更换焊条解决了孔蚀问题

化工厂和炼油厂以及天然气净化厂湿法脱硫脱碳装置的贫液、半贫液和富液管线的坑点腐蚀比较严重 ,南京炼油厂以前也是如此 ,上述三种管线穿孔全部发生在焊缝处。管线内的介质为 10 %～ 15 %的单乙醇胺水溶液 (以后改为二异丙醇胺和甲基二乙醇胺水溶液 ) ,含硫化氢 2kg/m3 ～7kg/m3 ,含CO2 为 2kg/m3 ～ 30kg/m3 ,富液温度为 80～ 85℃ ,贫液及半贫液温度为 115～ 12 0℃ ,管线焊缝处腐蚀形式为小孔腐蚀。母材材质为A3,2 0号钢管 ,而焊条以前一直用“结 4 2”(据说属于酸性焊条 ) ,从 1981年 9月改用“奥 30 2”(据说是碱性焊条 )。新管线…     

湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护

文章对胜利炼油厂蜡油加氢装置的临氢高压空冷器出口管线及重油加氢装置低压酸性气体脱硫系统胺液再生塔顶空冷器出口管线的腐蚀进行了分析,指出H2S含量、介质流速、温度及材质是影响腐蚀的主要因素,并提出控制介质流速在0.4～0.61m/s、合理选材、加注缓蚀剂和加强监测可避免腐蚀事故的发生.     

减缓制氢装置腐蚀的途径

荆门炼油厂制氢装置,是以抽余油为原料,经蒸汽转化,中、低温变换,氨基乙酸-碳酸钾脱除 CO_2,然后粗氢气经甲烷化,生产出纯度>95%的工业氢。投产4年来,脱碳系统腐蚀一直很严重。如贫液泵运行80小时后,叶轮、口杯、档套以及泵壳全部腐蚀损坏;半贫液泵运行43小时后,叶轮、口杯和档套全部腐蚀报废;贫液管线和半贫液管线一年内坑蚀穿孔达80多处;再生塔底重沸器(管束和管板均为18-8钢)     

溶剂再生装置模拟分析与用能改进

在分析溶剂再生机理的基础上,运用流程模拟软件PRO/Ⅱ、选择胺工艺包对某炼油厂以N-甲基二乙醇胺(MDEA)为溶剂的溶剂再生装置进行模拟。重点探讨富胺液闪蒸温度对H2S蒸出量和溶解烃流量的影响,以及溶剂再生塔进料温度、进料位置、塔顶回流温度、富胺液中H2S含量、再生贫胺液质量控制等对溶剂再生装置能耗的影响,提出装置优化的操作条件。模拟结果表明,再生塔最佳进料温度为90～100 ℃、最佳进料位置为塔顶第1块塔板,酸性气分液罐温度为45～50 ℃;从装置能耗角度考虑,再生贫胺液中H2S质量分数应控制在0.15%左右。在不影响再生塔进料温度的前提下,合理增大贫富液二级换热负荷有利于脱除富胺液中的溶解烃,但闪蒸罐温度应控制在65～70 ℃。     

液化气及干气脱硫装置的腐蚀与防护

中国石化股份有限公司济南分公司的液化气及干气脱硫装置是该公司1.40Mt/a重油催化裂化装置的配套装置,自1996年开工运行以来,塔底重沸器和它的出口管线以及贫/富胺液换热器等部位多次发生腐蚀泄漏事故。液化气、干气脱硫装置的腐蚀属胺-H2S-CO2-H2O体系的腐蚀,温度以及杂质Cl-等对腐蚀有重要影响;当温度低于特定值时,上述体系的腐蚀十分微弱,在相变区域或高流速区域腐蚀则十分剧烈;而Cl-的聚集则会造成局部腐蚀破坏。采取及时补充新鲜溶剂,在溶剂系统加注缓蚀剂和采取隔绝空气(油封、氮封、内浮盘)措施,可取得良好的防护效果。     

