1.1 常减压蒸馏装置
常减压装置是对原油一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压装置是炼油厂的“龙头”。
原油经换热，达到一定温度后，注水和破乳剂，进入电脱盐脱水罐，脱盐后的原油进入另一组换热器，与系统中高温热源换热后，进入常压炉(有的装置设有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分后再进入常压炉)。达到一定温度(370℃)后，经转油线进入常压分馏塔。在常压塔内将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油以及常压重油等组分。产品经必要的电化学精制后进入贮槽。常压重油经塔底泵送入减压塔加热炉加热(395℃)后，经转油线进入减压分馏塔，减压塔汽化段压力为80-100mm汞柱，有3-4个侧线，作为制造润滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延迟焦化，氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。
1.2 环烷酸腐蚀
环烷酸腐蚀产物溶于油，所以腐蚀的金属表面粗糙而光亮，呈沟槽状。 1.2.1环烷酸
石油酸是石油中有机酸的总称，包括环烷酸、芳香族酸和脂肪酸等。环烷酸(RCOOH，R为环烷基)是指分子结构中含有饱和环状结构的酸及其同系物。环烷酸是石油中有机酸的主要组分，占石油中总酸量的95％以上，虽然这些酸在分子量上有显著差异(180—350℃)，但它们的通式可用R(CH2)nCOOH表示，式中R通常指环戊基或环己基，n通常大于12，根据R和n值不同，在石油中分子结构不同的环烷酸达1500多种。较高分子量的环烷酸是由多个羧酸组成的混合物。环烷酸不溶于水，易溶于油品、乙醚、苯等有机溶剂。 1.2.2环烷酸腐蚀影响因素 （1） 酸值
一般以原油的酸值判断环烷酸的含量，原油的酸值大于0.5mgKOH/g时，就能引起设备的腐蚀，酸值大于1.0mgKOH/g为高酸值原油。
早年的研究认为，环烷酸腐蚀只是在酸值超过0.5mgKOH/g时才成为问题。原油酸值低于0.5mgKOH/g时，常减压蒸馏装置的设计只需考虑抗硫腐蚀。80
1 年代，Cheron公司有人探索了碳钢和环烷酸腐蚀的关联性，结果发现，在不同温度下腐蚀速度都是酸值的一个函数，其log—log曲线如图1—4所示。
后来的经验表明。这种关联性相当精确．但是，这种关联性只适用于像蒸馏塔，换热器等液体流速较低的区域，不能用于像加热炉炉管和转油线之类的高流速区域。图1-4中的关联性有一个明显的缺点，即在低酸值时测得的腐蚀速率显然低于外推曲线。
看来，事实上是有一个极限酸浓度的，低于这个极限，环烷酸基本上就不再有腐蚀作用。研究了加工美国海湾原油和加利福尼亚原油的一些蒸馏装置，结果表明，其塔侧线的最大酸值大约为1.5mKOH/g这时，对5％和12％铬钢没有腐蚀。据此判断，这些装置的塔或换热器不会遭受任何环烷酸腐蚀。但酸值为2mgKOH/g就处在腐蚀范围了，有必要采取一些专门的防护措施。将得到的1.5-2.0mgKOH/g酸值范围内的数据点制成表，可得出结论说，腐蚀极大约介于这两个数值之间。
