原油减压塔塔顶冷凝冷却器采用BNi—6合金涂层管束

<正> 一、前言我厂第一常减压装置,由于所加工的胜利原油含盐量、含硫量、酸值均较高,设备腐蚀一直比较严重。减顶冷凝冷却器由于壳程入口流速很高,油气中含有HCl—H_2S—H_2O介质,因此,该部位冷却器管束遭受剧烈的冲刷腐蚀。最大局部腐蚀率有的高达10mm/a以上。即使在“一脱三注”防腐措施保护下,该部位一般碳钢管束的使用寿命不超过两年,有的甚至不到一年,严重地影响着装置的安全稳定生产。 1988年我厂在减顶冷凝冷却器上使用了BNi—6新型材料管束。经过3年的使用证明,该材质耐蚀性良好,比一般炭钢提高2倍以上,是一种值得推广的新型耐蚀材料。     

常压塔顶空气冷却器钛保护套的应用

在石油化工的加工过程中,原油中的杂质对金属设备产生各种不同形式的腐蚀。我厂常减压塔塔顶馏出系统就一直遭受着严重的HCI—H_2S—H_2O的腐蚀,致使常顶空冷器使用三个月即蚀穿,严重影响安全生产和长周期运转。为此,我厂在国内炼油系统率先采用:“一脱四注”工艺防腐措施,有效地控制了该部位的腐蚀问题,但随着装置处理量的增大,特别是自1980年以来,因原油性质的变化,致使该系统腐蚀更加严重。据调查统计,我厂联合装置的常顶空冷器平均使用寿命最长仅为两个周期。第三个周期往往就会出现部分管束腐蚀穿孔,最短的共使用一个周期。而原油处理量不大,拔出率较低的第二常减压常顶空冷器最长仅使用三个周期,短的两个周期,空冷器的更换费用每年高达30万元     

高酸原油对减压系统腐蚀的影响

中海油惠州炼化分公司按加工高酸低硫原油设计,常减压蒸馏装置防腐设计主要针对环烷酸引起的腐蚀和塔顶冷凝冷却系统的腐蚀。常减压装置减压系统高温部位控制腐蚀的主要措施包括采用高的材质等级、加注高温缓蚀剂和控制流速流态避开严重腐蚀区。低温部位控制腐蚀的措施主要包括加注中和缓蚀剂、控制好适宜的操作条件,同时通过设备管道腐蚀在线监测系统加强对腐蚀的监控。常减压蒸馏装置减压系统经过3a的运行,腐蚀控制良好。减顶出现较严重的小分子有机酸腐蚀,减二线腐蚀速率较高。对于小分子有机酸的腐蚀、减压塔填料的腐蚀、减二线腐蚀问题进行了分析并提出相应的改进措施。     

常减压装置塔顶工艺防腐智能加注系统应用总结

分析了常减压装置现有工艺防腐蚀管理与实施存在的问题,研究了常减压三顶(初馏塔顶、常压塔顶、减压塔顶)低温腐蚀机理及控制对策,通过工艺仿真研究了典型装置常压塔顶不同工况下低温腐蚀的影响因素及控制策略,并建立了工艺防腐精准加注目标数据库。通过开发可靠性高的在线pH仪、智能控制系统、注入撬装设备和管控一体化软件,成功研制了常减压装置塔顶工艺防腐智能加注系统。该系统自正式投用一年半以来,运行稳定可靠,塔顶回流罐铁离子浓度下降55.8%,表明塔顶低温腐蚀风险下降,药剂消耗量降低1/3以上,回流罐冷凝水pH值控制更精准、水中油质量浓度降低23%,有效实现了工艺防腐的智能控制。     

加工海洋高酸原油常减顶冷却器腐蚀原因分析

阐述了加工海洋高酸原油的常减压蒸馏装置一脱三注工艺防腐蚀措施的运行情况以及常减顶冷却器的腐蚀情况,对引起常压塔顶和减压塔顶冷凝冷却器的腐蚀原因进行了分析,认为腐蚀的主要原因是高酸原油电脱盐后盐含量高,造成塔顶氯离子含量高,提出了减轻腐蚀的措施。     

加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护

某公司主要加工海洋高酸原油,其常减压装置常顶和减顶低温部位的腐蚀和减压塔高温部位的环烷酸腐蚀比较严重,初馏塔顶器壁和常减压塔顶冷却器多次出现腐蚀穿孔,减压塔316L不锈钢填料使用一个周期后大部分腐蚀破碎被流体带走。通过分析发现:低温部位腐蚀主要是由电脱盐效果不理想、脱后含盐较高,常减压塔顶冷凝水pH值波动大造成;高温部位腐蚀主要是由原油酸值高,环烷酸腐蚀严重造成。针对上述原因提出了防腐蚀措施:改造电脱盐装置、常减压塔顶注剂系统,合理使用耐腐蚀金属材料,加强腐蚀检测。     

