常减压装置的腐蚀状况分析
合集下载
相关主题
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
装置·设备 石 油 化 工 腐 蚀 与 防 护 2 0 0 0 , 1 7 ( 4 ) ·1 9 ·
常减压装置的腐蚀状况分析
李海良 金陵石化公司炼油厂二套常减压车间 (江苏省南京市 210033)
摘要 :文章对检修中装置出现的几例典型腐蚀案例进行了分析 ,对其腐蚀原因及机理进行了研究 ,并对常 减压装置易腐蚀部位的防护提出了建议 。
(下转第 25 页)
© 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
第 4 期 李云浩. 蒸馏塔顶系统的防腐蚀措施 · 25 ·
二套常减压装置是该厂自行设计的三级蒸馏 装置 ,于 1976 年 7 月 1 日建成投产 。原设计能力 为 2. 5Mt/ a ,后 经 几 次 改 造 ,最 大 处 理 能 力 达 3. 5Mt/ a 。其中 1995 年 4 月份 ,为了掺炼中东原 油 ,装置在防腐蚀方面作了一些改造 ,主要是 : (1) 减压塔整体更新 ,低速转油线的改进减少冲蚀 ; (2) 常压塔大面积衬里 ; (3) 换热流程作较大调整 ,易腐
滑 ,属于典型的环烷酸腐蚀 。腐蚀所处的介质环境
为 :减压三线上层塔板介质是蜡油部分 ,温度为
200～290 ℃(减三线抽出温度为 285 ±5 ℃,三中回
流温度为 200 ±5 ℃) , 恰是环烷酸腐蚀作用的范
围 。环烷酸属于有机酸 ,不溶于水 ,可溶于油品和
有机溶剂 。经验表明 ,环烷酸腐蚀通常发生在酸值
冷 11/ 2
初顶空顶出口
0. 0220
常顶空冷出口
0. 0177
常顶后冷出口
0. 0059
冷 4/ 2
注 : 3 为“四注”系统不正常时的监测结果 。
在装置开工初期 ,均匀腐蚀速度很低 ,但随着 开工时间的增加 ,发现空冷器时有堵塞 ,造成塔压 上升 。为了疏通空冷器管束 ,曾用水冲冼空冷 ,排 放的冷凝水为黑色并伴随有异味 ,可以断定空冷器 中的 NH4Cl 以固体形式存在并同亚铁盐一起造成 堵塞 。在加工高含硫原油过程中 ,各类硫化物生成 的 H2S 以及盐类水解生成的 HCl ,随着轻组分一起 挥发在低温部位逐步冷凝下来 ,对塔顶及挥发线形 成强烈的电化学腐蚀 。据有关文献介绍 ,H2S 有协 同腐蚀作用 。NH3 、HCl 、H2S 在水中的溶解性依次 减弱 ,在塔顶首先是 HCl 溶解在水中 ,存在着 HCl 引起的初凝区的强酸性腐蚀 ; 然后随着 NH3 的溶
表 1 设备腐蚀监测数据 (1995 年)
监测日期 06 - 08～06 - 13
试验时间/ h
挂片位置
125
初顶空冷出口
腐蚀速度/ mm·a - 1 0. 1166 3
备注
常顶后冷出口
1. 0362 3
冷 4/ 2
06 - 25～07 - 07
331
减顶二级后冷出口 初顶空冷入口
0. 2598 3 0. 0117
物质 ,解决结垢问题 。
1. 2 减压塔板的点蚀及均匀腐蚀
该装置减压塔为二段抽真空减压塔 ,塔板分为
固舌型和筛空型 ,材质均为 18 - 8 奥氏不锈钢 ,使
用于 1995 年 5 月 。腐蚀状况可看出舌型塔盘上有
一个个小孔和流线状的腐蚀槽 ,图 4 筛板整体均匀
腐蚀 、薄如蝉翼 。塔板表面无腐蚀产物或垢物 ,光
Fe + H2S →FeS + H2 Fe + S →FeS(高温) FeS + RCOOH →(RCOO) 2Fe + H2S 所以 FeS 膜在环烷酸的环境下不能形成 ,腐蚀 得以继续 。在这种情况下 ,只有选择耐蚀材料和降 低物流的流速 ,以免吸能墙被腐蚀掉 。这种现象通 常出现在转油线 、过气化油线 、炉出口弯头的高温 重油部位 ,要多加注意 。 1. 4 塔顶空冷器的腐蚀堵塞 装置在 1995 年 4 月份开工初期 ,由于掺炼伊 朗原油 ,硫含量急剧增加 。为了掌握该装置掺炼后 的设备腐蚀状况 ,对设备进行了腐蚀监测工作 ,见 表 1。