随着操作经验的不断积累，越来越明显地看出，原油蒸馏装置在酸值低于1.8mgKOH/g的条件下运转时，低速区没受到环烷酸腐蚀。但是，极限值仍旧要采用1.5mgKOH/g，以补偿酸值测定中的误差或原油性质上的差异。现在还不完全清楚，为什么酸值低于极限值时，腐蚀就突然停止。有可能是和一种防护性的硫化铁膜的形成或溶解有关。原油装置中几乎常常有相当量的硫化氢，其正常腐蚀产物是不溶于油的硫化铁。但是，环烷酸将铁转换为油溶性的环烷酸铁。当一 2 个体系中同时含有硫化氢和环烷酸时，就可能在硫化物膜的形成和溶解之间出现竞争。看来，随着环烷酸浓度的提高，金属硫化物部分溶解，从而减弱了防护膜的粘附性，并破坏了它的完整性。结果，膜的防护性能变差，在流速高或湍流激烈的地方，更容易出现膜的局部脱除现象。有人在原油酸值为0～45mgKOH/g，温度为21—400℃，压力为4MPa，油流速为4m/s的条件下，研究了不同参数对环烷酸腐蚀速率的影响。得到的结果之一是：在给定温度下，腐蚀与油中的环烷酸含量(或酸值)有直接关系，酸值提高1倍，碳钢、低合金钢蒙乃尔合金的腐蚀大致也增加l倍，而410不锈钢的腐蚀则几乎增加4倍。
（2）温度
环烷酸的腐蚀能力和温度关系密切，220℃以下，环烷酸基本不发生腐蚀，以后随温度的升高而增加，在270—280℃，达到酸沸点，腐蚀最为强烈，温度再升高腐蚀速率下降；温度达到350℃—400℃时，由于FeS膜高温融解，腐蚀重新加剧；400℃以上石油酸分解，腐蚀减弱，基本没有腐蚀。
试验研究在不同条件下于液相和气相中做了腐蚀挂片试验，结果发现，碳钢和410不锈钢的腐蚀大约随温度每升高55℃而增加2倍。这种关系大约也适用于低合金钢。对于加工酸值低于1.0mgKOH/g的原油的蒸馏装置来说，温度低于232℃时，不用担心碳钢、低合金钢、410不锈铜和奥氏体(18/8)不锈钢的环烷酸腐蚀问题。温度高于260℃时，根据温度、压力和原油类型的不同，环烷酸部分气化。气化通常会使大多数液体进料中的环烷酸含量减少，而且会抑制温度升高而增加腐蚀的趋势。气化的环烷酸对普通结构材料不腐蚀。 （3） 流速
环烷酸的腐蚀速度主要受流速影响，流速增加环烷酸腐蚀明显加重。流速大的地方发生剜状腐蚀，其他地方发生全面腐蚀。在常压蒸馏装置加热炉管、减压蒸馏装置加热炉管、转油线、中段塔盘等部位易发生此类腐蚀。
原油蒸馏装置高温重油部位的事故多发段几乎都与高流速和涡流造成的冲 3 蚀有直接关系。例如：加热炉的出口管线和轻油线由于轻质油品的气化，液流速度剧增，从而使腐蚀加剧：而阀、弯头、丁字口及热电偶套管的根部等处的腐蚀穿孔均是由于液流受阻形成涡流带来冲蚀的结果。
由流体动力学可知，无论是流股对壁面的冲击力还是流体在流道中克服沿程阻力和局部阻力所消耗的机械性能都与流速有关。流股对壁面的冲击总压力船计算公式为：
F ≈ p Q0V0Sinθ
式中：p为流体密度；Q0为入射流股的流量；V0为入射流股的流速：θ为壁面倾角(见图)。
流体对壁面冲击力的示意图
从公式中可以着出：冲击力的大小不仅与流速成正比，而且与壁面的倾角有关；θ越大。冲击力F也越大；当θ为90°时，F到最大值。在加热炉出口管线的弯头及集合管的丁字口等处，液流对管壁的冲蚀最严重，就是这个道理。所以在设计中要注意尽量减少弯头，使管线走向流线化，炉出口管线进入集合管或转油线时最好斜插或在转油线内加导向弯管。
流体在经过流道边界形状发生急剧变化的局部区域时。例如流道弯曲(弯头)、多股液流相遇(型合流三通)、过流截面突然扩大或缩小(大小头)、遇到障碍物(热电偶、焊瘤等)的层流状态被破坏。流速的大小或方向被迫剧烈的改变，因而发生撞击、旋涡等现象。此时由于粘击性作用，流体质点间发生剧烈的摩擦和动量交换，因而阻碍着流体运动，这种阻碍称为局部阻力。流体为了克服局部阻力而消耗的机械能称为局部损失。