影响沿海地区储罐腐蚀的因素分析

黄岛位于山东半岛胶州湾处 ,紧邻黄海 ,年平均温度在 15℃左右 ,夏季最高温度可达 34～ 36℃ ,年降雨量为70 0～ 80 0mm ,大气中盐雾含量 0 6 2 1mg/m3 (以NaCl计 ) ,雨水 pH值为 6 9,属点型的温带海洋区。黄岛油库就建在黄岛东部的海岸边 ,目前库区总储量为 30万m3 ,共有 5万m3 储罐 6座。从 1987～ 1989年投用以来 ,经过十几年的运行 ,在海风的侵蚀作用下 ,储罐的腐蚀现象已非常严重。1997年对 1# 储罐的浮船进行检查时发现 ,表面涂层多处发生剥离 ,钢板表面腐蚀麻点密布。由于当时罐内有油 ,即采取了临时防腐措施 ,但在用高压水进行…     

哌嗪活化N-甲基二乙醇胺半贫液脱碳工艺配方优选及参数优化

哌嗪(PZ)活化N-甲基二乙醇胺(MDEA)半贫液脱碳工艺是高含碳天然气预处理能耗高问题的解决途径之一。针对某天然气处理陆上终端采用的PZ活化MDEA半贫液脱碳工艺(设计天然气处理能力为8×109 m3/a,原料气中CO2体积分数为35%),采用吸收再生实验方法对系统中存在的贫液、半贫液吸收CO2性能以及富液解吸CO2性能进行考察,优选适用于半贫液脱碳工艺的胺液配方,并采用HYSYS软件建立半贫液工艺模型,对筛选出较优工艺配方下的工艺参数进行优化。结果表明：随着总胺浓度增加,贫液、半贫液吸收CO2性能及富液解吸CO2性能先增加后减小,较优总胺质量分数为40%;总胺质量分数一定时,随PZ添加量增加,贫液及半贫液吸收CO2性能先增加后减小,解吸CO2相对再生能耗先增加后降低,PZ较优添加质量分数为3%,之后随着PZ添加量的增加,解吸CO2相对再生能耗又缓慢升高,较优胺液配比(质量分数)为37%MDEA+3%PZ;模拟得到较优工艺参数为再沸器温度386.15 K,贫液吸收温度323.15 K,贫液循环量253 m3/h、半贫液循环量1147 m3/h。     

加氢装置碳四进料线弯头泄漏及对策

加氢装置碳四进料线弯头泄漏是管线外壁的电化学腐蚀中常见的吸氧腐蚀所致,管线长时间处于潮湿环境中,造成管壁严重减薄,最终导致泄漏。该管线竖向穿过平台,在平台下0.5 m左右,由弯头变为水平方向,潮湿环境形成的主要原因是平台积聚的雨水,通过该管线口下流到弯头保温铁皮上,由于弯头保温铁皮咬口较多且经较长时间使用,咬口防水性变差,雨水通过弯头保温铁皮咬口渗入保温材料玻璃棉管壳的玻璃棉中,该管线内介质温度较低在20~30℃,玻璃棉管壳在外部保温铁皮保护作用下使得雨水很难挥发,这部分保温层既含水又含空气,形成富含氧的水溶液,与管线金属表面接触,构成电化学反应的原电池,造成管线外壁逐渐腐蚀、泄漏。装置采取更换管线,并恢复原设计不安装保温的方式进行解决。     

脱硫贫胺液冷却器开裂机理探讨

某炼油厂脱硫装置溶剂再生单元的甲基二乙醇胺(MDEA)贫胺液冷却器出现焊缝部位严重开裂,通过外观、拉伸、冲击、金相、化学、微观和能谱分析,以及对工艺操作条件进行数据跟踪,发现16MnR壳体焊缝金属冲击韧性下降明显,断口形貌特征为块状疏松物质,主要成分为铁的氧化物;对工艺运行数据分析,发现总体上贫液的运行数据是正常的,偶尔有超标现象发生。通过对腐蚀机理进行分析,得出了焊缝部位严重开裂是碱应力腐蚀开裂(ASCC)引起的。提出了设备需控制板材质量、整体热处理、工艺降低温度操作等措施和建议。     

