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.     

局部腐蚀引起电感探针数据的失真

为探讨局部腐蚀对探针读数的影响,采用扫描电镜、金相显微镜、能谱等表征方法对20号碳钢探针的失效进行了研究。宏观和微观形貌表明,探针表面随机分布着大小不均的腐蚀坑;金相结果表明,探针材质合格,晶体组织均匀;能谱分析表明,腐蚀坑内存在氯离子和硫元素的局部聚集现象。不均匀的覆盖物在探针表面的形成,以及在电位差及腐蚀介质的影响下,探针表面发生了局部电化学腐蚀,较多腐蚀坑的出现引起了感应电阻信号的跳动,产生了数据的失真。     

催化裂化烟气轮机固定螺栓断裂原因分析

C276哈氏合金无论在还原性介质中,还是在氧化性介质中,都表现出较好的耐腐蚀能力,但是C276材质并不具备足够的热稳定性。对某炼油厂催化裂化烟气系统断裂螺栓进行分析,结果表明：C276材质螺栓长期在高温烟气环境中服役,导致螺栓表面发生严重的氧化腐蚀,使得螺栓有效承载截面不断地减小,最终造成螺栓发生断裂。     

硫化氢汽提塔进料段腐蚀分析

某炼油厂2011年首次检修时发现高压加氢装置硫化氢汽提塔热低分油进料段11至15层塔盘发生严重腐蚀,大幅超过Mc Conomy曲线相应工况下腐蚀速率0.025 mm/a,而2014年检修时未出现严重腐蚀问题。2011检修时塔盘正面布满腐蚀麻点,背面基本无明显腐蚀迹象,表明腐蚀主要发生在液相,气相腐蚀轻微。通过观察腐蚀形貌,核算塔顶水蒸气分压,判断仅可能在冷回流区域形成液态水点,断定腐蚀不是由于水相腐蚀导致。分析开工以来数据,在2011年前平均负荷为设计负荷的116.34%,最大负荷达到设计负荷的147.6%,而塔底汽提蒸汽量并未调整。分析认为热低分油进塔过程必然部分气化,产生很多微气泡无法及时汽提出液相,在向塔底流动过程中温度逐渐降低,微气泡液化产生汽蚀导致了严重腐蚀。生产实际表明:2011年后塔负荷控制在设计负荷105%以内,调整汽提蒸汽量及时汽提出热低分油进料液相中的各种微气泡,保证塔在设计工况内运行,可避免腐蚀发生。     

重整预加氢产物换热与分离系统腐蚀及防护

通过宏观检查、超声波测厚对重整装置预加氢产物换热与分离系统进行了腐蚀调查,发现换热系统中有四台换热器E-101D/E/F/G管束存在明显的减薄和穿孔现象。同时结合工艺参数对其腐蚀原因进行了分析,结果表明换热器的E-101D/E/F/G的温度在220~105℃,大量的氯化铵在换热器E-101D/E/F/G上结晶沉积,而且注水工艺中的注水量较小,难冲掉管程管束上沉积的铵盐,从而引起氯化铵盐垢下腐蚀,导致管束腐蚀穿孔,对此提出了有效的防腐建议。     

典型油田用缓蚀剂的热分解特性研究

随着国内原油开采难度的不断增大,油田多进行二次、三次采油,并且开发的劣质油田也增多,使得在开采和储运过程中化学助剂的用量不断增加。部分化学助剂直接进入到原油中,给原油炼制加工设备带来腐蚀问题。针对上述情况,以中海炼化惠州炼化分公司加工的原油为研究对象,对原油开采、运输中使用的化学剂进行调研,选择几种可能在炼油加工中导致腐蚀问题的典型油田缓蚀剂,通过热分解实验模拟这些缓蚀剂在炼油加工过程中发生的化学变化,并对其导致的腐蚀性因素进行分析。结果表明,随着温度的升高,油田缓蚀剂中的无机氯离子浓度不断提高,与加热前相比,在120 ℃时氯离子浓度有所增加,而在360 ℃时氯离子浓度显著增加。随着温度升高,缓蚀剂中一些稳定的物质会发生水解反应或是裂解反应,产生氯离子。     

汽提装置富氨气系统腐蚀分析

对两个系列的环保装置——酸性水汽提装置的酸性水介质、材质及富氨气系统腐蚀情况进行了分析.结果表明,Ⅱ系列酸性水中的硫化物和氨氮含量比Ⅰ系列高,富氨气分液罐在较高的pH值和存在水的情况下会形成湿硫化氢腐蚀环境,造成湿硫化氢腐蚀;而富氨气氨冷却器则是硫氢化铵腐蚀.通过管束内流速对冷却器的腐蚀速率进行了评估,并提出有效抑制腐蚀的改进措施.     

炼油厂循环水系统常见腐蚀问题分析及防护措施

循环水冷却器是实现炼油厂热平衡的重要设备,一旦发生腐蚀泄漏,将影响产品质量和装置长周期稳定运行。某炼油厂大检修期间腐蚀调查数据显示,存在腐蚀问题的循环水冷却器占比为28%,其中需更换管束的循环水冷却器占比为6.5%。该文选取了部分典型循环水冷却器腐蚀案例,从腐蚀部位、腐蚀产物成分和腐蚀影响因素等方面进行分析,认为循环水中溶解氧和微生物含量较高以及循环水流速偏低是导致腐蚀的主要原因,并探讨了管束选材、工艺防腐和腐蚀监测等方面的应对措施,为其他炼油厂循环水系统腐蚀防护工作提供了经验借鉴。