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近年来，随着原油重质化、劣质化，对2次加工装置的生产带来挑战，尤其是原油含硫含酸倾向明显，造成催化裂化装置的顶循环、塔顶油气系统结盐结垢，相关管道、机泵和换热器的腐蚀问题日益严重，成为制约装置安全平稳运行瓶颈问题。通过对装置的腐蚀状况进行分析，对腐蚀部位、腐蚀形态、腐蚀影响因素进行研究，提出相应的应对措施，对于保障装置的安全稳定运行非常必要。

一、分馏塔结盐结垢的原因及危害

由于开采难度加大，原油含硫、含氮，酸值随之增长。石油磺酸盐类表面活性剂、破乳剂和清防蜡剂等采油助剂的使用，致使原油中有机氯含量上升，且影响电脱盐装置运行效果。催化进料通常由常压渣油、减压馏分油、减压渣油和焦化蜡油组成，此类组分中硫、氮、氯等非金属元素增加更为明显。

由于催化裂化反应会在分馏塔顶循和塔顶油气系统等低温部分结盐。分馏塔发生结盐后，会造成分馏塔压降增大；顶循泵易出现抽空情况，导致回流中断；汽油干点升高；严重时会导致分馏塔冲塔，从而干扰分馏塔的操作。更为严重的是，在催化裂化装置分馏塔顶柴油抽出以上部位，包括塔顶油气系统、顶循环回流系统、贫富吸收油系统、柴油系统等部位，形成H2S+HCl+NH3+H2O低温腐蚀以及NH4Cl、（NH4）2S垢下化学腐蚀，设备腐蚀减薄的泄漏风险对装置安全带来极大威胁。

二、分馏塔结盐结垢的常见控制措施

如果要从源头根除分馏塔结盐结垢腐蚀，需对催化原料单独新增电脱盐系统，增加投资及操作难度以及化工助剂成本。目前多数装置采用严格控制分馏塔顶温和压力，降低分馏塔顶水分压和水的沸点，保证分馏塔内不形成液态水；分馏塔顶注氨、注缓蚀剂的方法控制结盐、腐蚀速率；相关设备材质升级；当结盐严重时进行分馏塔水洗，但是操作波动大，产生大量不合格产品，水洗后很短时间会再次出现结盐,无法根本解决。

由于国内各炼油厂都不同程度存在着分馏塔顶循和塔顶油气系统的结盐、腐蚀困扰，部分结盐、腐蚀严重的装置应用了“在线除盐防腐技术”成套设备。由于专利壁垒，动辄几百万的投资并不是所有装置的最佳选择。根据自己装置特点，寻找低成本的顶循除盐方案势在必行。

三、顶循除盐设施的应用

3.1 应用背景

某石化公司140×104 t/a催化裂化装置自2017年7月至2019年2月检修周期，装置总体运行平稳，但分馏塔顶油气线水平段末端1/3处及切液线进塔顶油气后冷腐蚀穿孔，富气注水管线加强圈泄露。顶循流量由320 t/h滑降至248 t/h，顶循泵盘车困难、机封泄露频繁，部分管线有减薄现象。相关冷换设备使用寿命较短，塔顶油气—低温热水（E2203/4）和顶循环油—除盐水（E2202/1）换热器管束均有泄漏，2 a内分别堵管8根、10根。

3.2 除盐设施原理

利用氯化铵在油水2相中的溶解度差异，将油中的氯化铵转移到水相当中，再利用自然沉降油水分离，从而达到脱除氯离子的目的。经过反复试验，NH4Cl在水中溶解度100℃为77.3 g/100 g,（NH4）2S、NH4HS在水中溶解度更高，而均不溶解于顶循环油；同时，顶循环油中水含量低于26%不易形成乳化相，自然沉降时间3~30 min，水与顶循环油分离效率在99.7%以上。根据以上实验数据，形成以下思路：降低工艺、设备的复杂度，只需将水与顶循油混合，NH4+、Cl-极易水洗，满足沉降分离时间，控制好顶循除盐水洗罐界位，就会达到较好的脱盐效果。

3.3 除盐设施应用

2021年装置大检修，对顶循除盐除盐设施进行技术改造。根据该装置顶循环油氯离子含量最高26 mg/kg，平均低于10 mg/kg的现状，主要流程设计如下：分馏塔顶循环油320 t/h自分馏塔抽出后，经过顶循环泵升压后去冷却，经过冷却的顶循油分成2部分，1部分顶循油去脱盐系统，剩余部分直接返回分馏塔。30 t/h左右的顶循环油自顶循3通阀后抽出与最大量3 t/h除盐水（低压除氧水）在混合器混合后，进入沉降分离罐，含盐污水自压至塔顶油气后冷油气线至分馏油气分离器，脱盐后顶循油至顶循流量3通阀后返塔。

四、其它腐蚀控制措施

分馏塔顶大油气线按照“步步低”原则重新分布，避免积液对分馏塔顶大油气线的腐蚀。升级塔顶油气后冷顶循换热器材质。塔顶油气后冷顶循换热器芯子的材质由原设计10#钢升级为抗腐蚀能力强的321不锈钢；顶循流程中部分关键阀门由碳钢升级为316L不锈钢。顶循3通控制阀改为A、B双阀，解决了3通阀故障时无法切出系统的难题，提高了操作稳定性灵活性。

顶循除盐设施运行90 d，经调试达到了设计预期。顶循除盐设施的氯离子脱除，从根本上解决了催化裂化装置分馏塔塔顶结盐和腐蚀问题，能够保证装置的长周期运行。运行成本低，无化学助剂消耗，分馏塔无需注氨、缓蚀剂等。分馏塔工况无影响、可靠，操作简单，无需维护，可以解决多数催化裂化装置分馏塔顶循和塔顶油气系统结盐、腐蚀控制的问题。

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