10#碳钢在NH4HS溶液中的冲蚀规律

设计搭建旋转式冲蚀实验装置,采用电化学方法,针对含硫污水腐蚀体系,考察了NH₄HS质量分数、介质温度、Cl^-质量浓度等对典型加氢空冷器管材10^#碳钢冲刷腐蚀规律的影响;结合扫描电镜(SEM)分析腐蚀产物膜形貌,揭示10^#碳钢发生腐蚀的内在机制。结果表明,在质量分数5.0%NH₄HS溶液中,10^#碳钢表面形成致密的腐蚀产物膜;随着NH₄HS质量分数的增加,腐蚀产物膜厚度增加,但出现的龟裂和疏松现象,降低了对金属基体的保护作用;随着介质温度的升高,腐蚀产物膜致密度下降,易发生脱落;腐蚀产物膜受Cl-侵蚀会成蜂窝状,流速大于3.5 m/s时,10^#碳钢的腐蚀速率随Cl^-质量浓度的增加而迅速升高。     

NH3-H2S环境蜡油加氢空冷出口管道冲蚀损伤特性预测模型

以蜡油加氢反应流出物空冷器出口管道为研究对象,基于腐蚀性介质组分H₂S、NH₃在水相中不同温度下的分布特性分析,揭示了多组分流体流动过程中的冲蚀损伤机理,构建了空冷器出口管道冲蚀损伤特性的预测方法。采用Mixture模型与k-ω湍流模型对出口管道的冲蚀损伤特性进行了数值模拟,并采用剪切应力、传质系数、损伤速率等参数对冲蚀损伤特性进行了定量表征。结果表明：随着空冷器出口管系距离三通中心轴向距离的增加,管内流体流速和水相体积分数不断增加,传质系数和损伤速率较大区域位于管道底部区域,传质系数最大值为5.055×10^-4m/s,最大损伤速率为0.153 mm/a;剪切应力最大位置位于三通管道底部距离中心约760 mm处,综合判定该区域为发生冲蚀损伤的最高风险区域;预测的冲蚀损伤高风险区域与实际测厚减薄最严重区域基本重合,研究成果可为空冷器出口管系的测厚布点及寿命预测提供技术支撑。     

渣油加氢空气冷却器NH4Cl结晶影响因素分析及沉积特性预测研究

渣油加氢装置因原料劣化腐蚀性强,设备长期处于极端运行工况下,导致冷换设备铵盐腐蚀性风险大。以沸腾床渣油加氢系统空气冷却器(简称空冷器)为研究对象,采用NRTL-RK模型构建多组分体系下反应流出物系统化学离子-平衡模型,并通过工艺过程关联分析和数值模拟分析相结合的方式,对系统内铵盐结晶腐蚀风险进行评估。计算结果表明,空冷器存在NH₄Cl腐蚀风险,结晶温度为169～187℃,且铵盐结晶速率随着温度降低不断增加,极限工况下为0.22 kg/h。空冷器对流换热模型通过组分运输方程和冷凝模型构建,数值模拟结果表明,随着流动的持续,最大的传质系数(1.52×10^-4 m/s)和腐蚀速率(0.43 mm/a)出现在出口集合管底部。     

加氢装置高压换热器失效分析及铵盐腐蚀结晶温度的变化规律研究

通过分析某煤柴油加氢装置高压换热器（E-104）管束失效案例,初步判断系统存在铵盐垢下腐蚀风险。建立了反应流出物系统的仿真模型,由此分别计算失效换热器管程、壳程发生铵盐结晶的风险,结果表明：所研究系统中不存在NH₄HS结晶风险;系统铵盐结晶温度随腐蚀性元素含量的提高稍有提高;在原工况、新工况下,热高压分离气系统的NH₄Cl结晶温度分别为177℃和181℃,冷低压分离油系统的NH₄Cl结晶温度分别为178℃和182℃,在原工况操作条件下,E-104的管、壳程均存在NH₄Cl结晶的风险。通过正交试验确定各因素对NCl结晶温度的影响程度由高到低的顺序为：Cl元素含量＞N元素含量＞系统气相流量＞系统操作压力,并进一步得到NH4Cl结晶温度随Cl、N含量的变化规律,利用此规律进行预测将大大提高对NH4Cl结晶温度的预测效率。     

