常减压蒸馏装置常顶低温部位腐蚀及对策

中国石油天然气股份公司独山子石化分公司(独山子石化)常减压蒸馏装置常压塔顶低温部位腐蚀较为严重,正常生产周期内,常压塔顶换热器管束及空冷管束发生了多次泄漏。通过分析,常压塔顶低温部位存在HCl-H_2S-H_2O环境下的露点腐蚀,同时塔顶注中和剂后与塔顶酸性介质反应生成铵盐,沉积在管束中形成垢下腐蚀,最终造成管件减薄穿孔后泄漏。通过采取优化装置电脱盐运行,评选低盐点中和剂、注剂注水位置改造、提高注水总量、单台常顶换热器改装雾化喷头、加装注水流量计及换热器浸泡等有效工艺防腐蚀措施,迅速提高了常顶低温部位露点区域内介质的pH值,减少了盐垢的形成,减缓常压塔顶低温部位的露点和垢下腐蚀速率,实现装置长周期平稳运行。     

常压塔顶换热器系统流动腐蚀失效分析及预测研究

针对某炼油厂的常顶换热器频繁失效的问题,首先运用化工工艺模拟软件仿真获得了常压塔顶换热系统的物性参数及油、气、水三相分率随温度的变化关系,并通过计算得出常压塔顶换热系统露点温度和NH_4Cl的结晶温度,其次运用传热计算软件对常顶换热器进行传热计算,获得了换热器管、壳程的流体以及管壁的温度分布规律,并通过对失效换热器解剖分析,验证预测结论的可靠性。结果表明:常顶换热器失效的主要原因是露点腐蚀及NH_4Cl结晶垢下腐蚀,其中HCl露点腐蚀是造成换热器管束腐蚀的最直接因素;在选取的工况下,换热器中露点温度为105.5℃,主要出现在距离换热器壳程进口1.2 m处;NH_4Cl结晶温度为113℃,主要出现在距离换热器过程进口0.6 m处的位置。     

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。     

原油-常顶油气换热器腐蚀原因分析

某炼化企业常减压装置在停工检修时发现,原油-常顶(常压塔塔顶)油气换热器E-301A/B/C管板隔板槽附近区域存在密集蚀坑,蚀坑连接成片,腐蚀较重。从E-301A/B/C管板腐蚀形貌、常减压原油性质、常顶酸性水性质等方面出发,通过计算常顶露点和结盐点等手段,推断出发生露点腐蚀的区域在常顶至E-301A/B/C出口。由于E-301A/B/C为并联设置,注水量分布不均,尤其在注入系统水流量较小或注水总量不足时更加明显。氯化铵无法被水充分溶解并被气相介质带走,沉积在隔板槽等死区部位,导致垢下腐蚀风险增大,因此判断造成E-301A/B/C管板隔板槽腐蚀的主要原因是氯化铵垢下腐蚀。建议通过适当提高常顶操作温度、停用或减少塔顶冷回流流量、改善塔顶注水等措施来减缓氯化铵垢下腐蚀。     

柴油加氢改质装置高压换热器腐蚀原因分析

柴油加氢改质装置反应流出物/反应进料高压换热器由于操作温度低,导致氯化铵在换热器管束(0Cr18Ni10Ti)内结晶析出,造成垢下腐蚀。通过分析该换热器腐蚀原因,从工艺操作和设备防腐角度,提出了延长换热器管束使用周期的建议。     

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。     

常压塔塔顶系统优化改造

通过检修对常压塔塔顶系统进行改造,塔顶温度控至150℃,确保塔内上层塔盘远离于露点腐蚀区域;常顶油气及冷凝系统通过布局优化及操作调整,露点腐蚀区域进行转移至耐腐蚀的空冷管束中,可以明显减缓腐蚀速度,保证装置长周期运行。     

