摘要：目前我公司正常生产后对蒸汽凝液进行回收再利用，这是公司降低炼油水耗、充分利用水资源的一个重要措施。但在炼油生产过程中，蒸汽经过换热凝结后或多或少都含有各类杂质，同时在凝液的输送过程中也会溶入一定的气体，对输送管道或换热设备产生腐蚀，如果腐蚀严重会造成大量凝液无法回收处理，导致炼油水耗的大幅上升。因此弄清楚蒸汽凝液产生腐蚀的原因、实际凝液回收系统运行的状况，然后采取相应措施、防与治相结合，将有效防止蒸汽凝液的腐蚀，避免水资源的浪费。 关键词：蒸汽凝液；腐蚀；预防
ic卡智能门锁一、蒸汽凝液腐蚀的原因
蒸汽凝液腐蚀主要有氧腐蚀和酸腐蚀。
1、氧腐蚀
1.1腐蚀特征。蒸汽凝液的氧腐蚀属于溃疡腐蚀，腐蚀发生后会在金属的表面形成溃疡锈包，
直径从1mm～30mm不等，锈包表面是一层黄褐或砖红硬壳、下面是一层黑粉末状物质，去除这些腐蚀产物后，金属的表面将会呈现腐蚀凹坑，这是氧腐蚀的宏观特征。
1.2腐蚀机理。蒸汽凝液中氧腐蚀的形式是氧去极化腐蚀，我公司蒸汽凝液回收系统管线采用的是20#钢材质，因此若发生氧腐蚀其腐蚀产物是铁的氧化物，其反应方程式如下：
阳极反应：Fe → Fe2+ + 2e 阴极反应：O2 + 2H2O + 4e → 4OH-
以上反应的产物Fe2+在水中会与相关物质进一步发生反应，其反应方程式如下：
4Fe2+ + 2H2O + O2→ 4Fe3+ + 4OH-
腐蚀发生后的反应产物三价铁的化合物组成较为复杂，会形成各种含水铁氧化物的混合体Fe2O3·nH2O，而Fe2/O3又有α- Fe2O3和γ- Fe2O3之分，α- Fe2O3的颜是砖红至黑，γ- Fe2O3的颜是褐，受污染的蒸汽凝液颜会是红褐到深棕红，并且浑浊，而腐蚀越严重，蒸汽凝液颜越深。
1.3蒸汽凝液中O2的来源。其来源主要有二个：一是蒸汽中含有一定量的O2，在凝结过程中溶入蒸汽凝液中；二是蒸汽凝液在输送过程中溶入空气中的O2。
我公司所有锅炉给水均采用了热力除氧设施，要求锅炉给水热力除氧后溶解氧指标≤15μg/L，所以只有当除氧设备运行效果不理想或运行管理不到位时，才会造成含有超标O2的给水进入锅炉，并随着水的蒸发进入蒸汽中。
我公司的蒸汽凝液由各生产联合装置统一进行回收，即换热设备的蒸汽凝液集中回收到蒸汽凝液罐，当罐的液位达到一定高度后，用水泵送入工艺凝液系统管网至除盐水站进行处理。蒸气凝液罐一般有一呼吸孔直通大气，当罐液位上升时，罐内气体排入大气，当罐液位下降时，罐外气体进入罐内。由于罐内气体中O2浓度与空气中O2浓度存在较大的浓度差，随着罐液位变化，大气中氧气不断进入凝液罐，所以罐内气态中的O2不断溶入凝液中，直到凝液中O2的浓度与气态O2的浓度达到平衡为止。因此，若公司各装置锅炉给水除氧设备运行良好，那么从各装置蒸汽凝液收集罐进入到凝液的O2就是蒸汽凝液回收系统中O2的主要来源。
1.4氧腐蚀的影响因素。对蒸汽凝液氧腐蚀的影响因素较多，主要有：PH值、溶解氧浓度、温度等。
1.4.1 PH值。PH值越小，腐蚀速度越快，PH值越大，腐蚀速度越慢，PH值在中性点附近，
其腐蚀速率曲线是水平的，PH值对其影响不大。PH值小，水中含有一定量的H过氧化氢浓度测定+，蒸汽凝液中的腐蚀不仅有氧腐蚀，同时还有酸腐蚀，所以腐蚀速度快；PH值大（一般认为PH>7）可以在金属的表面形成保护膜，阻碍氧腐蚀，因而其腐蚀速度慢；PH值在中性点附近发生的腐蚀是氧去极化反应，水中溶解氧扩散到金属表面的速率是氧腐蚀速率的决定因素，因而其腐蚀速率与PH关系不大。
1.4.2氧浓度。蒸汽凝液中O2的浓度越大，氧腐蚀的速度越快，但当PH>7，金属的表面会形成一层致密的保护膜，阻碍氧腐蚀的继续。
1.4.3温度。水温升高可以起两方面的作用：一方面使水中O2的扩散速度加快，造成腐蚀速度增快；另一方面，水温升高会造成水中氧的溶解度降低，所以反而会降低氧的腐蚀速度。而有研究表明，在80℃以下时，氧扩散速度加快的作用超过了氧溶解度降低所引起的作用，因此水温升高腐蚀加快；而在水温80℃以上时，该作用反之，腐蚀减缓。现阶段运行情况是回收至除盐水站的蒸汽凝液温度在60℃左右，所以在这种温度情况下随着温度升高氧腐蚀会加剧。
2、酸腐蚀
