一、前言

本文主要从电脱盐的基本原理、原油含盐对设备的危害及含硫原油硫腐蚀的形态和腐蚀机理来分析设备腐蚀的因素，并提出了相应的防腐手段，为常减压装置加工含硫原油提供最佳的工艺操作指导，以期最大程度地减少设备的腐蚀。

二、含硫原油硫腐蚀的形态和腐蚀机理

原油中的硫以多种形态存在，可分为活性硫和非活性硫。活性硫是指可以直接与金属起反应的硫化物，如单体硫、硫化氢和硫醇。非活性硫则不能直接与金属发生反应，如硫醚、二硫化物、环状硫化物、噻吩等，但是它们在原油炼制过程中由于热分解反应或加氢裂化反应可生成活性硫。硫腐蚀可分为高温硫腐蚀和低温硫腐蚀两大类。

1.低温H2S+HCl+H2O腐蚀

低温硫腐蚀发生在温度小于150℃的轻油部位，即初馏塔、常压塔和减压塔塔顶油汽挥发线及其后的冷凝冷却系统管道。该部位对碳钢产生均匀腐蚀，对0Cr13钢也有腐蚀。

相关文献表明：通过对常减压装置掺炼俄罗斯原油研究发现，随着掺炼比的升高，塔顶低温部位设备腐蚀加大，腐蚀的类型主要是H2S+HCl+H2O腐蚀。

2.高温S+H2S+硫醇(RSH)

腐蚀高温硫腐蚀通常指温度大于240℃时所发生的硫腐蚀，此时活性硫、单质硫、硫化氢和硫醇与金属直接反应生成硫化铁。

这类腐蚀发生在高温重油部位，如常压塔、减压塔的下部管线以及相应的换热系统热油管线。其特点是在钢材表面发生均匀腐蚀，开始操作时腐蚀速度较快，随操作时间延长，腐蚀速度渐缓。

3.高温H2S+环烷酸腐蚀

环烷酸主要存在于重油馏分中，其对管线的腐蚀主要发生在常底、减二、减三和过气化油等部位。高温区的腐蚀主要为这类形式。设备中介质流速大或易形成涡流的部位FeS膜被迅速冲刷破坏，加剧了设备的腐蚀。因此，叶轮、管线弯头、管嘴等部位首先发生腐蚀减薄甚至穿孔。

三、防护措施及结论

1.改进工艺防腐措施

低温轻油区的腐蚀主要是由无机盐水解引起的露点腐蚀和由有害报离子引起的应力腐蚀，这些都与电脱盐效率有关。因此，改进工艺防腐措施，提高脱盐率是防止低温轻油区腐蚀的有效途径。针对该装置情况，主要有：

(1)调整注水量：原油脱盐就是在原油中注水使油水充分混合，使原油中的盐溶于水中，随水一起脱出。按规定一般原油的注水量应为原油的3%～5%，由于俄罗斯原油的含盐量低，每升原油的NaCl含量一般都在20mg左右，故装置的注水量目前最多只有4%，就可以达到要求(含盐量小于3mgNaCl/L，原油含水不大于0.2%，排水含油不大于100mg/L)。

(2)破乳化剂的注入点：注破乳化剂入口在原油泵之前。经过原油泵后，水、破乳化剂和原油造成充分混合，提高破乳化剂的效果，使脱盐率大大提高。因此，为防止破乳化剂效果下降，可将注入点放在原油泵之后。

2.选用合适的耐腐蚀材料

碳钢在高温重油区极易腐蚀，而相同操作条件下，Cr5Mo钢有较好的耐腐蚀性。研究亦表明，碳钢中加入合金元素Cr会提高腐蚀性能。当Cr含量大于5%时，合金钢对含硫油品有良好的耐腐蚀性能。根据初底油含硫量为1%（质量分数），酸值微酸的特点，加热炉盘管材质均选用Cr5Mo(ASTM A335 P5)。根据常底油+减压过汽化油含硫量为1.463%（质量分数），酸值0.35mgKOH/g的特点, 加热炉辐射盘管材质均选用Cr9Mo(ASTM A335 P9)。为缓解高含硫原油在加工过程中对设备的腐蚀，本装置在一些重点部位、重点管线采取了提高材质等级的措施加以解决。

3.塔顶工艺防腐的措施

对于加工含硫、高硫原油过程中，除了电脱盐装置平稳操作，降低原油脱后含盐量外，还要对初馏塔、常压塔、减压塔进行工艺防腐，即在塔顶进行注中和剂、缓蚀剂和水。

(1)注中和剂：在分馏塔顶馏出线上注中和剂。中和剂能中和HCl、H2S，调整塔顶冷凝冷却系统的pH值，注入的中和剂和缓蚀剂配合，能发挥缓蚀剂的作用。中和剂的注入量要保证能中和全部的HCl和H2S，控制冷凝水的pH值在7～9。

(2)注缓蚀剂：缓蚀剂在其分子内带有极性基因，能吸附在金属表面形成保护膜，使腐蚀介质不能与其表面接触，起到保护作用。当pH值低(小于2～3)，温度高(大于230℃)时，缓蚀剂会失效。因此要求在注缓蚀剂前先注中和剂，控制其pH值。在塔顶低温部位塔顶油气线速过大，也会影响保护膜的形成，一般缓蚀剂的注入量控制在馏出物的(10～20)×10-6。既可保证塔顶污水的铁离子含量在0.1mg/L以下，又大大减轻了塔顶设备的腐蚀。

4.加强设备腐蚀的检、监测和规范化管理

在继续搞好装置各部位腐蚀片的腐蚀监测基础上，对重点腐蚀部位加大检测频率，有条件的可以安装电阻探针在线监测，严格监测塔顶冷凝水系统的各项分析数据，以便随时了解设备腐蚀情况。搞好装置“运行中管线的定点测厚”工作，保障炼制含硫原油管线的正常进行。（作者单位：中国石油辽阳石化公司炼油厂）