严重腐蚀 。腐蚀机理为 :
V2O5 + Na2O →NaVO3
(1)
Fe + V2O3 →Fe2O3 + V2O4
(2)
V2O5 + Fe2O3 →FeVO4
(3)
其中 V2O5 促使 SO2 生成 SO3 ,且 SO3 极易吸水 并在低温部位凝结 ,生成硫酸引起露点腐蚀 。反应
机理如下 :
SO3 + H2O →H2SO4
(1) 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀 (图 3) ; (2) 减压塔 板 发 生 的 点 蚀 及 均 匀 腐 蚀 ( 见 图
4) ; (3) 转油线处吸冷墙的腐蚀 ; (4) 塔顶空冷器的腐蚀堵塞 。
图 1 硫含量趋势图
图 2 酸值变化趋势图 (鲁宁管输油) © 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
尘及露点腐蚀的发生 (如将对流室蒸汽 吹灰器改
为超生波吹灰器) ,因为蒸汽吹灰器管内存有少量
的蒸汽及冷凝水 ,加速了反应 (4) 的进行 ,也就是加
快了露点腐蚀速度 。
综上所述 ,加热炉管高温灰垢腐蚀及露点腐蚀
主要是由于各种灰分相互作用形成低熔点化合物
粘结而造成的 。对这种腐蚀一是加强对烟气中氧
含量的监控 ,抑制 SO2 →SO3 的转化 ,即减少露点腐 蚀 ;二是添加除灰剂固定钒 、钠的化合物成高熔点
盐慢慢凝结 ,越到对流室上端凝结物越多 ,这也与
实际相符和 。一方面 ,它们不断腐蚀金属使垢源点
扩大 ,另一方面 ,由于它们粘性大 ,不断地吸附残碳
颗粒及其它金属氧化物 , 而且吸附酸性气体 ( 如
SO2 、SO3 等) 与其发生反应 ,致使垢源点不断扩大 ,
形成粘结性垢 ,破坏金属表面保护膜 ,给炉管造成
表 3 操作条件 、分析数据
时间
原油 种类
原油 含硫 /%
1998 07 - 01 1998 07 - 28 1998 07 - 31 1998 04 - 08 1998 11 - 10 1998 12 - 18 1999 03 - 03 2000 04 - 10 2000 05 - 24
解生成的铵盐 ,pH 值随之增大 , H2S 的溶解度变 大 ,进一步与 Fe 反应 ,生成的 FeS 与铵盐在空冷器 中沉淀下来引起的堵塞 ,并引起垢下腐蚀 。反应机 理如下 :
HCl + Fe →FeCl2 + H2 H2S →H + + HS HS - →H + + S02 Fe + S2 - →FeS ↓ 所以冲洗出来的黑色物质中含有铵盐和 FeS。 由此可见 ,在 HCl + H2S + H2O 体系中腐蚀性对 pH 值的依赖性强 。据有关资料介绍 ,当 pH 值 < 4. 5
另外燃料油中所含的各种金属特别是钒和钠 , 它们燃烧生成的氧化物相互作用形成低熔点化合 物 , 如 : V2O5 和 Na2O 生 成 的 NaVO3 熔 点 仅 为 530 ℃,在加热炉 (炉膛温度不大于 750 ℃) 呈液态 , 且粘度又高 ,在烟气的排放过程中 ,粘附在炉管外
壁上 ,形成垢源点且随温度的降低这些液态的金属
蚀部位采用不锈钢 。并在高温重油部分采用了 18 - 8 奥氏体不锈钢及上 104 、Cr6AlMo 、Cr5Mo 等合金 钢 ;低温轻油部分 ,在塔顶用 3RE60 衬里 ; 炉管采 用 Cr5Mo 和 18 - 8 奥氏不锈钢材质 ;减一线填料由 Φ50mm 金属阶梯环改为英特洛克斯环 ,减二线填 料装有英特洛斯环及阶梯环组合床 ,减三线采用三 层固定舌型塔板 。虽然采取了这些防腐蚀措施 ,但 是随着开工时间的增长 ,设备的腐蚀与装置的安全 生产矛盾日益尖锐 ,主要体现在下列几个方面 。
