除氧器在锅炉给水系统中的应用

除氧器是工业锅炉、电厂及化工生产中被广泛使用的设备。该设备运行的好坏对锅炉等设备的安全运行和能源的消耗有很大的影响。1除氧方法比较氧是非常活泼的元素,其氧化能力很强。水中溶解氧与金属发生反应生成氧化物,就会产生金属腐蚀。要防止氧腐蚀,主要是减少水中的溶解氧。锅炉给水的除氧方法主要有化学除氧法和热力除氧法等。1.1化学除氧法1.1.1亚硫酸钠除氧法亚硫酸钠(Na2SO3)是白色或无色的晶体,易溶于水。它是一种还原剂,能与水中的溶解氧发生反应,使水中溶解氧的含量降低。它的除氧效果与水的温度、氧的浓度及亚硫酸钠的投入量有…     

常压塔顶系统腐蚀控制综合设计技术

常减压蒸馏装置作为炼油厂原油加工的龙头装置,其长周期稳定运行能力决定了炼厂是否能够“安稳长满优”运行。随着炼厂加工原油的劣质化趋势不断加重,常减压蒸馏装置,特别是常压塔顶系统低温部位的设备和管线,腐蚀现象尤为突出,已成为行业难题和痛点。文章剖析了常压塔顶系统腐蚀的根本原因,并从材料设计、工艺防腐、在线除盐、腐蚀监检测等方面多角度、系统性地阐述了腐蚀控制综合设计技术,提出了有效的防腐蚀策略,可为常减压装置的稳定运行提供有力保障。     

除盐水站酸、碱系统的腐蚀与防护

介绍了除盐水站再生系统流程,对除盐水站存在的酸、碱腐蚀问题进行了分析.从合理设计、选材、消除应力、添加缓蚀剂、加强运行及维护管理等方面提出了一系列避免或减缓腐蚀危害的防护措施,主要从设计角度对除盐水站的安全生产及环境保护等问题进行了讨论.     

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。     

苯乙烯装置脱氢尾气系统腐蚀原因分析

介绍了苯乙烯装置脱氢尾气系统工艺流程、管线腐蚀部位及管壁测厚数据,进行了工艺参数对比、设计参数核算分析到取样排查情况的逐步深入探讨,明确苯乙烯装置脱氢尾气系统的腐蚀主要是发生在弯头部位的不均匀腐蚀,这种腐蚀根源于尾气压缩机出口实际运行温度与设计温度偏离,未及时调整引发的流程下游冷却器、热交换器设备的运行状态参数偏离,从而导致的物料弱酸性、物流流速偏大,造成弯管处的腐蚀及冲刷加重。     

集输系统热水管线腐蚀机理研究与技术对策

针对油田伴热水管线内腐蚀严重的问题。对现场调查结果和试验数据进行分析，论述了伴热水管线内腐蚀机理，找出了造成管线内腐蚀的主要因素，有针对性地提出了伴热水流程密闭隔氧、补充水除氧的技术措施。     

从氧腐蚀原因浅析中小型锅炉除氧措施的重要性

中小型锅炉在工业锅炉的总量中占有相当大的数量,锅炉运行期间发生氧腐蚀现象较为普遍。本文对锅炉发生氧腐蚀的数据进行了统计分析,在得出锅炉氧腐蚀发生趋势规律的基础上,强调了中小型锅炉配备除氧装置和采取除氧措施的重要性,提出了防止和减少锅炉氧腐蚀的途径。     

真空泵系统腐蚀原因分析及对策

重点阐述了百万吨乙烯装置脱辛烷塔系统真空泵腐蚀问题,通过分析找出真空泵系统腐蚀的主要原因为垢下腐蚀及溶解氧腐蚀,同时由于防腐剂注入量不足及高温工作环境加剧了真空泵腐蚀程度。最终在采取增大脱盐水罐冲洗力度、系统消漏除氧、加大防腐剂注入量、疏通流程降低工作温度等措施下,真空泵系统腐蚀问题得到有效缓解,保证了真空泵系统长周期平稳运行。     

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。     

油田热电厂注汽锅炉炉管腐蚀因素分析与控制措施

大庆油田热电厂注汽锅炉炉管处于高温、高压的恶劣环境工况,腐蚀严重,其腐蚀类型主要为碱腐蚀、溶解氧腐蚀、气蚀、汽水腐蚀和停炉腐蚀。由介质产生的腐蚀因素主要有温度、流速及水处理质量;注汽锅炉炉管中存在的氧气以及锅炉水中溶解的氧加速了炉管腐蚀速率。为延缓腐蚀并减小腐蚀程度,提出以下对应的控制措施:严把水质源头管控,杜绝出现不达标水质进入锅炉;完善运行参数,防止超温、超压环境出现;将多种除氧方法结合使用,以达到最佳除氧效果。停炉后采用TH901法在炉管表面形成保护膜以隔离氧气,该保护法加药量少,成本低,阻止腐蚀的概率达到99.9%以上。通过控制锅炉给水水质,减少锅炉接触氧几率等措施,减缓了注汽锅炉炉管的腐蚀。     

