常頂
- 常頂換熱器腐蝕問題分析與對策
化企業(yè)常減壓裝置常頂換熱器是將原油與常頂油氣換熱，在冷卻常頂油氣的同時加熱了脫前原油； 塔頂冷卻工藝流程是：常頂油氣從常壓塔頂部抽出，經(jīng)過常頂換熱器與原油換熱后，進(jìn)入常頂空冷器及常頂水冷器進(jìn)一步降溫至35℃左右，最后進(jìn)入容103油水分離。換熱器參數(shù)如表1所示。表1 常頂換熱器參數(shù)由于常頂換熱器存在較重的結(jié)鹽、結(jié)垢，導(dǎo)致了常頂壓降增大、換熱效果差、換熱后的原油達(dá)不到設(shè)計溫度等問題。廠內(nèi)采取了每月1～2次定期沖洗常頂換熱器方法來避免垢下腐蝕的風(fēng)險，沖洗水量15
全面腐蝕控制 2023年9期2023-10-18
- 常減壓裝置常頂回流及除鹽泵的腐蝕與對策
擴(kuò)大并加深。2 常頂除鹽泵和回流泵腐蝕狀況2.1 常頂除鹽泵內(nèi)構(gòu)件腐蝕問題2020 年4 月常減壓裝置的常頂系統(tǒng)為了有效減低常頂系統(tǒng)的氯離子含量，通過技改上了一套除鹽設(shè)施，該除鹽系統(tǒng)機(jī)泵在使用2 年后出現(xiàn)上量不好、振動偏大的情況，檢修打開后發(fā)現(xiàn)內(nèi)構(gòu)件腐蝕非常嚴(yán)重，葉輪腐蝕較為嚴(yán)重，葉輪外圓基本腐蝕不見，腐蝕量達(dá)到30%左右，泵殼和葉輪的口環(huán)以及泵殼也有不同程度的減薄甚至發(fā)現(xiàn)有一處穿孔。從上述情況也驗證了口環(huán)間隙超差，上量情況不好，葉輪腐蝕后出現(xiàn)動不平衡，振
石油化工建設(shè) 2023年3期2023-08-12
- 汽油加氫裝置加工常頂一級油優(yōu)化改造
部分主體流程，對常頂一級油進(jìn)行加工，生產(chǎn)出了滿足重整進(jìn)料要求的精制石腦油產(chǎn)品，提高了企業(yè)整體盈利能力。1 改造內(nèi)容本次改造通過對輕、重汽油分餾塔底重汽油流程進(jìn)行技術(shù)改造，從而將未加氫的重汽油改至S-Zorb裝置進(jìn)行吸附脫硫。同時增加常頂一級油至加氫脫硫部分流程，實現(xiàn)將常頂一級油改至加氫脫硫部分進(jìn)行加工。改造后的裝置于2022年11月7日一次開車成功，產(chǎn)出滿足重整進(jìn)料要求的精制石腦油產(chǎn)品，并副產(chǎn)一部分酸性氣。圖2 改造后工藝原則流程圖2 工藝技術(shù)特點(diǎn)改造前后
石化技術(shù) 2023年7期2023-08-04
- 脫鹽脫氯技術(shù)在常減壓裝置應(yīng)用效果分析
劇。運(yùn)行過程中，常頂循管線彎頭焊縫處、常頂循泵泵殼及入口大小頭依次出現(xiàn)6 次因腐蝕穿孔造成泄漏，常一線抽出管線直管段出現(xiàn)腐蝕穿孔。圖1 截取2016年3 月至2017 年7 月間原油脫前含量變化趨勢，從圖中分析，自2016 年8 月中旬起，原料含鹽波動變大。圖1 原油含量變化對比為從源頭上解決裝置腐蝕問題，裝置通過技術(shù)改造，首先在常頂循回流流程上增設(shè)了除鹽脫氯設(shè)施，降低常頂循回流油品中的氯離子，在原油預(yù)處理環(huán)節(jié)采用了膜強(qiáng)化傳質(zhì)脫鹽技術(shù)，在兩者共同作用下，對
價值工程 2023年6期2023-03-13
- 煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕分析及防護(hù)的研究
到煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)等開展系統(tǒng)的相關(guān)處理操作。但是，在實際操作階段，由于技術(shù)人員在落實煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)的維護(hù)操作時存在一定的差異，并且維護(hù)操作落實不到位的情況，導(dǎo)致煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)產(chǎn)生了不同程度的腐蝕問題，甚至?xí)斐蔁捰统p壓裝置常頂系統(tǒng)出現(xiàn)泄漏的情況。因此，技術(shù)人員在實際開展相關(guān)工作時，需要加強(qiáng)對煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕問題的分析，并通過采取相應(yīng)的措施去解決煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕問題，提高抗腐蝕效果。1 煉油常減壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕概