பைடு நூலகம்
压塔的进料段处于气化段相变物流最复杂的部位 , 物料对吸能墙的冲蚀主要发生在多相流物料出现 流动方向突变部位 。根据所处环境分析 ,腐蚀主要 由环烷酸与硫化物协同作用的结果 。冲蚀使保护 性氧化膜脱落 ,物流直接侵蚀基体金属 ,保护性氧 化膜没有机会再生 。特别是在气化段 ,物料处在含 硫化物及环烷酸较多的 H2S - RSH - S 环境 ,温度 达 380 ℃,高温硫化物腐蚀加剧 。腐蚀机理如下 :
© 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
第 4 期 李海良. 常减压装置的腐蚀状况分析 · 21 ·
· 20 · 石油化工腐蚀与防护 第 17 卷
图 3 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀
图 4 塔板的腐蚀
1 腐蚀状况及机理
1. 1 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀及露点腐蚀 二套常减压加热炉于 1976 年 6 月建成使用 , 对流室内钉头管为 1979 年节能改造时所上 ,另一 部分为光管 。这次检修中对对流室的炉管进行腐 蚀检查 ,抽出的钉头管见图 3 ,可以清楚地看到表 面积满垢物 ,垢物颜色为灰白色 ,几乎将钉头淹没 ; 抽出的光管表面也吸附着一层灰白的垢物 ,用小锤 敲打 ,垢物脱落 ,露出炉管金属本质 。另外还发现 对流室炉管从上到下 ,灰垢腐蚀逐渐减轻 ,下部积 灰较少 。钉头管经过高压水枪清洗后 ,炉管表面有 沟槽状腐蚀痕迹 ,蚀沟估计约为 3mm ,根据测厚数 据对炉管进行了更新 。由此可见 ,炉管腐蚀主要是 高温灰垢腐蚀 。造成高温灰垢腐蚀的原因是燃料 油所含的硫分与金属元素的上升 。根据对常压加 热炉监测的结果 ,1995 年 SO2 的平均含量比 1994 年明显增大 ,NOx 含量则下降 。
大于 0. 5mgKOH/ g ,温度在 270～280 ℃、350～400 ℃ 范围的高流速的工艺介质中 ,在有硫化物介质时腐 蚀会加剧 。它还受温度的影响 , 并且在 220 ℃以 下 ,环烷酸与铁几乎不作用 ,但随温度的升高腐蚀 逐渐加剧 ,在温度达 270～280 ℃时腐蚀速率最大 , 随之而下降 。到 350～400 ℃时 ,又与硫化物互相作 用而达到最高 。环烷酸腐蚀无需水的存在 ,它与金 属表面或 FeS 表面膜直接接触发生反应生成环烷 酸铁 ,并随之溶解在物流中 ,使金属表面不断暴露 受到腐蚀 ,所以腐蚀表面无产物或垢物 。对于环烷 酸的高温腐蚀 ,目前还没有有效的办法 ,基本上是 控制掺炼低酸值原油 。但国内原油的酸值增大很 难控制 ,采用注碱中和的方法也不太理想 。现在迫 切要求是能找到一种即耐腐蚀又经济的新材料来 解决这一难题 。 1. 3 转油线吸能墙的腐蚀 为了防止低速转油线中的介质进减压塔对塔 壁的冲蚀 ,在进料正对处竖一吸能墙 。吸能墙为一 网状结构 ,在吸能墙与塔壁之间有填料 。检修中发 现吸能墙已完全被腐蚀 ,根本找不到残存物 。产生 腐蚀的环境介质为常底油 ,温度为 380 ℃左右 。减
(4)
H2SO4 + Fe →FeSO4
(5)
FeSO4 →FeS
(6)
FeS + O2 →Fe2O3 + S
(7)
Fe2O3 →Fe3O4
(8)
据有关文献报道 ,V2O5 与 Na2O 、Fe2O3 生成的
化合物熔点基本上在 800 ℃以下 ,从垢样中可以看
到有晶体硫存在 。针对这种情况 ,要尽可能减少灰
关键词 :常减压装置 腐蚀状况 反应机理
近年来 ,根据市场的需求及资源政策的导向 , 国内炼油行业扩大了原油的进口 ,其中中东高含硫 原油占较大比例 ,况且国内原油的不断开采 ,原油 的酸值及含硫量也逐年增加 (以鲁宁管输油为例见 图 1 ,2) ,给设备的防腐蚀工作带来了困难 。由于 设备腐蚀 ,设备的更新使企业蒙受了巨大损失 ,有 时甚至造成事故 ,影响到人身安全 。
