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一、石油化工設備中常見腐蝕問題分析

1、胺腐蝕

胺處理裝置中，包括氣體與烴脫硫裝置、酸性水處理裝置等均存在胺腐蝕。其腐蝕的機理是由溶解在溶液中的酸氣（H2S、CO2）、胺的降解產物、熱穩定胺鹽（HSAS）以及其他雜質作引起的。由于胺處理中含有H2S、CO2、氰化物等腐蝕介質，也帶來了應力腐蝕問題。胺腐蝕的情況和胺類型、腐蝕介質濃度、溫度、流速等相關。對于胺腐蝕問題的防治，主要是通過選用耐腐蝕材料以及對設備結構進行重新合理設計等方式進行。

2、高溫硫腐蝕

對近年來石化企業設備的腐蝕調查表明，高溫硫腐蝕問題存在較為普遍，在重油高溫部位的腐蝕平均速率為0.5~1mm/年，而在流速流態交變的部位，腐蝕速率甚至達到1~3mm/年。高溫硫腐蝕的機理是：在使用溫度大于240℃和工業介質中含有活性硫化物，例如單質硫、硫醇、硫醚、二硫醚、H2S等時，能形成高溫硫腐蝕環境，并可直接與金屬設備發生反應，對設備會產生嚴重的均勻腐蝕。其中，在240℃以上時，H2S與硫醇可直接與鐵發生反應；在340~430℃之間時，H2S的腐蝕率最大，在340~460℃之間時，單質硫可直接與鐵反應；當溫度在430℃以上時，高溫硫腐蝕有所減輕，在480℃以上時，H2S幾乎完全分解，高溫硫的腐蝕率下降。對高溫硫腐蝕問題的防治，主要是選用耐腐蝕的材料，如含有Al、Cr、Si等元素的合金鋼材料。

二、石油化工設備的腐蝕壽命評價

本文以輸油管道的壽命評價為例，分析了石油化工設備在腐蝕壽命評價時的方法及相關內容。1、設備壽命評價的目的對輸油管道的壽命評價，主要是基于可靠性理論和腐蝕理論，以給定管道的目標可靠度，并評估管道的腐蝕剩余壽命。2、影響輸油管道壽命的因素根據歷年來輸油管道失效原因的統計分析，腐蝕問題是引發的管道失效的最主要因素，并約占據了80%以上的比例。腐蝕的主要原因是由管道輸送液體所引發的內腐蝕，其次是土壤等因素引發的外腐蝕。3、輸油管道腐蝕剩余壽命的評價方法可采用具體數學公式的形式，來表達輸油管道腐蝕速率的模型，從而實現對管道腐蝕剩余壽命的預測與評價。其輸油管道腐蝕使用壽命的方程式如下在方程式中，tf和tu分別表示的是輸油管道腐蝕使用壽命和管道的已使用時間；δ和δ0則分別表示的輸油管道壁厚和管道最小允許的壁厚值；x則是指在tu時刻所觀測到的最大已腐蝕壁厚值，n為時間常數，通常由管道腐蝕的內部因素以及外部因素等條件決定，通常取0.3~0.5。計算得出tf后，則輸油管道腐蝕剩余壽命tr則可用下列方程式表達，其中ts為輸油管道防腐層的腐蝕壽命。4、管道腐蝕壽命評價的具體應用通過上述方程式，可具體得出各區域內輸油管道腐蝕剩余壽命，并可依據此數據制定出具體的管道檢測與修復標準。

三、總結

本文首先就我國石油化工設備所面臨的主要腐蝕問題及防治措施進行了分析和探討，并系統闡述了石油化工設備壽命評價的目的及具體應用方法。隨著當前我國石油化工生產中高硫、高酸原油總量的增加，以及社會對環境保護要求的日益提升，都對石油化工設備的防腐技術提出了更高和更嚴格的要求。而做好對石油化工設備腐蝕問題的分析及設備腐蝕剩余壽命的評價工作，不僅可使得設備腐蝕問題的防治與修復更具有針對性，而且還能綜合性的提升石化企業在設備防腐中技術水平，從而為企業取得更好的防腐效果。

作者：莫千祥單位：中油廣西田東石油化工總廠有限公司