制氢装置的腐蚀与防护（共7篇）
制氢装置的腐蚀与防护 篇1
摘要：根据硫磺回收装置实际生产中发生的各种腐蚀现象进行分析, 针对各种腐蚀机理提出防护措施。
关键词：硫磺回收装置,腐蚀,防护
前言
硫磺回收装置采用两级催化反应的克劳斯硫回收工艺。针对我厂酸性气中H2S的含量 (≥50%) 的特点, 我装置采用部分燃烧法制硫。此方法是将全部原料气引入制硫燃烧炉, 在炉中按制硫所需的O2量严格控制配风比, 使H2S在炉中约65%燃烧生成气态的硫磺。剩余的未完全燃烧的H2S和SO2进入反应器, 在催化剂的作用下, 反应生成单质硫。对于含有少量烃类的原料气采用部分燃烧法可将烃类完全烧成CO2和H2O, 使产品硫磺的质量得到保证。
其工艺原理:
根据反应原理, 当尾气中的H2S和SO2的含量配比为2:1时, 两者完全反应, 但由于设备自身缺陷以及工艺操作波动, 过程气中会存在过剩的O2、SO2或者H2S等, 从而引起严重的设备腐蚀。
一、腐蚀原因及防护
根据装置腐蚀机理的不同以及对硫磺回收装置腐蚀部位分析, 影响我装置安全平稳生产的腐蚀主要有低温露点腐蚀、高温硫化腐蚀以及电化学腐蚀三大类, 实际生产中, 因工艺参数改变等原因各种腐蚀同时存在, 危害极大。
1.低温露点腐蚀
(1) 腐蚀部位
露点腐蚀主要发生在温度低于露点的部位, 如过程气和尾气管线、冷却器出口、捕集器、烟囱顶部以及底部死点等, 包括SO2露点腐蚀和SO3露点腐蚀, 。
(2) 腐蚀机理
二氧化硫是硫化氢和氧气完全燃烧的产物, 二氧化硫易溶于水, 1体积水能溶解40体积的二氧化硫, 水溶液为亚硫酸, 酸性强于氢硫酸, 在有水环境下, 二氧化硫比硫化氢更易腐蚀设备, 生成Fe SO3。当温度低于150℃时易发生SO2露点腐蚀, 随着温度的降低, 腐蚀越严重。
SO3露点腐蚀
当氧气过剩时, 二氧化硫被氧化成三氧化硫, 在水蒸气存在条件下形成稀硫酸, 从而腐蚀冷却器、捕集器以及部分管线的低点。同SO2露点腐蚀相似, 在200-250℃左右, SO3露点腐蚀基本不会发生, 但当温度低于110℃时, SO3完全与水蒸气反应生成稀硫酸腐蚀设备, 生成Fe SO4。
(3) 防护措施
加强工艺操作监控, 避免SO2的大量产生。
通过班组操作参数调查, 因上游酸气波动较大, 在大风量操作情况下各工艺参数较好保证, 不易产生黑硫磺, 但因此产生过量SO2, 但其对设备危害性比H2S更为严重, 所以要求班组严格按照化验结果及时调整操作, 保证硫化氢与二氧化硫的比值保持在2:1。
加强伴热与保温, 保证尾气温度在露点温度以上。
2.高温硫化腐蚀
(1) 腐蚀部位
高温硫化腐蚀主要发生在制硫燃烧炉、尾气燃烧路、余热锅炉以及尾气加热器等高温部位。
(2) 腐蚀机理
制硫燃烧炉燃烧后的过程气中含有H2S、SO2、CS2、COS、硫蒸汽以及水蒸气等, 这些组分常以复合形式产生腐蚀。当金属设备处于310℃以上时, 高温硫化腐蚀就易发生。
在常温下, 干燥的H2S对碳钢没有腐蚀作用, 当温度达到250-300℃以上时, H2S易分解出活性S, 与Fe化合成Fe S, 这是一种较疏松物质, 较易脱落, 随着温度的升高, 腐蚀程度越高。据资料显示, 在399℃时, 与硫化氢、二氧化硫、硫蒸汽以及水蒸气环境接触的碳钢将遭到严重腐蚀;在428-538℃时, 硫蒸汽可与铁迅速反应生成硫化铁, 从而严重腐蚀设备。对于本装置, 制硫燃烧炉后的余热锅炉入口管箱温度在1100℃左右, 因此高温硫化腐蚀最为严重, 另外由于原料气带水等原因造成制硫燃烧炉耐火衬里开裂, 使硫蒸汽接触筒体也可造成严重高温硫化腐蚀。反应式如下:
(3) 防护措施
加强原料气脱水脱油, 防止烧坏制硫燃烧炉耐火衬里。
控制燃烧路炉膛温度, 防止超温操作。
c制硫燃烧炉后部与余热锅炉连接段采用耐火耐水套管, 合理选用炉管材质。
3.电化学腐蚀
(1) 腐蚀部位
电化学腐蚀多发生在酸气脱水罐、尾气吸收塔、贫/富液管线以及酸性气管线等部位。
(2) 腐蚀机理
当金属被放置在水溶液中或潮湿的大气中, 金属表面会形成一种微电池, 也称腐蚀电池, 电化学腐蚀反应是一种氧化还原反应。
硫磺回收装置一般存在两种结构的腐蚀:H2S-H2O的腐蚀和SO2-O2-H2O的腐蚀。
H2S-H2O的腐蚀
在本装置中, 该腐蚀主要发生在酸气脱水罐、酸气压水罐以及酸气线低点部位。由于上述部位存有较多酸性水, 铁在硫化氢的水溶液中, 会产生原电池反应, 阳极反应生成硫化亚铁引起腐蚀减薄甚至局部穿孔, 阴极反应生成氢气, 产生一定隐患。反应方程式如下:
H2S在水中离解反应分两步:
H2S→H++HS-H S-→H++S-
阳极:Fe-2e→Fe2+
Fe2++S-→Fe S
阴极:2H++2e→↑H2
SO2-O2-H2O的腐蚀
该腐蚀多发生在停工期间, 装置停工后, 装置和管线内残存的气体进入系统后, 由于在露点温度下, 系统内会产生凝结水吸附在设备、管线或者衬里上, 与残留在系统中的SO2生成H2SO3, 对设备产生较严重的腐蚀, 这种腐蚀比正常开工期间的腐蚀要严重的多。反应方程式如下:
H2SO3→H++SO32-
阳极:Fe-2e→Fe2+
Fe2++SO32-→Fe SO3
阴极:2H++2e→↑H2
(3) 防护措施
对与酸气脱水罐及压水罐存水及时送走, 管线低点存水及时吹扫。
设备停运期间氮气保护, 停工检修吹扫做到扫的净、吹的干、放的空。
结束语
由于上游装置原料组分的不稳定以及设备自身的缺陷, 腐蚀问题是不可避免的。腐蚀的防治工作是设备管理的关键点, 通过及时分析比对, 根据实际腐蚀情况及时调整工艺参数及设备材质, 从而保证装置的安稳长满优运行。
参考文献
[1]魏宝明.金属腐蚀理论及应用1996.1.
