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。     

催化裂化装置柴油系统腐蚀分析

陕西延长石油(集团)有限责任公司延安炼油厂现有一套1.0 Mt/a催化裂化装置,主要处理常压渣油。在装置运行过程中,发现分馏塔柴油系统出现了较为严重的腐蚀现象,其中柴油系统工艺管线、冷却设备因腐蚀穿孔多次出现泄露情况,对装置的安全平稳运行带来了严重影响。根据装置的腐蚀情况,分析了装置产生腐蚀的主要原因为H2S,HCl和水的系统环境腐蚀,即H2SHCl-H2O腐蚀体系,一般腐蚀产物中以FeS2和Fe2O3为主,同时存在少量FeCl3等物质,探讨了腐蚀产生的机理,并根据实际生产过程中的经验,用合炼方式、日常检查、采用Ni-P合金或涂高温有机涂层以及停工期间尽量采用碱洗钝化或气相缓蚀剂加充氮保护等,使含硫污水中铁离子明显降低,易腐蚀部位减薄速度降低,装置运行周期变长。     

丁二烯抽提技术工艺路线的对比选择

大庆1200kt/a乙烯改扩建项目需配套建设1套丁二烯抽提装置.为了配合丁二烯抽提装置技术的选择,文中对目前最通用的3种丁二烯抽提工艺技术进行了对比分析.结果表明,N-甲基吡咯烷酮工艺技术的综合优势更为明显,推荐新建丁二烯抽提装置采用该技术.     

丁二烯抽提装置精馏系统不钝化的可行性

丁二烯抽提装置的精馏系统中丁二烯浓度高,当系统中有氧、铁锈等诱发聚合的种子存在时,极易产生丁二烯聚合物.为消灭诱发聚合的种子,丁二烯装置开车前,会对精馏系统进行酸洗钝化,在系统金属表面生成1层钝化膜,防止金属与腐蚀介质直接接触,从而达到防止系统腐蚀的效果.文中围绕精馏系统钝化和不钝化的运行对比,分析讨论丁二烯装置精馏系...     

NMP法和DMF法丁二烯抽提工艺的对比

丁二烯是重要的石油化工原料,按照萃取溶剂的不同,丁二烯抽提技术主要有3种生产工艺:N-甲基吡咯烷酮法(NMP法)、二甲基甲酰胺法(DMF法)和乙腈法(ACN法).某公司在用2套丁二烯抽提装置,分别为丁二烯2套装置(DMF法)和丁二烯3套装置(NMP法).文中以此2套装置为例,参考2020年的生产情况和数据,围绕NMP法...     

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。     

连续重整装置的腐蚀检查与防护措施

炼化装置停工期间的腐蚀检查是设备腐蚀安全管理的重要环节.通过腐蚀检查,可以全面掌握装置的腐蚀状况,及时发现腐蚀隐患,分析腐蚀原因,提出有针对性的防护措施.对国内某炼化企业2.0 Mt/a连续重整装置开展了停工期间的腐蚀检查,分析装置的关键易腐蚀设备及其腐蚀原因.评价了上个运行周期材料防腐蚀和工艺防腐蚀措施的效果,探讨了腐蚀预测与实际腐蚀情况的差异,并就该装置主要腐蚀问题提出了防护措施及改进建议.     

延迟焦化装置设备腐蚀的原因及预防措施

分析了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司延迟焦化装置部分设备产生腐蚀的原因并提出了相应预防措施。结果表明,加热炉、分馏塔、储罐容器和换热器存在不同程度的腐蚀,辐射炉管中发生的腐蚀为硫化腐蚀和高温氧化爆皮;分馏塔塔盘腐蚀产物全部为硫化铁,Fe7S8,Fe3S4质量分数分别为53.8%,26.6%;腐蚀主要由高温氧化、硫化氢、含硫污泥堆积等因素引起;主要防腐措施为严控原料的含盐量、设备材质选用耐腐蚀性材料、使用缓蚀剂等。     

多元热流体腐蚀监测装置研制与应用评价

腐蚀是制约多元热流体技术推广应用的关键因素。采用高温缓蚀剂后,防腐效果良好,但未获取现场腐蚀速率。针对此,研制了腐蚀监测装置,将两个P110钢挂片置于多元热流体注热管线中,现场实施多元热流体热采,10天平均腐蚀速率为0.090 5mm/a,为均匀腐蚀,腐蚀产物主要是Fe2O3,验证了缓蚀剂防腐效果良好,满足目前多元热流热采防腐要求。     

裂解炉对流管硫酸露点腐蚀原因分析和防护措施

通过对某石化公司烯烃裂解装置裂解炉对流管腐蚀产物的物理技术检测分析及电化学测试,探讨了硫酸露点腐蚀的原因及腐蚀机理。结果表明,硫酸露点腐蚀后产生的FeSO4,在烟气中SO2和O2的作用下生成Fe2(SO4)3,吸潮潮解,对金属腐蚀而生成FeSO4,从而形成FeSO4-Fe2(SO4)3-FeSO4的腐蚀循环,加快了腐蚀的进程。进而提出了腐蚀控制与防范的措施。     

