常减压蒸馏装置设备腐蚀分析与防腐优秀PPT.ppt

常减压蒸馏装置设备腐蚀分常减压蒸馏装置设备腐蚀分常减压蒸馏装置设备腐蚀分常减压蒸馏装置设备腐蚀分析与防腐析与防腐析与防腐析与防腐你现在浏览的是第一页，共28页目目 录录引引 言言 1设备腐蚀状况设备腐蚀状况 2腐蚀原因分析腐蚀原因分析 3防腐措施与建议防腐措施与建议 4结结 束束 语语 5你现在浏览的是第二页，共28页1.引引 言言v兰州石化公司原油加工能力为1050万吨/年，有三套常减压装置，第一套加工能力250万吨/年，第二套装置原设计加工能力250万吨/年，1997年装置进行了扩能改造，加工能力达到300万吨/年，第三套装置加工能力500万吨/年，第四套常减压装置加工能力550万吨/年，今年12月底开工。v300万吨/年常减压装置，原设计加工的原油以塔北原油为主，设计加工原油酸值不大于0.5mgKOH/g。1998年以后，装置改为长周期加工多种混合原油，并且频繁切换加工方案。v根据设计加工原油的低酸值性质，装置主体设备及换热器、工艺管线材质均为碳钢，其中只有减压塔内部做了防腐衬里。v由于加工原油性质的变化，按低酸值所选的碳钢设备及工艺管线已远远不能适应近几年加工高酸值原油的需求，致使设备及工艺管线腐蚀加剧，给装置的长周期、满负荷运行带来了严重的隐患。你现在浏览的是第三页，共28页2.设备腐蚀状况设备腐蚀状况兰州石化公司300万吨/年常减压装置的塔顶低温部位均出现过不同程度的腐蚀现象，腐蚀主要出现在常压塔顶，初馏塔情况相对较好。塔顶换热器至空冷器的管线及空冷器管束都出现不同程度腐蚀减薄与穿孔。你现在浏览的是第四页，共28页设备腐蚀状况设备腐蚀状况 常顶换热器出口管线、换热器芯子及管板、大浮头、管箱（短接处）多次发生腐蚀穿孔。在1996年前，常顶换热器共有三台（E105ABC），管束为碳钢，发生管束腐蚀最严重时，两个月三台换热器管束都不同程度的出现因腐蚀而泄漏。如图-1、2。低温部位低温部位 图-1图-2你现在浏览的是第五页，共28页设备腐蚀状况设备腐蚀状况v常顶空冷管束进口管箱、隔板腐蚀减薄，最严重处减薄30mm，进口处及管箱多次出现腐蚀穿孔，平均使用周期仅为811个月；多片常压空冷器管束都有不同程度的腐蚀，多次出现腐蚀穿孔，如图-3。图-3你现在浏览的是第六页，共28页设备腐蚀状况设备腐蚀状况v常四线油线、常底油线、减五线油线和减底油线及部分弯头外侧冲刷腐蚀都较厉害，出现严重腐蚀减薄。v减四线和减五线管线腐蚀严重。减四线管线弯头外侧2004年11月发生腐蚀泄漏（如图-4），停用该条管线，局部更换。给装置造成重大险情，严重影响安全生产。v渣油换热器管束多次发生内漏，使用周期仅为79月。高温部位高温部位 图-4图-5图-4图-4你现在浏览的是第七页，共28页表表1 第二套常减压装置高温部测厚数据记录第二套常减压装置高温部测厚数据记录 设备腐蚀状况设备腐蚀状况 高温部位高温部位 从表1中可以看出高温管线的腐蚀状况。装置原减底油管线（2197）在2005年测厚时发现最薄处只有2.7mm，且整条管线都有不同程度的腐蚀减薄。装置减底油换热器管束运行期间频繁发生腐蚀泄漏，尤其是渣油入口温度在385左右的前6台换热器，使用周期仅为79个月。你现在浏览的是第八页，共28页3.腐蚀原因分析腐蚀原因分析v原油是由95%以上的碳氢化合物混合而成，其余的5%为硫、氯、氮及金属元素构成的有机及无机化合物，此类化合物含量虽少却影响着整个炼油厂的工艺及产品质量。从腐蚀与防腐蚀的角度来分析，原油中含的这些杂质有的本身就是腐蚀性介质。v表2为20072009年装置所加工原油电脱盐脱前含盐情况的统计数据。表3为装置20072009年原油酸值分析数据统计。你现在浏览的是第九页，共28页表表2 20072009年装置加工原油电脱盐数据统计年装置加工原油电脱盐数据统计 表表3 20072009年装置原油酸值含量分析数据统计年装置原油酸值含量分析数据统计你现在浏览的是第十页，共28页你现在浏览的是第十一页，共28页v从表2，3的统计数据及图1-4的对比可以看出：装置这三年来所加工原油的含盐量与酸值较高，且波动较大。