加氢裂化热低分气空冷器结盐腐蚀泄漏原因分析

针对加氢裂化装置低分气空冷器腐蚀状况、腐蚀机理和运行工况,结合低分气空冷管束发生泄漏的实际案例,分析计算空冷器的工艺条件以及相关腐蚀数据。通过分析,根据装置进料时氮含量的变化分别计算出氯化铵平衡常数K_p值,结合氯化铵结晶热平衡数据查询出的结盐温度与装置实际运行温度对比,找出结盐的原因及影响因素。采取在A102前定期注水、降低混合进料中的氮含量和空冷管束材质升级等控制措施以达到减缓腐蚀的目的。     

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。     

连续重整反应产物空冷器泄漏原因分析及对策

根据某公司1.8 Mt/a连续重整装置反应产物空冷器管束大检修开工后出现泄漏的情况，介绍了重整反应系统的工艺流程和空冷器运行参数，阐述了空冷管束的大检修检查鉴定方法和空冷管束泄漏处理过程中尝试的各种方案，实现了空冷管束没有出入口阀门隔离情况下的在线更换。通过漏点宏观检查、工艺介质分析、管束内部垢样分析，得出日常运行过程中氯化铵盐沉积和大检修及开停工过程的潮湿环境使管束内部发生垢下腐蚀，最终导致管束穿孔泄漏。提出了加强原料中腐蚀元素监控、增加泄漏监测报警手段、优化停开工步骤、减少系统内水含量、丰富管束检测检查鉴定方法的对策，为空冷管束的长周期运行提供借鉴。     

Aspen Plus模拟预测常压塔顶冷凝系统露点及pH值

基于Aspen Plus模拟,利用原油蒸馏常压塔顶系统分离罐的出料物流反推预测常压塔顶冷凝系统的水露点（958℃）。系统操作压力每升高10 kPa,水露点大约升高2℃。常压塔顶注水量控制为5000 kg/h,水露点前移至注水点,避免注水点下游腐蚀。常压塔顶冷凝系统腐蚀严重温度区域为958~102℃,冷凝液pH值在2~3之间。基于Aspen Plus模拟提出预测常压塔顶系统水露点,实现对初始冷凝水的pH值预测,为原油蒸馏常压装置的腐蚀预测与控制提供科学依据。     

JL2004燃料油添加剂的开发与试验

从经济性上讲，燃油加热炉的排烟温度可以降低到120℃左右，但为了避开烟气露点温度，实际操作中排烟温度一般均高于烟气露点温度30℃以上，这样腐蚀虽有减缓，但直接导致了燃油加热炉热效率降低，燃料耗量增加。降低烟气露点温度，对提高燃油加热炉热效率有一定意义。中国石化加热炉测评中心金陵站与洛阳站合作，通过理论研究和工业实验，开发出了一种油溶性有机镁JL2004燃料油添加剂，经在中国石化集团北京燕山石油化工有限公司动力事业部燃油锅炉上使用，证明在燃料油含硫量不变的条件下，烟气露点温度下降了20℃。     

疏水缔合AM／AMPS／MJ-18三元共聚物的合成

采用反相乳液聚合法,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、十八烷基二甲基烯丙基氯化铰（MJ-18）为原料,合成了疏水缔合AM／AMPS／MJ-18三元共聚物,考察了反应条件对乳液稳定性、单体转化率、共聚物特性粘数及抗盐性的影响。确定了最佳合成条件：反应温度25℃,过硫酸铵／亚硫酸氢钠引发剂加量（以水相质量计）0．15％,Span-80／Tween-80复配乳化剂加量（以油相质量计）6％,油水体积比1：1,体系pH值7～9,单体总加量（以水相质量计）50％,其中疏水单体MJ-18含量0．6％。     

曼尼希碱季铵盐缓蚀剂的合成及其缓蚀性能评价

以苯乙酮、醛、硫脲等为原料合成曼尼希碱,曼尼希碱再与氯化苄进行季铵化反应,合成了曼尼希碱季铵盐缓蚀剂.通过正交试验确定了季铵化反应最佳条件,即曼尼希碱与氯化苄摩尔比1.5,反应温度50℃,反应时间2h.考察了缓蚀剂用量、腐蚀介质盐酸含量及腐蚀温度对曼尼希碱季铵盐缓蚀剂缓蚀性能的影响.结果表明,在缓蚀剂用量1.0％,腐蚀介质盐酸含量15％、腐蚀温度40℃,腐蚀时间4h及常压条件下,N80钢片的腐蚀速率为0.9 904 g/m2·h,表明曼尼希碱季铵盐缓蚀剂具有优异的缓蚀性能.     

