镇海炼化加工高硫原油防腐蚀技术

镇海炼化公司在加工高硫原油时,工艺设备和管道腐蚀严重.为此,进行了综合治理,收到较好效果除做好"一脱三注”和采取原油混炼措施外,还在设备选材和材料表面处理方面采取了不少措施,如换热器管束化学镀Ni-P;用ND钢(09CrCuSb)制做空气预热器;用08Cr2AlMo钢管制做抗H2S-H2O和H2S-HCN-H2O腐蚀的换热器管束;用双相不锈钢制做换热器管束,以抗Cl-应力腐蚀以及复合钢板在腐蚀较严重的设备上的应用.另外,在一些设备和管道的外部还采取了涂敷防腐涂料的措施.     

加氢脱氮反应产物空冷器管束腐蚀分析

对加氢脱氮反应产物高压空气冷却器顶部管束的出入口、空冷器底部管束以及一个高压管箱箱体进行取样,通过金相观察、表面腐蚀产物形貌和能谱分析,并对空冷器管材的硬度、抗拉强度等进行了测试．对管箱体内管束焊接处进行了检测,证明该空冷器管束腐蚀不严重,也未发现裂纹。     

换热器管束腐蚀原因分析及对策

某换热器部分壳层管束穿孔泄露。检验分析结果表明,腐蚀产物主要为铁与氧的化合物。穿孔部位除冲刷作用外,在氯离子作用下管束表面形成坑状点腐蚀,导致换热器管束穿孔失效。通过降低介质中氯离子的含量,将碳钢管束更换为奥氏体不锈钢以及外加阴极保护等方法有效解决了换热器泄露问题。     

加氢制氢联合装置E-208管束腐蚀失效分析

中国石油化工股份有限公司长岭分公司加氢制氢联合装置的催化柴油加氢反应产物与混氢油换热器E-208腐蚀严重。2005年试压发现存近2／3的管子内漏，而管束表面无明显腐蚀。通过对E-208管束内、外侧的腐蚀形貌和腐蚀产物检测分析，发现管束外侧为H2S—H2-H2O引起的轻微全面腐蚀，而管束内侧为垢下腐蚀、磨损腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂。     

开架式气化器换热管束损伤机理及最优更换周期分析

换热管束是开架式气化器(ORV)设备的关键部件。换热管束内的LNG和外表面呈水幕状流动的海水进行热交换,完成LNG的气化过程。文章对换热管束的损伤机理进行了分析,并提供了一种依据换热管束失效和周期性计划停机更换管束产生所有费用的总和最小原则计算换热管束最优更换周期的方法。由分析结果可知,换热管束损伤失效的因素主要有电化学腐蚀、微生物腐蚀、海水水质、海水冲蚀和开裂等。文章以某LNG接收站举例,采用文中所述方法计算得到该站ORV换热管束的最优更换周期。该研究结果可为ORV换热管束的维护保养和更换提供理论依据。     

间接空冷器铝管束腐蚀机理研究

通过观察铝管束原始腐蚀试样表面宏观形貌、分析腐蚀产物成分及采用ANSYS数值模拟冷却水流动对空冷器管壁的影响等方法,对电站间冷铝管束管端腐蚀机理进了分析与讨论,结果表明:铝管束管端腐蚀类型为冲刷腐蚀,冷却水中含有沙粒是造成铝管束管端发生冲刷腐蚀的主要原因。     

冷却水换热器腐蚀泄漏分析及防护

某公司乙烯装置冷却水换热器管束腐蚀泄漏,采用宏观、化学和腐蚀探针分析等手段,对换热器管束的腐蚀泄漏原因进行了分析。分析结果表明,换热器管程冷却水中Ca2+含量、总硬度值较高,冷却水具有较强的结垢性,导致管束内壁严重结垢而发生垢下腐蚀是造成管束腐蚀泄漏的主要原因;氯离子和溶解氧对管束的腐蚀泄漏也有一定的影响。提出了冷却水换热器腐蚀泄漏的防护措施。     

气分装置脱乙烷塔顶冷凝器腐蚀原因分析及对策

催化车间气分装置脱乙烷塔顶冷凝器E5管束腐蚀严重,多次发生泄漏。经检修发现泄漏原因主要由冷凝器E5管束循环水侧垢下腐蚀、换热管局部减薄穿孔造成。通过对冷凝器E5循环水侧水垢析出机理及垢样检验分析,找出了冷凝器E5循环水侧水垢形成原因,提出了对策,解决了冷凝器E5管束腐蚀泄漏问题。     

固定管板式换热器管束腐蚀失效分析

采用扫描电镜、能谱仪(EDS)及X射线衍射仪(XRD)等仪器设备,对某化工装置用固定板管式换热器管束进行了腐蚀失效分析。分析表明:管束材质实际碳质量分数仅为0.119%,低于设计材质20钢的标准要求,但对腐蚀性能影响较小;管束腐蚀后整体壁厚发生减薄,大部分约为1.6~1.9 mm,低于初始壁厚2 mm;管束气侧只有轻微浮锈,水侧结垢严重,发生了腐蚀穿孔,其腐蚀产物主要呈褐色和黑色,成分主要为铁的氢氧化物和氧化物。可以判断,该换热器管束在近海引用循环水环境中发生了均匀腐蚀伴随局部腐蚀穿孔,这种腐蚀主要是由循环水的溶解氧、氯离子及微生物共同作用形成。     