[2]中国石化工程建设公司、中国石油化工设备管理协会, 石油化工设备技术2010.
常减压装置的腐蚀与防护 篇2
原油常减压装置是炼油厂主要设备, 往往是设备腐蚀程度最大的地方。特别是重油的质量不断变差、程度不断深化, 含硫原油比重不断增加, 使得原油常减压装置的腐蚀越来越重, 原油冶炼设备事故率显著增加, 它已成为一个严重威胁炼油厂扩大生产和使用寿命的重要一环。
2 常减压装置腐蚀分析
2.1 低温H2S-HCI-H2O型腐蚀
低温H2S-HCI-H2O型腐蚀主要发生在最初蒸馏的蒸馏塔、常减压蒸馏塔以及塔顶三个水冷却器的顶部, 低温H2S-HCI-H2O型腐蚀主要由于原油中参杂粗盐造成的。在对原油处理时, 原油中自带的氯化钠、氯化镁以及氯化钙等无机物和开采过程添加的有机氯化物发生化合物反应, 水中氢原子和氯原子结合生成盐酸 (HCl) , 对金属设备有一定的腐蚀作用。
在混合液体利用其沸点不同进行分离时, 会生成氯化氢和硫化氢, 这两种气体本身并无腐蚀作用, 但是当它们经过冷却系统或是飘散到塔顶时, 会冷凝成液体。在露点处有液体时, 氯化氢溶于水形成稀盐酸, 稀盐酸的浓度可达到1.5%左右, 从而形成一个酸性环境, 提高了对设备的腐蚀程度, 也就对常减压装置最初蒸馏的蒸馏塔、常减压蒸馏塔以及塔顶三个水冷却器的顶部以及冷却设备造成腐蚀破坏的一个重要因素。
2.2 高温硫化腐蚀
高温硫化腐蚀是当环境温度超过240℃时, 有机硫化物会被分解为S元素或是硫化氢气体, 再加上活性硫、包含巯基官能团的芳香化合物以形成高温硫化腐蚀环境。高温硫化腐蚀的强弱主要在于原油活性硫的多寡, 活性硫浓度较大其腐蚀速率也会增加, 主要是250-420℃之间, 高于这个温度之后逐渐下降。
高温硫化腐蚀其特征在于, 在开始时的腐蚀速率是非常高的, 在一定的时间段之后, 保护膜由形成Fe S成形的, 但在液体高速流动下以及环烷酸的作用下, 保护膜被破坏形成周期性腐蚀。
所以, 造成高温硫化腐蚀的主要因素是温度、平均速度、材料和环烷酸含量。在常减压设备关键零部件的腐蚀包括:管式炉油传输线、进塔上下盘的一部分、进料塔壁和内饰件等高温部位。
3 腐蚀防护措施
3.1 工艺防腐策略
工艺防护腐蚀技术是解决设备腐蚀的根本手段, 是减少和控制腐蚀源的基本方法, 并且是各种方法中效果最好的一种。通过对工艺参数的优化, 使得设备在受控范围得到合理控制。
首先, 要加强脱盐技术, 因为脱盐是防腐第一步, 当原油含盐量控制在3毫克每升以下时, 可以有效地促进对后续设备的防护。在常减压技术进行时, 推荐采用单塔单剂的方式应用在每个冷却塔中, 这样可以很方便地调节剂量和注射的类型。脱盐原油和三个水样品定期进行分析以检查电脱盐的效果。
其次, 因为真空蒸馏装置的设备和管道的分级材料等级不高, 所以对管道的操作温度高于220℃要加高温腐蚀抑制剂。
最后, 在常减压装置易被腐蚀的区域, 减少酸性物质含量可以通过减少在塔顶蒸气的冷凝量, 从而减轻腐蚀程度。在易被腐蚀区域加装测温计, 用于预报温度并控制110℃及更高, 这样可以有效地减少冷凝物的产生。
3.2 设备选材
在一般情况下, 设备低油温部分采用工艺防止腐蚀措施, 以改善材料性能为辅助手段;高温重油以提高该材料的性能为主, 工艺手段作为辅助。基于管线选材设计守则、高硫原油加工厂房和设备处理指导方法等规范, 并将生产实践经验与高温硫腐蚀的机制相结合, 考虑到经济性和实用性, 选择常减压蒸馏装置高温部位防腐材料。
3.3 安装腐蚀在线监测系统
对易腐蚀的常减压设备加装腐蚀在线监测系统, 该系统主要由检测探针 (p H探头和温度电感探头) 、发送器、A/D转换器、机器监控系统及其配件, 该装置与管道壁及其设备相连。动态实时监测腐蚀状态, 以及局部区域的酸碱度, 并将这些监测到的数据传输到整个企业内局域网服务器中, 对管道腐蚀控制生产的综合决策起到辅助作用。电感高温探头安装在常三线, 减三线, 减四线, 油路残留线和大气炉压油口线和真空炉出口油路, 用来监测高温硫化反应和环烷酸腐蚀。低温腐蚀监测探头布置在初馏塔顶馏出线、常压塔顶馏出线、减压塔顶馏出线冷换设备进出口总管线上安装低温电感探针, 监测低温H2S-HCI-H2O腐蚀。。同时, 酸碱度监测探针布置于第一蒸馏塔、常压塔、减压塔冷凝器中, 使得塔顶冷凝水的p H值可以被监视, 并且可以监视该塔注入剂的效果, 方便跟踪和评估腐蚀的影响程度, 确保防腐措施的充分性和有效性。
3.4 其他防腐策略
