用外导流筒控制减顶冷却器的腐蚀

众所周知,常减压蒸馏塔顶冷凝冷却器遭受HCI、H_2S、H_2O型的严重腐蚀.减顶冷凝冷却器的碳钢管束腐蚀率高达5.2mm/a以上,使生产装置不能正常生产.经我厂设备防腐工作者数十年的研究,逐步完善了该系统的工艺防腐措施,在国内率先研究应用“一脱四注”的工艺防腐技术.有效地缓解了常减压塔顶馏出系统的腐蚀.然而,减顶冷凝冷却器仍然腐蚀较严重,平均使用寿命仅有2.5年,减顶馏出系统的设备腐蚀问题并没有得到彻底解决.     

炼油装置上的腐蚀在线监测结果分析

中国石化股份公司广州分公司自2002年5月29日开始对炼油装置的空冷器、换热器、管线等进行了全面的腐蚀在线监测。在7月18日至8月15日期间,因设备维修而停止注氨。对上述期间腐蚀监测结果进行分析后指出;广州分公司炼油装置现行的“一脱三注”工艺防腐蚀措施可将一次加工装置“三顶”低温部位的腐蚀速率控制在0.20mm/a以下;当停止注氨时,空冷进口总管、初馏塔顶空冷器进口管和冷凝器进口管处的腐蚀速率可提高数十倍,因此一年中装置停止注氨时间不能超过15天;当焦炭塔油气管线选用Cr5Mo耐热钢时,其腐蚀速率可控制在0.152mm/a左右。     

蒸馏装置塔顶在线腐蚀监测系统对工艺防腐蚀的作用

蒸馏装置常顶、初顶和减顶挥发线材质均为20号碳钢,主要防腐措施是采用"一脱三注"工艺防腐。为了实现设备腐蚀的安全控制,加强防腐管理水平尤为重要。对蒸馏装置的"三顶"在线腐蚀监测系统的监测结果与工艺注剂的调节情况进行分析,经过一段时间对"三顶"中和缓蚀剂的调节,在2014年12月5日—26日间实时监测"三顶"分离罐水相的p H值为6.5~8(指标7~9),"三顶"铁离子质量浓度为0.5~2 mg/L(指标不超过3 mg/L),塔内的酸碱性与铁离子均控制达标,此阶段"三顶"挥发线腐蚀监测探针的腐蚀速率均控制在0.2 mm/a以内,结果表明在线腐蚀监测系统能准确监测塔顶重点部位的腐蚀趋势,并能有效评价防腐蚀效果。     

原油混炼过程中常减压蒸馏装置腐蚀防护研究

中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司常减压蒸馏装置混炼的进口原油属于含硫含酸原油,平均酸值为0.56 mgKOH/g,硫质量分数为0.14％.电脱盐及三顶注剂的离子分析数据出现超标现象,常减压蒸馏装置冷换设备发生泄漏.通过分析得出冷换设备发生泄漏的原因为氧腐蚀.为了更好地控制腐蚀,通过更换注剂使塔顶腐蚀速率由注剂前的0.234 mm/a降低到注剂后的0.002 mm/a,较好地控制了设备的腐蚀,保证了装置长周期有效地运行并提出了相应的腐蚀防护措施.     

二蒸馏装置渣油管线失效原因分析

中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司炼油三厂二蒸馏装置因减底泵出口渣油管线破裂,致使装置停工抢修。通过对失效管段测试分析,认为事故的直接原因是管线腐蚀减薄,管线内应力超出许用应力,导致管线发生韧性撕裂,同时限流孔板引起的偏流冲刷导致了严重的局部腐蚀;另一原因是加工含硫原油后管道的材质不能满足使用要求,腐蚀速率达到了0.5～2.0mm/a。为了适应加工劣质原油的需要,以加工原油硫质量分数为0.5%,酸值0.7 mgKOH/g为设计依据,对二蒸馏装置操作温度240℃以上管线、设备进行材质升级。通过材质升级前与后腐蚀速率对比看到,材质升级管线的腐蚀速率大幅下降,其中减底渣油腐蚀速率由0.157 4 mm/a下降为0.000 7 mm/a,达到了预期效果。     

