热媒水系统换热器腐蚀原因分析

某炼油厂热媒水系统先后有12台换热器从2012年11月开始发生腐蚀泄漏.从腐蚀形貌来看,换热器泄漏的原因是热媒水侧腐蚀,主要腐蚀形态是点蚀.从热媒水的水质情况来看,该系统因与外界大气连通,水中含有1.03 mg/L的溶解氧,这是造成腐蚀的主要原因.从实验室腐蚀挂片试验结果来看,在有氧存在的热媒水环境中,碳钢的平均腐蚀速率为0.298 mm/a,09Cr2AlMo钢的平均腐蚀速率为0.244 mm/a,奥氏体不锈钢材质腐蚀轻微.腐蚀产物中含有大量铁的氧化物,说明腐蚀以铁的氧腐蚀为主.工艺侧介质中含有1％以上的硫化物,也存在一定的腐蚀问题.分别从控制氧进入、材质升级、工艺防腐、腐蚀监控等方面提出了防护措施.     

焦化装置分馏塔顶循换热器管束腐蚀原因分析及应对措施

大庆石化分公司炼油厂1 200kt/a延迟焦化装置分馏塔顶循换热器E1117A/B投用不到两年,其中换热器B的管束腐蚀穿孔,出现泄漏。分析认为,换热管腐蚀穿孔,是由于管程介质中含有较高的腐蚀性元素,使管内壁产生了垢下点腐蚀所致。对新制作管束的换热管内侧采用钛纳米防腐涂料进行了防腐处理,较好地解决了该换热器管束的腐蚀问题。     

加氢高压换热器腐蚀泄漏分析及对策

某公司2号汽柴油混合加氢装置原料S、N、Cl杂质含量较高,自开工以来反应产物/低分油高压换热器E102A多次发生腐蚀泄漏。从该换热器的泄漏现象、腐蚀原因、改进措施三方面进行分析认为,换热器的腐蚀泄漏是由管程内NH_4Cl盐垢板结引起的,进而引起管束的垢下腐蚀,加氢原料有机氯含量高是引起高压换热器结垢和腐蚀的主要原因,保证合理的注水量和注水水质是解决高压换热器管程腐蚀的关键,在高压注水中加入高温缓蚀阻垢剂,可以有效减缓加氢装置高压换热系统的结垢和腐蚀。     

裂解气压缩机换热器泄漏原因及防腐措施

在乙烯装置的生产运行过程中,裂解气压缩机段间换热器经常发生管束腐蚀泄漏,严重制约了装置的长周期运行。根据生产检维修过程中换热器管束的腐蚀现状,找出了具体原因：壳程的酸性气体腐蚀、管程的循环水中微生物引起的垢下腐蚀以及冬季生产停车换热设备防冻保温不到位。从引起换热器腐蚀的各个原因入手,结合生产工艺,采取工艺参数调整、控制段间凝液的pH值及压缩机段间注水量等措施,同时对压缩机辅助设备进行优化,更换高效的注水雾化喷头、牺牲阳极保护、管束涂敷耐腐蚀涂料。通过采取防腐蚀措施,优化了换热器的运行环境,改善了段间换热器的性能,有效延长换热器的使用寿命。     

高压换热器密封环泄漏分析及改造措施

某制加氢装置原料油与反应产物高压换热器E1103B采用Ω环式的密封结构,该换热器Ω密封环多次发生泄漏。文中综合考虑换热器密封结构、设备材质、工艺操作条件、操作介质、温度、压力等影响因素,采取了相应的改造措施,将易发生泄漏的Ω密封环改造为焊唇式密封结构。彻底解决了换热器频繁泄漏的问题。     

压缩机级间冷却器管束泄漏及改进措施

某石化公司450 kt/a焦化汽油加氢装置新氢压缩机级间冷却器E306/A,在其投用1 a后换热管发生内漏,通过对该冷却器管束泄漏的原因进行分析,分析结果表明:冷却器循环水流速偏低,循环水氯离子含量、浊度和悬浮物等实际指标偏高,换热管外壁结垢,换热管腐蚀余量不足和垢下腐蚀等是导致换热管腐蚀泄漏的原因。从设备材质、换热介质和工艺操作等方面提出了相应的改进措施,基本上解决了该设备的腐蚀泄漏的问题。     

炼油厂污水汽提氨精制液氨罐液位计失效分析

炼油厂污水汽提氨精制主要用于处理炼油厂各装置排放的含有NH3,H2S和Cl-等腐蚀介质的污水,其液氨储罐选用的UF型翻板液位计因制造和设计存在质量缺陷,在使用中奥氏体不锈钢发生了晶间型应力腐蚀裂纹,导致泄漏.后将原18-8奥氏体不锈钢改为304 L材质,并将焊接改为法兰结构后,取得了良好效果.     

