过程中,由于非活性硫不断向活性硫转变,使硫腐蚀不仅存在于一次加工装置,而且也存在于二次加工装置,甚至延伸到下游加工装置.因此,可以说硫腐蚀贯穿于炼油的全过程.同时硫腐蚀又与氧化物、氯化物、氮化物等腐蚀介质共同作用,形成一系列错综复杂的腐蚀体系.在炼油装置的低温部位、高温部位以及储运系统等均有腐蚀发生.常见腐蚀问题主要集中于以下环境:1脱硫、酸性水气提等装置的某些部位,其主要腐蚀环境为:H2S-CO2-乙醇胺-H2O;2常减压蒸馏装置的初馏塔、常压塔顶低温部位,包括挥发线等轻油部位的冷凝冷却系统,和催化重整装置的某些冷却系统,主要腐蚀环境为:H2S-HCl-H2O;3催化裂化、延迟焦化等二次加工装置的冷凝冷却系统,其主要腐蚀环境为:H2S-HCN-N H3-H2O;4加热炉、转化线、塔器、转换器等高温部位,其主要腐蚀环境为:高温硫和H2S;5其它还有低温部位的H2S-H2O和高温部位的H2S-H2及连多硫酸等腐蚀环境.总之,炼制高硫原油时,设备和装置的其它机械、配管由硫化物引起的各类腐蚀比原来要严重的多,必须给予足够的重视.3安全对策311提高装置的抗腐蚀能力对H2S浓度大于50mg/L的腐蚀环境,壳体宜选用抗拉强度不小于414MPa的碳钢或碳锰钢材料;对H2S浓度大于50mg/L且氰化物大于20mg/ L的腐蚀环境,壳体宜选用碳钢或碳锰钢+OCr13复合钢板,内件选用OCr13〔5〕.用碳锰钢作壳体材料时,由于Mn的偏析容易产生马氏体和贝氏体,使焊后组织增加开裂倾向,故含Mn的低合金钢不宜用于制造湿H2S环境中的压力容器.目前通用的做法是控制Mn含量,如国内的16MnR钢规定Mn的含量必须小于1160mass%,日本规定的Mn含量约为114mass%〔6〕.312采用“一脱三注”的防腐手段由于蒸馏装置塔顶腐蚀环境中氯离子浓度较高,再加上各种应力的影响,极易造成氯离子腐蚀开裂,因此低温轻油部位的材料升级难度较大,故采用“一脱三注”为核心内容的工艺防腐蚀手段显得异常重要,一脱即:脱硫,三注即:注胺(氨)、注缓蚀剂和注水.3636期卜全民等:炼制高硫原油对设备的腐蚀与安全对策 T able2Optimal pH valueHS,mg/L p H值(max)p H值20516511～51650514419～514100513418～513200511416～511在塔顶系统注氨水是国内控制p H值的常用方法,但也是设备发生垢下腐蚀的主要原因(约占设备腐蚀的80%),其腐蚀速度是均匀腐蚀的20倍.垢下沉积中的FeS约占70%～80%,FeS是原油塔顶系统中溶解度最低的盐,其溶解性取决于p H值和硫化物浓度.一些研究结果表明,塔顶系统最佳p H 值范围比推荐的范围(515～710)要低,如表2所示〔7〕.在此范围内操作,易于控制沉积物形成,从而减少中和剂用量,延长设备寿命.目前多数塔顶系统采用的p H值范围为511～516,即使在含硫量较高的情况下,p H值最低下限也不能低于416.313高温硫腐蚀对策在高温条件下,硫化氢与奥氏体不锈钢将发生化学反应生成硫化亚铁.为此,炼油装置的高温部位应可选用碳钢+OCr13或+OCr18Ni10Ti(SUS405)等铁素体不锈钢复合板.塔内件选用+ OCr13112AlMoV钢渗铝等,换热器的管子选用Cr5Mo和碳钢渗铝.塔体材料也可选择+ OCr18Ni10Ti(SUS321),其耐硫腐蚀和环烷酸腐蚀性要优于+OCr13或OCr13Al,并且加工性好.管线通常选用Cr5Mo防腐蚀是合适的,但对于转油线弯头等冲刷严重的部位,则应选用316L〔8〕.314高温烟气硫酸露点对策基于烟气在露点以上基本不存在硫酸露点腐蚀的问题,而采用在准确测定烟气露点的基础上,通过提高排烟温度以达到预防烟气露点腐蚀的目的.烧结合金涂层的方法也可解决高温烟气硫酸露点腐蚀的问题.