为了防止腐蚀破坏保护设备安全, 有必要从工厂的安全生产管理开始检察, 评估设备运行的风险性和可靠性, 必须联合各个部门积极参与配合。在分析确定腐蚀的潜在因素后, 必须予以纠正, 开展在线监测行动, 并加强设备巡检。
4 结语
经过常压和减压过程中的腐蚀控制调整, 对设备腐蚀进行详细和全面的了解。使用微距外接显示器, 功率谱分析, 硬度测试仪来检测, 对腐蚀的原因进行了分析和对策建议。但是, 目前还存在着腐蚀的检查方法不准确等很多问题, 在未来的研究中, 必须采取科学的方法和学科的集成, 方能采用更科学的防腐方法。
参考文献
[1]马江宁.常减压装置的腐蚀与防护[J].石油化工腐蚀与防护, 2006, 03:26-29+59.
[2]史玉颖, 杨剑锋, 刘文彬, 等.常减压装置腐蚀及防护分析[J].化学工程师, 2013, 08:59-62+71.
制氢装置的腐蚀与防护 篇3
1 关于加氢装置低温部分产生腐蚀的介质与原理
在加氢装置生产的过程当中,产生设备腐蚀最为主要的原因是在需要进行加氢的产品:如煤油、汽油等,其内部含有大量的杂质。经过分析化验,这些杂质当中含有大量性质较为活泼的硫元素、氧元素等,在加氢的环境之中,这些活泼元素非常容易产生化学反应,从而生成氯化氢、硫化氢、氨水等具有一定腐蚀性的物质,并在加氢装置当中形成化学腐蚀。而所产生的腐蚀程度的大小和需要进行加氢处理当中的原料杂质含量有直接的联系。即在原料当中,杂质物的含量越高,对于加氢装置低温部位产生的腐蚀就会越严重。除此之外,不正确的操作也会加剧加氢装置低温部位的腐蚀。
2 关于加氢装置低温部位的防腐蚀手段
2.1 注水技术
在加氢装置当中,最为主要的防腐蚀手段便是注水技术。即针对分馏塔顶端进行注水,该技术能够有效减缓加氢装置低温部位腐蚀速度,主要原因是通过水与缓蚀剂的加入,有效稀释了原料杂质当中氯离子的浓度,减少了氯离子对加氢装置低温部位的腐蚀。同时为了杜绝汽提塔顶中进行蒸馏后产生的硫化氢对加氢装置进行腐蚀,所加入的水对硫化氢有一定程度的中和作用。
比如,某企业在针对其加氢装置低温部位使用注水技术之后,设备的腐蚀状况有了变化。不难发现,在使用注水技术之后,加氢设备的腐蚀现象得到了显著的改善。该企业在进行原有产品生产的过程中,把蜡油和重柴油作为主要的生产原料,基本可以保持满负荷生产,但因为需要进行加工的原油品质较低,其加氢装置在使用了一年之后,便产生了较为严重的腐蚀现象,并且在原料换热器当中,出现了严重的积垢,致使原油产品的收率和质量合格率越来越低。针对这一现象,该企业果断选择针对加氢装置进行改造,并在此基础上,使用注水技术对加氢装置中低温部位的腐蚀速度进行减缓,并配置了循环氢脱硫装置。在进行一系列技术改进后,产品的产量和质量都得到了明显的提高,这为企业带来了更大地经济利益。
2.2 注入减缓蚀剂
在我国,目前针对柴油加氢装置和蜡油加氢装置当中,最为常用的防腐方式便是进行减缓蚀剂的注入,其具体操作方式如下。
在加氢裂化装置中,依靠加剂设备所提供的计量泵朝着高压注水泵的入口注入缓蚀剂,利用计量泵的行程来进行对缓蚀剂注入量的调节。在原有产品的成膜期,厂商需要进行缓蚀剂的注入量增加,其缓蚀剂的注入浓度需要控制在处理量的30-40ppm。在加氢装置的高压空冷设备当中,进行缓蚀剂的注入之后,针对高分子含硫元素铁离子浓度的检测,从数据当中不难看出,在进行缓蚀剂的注入之后,铁离子浓度产生了明显的下降,并满足了国家对加氢装置中铁离子的浓度要求。并且笔者设立实验对比组,针对不进行缓蚀剂注入和已注入缓蚀剂的加氢装置中所生产的产品进行质量对比。实验结果表明,在进行缓蚀剂的注入前后,产品质量不会受到影响,所抽检的全部产品质量均符合国家规定的相关要求,质量也保持较为稳定的状态,并且在进行缓蚀剂注入之后,含有硫元素的污水井未发现产生乳化现象。
3 结语
笔者认为采取一定的手段可以有效减少加氢装置低温部位所产生的腐蚀现象,从而增强加氢设备的使用寿命,为生产装置带来更大程度的经济利益。但值得注意的是,生产企业必须根据所加工产品的实际情况,选择合理的防腐蚀技术,这样才能保证加氢装置能够长周期的稳定运行。
摘要：在本篇文章当中,笔者首先就加氢装置在低温部位发生腐蚀现象的介质和原理进行阐述,并在此基础上,针对性地提出了相关的解决办法,笔者希望凭借自身多年针对加氢装置的维护经验,给予从事该行业的相关技术人员带来一些有价值的帮助,并希望借此起到抛砖引玉的效果
关键词：加氢装置,腐蚀原理,防护措施
参考文献
[1]王菁辉,赵文轸.加氢装置的低温部位腐蚀与防护[J].石油和化工设备,2008,05:67-69.
