酮苯脱蜡装置水溶液系统的腐蚀与防护

对酮苯脱蜡装置水溶液系统腐蚀的原因进行了分析并提出了防护措施。糠酸、环烷酸和水是导致水溶液系统腐蚀的原因,其中糠酸腐蚀为主导因素。环烷酸和水则加快了腐蚀速度。为了减轻水溶液系统的腐蚀,应做好以下防护工作：控制原料含醛量及加热炉出口温度和酮回收塔塔底温度;加注缓蚀剂KQ-1;选用优质耐腐材料,提高设备抗腐蚀能力。     

酮苯装置泵—19叶轮腐蚀失效分析

对酮苯装置泵-19叶轮腐蚀进行了失效分析。结果表明:叶轮的腐蚀失效是电化学腐蚀和冲蚀交互作用的结果。     

KQ-1缓蚀剂在酮苯脱蜡装置水溶液系统的应用

酮苯脱蜡装置的腐蚀主要发生在水溶液系统，是困扰装置长周期平稳运行的关键环节之一。以腐蚀原因为突破口，采取工艺优化防腐与注入缓蚀剂KQ—1相结合，有效地抑制了装置腐蚀发生，并改善了脱油蜡产品质量。     

炼油厂酮苯脱蜡装置空冷器腐蚀失效分析

独山子石化公司炼油厂酮苯脱蜡装置空冷器因空冷管束(20号钢)腐蚀穿孔被迫停工检修,经取样分析和现场调查,结果表明:溶解氧含量偏高、设备本身存在震动、无盐水质量不稳定以及空冷管束选材不当是造成空冷器管束腐蚀穿孔的主要原因。在冷却用水中加入水处理药剂或选用OCr13等耐蚀材质的管束以及减小震动磨损等措施可减少空冷器管束腐蚀穿孔。     

酮苯脱蜡装置溶剂系统腐蚀和防护

酮苯脱蜡装置的腐蚀常发生于溶剂回收系统，针对溶剂回收系统的腐蚀介质进行了温度、pH值的相关试验，研究腐蚀规律。研究发现：循环溶剂中存在小分子有机酸，溶剂系统的腐蚀可能是由小分子有机酸导致；脱酮塔底排水的腐蚀速率随温度升高而增大，循环溶剂的腐蚀速率则随温度升高呈现先增大后减小的趋势，且腐蚀产物为铁的氧化物，易被冲刷带走；脱酮塔底排水的腐蚀速率随pH值的增大呈现出先减小后增大再减小的趋势。针对小分子有机酸的腐蚀，建议可将pH值控制在6～9,以控制溶剂系统的腐蚀程度。     

酮苯装置立式氨用海水冷凝器改造

介绍了酮苯装置立式氨用冷凝器的失效情况,确定了海水局部腐蚀是冷凝器失效的主要原因。通过比较海军铜、钛材和奥氏体不锈钢的性能特点,选用316L不锈钢作为16Mn管板的复合层,增加了阴极保护措施,结合防海水腐蚀涂层,很好地解决了氨用海水冷凝器的海水腐蚀问题。     

二酮苯装置地下溶剂20#碳钢管线泄漏原因分析

通过对二酮苯装置地下溶剂20#碳钢管线穿孔、泄漏现象进行剖析,结合金相显微分析、腐蚀介质成分分析、现代物理技术分析及其结果,分析了泄漏原因,探讨了腐蚀机理,进而提出相应的防护措施。     

酮回收塔腐蚀原因分析

在腐蚀检查中发现,酮回收塔除塔盘外溢流堰、降液板以及人孔塔内短节部位腐蚀较为严重以外,塔内壁也存在一定的局部腐蚀。分析腐蚀原因发现,糠酸腐蚀、溶剂氧化后形成的有机酸腐蚀以及锈垢下腐蚀是酮回收塔腐蚀的主要原因。由风险评估计算结果得知酮回收塔的局部腐蚀速率约为0.1 mm/a,与现场检查的情况基本一致。为了减轻腐蚀采取了以下措施:(1)降低原料中的糠醛含量;(2)控制塔顶温度在97℃以下;(3)采用化学清洗方法除去塔内部的锈垢;(4)选用合适的耐蚀材料等。     

提高水合反应器(R-101)运行周期的措施

本文对兰州石化公司3万吨/a丁酮装置水合反应器大检修中发现的设备腐蚀状况进行了分析,通过堆焊修复、更换水帽等方法恢复了设备功能。针对设备运行状况提出了确保设备长周期安全运行的有关措施。     

酮苯脱蜡装置的现状及对其改进的建议——1990年生产技术调查

本文综述了酮苯脱蜡装置新工艺、新技术和新设备的应用效果和经验,分析了存在的主要问题,提出了降低酮苯脱蜡装置的能耗和剂耗的几点建议。     

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.     

