常减压蒸馏装置常顶空冷器腐蚀现状分析及对策

通过对常减压蒸馏装置常顶空冷器腐蚀现场进行肉眼观察、查看堵漏和定点测厚情况,掌握了常顶空冷器的腐蚀现状。结合装置运行工况,对常顶空冷器腐蚀的原因进行了分析,最后提出防腐对策。旨在与同行进行业务交流,以不断强化常顶空冷器的工作性能,增强防腐成效,提高企业经济效益。     

常压塔顶系统低温腐蚀及控制措施

常压塔顶(常顶)系统在上一周期检修中进行了流程调整,调整后的运行中,发现空冷器出口弯头腐蚀穿孔,出现严重的低温露点腐蚀。通过调整出口温度,将露点温度前移至板式空冷器、更换材质和补强处理;严格控制常压含硫污水p H值,增加含硫污水分析频次和分析项目;加强工艺监控和设备测厚等措施,使常顶空冷系统腐蚀最严重的弯头处腐蚀速率由3.48 mm/a下降到0.16 mm/a以下。针对常减压塔顶空冷系统出现的问题进行了分析,并评价控制措施有效性及后续调整常顶系统流向和材质升级,确保腐蚀速率控制在0.1 mm/a以下。     

常减压装置常顶空冷器管束腐蚀穿孔原因分析及建议

常减压装置检修开车后,常压塔顶空冷器出口在线腐蚀探针的腐蚀速率持续升高,半年后空冷器管束发生腐蚀泄漏,对生产造成严重影响。通过对空冷器管束进行宏观检查、对管箱内垢样进行分析、对管束穿孔部位进行金相分析以及对常顶露点进行计算,找出常顶空冷器管束腐蚀穿孔原因,并提出防腐建议。     

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。     

2号蒸馏蒸发式空冷器冲蚀腐蚀原因分析

针对炼油厂2号蒸馏装置常顶采用表面蒸发式空冷后的生产运行情况，从流体冲蚀、化学腐蚀等方面分析探讨蒸发式空冷器预冷段冲蚀减薄、低温HCl-H2O-H2O腐蚀、管外腐蚀等现象及问题，提出优化空冷工艺、改进电脱盐、加强水检等对策。     

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。     

常减压装置常顶空冷片腐蚀泄漏原因与预防措施

对常减压装置常顶失效空冷片翅片管进行宏观形貌分析、穿孔区域及内壁截面观察,采用电镜组织观察、管内腐蚀垢样分析、垢样能谱分析等多种分析手段,从硫元素、氯元素、水等方面分析腐蚀机理,通过增加常顶空冷片水冲洗、雾化喷头注水、单台空冷片水洗等一系列手段,降低腐蚀速率,改进工艺防腐措施,提高设备安全完好水平。     

蒸馏装置常顶系统腐蚀在线监测

简述了腐蚀在线监测技术及其在蒸馏装置常顶系统的应用。常顶电感探针监测结果与常顶腐蚀介质分析结果比较表明,两者基本一致。pH计探针在线监测和PLC自控装置组成的自动注剂系统可以将常顶pH值控制在6．5～7．5,有利于常顶系统的工艺防腐。     

加氢装置高压空冷器的腐蚀与防护

介绍了某炼油厂加氢装置高压空冷器结构的特点、腐蚀机理和运行情况。检修期间对高压空冷器进行涡流检测,发现衬管部位处不同程度腐蚀。针对腐蚀采取了以下措施:优化了日常生产操作,做到高压空冷全开,保证物流分配均匀,做好高压缓蚀剂的注入工作;从高压空冷器腐蚀系数范围选择不同材质高压空冷;加强了注水水质的控制;改进了高压空冷器入口设备结构,并将衬管材质由钛材改为316L。通过多方面措施,保障了装置长周期运行。     

