一、问题概述
一级塔顶油气线E-171油气入口换热器前一弯从2020.11.30-2021.7.21腐蚀率一直处于超标（≥0.2mm/a）状态，壁厚值从12.16mm降至11.5mm，年腐蚀率接近1mm/a，如图1所示。
图1 一级塔顶油气线E-171油气入口换热器前一弯在线测厚图谱（2020.7-2021.9）
二、腐蚀分析
国内外各种原油，不论含硫高低，只要含盐均可引起常减压塔顶系统的严重腐蚀。加工过程中，原油中的MgCl2和CaCl2加热水解，生成强烈的腐蚀介质HCl：
MgCl2+H2O → Mg(OH)2+2HCl
CaCl2+H2O → Ca(OH)2+2HCl
生成的HCl和硫化物加热分解生成的H2S，随挥发油气进入分馏塔顶部及冷凝冷却系统。此时由于初凝区水量极少，盐酸浓度可达1～2％，成为一个腐蚀性十分强烈的“稀盐酸腐蚀环境”，若有H2S存在，可对该部位的腐蚀加速，HCl和H2S相互促进构成循环腐蚀。
2HCl+Fe → FeCl2+H2
Fe+H2S → FeCl2+H2
FeS+2HCl → FeCl2+H2
三、结论验证
经核查，该点保温层存在未完全恢复状态，使得管线存在露点温度，在HCl-H2S-H2O的环境发生露点腐蚀，并造成管线穿孔，在7月份对该处管线进行更换，并恢复保温重新监测，在2021.8.5至2021.9.15处于较低腐蚀率，如图2所示。
图2 一级塔顶油气线E-171油气入口换热器前一弯在线测厚图谱（2021.8-2021.9）
四、防腐建议
1. 加强电脱盐操作；
2. 密切监控减顶污水铁离子和氯离子含量，根据减顶污水pH值调节中和剂注入量，并适当增加塔顶缓蚀剂注入量；
3. 在保证减压拔出率基础上，通过优化工艺参数，适当提高塔顶温度，促使减顶低温系统露点腐蚀发生转移，防止水分由气相转为液相；
4. 加强挥发线弯头、换热器、空冷器出入口的腐蚀监测，也可以采用脉冲涡流扫查等先进技术进行全面排查