局部损失是与流动的速度的平方成正比。流体在这些局部区域所消耗的机械能，其中大部分的撞击该区域的边壁和障碍物时被它们吸收掉了。这也就意味着流体对边壁作用的能量也与流速的平方成正比、随着流速的增加流体对边壁的冲 4 击能也迅速增加，一旦它超过了金属表面保护历所能承受的强度，这层保护膜就很快被破坏，从而使腐蚀反应能在这些部位不断进行下去。常压炉炉管口弯头的冲蚀现象只是在距离炉出口的最后几根才突然加剧，这个事实就很好地说明了这一点。
在讨论高流速和涡流带来的冲蚀问题时不能忽略“弯管二次流”的影响。流体经弯管时，除了因流速的方向和分布发生变化。以及涡流等产生的能量损失之外，还会因离心惯性力的作用把质点从内侧挤向外侧，使外侧压力增加，内侧压力减小。弯管内外侧的压力差使靠近壁面的质点沿壁面从外侧向内侧流动。并在内侧中点汇合。逼向断面中央形成回流，这样就在管内出现了双旋涡式的二次流，从而增大了局部损失。二次流的影响，虽然强度不如直接冲刷。但消失很慢。从我们对常压炉炉管和转油线测得的数据可知：二次流的影响主要取决于流速。其影响长度一般为管径的几倍到十几倍。流速越高影响的长度也就越长。 （4） 物态影响
环烷酸在纯液相中的腐蚀小于气相，而在气液相共存区或气液相变区(如转油线中的汽化状态或减压塔中的凝结状态)，其腐蚀相当严重。试验研究表明在249℃和304℃时液相和处于液相等温线之下，腐蚀率仅为液相的30—60％，这是因为石化企业蒸馏防腐的理论分析与实验研究在该温度下，只有少量的环烷酸能被闪蒸、气相空间试件明显地受到冷凝液腐蚀的缘故。在277℃气相等温线与液相等温线吻合，表明冷凝液的酸值一定与母液的酸值相等或接近。而在304℃，沸点较低的环烷酸闪蒸得快，气相腐蚀率平均为液相腐蚀率的150—350％，甚至高达480％。所以在该温度下气相腐蚀明显加剧。
根据炼油厂经验，当酸的物理状态发生变化时，腐蚀将变得更为严重，例如，在转油线中呈气化状态，或在减压塔中呈冷凝状态时，在气化状态下，线速较高，也会促进腐蚀。 1.3 环烷酸腐蚀机理
环烷酸详细的腐蚀机理至今尚无法定论，广为接受的有以下述两种： 1.3.1环烷酸与铁反应生成环烷酸铁：
2RCOO-+Fe2+—Fe(OOCR)2
环烷酸铁溶于油中并脱离金属表面，从而暴露出金属裸面。溶剂蒸发后的环烷酸 5 铁残渣虽不具有腐蚀性，但遇到H2S后会进一步反应生成硫化亚铁和环烷酸：
Fe(OOCR)2+H2S—FeS+2RCOOH 生成的硫化亚铁覆盖在钢铁表面形成保护膜。这层膜虽然减缓了环烷酸的腐蚀，但不能完全阻止环烷酸与铁作用，而释放的环烷酸又引起下游腐蚀，如此循环。 1.3.2硫化物与铁反应生成硫化亚铁：
S2-+Fe2+—FeS 硫化亚铁再与环烷酸反应生成环烷酸铁和硫化氢：
2RCOOH+FeS—Fe(OOCR)2+H2S 环烷酸铁破坏了硫化亚铁保护膜，引起了设备的腐蚀。
从这两种机理可以看出，上述几种反应在一定的条件下是可逆的。原油中腐蚀的两大症结是硫化物和环烷酸，它们在原油中的作用不尽相同，正是这两种物质的相互作用和相互制约、促进，使腐蚀问题变得复杂。环烷酸形成可溶性的腐蚀产物，硫化氢则形成不溶性的腐蚀产物。当两者腐蚀作用同时进行，如果含硫量低于某临界值，则腐蚀程度加重，即环烷酸破坏了硫化物腐蚀产生的硫化亚铁保护膜，生成了可溶于油的环烷酸铁和硫化氢；如果含硫量高于某临界值，设备表面生成了稳定的硫化亚铁保护膜，则减缓了环烷酸的腐蚀。不同的原油中含有不同类别的硫化物(活性的和非活性的)，它们的含量和存在形式既能抑制又能加速环烷酸与铁的作用，从而导致硫化物既可增强又可降低含酸原油的腐蚀性。