常压蒸馏装置的腐蚀与防护

针对炼制长庆轻质低硫含酸原油常压蒸馏装置腐蚀情况,对常压塔、初馏塔塔内件、塔壁以及常顶挥发线等多次进行腐蚀检查,未发现明显腐蚀情况。出现腐蚀的部位主要发生在：常顶换热器和空冷器;加热炉转油线弯头局部减薄穿孔泄漏;转油线进塔处弯头减薄,其他高温管线及加热炉炉管运行情况良好,没有发现减薄情况。就已经出现的几个主要腐蚀部位,从原油性质、关键设备选材及工艺防腐和腐蚀检测等方面进行腐蚀原因分析,提出合理选材、加强工艺防腐优、化防腐药剂以及完善在线腐蚀监测与管理系统措施,解决有关设备的腐蚀问题,为常压装置长周期安全平稳运行提供保证。     

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。     

原油常压蒸馏塔顶部系统工艺防腐流程技术探讨

对原油常压蒸馏塔顶部防腐流程技术进行探讨。常压塔顶部采用两段冷凝冷却流程时,可以在空冷器之前设置油气换热器,以避免多台并联空冷器注水分布不均匀引起的露点消除困难,也可以在常压塔塔顶空冷器入口分支管嘴增加注水点,以及选择恰当流程排出常压塔塔顶回流罐中酸性水等措施减轻常压塔顶部系统腐蚀;塔顶采用一段冷凝系统时取消塔顶冷回流的流程,有利于缓解塔顶系统腐蚀。生产中控制常压塔顶回流罐操作温度或常压塔顶操作温度,皆能满足石脑油产品质量要求。     

加工海洋高酸原油常减顶冷却器腐蚀原因分析

阐述了加工海洋高酸原油的常减压蒸馏装置一脱三注工艺防腐蚀措施的运行情况以及常减顶冷却器的腐蚀情况,对引起常压塔顶和减压塔顶冷凝冷却器的腐蚀原因进行了分析,认为腐蚀的主要原因是高酸原油电脱盐后盐含量高,造成塔顶氯离子含量高,提出了减轻腐蚀的措施。     

常减压蒸馏装置加工南帕斯凝析油的腐蚀与防护

中国石油化工股份有限公司茂名分公司3号常减压蒸馏装置配炼伊朗南帕斯凝析油后出现泄漏着火事故后,对1,2,3和4号配炼南帕斯凝析油的常减压蒸馏装置的初馏塔、常压塔和减压塔进行了检测,发现4套装置均有严重的腐蚀减薄现象。塔顶腐蚀为HCl-H2S-H2O腐蚀,而塔顶冷凝器在流速小于6 m/s时,以HCl腐蚀为主;在流速大于6 m/s时,以酸性水腐蚀为主,且腐蚀速率随流速增加而增加。对腐蚀严重的常压塔上部采用材质升级（整体内衬3 mm双相钢2205）;增加注水管对换热器进行清洗,同时更换为螺旋折流板换热器,以减少垢下腐蚀;调整工艺操作,严格控制塔顶温度和回流温度,在电脱盐后管线上按2.5 g/t油的量注入质量分数为4%的氢氧化钠等措施后,常压塔顶冷却器的腐蚀速率和污水中氯离子的质量分数均下降了80%,取得了较好效果。     

常减压装置缓蚀剂自动加注系统

通过在常减压蒸馏装置实施缓蚀剂自动加注系统，从而提高了常顶系统、减顶系统缓蚀剂加注的平稳率，可将缓蚀剂的加注量控制在缓蚀效果最佳的控制点。缓蚀剂自动加入通过在线测定塔顶回流罐冷凝水的pH值进行控制、调节。自动加注系统投用后，常顶V-4冷凝水在线pH测量值最高为7．9，最低为6、8；减顶V-6冷凝水在线pH计测量值最高为9.0，最低为6．2，达到了预期效果。     

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。     

常压塔顶的腐蚀分析与防护措施

针对中国石油兰州石化公司500万t/a常减压装置的常压塔塔顶存在的腐蚀问题,采取更换空气冷却器材质,增加缓蚀剂注入点,优化注水量、注缓蚀剂量及其含量等措施,对装置进行了改进。结果表明,改进后装置的最佳工艺条件为:缓蚀剂含量26×10-6,注缓蚀剂量0.6 t/h,注水量2 t/h。与改进前相比,改进后第5~第8台空气冷却器出口含硫污水Fe2+质量浓度有了大幅度降低,塔顶含硫污水Fe2+质量浓度合格率达到100%。     

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。