胺液再生系统设备腐蚀原因分析及防护对策

针对中国石油化工股份有限公司安庆分公司催化裂解干气液化气脱硫装置胺液再生系统设备腐蚀严重的问题,采取了将20号碳钢升级为18-8不锈钢、在贫液返回线上增设活性炭过滤器以及采用AmiPur胺净化技术等措施,取得了良好效果。     

胺液再生系统设备腐蚀原因分析及防护对策

针对中国石油化工股份有限公司安庆分公司催化裂解干气液化气脱硫装置胺液再生系统设备腐蚀严重的问题，采取了将20号碳钢升级为18—8不锈钢、在贫液返回线上增设活性炭过滤器以及采用AmiPur胺净化技术等措施，取得了良好效果。     

炼油厂脱硫装置腐蚀与选材探讨

介绍了湿硫化氢损伤、胺腐蚀、胺应力腐蚀开裂、H2S-CO2-H2O型腐蚀等腐蚀类型,并根据典型的脱硫工艺流程,结合不同部位的腐蚀类型,对脱硫装置的吸收系统、贫富液换热系统以及溶剂再生系统的主要设备与管道的腐蚀及其选材进行了探讨.     

催化干气液化气脱硫技术改造

介绍某炼油厂催化裂化干气、液化气脱硫装置概况以及运行中存在的主要问题:胺液发泡、再生能力不足、液化气脱硫塔筛孔堵塞、液化气带胺等。装置于2004年进行扩能改造,采取更换液化气脱硫塔、更换胺液再生塔塔盘、增设胺液过滤器、更换新鲜胺液等措施,有效解决了装置运行中的瓶颈制约。提高了装置处理能力。改造后装置运行平稳,脱硫效果良好,产品质量合格。     

干气脱硫系统管道腐蚀分析及带压处理

干气液化气脱硫装置胺液再生系统管道因腐蚀严重,多次发生泄漏。对腐蚀原因进行了分析,因传统带压堵漏方法无法消除漏点,使用隔离补强式卡具将漏点消除,保证了装置的正常运行。     

炼油厂气体脱硫装置腐蚀及防护

介绍了联合装置干气脱硫单元及重油加氢脱硫单元 2套脱硫装置的酸性气系统以及胺液系统的设备和管线腐蚀情况 ,对造成 2套装置腐蚀程度不同的原因进行了分析 ,并且提出了相应的防护措施     

胺液净化技术在RFCC气体脱硫装置的应用

为解决洛阳分公司Ⅱ套重油催化裂化气体脱硫装置（Ⅰ）严重的腐蚀及其引起的运行周期短、干气和液化气H2S含量超标、以及胺消耗量大等问题，使用北京思践通科技有限公司开发的HT-825A胺液净化再生设备后，胺液中热稳盐含量从7.2%降到0.53%，胺液质量大为改善。从而气体中H2S含量下降，产品质量合格，溶剂消耗降低。     

溶剂再生装置再生塔操作异常波动分析及对策

中国石化洛阳分公司2号溶剂再生装置于2018年7月运行过程中出现数次异常波动,导致冲塔液泛现象,严重影响上游装置产品质量及硫磺回收装置二氧化硫排放浓度。通过分析、查找原因,并采取增设胺液净化装置、清理全部溶剂、控制催化裂化脱硫装置液化气和干气重组分体积分数分别低于2%和3%、调整富胺液闪蒸罐压力低于0.05 MPa等措施进行优化调整,最终保证装置平稳运行,贫胺液及催化脱硫产品质量合格,减少MDEA的损耗,达到环保要求。     

溶剂再生装置操作异常波动分析及对策

中国石化洛阳分公司2号溶剂再生装置于2018年7月运行过程中出现数次异常波动,导致冲塔液泛现象,严重影响上游装置产品质量及硫磺回收装置二氧化硫排放浓度。通过分析、查找原因,并采取增设胺液净化装置、清理全部溶剂、控制催化裂化脱硫装置液化气和干气重组分体积分数分别低于2%和3%、调整富胺液闪蒸罐压力低于0.05 MPa等措施进行优化调整,最终保证装置平稳运行,贫胺液及催化脱硫产品质量合格,减少MDEA的损耗,达到环保要求。     

NCMA脱碳溶剂在干气提浓装置的应用

南化集团研究院开发的NCMA脱碳溶剂在中国石化武汉分公司干气提浓装置的工业应用结果表明：与原设计的MDEA脱硫溶剂相比,采用NCMA脱碳溶剂,胺液吸收CO2的能力大幅提高,在处理量相当的情况下,干气提浓装置提浓干气吸收塔的胺液循环量由 33 t/h下降到 14 t/h;胺洗后提浓干气中CO2体积分数低于50μL/L,溶剂的H2S负荷以及脱除硫醇的能力均有所提高。     

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。     

重油催化裂化装置稳定塔底重沸器内漏原因分析及对策

随着进口原油掺炼比例的增加,0．8Mt／a重油催化裂化装置的原料逐渐劣质化,设备开始出现泄漏,其中以稳定塔底重沸器（E-304／1）的泄漏最为严重。通过分析泄漏原因,确定E-304／1内漏由高温硫腐蚀导致,为此决定更换重沸器。重沸器更换前通过调整控制E304／1管程与壳程的差压维持正常生产,更换过程中采取了凝缩油进1．4Mt／a重油催化裂化装置吸收塔的处理方案,解决了干气、液化气组分放空燃烧污染环境的问题。     

加工海洋高酸原油常压蒸馏塔顶系统的腐蚀防护

通过对中海惠州炼油分公司常减压蒸馏装置常压蒸馏塔顶低温部位腐蚀产物和腐蚀介质进行研究,结合日常腐蚀监测和设备检修腐蚀调查结果,对海洋高酸原油加工过程中发生的常压蒸馏塔顶循换热器腐蚀泄漏,常压蒸馏塔顶管线及常顶油汽换热器的腐蚀进行研究.结果表明,腐蚀介质HCl和H2S主要来源于原油中的氯化物和硫化物在高温环境分解,提出了乙酸等小分子酸对金属设备具有较强的腐蚀破坏性,建议使用三条防护措施来控制海洋高酸原油对常减压装置低温部位的腐蚀.     