v装置所加工的原油性质大幅度波动且酸值波动很大，对装置管线及设备都会有较大的腐蚀影响，同时对装置的防腐管理增加难度。显然，加工高含盐、高酸值原油时，如果不能严格控制电脱盐指标，并通过原油混炼降低酸值，将导致塔顶系统和装置高温部位的严重腐蚀。腐蚀原因分析腐蚀原因分析你现在浏览的是第十二页，共28页腐蚀原因分析腐蚀原因分析 低温腐蚀低温腐蚀 高温腐蚀高温腐蚀 高温磨蚀高温磨蚀 硫腐蚀环烷酸腐蚀HCl腐蚀H2S腐蚀循环加速Fe+H2S FeS+H2Fe+2HCl FeCl2+H2FeS+2HCl FeCl2+H2SFe+H2S FeS+H2Fe+S FeSFe+RCH2SH RCH=CH+FeS+H2Fe+2RCOOH (RCOO)2Fe+H2FeS+2RCOOH (RCOO)2Fe+H2S磨损与腐蚀固体颗粒杂质 你现在浏览的是第十三页，共28页腐蚀原因分析腐蚀原因分析vHCl的来源：MgCl2+2H2O Mg(OH)2+2HClCaCl2+2H2O Ca(OH)2+2HCl 有机氯化物 HCl（200）vH2S来源：含硫化合物分解H2S（240）v低温轻油部位的腐蚀是原油加工过程中释放出来的HCl和H2S共同作用的结果。低温部位低温部位 你现在浏览的是第十四页，共28页腐蚀原因分析腐蚀原因分析v高温硫腐蚀的特点：均匀腐蚀。开始时腐蚀速度大，经过一段时间后产生的FeS形成保护膜，腐蚀反应放慢，腐蚀发生的温度一般为240480。腐蚀速度主要取决于原油中活性硫含量，总硫含量与腐蚀性之间并无精确的对应关系。如果原油存在的非活性硫易转化为活性硫，即使S含量很低，也将产生严重的高温硫腐蚀。高温腐蚀高温腐蚀-硫腐蚀硫腐蚀 你现在浏览的是第十五页，共28页腐蚀原因分析腐蚀原因分析v高温环烷酸腐蚀特点：发生在酸值于大于0.5mgKOH/g、温度在220400之间的高流速介质中。腐蚀发生于液相，汽相无腐蚀，但在汽液相交变部位、有流速冲刷区及涡流区腐蚀最为严重。被腐蚀的金属表面清洁、光滑无垢，流速较低部位腐蚀后留下尖锐的空洞，高流速部位则出现带锐边的蚀坑和构槽。腐蚀率随酸值的增加而升高。235时，酸值提高1倍，碳钢腐蚀率增加2.5倍。在232288和350400腐蚀性最强。高温腐蚀高温腐蚀-环烷酸腐蚀环烷酸腐蚀 你现在浏览的是第十六页，共28页v在塔进料口沿切线方向塔壁上下1米，左右5米的范围内有严重腐蚀的痕 迹。而周围塔壁，包括折流板、塔 底部等检查未出现严重腐蚀和缺陷。经过分析，因为原塔内进料段设有 导向分配器，塔高速（335t/h）、高温（365左右）进料通过分配 器出口直接冲刷塔壁，造成冲刷腐蚀。进料塔体裙座热电偶安装位置泄漏点主要测厚点缩径防冲板腐蚀原因分析腐蚀原因分析 高温磨蚀高温磨蚀 v在2007年1月29日装置常压塔进料段处塔壁由于冲刷腐蚀而减薄破裂，装置紧急停工处理，塔温度降下来后对塔壁进行了测厚，发现在泄漏点上下1米，左右3米的范围内塔壁都有较大的不同程度减薄，最薄处不超过1.5mm（原壁厚为16mm）。你现在浏览的是第十七页，共28页腐蚀原因分析腐蚀原因分析v采取的解决方法：塔内壁贴316不锈钢（4mm厚）钢板，外部加补20mm厚的钢板进行强度加固，拆除内部导向分配器外侧的折流板，降低进料流速，减弱对塔内壁的直接冲刷。v通过以上措施，2008年大检修打开常压塔检查，未发现因冲刷而造成的腐蚀，达到了防冲蚀的目的。你现在浏览的是第十八页，共28页 防腐建议防腐建议 4.防腐措施与建议防腐措施与建议加强工艺防腐管理加强工艺防腐管理 选用防腐涂层选用防腐涂层 选用耐蚀金属材料选用耐蚀金属材料 低温系统低温系统低温系统低温系统 原油混炼原油混炼 材质升级材质升级 腐蚀监测腐蚀监测 高温部位高温部位高温部位高温部位316L0Cr18Ni9Ti0Cr13加强注剂管理防腐效果跟踪空冷器管束TH-901内防腐耐H2S腐蚀混炼原油酸值小于0.5MgKOH/g监测系统共有16套高温监测探针 你现在浏览的是第十九页，共28页防腐措施与建议防腐措施与建议v1996年10月检修将E105A碳钢管束进行材质升级，更换为钛材管束，经过一年运行观察，再未发生泄漏。