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为湿硫化氢腐蚀和冲刷腐蚀共同作用,应该在塔顶处采取阀门隔断;解吸塔塔底重沸器壳体腐蚀为壳体下部两侧区域形成滞留区和腐蚀介质浓缩引起的低温硫腐蚀,需要控制原料的硫含量并将重沸器材质进行升级;稳定塔塔顶冷却器管束腐蚀以溶解氧腐蚀为主、垢下腐蚀为辅,管束内壁结垢并发生金属腐蚀,应做好在线监测、适当提高水冷却器管程流速等。装置运行情况表明,采取适当的防护措施,装置腐蚀风险基本可控。     

原油减压塔塔顶冷凝冷却器采用BNi—6合金涂层管束

<正> 一、前言我厂第一常减压装置,由于所加工的胜利原油含盐量、含硫量、酸值均较高,设备腐蚀一直比较严重。减顶冷凝冷却器由于壳程入口流速很高,油气中含有HCl—H_2S—H_2O介质,因此,该部位冷却器管束遭受剧烈的冲刷腐蚀。最大局部腐蚀率有的高达10mm/a以上。即使在“一脱三注”防腐措施保护下,该部位一般碳钢管束的使用寿命不超过两年,有的甚至不到一年,严重地影响着装置的安全稳定生产。 1988年我厂在减顶冷凝冷却器上使用了BNi—6新型材料管束。经过3年的使用证明,该材质耐蚀性良好,比一般炭钢提高2倍以上,是一种值得推广的新型耐蚀材料。     

常减压蒸馏装置减三线管道腐蚀及防护

某炼油厂12 Mt/a常减压蒸馏装置加工高硫低酸原油。在装置检修期间,发现减压塔减三线洗涤油管道出现严重腐蚀,影响装置的长周期安全平稳运行。通过对腐蚀产物的分析研究,判断腐蚀类型为高温硫腐蚀。从原油性质、管道材质和操作条件等方面进行分析后,提出改善原料性质、材质升级、腐蚀在线监测和加注高温缓蚀剂等措施,从而减缓装置腐蚀。     

减压环境下的腐蚀实验研究

通过减压蒸馏模拟实验装置,以某企业的减压塔侧线油为实验介质,实现侧线油在相应的减压、高温环境下的腐蚀环境模拟实验。模拟实验结果发现:在减四、减五和减底段的条件下腐蚀速率较高,在减二液相条件下碳钢、06Cr13和022Cr19Ni10材质的试片腐蚀速率小于0.25 mm/a,减三段液相条件06Cr13和022Cr19Ni10材质的试片腐蚀速率小于0.25 mm/a,减四、减五和减底段液相条件下,022Cr19Ni10不锈钢腐蚀速率小于0.25 mm/a。且在减二、减三、减四、减五和减底段各条件下,汽液交界处腐蚀速率均高于液相。利用减压蒸馏模拟实验装置对减四线、减五线油进行了减压分馏实验,结果发现侧线油中的环烷酸出现浓缩,酸值可浓缩至原值的4倍。     

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。     

常减压蒸馏装置常顶系统的腐蚀与防护

随着加工原油劣质化程度的加重和开工周期的延长,设备的腐蚀必呈加剧趋势。中国石化上海石化股份有限公司8 Mt/a常减压蒸馏装置2005年2月投产至今,常顶系统的设备和管线出现了不同程度的腐蚀,常压塔上层塔盘、塔顶空冷器、塔顶油气管线均曾因腐蚀而失效。从原油性质、工艺防腐、材质使用情况等方面分析了腐蚀的主要原因,并试图通过及时调整"一脱三注"、改变空冷器管束内衬形式、使用复合搪瓷管件、运用在线监检技术等手段的来减缓设备管线的腐蚀,同时强调加强工艺防腐、提高材质等级、重视原油混配和开展监检测等工作的重要性。     

