SF-121B缓蚀剂在重整装置的应用
润滑油加氢装置的腐蚀影响及对策
润滑油加氢装置的腐蚀影响及对策第33卷第4期石油与天然气化工259润滑油力口氢装置帕腐蚀影响及对策田晓龙黄坤(兰州石化公司炼油厂)摘要润滑油加氢装置由于原料性质的变化,不仅设备腐蚀问题严重导致非计划停工时间增加,而且影响到产品质量.简要阐述了润滑油加氢装置的腐蚀机理,并针对腐蚀问题,采取在塔顶挥发线,回流罐等易腐蚀部位增注缓蚀剂,完善化学防腐设施,优化脱H2S汽提塔工艺条件,提高H2S脱除率等措施.经过生产验证,效果比较明显,达到了缓解装置腐蚀的目的.关键词腐蚀H2s化学防腐脱除率硫含量兰州石化公司炼油厂润滑油加氢装置是采用临氢转化工艺生产高质量润滑油基础油的高压加氢装置.1997年建成投产后,受各种因素影响造成装置非计划停工时有发生.例如,1999年装置全年开工4464h,非计划停工821h,其中设备腐蚀问题造成的停工时间达到536h.经过技术攻关,车间采取在减压塔,产品汽提塔顶等易发生腐蚀的部位,注入SF一121B缓蚀剂,完善装置防腐设施;同时优化脱H,s汽提塔工艺条件,提高H2s脱除率,降低分馏塔原料硫含量等措施,来解决设备腐蚀问题.经过近几年来的生产运行可认为,效果明显,达到了预期目的,确保了高质量润滑油基础油的生产,装置技术优势得以发挥.1装置腐蚀机理及现状1.1腐蚀机理润滑油加氢装置腐蚀的原因,主要是高含硫原料中各类含硫化合物生成的H2s和各类盐水解生成的HCI.在加热过程中,H,S和HCI随原料中的轻组分和水蒸汽一起上升至塔顶并馏出.当进一步挥发冷凝,H2s和HCI聚集在蒸馏装置顶部轻油活动区的低温部位,特别是在气一液两相转变的地方.因S和HCI溶于冷凝水,只要相对含量达到100×10-6(∞)左右,pH值会下降到2～3,形成强烈的电化学腐蚀.如不采取措施,碳钢的腐蚀程度可高达20mm/a.由于润滑油加氢过程能产生大量的H2S,原料中也含有含Cl一的有害杂质,所以极易产生化学腐蚀.即使FeS在钢铁表面形成具有保护作用的硫化膜,但是在高流速的介质冲刷和环烷酸存在的情况下, 硫化膜就会被破坏,生成环烷酸铁,造成进一步的腐蚀,反应方程式为:Fe+H,S—FeS+2R—COOH+FeS"-*Fe(R—coo)2+H2S1.2装置腐蚀现状目前装置脱H2s汽提塔顶,常压塔顶注缓蚀剂sF一121B,取得了良好的防腐效果.减顶冷却器和产品汽提塔顶冷凝器等设备没有注入缓蚀剂.1999年初开工过程中,发现减压塔顶水冷器E205A/B,E207,E208和产品汽提塔顶水冷器E304,E305腐蚀均十分严重,腐蚀物经化验分析为FeS,其中E304,E305,E208 三台水冷器被迫更换管束,减压塔抽空器喉管(锡青铜)也腐蚀穿透,检修费用高达15万元.我们结合脱H2S汽提塔顶,常压塔顶注缓蚀剂SF一121B的经验, 提出在减压塔顶及产品汽提塔顶注缓蚀剂以减缓腐蚀速率.2装置化学防腐措施由于装置设计原料是以北疆油为主的新疆混合原油,而随着近年来我厂进厂原油的变化,南疆油比例已经大大高于北疆油,硫含量随之大幅度提高,目前原料与设计原料硫含量对比见表1.表1原料硫含量设计值与实际值项目设计值实际值原料LVGoHVGoDA0IlVGO}n,GODA0S,∞,%0.080.100.220.380.330.28从表1中可以看出,原料中硫含量均高于设计值.以LVGO为例,平均是设计值的3.6倍,最高达5倍.原设计中正常生产需补充CS2以维持循环氢中H2S浓度保持800×10I6(∞)左右.由于原料中硫含量大大高于设计值,在正常生产中未进行过补硫.另外,由于硫含量严重超标,循环氢中H,s浓度达(3000～7500)260润滑油加氢装置腐蚀影响及对策×10I6(叫),使得H2S含量在整个产品中都有明显增加,在粗石脑油与汽油中表现得尤为明显,有关数据见表2.表2设计,实际值对比从表2中可看出,循环氢中H2S浓度在脱H2S汽提塔C101进料中增大l3倍,在汽油中增大24～108 倍,由此可推断常压塔进料中H2s含量大幅度增加,进而造成减压塔及产品汽提塔进料中H2S浓度增加.这与水冷器E205A/B,E207,E208,E304,E305腐蚀严重和减顶抽空器喉管(锡青铜)腐蚀穿透相吻合.1999年初开工减压产品的平均硫含量分布见表3.表3减压产品硫含量分布在原设计中,减一,二,三线,减底硫含量应小于20×10I6().根据表3可知,目前减压产品硫含量均比设计值大2～3倍,设备腐蚀必然更为严重.如果本装置腐蚀问题不解决,水冷器腐蚀穿透,油气串人循环水,会给下游装置带来极大危害,发生安全事故.同时加氢装置处于高温,高压,临氢状态操作,减压部分如果发生腐蚀穿透,空气倒窜人塔,其后果不堪设想. 由于润滑油加氢装置原料硫含量比设计值高3～5倍, 原设计仅在脱H2S汽提塔C101,常压塔C201顶增注缓蚀剂.因此,在目前状况下,应给C204顶,C301,C302顶增设配套防腐设备,完成装置多点化学防腐, 多点注人工作.根据常压塔顶,脱H2S汽提塔顶防腐经验,确定缓蚀剂仍采用SF一121B,完成对新增缓蚀剂贮罐和计量泵选型及施工.在检修中同时发现已经注入缓蚀剂的汽提塔顶空冷,回流罐及常压塔顶水冷器,空冷,回流罐未发生明显腐蚀,这正是通过采用化学防腐注缓蚀剂进行保护而取得的效果.3优化脱H2s汽提塔C101工艺条件3.1C101存在的问题C101承担着装置H2S汽提脱除的主要任务,脱H2S效果的好坏将直接关系到后续工段进料中硫含量的高低,而且将影响到后续工段的设备腐蚀.由于原料硫含量增高,车间曾组织技术攻关,对该塔进行改造,将精馏段6层塔盘全部更换为50号矩鞍环填料, 把提馏段塔盘浮伐由8个改为l6个,希望提高H2S脱除率.但是C101改造之后,一直沿用原操作参数,在生产中不能完全适应要求,因此需要摸索新的工艺条件.3.2优化C101工艺条件由于C101的进料温度,塔顶压力,汽提量对汽提塔脱除H,S效果有较大影响,因此根据技术分析和实际操作经验,决定按照不同的操作参数进行试验,以确定最佳的工艺条件,操作参数见表4.表4操作参数表按照确定的参数,进行了严格的正交试验,得出三个参数对H2S脱除率的影响顺序为汽提量影响最大,塔顶压力次之,进料温度最小.并得到最佳的工艺条件:塔进料温度180~(2,塔顶压力0.1MPa,汽提量150kg/h.装置进行实施后,脱硫效果明显改善,在各馏分中硫含量明显下降,优化前减底油硫含量55×10I6(),优化后硫含量达到35×10I6()比优化前下降了20×10一().4结论(1)化学防腐设施完善后,装置实现了多点注剂,减压塔C204顶,产品汽提塔C301顶腐蚀减缓,1999年后未发生一起因上述设备腐蚀造成的停工.(2)设备检修周期由2次/年延长至1次/年,可节约检修费用15万元.(3)提高装置生产的安全系数,最大程度地消除事故隐患.作者简介田晓龙:工程师,1995年毕业于华东石油大学炼制系石油加工专业.现在兰州石化公司炼油厂工作.收稿日期:2O04—02—27编辑:杨兰。
重整装置氯腐蚀及防护
重整装置氯腐蚀及防护摘要：研究催化重整装置氯离子腐蚀机理，围绕催化重整装置的流程特点、操作条件、设备选材和制造等方面对重整装置的氯离子腐蚀类型和影响因素进行分析，控制催化重整氯离子腐蚀。
关键词：重整装置氯腐蚀中国石油辽阳石化分公司芳烃厂共有两套重整装置。
50万吨/年重整装置1996年建成，采用UOP的超低压重整连续反应工艺和UOP第二代再生工艺技术。
140万吨/年连续重整-歧化联合装置由中国石化工程建设公司设计，2015年建成，连续重整部分采用UOP最新一代超低压连续重整工艺技术，催化剂再生部分采用UOP CycleMax工艺技术，并采用UOP推出的Chlorsorb工艺技术。