烧结合金涂层即采用超合金化原理,在具有保护和还原环境中烧结而成,其最高使用温度在600℃左右,其导热性能也十分良好,与基体结合也极为紧密,从而也可达到预防烟气露点腐蚀的目的.4结束语炼制高硫原油不仅要根据原油的性质确定合理的加工流程和工艺,更要注意其对设备的要求以及对设备的腐蚀情况.为此,加工高硫原油时,应从源头、过程和后处理三方面综合考虑,重点解决好腐蚀严重、容易造成事故的重点装置和重点部位.参考文献:〔1〕崔克清主编.安全工程大词典.北京:化学工业出版社,1995.11〔2〕崔克清主编.化工安全技术.北京:化学工业出版社,1984.11〔3〕Ushlo M,K am iya K,Y oshlda T,et al.Production of High VI Base Oil by V G O Deep Hydrocaking.ACS(automatic controlsystem)Prepr,1998,37(4):1293〔4〕刘积贤.工业锅炉安全技术.北京:化学工业出版社,1999.3〔5〕崔克清主编.化工过程安全工程.北京:化学工业出版社, 2002.1〔6〕刘羽辉.金属材料物理性能检验标准工作手册.北京:技术标准出版社,1992.46〔7〕Hennico,Billon A,Bigenrd PH,et al.Revue de L’institute du Petrole,Princeton,1993,4:5〔8〕徐坚、戴新民、夏再筑.腐蚀金属学及耐腐蚀金属材料.杭州:浙江科学技术出版社,2001.6(上接第325页3结论在本实验条件下,含锌铬黄防锈颜料的环氧树脂涂层的老化过程实际是有机高分子进一步反应与分子键破坏的竞争过程;当老化时间一定时(672小时),含锌铬黄防锈颜料的环氧树脂涂层的最佳老化温度为80℃,老化温度越高,涂层耐蚀性能越差,但比不老化的涂层的耐蚀性能好;在涂层老化时间的筛选中,用EIS技术快速评价的结果与实际观察到的现象一致.参考文献:〔1〕M K endig,F Mansfeld.Corrosion,1983,39:466〔2〕F Mansfeld.Corrosion,1988,44:856〔3〕G Reinhard,V Rammelt,K Rammelt.Corrosion Science,1986, 26:109〔4〕F Mansfeld,M W K endig,S Tsai.Corrosion,1982,38:478〔5〕M K endig,J Scully.Corrosion,1990,46(1):22〔6〕M K endig,F Mansfeld,S Tsai,Corrosion Science,1983,23:317463腐蚀科学与防护技术第14卷。
加工高含硫原油防腐工作经验总结
[资料] 加工高含硫原油防腐工作经验总结含硫原油, 经验总结, 加工, 防腐近几年，加工高含硫原油不断增加，大部分装置的原料含硫超过设计值，设备腐蚀加重，给设备安全运行造成威胁。
针对加工高含硫原油造成的设备腐蚀情况，我们应加强设备防腐管理，开展全面的腐蚀调查，采取各种有效的防腐措施，现对近年来国内加工高硫原油的设备防腐蚀工作总结如下。
1、加工高含硫原油存在的腐蚀问题：加工高含硫原油情况加工高含硫原油后设备腐蚀情况含硫油指含硫高含硫油指含硫>%。
近年来，由于加工高（含）硫原油的数量不断增加，设备管线腐蚀日益严重，设备管线腐蚀减薄、穿孔现象时有发生，已经对生产装置的安全、稳定、长周期运行造成威胁。
近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例见表2。
表2：近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例及简要分析设备类别设备腐蚀情况腐蚀典型事例及简要分析加热炉腐蚀主要发生在对流段冷进料炉管及软化水管。
二蒸馏装置2000年2月，炉1、炉2、炉3对流段软化水管及冷进料管腐蚀穿孔，于同年5月份大修，3台炉对流段整体更换。
主要原因是瓦斯和燃料油含硫较高，烟气露点上升，管子受烟气露点腐蚀减薄。
