液化石油气脱硫醇装置抽提碱液失效原因及工艺改进

对液化石油气Merox脱硫醇装置抽提碱液失效的原因进行了分析,指出是由于碱液再生过程中产生的二硫化物与碱液不能彻底分离所致。当二硫化物在碱液中累积后,就会导致脱硫醇后的液化石油气总硫超标。提出了一种新的含硫醇碱液逆流氧化汽提再生工艺,以提高二硫化物与碱液的分离效果,降低抽提碱液的消耗,并回收再生过程中副产的二硫化物。     

液化石油气精脱硫过程中产生腐蚀的原因

以加入硫醇和H_2S的石油醚为液化石油气(LPG)的模拟原料,在固定床反应器中采用催化氧化的方法考察了LPG精脱硫过程中产生腐蚀的原因、影响精脱硫产物腐蚀性的因素以及硫化物的氧化反应机理。实验结果表明,影响精脱硫产物腐蚀性的主要因素为H_2S含量和反应温度,其次是液态空速,氧含量(实际供氧量与硫醇氧化理论需氧量的比值)对精脱硫产物腐蚀性的影响相对较小;反应温度越高,精脱硫产物腐蚀性越小;精脱硫产物腐蚀性随H_2S含量的增加而增大。较佳反应条件为:反应温度50℃、液态空速2 h~(-1)、氧含量1.1。在较佳反应条件下,当精脱硫产物铜片腐蚀级别合格时,原料中H_2S上限含量约为17μg/g。H_2S含量高于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物含有较多的多硫化物、胶状单质硫和少量的硫代硫酸盐;H_2S含量低于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物为短链多硫化物和硫代硫酸盐。     

HDPE装置不锈钢管线腐蚀原因与防护措施

文中针对HDPE装置的不锈钢管线发生腐蚀的原因进行分析,对腐蚀部位液体进行分析,确定Cl-腐蚀,同时由于HDPE装置工艺特点,腐蚀还造成干燥机加热蒸汽管泄漏、水冷器泄漏等问题,为此提出防止Cl-腐蚀的防范措施,包括设计上选用更加耐腐蚀的金属材料、生产重加强泄漏管理、使用无机防腐涂料等,经实际应用效果好,保证HDPE装置稳定生产。     

气体脱硫装置腐蚀原因分析及防护措施

针对气体脱硫装置运行特点及近期出现的设备腐蚀泄漏情况,详细分析了脱硫系统产生腐蚀的原因,并制定相关防护措施,确保装置的长周期运行。     

液化石油气球罐腐蚀原因分析及改进措施

介绍了液化石油气球罐腐蚀开裂的危害，对中国石化北京燕化石油化工股份有限公司化工一厂油品车间球罐的腐蚀原因进行了分析。引用湿硫化氢腐蚀的机理，对球罐硫化氢腐蚀进行了详细论述，并针对已腐蚀的球罐采取打磨消除球罐内表面裂纹、补焊、局部热处理、喷涂防护层等措施，取得了较好的治理效果。     

油气田液化石油气脱硫

轻烃分馏装置建有固定床脱硫釜4座,由于近年原料轻烃含硫量不断升高,导致脱硫剂实际失效时间比原设计时间大为缩短。为解决上述问题,决定对液化石油气脱硫进行研究,在选择高效液化气脱硫剂方面开展了技术攻关,最后在众多的脱硫剂当中,选择出高效的脱硫剂配方。     

液化石油气脱硫技术

综述了液化石油气中各种硫化物的脱除方法 ,提出了精密脱硫的一些改进建议。     

液化石油气管线冻堵分析与处理

2010年1月,新疆某油田液化气储运站库液化石油气球罐、工艺管线及排污管线均出现了冻堵现象.采取如下措施:对所有液化石油气储罐U型弯管及罐根部重新加装电伴热带,待罐内底部及U型弯管内结冰全部融化后进行排污作业;利用距排污汇管最近低点排污阀向液化石油气排污汇管内注甲醇,并将管线内压力建立在0.3～0.8 MPa范围内,通过14h间断注醇作业,实现排污管线解冻.     

一乙醇胺脱硫装置的腐蚀与防护

一乙醇胺脱硫,早在三十年代就已工业化了.由于一乙醇胺溶剂(MEA)价格较便宜,净化度及硫负荷较高,又积累了不少的操作经验,所以目前国内外仍广泛使用这种方法.特别是对于不含COS和CS_2,而含中等或低等量酸气(H_2S<2%)的气体,使用一乙醇胺法是最好的净化方法之一.但此法也有较大的缺点,即装置腐蚀较严重,溶剂易变质、发泡等. 我国第一套使用一乙醇胺水溶液作脱硫     

火电厂烟气脱硫装置腐蚀与防护

本文主要讨论了火电厂多种烟气脱硫技术装置的腐蚀机理,工艺环境对腐蚀的影响及其防腐蚀对策。分析了我国引进及开发的烟气脱硫装置的防腐蚀技术现状,比较了多种防腐蚀材料及技术的优劣特点,着重论述了鳞片衬里技术在烟气脱硫环境中的耐蚀机理、特性及价值。     

液化石油气球罐喷淋管线入口地下线腐蚀穿孔

<正>2019年4月23日8∶30分,某厂液化石油气(简称液化气)岗位外操人员巡检至液化气泵房时,发现泵房西侧消防道护坡处有水流,立即上报车间,车间安全组随即按照水流方向进行排查。车间当时判断为靠近喷淋间的一处消防栓可能损坏,决定更换消防栓,随后对靠近喷淋间的消防栓进行挖掘,但是发现消防栓并没有损坏。车间此时又发现,在罐区附近的排水沟内有积水且有流动现象,于是决定抽干排水沟内积水,查找水源流出地点。在对排水沟抽水过程中,发现液化气     