中國設(shè)備工程 2023年1期2023-02-24
- 常頂回流泵機(jī)械密封泄漏的原因分析及改進(jìn)措施
35000）1 常頂回流泵運(yùn)行概述常頂回流泵是常減壓裝置內(nèi)的重要設(shè)備，型號為CD8 8x10x14M-1，在裝置內(nèi)的位號為P110，正常生產(chǎn)時為一用一備。該泵由6000V三相電機(jī)驅(qū)動，電機(jī)額定電流為26.3A。泵的運(yùn)行參數(shù)如下：介質(zhì)為石腦油，介質(zhì)密度700kg?m-3，介質(zhì)溫度120℃，泵入口壓力0.2MPa，泵出口壓力1.0MPa，工作轉(zhuǎn)速2980r?min-1，正常流量 629m3?h-1。常頂油氣從常壓塔C101頂部抽出，經(jīng)常頂油氣-原油換熱器E10
化工技術(shù)與開發(fā) 2022年12期2022-12-22
- 常減壓裝置低溫防腐問題應(yīng)對
線測厚系統(tǒng)顯示，常頂循抽出管線最近2 個月腐蝕速率最大達(dá)到了2.0 mm·a-1，明顯高于前期運(yùn)行水平（0.27 mm·a-1），在該腐蝕速率狀態(tài)下，必然造成設(shè)備壽命減少嚴(yán)重，針對出現(xiàn)的問題，進(jìn)行針對性的分析，并提出解決措施，1 腐蝕數(shù)據(jù)分析1.1 常一線、常頂循管線腐蝕分析對常一線測厚腐蝕監(jiān)測平臺數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，2019年7月前，其腐蝕速率不明顯，7月份常一線腐蝕速率略有上升，達(dá)到0.69 mm·a-1，8月份開始至9月中旬，常一線腐蝕速率明顯上升，約達(dá)到
遼寧化工 2022年10期2022-11-11
- 除鹽系統(tǒng)在常減壓裝置的應(yīng)用
劇的影響，常壓塔常頂系統(tǒng)的腐蝕日益嚴(yán)重，出現(xiàn)了原油-常頂油換熱器腐蝕泄漏、出口管線減薄、空冷入口管線腐蝕泄漏、腐蝕探針?biāo)俾恃杆偕仙惹闆r，嚴(yán)重影響了裝置的長周期運(yùn)行。為改善常壓塔常頂系統(tǒng)的腐蝕環(huán)境，在常頂回流罐下部增設(shè)了常頂除鹽系統(tǒng)。本文對常頂除鹽系統(tǒng)運(yùn)行前后的數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析，結(jié)果表明，除鹽系統(tǒng)的脫氯效果明顯，對降低常頂油中的氯離子含量、減緩常頂系統(tǒng)的腐蝕起到了很好的作用。1 常壓塔頂循環(huán)系統(tǒng)的腐蝕現(xiàn)狀常壓塔頂?shù)?62℃油氣，自塔頂經(jīng)原油-常頂油氣換熱器（
化工技術(shù)與開發(fā) 2022年10期2022-10-27
- 常壓塔頂壓力高原因分析及應(yīng)對措施
裝置的主要產(chǎn)品有常頂汽油、常一線、常二線、常三線及常渣油，常頂汽油作為汽油精制的原料，常一線作為航空煤油原料，常二線及常三線進(jìn)入柴油加氫裝置，常渣油則進(jìn)入催化裂化裝置進(jìn)行進(jìn)一步加工。根據(jù)企業(yè)節(jié)能降耗需求，三年一修已成為裝置檢修工作的總體目標(biāo)，260 萬t/a 常壓裝置自2017 年4 月開工運(yùn)行，至2020 年4 月停工檢修，已達(dá)到三年一修的目的；但是在裝置運(yùn)行后期，則出現(xiàn)常壓塔塔頂壓力持續(xù)升高、常壓裝置收率降低的制約裝置長周期運(yùn)行的因素。1 常壓塔壓力高
山西化工 2022年5期2022-09-22
- 常減壓蒸餾裝置常頂低溫系統(tǒng)防腐策略