加氢处理系统NH4Cl结晶沉积预测及优化防控

通过热力学计算获得NH₄Cl结晶反应的平衡曲线,分析冷换设备中NH₄Cl结晶沉积机理;针对某石油化工厂典型加氢反应流出物冷却分离工艺,运用Aspen仿真软件建立多相平衡体系,计算获得气相中K_p即p_HCl×p_NH3随温度的变化曲线;结合二者建立加氢反应流出物冷却分离系统NH₄Cl结晶预测模型,计算获得含不同N、Cl质量分数进料的NH₄Cl结晶温度,并提出基于NH₄Cl 结晶沉积预测的冷却分离系统注水优化方案。结果表明,冷换设备中NH₄Cl结晶沉积存在自加速过程,典型工况下NH₄Cl结晶温度在155~205℃范围,主要发生在热高压分离高压换热器和空冷器内;根据进料N、Cl的质量分数预测NH₄Cl结晶温度,并及时移动注水位置和调节注水量,可有效防止NH₄Cl结晶沉积及垢下腐蚀。     

NH3-HCl-H2S环境下加氢空冷系统流动腐蚀演化机理及冲蚀特性预测

以某石化公司柴油加氢空冷器及其出口管道系统的流动腐蚀运行风险为研究对象,基于流动-传热-相变过程中的工艺关联分析,研究腐蚀性易结晶组分NH3、H2S、HCl在多元流体中的变化规律,揭示多元多相流体输运过程NH3-H2S-HCl环境下的流动腐蚀演化机理,建立了基于工艺分析的空冷器流动腐蚀分析方法。基于分析结果,采用Mixture模型与SST k-ω湍流模型对空冷器出口管道的冲蚀特性进行数值预测,定量分析剪切应力、传质系数及腐蚀速率等冲蚀表征参数的分布规律,进行冲蚀高风险区域的定量预测。研究结果表明：空冷器出口二级管道的三通3、三级管道的三通4的流动腐蚀各项表征参数均处于高值,其中最大腐蚀速率达到2.86×10-7kg/(m2•s),易发生冲蚀穿孔泄漏。超声波测厚仪测试获得的管道减薄趋势与数值预测的结果基本吻合,可为加氢空冷系统的抗流动腐蚀优化设计和在役风险检验提供理论支撑。     

加氢高压空冷器腐蚀原因分析及对策

某公司2 Mt/a加氢裂化装置高压空冷器腐蚀问题严重,已影响到装置的安全生产。通过对高压空冷器进行剖管检查分析,认为该高压空冷器失效的主要原因是NH_4Cl结晶局部腐蚀、垢下腐蚀及NH_4HS冲蚀管束引起的腐蚀泄漏。提出了控制工艺指标(原料氯质量分数不超过2μg/g,氮质量分数不超过0.12%)、升级材质和增加截断阀等防护措施。     

润滑油加氢高压换热器腐蚀分析与防护

某石化公司0.2 Mt/a润滑油加氢装置定期检查中，发现加氢高压换热器管程存在严重腐蚀现象，主要集中在换热管下半部温度较低区域，经腐蚀产物分析，主要是NH₄Cl结晶垢下腐蚀。对装置运行状况分析表明，影响NH₄Cl结晶因素主要有原料油中氯含量、换热器注水效果、换热器操作温度等。在换热器防腐升级改造中，采用专用脱氯剂，有效降低了原料油的氯含量，提高管程出口温度降低了NH₄Cl结晶的可能性，改善注水冲洗效果降低了NH₄Cl浓度及在换热面停留时间，材质升级改造提高了换热面金属抗腐蚀能力。升级改造后的3 a运行期间，换热器管程侧未出现铵盐结晶，防止了铵盐垢下腐蚀的发生，保证了润滑油加氢装置的正常运行。     