1.4环烷酸腐蚀实验室测定方法
预测环烷酸腐蚀的实验方法有以下几种：
TAN法：原油中酸值的测定是采用传统的KOH中和法，其结果以中和l克原油所需要的KOH毫克数来表示，称之为TAN。一般认为当原油的TAN>0.5mg KOH/g时，就存在环烷酸腐蚀。但试验表明，在一定的温度范围内，环烷酸含量和TAN间并无确定的关系。
腐蚀酸度(CAN)法：试验得知，随着馏分沸点的增加酸含量虽然增加，但酸度却下降，说明低分子量的环烷酸性较高。Craig提出了腐蚀酸度(以下简称CAN)的概念，即将实验过程中试样钢片的失重换算为相当于消耗了多少酸值的环烷酸来表示。
CAN与TAN有相同的单位，求出每次实验后CAN与TAN的比值，就可以
6 预测该油品的腐蚀性。
原子轰击质谱(FAB.MS)法：是将分离出的环烷酸做相对分子质量的分布实验。这种方法主要是对来自世界各地的原油进行特征分析，应用这种技术来预测腐蚀的研究工作一直在进行当中，目前尚未见到有实质性的进展。
壁剪切应力法：流速在环烷酸腐蚀中是一个很关键的因素。在某一温度，某种材料在原油中的腐蚀速率与流速的关系中，可能存在一个临界流速，但具体数值尚不清楚。
根据实际经验，凡在有阻碍流体流动从而引起流速发生变化的地方，如弯头、泵壳、热电偶套管插入处等，环烷酸的腐蚀就特别严重。虽然流速是影响环烷酸腐蚀的主要参数，但由于缺乏直接用流速预测腐蚀的方法，所以使用与流速参数相关的雷诺数和壁剪切应力显得更为准确。因为它们包含了管路中液体的密度、粘度、气化程度和管径。二者计算公式如下：
Re=DpV/U 式中：Re=雷诺数；
D=管径，m； p=流体密度，Kg/m3； V=流体流速，m/s： u=动力粘度，kg/m．so 得到雷诺数后，就可以通过Moody表查到摩擦系数f，然后用下面的公式计算壁剪切应力：
T--fpV2／2 式中：T=壁剪切应力；
f=摩擦系数。
比较二者的壁剪切应力，就可以预测环烷酸腐蚀情况。腐蚀速率与壁剪切应力之间存在一定的比例关系，一般酸值越高，对流速的敏感度越大。高温、高流速条件下，即使非常低的环烷酸含量也可导致高的腐蚀速率。
NACI法：原油中的硫化物在高温下会释放出H2S，H2S与铁反应生成硫化亚铁覆盖在钢铁表面形成保护膜；另外，H2S还能与环烷酸铁反应生成环烷酸。原油中这些不同类别的硫化物和羧酸之间的相互作用十分复杂，即可增强也可减弱原 7 油的腐蚀性。Craig提出了用环烷酸腐蚀指数(NACI)的概念来判断腐蚀类型，即用试样在腐蚀介质中的腐蚀速率(mpy)与试样在实验后单位面积上的失重量(m/cm2)的比值来表示。当NACI小于10时，可以认为发生了完全的硫化物腐蚀；当NACI大于10时，可以认为发生了一定程度的环烷酸腐蚀，且受到了硫化物的影响，该值越大，环烷酸腐蚀越严重。
模拟实验法：环烷酸腐蚀实验一般要在实际的工艺物流或接近实际操作条件的模拟环境下进行。原油加工过程中腐蚀易出现在加热炉、转油线、减压塔及侧线馏分管道等部位，其中每一部位环烷酸腐蚀的影响因素不尽相同，所以腐蚀实验的模拟条件也是不同的。实验大部分是以高压釜金属挂片作为研究对象，它的基本原理是测定含铁金属试片浸入腐蚀介质后的重量损失。失重实验是所有腐蚀测定中最常见的一种试验方法。挂片经测量、称重后浸入在腐蚀介质中一段已知的时间，取下挂片，清洗挂片以除去腐蚀产物，然后再称重，就可算出试片单位面积上的失重量。
1.5 关于环烷酸腐蚀部位用材特性
高温环烷酸腐蚀的控制方法主要是采用材料防护。在蒸馏装置使用的材料中，18—8钢和316L都是常用的解决环烷酸腐蚀的主要手段。