[2]权红旗.加氢装置的腐蚀与防护[J].石油化工设备技术,2005,01:56-58+7.
[3]潘晓斐.加氢装置湿硫化氢腐蚀问题浅析[J].广州化工,2013,07:134-136.
天然气净化装置的腐蚀与防护 篇4
通过对相关文献研究以及结合笔者实践来看, 天然气生产过程中由于金属、硫化物、二氧化碳以及自由水等物质在一定条件下发生化学或电反应, 从而导致腐蚀现象的出现。根据相关研究表明, 当前天然气净化装置中易于发生腐蚀现象的部位一般有以下几个:第一, 原料气过滤分离设备。该设备主要用于去除天然气中颗粒性杂质以及一些液态水, 因而这就使得它易于产生腐蚀现象, 并且由于液态水的存在, 致使该设备因腐蚀情况严重而具有较短使用寿命;第二, 脱硫再生塔。该设备由于工作介质成分中包含有水蒸气、脱硫溶液等, 因而使其受到极为严重的腐蚀。一般来说, 再生塔腐蚀最严重的地方主要在半贫液入口附近区域以及富液的入塔地带两处;第三, 脱硫再生重沸器。受该设备温度、H2S与CO2浓度较高所影响, 其腐蚀情况相较于前两者更为严重, 且腐蚀主要发生在壳体还有气体与液体相互交换部位。天然气净化装置发生腐蚀的设备除了上述三个外, 还有贫富液换热器、酸气后冷器以及富液管线等等。
2 天然气净化装置的腐蚀原理
由上文所述, 我们不难发现天然气净化装置腐蚀情况极为严重, 如果企业不及时采取相应的防腐措施, 那么将会造成严重的后果。对此, 笔者认为要想做好天然气净化装置防腐处理, 只有当企业充分掌握导致其腐蚀原理, 才能制定出具有针对性的措施, 从而取得良好的防腐效果。首先, 天然气中H2S、CO2以及自由水三者在设备内部金属上结合反应而形成腐蚀, 随后腐蚀所产生硫化亚铁跌落到设备其他地方进一步导致腐蚀扩大。其次, H2S在与设备金属、水作用下产生氢原子, 该原子沿着金属不断扩散, 随后在累积到一定程度后便会导致金属开裂或金属分离引起氢鼓包。最后, 腐蚀发生后还会产生一种能够保护硫化亚铁的热稳定性盐, 如此一来便会使得硫化亚铁难以消除而加剧天然气净化装置的腐蚀程度。
3 天然气净化装置腐蚀防护方法探究
鉴于天然气净化装置腐蚀所带来的巨大危害, 做好其防腐处理极为必要, 为此笔者结合自身实践归纳了以下几种方法。
(1) 做好设备选材工作由上文所述可知, 腐蚀均发生在天然气净化装置金属层, 因而笔者认为可以通过做好设备材料选择来避免腐蚀产生, 即通过使用具有较强耐腐蚀性材料制作相关设备。首先, 在压力容器制作中, 应避免使用镀黄铜的合金材料, 建议使用优质低碳钢或屈服强度等于或低于360MPa的低合金钢, 钢应为高纯度、晶粒度为6 级或更细的全镇静钢, 从而有效地提高设备防腐性。其次, 在确定适宜制作材料后, 企业应对其开展热处理, 通过这一方式不但有助于消除结构应力, 同时也有助于提升材料防腐性。最后, 企业通过分析天然气净化装置腐蚀情况, 以此准确掌握设备中哪些部位易于发生腐蚀, 随后根据分析结果在这些设备部位制作中使用防腐性极高的奥氏体不锈钢, 从而有效地提升设备防腐性能。
(2) 天然气净化装置中采取非金属覆盖层处理通过研究我们不难发现, 天然气净化装置腐蚀均与设备金属有着极为密切的联系, 因此我们可以通过在其表层采取非金属覆盖层处理而将金属与H2S、CO2等隔绝开来, 从而杜绝腐蚀地发生。目前在非金属覆盖层处理上一般有进行防腐喷涂与衬里两种。
①防腐喷涂。该防腐方法具有使用范围大、高效便捷以及成本较低等众多优点。采用该方法开展天然气净化装置防腐处理时必须严格根据实际情况开展, 比如当设备属于温度较高的一种时, 我们可以对其采取等离子喷涂防腐处理, 即把耐热性强的材料融化后喷在设备表面, 从而使其能够借助于陶瓷覆盖层避免腐蚀。②衬里。与防腐喷涂相比, 衬里使用范围就小一些, 其一般只用在天然气净化装置内表面, 从而起到防腐的作用。根据材质不同, 衬里可以分为橡胶、塑料以及玻璃钢三种。此外, 需要注意的是采用衬里进行防腐处理时, 企业要在启用设备开展生产前根据其将来所接触介质选用适宜的衬里, 而严禁在生产过程或短暂检修期间进行衬里施工。
(3) 采取控制方式, 降低腐蚀速度控制操作指的是, 通过对影响腐蚀的因素进行有效地控制, 以此达到降低腐蚀的目的。结合实践来看, 企业可以采取以下几种控制操作。
①温度控制。根据相关研究发现, 天然气净化装置腐蚀反应中, 温度对其有着促进的作用, 因此企业通过对设备生产温度开展控制, 从而减缓腐蚀速度;②溶液浓度与酸气负荷控制。设备腐蚀速度除了与温度有关外, 其还与溶液浓度、酸气负荷成正比关系。即后者增大, 设备腐蚀速度加快。因而这就要求企业在天然气生产过程中应当严格相关规范、装置设计等开展溶液浓度与酸气负荷作业, 确保其被控制在合理范围。
参考文献
[1]唐伟, 蒋树林, 雷英, 等.天然气净化装置的腐蚀与防护[J].化学工业与工程技术, 2011, 32 (2) :16-19.
