2号常减压蒸馏装置腐蚀调查及原因分析

介绍了中国石油化工股份有限公司武汉分公司常减压装置停工检修设备腐蚀检查情况,尤其是常压塔顶及其挥发系统设备H2S—HCl-H2O腐蚀、减压系统转油线和填料高温环烷酸和硫腐蚀现状。对装置运行过程中工艺防腐措施如原油电脱盐、高温缓蚀剂应用效果等进行分析评价,并从原油性质、腐蚀监测以及不同条件下的设备腐蚀机理进行探讨,强调了工艺防腐措施的有效运行和腐蚀监检测对装置长周期的重要性.     

解吸塔底重沸器腐蚀分析

介绍了重油催化装置解吸塔底重沸器运行工况和腐蚀情况,观察了腐蚀的宏观情况,通过能谱和X射线衍射对腐蚀产物及垢样分析,结果显示主要元素为O,S和Fe,部分区域还含有Cl和Br等元素,主要成分有：Fe3O（OH）6,TiFe（CN）6·2H2O,Fe2（CN）5·H2O,（NH4）2S2O6。腐蚀机理为HCN—H2S-H2O型腐蚀,Cl和Br等卤素元素的存在及垢物的沉积促进了腐蚀,壳体内局部滞流及运行中腐蚀介质的浓缩是发生严重腐蚀导致壳体穿孔的主要原因,并提出减少壳程流体滞流区、增大壳程的流动空间达到减少垢物沉积以及材质升级的的解决措施。     

气体脱硫装置再生塔腐蚀失效分析及防护

某石化气体脱硫装置再生塔在运行过程中多次出现腐蚀泄漏情况,严重影响装置的正常生产。采用光谱仪、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)和X射线衍射仪(XRD)等对腐蚀样品进行了系统的理化分析,同时运用计算流体力学(CFD)模拟软件对塔内流场进行了模拟与分析。结果表明：构件的元素组成符合国标要求,腐蚀产物的主要成分是FeS₂。受塔内部结构和生产工艺对流场的影响,在操作工况下系统内局部极易出现湿H2_S腐蚀和冲刷腐蚀,这也是导致腐蚀的主要原因。根据再生塔的腐蚀机制,提出了相应的优化措施和对策。     

柴油加氢精制装置的腐蚀与缓蚀剂的应用

中国石化股份公司济南分公司0.6Mt/a柴油加氢精制装置发生的腐蚀主要是S—H2S—RSH介质腐蚀,另外还有HCl—H2S-H2O介质腐蚀。针对装置腐蚀特点,分别在加氢精制装置空冷部位和分馏塔塔顶系统试用了缓蚀剂JH-2和BH-913,与以前使用的缓蚀剂多硫化钠和WS-1进行了缓蚀效果对比,结果表明缓蚀剂JH-2和BH-913的缓蚀效果优于多硫化钠和WS-1,能够满足铁离子浓度小于3μg/g的缓蚀指标要求。     

柴油加氢装置的腐蚀及防腐措施

柴油加氢装置在运行一段时间之后,在反应器、换热器以及空冷器等部位可能会出现设备腐蚀的情况。通过对设备的腐蚀机理进行分析,包括腐蚀破坏形态,装置的腐蚀情况等,提出了采用共享操作平台对腐蚀情况进行监控,实现腐蚀的防护和治理措施的改进,最终得到高效的柴油加氢装置的防腐策略,达到提高装置的管理和维护水平的目的。     

连续重整预处理系统的腐蚀分析

本文全面的调查和分析了兰州石化公司连续重整装置预处理系统开工之初就发生严重腐蚀的情况，发现腐蚀原因主要是原料中的有机硫与有机氯，在加氢过程中，反应生成硫化氢和氯化氢，冷凝时溶解于水，形成强烈的电化学腐蚀环境，发生NH4Cl垢下腐蚀、湿H2S腐蚀、HCl＋H2S＋NH3＋H2O腐蚀及互相之间的藕合，造成设备的快速严重腐蚀。     