热水锅炉炉管爆裂分析

某单位新购进的３台热水锅炉,仅使用一个采暖期就发生了爆管事故。扫描电镜、能谱分析及Ｘ一射线衍射物相结构分析表明,炉管内壁的腐蚀产物由 ＦｅＯ和 Ｆｅ３Ｏ４构成,炉管外壁的腐蚀产物由 ＦｅＯ、Ｆｅ３Ｏ４和Ｆｅ２Ｏ３构成。分析认为,炉管内壁为氧腐蚀,炉管外壁为过热烟气的高温氧化及脱碳。     

HFY-103缓蚀剂在连续重整装置的应用

对中国石油化工股份有限公司兰州石化分公司连续重整装置原料预处理系统的腐蚀进行了分析;并对研制出的HFY-103水溶性缓蚀剂进行了为期1个月的工业应用试验。试验结果表明:使用HFY-103可将系统pH值控制到8.0～9.0,并且能减轻腐蚀。当加剂量为20μg/g时,D102和D103冷凝水中铁离子质量分数分别降至3.98μg/g和4.68μg/g。工业应用已取得了较好的技术经济效果。     

蒸汽发生器炉管失效分析

对刺穿失效的蒸汽发生器炉管对流管段进行了宏观分析、材料及腐蚀产物成分分析、金相分析及扫描电镜分析。分析结果表明,蒸汽发生器炉管失效主要源于向火面一侧的内表面腐蚀。腐蚀产物主要为Fe2O3,表明炉管内存在较为剧烈的汽水腐蚀、氧腐蚀和电解腐蚀;冲蚀和气蚀是导致炉管表面产生裂纹、脱落,不断减薄以至失效的重要原因。研究分析认为,要延长炉管寿命,应从严格进行水处理,选择耐腐蚀的炉管材料,实行腐蚀保护或在线监测等方面着手解决。     

高氯油对加氢高压换热器的影响及对策

某化工厂航煤加氢装置,因上游原料变化一段时间内加工高氯原油,期间高压换热器多次出现铵盐结晶堵塞,增加在线注水,实施间断注水缓解换热器的堵塞,维持生产。后在装置停工检修期间,对高压换热器进行抽芯检查,发现注水点后不锈钢换热器管束出现明显腐蚀,其中在一台换热器管板部位发生明显泄漏,分析认为腐蚀失效的主要原因是Cl-的应力腐蚀开裂,对该台换热器进行短接处理,泄漏与Cl-的腐蚀有直接关系,因此,生产过程中要严格控制原料中氯含量,这是解决问题的根本方法。     

环烷酸对减压塔顶空冷器腐蚀的影响及对策

通过分析减压塔塔顶空冷器腐蚀特点,发现减压塔顶空冷器腐蚀非常快,减顶切水铁离子质量分数随时间大幅上升。确定了减压塔顶空冷器腐蚀加剧的主要原因是加工原油的劣质化,特别是高酸原油。环烷酸是造成常减压高温部位腐蚀的主要原因。结果表明,当减压塔塔顶温度超过120℃时,部分小分子环烷酸以及由环烷酸分解产生的小分子羧酸进入塔顶冷凝冷却系统,加剧了空冷器的腐蚀。通过降低减压塔塔顶温度,调整工艺防腐蚀措施,减压塔塔顶切水铁离子质量分数降至3 mg/L以下,塔顶空冷器的腐蚀得到有效的控制,换热器、管线等腐蚀明显降低。     

蒸馏装置塔顶冷凝系统腐蚀及对策

对某石化分公司10 Mt/a蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统腐蚀的原因进行了分析：原油/常压塔顶油气换热器E-102部分管板焊缝及热影响区蚀坑是结垢引起的垢下腐蚀以及HCl露点腐蚀共同作用的结果。结垢及微裂纹的主要原因为常压塔顶系统注剂匹配欠佳、注水量偏低、注水水质不佳及氯化物应力腐蚀开裂,管板在焊接（堆焊）、机加工过程中存在一定的残余应力使管板在拉伸应力和含氯化物水溶液的共同作用下发生氯化物应力腐蚀开裂造成的。原油/初馏塔顶油气换热器E-101管板结垢严重,但腐蚀轻微,其原因为初馏塔顶系统温度较常压塔顶高、冷凝水pH值控制较好且氯离子含量较常压塔顶低。针对以上问题采取了相应对策并对塔顶防腐蚀系统进行了改造,确保塔顶冷凝水pH值控制在6～9,Fe2＋和Fe3＋质量浓度不大于2 mg/L,取得了良好的效果。