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。     

腐蚀在线监测系统在常减压蒸馏装置的应用

某石化公司常减压蒸馏装置腐蚀较为严重,常压塔顶汽油线出现整体腐蚀穿孔,2012年此段管线基本全线更换,减压塔顶油气线的材质也进行了升级。为了及时掌握设备腐蚀状况,指导工艺防腐措施的优化,在2012年5月装置停工大检修期间,安装了GR6000腐蚀在线监测系统。对Ⅰ套常减压蒸馏装置和Ⅱ套常减压蒸馏装置的常压塔顶、减压塔顶的腐蚀状况进行监测,在保证铁离子小于3 mg/L的前提下尽管降低注中和剂量,可将常减压塔顶冷凝水pH值控制在5~7,使装置中和剂消耗量大幅度降低。本文对腐蚀在线监测系统的应用情况进行了阐述。应用表明:该系统可实时监测设备腐蚀速率,为优化装置工艺防腐措施提供指导。     

蒸馏装置常压空冷器运行情况分析

Ⅳ蒸馏装置常压塔顶空冷器于2010年至2011年间频繁泄漏,文章对该组空冷器的运行、装置加工原料、工艺操作调整和工艺防腐措施的控制等情况进行了介绍,并对空冷器失效案例进行了分析,认为常压塔顶空冷器发生泄漏的主要原因为该系统的低温腐蚀、铵盐垢下腐蚀和空冷器结构原因引起的冲刷腐蚀,另外,注水不足等操作会加重其结垢并导致垢下腐蚀。最后提出了相应的措施和建议。     

蒸发汽堤塔塔顶真空系统的腐蚀原因分析及对策

调查白土精制装置蒸发塔真空系统的运行状况,发现真空系统塔顶馏出油线、塔顶冷却器、馏油罐出现严重的腐蚀。冷却器不锈钢管束前后出现腐蚀穿孔3次,堵管12根,冷却器壳体上部有均匀褐色垢,垢厚约1 mm。通过分析,查明了白土装置蒸发汽提塔真空系统腐蚀的原因和腐蚀介质的来源。从腐蚀调查看来,白土本身成酸性,且含有硫酸根、氯离子等杂质,这些物质在白土精制过程中,会由加工处理的油品带出,并溶于水中,形成低浓度的硫酸、盐酸的混合水溶液是导致蒸发塔顶真空系统严重腐蚀的根源。为了降低腐蚀对设备的危害,从设备和工艺方面进行了防护:增加涂料防护、材质升级;变更工艺流程和注入缓释剂等。工业应用效果说明,这些措施很好地解决了影响装置安全生产的设备腐蚀问题。     

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。     

常顶空冷器的腐蚀与防护

介绍了常顶空冷器的腐蚀情况并且分析了腐蚀原因及防护措施。采用了钛保套后,延长空冷器的使用寿命达1倍以上。     

加工高酸原油常减压装置的腐蚀与防护

中石化某企业3.5 Mt/a常减压蒸馏装置加工多种进口高酸原油,平均酸值可达2.0mgKOH/g,在2011年和2012年进行了两次腐蚀检查。检查发现,加工高酸原油后电脱盐困难,造成常压塔顶及其冷凝冷却系统、常顶循系统腐蚀减薄严重;减压塔的减三线及下返塔部位点蚀严重,填料大面积腐蚀散落;316L材质的减压转油线也发生了明显腐蚀。腐蚀分析认为,低温腐蚀主要由原油中的盐水解生成HCl所致,若电脱盐效果差,设备有腐蚀倾向,建议将常压塔顶部筒体和塔盘材质升级为2205,且对塔顶系统必须进行在线监测和定点测厚;316L材质的环烷酸腐蚀有一定的孕育期且和加工原料性质密切相关,因此,装置每次停工都要进行仔细的腐蚀检查,及时掌握腐蚀情况,若有明显腐蚀应将材质升级为317L。