加氢高压空冷系统腐蚀原因分析与对策

在调研中国石化集团多套加氢高压空冷系统腐蚀情况的基础上,分析其具有腐蚀难于控制、普遍存在、空冷器泄漏危险性大且制造质量不易保证的特点,由于实际原料中S和N含量高,而设计的空冷系统处理量不足;原设计无循环脱硫设施;注水量难以随着原料改变而提高;空冷器流速过高、物流分配不均;操作不平稳等原因造成腐蚀.提出了以Kp值划定腐蚀环境,控制反应流出物中过高Cl-含量,高压空冷器材质使用碳钢或Incoloy825,考虑控制介质流速的上下限和高分水的铵盐含量等六条腐蚀控制原则.提出了工艺设计,高压空冷器材料和结构设计以及制造,管道设计和平面布置的建议,同时建议操作中应定期检测工艺参数,保证任何工况下高压空冷器前注水点大于25%的未汽化水和冷高分水中的铵盐质量分数为4%～8%,空冷器风机应全开,冬季空冷器出口温度不能过低.     

冷高分加氢空冷器流动腐蚀预测

依据冷高分加氢裂化实际运行工况,利用HYSYS计算出加氢空冷器的物性参数、多相流流量随温度的变化趋势和腐蚀性参数在气液两相中的动态变化量。将物性参数导入传热软件HTRI,获取管束内各位置处的温度。通过分析得出空冷器面临NH4HS盐结晶堵塞和多相流冲蚀的风险,第一管程距空冷器入口10.4~11.8 m区域是铵盐开始结晶沉积的位置。红外热成像仪的检测结果表明:该空冷器在该工况下运行多年后,部分空冷管束出现堵塞,与预测结果吻合。提出优化进料组成并适当控制原料硫、氮含量,在工艺允许的范围内适当增加二系列的注水量,并采取暂时停用1200号单元净化水、改善水质等措施,降低腐蚀风险。     

空冷入口管NH3-HCl-H2S结晶特性预测及注水混合数值模拟

加氢空冷器是炼油化工企业的关键设备之一.近年来中国进口原油以高硫高酸原油为主,原油种类超过150种,加工过程中还存在原油掺炼的情况,工况弹性大、风险突出,因此研究铵盐结晶规律以及注水工艺防护措施成为维护空冷器设备安全运行的重要内容.以某石油化工厂加氢空冷系统入口集合管为对象,依据质量守恒,基于逆序倒推法,建立烃、水两相...     

316L不锈钢在污水汽提塔顶循环系统的腐蚀特性

设计、搭建了循环流动实验装置,模拟污水汽提装置塔顶循环系统腐蚀环境,采用电化学测试方法和表面分析技术,对316L不锈钢(316L SS)在污水介质中的腐蚀行为和特性进行了研究。实验结果表明,316L SS在污水介质中的腐蚀形态为局部点腐蚀,腐蚀表面具有弥散分布的点蚀坑。污水介质中NH₄Cl含量和介质流速是影响 316L SS 腐蚀速率的关键因素。当污水介质中NH₄Cl质量分数小于4.0%时,腐蚀体系阻抗较大,316L SS的阳极极化曲线表现为典型的溶解、钝化和点蚀过程;当NH₄Cl质量分数大于4.0%时,极化曲线不具有明显的钝化区,且此时体系的阻抗半径急剧减小,表明316L SS表面未形成完整的钝化膜,材料耐蚀性降低。当污水中NH₄Cl质量分数为4.0%、介质流动速率大于1.0 m/s时,316L SS腐蚀速率急剧升高。     