蒸汽凝液中酸腐蚀主要是CO2溶入水中，形成弱电解质H2CO3，而H管2CO3在水中又分解为H+和HCO3-；或者锅炉给水中含有HCO3-，炉水加热后分解为CO2进入蒸汽，随蒸汽冷凝后进入凝液系统。目前，我公司锅炉给水采用除盐水站生产的除盐水，除盐水站设有除碳器，运行指标为≤5mg/L；另外锅炉给水在送入锅炉使用前都经过热力除氧，热力除氧设施在除去O2的同时也除去CO2，所以我公司在除盐水系统和锅炉给水系统运行稳定的前提下，锅炉给水中是不会有超标的游离CO2带入锅炉的。
二、蒸汽凝液腐蚀的预防
根据造成蒸汽凝液系统腐蚀的各类原因，以及我公司蒸汽凝液回收系统设计及运行现状，氧腐蚀可能会是蒸汽凝液系统腐蚀的主要因素，而在不发生蒸汽换热介质泄漏的情况下，蒸汽凝液系统酸腐蚀发生的概率较低。因此，针对这一情况并结合公司蒸汽凝液系统情况，采取预防如下：
1、公司整体锅炉给水系统硬件配备较好，锅炉给水均设置了热力除氧系统，在除氧设施工况良好、运行平稳的情况下，能够较好的除去锅炉给水中的溶解氧。但是，目前对各除氧器出水的溶解氧检测均是人工分析，这就造成分析频次低、结果滞后、采样误差等不良影
响，所以对公司除氧设施增加溶解氧在线分析仪表，有利于操作人员根据实际溶解氧情况及时调节除氧器运行参数，从根本上保证锅炉给水的溶解氧含量合格。
2、各生产装置加强凝液回收罐的操作控制，建议根据蒸汽凝液回收量并利用回流管线精细化操作，将回收罐液位控制在一稳定区域连续运行；若装置的凝液回收系统是闭式回收系统，建议严格操作要求，将凝液回收罐的压力保持在0.08—0.082MPa左右，保持罐内微正压，避免空气进入。
433m天线3、目前除盐水站生产出的除盐水，统一在送入系统前进行加氨水调节PH值，控制范围为8.8—9.2。NH4OH（氨水）在锅炉内蒸发成蒸汽后，会成为NH3（氨气）和水蒸气，NH3和CO2气体一起随蒸汽的凝结而溶入蒸汽凝液中，在水中分别形成NH4OH和H2CO3，之后发生酸碱中和反应，提高凝结水的PH值，防止酸腐蚀。而NH3的分配系数小于CO2，说明NH3在液相中的含量比在蒸汽中的含量大，有利于防止凝结水的酸腐蚀，另外NH4OH（氨水）是弱碱性物质，在凝结水中存在一定的富裕量，也不会造成金属铁的碱腐蚀。
而根据实际监测对比发现，送出距离越远锅炉给水的PH值会逐渐下降，如下表：
时间 光纤电流互感器 | 余热回收 | 重整 | 芳烃 | 硫磺（距离最远装置） | 蜡油（中间位置装置） |
10月18日 | 9.07 | 8.97 | 8.97 | 8.93 | / |
10月19日 | 9.08带隙基准 | 8.93 | 8.94 | 8.89 | / |
10月20日 | 9.02 | 8.88 | 8.91 | / | 8.99 |
| | | | | |
加氨后的除盐水送入余热回收装置除氧器加热除氧后送出，PH值控制范围为8.8—9.3，根据前期除氧器运行参数和到装置锅炉给水PH值情况，将余热回收除氧器送出的锅炉给水PH值保持在较高的9.1—9.3进行控制，以便保证送到装置的锅炉给水PH值满足工艺要求。
4、建议在各蒸汽凝液送出装置处增加PH值在线检定仪表，在装置发生介质泄漏造成蒸汽凝液污染或发生酸腐蚀时，可以及时发现并处理，减少蒸汽凝液发生水质污染时的检查范围和排查时间。
三、结束语
通过对蒸汽系统全流程的管控，减少或杜绝蒸汽凝液系统的腐蚀发生，提升蒸汽凝液回收品质和数量，避免由于蒸汽凝液的污染造成的水资源浪费，从而最大限度的回收利用蒸汽凝液，降低公司炼油水单耗。
参考文献：
[1] 施燮钧、王蒙聚、肖作善编，《火力发电厂水处理》（第三版），中国电力出版社，1996年。
[2] 张玲，《工业蒸汽凝结水的腐蚀现状及防治措施》，[J]《硅谷》2011,016:120。
[3] 张魏、胡建国、田旭，《凝结水系统氧腐蚀特征及防护措施研究》，[J]《发电技术》2013,37(2):78-80。
作者简介：麻鹏锋，工程师，本科，主要从事炼化行业动力技术管理工作。：135****1975，E-mail:*************************
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