在两套催化重整装置运行过程中，氯腐蚀给装置运行带来一定的影响，有可能出现氯化铵盐造成的换热器管程堵塞、预加氢反应器系统压降增大等故障，影响了装置的平稳运行。
一、氯的来源及影响1氯的来源原油中的氯以无机氯和有机氯的两种形式存在，无机氯一般是指原油中的无机氯盐，主要由氯化钠、氯化镁和氯化钙组成。
石油炼制过程中的电脱盐工序可以去除大部分氯化钠，但是氯化镁和氯化钙难以去除，从而水解生成氯化氢进入下道工序。
有机氯来源很多，一是原油中天然纯在的，二是采油过程中人为添加的含氯化学助剂，三是石油炼化过程中使用的化学助剂可能含有有机氯。
电脱盐工艺基本无法脱除有机氯。
另外在原油的开采输送过程中，为了提高其开采量或为降低其凝固点方便运输，会加人少量的有机氯化物如四氯化碳,这些氯化物一般存在于80~ 130℃的馏分中，随重整原料一起进人重整装置。
固定床的半再生式催化重整装置采用的是全氯型低铂铼催化剂,在重整装置的运行过程中，为了能够很好地发挥其催化剂的活性、选择性和稳定性，要求控制好催化剂的水氯平衡环境,为此需连续不断地注水、注氯，一般使用注人二氯乙烷和乙醇的方法来控制重整催化剂的水氯平衡。
二氯乙烷的注人量一般为1. 5 mg/L ,使得重整副产氢气中有少量的氯化氢进入预加氢单元。
浅析连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护分析
浅析连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护分析连续重整装置预处理系统在工业生产中扮演着非常重要的角色，它们用于处理原材料、中间产品和成品，以确保产品质量和生产效率。
这些预处理系统经常受到腐蚀的影响，如果不得当地进行防护分析和腐蚀控制，将会带来严重的后果。
本文将对连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护进行分析，为工业生产提供参考和指导。
一、腐蚀的原因分析连续重整装置预处理系统面临着多种腐蚀的危险，主要原因可以归结为以下几点：1. 化学腐蚀：各种化学品在高温、高压条件下容易发生腐蚀作用，而连续重整装置预处理系统中往往使用的就是这类化学品。
2. 电化学腐蚀：系统中存在不同金属之间的接触，在受到潮湿、腐蚀性气体和液体的作用下，会形成电池，导致电化学腐蚀的发生。
3. 热蚀刻蚀：高温、高压条件下，金属表面可能产生热蚀刻蚀现象，加速金属的腐蚀速度。
4. 磨擦腐蚀：系统中存在运动部件，当摩擦副受到化学环境的影响时，会出现磨擦腐蚀现象。
二、防护分析针对连续重整装置预处理系统的腐蚀问题，我们可以采取以下几种防护措施：1. 材料选择：首先要选择耐蚀材料，比如不锈钢、镍基合金等，以减少系统受到腐蚀的影响。
2. 表面处理：采用表面镀层、喷涂等方法，提高金属的耐蚀性。
3. 防护层：在系统表面形成一层防护膜，阻隔化学物质对金属的腐蚀作用。
4. 控制环境：控制系统内部的温度、湿度、气体浓度等环境因素，减少腐蚀的发生。
5. 定期检测：对系统进行定期的腐蚀检测，及时发现问题并进行修复。
三、案例分析某企业的连续重整装置预处理系统遇到了严重的腐蚀问题，导致生产效率下降、产品质量不稳定。
经过对系统的腐蚀和防护进行分析后，采取了以下措施：1. 更换材料：对受腐蚀严重的部件进行了材料更换，选用了耐蚀性更好的不锈钢材料。
通过这些措施的实施，该企业的连续重整装置预处理系统的腐蚀问题得到了有效的控制，生产效率和产品质量得到了提升。
四、结论连续重整装置预处理系统的腐蚀问题是一个需要高度重视的工业生产难题，但通过科学的分析和有效的防护措施，这一问题是可以得到有效控制的。
连续低压重整装置埋地管道防腐蚀措施探讨
某 连续 低压 重整 装置 位于 大陆南 方 ， 多雨 、 潮 湿、 地下水 丰 富 、 的 ｐ 值 为 ７４ 、 壤 电阻 率 水 Ｈ ．９ 土 （ 下 ０ ８ｍ处 ）５ 地 ． ３０—５０Ｑ ・ 地 质情 况复 杂 ， ０ ｍ， 装 置 的埋 地 管道 超 过 ７００ｍ， ０ 管径 ６ ７～ １ ２ １ ｍ 不 等 ， 质 有 循环 水 、 油 污水 、 油 和 消 防 ｍ 介 含 污
专
论
Ｃ ｏｉ 化ｏ ｅ ｔｏ ｎＰ ｔｏ ｍｉ ｌ ｄ ｓｒ 石 ｒｓｏ ｒ ｔ工 ｎ腐 ｅ蚀ｈｅ与ａ ｎ ｕ ｔｙ 油 防 护 ｏ ｒ ｎ＆Ｐ ｃｉ ｉ Ｔ ｃ ｃ Ｉ
２ １ ０ ２ ， ２ ９ （ ３ ） ・ ４ １ ・
连 续 低 压 重 整 装 置埋 地 管道 防腐 蚀措 施探 讨
埋地 管道 的特殊 性 ， 蚀泄 漏不 易被 发现 ， 易 造 腐 极 成泄 漏事 故 。这 不仅会 导 致经 济损失 、 环境 污染 、 而且 还容 易造成 火 灾 ， 至 威 胁 人 员生 命 及 财 产 甚 安全 。 因此 ， 究 埋地 管 道 防 腐 蚀措 施 是 非 常 必 研
要 的。现 以某连 续 低 压 重 整装 置 为 例 ， 过 对 比 通
２ 埋地 管道 腐蚀 原 因分析
２ １ 分 析方 法 ．
作者简介： 赵月华 ， 工程师， 现在中国石化集团洛阳石油化工
程公司施工管理部从事石油化工施工管理工作。Ｅｍ ｉ －ａ ： ｌ
（） １ 调查 分 析法 ： 先 对 连 续 低 压 重 整 装 置 首
ｚａ ｕｈ１ ｃ ｉ ｐｃｃｎ ｈｏ ｅ． ｅ＠ｓ ｏｅ．ｏ 。 ｙ ｐ ｎ
连续重整装置工艺设备和管道的腐蚀与防护分析
连续重整装置工艺设备和管道的腐蚀与防护分析摘要：本文以连续重整工艺为研究对象，就相关工艺设备及连接管道在运行过程中所产生的腐蚀问题，以及所对应的防护措施展开了简要分析与说明，望引起各方人员的特别关注与重视，以保障其抗腐蚀性能的有效与可靠。
关键词：连续重整装置工艺设备管道腐蚀防护措施分析连续重整工艺设备要想保障自身运行的安全与可靠，就需要从设备以及相关管道自身运行性能的保障角度入手。
而在多种困扰连续重整工艺设备运行的因素当中，又以腐蚀问题最为关键。
基于此，笔者现针对连续重整装置工艺设备和管道在实际运行中所存在的腐蚀问题、以及相应的防护措施进行简要分析与归纳：1 连续重整装置工艺设备和管道的腐蚀问题分析1.1 Cl-腐蚀问题分析在整个连续重整装置当中，受到连续重整反应的影响，需要通过加入Cl-的方式，确保催化剂能够始终保持良好的额酸性性能。
但在整个连续重整反应过程当中，所产生的重整产物极有可能导致Cl-成分被带走。
从这一角度上来说，为了确保连续重整装置工艺运行的安全与可靠，就需要工作人员在整个重整反应的实施过程当中，持续面向该装置补充相应的Cl-成分，最终也就会导致相关工艺设备以及装置受到极为严重的腐蚀影响。
结合实践工作经验来看，连续重整装置当中出现问题的部分主要集中在：循环系统空冷器装置、分液罐装置、稳定塔装置、以及上述装置之间的联通管道内部。
同时，此类腐蚀问题的最关键难度在于：出现腐蚀问题的管道在处理方面难度较大；并且仅仅通过测厚方式，无法将连续重整装置工艺设备当中存在的Cl-腐蚀点位真实性的反应出来。
1.2 SO2腐蚀问题分析在连续重整装置的运行过程当中，受到溶剂循环系统当中，溶剂老化以及循环系统密闭性失效因素的影响，导致反应过程中的溶剂成分可能发生分解反应，并在分解过程当中形成各种具有酸性属性、且带有腐蚀性能力的成分，其中，最主要的成分就表现为SO2，结合实践工作经验来看，出现SO2腐蚀的主要部位涉及到以下几个方面：溶剂汽提塔内壁及相关构件、回收塔内构件。