济南分公司800kt/a重油催化裂化装置余热锅炉节能防腐的技术改造

为解决余热锅炉过热蒸汽温度偏低、排烟温度过高、过热器腐蚀、省煤器腐蚀等问题,应对再生烟气中硫含量升高的状况。采用了翅片管束、水热媒、吹灰器等多项先进技术,对我公司80 0kt/a重油催化裂化装置余热锅炉进行了防腐节能综合技术改造。经过12个月的运行证明,过热蒸汽温度达到设计要求(4 0 0℃) ;吹灰操作简单,效果好,排烟温度较改造前降低110℃以上;省煤器高低温上水温度达160～190℃,从理论上避开了露点腐蚀温度。此次改造经济效益显著     

常减压蒸馏装置塔顶空冷器腐蚀泄漏研究

对中国石化青岛炼油化工有限责任公司常减压蒸馏装置常压塔顶空冷A-101A发生泄漏的管束进行了失效分析,并结合泄漏发生期间工艺操作情况、采样分析数据和常顶系统历史情况对泄漏的原因进行了分析。原油中的有机氯无法通过电脱盐去除,而Cl~-对常顶双相钢空冷器的腐蚀起决定作用。实验显示2205双相钢在HCl溶液中不能形成完整的保护膜,耐蚀性差,其腐蚀速率达33.66 mm/a。该文就腐蚀原因提出了防腐蚀建议:估算露点和氯化铵结盐温度预测腐蚀部位;改变注水方式,进行间歇性大量注水;注意控制塔顶注水水质,降低Cl~-含量;控制常顶回流水pH值在6.5~7.5,如回流水pH值高于8,则应减少中和缓蚀剂注入量,降低结盐风险。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

从催化裂化烟气分析结果探讨再生设备的腐蚀开裂

通过分析已发生和未发生应力腐蚀开裂的催化裂化装置的烟气组分和露点,以及原料油和催化剂中的硫,氮含量,指出操作条件是影响烟气组成的露点的关键因素,单段再生器及两段再生器的二再烟气中过剩氧含量较高,含有SO3气体,故露点较高（120－150℃）,易发生应力腐蚀开裂,两段再生器的一再烟气中过剩氧含量较低,不含SO3而含有大量的NH3,故烟气的露点较低（50－60℃）,不易发生应力腐蚀开裂,原料油中友,氮含量的高低与设备是否发生应力腐蚀开裂无明显关系,对预防应力腐蚀开裂提出了建议。     

蒸馏装置塔顶系统露点腐蚀与控制

结合炼油企业的腐蚀案例,论述蒸馏装置塔顶系统发生露点腐蚀的成因、机理,以及针对性的工艺防腐蚀措施。结果表明:塔顶系统在露点部位易形成"盐酸腐蚀环境",是塔顶系统最严重的腐蚀部位。结合常压塔顶塔壁腐蚀穿孔、塔盘及塔内件腐蚀案例,通过分析腐蚀原因和过程,提出将塔顶回流温度提高到80℃的工艺防腐蚀措施,有效避免此类腐蚀的发生;结合常压塔顶油气换热器管箱入口部位腐蚀案例,通过分析腐蚀原因和过程,提出将注水点前移,设置注入喷头的工艺防腐蚀措施来控制低温露点腐蚀。在合理选材的基础上,优化不合理的工艺操作是控制塔顶系统露点腐蚀的关键。     

石油加工中的硫腐蚀与防护

对含硫原油的加工过程中常见且腐蚀严重的低温轻油部位腐蚀、湿硫化氢腐蚀、高温硫腐蚀等多种腐蚀类型、腐蚀介质的形成过程、腐蚀状况、腐蚀机理,以及采取的工艺和材料防腐蚀措施进行了论述。同时对硫酸露点腐蚀和连多硫酸应力腐蚀开裂两种特殊的腐蚀类型,也从腐蚀机理和防腐蚀措施方面作了介绍。