1.5.1铬钼钢的回火脆性(Cr5Mo) 铬钼钢具有回火脆性，所谓回火脆性指铬钼钢长期在371～593℃使用，由于钢中微量不纯元素和合金元素向奥氏体晶界偏析，使晶界凝聚力下降，致使产生晶间破坏的韧性劣化现象。在加氢装置中使用的铬钼钢系列中以2.25Cr-lMo和3Cr-1Mo钢的回火脆性敏感性最为显著。
铬钼钢回火脆性的特征：脆性断面呈现晶界破坏形态；回火脆性对材料抗拉强度和延展率影响不大，主要反映在冲击韧性试验上；材料一旦脆化，则脆性转变温度向高温迁移；回火脆性是可逆的，将脆化的材料加热到600℃以上后急冷，材料可以恢复到原来的韧性。
回火脆性产生的原因是由于磷、锡、砷、锑等微量不纯元素和合金元素向原奥氏体晶界偏析，致使凝力下降所致。硅和锰是促进脆化元素。从组织上看，如果钢的成分相同，其脆性敏感性按马氏体、贝氏体、珠光体的顺序递减。粗大的奥氏体脆化敏感性高。
8 1.5.2高酸值原油的蒸馏选材
辽河油田、胜利油田、新疆的部分油田产油酸值较高，在选材及应用上注意材料成分对耐环烷酸腐蚀的作用影响很大，碳含量高易腐蚀，而Cr、Ni、Mo含量的增加对耐腐蚀性能有利。一般的选材标准：
温度低于220℃可用碳钢，温度高于220℃，流速不超过25—30m/S时，可用碳钢。
Cr5Mo，Cr9Mo钢耐蚀性比碳钢好。主要作加热炉管，管线和热交换器用。 铬镍钢，18-8型加入Ti可对碳元素起稳定作用。对环烷酸有一定耐蚀力，可用于油品管道塔内构件。
不锈钢中，含Mo的316L，317L是目前使用的耐环烷酸腐蚀腐蚀最好的不锈钢。
1.5.3不锈钢堆焊层的剥离(填料) 热壁加氢反应器的铬钼钢基材是不能抵抗高温氢+硫化氢腐蚀的，通常是在反应器基体内壁堆焊超低碳不锈钢防护层。堆焊层分为单层和双层两种形式。单层式，一般为E-347型不锈钢；双层式的第一层为E-309型不锈钢，第二层为E-347型不锈钢，第一层为过渡层，第二层为防护层。单层式的优点是生产效率高，成本低，但化学成分不易保证，必须采用浅熔深的堆焊技术。双层式由于具有Cr、Ni元素较高的过渡层，允许有较大的稀释率，可采用一般埋弧自动焊接的方法进行堆焊。双层堆焊的抗裂纹性能优于单层堆焊。因为E-309型堆焊层的韧性高于E-347型堆焊层，E-347型堆焊层中的Nb使堆焊层变脆，但Nb又使堆焊层具有抗连多硫酸对不锈钢应力腐蚀开裂的能力。
在高温高压氢气的作用下，不锈钢堆焊层与基材之间的界面层吸氢以后显著脆化，沿着境界出现裂纹，最终导致剥离。不锈钢堆焊层的剥离主要是由于在高温状况和低温状况下，氢气在基材和堆焊层中的饱和溶解度变化不一致，一旦停工，氢气不能完全释放，在界面层聚集，导致界面层脆化造成的。另外，融合层上的应力和不锈钢堆焊层的化学成分也是重要的影响因素。
1.5.4 304，321，316等奥氏体不锈钢
304与316公称牌号分别为18Cr--8Ni与16Cr一12Ni--2Mo，属于低碳奥氏 9 体不锈钢，304L和316L则是超低碳不锈钢，321为18Cr—lONi--Ti稳定型不锈钢，它们均具有优良的抗晶间腐蚀性能，具有较高的抗高温(>240℃)硫化物腐蚀性能，常应用于减压塔中、下部衬里，部分炉管、高温转油线及部分高温管束等。上述几种奥氏体不锈钢抗高温硫腐蚀性能、抗高温环烷酸性能大大优于0Crl3，0Crl3Al铁素体钢，而且综合机械性能、加工性能优良，具有应用的普遍性与多面性。目前在中石化炼系统加工高硫油方面广泛应用，效果一致反应很好。随着冶炼技术的发展，超低碳的304L与316L在国内外得到大量主要应用。