胜利炼油厂连续重整装置预处理系统腐蚀问题的探讨
吡啶加氢 C5 H5N + 5 H2 = C5 H12 + N H3 ④脱氧反应 苯酚加氢 C6 H5O H + H2 = C6 H6 + H2O 从上述反应可以看出 ,通过加氢反应生成了 H2 S、HCl 、N H3 、H2O 等腐蚀介质 。虽然装置设有 脱氯反应器 ,但脱氯反应器因设计缺陷 ,导致脱氯 剂床层的高径比不足 3 (接近 3) ,影响了正常的脱 氯效果 。当脱氯剂空速较高或原料氯含量较高时 易造成氯非饱和性穿透 。当 H2 S 和 HCl 在气体 状态时是没有腐蚀性的 ,或者说腐蚀很轻 。但在 冷凝区出现液体水后 ,便形成了腐蚀性极强的 HCl - H2 S - H2O 的腐蚀体系 。而且由于 H2 S 和
N H3 + HCl = N H4Cl 生成的 N H4Cl 在 213 ℃以下可变成固体的 N H4Cl 沉积在金属表面 ,N H4Cl 吸水性强 ,从而在 N H4Cl 垢层下与金属接触处形成湿层 ,并在此发 生水解反应 :
N H4Cl + H2O = N H4O H + HCl | →N H3 + H2O 生成的 HCl 又与 FeS 保护膜发生反应 ,破坏 FeS 保护膜 ,进一步产生腐蚀 。
2 HCl + Fe = FeCl2 + H2 FeCl2 + H2S = FeS + HCl
H2 S + Fe = FeS + H2
FeS + HCl = FeCl2 + H2 S 如此循环反应大大加速了腐蚀过程 。已有实 验证明 ,在高温下 0. 5 %HCl 的 H2 S 饱和溶液中 , 腐蚀速度比无 HCl 的腐蚀速度快 20 倍 。 同时 ,HCl 与 N H3 反应生成氯化铵盐又形成 垢下腐蚀 ,即 :
浅析连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护分析
浅析连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护分析【摘要】本文主要对连续重整装置预处理系统的腐蚀问题进行分析和探讨。
首先介绍了研究背景和研究意义，指出了腐蚀问题在工业生产中的重要性。
接着分析了腐蚀的原因，探讨了防护方法，并对防护效果进行评估。
在结论部分强调了腐蚀与防护问题的重要性，并展望了未来研究的方向。
通过本文的研究，可以更好地了解连续重整装置预处理系统的腐蚀问题，为相关行业提供防护措施建议，从而提高生产效率和设备的使用寿命。
【关键词】连续重整装置、预处理系统、腐蚀、防护、分析、腐蚀原因、防护方法、效果评估、措施建议、重要性、研究展望1. 引言1.1 研究背景随着工业化进程的不断加快，连续重整装置在化工生产中扮演着至关重要的角色。
随之而来的腐蚀问题却给工业生产带来了一系列的挑战。
连续重整装置预处理系统的腐蚀问题成为了一个亟待解决的难题。
腐蚀不仅会导致设备的老化及磨损，减少设备的使用寿命，更会影响工艺流程的稳定性和生产效率。
腐蚀所产生的废料也会对环境造成负面影响，加重环境压力，针对连续重整装置预处理系统的腐蚀问题进行深入研究具有重要意义。
了解腐蚀问题的产生机制，探讨腐蚀防护方法，评估防护效果，提出防护措施建议，对于解决连续重整装置预处理系统的腐蚀问题具有重要意义。
本文旨在浅析连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护问题，为相关领域的研究和实践提供有益参考。
1.2 研究意义预处理系统在连续重整装置中起着至关重要的作用，而腐蚀问题是该系统所面临的主要挑战之一。
对于预处理系统的腐蚀与防护问题的深入研究不仅有助于改善系统的稳定性和可靠性，还能提高装置的运行效率和使用寿命，从而节约维护成本，降低安全风险。
具体来说，研究预处理系统腐蚀与防护问题的意义主要体现在以下几个方面：1. 提高设备的可靠性和稳定性。
通过有效的腐蚀防护措施，可以减缓设备表面的腐蚀速度，延长设备的使用寿命，降低设备故障率，提高系统的稳定运行。
2. 降低维护成本和能源消耗。
重整装置预处理系统腐蚀原因分析及对策
66一、预处理系统腐蚀状况预处理系统包括预分馏、加氢、高温脱氯、蒸发脱水等工艺过程。
预加氢反应的目的是脱去进料中的微量S、CI、N、As、O、不饱和烃等，原料在高温高压下与H 2反应后的产物有H 2S、HCI、NH 3、H 20等腐蚀介质。
为了解决预处理系统腐蚀问题，重整装置在预加氢产物后增设了高温脱氯罐R-103,预分馏塔顶增加注水，投运后预处理部分的腐蚀问题得到了缓解，但是腐蚀问题没有完全解决。
2019年重整装置检修时对预分馏塔附属设备进行腐蚀检查，发现预分馏部分存在严重腐蚀问题，如E-108预分馏塔塔顶后冷器严重坑蚀缺陷，D-101分馏塔顶回流罐罐体内中上部有多处鼓包分层，如图1、2所示。
图1 D-101罐体鼓包形貌 图2 E-108腐蚀形貌2018年2月装置运行过程中发现预加氢产物后冷器E-104/1.2管束腐蚀泄露，装置紧急停工抢修,换热器情况如图3、4所示。
图3 E-104管板腐蚀形貌 图4堵漏后换热器这些由腐蚀带来的设备堵塞、冷却器管束泄漏问题，降低了设备的工作效率，增加了设备的能耗，成为影响着装置的安全平稳长周期运行的隐患。
二、预处理系统腐蚀形成机理1.NH 4Cl沉积及垢下腐蚀。
催化重整原料加氢反应生成的NH 3和HCl发生反应，生成的NH 4C1低于250℃可以变成固体，NH 4C1沉积在金属表面，NH 4C1吸水性强，从而在NH 4C1垢层之下与金属接触处形成一个溶解层，发生水解反应，盐酸破坏FeS膜，使金属表面暴露出来，新的表面继续与盐酸反应发生腐蚀，两者形成耦合，互相促进，加剧腐蚀，这种腐蚀体系的腐蚀速度要比单纯的HCI或H 2S腐蚀要强烈的多，最终导致设备局部穿孔报废。
2.湿H 2S腐蚀。
在回流冷却过程中，随着温度的进一步降低，凝结水增加，凝结水溶液被稀释，PH值上升，腐蚀应有所缓和。
但是在这一过程中，由于H 2S的溶解度迅速增加，形成更多的FeS 膜，FeS十分疏松，而水溶液中HS -使阳极溶解得到催化，并促进原子态氢的聚积，阴极析氢，一部分原子态氢通过吸附扩散进入金属，在金属内表面的缺陷处聚积。
专用缓蚀剂SF-121D(Ⅱ)在糠醛装置上的应用
２ 腐蚀 结 焦及 缓 蚀 机 理
２ １ 糠醛 装置 腐蚀 结焦机 理 ． 通过 研究 表 明 ， 醛 装 置 的腐 蚀 与 结 焦 主要 糠
年 ， 开工后 期 ， 置 的某些部 位 如塔一 ２ 塔一 ５ 在 装 、 、 换一３ 换一４等 由于严重 结 焦使 生产 无 法 正 常进 、 行 ， 为延 长装 置 开 工 周期 的瓶 颈 。糠 醛装 置 上 成 次周期 检 修 后 ， ２ ０ 于 ０ １年 ３月开 工 ， 照原 定 开 按
有三 个原 因 。一 是 由于糠醛 含有 两个 双键 的 呋喃 环， 这种 共轭 体 系使 呋 喃环 上 ａ 一位 的氢 原 子 易 受 氧原 子 的影 响而 变 得 活 泼 ， 因此 很 容 易 氧 化生 成糠 酸 ， 而糠 酸具 有 较 强 的腐 蚀 性 对 设 备 造成 腐 蚀， 还会 进 一 步 缩 合 形 成 焦 。二 是 糠 醛 本 身 容 易 在受 热条 件下 发生缩 合反 应形 成树脂 状 物质而 生成 焦 。三是 糠醛 在酸 或碱 的环境 下更 易受 其催 化， 在受 热条 件下 发生 缩合反 应 而生成 焦 。
在糠 醛装 置 现有 的工 况 条 件 下 ， 于不 可 完 由
工周期 ， 装置 应 于 ２ ０ ０ ３年 ２月停 工检修 。但 根据
