塔设备常见腐蚀部位.docx

塔设备常见腐蚀部位.docx

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1.HCl-H2O（氯化氢）腐蚀

腐蚀部位：

常压塔顶五层塔盘，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冷凝冷却系统。

腐蚀形态：

碳钢部件的全面腐蚀、均匀减薄；Cr13钢的点蚀以及1Cr18Ni9Ti不锈钢为氯化物应力腐蚀开裂。

腐蚀原因：

原油中含有的氯盐加热到120℃以上时，开始水解生成HCl,在塔顶低温部位遇水滴形成盐酸，成为腐蚀性极强的稀盐酸腐蚀环境。

与设备本体发生化学腐蚀。

有硫化氢存在时进一步加剧腐蚀。

防护措施：

以工艺防护为主，材料防腐为辅。

工艺防护即“一脱四注”：

原油深度脱盐，脱盐后原油注碱、塔顶馏出线注氨（或胺）、注缓蚀剂、注水。

该项防腐措施的原理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屏障。

材料防腐即在工艺防护基础上，提高材料等级，选用如20R+0Cr13复合板制造常压塔顶5层塔盘部位壳体。

2.S-H2S-RSH（硫醇）腐蚀

高温硫腐蚀部位：

焦化分馏塔底系统最严重，蒸馏减压塔底系统次之，催化分馏塔底系统又次之。

腐蚀形态：

化学腐蚀，均匀减薄。

腐蚀原因：

硫化氢、硫醇和单质硫在350~400℃都能与金属直接发生化学反应，而且硫化氢在340~400℃分解出来的元素硫有更强的活性，使腐蚀更为激烈。

防护措施：

主要是选用耐蚀钢材。

如20R+0Cr13复合板。

3.RNH2-CO2-H2S-H2O（湿硫化氢）腐蚀

腐蚀部位：

脱硫装置再生塔底部，再生塔重沸器及富液系统管线，温度90℃~120℃，压力0.2MPa。

腐蚀形态：

在碱性介质下（PH8~10.5）由碳酸盐及胺引起的应力腐蚀开裂和均匀减薄。

腐蚀原因：

乙醇胺与二氧化碳由不可逆反应生成的聚胺型物质是促进设备腐蚀的最普通的降解物质，在120度时降解析出二氧化碳。

游离的或者化合的CO2均能引起腐蚀，严重的腐蚀发生于有水的高温部位（90℃）以上，浓度为20~30%时，腐蚀尤为严重，硫化氢与二氧化碳混合物的腐蚀比相应浓度的二氧化碳的腐蚀要轻，并随硫化氢浓度的增加而降低。

即硫化氢有抑制二氧化碳腐蚀的作用。

4.Fe+2CO2+2H2O

Fe（HCO3）2+H2Fe（HCO3）（加热）

FeCO3+CO2+H2

Fe+H2CO3

FeCO3+H2腐蚀

防护措施：

操作温度高于90度的设备及管线焊后进行消除应力热处理，控制焊缝及热影响区的硬度小于HB200，换热设备管束选用18-8钢，改进操作条件，控制操作温度，在单乙醇胺系统注入缓蚀剂等。

5.RCOOH（环烷酸）腐蚀

腐蚀部位：

减压炉出口转油线、减压塔进料段以下部位为重。

常压炉出口转油线及常压炉进料段次之。

焦化分馏塔集油箱部位又次之。

腐蚀形态：

遭受腐蚀的钢材表面光滑无垢，位于介质流速低的部位腐蚀仅留下尖锐的孔洞；高流速部位的腐蚀则出现带有锐边的坑蚀或蚀槽。

腐蚀原因：

环烷酸在低温时腐蚀不强烈。

一旦沸腾，特别是在高温无水环境中，腐蚀最为激烈：

2RCOOH+Fe--Fe（RCOO）2+H2当酸值大于0.5mgKOH/g原油，温度在270~280℃和350~400℃时，环烷酸腐蚀最严重。

防护措施：

主要是选用耐蚀钢材，如316L等；设备管道以及炉管弯头内壁焊缝应磨平，保持内壁光滑，防止预生涡流而加剧腐蚀；适当加大炉出口转油线管径，降低流速。

6.氢氟酸的腐蚀

腐蚀部位：

主要是烷基化装置内与介质接触的设备及管道，以洗化厂烷基苯装置为主。

腐蚀形态：

为均匀腐蚀；氢鼓泡和氢脆；应力腐蚀和缝隙腐蚀4种。

腐蚀原因：

氢氟酸对金属材料的腐蚀是电化学腐蚀，其腐蚀是按电化学过程进行，即阳极产生金属溶解（均匀腐蚀）阴极析出氢，导致氢鼓泡、氢脆及应力腐蚀开裂。

防护措施：

材料选用：

碳钢在65℃以下，浓度大于75%的氢氟酸介质中油较好的抗腐蚀性能，但应选用镇静钢板。

在温度大于71℃且低于136℃时，任意浓度的氢氟酸介质中均可适用于蒙乃尔合金，但当介质带有氧或铁盐等有害杂质时期耐蚀性能就有所降低。

制造的特殊要求：

凡是和氢氟酸介质接触的碳钢、蒙乃尔设备焊接后应经消除应力热处理。

焊缝硬度不应大于HB235。