常减压装置的腐蚀状况分析
李海良 金陵石化公司炼油厂二套常减压车间 (江苏省南京市 210033)
摘要 :文章对检修中装置出现的几例典型腐蚀案例进行了分析 ,对其腐蚀原因及机理进行了研究 ,并对常 减压装置易腐蚀部位的防护提出了建议 。
(下转第 25 页)
© 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
第 4 期 李云浩. 蒸馏塔顶系统的防腐蚀措施 · 25 ·
二套常减压装置是该厂自行设计的三级蒸馏 装置 ,于 1976 年 7 月 1 日建成投产 。原设计能力 为 2. 5Mt/ a ,后 经 几 次 改 造 ,最 大 处 理 能 力 达 3. 5Mt/ a 。其中 1995 年 4 月份 ,为了掺炼中东原 油 ,装置在防腐蚀方面作了一些改造 ,主要是 : (1) 减压塔整体更新 ,低速转油线的改进减少冲蚀 ; (2) 常压塔大面积衬里 ; (3) 换热流程作较大调整 ,易腐
滑 ,属于典型的环烷酸腐蚀 。腐蚀所处的介质环境
为 :减压三线上层塔板介质是蜡油部分 ,温度为
200～290 ℃(减三线抽出温度为 285 ±5 ℃,三中回
流温度为 200 ±5 ℃) , 恰是环烷酸腐蚀作用的范
围 。环烷酸属于有机酸 ,不溶于水 ,可溶于油品和
有机溶剂 。经验表明 ,环烷酸腐蚀通常发生在酸值
冷 11/ 2
初顶空顶出口
0. 0220
常顶空冷出口
0. 0177
常顶后冷出口
0. 0059
冷 4/ 2
注 : 3 为“四注”系统不正常时的监测结果 。
在装置开工初期 ,均匀腐蚀速度很低 ,但随着 开工时间的增加 ,发现空冷器时有堵塞 ,造成塔压 上升 。为了疏通空冷器管束 ,曾用水冲冼空冷 ,排 放的冷凝水为黑色并伴随有异味 ,可以断定空冷器 中的 NH4Cl 以固体形式存在并同亚铁盐一起造成 堵塞 。在加工高含硫原油过程中 ,各类硫化物生成 的 H2S 以及盐类水解生成的 HCl ,随着轻组分一起 挥发在低温部位逐步冷凝下来 ,对塔顶及挥发线形 成强烈的电化学腐蚀 。据有关文献介绍 ,H2S 有协 同腐蚀作用 。NH3 、HCl 、H2S 在水中的溶解性依次 减弱 ,在塔顶首先是 HCl 溶解在水中 ,存在着 HCl 引起的初凝区的强酸性腐蚀 ; 然后随着 NH3 的溶
表 1 设备腐蚀监测数据 (1995 年)
监测日期 06 - 08～06 - 13
试验时间/ h
挂片位置
125
初顶空冷出口
腐蚀速度/ mm·a - 1 0. 1166 3
备注
常顶后冷出口
1. 0362 3
冷 4/ 2
06 - 25～07 - 07
331
减顶二级后冷出口 初顶空冷入口
0. 2598 3 0. 0117
物质 ,解决结垢问题 。
1. 2 减压塔板的点蚀及均匀腐蚀
该装置减压塔为二段抽真空减压塔 ,塔板分为
固舌型和筛空型 ,材质均为 18 - 8 奥氏不锈钢 ,使
用于 1995 年 5 月 。腐蚀状况可看出舌型塔盘上有
一个个小孔和流线状的腐蚀槽 ,图 4 筛板整体均匀
腐蚀 、薄如蝉翼 。塔板表面无腐蚀产物或垢物 ,光
Fe + H2S →FeS + H2 Fe + S →FeS(高温) FeS + RCOOH →(RCOO) 2Fe + H2S 所以 FeS 膜在环烷酸的环境下不能形成 ,腐蚀 得以继续 。在这种情况下 ,只有选择耐蚀材料和降 低物流的流速 ,以免吸能墙被腐蚀掉 。这种现象通 常出现在转油线 、过气化油线 、炉出口弯头的高温 重油部位 ,要多加注意 。 1. 4 塔顶空冷器的腐蚀堵塞 装置在 1995 年 4 月份开工初期 ,由于掺炼伊 朗原油 ,硫含量急剧增加 。为了掌握该装置掺炼后 的设备腐蚀状况 ,对设备进行了腐蚀监测工作 ,见 表 1。