塔器腐蚀主要发生在常、减压塔碳钢内构件，腐蚀形态为高温段（>300℃）的均匀减薄，低温段（<120℃）的减薄和坑蚀。
三蒸馏装置2000年底大修检查发现常、减压塔碳钢内件腐蚀较重。
常压塔7-26、43-48层塔盘支梁减薄近一半，部分受液盘穿孔。
主要原因是碳钢受高温硫腐蚀和低温H2O+HCL+H2S腐蚀。
冷换设备腐蚀主要发生在：1、减底渣油、减四油换热器进出口接管、碳钢管束及碳钢壳体的高温硫腐蚀；2、三顶冷却器碳钢管束锈蚀堵塞，18-8管束脆裂。
1、三蒸馏、四蒸馏常顶冷却器18-8管束2000年共10台脆断。
属于氯脆。
2、三蒸馏装置渣油一次换热器（换13/1A、C）在2000年大修测厚检查发现壳体厚度由14mm减至9mm，该设备97年测厚无明显减薄，因此近年腐蚀速率达1.7mm/a。
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加工高含硫原油防腐工作经验总结[资料] 加工高含硫原油防腐工作经验总结含硫原油, 经验总结, 加工, 防腐近几年，加工高含硫原油不断增加，大部分装置的原料含硫超过设计值，设备腐蚀加重，给设备安全运行造成威胁。
针对加工高含硫原油造成的设备腐蚀情况，我们应加强设备防腐管理，开展全面的腐蚀调查，采取各种有效的防腐措施，现对近年来国内加工高硫原油的设备防腐蚀工作总结如下。
1、加工高含硫原油存在的腐蚀问题：1.1加工高含硫原油情况1.2 加工高含硫原油后设备腐蚀情况含硫油指含硫0.5-2.0%,高含硫油指含硫>2.0%。
近年来，由于加工高（含）硫原油的数量不断增加，设备管线腐蚀日益严重，设备管线腐蚀减薄、穿孔现象时有发生，已经对生产装置的安全、稳定、长周期运行造成威胁。
近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例见表2。
表2：近年发生在蒸馏装置的典型腐蚀事例及简要分析设备类别设备腐蚀情况腐蚀典型事例及简要分析加热炉腐蚀主要发生在对流段冷进料炉管及软化水管。
二蒸馏装置2000年2月，炉1、炉2、炉3对流段软化水管及冷进料管腐蚀穿孔，于同年5月份大修，3台炉对流段整体更换。
主要原因是瓦斯和燃料油含硫较高，烟气露点上升，管子受烟气露点腐蚀减薄。
塔器腐蚀主要发生在常、减压塔碳钢内构件，腐蚀形态为高温段（>300℃）的均匀减薄，低温段（<120℃）的减薄和坑蚀。
三蒸馏装置2000年底大修检查发现常、减压塔碳钢内件腐蚀较重。
常压塔7-26、43-48层塔盘支梁减薄近一半，部分受液盘穿孔。
主要原因是碳钢受高温硫腐蚀和低温H2O+HCL+H2S腐蚀。
冷换设备腐蚀主要发生在：1、减底渣油、减四油换热器进出口接管、碳钢管束及碳钢壳体的高温硫腐蚀；2、三顶冷却器碳钢管束锈蚀堵塞，18-8管束脆裂。
1、三蒸馏、四蒸馏常顶冷却器18-8管束2000年共10台脆断。
属于氯脆。
2、三蒸馏装置渣油一次换热器（换13/1A、C）在2000年大修测厚检查发现壳体厚度由14mm减至9mm，该设备97年测厚无明显减薄，因此近年腐蚀速率达1.7mm/a。
管线阀门腐蚀主要发生在渣油、腊油碳钢管线的高温硫均匀腐蚀。
一蒸馏装置：1、1997年由于管线腐蚀减薄穿孔泄漏着火多次，主要部位是：减压塔底渣油线至一次换热器（换11/1AB）入口管弯头减薄穿孔；渣油泵（泵9、10）平衡管腐蚀穿孔；减压塔底流控阀及法兰腐蚀穿孔；常压炉（炉-1）转油线低速蒸汽入口腐蚀穿孔；减四线压力表碳钢接管腐蚀穿孔。
2、1998年减压渣油泵出口Cr5Mo三通腐蚀穿孔。
二蒸馏装置：1、减底渣油线原用20#钢，渣油泵（泵30）出口至换11渣油线腐蚀穿孔，1998年6月和99年5月将泵进出口管更换为Cr5Mo，检查旧管内表面腐蚀严重。
2、渣油泵30出口碳钢弯头腐蚀减薄至3mm，2000年2月7日更换。