工艺防腐在蒸馏装置上的应用及改进措施

一、前言我厂蒸馏塔顶冷凝冷却系统,由于腐蚀严重,往往在生产过程中因空冷器或管线被蚀穿,而造成非计划停工或检修,严重威胁安全生产和生产计划的完成。因此,我厂于1978年开始在东西蒸馏装置上进行了工艺防腐,并根据大庆原油含盐量和含硫量都较低的特点,选用了注氨、水工艺防腐。经多年的使用证明:在蒸馏塔顶馏出线注氨、水不仅延长了设备使用寿命,而且提高了汽油质量,使汽油腐蚀合格,砍掉了碱洗系统,解决了碱渣污染问题。     

12Cr2AlMoV换热器管束在常减压装置的应用

呼和浩特炼油厂初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶冷凝冷却器碳钢管束腐蚀严重。后来改用12Cr2AlMoV钢管束,收到较好的效果。     

减压塔顶冷凝冷却系统腐蚀与防腐蚀小结

一、概述: 我厂减压塔顶冷凝冷却系统采用管壳式冷却器,间接冷却。共有六台浮头式冷却器,六台蒸汽喷射泵。其中减顶抽空冷凝器三台(冷006/1、2、3),在这三台冷凝器之前原有二台大型蒸汽喷射泵,因实际操作中对提高真空度作用不大,几乎没有使用过,于七○年十月拆除。一级抽空冷凝器二台(冷007/1、2),有四台蒸汽喷射泵分二头进入冷007,二级抽空冷凝器一台(冷008),二台蒸汽喷射泵分二头进入。操作工艺参数见表～1。根据冷凝水分析,该处的腐蚀类型均属H_2S—HCL—H_2O腐蚀,但冷006、007、008的腐蚀程度有所不同。在未采取防腐措施前,其腐蚀速度与常压空冷器一样,特别是007、008仅使用170天左右全部换新。随着防腐措施逐步完善,腐蚀速度有所减缓,但不如常压低温轻油部位效果明显,腐蚀速度仍在1毫米/年左右,有时冷凝水颜色变黑,     

炼厂常压塔顶出口酸性气体含量在线检测

常减压蒸馏装置是石油化工生产企业的"龙头",它为下游石油化工装置生产提供原料,如果因为常减压蒸馏装置设备腐蚀,发生泄漏而计划外停工,就会直接影响到整个企业的生产任务的完成和效益的实现。目前国内同类装置都采用传统的人工化验冷凝冷却系统中硫离子和氯离子浓度的方式反映常顶塔出口中氯化氢和硫化氢的浓度,分析时间长、相对滞后。本文介绍了利用半导体激光吸收光谱技术,原位、快速、实时、在线检测常顶出口气体中氯化氢和硫化氢的含量,可推广至其他常减压装置如常顶出口、减顶出口及初馏口等装置应用,提高经济效益。     

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.     

含硫原油加工中管材的选择和防腐

我厂加工胜利原油,原油中含有有害杂质为:硫为0.60～1.1％,盐为180～200毫克/升以上,氮为0.63％,酸值为0.510毫克K时/克。从六七年十月至七六年十月运转近九年,开工周期由初期的176天延长至470天,处理量由初期的3000吨/日提高到10000吨/日以上。经过十次检修,通过设备管线的外观检查,电阻探针,冷凝水化学分析,超声波测厚等观测手段,发现装置的各管线存在着不同程度的腐蚀。开工初期,由于对加工含硫原油的设备管线认识不足,曾给装置的生产带来了一定的被动局面。如常压塔顶回流罐底放水管为Φ57×5、10#钢,使用60天后腐蚀穿孔。为了防止低温轻油部位的HCL—H_2S—H_2O腐蚀,我们陆续采用了“一脱四注”(即原油电脱盐,原油注碱,塔顶馏出线注氨、注缓蚀剂、注水。)的工艺性综合防腐措施,腐蚀情况大为减轻,从根本上改变了腐蚀环境,较充分地抑制了腐蚀介质的发生和作用,大大减轻了常减压馏出系统的腐蚀。如常压塔顶空冷器进口腐蚀率由原大于2.33毫米、年,降低为0.2毫米/年。因此我厂在常减压系统的低温轻油部位均采用普通碳钢管,催化和焦化分馏塔顶系统由于腐蚀不重,亦采用普通碳钢管。     

冷凝冷却器腐蚀原因分析及防腐对策

对硫磺回收装置冷凝冷却器的腐蚀状况进行了分析。应力腐蚀、湿H2S损伤、疲劳腐蚀、缝隙腐蚀、露点腐蚀、硫化腐蚀以及酸、碱腐蚀等是造成冷凝冷却器腐蚀的主要因素。改进换热管与管板的连接方法,进行防腐设计．选用耐蚀性能好的材料可以提高设备的防腐能力。     