加氢精制高压换热器管箱隔板脱落原因及分析

介绍了青岛石油化工有限责任公司加氢精制装置高压换热器E102管程压力差不断上升,最高至0.9 MPa,经分析后确定为氯化铵盐结垢堵塞管束,导致管程压力降异常。文章阐述了对换热器进行注水处理的过程并列举了相关化验数据,数据显示系统内Cl-质量浓度较高明显超过25 mg/L。再次投用换热器后换热温差最高仅5℃,完全没有换热效果。拆检换热器发现管箱隔板脱落,导致管程短路,造成设备失效。对连多硫酸腐蚀、Cl-应力腐蚀开裂的原理及设备故障情况进行了分析判断。该换热器故障的主要原因为奥氏体不锈钢的Cl-应力腐蚀,从而导致角焊缝处开裂,致使焊接处强度变弱,在物料的冲击下,管箱隔板脱落。针对加氢精制装置原料Cl-超标后带来的危害以及在处理过程中需要注意的问题提出了建议。     

奥氏体不锈钢封头裂纹成因分析

异丙苯碱洗槽材质为奥氏体不锈钢,封头在停车过程中发生泄漏,检查之后发现封头存在大量裂纹,对装置安全生产影响较大。为分析封头裂纹产生原因,及时采取有效措施,避免再次发生类似故障,对异丙苯碱洗槽封头裂纹进行了多方面分析,分析结果显示异丙苯碱洗槽的裂纹属于设备制造缺陷及介质腐蚀导致的奥氏体不锈钢应力腐蚀。并提出了相应的改进措施。     

常顶换热器腐蚀原因分析

中国石化股份有限公司洛阳分公司常压塔顶换热器H1001管束的材质为316L奥氏体不锈钢,运行一个周期后腐蚀泄漏严重,被迫更换。分析认为,管束泄漏是由于H2S—HCl-H2O腐蚀环境引起的电化学腐蚀、冲蚀和停工时连多硫酸引起的应力腐蚀开裂。强化“一脱二注”工艺防腐蚀措施、改变换热工艺设计、选用09Gr2AlMoRE钢或2205双相钢以及严格执行停工检修规程等措施可延长换热器使用寿命。     

高压加氢装置热高分换热器管束腐蚀原因分析

分析了中国石油克拉玛依石化公司润滑油高压加氢装置热高分油气/循环氢高压换热器不锈钢管束腐蚀泄漏的原因。通过宏观检测、涡流检测、材质分析、腐蚀产物分析等技术手段,认定由于在管束内形成NH4C l结晶,导致垢下腐蚀和紊流状态下的冲蚀。从技术上和管理上提出了应对措施,通过控制材质升级、工艺温度调整、增加工艺注水点等,确保了设备的长周期运行。     

加氢裂化装置设备腐蚀原因分析与对策

针对2.0 Mt/a加氢裂化装置高压换热器和高压空冷器腐蚀泄漏问题,从腐蚀机理、腐蚀形式入手分析了设备腐蚀的原因。根据装置原料加工现状和设备操作条件,从工艺设计、工艺操作、设备选材等方面提出了规范注水时间和注水量、材质升级、加注缓蚀剂等防腐措施。     

E-3408不锈钢换热器管束失效分析

大庆石化公司低压聚乙烯装置1台不锈钢换热器换热管多次发生泄漏,通过对泄漏换热管进行宏观检查、微观检测、能谱分析,确定了该不锈钢换热器失效的主要原因是304不锈钢在含Cl-的盐水介质里耐点蚀能力较差,并实施了相应的改进措施。     

蜡油加氢热高分气/混合氢换热器腐蚀泄漏分析及防护

某公司蜡油加氢装置热高分气/混合氢换热器E5102在运行9 a后发生内漏，导致装置被迫紧急停工检修。检修结束后，对管束的腐蚀泄漏原因进行分析。通过宏观观察、管束测厚、元素分析及离子分析，结合工艺模拟计算、腐蚀机理分析和注水情况分析，认为管程NH₄Cl结盐导致垢下腐蚀、注水冲洗不彻底及注水方式不合理是引起换热器腐蚀泄漏的主要原因，并提出了改进措施及建议，希望对各企业预防加氢装置热高分气/混合氢换热器的腐蚀泄漏有一定帮助。     