严重腐蚀 。腐蚀机理为 :
V2O5 + Na2O →NaVO3
(1)
Fe + V2O3 →Fe2O3 + V2O4
(2)
V2O5 + Fe2O3 →FeVO4
(3)
其中 V2O5 促使 SO2 生成 SO3 ,且 SO3 极易吸水 并在低温部位凝结 ,生成硫酸引起露点腐蚀 。反应
机理如下 :
SO3 + H2O →H2SO4
(1) 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀 (图 3) ; (2) 减压塔 板 发 生 的 点 蚀 及 均 匀 腐 蚀 ( 见 图
4) ; (3) 转油线处吸冷墙的腐蚀 ; (4) 塔顶空冷器的腐蚀堵塞 。
图 1 硫含量趋势图
图 2 酸值变化趋势图 (鲁宁管输油) © 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
尘及露点腐蚀的发生 (如将对流室蒸汽 吹灰器改
为超生波吹灰器) ,因为蒸汽吹灰器管内存有少量
的蒸汽及冷凝水 ,加速了反应 (4) 的进行 ,也就是加
快了露点腐蚀速度 。
综上所述 ,加热炉管高温灰垢腐蚀及露点腐蚀
主要是由于各种灰分相互作用形成低熔点化合物
粘结而造成的 。对这种腐蚀一是加强对烟气中氧
含量的监控 ,抑制 SO2 →SO3 的转化 ,即减少露点腐 蚀 ;二是添加除灰剂固定钒 、钠的化合物成高熔点
盐慢慢凝结 ,越到对流室上端凝结物越多 ,这也与
实际相符和 。一方面 ,它们不断腐蚀金属使垢源点
扩大 ,另一方面 ,由于它们粘性大 ,不断地吸附残碳
颗粒及其它金属氧化物 , 而且吸附酸性气体 ( 如
SO2 、SO3 等) 与其发生反应 ,致使垢源点不断扩大 ,
形成粘结性垢 ,破坏金属表面保护膜 ,给炉管造成
表 3 操作条件 、分析数据
时间
原油 种类
原油 含硫 /%
1998 07 - 01 1998 07 - 28 1998 07 - 31 1998 04 - 08 1998 11 - 10 1998 12 - 18 1999 03 - 03 2000 04 - 10 2000 05 - 24
解生成的铵盐 ,pH 值随之增大 , H2S 的溶解度变 大 ,进一步与 Fe 反应 ,生成的 FeS 与铵盐在空冷器 中沉淀下来引起的堵塞 ,并引起垢下腐蚀 。反应机 理如下 :
HCl + Fe →FeCl2 + H2 H2S →H + + HS HS - →H + + S02 Fe + S2 - →FeS ↓ 所以冲洗出来的黑色物质中含有铵盐和 FeS。 由此可见 ,在 HCl + H2S + H2O 体系中腐蚀性对 pH 值的依赖性强 。据有关资料介绍 ,当 pH 值 < 4. 5
另外燃料油中所含的各种金属特别是钒和钠 , 它们燃烧生成的氧化物相互作用形成低熔点化合 物 , 如 : V2O5 和 Na2O 生 成 的 NaVO3 熔 点 仅 为 530 ℃,在加热炉 (炉膛温度不大于 750 ℃) 呈液态 , 且粘度又高 ,在烟气的排放过程中 ,粘附在炉管外
壁上 ,形成垢源点且随温度的降低这些液态的金属
蚀部位采用不锈钢 。并在高温重油部分采用了 18 - 8 奥氏体不锈钢及上 104 、Cr6AlMo 、Cr5Mo 等合金 钢 ;低温轻油部分 ,在塔顶用 3RE60 衬里 ; 炉管采 用 Cr5Mo 和 18 - 8 奥氏不锈钢材质 ;减一线填料由 Φ50mm 金属阶梯环改为英特洛克斯环 ,减二线填 料装有英特洛斯环及阶梯环组合床 ,减三线采用三 层固定舌型塔板 。虽然采取了这些防腐蚀措施 ,但 是随着开工时间的增长 ,设备的腐蚀与装置的安全 生产矛盾日益尖锐 ,主要体现在下列几个方面 。
பைடு நூலகம்