事 业部 总体 生产需 要 ， 置一再 延 长开工 周期 ， 装 到 ２０ ０ ４年 ９月 份 ， 已经 延 长 开 工周 期 １ ９个 月 。从
生产 情况 来 看 ， 由于结 焦 严 重 ， 置 的 工艺 、 备 装 设
均 暴露 出一定 的问题 ， 置 内系统压 力高 、 装 糠醛 损
连续重整装置预加氢系统腐蚀及防护
连续重整装置预加氢系统腐蚀及防护王刚【摘要】连续重整装置预加氢反应产物分离罐铁离子质量浓度年平均达15.36 mg/L,结晶后的铵盐中,氯离子质量分数达128.27 mg/g,预加氢系统中换热器和后冷器存在严重的氯化铵结晶盐堵塞及垢下腐蚀问题.针对腐蚀现状进行了调研并探讨了腐蚀成因、机理,指出了腐蚀主要由氯引起,而硫对氯腐蚀又起到了促进作用.在预加氢反应器后部,增加两台串联或者并联的脱氯器,利用脱氯剂的吸附原理去除引起腐蚀的硫和氯等元素;在预加氢部位加注缓蚀剂,利用缓蚀剂在金属表面的成膜原理,对设备进行防腐蚀;加强监测管理、材质升级和水洗工作,达到防腐蚀的目的.【期刊名称】《石油化工腐蚀与防护》【年(卷),期】2015(032)004【总页数】4页(P18-21)【关键词】连续重整;预加氢;腐蚀;措施;脱氯器【作者】王刚【作者单位】中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司,辽宁锦州121001【正文语种】中文1 腐蚀现状近期中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司(锦州石化分公司)连续重整装置从含硫污水采样分析数据来看，预加氢反应产物分离罐D-101 铁离子含量明显增高。
这说明，该部位出现了腐蚀。
2010 年大修检查中发现，预加氢进料换热器E-101 及预加氢产物后冷器E-102 管束部位存在较重的结晶盐堵塞(盐堵)及垢下腐蚀现象。
因此，对预加氢反应后续部位盐堵和垢下腐蚀加以探究，很有必要。
该装置原料油为常减压蒸馏装置直馏石脑油。
汽提塔C-101 顶馏出线连续注入水溶性缓蚀剂(SF-121G)。
预加氢产物空冷器A-101 入口以及预加氢进料换热器E-101E 管程出口处，间断注脱盐水，20～30 t/次。
2 腐蚀成因分析2.1 原料自身携带的腐蚀杂质原油开采时加注剂中含有机氯，该有机氯在电脱盐中难以脱除，使得重整进料氯含量也相对增加。
从近7 a 的连续重整进料分析数据趋势图看出，装置原料中的硫与氯含量，正在逐年升高。
催化重整装置引风机壳体内壁腐蚀与防护方法
催化重整装置引风机壳体内壁腐蚀与防护方法随着现代工业的不断发展，石化、化工等行业的催化重整装置被广泛使用。
催化重整装置的引风机在生产过程中起到非常重要的作用，但是由于引风机在工作过程中需要与介质直接接触，因此引风机壳体内壁很容易受到腐蚀的影响，从而影响设备的正常工作。
本文将介绍引风机壳体内壁腐蚀的原因、分类以及防护方法。
引风机壳体内壁腐蚀的原因引风机壳体内壁腐蚀的原因主要有以下几点：1.介质的性质：由于催化重整装置在生产过程中需要处理各种有机化合物和催化剂，这些物质都会对设备壳体内壁造成腐蚀影响。
2.工作环境：引风机通常工作在高温和高压的环境下，这样会导致设备内部的酸碱度值增加，从而对设备的壳体内壁造成腐蚀影响。
3.设备的材料：如果设备的材料选择不当，也会影响设备内部壳体的腐蚀情况。
例如，使用316L不锈钢材质的设备会比SUS304不锈钢更容易发生腐蚀。
引风机壳体内壁腐蚀的分类引风机壳体内壁腐蚀一般分为两种类型：普通腐蚀和点蚀腐蚀。
普通腐蚀是指引风机壳体内壁受到介质和工作环境腐蚀而造成的表面腐蚀。
这种腐蚀通常会导致设备内壁表面的氧化、锈蚀和磨损，从而影响设备的正常工作。
在生产过程中，如果设备受到严重的普通腐蚀，就必须将设备进行修复或更换。
点蚀腐蚀点蚀腐蚀是指壳体表面局部性的电化学反应导致的腐蚀，通常表现为呈圆形、亚圆形或不规则形状的小孔。
点蚀腐蚀通常会在异质金属接触处、沉积物处、裂纹处和局部应力过大处出现。
点蚀腐蚀对设备的危害比较大，它可能导致设备的内壁局部性的破损和腐蚀，进而导致设备的泄漏和事故。
防护方法针对引风机壳体内壁腐蚀的问题，在设计、生产和维护过程中可采取以下几种防护方法：材料选择在设计、制造引风机时要注意材料的选择，选择能够耐受介质和工作环境的材料是非常重要的。
常用的耐酸碱材料有不锈钢、陶瓷、玻璃钢等，可以根据不同的工作环境和介质选择合适的材料。
在引风机壳体内壁表面施加一层耐腐蚀的涂层可以达到较好的防护效果。
某连续重整装置关键设备腐蚀问题分析及控制措施
某连续重整装置关键设备腐蚀问题分析及控制措施摘要：某石化公司连续重整装置由于长期运行，装置内设备腐蚀情况严重，造成装置多次停工，对装置运行安全与效益带来了不利影响。
为彻底解决这些问题，本文针对重整装置腐蚀机理及防腐措施进行简要阐述，并针对装置内相关设备的腐蚀现象进行了针对性防腐及控制措施攻关，应用效果明显，达到了处理及缓解装置腐蚀的目的。
关键词：装置腐蚀；硫化氢；氯化氢；腐蚀控制1装置内设备腐蚀介质连续重整装置内预加氢原料中硫、氮、氯及反再系统中注入的聚氯乙烯通过，HCN与水后形成酸碱性物质，从而造成预加氢反应后形成硫化氢、氯化氢、NH3加氢及反再系统腐蚀，抽提中加单乙醇氨，环丁砜降解后形成酸与水后形成酸性物质，从而造成抽提系统腐蚀。
2腐蚀机理及情况调查2.1露点腐蚀S和HCN、HCl对金属起腐蚀作用，预加氢汽提塔C-102在催化重整系统中H2C1溶解在水中，由于此时温度较高，导致大量的HCl在水中后，气相生成的NH4聚集，形成局部强酸，导致强烈的H+去极化腐蚀。
FeS+2H+Fe2++HS2Fe+2H+Fe2++H2Fe2+与C1-结合生成FeCl2，与反应产物中的H2S反应，产生硫化铁和盐酸，由此形成成盐酸与硫化氢的循环腐蚀，其中C1-一起的作用尤其大，这种腐蚀体系的腐蚀速度要比单纯的盐酸或硫化氢腐蚀严重的多。
2.2冲刷腐蚀冲刷本身即可破坏FeS膜，而在腐蚀介质的作用下，金属不断以离子状态被冲刷离去。
一方面，冲刷带走腐蚀产物，暴露处新鲜的金属表面，另一方面，使腐蚀介质在流体中更加分散而与金属表面接触的机会增多，因此这些部位的金属壁会很快变薄。
2.3应力腐蚀重整装置的应力腐蚀是金属在固定拉应力和特定介质NH3+HCl+H2S+H20共同作用下所引起的破裂。
金属或合金发生应力腐蚀时，大部分表面并未遭受腐蚀，只在局部出现一些由表及里的细裂纹，这些裂纹可能是穿过晶粒的，也可能是沿着晶界延伸的，随着裂纹的扩展，材料的受力截面减小。
连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护研究
连续重整装置预处理系统的腐蚀与防护研究作者：马波来源：《中国科技博览》2019年第03期[摘要]本文在针对连续重整装置预处理系统的腐蚀以及相对应的防护措施进行研究时，首先针对氯和硫的来源进行简单阐述，其次对预加氢装置腐蚀出现的原因以及机理进行分析，最后提出有针对性的防护措施。
[关键词]重整装置；预处理系统；腐蚀防护中图分类号：TE986 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）03-0122-01在该加热炉当中预热器热管翅片、管板上现存的一些黑褐色腐蚀产物等，这些都是存在于其中的污染物。
与此同时，在对连续重整装置进行检修时发现，在预处理反应器进料换热器管线当中，存在严重的腐蚀问题。