20g钢在单乙醇胺富液中应力腐蚀敏感性研究

通过慢应变速率应力腐蚀试验 ,研究了 2 0g钢在单乙醇胺富液中的应力腐蚀行为 ,结果表明 :2 0g在单乙醇胺富液中 ,对应力腐蚀敏感性不大 ;高温时 (85℃ )敏感性指数比常温时高 ,最大F(ψ) =13.3% ,F(A) =30 .2 % ,F(δ) =4 3.6 %。     

影响脱硫溶剂UDS与MDEA腐蚀性的因素考察及比较

为了有效改善天然气净化溶剂的腐蚀性,通过挂片失重法对脱硫溶剂UDS与MDEA的腐蚀性进行了比较研究,考察了温度和溶剂氯含量对两种溶剂腐蚀性的影响。实验表明,随着温度的升高,两种溶剂的腐蚀性均随之增强。在120℃以下,UDS和MDEA溶剂对不锈钢挂片的腐蚀速率增加缓慢;在120℃～150℃之间,两种溶剂对不锈钢挂片的腐蚀速率显著增大;在30℃～120℃范围内,两种溶剂对20#碳钢挂片的腐蚀速率逐渐增加;UDS富液的腐蚀速率是贫液的96倍左右。随着溶液中氯含量的增大,UDS和MDEA溶剂的腐蚀速率均增大,且无机氯对溶剂腐蚀的影响要强于有机氯;UDS溶剂对20#碳钢挂片的腐蚀情况比MDEA溶剂的弱。     

RFCC气体分离脱硫系统的腐蚀及控制

通过脱硫剂、贫液、富液对碳钢的腐蚀试验证明 ,贫液中游离活性H2 S、CO2 是造成RFCC气体分离脱硫再生系统产生腐蚀的主要原因。采取投加缓蚀剂的方法可使腐蚀得到控制 ,当溶剂中缓蚀剂含量达到0 .0 2 %时 ,碳钢的腐蚀速率可控制在 0 .15mm/a以下     

川中80万m~3天然气处理装置的腐蚀和对策分析

通过对川中油气矿天然气净化厂 80万m3天然气处理装置主要工艺管线和主要设备在大修中进行的超声波测厚检测 ,分析了装置的腐蚀现状 ,给出原料气管线历年腐蚀情况模拟图和富液 (甲基二乙醇胺溶液 )管线历年测厚数据。针对天然气处理装置严重的腐蚀情况 ,提出了加强对设备防腐蚀的基础管理、加强技术改造、采取内涂层处理和外部防腐处理措施以及消除焊接热应力等防腐对策     

某海水管线系统中变径接头腐蚀穿孔原因分析

某海水管线系统多次发现管线泄漏,经调查确认为10″～5″变径接头腐蚀穿孔所致。为避免此类泄露事故再次发生,有必要对此变径接头的腐蚀机理进行研究。通过对变径接头进行宏观和微观分析,对理化性能和金相组织进行检测,以及对腐蚀产物进行XRD分析。表明海水条件下焊缝处首先发生腐蚀,流速突增、湍流以及流场诱导作用最终导致变径接头出现腐蚀穿孔。为此需要优化变径接头结构并对焊缝处腐蚀情况进行监测。     

汽轮机蒸汽入口管线管座焊缝裂纹失效分析

中海油惠州石化有限公司芳烃联合装置抽提装置贫溶剂泵拖动用汽轮机蒸汽入口管线上一个加强管座(台)焊缝处发生了开裂.蒸汽主管线运行时间不足两年,此前未曾出现问题.蒸汽管线外有保温.管线内介质为中压蒸汽;蒸汽温度为400～425℃,压力为3.5MPa.     