[2]唐荣武, 叶茂昌, 何大容, 等.浅析天然气净化装置的腐蚀与防护[J].石油与天然气化工, 2008, 37 (3) :214-217.
论炼油厂常减压装置的腐蚀与防护 篇5
1 炼油厂常减压装置腐蚀概述
所谓腐蚀, 它是指各种机械设备和材料因周围环境的影响而受到破坏或者变质, 尤其是与周围的环境发生了电化学反应。对于炼油厂而言, 因常减压装置与周围环境发生的电化学反应而引起的腐蚀问题, 对石油工业企业造成了非常巨大的经济损失。除含硫原油加工造成的腐蚀外, 还有一些物质和化学元素, 也会对常减压装置产生严重的腐蚀作用。总结之, 主要包括氯化物、硫化物、有机酸以及氧和水等几种。氯化物的主要成分是氯化镁、氯化钠以及氯化钙等, 其中氯化镁与氯化钙比较容易受热水解, 进而生成氯化氢 (具有高强度的腐蚀性) ;硫化物本身就具有一定的腐蚀性, 尤其对炼油厂常减压装置的低温部位更是具有强烈的腐蚀作用;对于有机酸而言, 主要是指环烷酸和低分子脂肪酸等, 这些酸性物质对炼油厂常减压装置也会造成严重的腐蚀性破坏。最后是氧和水, 它们对炼油厂常减压装置的腐蚀效果不是那么明显和急速, 它需要一定的时间和过程才能表现出危害性, 其主要是通过一些化学反应和氧化作用等表现出来。
2 炼油厂常减压装置腐蚀的原因分析与防护
基于以上分析, 笔者认为, 炼油厂常减压装置自身构成比较复杂, 由于不同装置的性能特点不同, 其腐蚀原因和状况也会表现出不同的特征, 因此, 做出的防护措施也存在着差异性。以下将以炼油厂常减压装置中的几个关键部位为例, 将其腐蚀原因和防护措施进行详尽的分析。炼油厂常减压装置的腐蚀主要表现为常压塔顶部系统温度低于一百五十摄氏度的部位设备以及管线的腐蚀, 其特点是均匀腐蚀、硫化氢腐蚀以及点蚀等。
2.1 减压装置中的常顶空冷管束腐蚀
一般而言, 炼油厂常减压装置中的常顶空冷管束的使用时间比较长, 若出现泄漏问题, 最主要的影响是腐蚀穿孔, 其腐蚀穿孔的部位大多位于空冷入口位置处。一旦出现腐蚀穿孔病害, 则会影响整个炼油系统的正常运行。
(1) 常顶空冷管束腐蚀的原因。通常情况下, 当原油脱盐以后, 其中仍会含有少量的无机盐 (比如氯化镁、氯化钙等) 和硫化物, 当前受热分解时, 就会生成氯化氢和硫化氢, 从而使塔顶的油气与蒸汽在进入空冷入口时发生了相变。这种变化主要是产生了氯化氢和硫化氢的强酸性腐蚀环境, 使炼油装置的局部发生腐蚀病害, 从而造成空冷管束入口处的穿孔。
(2) 腐蚀防护对策。针对这一腐蚀病害, 可采取以下几种防护措施。第一, 原油的选型与生产工艺中要做好防腐工作。在原油的生产过程中, 要尽量选取那些含硫量和含盐量低的原油进行加工, 或者对高含硫与低含硫的原油进行混合加工;第二, 精选质量上乘的缓蚀剂。选择质量较好的缓蚀剂, 对炼油装置的防腐效果非常明显;第三, 在空冷管束的入口处加设一根防腐材料的衬里。一般而言, 腐蚀主要集中在空冷管束的入口处的相变部位, 因此可在空冷入口管束中加设钛材料的衬里管, 从而防止因化学反应而产生的硫化氢和氯化氢环境。
2.2 常顶汽油的管线及弯头的腐蚀
(1) 腐蚀原因分析。从实践来看, 管线和弯头的焊缝边缘处很容易出现腐蚀和开裂病害, 这主要是因为弯头上所承载的拉应力已经远远超过了其自身的应力强度, 再加上其裂纹多是穿透型和垂直型的特点, 因此可以断定是应力腐蚀而引起的开裂。经检测显示, 造成这一病害的主要物质时硫化氢, 弯头腐蚀开裂是由其造成的。
(2) 腐蚀防护措施。首先, 要加强常顶汽油管线的防腐工艺, 可采取注氨、注缓蚀剂等具体操作, 从而保证塔顶汽油凝结水的p H值在7至8.5之间;其次, 要对塔顶所有汽油管线的焊缝处做应力消除热处理。尽管材料焊接规范中并没有这方面的要求, 但从焊缝处全部进行应力消除热处理的结果来看, 该防护后的管线不但可以正常使用, 而且发生病害的几率很低。
2.3 减压塔的底泵腐蚀
(1) 腐蚀原因分析。由于炼制的原油材料等原因, 导致减压渣中的硫含量较高, 因此对炼油装置造成了严重的腐蚀;由于减渣泵的运行不稳定, 导致减压塔底的液位逐渐增高, 造成减压塔中的真空度不断下降, 最终影响到了减压系统的正常运行;同时, 减渣泵的外放量不稳定, 将直接导致原油与拔头油换热终温。再加上该泵设计时所用的材质有问题, 或者质量偏低, 从而加剧了底泵的腐蚀程度。
(2) 腐蚀防护措施。基于以上分析, 造成减压渣油泵腐蚀的原因主要是混合原油中的硫含量偏高, 以及该泵设计时的选材抗腐蚀性比较差, 笔者认为可采用以下防腐措施。第一, 进一步优化原油质量, 尽可能地使混合原油中的硫含量低于炼油装置的设计标准, 即S含量小于0.65%;第二, 渣油泵设计选材时, 要注意泵体及其相关零部件的抗硫腐蚀性, 从而有效延缓腐蚀