该系统一旦出现腐蚀，不仅会导致换热器管严重堵塞，而且还会导致换热器管程出口弯头出现严重的泄露情况，很多设备也会失灵，无法实现正常运行，这样就会直接对装置自身的安全生产造成严重的打击性影响。
1.氯和硫的来源分析我国当前社会经济不断快速发展，石油资源是我国非常重要的能源之一，但是近年来，我国石油资源已经处于严重短缺的状态。
如果还不采取有针对性的措施对其进行处理，那么势必会导致我国石油资源逐渐走向枯竭的状态。
而在针对原油进行开采或者是输送的时候，为了保证开采量得到有效提升，同时能够降低原油的凝固点，为运输提供一定的便利条件。
在其中会适当加入一些氯化物，这些氯化物一般会存在80摄氏度至130摄氏度的分馏当中[1]。
同时，这些氯化物可以随着重整原料共同进入到连续催化重整装置当中，如表1所示。
通过上表中的内容可以看出，该公司在利用连续重整装置预处理系统的时候，其直接利用直流汽油作为系统运作的原料。
与此同时，连续催化重整原料当中包含氯的成分，但是氯的质量分数在经过测量之后，其主要在30至40μg/g左右呈现出一种可以随意变动的状态。
但是一般工艺对其提出的要求，是需要将其控制在30μg/g以下才可以达到良好的应用效果[2]。
SF-121B缓蚀剂在重整装置的应用
SF-121B缓蚀剂在重整装置的应用2007年第2期炼油与化工REFININGANDCHEMICALINDUSTRY43SF一121B缓蚀剂在重整装置的应用胡明(哈尔滨石化分公司,黑龙江哈尔滨150056)哈尔滨石化分公司250kffa重整装置,自2000年以来,由于掺炼俄罗斯原油,设备的腐蚀问题日益严重.因此对装置的防腐措施进行了调整,在预分馏塔顶注缓蚀剂防腐效果比较明显.由于考虑到重整进料对硫,氮及金属等杂质有严格的要求,因此必须慎重选用缓蚀剂.该装置从2000年6月至今一直使用SF一121B型缓蚀剂,取得了较好的防腐效果.1SF一121B型缓蚀剂作用机理1.1主要理化性质SF一121B型缓蚀剂为低碱值胺类化合物,可以与水混溶,不含有重金属及其它对重整催化剂有毒的物质.可用于HS—HC1一CO一HCN—HO及有机酸腐蚀系统,在中和酸性介质的同时能够在金属表面形成保护膜【l】.主要理化指标见表1.表1SF一121B型缓蚀剂理化指标参数指标性状密度/(kg?cm-s)溶解性pH值黄色或黄褐色液体1.0o～1.04与水互溶>7.51.2作用机理SF一121B型缓蚀剂是油溶性成膜型物质,其分子内带有极性基因,它能吸附在设备表面上形成一层单分子抗水性保护膜,这层保护摸和氢离子作用,生成带正电荷离子, 其反应式为:RNH+H+一RNH3+.由于这种离子对溶液中的氢离子fHCl和HS解离后的氢离子)有强烈的排斥作用,阻止了氢离子向金属设备的靠近,从而减缓了HC1和H2S的作用,这种胺类缓蚀剂在H2S—HC1一HO型的腐蚀作用中具有很好的缓蚀效果. 2缓蚀剂使用过程2.1注入流程利用原有的缓蚀剂注入流程,缓蚀剂与除盐水按一定比例配制后经计量泵直接注入预分馏塔顶油气抽出线内, 经空冷器(Ee一101)后,在回流罐(D一101)处进行脱水.2.2标定空白样在注缓蚀剂前,先注盐水进行Fe"浓度和pH值空白样标定.在完成几组注前空白样标定分析后,开始连续注入缓蚀剂.2.3预膜期在注缓蚀剂初期为预膜期,需要在较高的浓度下进行预膜.缓蚀剂浓度按3×10(以塔顶馏出量计算)进行注入.预膜期为1个月,预膜期结束后注入浓度降到2×10. 3防腐效果缓蚀剂注入后,在D一101处进行脱水分析Fe"浓度和pH值,其变化情况见表2.表2缓蚀剂使用前后D一101脱水数据分析(2004年)从表2可以看出:随着缓蚀剂的注入,Fe"浓度大幅减小,由135mg/L左右降到了1.0mg/L以下;D一101水中pH 值上升,由弱酸性变成弱碱性,这表明SF-121B型缓蚀剂的缓蚀作用明显.设备检修中,通过对设备内部的检查发现,预分馏塔及回流罐内部腐蚀情况明显好于注缓蚀剂前,腐蚀物大大减少.对预分馏塔馏出管线弯头壁定点测厚数据表明,壁厚减薄趋势明显减缓,这说明了SF一121B型缓蚀剂起到了很好的减缓设备腐蚀作用.缓蚀剂使用前后预分馏塔馏出管线弯头壁厚定点测厚数据,见表3.表3缓蚀剂使用前后弯头壁厚变化情况日期馏出管线弯头壁厚/mm注缓蚀剂前注缓蚀剂后炼油与化工REFININGANDCHEMICALINDUsTRY第18卷混床树脂污染失效原因分析及处理陈光琦(大庆石化分公司化工一厂,黑龙江大庆163714)大庆石化分公司化工一厂脱盐水工段生产的是二级脱盐水,有3个除盐系列,2个冷凝液精制系列和1套反渗透装置,生产的脱盐水供锅炉除氧器使用.采用离子交换法进行水处理.交换树脂可再生重复使用.由于回收的冷凝液水温,水质变动,及水质监控不及时,或树脂长期使用造成老化失效等原因,造成运行床再生后不合格,使供锅炉水出现结垢,积盐和腐蚀现象【lJ.影响了锅炉的正常运行和安全生产,严重时会造成锅炉炉管爆裂的重大事故.1混床树脂失效原因分析导致混床树脂再生不合格有5个方面的原因.(1)操作失误,树脂反洗分层界面不清晰,再生后树脂混合不均匀.(2)交换器内设备及再生系统故障,水帽和分支管损坏或防腐损坏.(3)阴,阳树脂老化,长期使用造成树脂老化,强度降低;树脂破碎结块或反洗中树脂流失和树脂的装填高度不足.(4)冷凝液水质不合格.如:进来的冷凝液窜油,铁污染,有机物污染.()再生剂质量不好,纯度不高,或含有重金属杂质等.2生产中的问题混床通过正常再生出水不合格时,从故障混床取出树脂,分别用10%的食盐水,15%的盐酸浸泡以检验有机物污染和铁污染.结果表明:浸泡的食盐水颜色清亮,阴树脂酸浸泡后颜色未变淡,溶出的铁含量不超标,说明混床树脂未受有机物及铁的污染.可能是树脂失效.如果是树脂颜色变深或呈黑褐色,可能是铁污染或油污染.打开混床人孔,全面检查其内部装置.进水装置无损坏,未变形,中排母管及分支管没有松动,未变形,支管开孔也未堵塞,中排保持较好的水平,罐体内衬胶完好,支管的包网孔眼未堵塞,树脂的填充高度适宜.交换器内未发现异物.但是出现5个问题.(1)树脂颜色变黑,破碎严重,中排以上的树脂有的已呈粉末状,中排以下的树脂强度很低,用手一捏部分树脂即碎.(2)局部树脂有结块抱团现象,对结块树脂进行再生度分析,结果显示结块的树脂再生度很低, 4对重整进料的影响装置使用缓蚀剂后,石脑油和预分馏塔底油硫,氮,金属等杂质含量基本没有变化.在预加氢反应条件基本不变的情况下,重整进料中硫,氮等杂质均可以满足重整进料要求.这说明在预分馏塔顶使用SF一121B型缓蚀剂不会对重整催化剂产生任何影响.石脑油,预分馏塔底油和重整进料硫,氮及砷含量在使用缓蚀剂前后变化情况见表4.表4缓蚀剂使用前后石脑油,预分馏塔底油及重整进料杂质含量变化情况5存在的问题因原设计注缓蚀剂流程时没有考虑到冬季生产的特点,回流罐脱水包没有界位DCS指示及界位控制,在冬季进行间断脱水时,冻凝问题较严重,如果脱水不及时,还容易造成拔头油带水.通过增设脱水包界位指示及界位控制仪表,可在一定程度上解决这一问题.6结束语.(1)在重整预分馏塔顶使用SF-121B型缓蚀剂,排水中Fe浓度明显下降,设备壁厚减薄趋势明显减缓,对整个预分馏系统可起到较好的缓蚀作用.(2)在重整预分馏塔顶使用SF一121B型缓蚀剂不会对预加氢催化剂和重整催化剂产生任何影响,可作为重整装置防腐剂类长期使用.参考文献:[1]张明.金属结构防腐蚀规范[M】.北京:中国水利水电出版社,1998:15—18.。
新型中和缓蚀剂对常减压塔顶HCl腐蚀作用的影响