316L钢中含1.8—2.5％的Mo，使钢对非氧化性酸和热有机酸增强抗腐蚀能力．并且使钢耐点蚀，缝隙腐蚀能力增强。国外资料认为不锈钢中含2％的Mo，实际上也降低钢的敏化倾向。
316L加入足够(12％～16％)的Ni，使钢成为单相奥氏体，避免了多组织产生原电池。足够的Ni也降低C在奥氏体中的溶解度，提高抗腐蚀能力。
316L线胀系数比碳钢高(5～6)×10-1·K-1，因此316L工艺管道需进行严格应力校核，进行管道热力补偿，在焊接时为防止合金元素稀释产生淬硬组织，在保证溶透情况下，应尽量采用小电流，快速焊。
1.5.5钛管
炼制高硫劣质(含氯、杂质、酸等较高)原油，国外往往采用较高材质保证长周期运行。对低温冷凝冷却系统及常压塔顶及内件，采用monel、钛与钛合金等乜们心引。由于钛十分耐蚀，但一次性投入较高，限制了其应用，但由于其比重较小，比强度高，壁厚可减薄，故按单位体积计算，制造冷却器换热器，其投资与双相钢差不多，甚至比镍基合金便宜。在国内有安庆石化与齐鲁石化等炼油厂采用整体钛制作常顶空冷器、减顶预冷器成功实例，安庆石化钛管已使用18年，齐鲁炼油厂二蒸馏已使用12年，截至目前使用情况仍然良好。近年，新建大型常减压蒸馏均在塔顶使用钛制品，如海南大炼油项目800万吨/年常减压蒸馏、青岛1000万吨/年常减压蒸馏。
1.6 胜利和阿曼原油特点
1.7 典型部位腐蚀案例
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压炉转油线弯头发生泄漏。此处弯头材质20#钢．规格φ530×14，操作温度为370℃，在高温硫和环烷酸的共同作用下腐蚀穿孔，见图3 2。检测发现，漏点周围厚度为3 5mm，减薄率为82％。查阅测厚记录，2000年检测时未发现异常，2005年4月～2006年9月，腐蚀速率7.44mm/a。
减顶馏出线弯头焊口腐蚀泄漏，见图3.3。管道材质为20#钢，规格为φ159×7，检测弯头泄漏点周围厚度仅为2.8 mm。
1.8环烷酸防腐建议
材料防腐是减缓腐蚀的有效途径之一，对于蒸馏装覆的高温硫化物腐蚀(≥240℃)部位，采用含5％Cr以上的合金钢材料，能有效地减缓腐蚀。
根据中国石化发布《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见》选材导则：此处换热器管束推荐双相钢(2507)，钛和蒙耐尔合金。采用那一种材质要考虑工艺防腐的质量和经济条件，双相钢2507在国内也有采用，效果也很好；但钛十分耐HCl腐蚀，并且钛在炼制高硫劣质(含氯、杂质、酸等较高)原油方面耐蚀作用非常突出，在国内有安庆石化与齐鲁石化等炼油厂采用钛管的成功实例，其中安庆石化常顶空冷器的钛管已使用15年，齐鲁炼油厂二蒸馏减顶空冷器使用钛管近9年，截至目前使用情况仍然良好。另外钛强度高，比重小，相对价格较经济，按单位体积计算，制造钛换热器，其投资与双相钢差不多，甚至比蒙耐尔合金便宜。
1.8.1加注高温缓蚀剂
270—280℃及320—400℃是环烷酸腐蚀的两个高峰区，在这两个温度段的设备管线腐蚀很严重，特别是减压侧线碳钢的管线和换热器芯子最宜发生减薄泄漏，国外炼油厂在高温环烷酸缓蚀剂应用方面有很多成功的例子。可以考虑在减压各侧线加注高温缓蚀剂对酸值较高的原油造成的高温部位环烷酸腐蚀有较好的防护效果，可使设备腐蚀速率明显降低，能够延长运行周期2倍以上。
1.8.2 高温部位材质升级建议