压塔的进料段处于气化段相变物流最复杂的部位 , 物料对吸能墙的冲蚀主要发生在多相流物料出现 流动方向突变部位 。根据所处环境分析 ,腐蚀主要 由环烷酸与硫化物协同作用的结果 。冲蚀使保护 性氧化膜脱落 ,物流直接侵蚀基体金属 ,保护性氧 化膜没有机会再生 。特别是在气化段 ,物料处在含 硫化物及环烷酸较多的 H2S - RSH - S 环境 ,温度 达 380 ℃,高温硫化物腐蚀加剧 。腐蚀机理如下 :
© 1994-2008 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net
第 4 期 李海良. 常减压装置的腐蚀状况分析 · 21 ·
· 20 · 石油化工腐蚀与防护 第 17 卷
图 3 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀
图 4 塔板的腐蚀
1 腐蚀状况及机理
1. 1 加热炉对流炉管高温灰垢腐蚀及露点腐蚀 二套常减压加热炉于 1976 年 6 月建成使用 , 对流室内钉头管为 1979 年节能改造时所上 ,另一 部分为光管 。这次检修中对对流室的炉管进行腐 蚀检查 ,抽出的钉头管见图 3 ,可以清楚地看到表 面积满垢物 ,垢物颜色为灰白色 ,几乎将钉头淹没 ; 抽出的光管表面也吸附着一层灰白的垢物 ,用小锤 敲打 ,垢物脱落 ,露出炉管金属本质 。另外还发现 对流室炉管从上到下 ,灰垢腐蚀逐渐减轻 ,下部积 灰较少 。钉头管经过高压水枪清洗后 ,炉管表面有 沟槽状腐蚀痕迹 ,蚀沟估计约为 3mm ,根据测厚数 据对炉管进行了更新 。由此可见 ,炉管腐蚀主要是 高温灰垢腐蚀 。造成高温灰垢腐蚀的原因是燃料 油所含的硫分与金属元素的上升 。根据对常压加 热炉监测的结果 ,1995 年 SO2 的平均含量比 1994 年明显增大 ,NOx 含量则下降 。
大于 0. 5mgKOH/ g ,温度在 270～280 ℃、350～400 ℃ 范围的高流速的工艺介质中 ,在有硫化物介质时腐 蚀会加剧 。它还受温度的影响 , 并且在 220 ℃以 下 ,环烷酸与铁几乎不作用 ,但随温度的升高腐蚀 逐渐加剧 ,在温度达 270～280 ℃时腐蚀速率最大 , 随之而下降 。到 350～400 ℃时 ,又与硫化物互相作 用而达到最高 。环烷酸腐蚀无需水的存在 ,它与金 属表面或 FeS 表面膜直接接触发生反应生成环烷 酸铁 ,并随之溶解在物流中 ,使金属表面不断暴露 受到腐蚀 ,所以腐蚀表面无产物或垢物 。对于环烷 酸的高温腐蚀 ,目前还没有有效的办法 ,基本上是 控制掺炼低酸值原油 。但国内原油的酸值增大很 难控制 ,采用注碱中和的方法也不太理想 。现在迫 切要求是能找到一种即耐腐蚀又经济的新材料来 解决这一难题 。 1. 3 转油线吸能墙的腐蚀 为了防止低速转油线中的介质进减压塔对塔 壁的冲蚀 ,在进料正对处竖一吸能墙 。吸能墙为一 网状结构 ,在吸能墙与塔壁之间有填料 。检修中发 现吸能墙已完全被腐蚀 ,根本找不到残存物 。产生 腐蚀的环境介质为常底油 ,温度为 380 ℃左右 。减
(4)
H2SO4 + Fe →FeSO4
(5)
FeSO4 →FeS
(6)
FeS + O2 →Fe2O3 + S
(7)
Fe2O3 →Fe3O4
(8)
据有关文献报道 ,V2O5 与 Na2O 、Fe2O3 生成的
化合物熔点基本上在 800 ℃以下 ,从垢样中可以看
到有晶体硫存在 。针对这种情况 ,要尽可能减少灰
关键词 :常减压装置 腐蚀状况 反应机理
近年来 ,根据市场的需求及资源政策的导向 , 国内炼油行业扩大了原油的进口 ,其中中东高含硫 原油占较大比例 ,况且国内原油的不断开采 ,原油 的酸值及含硫量也逐年增加 (以鲁宁管输油为例见 图 1 ,2) ,给设备的防腐蚀工作带来了困难 。由于 设备腐蚀 ,设备的更新使企业蒙受了巨大损失 ,有 时甚至造成事故 ,影响到人身安全 。