污水汽提装置富氨气系统腐蚀原因及对策

中海炼化惠州炼化分公司污水汽提装置分为加氢型和非加氢型两个系列,共用一套氨精制系统。装置开工运行一年半后,先后出现了脱氨塔顶空气冷却器后管线、换热器腐蚀严重等问题,严重影响了装置的长周期运行;富氨气管道内富氨气气液两相存在,介质流速远高于设计管道流速,管道和换热设备腐蚀主要原因为冲刷腐蚀。对富氨气系统管线进行扩径改造以降低流速,减少冲蚀。采取增加富氨液分液罐分凝液相,降低气液两相对设备的冲蚀、材质升级等改造措施,解决了脱氨塔顶空气冷却器后管线设备腐蚀问题。     

统计学习理论在预测注水管道腐蚀速率中的研究与应用

支持向量机是在统计学习理论的基础上发展而来的一种新的模式识别方法,在解决有限样本、非线性及高维模式识别问题中表现出许多特有的优势。文章针对注水管道中腐蚀速率和腐蚀影响因素之间复杂的映射关系,在注水管道腐蚀速率预测研究中引入基于统计学习理论的支持向量机算法,研究了胜利油田某实验区注水水质腐蚀的影响因素,并应用LibSVM软件建立了注水管道腐蚀速率预测模型,从而提供了一种注水管道腐蚀速率预测新方法。实际应用结果表明,用支持向量机算法进行注水管道腐蚀速率的预测在样本有限的情况下具有明显的优势。     

循环水地下钢制管道的腐蚀

介绍了循环水地下回水管道引起腐蚀泄漏的失效分析情况,认为管道主要腐蚀形式为局部点蚀.穿孔的原因除防护层的缺陷外,主要是由于静电接地铜极与钢管的距离太近、发生电偶腐蚀所致;并介绍了所采取的防护措施.     

安塞油田集输管道内腐蚀防护技术研究与应用

安塞油田开发区域土壤呈湿陷性,含水率低,管道外腐蚀较弱。但由于含水率、矿化度含量、CO2和H2S等腐蚀因子影响,管道内腐蚀情况较为严重。针对管道腐蚀破漏频繁的问题,通过开展管道腐蚀机理研究,评价管道内腐蚀;针对不同属性管道,开展纤维增强复合防腐、高密度聚乙烯等内衬技术,初步建立管道腐蚀防护体系,现场应用效果显著。管道失效率下降70%,每条管道使用寿命平均延长了7.8a,节约成本,达到降本增效的目的。     

长输水管道泵站冷却系统不锈钢管道腐蚀分析与探讨

文章针对长距离输水管道工程中泵站离心输水泵动力驱动引擎冷却水系统的不锈钢管道焊缝处出现的腐蚀问题,对奥氏体不锈钢焊接特性、焊接工艺和焊后处理进行了分析,并运用光学金相分析、电镜显微分析、能谱分析、电化学分析等方法对焊缝腐蚀区进行了试验研究,试验表明SO2-4具有抑制Cl-对不锈钢的点蚀作用,温度升高降低了不锈钢的点蚀电位,并据此提出了一些抑制和缓解腐蚀的措施与建议。     

中原油田集输管线腐蚀行为研究

中原油田集输管线的腐蚀特点均以内腐蚀为主 ,腐蚀穿孔多发生在管线底部。以四厂南二线为例 ,对产出气、产出水的组成及腐蚀性进行了分析化验 ,结果表明 :输送的液体含水率高且为层流 ,造成管线底部直接与水相接触。由于产出水pH值较低、矿化度高 ,并且含有大量的硫酸盐还原菌 (SRB)和HCO-3,CO2 ,导致管线底部垢下腐蚀。提出了以管线内防腐蚀和投加杀菌缓蚀剂为主的防护措施     

码头压舱水管线腐蚀原因分析

简要介绍了大连石化公司码头至净化水车间压舱水管线的腐蚀现状,叙述了影响海水腐蚀的各种因素.对各种防腐蚀措施进行了经济效益分析.     

天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水,建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２、缓蚀剂、水及它们的组合对于管线内腐蚀所起的作用。根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

南海番禺气田海底管线内腐蚀评价与预测

通过对海底管线天然气中腐蚀性气体含量、残留水的矿化度、盐含量和总铁离子含量分析发现：南海HZ21-1平台至珠海陆地终端的海底管线存在一定的内腐蚀倾向；利用美国OLI公司的Corrosion Analyzer腐蚀预测软件对海底管线的内腐蚀倾向进行了预测，预测结果表明：海底管线的腐蚀速率随温度的升高而增加，随输送压力的升高而增加，腐蚀速率受温度的影响较大，受压力的影响较小，腐蚀速率预测值均小于0．0764mm／a，属于轻微腐蚀。     

某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因分析

为了探究某含硫油田20G集输干线内腐蚀穿孔原因,通过宏观形貌观察、尺寸测量、化学成分分析、金相检验、力学性能测试及腐蚀形貌观察和腐蚀产物分析等方法,并结合该管段的生产标准和现场服役工况进行了分析。结果显示:该20G集输干线材质无异常,符合相关标准要求;失效管段的腐蚀产物化学成分为C、O和Fe,还有少量的Cl和S。分析表明:该管线的输送介质流速过低,致使管道底部长期积水,使得介质中的CO₂、H₂S和少量溶解氧对管线底部产生腐蚀,其中采出水中高浓度的Cl-促进了点蚀的形核和发展,最终导致穿孔。针对此类低压、低流速、高腐蚀性含水原油管道,建议排查管道的输送路径,防止带入空气,如改进工艺流程和采用除氧后的水清管等,并且适当提高流速,减少管线积液。