天然气净化装置腐蚀因素定量分析与防护措施

天然气净化装置的腐蚀将给净化厂带来巨大的经济损失。基于此,主要从影响腐蚀的因素出发,定量分析溶液酸气负荷、温度、降解产物以及溶液胺溶度等对天然气装置管线的腐蚀程度,研究结果表明:液相腐蚀速率明显高于气相腐蚀速率;吸收塔、再生塔塔内温度不易过高,尽量保证在100℃左右;同时应注意控制降解产物的生成,减小降解产物对溶液的腐蚀;MDEA水溶液质量分数越大,溶液中气、液相的腐蚀速率越高,一般选取40%的MDEA水溶液。针对上述腐蚀问题,在实际生产运行中,提出了几点防护措施:根据具体装置介质特性,选择合适的装置覆盖层和村里材料;材料选取要考虑耐腐蚀性以及材料之间的热膨胀系数匹配度;应用在线腐蚀监测系统,可准确找出腐蚀部位,脱硫装置再生塔、高温富液管线以及高温贫液管线是腐蚀最严重的部位,采取过滤分离器和修补技术,可有效降低含硫气体,减小降解产物对设备的腐蚀和磨损。     

污水汽提装置富氨气系统腐蚀原因及对策

中海炼化惠州炼化分公司污水汽提装置分为加氢型和非加氢型两个系列,共用一套氨精制系统。装置开工运行一年半后,先后出现了脱氨塔顶空气冷却器后管线、换热器腐蚀严重等问题,严重影响了装置的长周期运行;富氨气管道内富氨气气液两相存在,介质流速远高于设计管道流速,管道和换热设备腐蚀主要原因为冲刷腐蚀。对富氨气系统管线进行扩径改造以降低流速,减少冲蚀。采取增加富氨液分液罐分凝液相,降低气液两相对设备的冲蚀、材质升级等改造措施,解决了脱氨塔顶空气冷却器后管线设备腐蚀问题。     

克拉玛依炼厂地下水管线的腐蚀调查及防腐

1 概述克拉玛依炼油厂地处戈壁,气候干燥,在建厂后的20年里地下管线的腐蚀并不严重,但近20年随着地下水位的不断上升,含碱盐量又较大,逐渐出现地下管线的腐蚀穿孔现象。到1988年以后,腐蚀穿孔现象已十分严重。为此,我厂组织有关人员对全厂地下水管线进行了一次全面的腐蚀调查,并吸取了1989～1991年阴极保护在我厂初次运用的经验,制定了一个较为完善、成熟的保护方案——牺牲阳极阴极保护法。     

某海洋平台天然气水露点控制及用能优化研究

为优化某海洋平台的天然气露点控制系统能耗,通过HYSYS软件搭建天然气脱水工艺流程,结合变量控制法,研究不同工艺参数对水露点和用能的影响,通过敏感性分析确定决策变量,并利用软件自带的优化器实现最低比功耗求解。结果表明：原料气进塔温度、TEG贫液进塔温度与干气露点呈正相关,TEG富液进塔温度、再沸器温度和汽提气流量与干气露点呈负相关;原料气进塔温度、TEG贫液循环量、再沸器温度和汽提气流量与比功耗呈正相关,TEG贫液进塔温度、TEG富液进塔温度与比功耗呈负相关;BOX方法的优化效果最好,在再沸器温度180℃、TEG贫液循环量1.11 m³/h、TEG富液进塔温度110℃的条件下,干气露点为-10.03℃,比功耗为2.215×10^-3kWh/kg,较原现场工艺降低了0.521×10^-3kWh/kg,降幅19.04%,节能效果明显。     

天然气净化装置腐蚀行为与防护

含硫天然气净化过程中存在严重的腐蚀行为。对天然气净化装置开展腐蚀行为研究并提出相应的防护措施,对天然气净化工业的安全生产具有重要意义。调查显示,胺法脱硫脱碳装置腐蚀较严重的部位有：再生塔塔壁及内部构件、贫富液换热器、高温富液管线、重沸器及相连管线等。通过对电化学腐蚀、化学腐蚀、碳酸盐或硫化物等引起的应力腐蚀及氢鼓泡等腐蚀破坏形态分析,结合国内外关于H₂S及CO₂ 腐蚀机理研究,探讨了H₂S、CO₂及热稳定性盐等对脱硫装置腐蚀影响机制,并针对性地提出了天然气净化装置腐蚀防护措施。