催化裂化装置气压机级间冷却器腐蚀与防护

通过了解近20套催化裂化装置气压机级间冷却器的设计条件、操作参数及使用情况，发现冷却器在使用过程中换热管内外侧均存在腐蚀、结垢和泄漏问题，并且冷却器一旦发生泄漏，检修会十分困难。通过分析腐蚀介质的来源、换热器的布置形式和工艺条件等，结合现场应用情况，采取冷却器由单台改为两台并联、循环水走管程、连续注水和适当升级管束材质等措施，从而解决了气压机级间冷却器腐蚀泄漏问题。     

催化裂化分馏塔顶循换热器泄漏原因分析

洛阳石化总厂二套催化裂化装置分馏塔顶循换热器 (E12 0 5A～D)因腐蚀多次发生泄漏 ,分析表明 :H2 S -HCl-H2 O酸性环境对换热器的腐蚀 ,是造成频繁泄露的主要原因。同时 ,从优化操作和设备材质升级等方面提出了防护措施 :应尽量减少进入系统的蒸汽量 ;将分馏塔上部的固舌塔盘更换为浮阀塔盘 ;在塔顶系统加注缓蚀剂 ;将换热器管束更换为渗铝钢管或 316L钢管。     

天然气净化厂贫富胺液换热器腐蚀失效分析

某天然气净化厂联合装置脱硫单元的贫/富胺液换热器在停工检修期间,发现换热器管箱内堆焊层(材质为316L)存在多处点状腐蚀坑和裂纹。采用外观检查、无损检测、腐蚀产物的能谱分析、X射线衍射分析以及胺液成分定性分析等方法确定了腐蚀发生的原因。研究结果表明,换热器管箱内堆焊层的腐蚀失效主要是由胺液中氯离子(质量分数高达300μg/g)引起奥氏体不锈钢点蚀,粗糙表面和温度进一步加剧腐蚀的发生。根据腐蚀失效产生的原因提出了防护措施。     

醋酸乙烯装置精馏塔回流管道开裂失效原因分析

某企业醋酸乙烯装置的醋酸乙烯精馏塔塔顶回流管道频繁发生泄漏，通过材质分析、宏观及微观形貌分析、介质成分分析、金相组织分析等方法，结合工艺流程，对回流管道失效原因进行了分析，结果表明：回流管道材质为304L不锈钢，管道内介质温度为60℃,存在含水氯化物环境，在焊接残余应力和结构应力作用下，管道发生了氯化物应力腐蚀开裂。建议从材质升级、减少液态水析出和控制氯离子含量等方面采取措施，以减缓回流管道开裂。     

加氢精制装置高压换热器泄漏原因分析

从工艺操作及设计条件方面对中国石油化工股份有限公司石家庄炼化分公司2号加氢精制装置高压换热器E1103在装置运行期间发生两次泄漏的原因进行了分析。核算结果表明:开工期间注水量在3 t/h左右,低于7. 7 t/h,说明开工期间在换热器管束内形成了NH4Cl结晶;失效分析报告表明:换热管材质合格,换热管失效原因为铵盐与水反应形成腐蚀介质,产生腐蚀。综上分析泄漏原因:工艺反应中生成的NH4Cl或NH4HS结晶铵盐在原设计注水条件下不能完全溶解在水中,在装置运行期间造成铵盐冲刷腐蚀;停工期间换热器长期存放于有水环境中,铵盐造成垢下腐蚀的点蚀。最后从注水量、换热器线速、停工过程中优化操作以及停工后对换热器进行保护性处理等方面提出了解决措施,从而保证换热器长周期运行。     

高压换热器内腐蚀原因的判别与预防

对润滑油高压加氢装置循环氢/热高分油气换热器内腐蚀进行宏观检测、远场涡流检测、常规涡流检测以及垢样分析,采用热力学定量计算判定了腐蚀原因,并提出了相应的预防措施。结果表明,腐蚀集中在管程出口处以及靠近管板部分的换热管,腐蚀产物中存在大量氯化铵盐结晶,腐蚀发生的原因为氯离子腐蚀和NH4Cl盐垢下腐蚀。实践表明在管壳程温度相对较低工况时,将注水由空冷前改为换热器管程入口前,并适当提高注水量和循环氢流量可以有效消除管程内的氯化铵盐,防止管束堵塞,在正常生产中严格控制管程出口温度不低于135℃,可以防止液态水的生成,消除氯化铵盐溶解带来的对奥氏体不锈钢敏感的氯离子腐蚀、铵盐垢下腐蚀和电化学腐蚀。