催化装置分馏系统的主要腐蚀形式与防护

催化装置分馏系统的主要腐蚀形式有高温硫腐蚀、环烷酸腐蚀、H2S-H2O应力腐蚀和铵盐腐蚀。高温硫腐蚀和环烷酸腐蚀为化学腐蚀,主要腐蚀形态为均匀腐蚀、冲蚀、坑蚀和点蚀。H2S-H2O应力腐蚀和铵盐腐蚀为电化学腐蚀,主要腐蚀形态为硫化物应力腐蚀开裂和点蚀。文章提出了材料升级、金属表面处理和调整装置工艺操作等防护措施。     

常减压蒸馏装置的腐蚀与防护

从常减压蒸馏装置运行情况看,装置的腐蚀主要表现为低温部位的H_2S-HCl-H_2O腐蚀和高温部位的硫腐蚀和环烷酸的腐蚀。对常减压蒸馏装置的腐蚀情况进行了综述,分析了产生腐蚀的主要原因,对其防护技术进行了归纳分析。     

常减压蒸馏装置的设备腐蚀与防护

随着加工原油性质的不断劣质化,在常减压蒸馏装置的不同部位出现了不同程度的腐蚀,结合装置的实际情况对腐蚀问题进行系统的分析。分析认为腐蚀主要为低温部位的HCl-H_2SH_2O腐蚀,高温部位硫腐蚀及高温环烷酸腐蚀等。针对腐蚀现状采取了工艺上严格执行"一脱三注";设备材质升级,加强腐蚀情况的检测、监测等一系列防腐蚀措施,运行3 a取得了一定的防腐蚀效果,并对装置设备的防腐蚀工作提出了建议。     

硫磺回收装置胺液系统的腐蚀与防护

针对国内硫磺回收装置胺液系统频繁出现的腐蚀、泄漏等情况,分析其在设计及运行过程中产生腐蚀的主要原因,并对各种工况提出相应的措施,取得满意的效果。     

污水汽提分凝液冷却器管束泄漏原因分析

介绍了大连石化分公司1.4 Mt/a重油催化裂化装置污水汽提单元一、二级分凝液冷却器的工艺流程及日常运行修理情况,在2012年停工消缺期间发现管束因结盐堵塞并出现大量泄漏现象,冷却器丧失冷却功能,严重影响污水汽提单元的正常运行。针对相关腐蚀情况分析了管束泄漏原因。分析得出:管内壁腐蚀为海水腐蚀,但造成管束泄漏的主要原因是氯化铵在换热管内壁形成垢下腐蚀,管束外壁则由于Cl-和H2S形成的孔蚀和点蚀综合作用导致换热管穿孔泄漏失效。针对上述原因提出了管束材质升级和加强腐蚀监测等解决措施,保证污水汽提单元的运行稳定。     

汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀与对策

汽柴油加氢装置反应流出物系统存在高温硫化氢腐蚀、高温氢腐蚀、氯化铵腐蚀、湿硫化氢腐蚀和连多硫酸应力腐蚀开裂等多种腐蚀类型,它们之间相互影响相互作用。针对汽柴油加氢装置的反应流出物冷凝冷却系统,从工艺出发,结合内部介质的性质,以及通常采用的材料,分析了具体部位可能发生的腐蚀:高温部位主要是高温硫化氢腐蚀,但是一旦发生氯化铵沉积将导致换热管堵塞,采取冲洗措施时,引入液态水,水中氯离子含量很高,可引起奥氏体不锈钢的氯离子应力腐蚀;低温部位主要是湿硫化氢腐蚀,但是总注水量一旦超过设计值,高压分离器和低压分离器分离水分的效果变差,低分油含水量升高,可引发反应流出物/低分油换热器低分油侧腐蚀。因此对汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀进行防护时,应根据实际工艺条件系统分析可能发生的腐蚀,统一考虑防护措施,避免因控制一种腐蚀而引发其它腐蚀。     

