炼厂设备的腐蚀及对策(上)讲解.ppt

炼油厂设备常见腐蚀及其对策;一、炼油系统中存在的腐蚀介质及其来源 二、 API571 中炼油厂固定设备腐蚀机理 三、炼油设备典型腐蚀类型及其防护措施 四、炼油厂设备防腐蚀策略;一、炼油系统中的腐蚀介质及其来源;一、炼油系统中的腐蚀介质及其来源;一、炼油系统中的腐蚀介质及其来源;一、炼油系统中的腐蚀介质及其来源;二、API571 炼油厂固定设备腐蚀机理;序号;序号;三、炼油厂中典型的腐蚀类型;1.1 硫分布;该曲线反映静态的腐蚀，在工程应用上有很大的保险性，它不考虑原油中的活性硫组成与数量，对一些特殊情况下的腐蚀还不能解释清楚。;1.3 加氢装置分馏系统特殊硫腐蚀;2. 环烷酸腐蚀;2. 环烷酸腐蚀;与铁反应H2S和RCOOH分压的影响;;2.4 环烷酸腐蚀的防护措施;2.5 机会高酸油蒸馏装置腐蚀检测;--(续) 机会油对电脱盐影响不大，基本合格； 减压系统腐蚀率高于常压系统； ??陵与广石化腐蚀较轻，少数在0.1-0.2mm/y之间；茂名与镇海部分材料升级没到位的明显腐蚀； 转油线腐蚀率较高，常压转油线321材质的腐蚀速率在0.5 mm/y附近，316L材质的腐蚀速率在0～0.4 mm/y范围内不等。而减压转油线316L材质的腐蚀速率在0.2～0.5mm/y范围内。 二次加工装置：FCC腐蚀轻，焦化装置材质多为Cr5Mo，部分原料线的腐蚀速率在0.2～0.6mm/y之间； 与API581预测腐蚀数据表现比：不锈钢腐蚀率实测数据高于查表， 20#钢在240℃以上、Cr5Mo在260℃以上实测数据明显低于查表。;⊙ 含硫油和含酸油选材对比;c) 壳牌公司 5Cr310℃ （大连石化蒸馏装置－沙轻S=1.8W%） d) 日本石油学会(混炼 S1.0W%) 5Cr310℃（常压） 5Cr340℃（减压） e) NACE出版物 5Cr288℃ 二次加工装置进料环烷酸大于 1.5-1.8 mgKOH/g选用316材料 f) 我国选材导则（S1.0W%) 　　 5Cr240℃　 (TAN0.5)　　　18-8(220-288℃） 　　　　　　　　　　　　　　　 316288℃　　　　　　 　;分析对比： ① 选材曲线比较McConomy最保守，有文章说工程设计取其一半数据符合实际， ② API581是在McConomy曲线基础上修正并考虑硫与环烷酸联合腐蚀，比较实用，作为腐蚀评估是可行的，但还是保守，特别是对环烷酸。 ③ 其他工程公司的经验值得考虑； ④ 我国的选材导则与国外工程公司比较缺乏寿命考虑（没有材料＋腐蚀裕量）缺乏实际经验，属于保守行列。 意见：API581可以作为选材的依据，同时要考虑油腐蚀的特殊性 ;⊙国内必威体育精装版动态-含硫原油选材导则：SH/T3096-2008;腐蚀裕量，设计寿命 （同上） 设计含酸量：原油酸值大于等于0.5mgKOH/g 选材： 介质温度小于240℃，选用碳钢； 介质温度大于等于240℃小于288℃，介质为液相且流速小于3m/s时，选用1Cr5Mo、0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10；流速高于3m/s时或介质为气液两相，选用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10； 介质的温度大于等于240℃且流速大于等于30m/s时，选用0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2； 介质温度大于等于288℃，选用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10或0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2。;3.1 无机盐的水解;3.2 原油中氯化物的来源和分布;在运输过程和炼油厂使用的大量化学试剂中有机氯组分，比如破乳剂、脱盐剂、杀菌剂、输油管线及油罐清洗剂等 国内某油田大部分已处于三次开采阶段，采取了地下压裂、酸化、防沙、堵水、解堵、热采的化学手段来提高产量，在所用的化学药剂中带氯的有：甲基氯硅烷堵水剂、盐酸-氟化胺深部酸化剂、氯化亚铜缓蚀剂、季铵-氯化铵复合粘土稳定剂等；其中亲油性或者油溶性的药剂将随原油一起进入到下游的装置中去。 蒙特利尔协定书各签约国同意1996年1月1日起全面禁止CFCL，各大产油国基本停止使用含氯的油田化学剂。但不排除违规使用。 加强对原油采购的有机氯控制，壳牌管道公司对原油采购规定有机氯小于1ppm，204℃石脑油切割点小于5ppm。 我国原油按SY7513-88出矿原油技术条件，对有机氯没有限制。;3.3 氯化物腐蚀的防护;塔顶一级冷凝示意图;3.4 氯化物腐蚀案例-T炼油厂常