华东理工大学学报(自然科学版)Journal of East China University of Science and T echnology(Natural S cience E dition )Vol.31No.12005-02E -mail :jingyiyang@ 收稿日期:2004-02-15作者简介:杨敬一(1970-),男,上海人,博士,研究方向为石油加工。
文章编号:1006-3080(2005)01-0052-04新型中和缓蚀剂对常减压塔顶HCl 腐蚀作用的影响杨敬一1, 陈伟军2, 徐心茹1*, 杨仁海2(1.华东理工大学石油加工研究所,上海200237; 2.中国石化镇海炼油化工股份有限公司,镇海315200) 摘要:针对石油加工过程中常减压蒸馏塔顶的HCl 腐蚀,采用失重法研究了新型中和缓蚀剂SF-121B 、BZH -1和SH -A 在HCl-H 2O 环境下对碳钢的缓蚀效果,并与7019和氨水复合使用的效果进行比较。
结果表明:随着HCl 浓度和温度的增加,碳钢腐蚀率增加,SF -121B 、BZH -1和SH -A 的缓蚀效果优于7019与氨水复配使用的效果,SF-121B 与氨水复配在保持较好缓蚀效果的同时能降低操作费用。
关键词:蒸馏塔顶;腐蚀;碳钢;缓蚀剂;有机胺中图分类号:T Q 050.9文献标识码:AInfluence of New Corrosion Inhibitors on HCl Corrosion on the Topof Atmospheric and Vacuum Distillation TowerYAN G J ing -y i 1, CH EN W ei -j un 2, X U X in -ru 1*, YA N G Ren -hai2(1.R esear ch Institute o f P etroleum P rocessing ,East China Univ ersity of S cience and Technology ,S hanghai200237,China ; 2.Zhenhai Ref ining &Chemical Co .,L td .,S I N OPE C ,Zhenhai 315200,China )Abstract :Aiming at reducing HCl corr osion on the top of atmospher ic and v acuum distillation tow er ,the effect of new neutr alizing corrosion inhibitor s including SF-121B,BZH-1and SH-A for inhibiting car-bo n steel corrosion in HCl-H 2O system w as studied and compared w ith that of the mix ture of ammo nia and co rrosio n inhibitor 7019by m ass lost test.The results indicate that w ith HCl concentration and tempera-ture incr easing ,the co rrosion rate of carbo n steel increases.Neutr alizing corrosion inhibito rs including SF -121B 、BZH -1and SH -A have mo re excellent inhibition than the mixture o f amm onia and corr osioninhibitor 7019.The m ixture of SE -121B and ammo nia not only has ex cellent inhibition but also can reduce oper ation cost.Key words :top of distillatio n tow er ;corrosion;carbo n steel;corro sion inhibito r;organic am ine 近年来随着石油消费需求的逐年增加,油田不断采用新的开采技术,如碱驱油、蒸汽驱油和化学驱油等以增加产量,因此进入炼油厂的原油不断趋于重质化、劣质化,原油含盐量大大提高,有的甚至超过100m g/L[1]。
HFY-103缓蚀剂在连续重整装置的应用
HFY-103缓蚀剂在连续重整装置的应用应用技术石油化工腐蚀与防护Corrosion&ProtectioninPetrochemicalIndustry 2010,27(4)?51?HFY一103缓蚀剂在连续重整装置的应用邓天永(中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司,甘肃兰州730060)摘要:对中国石油化工股份有限公司兰州石化分公司连续重整装置原料预处理系统的腐蚀进行了分析;并对研制出的HFY一103水溶性缓蚀剂进行了为期1个月的工业应用试验.试验结果表明:使用HFY一103可将系统pH值控制到8.0～9.0,并且能减轻腐蚀.当加剂量为20g 时,D102和D103冷凝水中铁离子质量分数分别降至3.98g和4.68t~g/g.工业应用已取得了较好的技术经济效果.关键词:连续重整预处理缓蚀剂腐蚀中图分类号:T3985.9文献标识码:B文章编号:1007—015X{2010)04—0051—03 催化重整是生产芳烃和高辛烷值汽油,提高炼油效益的主要生产工艺,中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司(以下简称"兰州石化分公司")600kt/a连续重整装置的原料预处理系统出现了严重的腐蚀,尤其是系统空冷器,回流线,换热器,泵和阀等设备连续多次发生开裂,泄漏,部分设备和管线频繁更换,严重地影响了生产的正常运行.1连续重整装置预处理工艺流程连续重整预处理系统包括预分馏和预加氢两部分.预分馏是将原料切割成适合进料的组分,预加氢则是为了除去进料馏分中所含的微量硫,氮化合物,不饱和烃和砷等,以满足重整催化剂对进料质量的要求.其基本工艺流程见图1.图1连续重整预处理工艺流程E一换热器;A一空冷器;G一分馏塔;D一分配器;F一加热炉;R一反应器;P一泵2生产工艺腐蚀分析2.1腐蚀分析数据兰州石化分公司化工研究院对系统冷凝水的收稿日期:2010—04—08;修稿日期2010—04—27.作者简介:邓天永(1957一),男,毕业于兰炼职工大学机械专业,大专,工程师.现任兰州石化公司炼油厂副总工程师.一一一助一?52石油化工腐蚀与防护第27卷分析监测结果见表1.表1未使用缓蚀剂前冷凝水的分析结果由表1可见,预处理冷凝系统的腐蚀已非常严重,冷凝水的Fe"质量分数平均值如此之高,必须高度重视.2.2腐蚀机理分析(1)盐酸腐蚀:大多数炼油厂重整加氢装置原料预处理系统的冷凝水显碱性.因为原油中含有的氮化物相对于氯化物,硫化物而言比较稳定,在常减压条件下,绝大部分氯化物,硫化物已水解或分解,而氮化物对热则相对稳定.所以在进入二次加工装置的原料中,N的比例要高于cl和S.在加氢条件下,原料油中的含N,C1和S化合物分别形成NH,,HC1和Hs气体,在低温有水的部位冷凝下来.一般而言,NH,含量要要高于HC1和H2S,所以冷凝水显碱性.兰州石化分公司加工的原油含N量相对较低,这是D102冷凝水长期显酸陛的一个原因.