此外, 还有一些因高温重油引起的腐蚀病害, 即240℃的重油部位硫化氢、环烷酸等腐蚀环境。这些问题的应对策略是选择耐高温材料、降低管道内的液体流速, 以及避免同时炼制高环烷酸与高硫原油。
3 结语
总而言之, 只有正确、全面的认识炼油厂常减压装置的腐蚀原因, 才能在此基础上做出有针对性和有效的防护措施, 同时这也是炼油厂可持续发展的关键。
摘要：近年来, 随着我国社会经济的飞速发展和工业化进程的不断加快, 国民经济发展过程中的能源需求越来越多, 尤其以石油为重。但石油炼制过程中也存在着许多的问题, 比如含硫原油加工时会对常减压装置设备及其工艺管线造成严重的腐蚀, 从而对整个炼油装置造成重大的破坏。本文将对我国炼油厂常减压装置的腐蚀状况和原因进行分析, 并在此基础上提出一些防护措施。
关键词：炼油厂,常减压装置,腐蚀,防护
参考文献
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炼油装置冷换设备腐蚀与防护 篇6
关键词：炼油装置,冷换设备,腐蚀与防护
引言
在工业中, 换热器是一种应用非常广泛的节能设备, 而在石油化工装置中, 冷换设备更是一种非常重要的设备, 它在整个石油炼制装置中都占据着十分重要的位置, 其投资额也达到了全部设备的百分之三十五以上。在每个系统和生产流程环节中, 都存在冷换设备, 这种设备是装置可靠、稳定、安全运行的关键。与此同时, 冷换设备的运行状态和生产能耗也具有十分密切的关系, 对于生产管理人员来说, 冷换设备是他们一直都需要重点控制的对象之一。在日常生活当中, 冷换设备的腐蚀问题一直都是我们比较关注的问题, 而对于炼油装置中的冷换设备来说, 均匀腐蚀、点蚀和应力腐蚀开裂是其最为常见的腐蚀现象。
一、冷换设备的一些腐蚀情况
1. 低温部位HCI一H2S一H2O型腐蚀
对于这种腐蚀情况来说, 一般都是在常减压蒸馏装置中发生, 并且是在该装置的塔顶部位和塔顶冷凝系统常常发生。对于联合常压装置常顶换热器装置来说, 其管束材质一般都为波纹管式。在开始投入使用这种装置时, 不久之后便开始发现泄漏, 在堵住泄露之后又开始继续使用。随着波纹管的广泛应用, 又开始更换管束, 新管子就为波纹管, 制成这项物质的材质就是碳钢和耐蚀涂料复合PVD。不久之后, 发现管束被堵塞, 通过对其检查发现, 开管板上具有很多片状涂料, 并且涂层部位已经开始脱落, 在管程的上部, 发现有大量的盐垢, 将其使用化学清洗后, 就又开始投入并使用。在2005年, 42根管子出现了泄漏的情况, 将泄露堵住后继续使用, 三个月之后, 又更换新管束, 更换的管束为碳钢光管管束。
2. 催化裂化装置碱液加热器
这种加热器的型号为波纹管式, 管束的材质是10号钢。并且在2004年, 这种设备就已经开始投入使用, 但在2005年, 发现这种装置产生泄露, 通过检查发现, 是进口挡板右下方发生了泄露, 从而出现了磨损情况, 使得波纹管的底部出现了开裂。
3. 硫磺回收装置再生塔顶冷凝器
这种装置的管束材质为10号钢, 循环水是它的管制介质, 其温度为38摄氏度。这种装置的壳程介质是酸性气, 它的温度达到了114摄氏度, 压力为0.2帕。这种装置在2004年开始投入使用, 并且在2005年就发现了泄露, 并且在波纹管的谷底处, 已经发现了多处开裂。
4. 循环冷却水的腐蚀
对于循环冷却水来说, 其腐蚀为溶解氧腐蚀, 并且管子均匀减薄。与此同时, 这种情况会使得水中出现大量的粘泥, 从而会使得金属的表面结垢, 在结垢之后, 就会出现腐蚀的情况, 而管子也会因腐蚀而出现穿孔。为了能够减少沥青装置的腐蚀性, 那么就应该对它进行定期的化学清洗[1]。
5. 高温部位的腐蚀
对于高温部位的腐蚀来说, 它主要是指高温硫化物的腐蚀, 一般来说, 产生这种情况都是因为使用的温度较大, 并且工艺介质中含有活性硫化物, 从而使得沥青装置的换热器、分馏塔顶循环回流油冷却器和分馏塔顶和稳定塔顶冷却器等等发生腐蚀情况。因此, 这些部位所使用的材料应该是抗高温腐蚀的材料, 所以现在才没有出现任何泄露情况。
二、防止炼油装置冷换设备腐蚀的措施
1. 对工艺操作和参数加以改变和控制。对系统的操作管理进行加强, 让塔顶冷凝水的p H值保持在7到9之间, 并且还要对常顶和初顶的PH值进一步加强检测, 每班应该至少检测4次, 还要对各点的注氨量及时调整。如果因为操作条件而发生变化的话, 那么就要对产生的变化加以解决。为了取得更好的效果, 就需要将初顶、和常顶合注氨的流程改变, 使其变成分注流程。最后, 需要选择合适的缓蚀剂, 通过对缓蚀剂进行先后试用, 从而取得了很好的效果。