烟气脱硫装置换热器腐蚀原因分析

某公司催化烟气脱硫装置运行一段时间后,换热器腐蚀泄漏问题非常严重。现场调查发现焊缝及热影响区腐蚀最严重,其次是堆焊层和不锈钢复合板。换热器主要的腐蚀类型有点蚀、晶间腐蚀和缝隙腐蚀。通过模拟现场工况进行的实验室评价,对腐蚀发生的原因进行分析,并提出了防腐蚀建议。实验结果表明,脱硫系统中主要的腐蚀性介质有硫酸和亚硫酸、氧气、元素硫,氯离子等。稳定化处理的321不锈钢在现场贫胺液中对氯离子引起的点蚀并不敏感,点蚀发生的原因可能是材料热处理不当或元素硫腐蚀。浸泡试验结果表明,现场贫胺液腐蚀性极强,p H值小于4时,321不锈钢在该介质中极易发生缝隙腐蚀,经敏化处理比未经敏化处理的试样腐蚀速率高,腐蚀更严重。敏化处理后,腐蚀速率高达0.035 mm/a。     

胺法脱硫装置的腐蚀与防护

胺法脱硫装置受硫化氢、水、硫氢化铵、碳酸氢铵、胺降解产物和热稳态盐等介质影响,给装置带来均匀腐蚀、冲刷腐蚀、氢鼓包和应力腐蚀开裂等多种腐蚀形态。通过分析这些腐蚀形态,提出了从正确的材料选择、合理的设计条件、严格的操作控制和合理的工艺防护入手解决装置的腐蚀问题,确保了装置平稳运行。     

重油加氢装置脱硫系统腐蚀与防护

分析了重油加氢脱硫系统的腐蚀原因,认为该系统腐蚀是酸性气硫化氢和二氧化碳共同作用的结果．而冲蚀是空冷出口部位高腐蚀率的主要原因之一。针对空冷出口管线的严重腐蚀进行了材质和缓蚀剂室内、现场试验,结果证明：SYH—VBl缓蚀剂的缓蚀率在90％以上,缓蚀效果显著.     

柴油加氢脱硫装置的腐蚀与防护

在高温下 ,氢和硫化氢以及在低温下硫化氢和氯化铵是造成柴油加氢装置腐蚀的主要原因。采用耐蚀钢种渗铝钢或者加注 ,缓蚀剂以及水洗等工艺措施可使腐蚀得到抑制     

胺法脱硫装置的腐蚀与防护

当前炼油厂气体和液化气脱除硫化氢普遍采用胺法脱硫工艺,系统中存在重沸器、中温部位管道和贫富液换热器的严重腐蚀问题。通过对镇海炼油化工股份有限公司Ⅱ套蜡油催化裂化脱硫系统腐蚀状况调查,分析了腐蚀原因,落实了防腐蚀措施。主要运用AmiPur胺净化技术即通过阳离子交换树脂去除系统中累积的热稳定性盐,并把胺回收到装置中,从而保证脱硫装置的稳定运行。运用AmiPur胺净化技术是目前控制胺法脱硫装置腐蚀的最有效手段,可使现场监测腐蚀速率降至O.05mm/a以下。     

304不锈钢碱液管线腐蚀分析及对策

由于304不锈钢管线材质没有进行酸洗钝化,且在焊接过程中发生敏化现象,因此在Cl-和碱液的联合作用下引发了晶间腐蚀。针对管线腐蚀提出了相应措施。     

碱液腐蚀及防护技术

以碳钢为例,介绍了碱液的腐蚀过程。指出碳钢的应力腐蚀开裂是碱液腐蚀中危害最大的一种腐蚀现象。碳钢在5％浓度NaOH以上的全部浓度范围内都可能产生碱脆,而当NaOH浓度为30％左右时最危险。并从选材、结构设计及消除应力防止应力腐蚀等方面提出了一些防护措施。讨论了“全面腐蚀控制”管理的重要性。     

液化石油气球罐腐蚀分析及管理

通过对炼油厂储存液态烃球罐的腐蚀环境及维修历史的分析、腐蚀介质对球罐腐蚀的类型及其机理的探讨,得出引起LPG球罐腐蚀主要因素是硫化物应力腐蚀。提出加强球罐日常运行中的腐蚀物检测、控制H2S质量浓度10mg／L内、H2S含量超标的LPG停留球罐时间不超过48h、腐蚀裂纹维修后球罐表面硬度控制在HB200内并且作应力消除处理及做好球罐防腐等方式,是控制硫化物应力腐蚀的现实可行的管理方法,可以消除长周期运行中球罐内可能的腐蚀介质对球罐带来的安全影响。     

液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入硫磺回收装置的研究

介绍了中国石化塔河炼化有限责任公司液化石油气脱硫醇碱液再生尾气引入1号硫磺回收装置酸性气燃烧炉焚烧处理的运行情况。该装置在长期运行中,现场恶臭味较大,且尾气中硫磺烟气NO_x的排放质量浓度高达394 mg/m~3,不符合大气污染物排放标准。通过对碱液再生尾气流程的改造和工艺技术的优化,在对现有装置各设备和运行工艺参数不做改变的前提下实现了尾气的无害化处理。运行结果表明:改造后硫磺回收装置烟气NO_x排放质量浓度为68.14 mg/m~3,较前期394.00 mg/m~3下降了325.86 mg/m~3,烟气排放满足标准要求,降低了目前硫磺回收装置烟气NO_x的排放浓度,实现硫磺回收装置烟气达标排放,环保效益和社会效益显著。