连续重整混合原料加氢反应生成的NH和HC1发生反应,生成NHC1盐.NHC1盐会发生水解反应:NH4clNH+Cl一在金属表面产生盐酸,发生下列反应:FeS+2HCI_÷FeCl2+H2SFe+2HClFeC12+H2盐酸破坏FeS膜,使金属表面暴露出来,新的表面继续与盐酸反应发生腐蚀.加剧腐蚀;因此这种腐蚀体系的腐蚀速率要比单纯HC1或s腐蚀要强烈的多,最终导致设备局部穿孔报废.(2)湿HS腐蚀:冷却过程中,随着温度的进一步降低,凝结水增加,凝结水溶液不断被稀释,pH值上升,腐蚀应有所缓和.但在湿环境下,系统虽然仍属H:S～HC1一HO的腐蚀体系,但H:s的腐蚀作用大大提高,蒸馏塔回流系统的管线,泵,汽液分离罐和部分换热器中都存在HS腐蚀.A102,A103和水冷器EIO1,El04,El05,El07等冷换设备腐蚀严重.为保证装置安全平稳生产,减缓设备腐蚀,经查阅有关资料认为在以上设备的冷凝部位加注工艺缓蚀剂是有效的防腐蚀措施.连续重整装置预处理系统使用水溶性低温缓蚀剂比较好,原因有两个:首先C101,C102和R101塔顶冷凝水为酸性,pH值小于5,必须用有机胺中和,油溶性的缓蚀剂不能有效地中和冷凝水中酸性物质;其次,油溶性的缓蚀剂易溶于油,最终进入了油相,可能对下游的催化剂有一定的影响.根据以上选择路线,与武汉荷丰化工科技有限公司经过在实验室反复试验共同开发研制出了HFY一103水溶性缓蚀剂,该缓蚀剂具有良好的低温中和缓蚀性能.4HFY一103水溶性缓蚀剂的性质HFY一103为水溶性缓蚀剂,主要有成膜胺,含芳香环的咪唑啉及烷基羧酸酯等多种缓蚀组分. 利用强极性有机物几种不同类型缓蚀剂相互间的协同效应,起到了相互补膜的作用,增强了缓蚀效果,其特点表现在:(1)为水溶性,在烃类中不溶解不分散,使用后直接溶解到水相进入含硫污水处理系统,对环境和油品质量无影响;(2)氮含量低(质量分数为3%),不含金属离子及对催化剂有害的物质,对生产装置无不良影响;(3)适用pH值范围宽(pH值2—10),在金属表面均能形成物理吸附与化学配位吸附相结合的保护膜;(4)具有良好的抗乳化性能;(5)具有良好的清净功能,以保持金属表面光洁.HFY一103产品性能参数与质量标准见表2.表2HFY一103水溶性工艺缓蚀剂质量指标项目技术指标检验标准外观棕色透明液体pH值(含有质量分数,.为1%的水溶液).密度(20%)/(g?cm)0.95～1.05水溶性与水以任意比例互溶凝点/℃≤一15目测GB/T9724—1988GB/T1884—2ooo目测GB0r51O一19835HFY一103水溶性缓蚀剂试验3工艺防腐蚀措施的选择为了确保现场工业试验的顺利进行,专门制定连续重整装置预处理系统的塔顶低温部位存T((HFY一103水溶性缓蚀剂工业试验技术方案》,在较严重的低温氯化氢腐蚀问题,空冷器A101,进行为期一个月的工业应用试验.试验前,从第4期邓天永.HFY一103缓蚀剂在连续重整装置的应用2006年9月20日开始委托兰州石化分公司化工研究院对D102和D103的冷凝水进行空白分析监测,共收集空白数据29组.预加氢加注HFY一103水溶性缓蚀剂试验从2007年4月10日开始重新注剂试验,4月l0～12日为成膜期,期间未采样分析,从4月13日开始采样分析,到5月8日结束,分析26组数据(在此期间注剂泵单向阀不严造成运转不正常,对试验造成了一定的影响).5.1试验过程将HFY一103水溶性缓蚀剂加入到配制罐中,用软化水配制成约质量分数为10%的水溶液.HFY一103水溶性缓蚀剂用量为15～25g/g.在开始使用的1～2周内使用剂量加倍, 使缓蚀剂在设备表面形成良好的防蚀膜.调节注剂泵流量,使冷凝水的pH值控制在8～9.采样,分析冷凝水的pH值和Fen含量.5.2试验结果试验开始的头7天为预膜,调整期,该期间的数据不作为评价内容.HFY一103水溶性缓蚀剂试验期间,对D102,D103的冷凝水进行了分析监测,结果见表3.表3试验期间塔顶冷凝水的分析整理数据由表3可见,应用HFY一103缓蚀剂试验期间,D102冷凝水中的Fe¨平均值从328.52Ixg,/g 下降到3.98g/g,下降了98.8%,合格率达92.3%;D103冷凝水中的Fen平均值从25l8.18Ixg/g下降到4.68Ixg/g,下降了99.8%,合格率达88.5%.冷凝水的pH值从酸性范围内提高到正常的8—9.6HFY一103水溶性缓蚀剂工业应用效果HFY一103水溶性缓蚀剂试验取得成效后,即转入正常工业应用.正常工业应用期间,采样,分析冷凝水的pH值和Fe含量为1次/周.分析的l6组数据取自2010年1—3月,见表4.表4HFY一103缓蚀剂塔顶冷凝水的分析由表4可见,工业化应用HFY一103缓蚀剂期间,D102冷凝水中的Fe平均值为4.25Ixg/g,D103冷凝水中的Fe平均值为2.43g/g.冷凝水的pH值从酸陛范围内提高到正常的8～9.此外,HFY一103缓蚀剂应用期间,生产操作平稳,产品质量稳定,没有对加氢催化剂造成不利影响,对环境未产生不良影响.HFY一103缓蚀剂的应用,大大减轻了塔顶冷凝系统设备和管线腐蚀,为安全生产提供了可靠的技术保障.CommercialapplicationofI-IF一103CorrosionInhibitorinContinuousCatalyticReformerDengTianyongPetroChinaLanzhouPetrochemicalCompany(Lanzhou,Gansu730060)Abstract:Thecorrosionproblemsofpre—treatmentsysteminthecontinuouscatalyticreformerofPetroChinaLanzhouPetrochemical Companywereanalyzed.Thewater—solublecorrosioninhibitorHFY一103developedwasrunonthecommercialunitforonemonth. TheresultsdemonstratedthatinhibitorHFY一103canbeusedtocontrolthepHvalueofthesystemwithin8.0—9.0andmitigate systemcorrosion.Atadosageof20ppm,theaverageFecontentofcondensedwaterofD102an dD103wasreducedto3.98ppmand4.68ppmrespectively.Goodtechno—economicbenefitwasachievedincommercialapplication.Keywords:continuouscatalyticreforming,pre—treatment,corrosioninhibitor,corrosion。
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SF-121B缓蚀剂在重整装置的应用
2007年第2期
炼油与化工
REFININGANDCHEMICALINDUSTRY43
SF一121B缓蚀剂在重整装置的应用
胡明
(哈尔滨石化分公司,黑龙江哈尔滨150056)
哈尔滨石化分公司250kffa重整装置,自2000年以来,
由于掺炼俄罗斯原油,设备的腐蚀问题日益严重.因此对装
置的防腐措施进行了调整,在预分馏塔顶注缓蚀剂防腐效
果比较明显.由于考虑到重整进料对硫,氮及金属等杂质有
严格的要求,因此必须慎重选用缓蚀剂.该装置从2000年
6月至今一直使用SF一121B型缓蚀剂,取得了较好的防腐
效果.