加工塔河原油对常减压装置腐蚀的影响

对常减压装置加工塔河原油后产生的设备腐蚀状况进行了分析，并提出了相应的解决措施。认为塔河原油属于劣质原油，对装置的腐蚀影响较大，应加强工艺防腐蚀和腐蚀监测等措施，确保装置的长周期平稳运行。     

不同原油对常减压蒸馏装置的腐蚀及防护措施

文章对常减压蒸馏装置加工高含硫含酸原油过程中存在的腐蚀问题以及加工劣质化原油现状进行了分析,并对其现行的一系列防止设备腐蚀的有效措施进行了概述。针对该装置所加工原油性质,提出了一系列防范措施：定期进行原油腐蚀性能评定;原油电脱盐工艺防腐蚀（脱盐后盐的质量浓度小于3 mg/L）;＂三顶＂工艺防腐蚀;加强腐蚀在线监测;现有设备及管道材质升级等措施。通过这一系列措施的实施,常减压蒸馏装置每年发现并处理隐患约16处,提高了装置运行的安全系数,减缓了设备的腐蚀,实现了装置长周期运行。并提出了目前存在的不足及后续改进建议。     

原油混炼过程中常减压蒸馏装置腐蚀防护研究

中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司常减压蒸馏装置混炼的进口原油属于含硫含酸原油,平均酸值为0.56 mgKOH/g,硫质量分数为0.14％.电脱盐及三顶注剂的离子分析数据出现超标现象,常减压蒸馏装置冷换设备发生泄漏.通过分析得出冷换设备发生泄漏的原因为氧腐蚀.为了更好地控制腐蚀,通过更换注剂使塔顶腐蚀速率由注剂前的0.234 mm/a降低到注剂后的0.002 mm/a,较好地控制了设备的腐蚀,保证了装置长周期有效地运行并提出了相应的腐蚀防护措施.     

四蒸馏装置腐蚀原因分析及对策

介绍了中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司四蒸馏装置（以下简称四蒸馏装置）的设备腐蚀情况。发现其腐蚀问题主要集中在常压塔顶、减压塔中部和部分塔顶的换热器、水冷器及空气冷却器上,并结合四蒸馏装置在该周期所加工的原油性质及工艺防腐蚀情况,对装置运行中所出现的典型腐蚀问题进行了系统的分析,认为存在腐蚀的原因有设计不足、原始设计未考虑环烷酸腐蚀、高温部位设备和管线选材偏低、水冷器防腐蚀措施不完善、防腐蚀管理存在漏洞、装置原料控制存在误区、工艺防腐蚀效果欠佳和循环水品质不好等。针对这些问题提出了加强原料控制、材质升级和＂一脱三注＂工艺防腐蚀措施以及改善循环水水质和完善水冷器防腐蚀等措施和建议。     

溶剂再生塔及其重沸器的腐蚀

对催化脱硫装置溶剂再生塔塔壁贫液冲击区、塔盘及其塔底重沸器出口处壳体腐蚀原因进行了机理分析 ,认为冲蚀及溶剂中的二氧化碳及设备结构不当是引起腐蚀的主要原因 ,并从工艺、设备结构及选用奥氏体材质等方面提出了防范措施     

常减压蒸馏装置常顶系统的腐蚀与防护

随着加工原油劣质化程度的加重和开工周期的延长,设备的腐蚀必呈加剧趋势。中国石化上海石化股份有限公司8 Mt/a常减压蒸馏装置2005年2月投产至今,常顶系统的设备和管线出现了不同程度的腐蚀,常压塔上层塔盘、塔顶空冷器、塔顶油气管线均曾因腐蚀而失效。从原油性质、工艺防腐、材质使用情况等方面分析了腐蚀的主要原因,并试图通过及时调整"一脱三注"、改变空冷器管束内衬形式、使用复合搪瓷管件、运用在线监检技术等手段的来减缓设备管线的腐蚀,同时强调加强工艺防腐、提高材质等级、重视原油混配和开展监检测等工作的重要性。     

硫磺回收冷凝冷却器腐蚀原因分析及其防腐对策

硫磺回收装置中的冷凝冷却器 ,由于操作介质和自身结构等原因 ,往往造成多种类型的腐蚀。论文分析了冷凝冷却器的腐蚀形态和产生腐蚀的原因 ,并从工艺、设备的结构设计和选材方面 ,提出了防腐蚀措施     

加工高氯原油对炼油设备的腐蚀与防护

由于胜利管输原油中有机氯含量不断升高,导致炼油企业正常生产受到较大的冲击,部分装置因氯化铵结盐和腐蚀泄漏而停工,而且高氯原油的加工对设备的潜在风险仍将是装置长周期运行最大的隐患。通过调查高有机氯原油的分布,发现常顶汽油含氯较少,主要在常一、常二和常三线,受其影响的装置主要为常减压、催化裂化、焦化装置分馏塔顶以及催化重整、加氢装置反应器后换热器和空冷系统。腐蚀主要表现为结盐(氯化铵)堵塞、腐蚀泄漏等,尤其是氯化物对不锈钢材质的设备易造成应力开裂。对不同类型氯化铵腐蚀机理进行了分析,同时从工艺操作调整、工艺流程调整以及设备监检测等方面提出了相应的应对措施。     

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.