而E105BC继续发生泄漏。1996年5月将换热器E105BC管束都更新为钛管。此三台换热器运行至今再未发生过一次因腐蚀而造成的泄漏，防腐效果非常明显。v但低温部位的腐蚀还是存在的，换热器到空冷的管线原为碳钢管，也发生过多次因腐蚀而造成的泄漏，大量汽油外漏，造成很大的安全隐患。1997年装置改造，将管线升级为316L材质管线，2009年对该管线进行检测，检测数据如下表：运行至今也未发生泄漏情况。低温部位防腐措施低温部位防腐措施 管线名称规格材质测厚数据常顶换热器至空冷管线2197316L6.1mm1596316L5.2mm你现在浏览的是第二十页，共28页v常顶空冷共有12台，如果全部采用钛材管束，成本巨大，通过认真调研，分析原因是由于空冷管束进口处为相变区，在此区域露点腐蚀较为严重，此区域以后腐蚀大大降低。拟定方案改造，将空冷隔板涂防腐涂层，管束进口处插400mm长的钛管，经过一段时间的运行观察有明显效果，常顶空冷管束未采取防腐措施前，平均使用周期为811个月，现平均运行周期为20个月以上。低温部位防腐措施低温部位防腐措施 防腐措施与建议防腐措施与建议你现在浏览的是第二十一页，共28页防腐措施与建议防腐措施与建议v加强塔顶注剂的管理，及时根据冷凝水pH值的变化调整注剂量，以保证三塔塔顶冷凝水中Fe2含量小于3mg/L。v三塔顶冷凝水pH值控制在6.57.5。从腐蚀速率与pH值关系图5可以看出：pH6时，HCl腐蚀pH8时，H2SpH最好为6.57.5。低温部位防腐措施低温部位防腐措施 你现在浏览的是第二十二页，共28页防腐措施与建议防腐措施与建议v2005年检修将减底油、常底油、减四线、减五线、常四线、减二中管线进行材质升级，升级为316L材质管线。高温部位防腐措施高温部位防腐措施 你现在浏览的是第二十三页，共28页防腐措施与建议防腐措施与建议 通过上表数据可以看出，2005年经过对高温部位管线材质升级，2009年检测腐蚀减薄不足1mm，防腐效果明显。你现在浏览的是第二十四页，共28页防腐措施与建议防腐措施与建议v渣油入口温度在385左右的前6台换热器，2005年更新为18-8材质管束，运行至今未再更换管束，从原使用周期79个月增加到4年以上，防腐效果明显。你现在浏览的是第二十五页，共28页高温部位腐蚀监测探针高温部位腐蚀监测探针 序号序号位置位置防护范围防护范围1初馏塔底泵入口预热器，换热器，常压炉，常压炉转油线2常压塔一中返塔线常压塔上部，一中，常压汽提塔上部3常压塔二中返塔线常压塔中部，二中，常压汽提塔中部4常压塔三中返塔线常压塔下部，三中，常压汽提塔下部5常压塔底泵入口常渣线，减压炉，减压塔转油线，减压塔进料段6减压塔一中返塔线减压塔上部，减压一中，减压汽提塔中上部7减压塔二中返塔线减压塔中下部，减压二中，减压汽提塔下部8减压塔底泵入口减渣线及后续换热设备通过这16个点的在线监测，把原来定时定点的周期监测改为现在的实时监测，可以及时、准确的掌握高温系统的腐蚀状况及腐蚀速率。随时对高温部位防腐蚀情况做到了心中有数。由于效果比较明显，在2008年9月，500万吨/年常减压装置也增上了在线监测系统。你现在浏览的是第二十六页，共28页5.结结 束束 语语 通过几年所采取的一系列防腐措施，防腐效果明显、可靠。蒸馏装置是原油处理的首道工序，腐蚀环境恶劣，随着原油品种的增多，尤其是高酸油原油加工量增多，腐蚀问题日益突出，因此，只有严守操作，定时检测，密切注视不同原油的性质变化，进一步做好防腐工作，做到“防患于未然”，才能保证装置的长周期安全稳定运行。你现在浏览的是第二十七页，共28页你现在浏览的是第二十八页，共28页