芳烃抽提装置回收塔重沸器管束失效原因

通过对芳烃抽提回收塔重沸器管束的腐蚀分析,指出抽提溶剂环丁砜在高温下分解出SO2、形成酸液以及汽化沸腾对碳钢管束造成了冲刷腐蚀。从优化操作,设备结构及选材方面提出合理解决方案。     

常减压蒸馏装置防腐蚀措施及效果分析

管输油劣质化导致常减压蒸馏装置电脱盐合格率低,使低温防腐蚀和高温防腐蚀均存在薄弱环节.Ⅱ套常减压蒸馏装置通过电脱盐脉冲技术改造,脱盐合格率由88.60％提高到96.59％;增上初馏塔顶、常压塔顶和减压塔顶腐蚀在线监测系统后,低温位腐蚀得到了有效控制;加热炉余热回收系统增上双面双翅片铸造板式空气预热器,排烟温度由175℃...     

环烷酸对减压塔顶空冷器腐蚀的影响及对策

通过分析减压塔塔顶空冷器腐蚀特点,发现减压塔顶空冷器腐蚀非常快,减顶切水铁离子质量分数随时间大幅上升。确定了减压塔顶空冷器腐蚀加剧的主要原因是加工原油的劣质化,特别是高酸原油。环烷酸是造成常减压高温部位腐蚀的主要原因。结果表明,当减压塔塔顶温度超过120℃时,部分小分子环烷酸以及由环烷酸分解产生的小分子羧酸进入塔顶冷凝冷却系统,加剧了空冷器的腐蚀。通过降低减压塔塔顶温度,调整工艺防腐蚀措施,减压塔塔顶切水铁离子质量分数降至3 mg/L以下,塔顶空冷器的腐蚀得到有效的控制,换热器、管线等腐蚀明显降低。     

加工海洋高酸原油常减压装置的腐蚀与防护

某公司主要加工海洋高酸原油,其常减压装置常顶和减顶低温部位的腐蚀和减压塔高温部位的环烷酸腐蚀比较严重,初馏塔顶器壁和常减压塔顶冷却器多次出现腐蚀穿孔,减压塔316L不锈钢填料使用一个周期后大部分腐蚀破碎被流体带走。通过分析发现:低温部位腐蚀主要是由电脱盐效果不理想、脱后含盐较高,常减压塔顶冷凝水pH值波动大造成;高温部位腐蚀主要是由原油酸值高,环烷酸腐蚀严重造成。针对上述原因提出了防腐蚀措施:改造电脱盐装置、常减压塔顶注剂系统,合理使用耐腐蚀金属材料,加强腐蚀检测。     

延迟焦化装置的典型腐蚀与防护

针对自2016年大检修以来,中国石化北京燕山分公司延迟焦化装置出现的原料缓冲罐罐顶平衡线腐蚀、焦炭塔上进料线弯头腐蚀、解吸塔塔底重沸器壳体腐蚀、稳定塔塔顶冷却器管束腐蚀等进行腐蚀原因分析,并提出了相应的防护措施建议.原料缓冲罐罐顶平衡线腐蚀为高温硫腐蚀,需要采用对管线材质升级或加防腐蚀内衬等措施;焦炭塔上进料线弯头腐蚀...     

液化气腐蚀问题的原因分析及解决措施

惠州炼化分公司液化气脱硫装置运行2a以来,一直存在脱硫再生负荷高,液化气经常发生腐蚀不合格问题,通过优化吸收稳定系统操作;降低液化气中硫化氢含量及脱硫再生单元扩能改造等措施后已获得解决。液化气油渍不合格主要原因是作为抽提溶剂油的催化重整生成油密度偏大及胶质含量较高,解决措施是将催化重整生成油更换为重整抽余油;液化气腐蚀不合格主要原因为原料硫化氢含量高、残液携带及脱液采样不合理。通过装置扩能改造、液化气球罐罐底压液、采样口改造、增加加氢液化气精脱硫设施解决了腐蚀问题。为改善焦化液化气带碱、加氢液化气带胺液的情况,增加了焦化液化气和加氢液化气水洗设施,基本解决了液化气腐蚀问题。     

汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀与对策

汽柴油加氢装置反应流出物系统存在高温硫化氢腐蚀、高温氢腐蚀、氯化铵腐蚀、湿硫化氢腐蚀和连多硫酸应力腐蚀开裂等多种腐蚀类型,它们之间相互影响相互作用。针对汽柴油加氢装置的反应流出物冷凝冷却系统,从工艺出发,结合内部介质的性质,以及通常采用的材料,分析了具体部位可能发生的腐蚀:高温部位主要是高温硫化氢腐蚀,但是一旦发生氯化铵沉积将导致换热管堵塞,采取冲洗措施时,引入液态水,水中氯离子含量很高,可引起奥氏体不锈钢的氯离子应力腐蚀;低温部位主要是湿硫化氢腐蚀,但是总注水量一旦超过设计值,高压分离器和低压分离器分离水分的效果变差,低分油含水量升高,可引发反应流出物/低分油换热器低分油侧腐蚀。因此对汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀进行防护时,应根据实际工艺条件系统分析可能发生的腐蚀,统一考虑防护措施,避免因控制一种腐蚀而引发其它腐蚀。