RBI风险评估技术在汽油吸附脱硫装置的应用

通过应用RBI软件完成了对汽油吸附脱硫装置的风险评估,评估结果认为装置总体风险最高的设备主要集中在反应器、还原器,过滤器、闭锁料斗过滤器及再生器5台设备及1条管道上,起作用的损伤机理主要有减薄、应力腐蚀开裂、外部损伤及高温氢损伤。评估结果与装置运行情况对比发现,反应器R-101风险最高、闭锁料斗过滤器ME-102较高,与装置实际情况一致,但还原器过滤器ME-109A／B及再生器R-102被评为高风险设备与装置实际运行情况有出入,对装置起作用的腐蚀机理与装置的主要腐蚀介质为H2S及H,也是一致的。评估结果对装置风险分布的认识是基本合理的,但是与装置的实际运行情况仍有一定差距。     

丁二烯抽提装置的腐蚀检查与分析

对丁二烯抽提装置33台设备,21条管道进行了腐蚀检查和分析,检查发现:该装置的主要腐蚀类型为乙酸腐蚀,水冷器存在冷却水/垢下腐蚀,腐蚀产物主要为Fe3O4和Fe2O3.针对丁二烯抽提装置的腐蚀问题,提出了相关防腐蚀建议.     

蒸馏装置塔顶系统低温腐蚀问题探讨

概述了蒸馏装置塔顶低温腐蚀的主要机理以及应对方法,包括露点位置的HCl腐蚀、NH4Cl盐的沉积与垢下腐蚀、溶解氧对腐蚀的加速作用以及湿H2S引起的腐蚀和开裂等。介绍了某炼油厂常压塔顶塔壁腐蚀穿孔的实际案例,分析了其HCl腐蚀的原因和过程。采取了优化电脱盐操作使脱盐率达到98.68%,稳定了脱盐效果,保证了无机氯化物的有效脱除;将塔顶回流温度从40℃提高到80℃,避免回流温度过低产生大量水分凝结;加强水样化验分析,及时从侧面了解塔顶系统的腐蚀情况,相应调整防腐蚀措施;增设腐蚀监测探针,对常压塔顶的腐蚀速率变化趋势和影响因素进行分析等一系列腐蚀监控措施以缓解塔顶低温腐蚀问题。通过上述措施的采用,有效地控制了常压塔顶系统的低温腐蚀速度。     

常减压塔顶H2S协同腐蚀及其对策

文章论述了炼制高硫原油时,常减压低温系统因Ｈ２Ｓ浓度增加而使腐蚀加剧的腐蚀机理。并阐明了使用ＢＺＨ－１中和缓蚀剂的作用原理和良好效果。     

塔二联轻烃回收装置循环冷却水系统腐蚀结垢分析及对策

塔河油田二号联合站轻烃回收装置采用敞口式循环冷却水流程,用于高温原料气、轻烃、液化气降温,运行中管线内壁产生大量水垢,换热器、表面蒸发器等腐蚀穿孔频繁,换热效率降低,严重影响装置运行,造成经济损失。通过对水质饱和指数和稳定指数指数的计算、沉积物的组分分析,确定循环水不是易结垢水质,造成上述腐蚀问题的主要原因为敞口流程导致的泥沙沉积及曝氧导致的电化学腐蚀加剧。经对比最终采用增加容积式膨胀罐的方法控制腐蚀及结垢,将容积罐并联在原敞口水池上,合理计算容积式膨胀罐的安装高度,防止离心水泵发生汽蚀,停用敞口水池后形成循环水系统密闭流程,仅用较少投资,大大降低了管线腐蚀及结垢程度,增加了经济效益,为其他联合站轻烃回收装置循环冷却水系统安全运行提供了防腐借鉴。