2. 对冷凝水中的铁离子浓度、p H值和Cl一含量加强监测, 然后再经过腐蚀成分监测分析, 从而对三注工艺进行调整, 让工艺控制得到优化。
3. 让电脱盐操作得到加强, 从而改造注水管线, 让注新鲜水加以变化, 从而改成注软化水, 让操作条件得到优化。
4. 增强腐蚀监测情况, 再进行挂片监测, 但这需要在常压换热器的进口段和沥青常顶空冷器的进出口来进行。除此之外, 还需要建立相关的管理制定, 具体包括设备和管道等, 在对冷换设备的进出口进行监测时, 需要定时、定点, 然后再对测厚结果进行分析, 对腐蚀速率进行计算, 从而对腐蚀情况进行监测[2]。
5. 为了取得良好的效果, 就应该使用耐腐蚀的涂料, 从而使用在沥青装置减压系统换热器上。
6. 对波纹管束进行更换, 将其换成光管。
三、改进冷换设备腐蚀的措施
1. 让工艺操作得到加强。
应该尽量采用“三注”工艺, 这种技术使用了国内先进的自动注人系统, 这可以在一定程度上减少因人为因素而产生的操作波动。
2. 让三级脱盐装置得到增加。
除此之外, 还可以选择使用新型的破乳剂, 从而让脱盐效果得到改进。
3.
在采用耐蚀涂层来解决露点腐蚀问题时, 还应该考虑到其他问题, 例如, 酸性介质后移、造成水冷器和冷凝罐的腐蚀问题等等[3]。
结束语
综上所述, 对于冷换设备来说, 为了达到良好的防腐效果, 就需要具备一些预处理技术。这位这些技术将会直接影响到冷换设备的质量和寿命, 特别是对于碳钢管束的换热器来说, 做好处理技术, 是非常关键的一步。如果工艺的防腐蚀效果很好, 那么所选用的材料就可以是最经济的碳钢管束, 这样还可以让其运行周期取得很好的效果。在施工中, 如果想要保证施工质量, 想要选择耐蚀效果好的材质, 就应该选用管束。
参考文献
[1]郑文龙, 张清廉, 吴晓白, 林荣垅.抗H2S应力腐蚀开裂08crZ-MoAI热交换专用管钢[J].石油化工腐蚀与防护, 2012, 17 (2) :27一33.
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炼油装置冷换设备腐蚀与防护 篇7
关键词：炼油装置,冷换设备,腐蚀,防护
换热器是工业中运用较广的一种节能设备, 冷换设备就属于其中一种。在炼油装置中, 冷换设备的投资占总体工艺设备投资的三分之一以上。冷换设备运用于生产流程和生产装置的各个环节中, 其运行状态是否稳定、安全、可靠直接影响到生产耗能。冷换设备始终是生产管理人员的控制对象。
随着原油硫含量和含硫原油处理量的增加, 炼油装置冷换设备腐蚀问题日益突出。均匀腐蚀、应力腐蚀开裂、点蚀、冲刷腐蚀是炼油装置冷换设备常见的几种腐蚀现象。
1 炼油装置冷换设备的腐蚀情况
在炼油装置冷换设备的腐蚀中, 腐蚀介质主要分为系统物流腐蚀和循环冷却水腐蚀。其中系统物流腐蚀指的是炼油装置在进行加工处理油品中, 油品发生裂解、高温分解、加氢等反应, 导致油品中出现硫酸、氨酸、硝酸、二氧化碳、氯化氢等腐蚀性物质, 从而造成系统腐蚀。
物流对冷换设备的腐蚀类型主要分为高温硫腐蚀、高温环烷酸腐蚀、H2S-H2O腐蚀、HCL-H2S-H2O腐蚀等。腐蚀具体情况有以下几个方面。
1.1 制硫装置和酸性水处理的腐蚀
对于温度在120℃以下的含硫系统中, 包括含硫污水系统, 冷换设备如果选用碳钢类耐腐蚀效果较好的材质, 其腐蚀性就会减少。酸性水处理和制硫装置系统处于240℃以上的温度中, 其腐蚀性较大。酸性水处理和制硫装置低温含硫系统的腐蚀程度和温度、材质有着密切的关联。
1.2 应力腐蚀开裂
制氢装置和转化器蒸汽发生器腐蚀现象为管束穿孔, 导致发生泄漏情况。经过处理后再次出现管束穿孔和泄漏的情况。当制氢装置和转化气蒸汽发生器的管道内部压力为25MPa时, 就会出现明显的应力腐蚀开裂的情况。
1.3 高温部位腐蚀
高温部位的腐蚀主要是高温硫化物的腐蚀, 其腐蚀现象是在工艺介质中含有活性硫化物和使用温度高于240℃的条件下产生的。主要腐蚀装置为减压塔测线油换热器、分馏塔顶
和稳定塔顶冷却器、分馏塔顶循环回流油冷却器、催化裂化装置分馏塔顶回流油冷换器等。对于环境比较恶劣的高温部位, 其腐蚀现象较严重。高温部位的腐蚀严重程度和介质的温度、硫酸含量有关。
1.4 低温部位腐蚀
低温部位的腐蚀主要发生在塔顶冷凝系统和常减压蒸馏装置的塔顶部位。