油井采出水中十二烷基苯磺酸盐高效液相色谱检测 方法的改进*

为降低高效液相色谱法中高浓度无机盐的不利影响,以低浓度的醋酸铵(NH₄Ac)水溶液/甲醇混合液代替高浓度的NaH₂PO₄水溶液/甲醇混合液,对油井采出水中十二烷基苯磺酸盐的高效液相色谱检测方法进行改进,对测试条件进行了优选,并与质谱联用。结果表明,最佳测试条件为:10 cm×4.6 mm阴离子交换色谱柱,流动相为20 mmol/L NH₄Ac水溶液/甲醇混合液(体积比2∶3),流速1.0 mL/min,等度洗脱,紫外检测波长225 nm,20μL进样。该方法抗干扰能力较好,在5~500 mg/L范围内的线性关系良好,线性相关系数R=0.9997,检出限2 mg/L,在12 min内完成一次分析,具有准确、快速、灵敏的特点,可以用于油井采出水中十二烷基苯磺酸盐的定量检测。此外,该方法可以与质谱直接联用,分析十二烷基苯磺酸盐的结构信息。     

Analysis and Prediction of Corrosion Risk in Atmospheric Distillation Tower Overhead System

In order to optimize the atmospheric tower overhead low-temperature system,the physical parameters,multiphase composition,aqueous dew point temperature,and ammonium salt crystallization temperature are simulated with process simulation software.The temperature distribution in overhead heat exchanger is calculated by heat transfer calculation.The special parts with elbows near the inlet and outlet of heat exchanger are studied by fluid field analysis.Results indicate that under current operating conditions,the aqueous dew point temperature and initial crystallization temperature of NH4Cl are 91°C and 128°C,respectively.Ammonium salt appears in the distillation tower and liquid water occurs in heat exchanger tubes,in which the dew point induced corrosion is the most direct factor for heat exchanger corrosion.In the heat exchanger,condensate water appearing in the area 2.7 meters away from the bundle inlet can give rise to corrosion risk under the moist NH4Cl and high concentration of acidic solution circumstance.For the pipes and elbows located near the inlet and the outlet of heat exchanger,the flow field presents an unsymmetrical distribution.High risk areas are mainly concentrated on the external bend of elbows where the liquid water concentration is higher.The coupling of simulation methods established thereby is approved as an effective way to evaluate the corrosion risk in the atmospheric column overhead system and can provide a scientific basis for corrosion control.     

基于Aspen Plus的加氢反应流出物铵盐结晶速率计算模型与分析

通过分析加氢反应流出物系统的铵盐结晶过程,建立铵盐结晶速率的计算模型,将其与Aspen Plus结合进行二次开发,利用Aspen Plus强大的物性数据库定量计算了反应流出物多相流体系铵盐结晶速率,并分析不同原料组成及工况下的NH4Cl与NH4HS结晶速率的变化规律。结果表明,在加氢反应流出物温度较高时,铵盐结晶速率一般为0;进入冷换设备后,随反应流出物温度的降低,开始出现铵盐结晶;开始结晶时的铵盐结晶速率最大,后随着温度的降低,铵盐的结晶速率迅速降低。加氢反应流出物系统铵盐起始结晶温度随着原料油氮、氯或硫质量分数的增加而增加。加氢反应流出物系统NH4Cl的起始结晶温度随系统操作压力的升高而增加,而最大结晶速率随着系统压力的升高逐渐下降,最大结晶速率一般出现在160~210℃的范围内;NH4HS的最大结晶速率一般出现在30~60℃,最大结晶速率比NH4Cl高约4~5个数量级。典型案例应用表明,所建立的计算模型准确可靠。     

基于流场计算的天然气集输管线CO2腐蚀预测模型

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况,在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上,应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场,分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响,进而结合颗粒冲蚀模型,对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进,并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率,与现场工况的壁厚检测结果吻合良好,从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。