三蒸馏装置：1、换13/1C壳程进口短管（20#钢）2000年2月18日因高温硫腐蚀减薄穿孔，测厚为1.5mm。
2、2000年8月2日减压渣油与减四连通线（20#）腐蚀减薄穿孔。
3、2000年3月10日，渣油泵预热线（20#钢）腐蚀穿孔。
4、1998年8月测厚发现减四泵（泵22、泵23）出口至一次换热器（换12/1AB）弯头最薄处为1.3mm，更换为Cr5Mo。
机泵腐蚀主要发生在渣油、腊油高温泵的碳钢内件。
2000年底大修发现减四泵碳钢叶轮减薄穿孔，属于高温硫腐蚀和冲蚀。
2、针对设备管道腐蚀采取的措施及效果2.1领导重视，加强管理，逐步完善机构，落实责任，为开展防腐工作提供了有力保障。
2.1.1成立公司防腐领导小组。
面对加工高硫原油造成的设备管线腐蚀面广、危害面大的严峻形势，公司领导非常重视，每年都召开专门会议讨论研究设备防腐问题，并成立了防腐领导小组，由主管机动的副经理任组长，设备、工艺副总任副组长，全面指导公司的防腐工作，研究制订防腐规划，对重大防腐问题进行决策。
2.1.2组建设备监测研究中心。
为加强公司的防腐力量，适应新形势的要求，提高防腐专业管理水平，在总公司和各级领导的大力支持下，于2001年2月组建了设备监测研究中心。
同时，明确了公司、设备监测研究中心及生产单位的职责。
生产单位配备了防腐专业管理人员，完善各种腐蚀监测手段，逐步形成防腐管理网络。
2.1.3制定相关设备防腐管理规定。
根据防腐工作需要，结合公司的实际情况，我们制订了《设备防腐管理标准》及《防腐分级管理办法》，参照《容规》、《管规》，在压力容器、工业管道施工、检修及检验规定中，增加了防腐方面的内容。
针对防腐管理中存在的问题，陆续组织制订《设备腐蚀检查工作管理制度》、《设备定点测厚工作管理制度》、《防腐涂料管理规定》、《防腐施工管理规定》、《水处理药剂管理规定》及《炼油工艺防腐管理规定》等制度。
通过建立各种防腐管理规定，进一步规范了设备防腐工作的开展。
2.1.4认真贯彻落实股份公司四个防腐管理文件精神，切实加强设备防腐蚀管理工作。
目前，我公司正在对照中石化股份公司四个防腐管理文件，落实防腐管理的各项工作：（1）结合股份公司四个防腐管理文件，制订了《公司防腐蚀管理标准》、《工业设备及管道涂料防腐管理规定》、《关于加强公司工业管道安全管理的规定》等管理规定。
（2）编制腐蚀检查总体方案与实施细则。
（3）开展定点测厚，并着手编制重点部位定点测厚方案与实施细则，编制了《硫腐蚀环境定点测厚准则》，完善定点测厚。
（4）绘制管道立体图，加强管道管理。
（5）在2000年腐蚀调查的基础上，开展了更详细的专业防腐调查，包括冷换设备腐蚀调查、油罐腐蚀调查等。
（6）在深入细致调查的基础上，由公司设计院对11套加工高硫原料的装置进料硫含量进行核定。
（7）按SH/T3096-1999《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》及《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见》对装置设备及管道材质进行升级。
2.2积极开展加工高含硫原油设备腐蚀调查及整改工作。
根据腐蚀类型多、隐蔽性强、突发性大、危害面广的特点，我们坚持“预防为主，防治结合，突出重点，综合治理”的防腐方针，积极开展腐蚀调查，摸清腐蚀规律，全面整治腐蚀。
2.2.1开展进口含硫原油加工过程硫分布规律的研究。
该研究历时三年，根据近三年加工原油的品种和数量，对进口含硫原油（沙特、伊朗、阿曼）进行了窄、宽馏分切割分布的研究，对一次加工过程和二次加工过程的硫分布规律进行了考察，得出了一、二次加工过程的硫分布规律，提出了防硫化物腐蚀的措施。
2.2.2配合装置大修，开展腐蚀普查与专项腐蚀调查工作。
近三年来，我们开展了2次大规模的全厂性腐蚀普查，通过对全厂主要生产装置的腐蚀与防腐情况进行了认真细致的调查，初步摸清了硫的分布和设备腐蚀状况，列出了主要生产装置设备管线材质升级计划、材质鉴定计划、定点测厚计划和腐蚀状态监测采样计划，制定了《硫腐蚀环境定点测厚准则》和《装置炼高硫油选材准则》，为今后的防腐工作打下了较好的基础。