其一, 沥青装置常压塔顶空冷却器的腐蚀情况。常压塔顶空冷器主要为表面蒸发空冷器, 空冷管束材质为碳钢, 运行不到四个月, 就出现管束穿孔的现象, 将材质更换为耐硫材质, 也出现穿孔现象。其腐蚀泄漏点主要集中在进口处1~3m处, 管束受腐蚀出现穿孔的现象, 属于明显的点腐蚀现象。
其二, 沥青装置减压系统一、二、三级抽空冷凝器腐蚀情况。减压抽空冷凝器的材质主要为碳钢管束, 与沥青装置常压塔顶空冷却器相比, 其使用期较长。腐蚀现象为管束穿孔。
其三, 联合常压装置常顶换热器的腐蚀情况。其管束材质为10号钢, 管束为波纹管式。使用不到三个月出现管束穿孔现象。换材质后, 出现管束堵塞现象, 板涂料部分脱落, 管道上部存在大量盐垢。
1.5 循环冷却水腐蚀
循环冷却水的腐蚀只要是溶解氧的腐蚀, 腐蚀现象为管道厚度均匀减薄, 冷却水中有大量的粘泥, 金属表面容易结垢, 造成垢下腐蚀, 管道出现穿孔、蚀坑等。电脱盐换热器、催化裂化轻柴油冷却器、沥青装置一、二线冷却器均有垢下腐蚀现象, 为了有效地防腐, 就要定期进行化学清洗。
另外循环水系统中存在一定量的氯离子, 对不锈钢管造成点腐蚀, 严重者会引起不锈钢管开裂。某炼油企业就因循环水系统中氯离子的含量过高, 造成催化裂化冷却装置的管道内壁产生开裂的情况。
2 炼油装置冷换设备腐蚀的原因
2.1 设计制造的原因
常压装置的常顶冷换器和硫磺再生顶冷凝器等设备的冷换管均为波纹管, 管内进行喷砂处理过后, 管壁厚度有所减薄, 以及波纹谷底处的涂层质量得不到保证, 在腐蚀的环境下, 容易发生腐蚀, 涂层脱落加快腐蚀速度, 严重者会出现波纹管断裂现象。
另外换热器的焊接质量会直接影响泄漏情况, 在制造的过程中, 管束未经过固溶热处理, 就会使得不锈钢在水压试验过程中产生氯离子, 在高温的作用下极易发生应力腐蚀。
2.2 电脱盐引起的腐蚀
其一, 沥青装置中的电脱盐效果。电脱盐的效果主要和原油性质有关, 原有粘度大, 盐含量高, 电脱盐的效果不够好, 会使得常顶和减压塔顶冷凝系统处于强烈的腐蚀环境当中。
其二, 联合常压装置。联合常压装置中的脱盐含量一般控制在5毫米每升以下, 由于脱盐含量波动大, 使得盐酸含量不稳定, 从而造成设备腐蚀。
2.3 原油性质变化, 操作不稳定因素
常压下, 原油硫含量为0.055%, 酸值0.43mg Ko H/g。由于加工的原油来源较多, 原油性质变化较大, 导致硫含量和盐含量远大于设计值, 使得原油加工操作过程不够稳定。
2.4 防腐涂层受损
防腐涂层能够有效的防护冷换设备的腐蚀, 对腐蚀和结垢具有一定的控制作用。但在管束运输、安装、清扫等过程中容易损伤涂层, 破坏涂层的作用。因此, 在涂层施工的过程中, 要确保涂层的施工质量。
3 对炼油装置冷却设备腐蚀的防护
3.1 高温部位腐蚀的防护
在温度高于240℃的腐蚀环境下, 应选用碳钢加化学镀Ni-P镀层。确保施工质量前提下, 使用化学镀Ni-P镀层的管束。针对温度高于240℃高硫或环烷酸环境, 选用渗铝的材质, 具有较强耐蚀性的双相钢管束。
3.2 低温部位腐蚀的防护
针对沥青装置常压塔顶空冷器, 应选用铁素体不锈钢材质。联合常压装置常顶换热器采用碳钢光管管束。沥青装置减压系统一、二、三级抽空冷凝器应选用碳钢管束。针对常减压蒸馏装置三顶冷凝器设备, 在工艺、电脱盐技术上进行改进。对于氯离子和含硫量高的介质, 材质应选用双相不锈钢管束以及表面处理技术。
3.3 循环冷却水系统腐蚀的防护
在以水为腐蚀控制介质的冷却器中, 应选取碳钢和抗水腐蚀涂料, 以便节约设备费用, 延长设备使用寿命。在选取碳钢和抗水腐蚀涂料的时候, 要注意管口处的涂层极易受水冲刷影响, 要及时进行修补。在吹扫冷却器的时候, 避免壁管温度过高造成涂层的损坏。
3.4 加大监测力度
在炼油装置冷换设备运行的过程中, 要加强腐蚀监测力度。尤其在常压换热器进口段和沥青常顶空冷器进出口处进行严密的监测, 对设备, 管道等进行定时、定点监测, 查看腐蚀情况。另外要加强监测冷凝水中的p H值、氯离子含量、铁离子浓度等, 控制腐蚀程度。
结语
在石油化工企业生产的过程中, 腐蚀情况无处不在, 其中炼油装置冷换设备腐蚀是比较常见的一类腐蚀情况。由于设备的腐蚀与防护工作非常复杂, 需要相关人员在实际工作中不断地研究分析, 总结经验, 根据设备腐蚀的具体情况, 制定相对应的解决措施。不断完善腐蚀监测制度, 引进先进的耐腐蚀性材料等减少设备的腐蚀情况。相关工作人员要不断改善、提高炼油设备的防腐技术和防护效果。
参考文献
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