常减压生产技术总结 一、简述

我厂常减压单元是联合装置的主要组成部分之一。联合装置,从六六年四月开始施工,至六七年八月建成。常减压单元原设计能力为250万吨/年。根据九二三原油含硫、含盐高,对设备腐蚀严重,轻组分含量少的特点,采用了原油电脱盐脱水,换热后不用予分馏(即取消了初馏塔)而直接进常压炉,再到常压塔的工艺流程。在设备方面选用了双面辐射园筒炉;浮伐和舌型塔盘,空气冷却器;二级抽真空间接冷凝冷却器(原设计为三级抽空器)等较新设备。自六七年九月一日进油,十月一日出油以后,经部分检修动改,于十二月八日正式投     

腐蚀在线监测系统在常减压蒸馏装置的应用

某石化公司常减压蒸馏装置腐蚀较为严重,常压塔顶汽油线出现整体腐蚀穿孔,2012年此段管线基本全线更换,减压塔顶油气线的材质也进行了升级。为了及时掌握设备腐蚀状况,指导工艺防腐措施的优化,在2012年5月装置停工大检修期间,安装了GR6000腐蚀在线监测系统。对Ⅰ套常减压蒸馏装置和Ⅱ套常减压蒸馏装置的常压塔顶、减压塔顶的腐蚀状况进行监测,在保证铁离子小于3 mg/L的前提下尽管降低注中和剂量,可将常减压塔顶冷凝水pH值控制在5~7,使装置中和剂消耗量大幅度降低。本文对腐蚀在线监测系统的应用情况进行了阐述。应用表明:该系统可实时监测设备腐蚀速率,为优化装置工艺防腐措施提供指导。     

常压塔顶冷凝系统腐蚀机理的探讨

目前国内通常认为,常压塔顶冷凝系统的腐蚀是HCl—H_2S—H_2O介质引起,这已有十几年的历史。并为此许多炼厂采用了“一脱四注”工艺防腐措施。但是实践证明,尽管对引起常压塔顶冷凝系统腐蚀的主要介质H(?)严格控制,但常压塔顶冷凝系统仍存在一定程度的腐蚀。尤其是近几年来,腐蚀产物造成     

高酸原油炼油装置防腐设计及腐蚀评价

中海油惠州炼油分公司一期常减压装置设计炼制高酸低硫原油,防腐设计主要针对环烷酸引起的腐蚀及塔冷凝系统的腐蚀。对已平稳运行2 a的该炼油装置的防腐设计和监测管理方案进行了讨论,并根据装置的生产运行情况进行了腐蚀评价。     

蒸发汽堤塔塔顶真空系统的腐蚀原因分析及对策

调查白土精制装置蒸发塔真空系统的运行状况,发现真空系统塔顶馏出油线、塔顶冷却器、馏油罐出现严重的腐蚀。冷却器不锈钢管束前后出现腐蚀穿孔3次,堵管12根,冷却器壳体上部有均匀褐色垢,垢厚约1 mm。通过分析,查明了白土装置蒸发汽提塔真空系统腐蚀的原因和腐蚀介质的来源。从腐蚀调查看来,白土本身成酸性,且含有硫酸根、氯离子等杂质,这些物质在白土精制过程中,会由加工处理的油品带出,并溶于水中,形成低浓度的硫酸、盐酸的混合水溶液是导致蒸发塔顶真空系统严重腐蚀的根源。为了降低腐蚀对设备的危害,从设备和工艺方面进行了防护:增加涂料防护、材质升级;变更工艺流程和注入缓释剂等。工业应用效果说明,这些措施很好地解决了影响装置安全生产的设备腐蚀问题。     

间戊二烯石油树脂装置的腐蚀原因分析

某公司间戊二烯石油树脂装置开工运行以来,其常压塔顶(简称常顶)冷凝冷却系统各设备频繁发生严重的腐蚀减薄、穿孔泄漏.挂片实验结果表明:塔顶溶剂油具有明显的腐蚀性,而塔顶冷凝水却腐蚀轻微.装置的腐蚀介质主要来源于Al Cl3水解产生的盐酸溶液,其腐蚀机理为盐酸腐蚀,由于HCl液滴被C5溶剂油包裹,导致C5溶剂油具有较强的腐蚀性,进而使常顶冷凝冷却系统各设备遭受严重腐蚀.通过注碱工艺防腐措施能有效减缓常顶C5溶剂油对设备的腐蚀性,使金属的年腐蚀速率从0.029 mm/a减小到0.006mm/a.     

化工装置腐蚀原因分析及防腐措施

大庆石化公司常减压装置的腐蚀按其腐蚀环境分为低温和高温腐蚀.文中分析了装置腐蚀的机理,指出了腐蚀形态和影响腐蚀的因素.并提出了低温腐蚀的防腐措施应以"一脱三注"的工艺防腐为主、设备选材为辅;高温腐蚀的防腐措施应以设备选材防腐为主、工艺防腐为辅.