在焦化、加氢裂化、南北制氢、一蒸馏、二重整、小加氢、新制硫一套、二催化等装置检、抢修中，大力开展对压力管道的理化检验，对部分高温易腐蚀管线进行了提级，对发现的问题均进行了整改，有力的保证了装置日后的安稳长运行。
2.2.3 大力开展腐蚀状态监测，强化防腐管理。
加工高含硫原油后设备腐蚀加剧，开展腐蚀状态监测是一项紧迫的任务，我们在腐蚀调查的基础上，在全公司主要生产装置开展了定点测厚、采样分析等工作。
在主要生产装置和腐蚀严重部位布下定点测厚监测点约2000点，并每4个月进行一次测厚。
采样分析工作主要是通过分析回流罐、分离器水样的Fe2+、 CL-、PH值和部分油样的Fe2+含量，监测腐蚀状况，共布了69个分析点。
在蒸馏装置三顶安装腐蚀探针、PH计，监测腐蚀情况。
通过腐蚀在线监测与分析，及时了解装置重点部位的腐蚀情况，针对腐蚀情况，调整防腐措施。
2.3 积极开展工艺防腐研究及应用，提高综合防腐能力。
2.3.1加强以电脱盐为核心的“一脱三注”工艺防腐监测。
蒸馏装置的“一脱三注”工艺防腐效果关系到整个炼油装置的防腐情况，是加工高硫原油防腐的龙头。
我们每周对脱盐的原油含盐量、含水量及三塔顶排水的PH值、CL-、Fe2+含量进行分析，以分析数据来指导操作调整。
通过对原油的深度脱盐及蒸馏塔顶的“三注”工艺，减轻了一次加工装置的设备腐蚀，减少了二次加工原料腐蚀介质的含量，为二次加工装置的安全稳定运行创造了有利条件。
茂名炼化公司加工高硫原油以后，原先采用的破乳剂难以达到应有的脱盐效果，设备监测研究中心开展了这方面的技术攻关，针对加工高硫原油开发出了高效破乳剂，从而减缓了炼油装置腐蚀，减轻了深加工装置催化剂中毒，还降低了电脱盐能耗，减少了破乳剂的用量，使炼油厂加工进口原油时不必因频繁更换原油而更换破乳剂。
同时针对蒸馏系统“三注”中的注水、注缓蚀剂、注氨，开发了有机胺，用以替代注氨水，从而减轻了蒸馏系统氨盐的结垢，减缓了由此引起的垢下腐蚀。
还开发了新型的缓蚀剂，大大减缓了蒸馏装置初凝区及塔顶冷凝冷却系统的腐蚀。
2.3.2 其它装置的工艺防腐措施。
⑴催化裂化装置，为减轻分馏系统低温部位H2S-HCL-H2S-HCN-H2O腐蚀，在分馏塔顶馏出系统进行注氨、注水、注缓蚀剂，在稳定系统进料系统进行了注水，减缓了设备腐蚀。
⑵加氢裂化装置，根据大修开盖检查发现T101（脱丁烷塔）塔顶系统注缓蚀剂比不注缓蚀剂的T102 腐蚀明显较轻的例证，增设了T102塔顶系统注缓蚀剂措施。
⑶重整装置，增加了一台脱氯反应器，大大减少了下游系统介质中的氯离子含量，缓和了氯离子对下游不锈钢设备的应力腐蚀开裂和严重的点蚀，减少了系统设备因NH4CL沉积结垢造成的堵塞现象。
⑷丙烷脱沥青装置，上了碱洗脱硫设施，使装置溶剂中H2S含量由10%以上降到20ppm以下，减缓了H2S对装置设备的腐蚀。
⑸渣油加氢脱硫装置。
该装置是针对高含硫原油而新建的工艺防腐装置，1999年底投产，以高含硫渣油作为原料，通过高温高压的加氢催化过程，降低渣油中的硫、金属和残碳等有害物质的含量，为催化裂化等装置提供低硫原料。
2.4加强材质管理，选用新材料，适当进行材质升级。
2.4.1应用新材料，减缓冷换设备腐蚀。
由于冷换设备管束腐蚀较重，特别是蒸馏三顶水冷却器。
近年在冷换设备上采用的防腐新材料主要是抗低温HCl-H2S-H2O 腐蚀性能较好的12CrAlMoV和08Cr2AlMo,1999年2月在加氢裂化装置脱丁烷塔顶后冷器管束上应用12Cr2AlMoV，2000年2月在四蒸馏装置常顶冷凝冷却器管束上选用08Cr2AlMo。
但蒸馏常顶冷却器腐蚀问题仍然存在，针对存在问题，我们进行技术攻关，工艺上调整操作，降低腐蚀介质浓度与波动范围，在材质上通过比较，拟选用双相不锈钢、钛材与蒙乃尔合金。