1SF一121B型缓蚀剂作用机理
1.1主要理化性质
SF一121B型缓蚀剂为低碱值胺类化合物,可以与水混
溶,不含有重金属及其它对重整催化剂有毒的物质.可用于
HS—HC1一CO一HCN—HO及有机酸腐蚀系统,在中和酸性
介质的同时能够在金属表面形成保护膜【l】.主要理化指标见
表1.
表1SF一121B型缓蚀剂理化指标
参数指标
性状
密度/(kg?cm-s)
溶解性
pH值
黄色或黄褐色液体
1.0o～1.04
与水互溶
>7.5
1.2作用机理
SF一121B型缓蚀剂是油溶性成膜型物质,其分子内带
有极性基因,它能吸附在设备表面上形成一层单分子抗水性保护膜,这层保护摸和氢离子作用,生成带正电荷离子, 其反应式为:RNH+H+一RNH3+.
由于这种离子对溶液中的氢离子fHCl和HS解离后的
氢离子)有强烈的排斥作用,阻止了氢离子向金属设备的靠近,从而减缓了HC1和H2S的作用,这种胺类缓蚀剂在
H2S—HC1一HO型的腐蚀作用中具有很好的缓蚀效果. 2缓蚀剂使用过程
2.1注入流程
利用原有的缓蚀剂注入流程,缓蚀剂与除盐水按一定
比例配制后经计量泵直接注入预分馏塔顶油气抽出线内, 经空冷器(Ee一101)后,在回流罐(D一101)处进行脱水.
2.2标定空白样
在注缓蚀剂前,先注盐水进行Fe"浓度和pH值空白
样标定.在完成几组注前空白样标定分析后,开始连续注入缓蚀剂.
2.3预膜期
在注缓蚀剂初期为预膜期,需要在较高的浓度下进行
预膜.缓蚀剂浓度按3×10(以塔顶馏出量计算)进行注入.预膜期为1个月,预膜期结束后注入浓度降到2×10. 3防腐效果
缓蚀剂注入后,在D一101处进行脱水分析Fe"浓度和pH值,其变化情况见表2.
表2缓蚀剂使用前后D一101脱水数据分析(2004年)
从表2可以看出:随着缓蚀剂的注入,Fe"浓度大幅减
小,由135mg/L左右降到了1.0mg/L以下;D一101水中pH 值上升,由弱酸性变成弱碱性,这表明SF-121B型缓蚀剂
的缓蚀作用明显.
设备检修中,通过对设备内部的检查发现,预分馏塔及
回流罐内部腐蚀情况明显好于注缓蚀剂前,腐蚀物大大减少.对预分馏塔馏出管线弯头壁定点测厚数据表明,壁厚减薄趋势明显减缓,这说明了SF一121B型缓蚀剂起到了很好的减缓设备腐蚀作用.缓蚀剂使用前后预分馏塔馏出管线
弯头壁厚定点测厚数据,见表3.
表3缓蚀剂使用前后弯头壁厚变化情况
日期馏出管线弯头壁厚/mm
注缓蚀剂前注缓蚀剂后
炼油与化工
REFININGANDCHEMICALINDUsTRY第18卷
混床树脂污染失效原因分析及处理
陈光琦
(大庆石化分公司化工一厂,黑龙江大庆163714)
大庆石化分公司化工一厂脱盐水工段生产的是二级脱
盐水,有3个除盐系列,2个冷凝液精制系列和1套反渗透
装置,生产的脱盐水供锅炉除氧器使用.采用离子交换法进行水处理.交换树脂可再生重复使用.由于回收的冷凝液水温,水质变动,及水质监控不及时,或树脂长期使用造成老
化失效等原因,造成运行床再生后不合格,使供锅炉水出现结垢,积盐和腐蚀现象【lJ.影响了锅炉的正常运行和安全生产,严重时会造成锅炉炉管爆裂的重大事故.
1混床树脂失效原因分析
导致混床树脂再生不合格有5个方面的原因.
(1)操作失误,树脂反洗分层界面不清晰,再生后树脂
混合不均匀.
(2)交换器内设备及再生系统故障,水帽和分支管损
坏或防腐损坏.
(3)阴,阳树脂老化,长期使用造成树脂老化,强度降
低;树脂破碎结块或反洗中树脂流失和树脂的装填高度不足.
(4)冷凝液水质不合格.如:进来的冷凝液窜油,铁污
染,有机物污染.
()再生剂质量不好,纯度不高,或含有重金属杂质
等.
2生产中的问题
混床通过正常再生出水不合格时,从故障混床取出树
脂,分别用10%的食盐水,15%的盐酸浸泡以检验有机物
污染和铁污染.结果表明:浸泡的食盐水颜色清亮,阴树脂酸浸泡后颜色未变淡,溶出的铁含量不超标,说明混床树脂未受有机物及铁的污染.可能是树脂失效.如果是树脂颜色变深或呈黑褐色,可能是铁污染或油污染.
打开混床人孔,全面检查其内部装置.进水装置无损
坏,未变形,中排母管及分支管没有松动,未变形,支管开孔也未堵塞,中排保持较好的水平,罐体内衬胶完好,支管的包网孔眼未堵塞,树脂的填充高度适宜.交换器内未发现异物.但是出现5个问题.(1)树脂颜色变黑,破碎严重,中排
以上的树脂有的已呈粉末状,中排以下的树脂强度很低,用手一捏部分树脂即碎.(2)局部树脂有结块抱团现象,对结块树脂进行再生度分析,结果显示结块的树脂再生度很低, 4对重整进料的影响
装置使用缓蚀剂后,石脑油和预分馏塔底油硫,氮,金
属等杂质含量基本没有变化.在预加氢反应条件基本不变
的情况下,重整进料中硫,氮等杂质均可以满足重整进料要
求.这说明在预分馏塔顶使用SF一121B型缓蚀剂不会对重
整催化剂产生任何影响.石脑油,预分馏塔底油和重整进料
硫,氮及砷含量在使用缓蚀剂前后变化情况见表4.
表4缓蚀剂使用前后石脑油,预分馏塔底油及重整进料杂质含量变化情况5存在的问题
因原设计注缓蚀剂流程时没有考虑到冬季生产的特
点,回流罐脱水包没有界位DCS指示及界位控制,在冬季
进行间断脱水时,冻凝问题较严重,如果脱水不及时,还容
易造成拔头油带水.通过增设脱水包界位指示及界位控制
仪表,可在一定程度上解决这一问题.
6结束语.
(1)在重整预分馏塔顶使用SF-121B型缓蚀剂,排水
中Fe浓度明显下降,设备壁厚减薄趋势明显减缓,对整个
预分馏系统可起到较好的缓蚀作用.
(2)在重整预分馏塔顶使用SF一121B型缓蚀剂不会对
预加氢催化剂和重整催化剂产生任何影响,可作为重整装
置防腐剂类长期使用.
参考文献:
[1]张明.金属结构防腐蚀规范[M】.北京:中国水利水电出版社,
1998:15—18.。