天然气净化装置胺液水冷器管束腐蚀失效分析

通过对天然气净化装置胺液水冷器已腐蚀穿孔管束内外部及截面的形貌观察、材质的化学分析、腐蚀产物的物相分析和腐蚀速率的估算等,确定了水冷器管束腐蚀穿孔的机理和原因。结果表明:水冷器管束材质合格,腐蚀产物主要为Fe3O4和FeOOH(羟基氧化铁)。腐蚀穿孔的原因是由于管束内部涂层老化损伤造成局部剥落,裸露金属成为电化学腐蚀的阳极,形成腐蚀微坑,腐蚀产物堆积后形成垢下腐蚀,加速了坑内腐蚀,最终导致腐蚀穿孔。     

储油罐腐蚀特征及失效分析

以克拉玛依石化公司储油罐腐蚀为例,对储罐腐蚀的类型及部位进行了分析.储罐腐蚀可分为罐顶腐蚀、罐底内侧腐蚀及罐底外侧腐蚀.罐顶外壁主要为大气腐蚀或因废水引起的电化学腐蚀,其内壁为因结露而引起的电化学腐蚀;罐底内侧沉积水中含有H2S,CO2,Cl-和泥砂引起点蚀;罐底外侧为潮湿环境下引起的电化学腐蚀.因此,提高罐顶排水和保温层防水性能十分必要,同时应采取必要的防腐蚀措施和改进油罐基础的设计.     

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。     

气化废热锅炉盘管穿孔失效分析

通过对合成氨装置谢尔气化废热锅炉盘管外表面出现点状蚀坑和穿孔的原因进行分析,发现材质为13CrMo44的盘管外表面发生点蚀和穿孔的原因属于吸氧电化学腐蚀,氧的来源为锅炉水中的残存氧,说明锅炉水除氧不彻底导致了盘管穿孔失效,而与高温氧化关系不大。     

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

宝浪油田三相分离器加热盘管腐蚀特性研究

通过对盘管腐蚀外貌特征、腐蚀产物、管材腐蚀形貌、表面成分及夹杂物、介质及环境影响等方面的分析、试验,指出宝浪油田三相分离器加热盘管的腐蚀主要为污水中的二氧化碳和氧对盘管外壁的腐蚀,其腐蚀速率随环境温度升高而增加。提高介质的pH值,可使腐蚀得到减缓。     

燃油热水锅炉螺旋管表面腐蚀原因分析

通过实例对燃油热水炉的螺旋管外表面腐蚀原因进行了分析,找出腐蚀的主要原因,着重论述露点腐蚀和应力腐蚀,并提出了解决问题的措施。     

国内成品油储罐和长输管线腐蚀现状与防护

介绍了国内钢质成品油储罐和长输管线腐蚀情况,通过分析得知钢质成品油储罐外腐蚀的主要原因是大气环境腐蚀;而储存油品中所含的无机盐、酸、硫化物、水和氧等腐蚀介质则是引起储罐内腐蚀的主要原因。管线外腐蚀主要有:(1)土壤中水和空气引起的钢表面氧腐蚀;(2)管道铺设过程中的大气腐蚀;(3)土壤中电解质引起的电化学腐蚀;(4)微生物腐蚀,包括氧化菌和厌氧菌(硫酸还原菌等)繁衍腐蚀;(5)杂散电流腐蚀。管线内腐蚀的主要原因是由于H2O,O2,CaCO3,SiO2和铁锈等杂质的存在,使极弱的成品油化学腐蚀转变为电化学性质的腐蚀所致。根据实际工程情况,制定了合适的防腐蚀方案。     

地面钢质原油储罐的腐蚀与防护

介绍了地面钢质原油储罐各个不同部位的腐蚀情况与防护对策。根据钢板不同部位接触腐蚀介质的不同，将钢质原油储罐的腐蚀与防护分成5个不同的腐蚀部位进行探讨，即：罐外表面、罐顶内表面、罐侧内表面、罐底板内侧、罐底板外侧。根据这些不同部位的腐蚀情况，进行了具体的分析，并给出了常见的防腐蚀措施。     

利用扫描电镜研究三维电极主电极表面腐蚀状况

借助扫描电镜（SEM）对不同实验条件下的三维电极主电极表面腐蚀状况进行研究。结果表明，三维电极主极阳极的内侧腐蚀程度远大于其外侧，水样性质、电极材料性质对电极的腐蚀程度有很大的影响，不锈钢做三维电极主电极优于铝、铁电极。为三维电极主电极的选材提供了一定的理论依据。