12 对于蒸馏装置高温部位腐蚀的防护多采用材质升级，采用高等级材质316L (00Crl7Nil4M02)超低碳奥氏体不锈钢、0Crl8Nil0Ti系列钢、Cr5Mo等基本上能够耐环烷酸及硫的高温腐蚀。对于低凝环烷基原油的高温环烷酸的腐蚀，选材仍应以含Cr的不锈钢为主；在温度220—330℃环烷酸腐蚀较严重的主要设备最好选用316L或内衬316L，该部位的冷换设备最好用0Crl8Ni l0Ti系列材质；渗铝材质在保证质量的前提下，也可考虑在一些高温腐蚀部位的换热器上应用。同时结构设计时应尽量避免因冲刷严重而造成的高温环烷酸腐蚀加剧。
1.8.3控制流速和流态
扩大管径，降低流速。原中石化总公司有关设备条文规定，低流速转油线最大流速不得超过62m/S，高流速转油线最大流速不得超过94m/S。
设计结构要合理。要尽量减少部件结合处的缝隙和液体流向的死角、盲肠；减少管线振动：尽量取直线走向，减少急弯走向；集合管进转油线最好斜插，若垂直插入，则建议在转油线内加导向弯头。
高温重油部位，尤其是高流速区的管道的焊接，凡是单面焊的尽可能采用氩弧焊打底，以保证根部成型良好，不允许有焊瘤、凹焊和未焊透缝。
原油的腐蚀评价方法
实验方法
1、实验采用FYX－1型高温高压釜设备，进行旋转挂片实验，通过失重法测定.实验采用FYX－1型高温高压釜设备，进行旋转挂片实验，通过失重法测定材料的腐蚀速率。具体为：A3钢标准试片浸入酸值为8.8mgKOH.g-1的减四线馏分油中，添加缓蚀剂（浓度为500mg.l-1），在285℃，250转.分-1的条件下旋转48小时，测定腐蚀速率，表4-1列出了部分实验结果。可以看出，在相同条件下，新开发的LS－101高温缓蚀剂的缓蚀率比从美国进口的Nalco5180高温缓蚀剂高。
2、原油的腐蚀评价在高温动态腐蚀试验装置上进行，使用原油量27L；实验温度：260、280、300℃；冲刷速度：控制在液体流速25m/s：喷嘴直径1.2mm；实验时间48小时。评价材料为：20G，0Crl8Nil0Ti，00Crl7Nil4M02。试片为φ
13 10×2圆形试片，腐蚀试验前用600#砂纸精磨。以失重计算腐蚀速度，称重采用万分之一电子天平称量；300℃的腐蚀试片采用扫描电镜进行观察，用EDAX能谱分析仪进行能谱分析。280℃的20G和00Crl7Nil4M02腐蚀试片采用光学金相显微镜进行观察分析。
（1）实验前-后酸值的变化验证腐蚀实验进行过程中，腐蚀介质的量较为合适； （2）测试不同温度、不同材质的腐蚀速率 （3）腐蚀形貌观察（低倍、高倍）及能谱测试 （4）表面粗糙度测试；
pH电极清洗维护
①一般性污染：用水、0.1mol/LNaOH或0.1mol/LHCl清洗电极数分钟。 ②油脂或有机物污染：用丙酮或乙醇清洗电极数秒钟。
③硫化物污染(隔膜发黑)：用9892清洗液处理，硫脲/HCl用来清洗发黑的隔膜， 它是由含硫溶液引起的。使用方法：将电极头部浸泡在溶液中(隔膜应没入溶液中)，直到隔膜无色(至少1小时)，然后浸泡在3M的KCl中过夜，完全冲洗，重新校准后可使用。
④蛋白质污染(隔膜发黄)：用9891清洗液处理，胃液素/HCI用来去除蛋白质污染(隔膜发黄)。用法：将电极头部放入溶液中，确保隔膜浸没在溶液中(至少1个小时)。然后用蒸馏水冲洗，重新校准。
⑤电极的再生：用9895再生液处理。敏感膜向下手持电极，把电极再生液滴在敏感膜上，沿轴线不断旋转电极，建议保持3分钟左右，然后立即用去离子水彻底冲洗电极并将电极贮存在电极使用说明书指定的保存液中12小时。重新校准后使用。再生只能有限的延长电极的寿命。
注：当被测介质对电极有硫化物污染或蛋白质污染时，应及时处理。
