炼油厂设备腐蚀与防护概述.ppt

1 环烷酸腐蚀研究进展 部 位 材 料 腐蚀速率 ? ? ? 542减压塔液液相段 ? ? ? UNS N06625 304L 316I。 5Cr 9Cr 410 碳钢(SA516-70) O．02 O．1 0.1 4.4 9.2 12.5 15.2 ? ? ? 544减压塔气液两相段 ? ? ? UNS N06625 316L 9Cr 5Cr 碳钢(SA516-70) 410 304L O．02 O．02 9.9 11.1 12.5 12.8 12.9 表11．14 1995年现场腐蚀挂片试验结果 mil／a 第六十三页，共七十四页。 ? 环烷酸腐蚀研究的一个焦点问题是总酸数(TAN)是否能代表环烷酸的腐蚀性问题。关于这一点，目前学术界还未取得共识。 1 环烷酸腐蚀研究进展 第六十四页，共七十四页。 ? 压力容器在湿H2S环境中的破裂是威胁炼厂安全的一个主要腐蚀问题。与湿H2S相关的破裂机制共有5种：硫化物应力腐蚀破裂(SSC)、氢鼓泡(HB)、氢致破裂(HIC)、应力定向氢致破裂(SOHIC)和碱性应力腐蚀破裂(ASCC)。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第六十五页，共七十四页。 5种破裂机制的相关关系 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第六十六页，共七十四页。 ? 在上述几种机制中，应当注意，氢致破裂（HIC）和定向氢致破流（SOHIC）对材料中含硫量的需求相反。对HIC来说，管硫量越低越好，但含量太低，SOHIC的倾向性增大。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第六十七页，共七十四页。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 碳钢中HIC和SOHIC敏感性与含硫量的关系 第六十八页，共七十四页。 ? 所有与湿H2S环境有关的工艺装置都存在破裂，破裂数量比例为： ? 原油装置和焦化分馏装置低，为18％～19％； ? 流体催化裂化轻烃回收装置高，为45％； ? 流体催化裂化分馏装置较高，为41％； ? 液化石油气装比较高，为41％； ? 大气轻烃回收装置为38％。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第六十九页，共七十四页。 ? 破裂数量与操作温度、钢的规格和钢级之间没有发现很强的相关性。 ? 焊后热处理和未焊后热处理破裂数量之间无太太差别。 ? 焊接维修和未焊接维修之间的差别也很小。 ? 与破裂确实相关的：参数是H2S含量和氢鼓泡的历史。 ? 破裂数量随H2S含量增加而增加。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第七十页，共七十四页。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 容器破裂与H2S含量的关系 第七十一页，共七十四页。 ? 在液相中H2S含量小于50×10-6的容器中仍有17％破裂率。而以前认为小于50×10-6不大会引起破裂。破裂数量与预先鼓泡的历史有关，具有鼓泡历史的容器破裂数量比没有鼓泡破裂历史的容器数量高1倍多。 2 湿H2S腐蚀破裂进展 第七十二页，共七十四页。 谢 谢! 第七十三页，共七十四页。 内容总结 炼油厂设备腐蚀与防护概述。? 硫化物含量大于0.5％ 高硫原油。2.1 原油按硫含量分类 ：。? 多硫化物 (RmSn)。常减压装置通常遇到的腐蚀问题有低温(≤120℃)轻油部位HCl一H2S—H2O的腐蚀，高温(240～425℃)部位高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀。? 原油中或多或少有一些硫化物，主要是硫醇、硫醚、二硫化物以及环状的硫化物，还有一些H2S和游离的硫。CaCl2+2NaOH—Ca(OH)2+2NaCl)。根据碳原手含量的多少，有机酸包括：水溶性的乙酸(晓)、丙酸(C3)、丁烷(C4)和戊酸(C5)，汽油所禽的C5到Cll酸。材 料 第七十四页，共七十四页。 ? 在这一过程中，由于H2S的溶解度迅速增加，提供了更多的H+，因而又促进了氢去极化腐蚀反应： Fe2++H2S—FeS↓+2H+ 这样既破坏了硫化亚铁膜，又加速了腐蚀进程。另外，当原油酸值增高时，氯化物的水解速率增大，从而使腐蚀程度加重。 2 低温(≤120℃)轻油部位HCl—H2S—H20的腐蚀 第三十一页，共七十四页。 ? 对于HCl一H2S—H2O腐蚀，最主要的防护措施是采取“一脱四注”，即电脱盐和注碱、注氨(或胺)、注缓蚀剂、注水。 ? 实施原油电脱盐是控制腐蚀的关键一步，主要是脱除水解后产生HCl的盐类，将原油含盐量降低到5mg／L以下。 2 低温(≤120℃)轻油部位HCl—H2S—H2