腐蝕泄漏問題，如常頂注劑點(diǎn)腐蝕穿孔泄漏、常頂大油氣線器壁法蘭泄漏、安全閥接管腐蝕泄漏等。針對運(yùn)行中腐蝕泄漏以及大修中發(fā)現(xiàn)的腐蝕問題，采取了相應(yīng)的整改措施，如在線帶壓堵漏、大修更換配件和材質(zhì)升級等。1.2 常頂冷凝冷卻系統(tǒng)設(shè)備腐蝕情況原油-常頂油氣換熱器：管束為鈦材，2016年和2019年大修未見明顯腐蝕。常頂空冷器：管束材質(zhì)09號鋼，管束入口襯鈦管，2016年和2019年大修均未見明顯腐蝕。常頂后冷器：管束材質(zhì)為鈦材，2016年和2019年大修均未見明顯腐
石油化工腐蝕與防護(hù) 2022年2期2022-04-29
- 常頂換熱器結(jié)垢原因分析
≤3 mg/L，常頂冷凝水pH值控制在5.5～7.5，鐵離子含量一直保持≤1 mg/L。2018年6月發(fā)現(xiàn)常頂壓力居高不下，甚至影響裝置加工負(fù)荷，經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)常頂第一組換熱器壓降達(dá)0.06 MPa，設(shè)計壓降為0.0025 MPa，且換熱效果較差，原油側(cè)換熱溫差僅4 ℃，正常換熱溫差達(dá) 20 ℃左右。經(jīng)換熱器切除吹掃拆卸后發(fā)現(xiàn)換熱器內(nèi)大量結(jié)垢。1 工藝流程圖1為某常減壓常頂揮發(fā)線系統(tǒng)流程，常頂油氣線抽出管線注入中和劑、緩蝕劑注，換熱器E01～04入口注水，
廣州化工 2022年6期2022-04-11
- 淺談常減壓裝置常頂回流工藝及腐蝕控制
，常壓塔頂(簡稱常頂)和常壓塔頂循環(huán)線(簡稱頂循)部位腐蝕嚴(yán)重，重點(diǎn)表現(xiàn)在：塔頂封頭及塔壁存在較深蝕坑；塔頂塔內(nèi)件腐蝕嚴(yán)重；頂循塔壁存在較深蝕坑，部分蝕坑已穿透至基材；頂循回流管道腐蝕開裂。為解決塔內(nèi)腐蝕和頂循結(jié)鹽腐蝕問題，該裝置在2016年進(jìn)行了檢修改造，將常頂回流工藝由冷回流改為熱回流。裝置開車后，常頂空冷器管束腐蝕明顯加劇，僅運(yùn)行半年，管束就出現(xiàn)腐蝕泄漏；常頂管道腐蝕也明顯加劇，多處管件腐蝕減薄嚴(yán)重?；谏鲜鰞煞N回流工藝存在的腐蝕現(xiàn)象，本文對腐蝕原因
石油化工設(shè)備技術(shù) 2022年2期2022-03-22
- 常減壓裝置常頂循油部分抽出外甩增產(chǎn)石腦油方案探討
根據(jù)常一線餾程及常頂循餾程（常頂循組分HK約85℃、KK約210℃），為充分發(fā)揮公司航煤產(chǎn)能并力求減少柴油產(chǎn)量，考慮通過常頂循油部分抽出外甩方案增產(chǎn)乙烯石腦油[3]。2 常頂循油部分抽出外甩增產(chǎn)乙烯石腦油方案測算以企業(yè)某套8.0 Mt/a常減壓裝置（閃蒸塔＋常壓塔＋減壓塔工藝流程）實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)及RSIM模擬軟件對不同工況進(jìn)行測算[4-5]，乙烯石腦油原料質(zhì)量按KK≤226℃考慮。常一線閃點(diǎn)指標(biāo)按38-50℃（或初餾點(diǎn)HK142-157℃）考慮，冰點(diǎn)指標(biāo)按≤
石油石化綠色低碳 2022年1期2022-03-08
- 流花20-2原油首次加工技術(shù)分析
質(zhì)量分?jǐn)?shù)、酸值、常頂石腦油產(chǎn)量等因素(見表2)，制定了滿足裝置實際情況的加工方案。表2 惠州石化兩套常減壓裝置設(shè)計參數(shù)對比流花20-2原油為低硫、低酸原油，從硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)和酸值角度評估，常減壓(Ⅰ/Ⅱ)裝置均具備加工條件。從2021年1月整體原油資源及裝置負(fù)荷角度出發(fā)，常減壓(Ⅰ)裝置主要加工蓬萊、巴斯洛、索特納、ESPO等原油，常頂石腦油平均收率9.32%，平均產(chǎn)量133.28 t/h；常減壓(Ⅱ)裝置主要加工沙輕、科威特、卡塔爾海上、埃爾沙辛等原油，常頂
石油化工技術(shù)與經(jīng)濟(jì) 2021年5期2021-11-10
- 常減壓蒸餾裝置常頂揮發(fā)線腐蝕管理
分析的策略，針對常頂揮發(fā)線等重點(diǎn)部位采取針對性的工藝防腐措施，同時建立相對完善的設(shè)備腐蝕監(jiān)檢測系統(tǒng)，包括在線監(jiān)測和定點(diǎn)測厚等。在裝置日常運(yùn)行中，腐蝕監(jiān)檢測手段發(fā)揮了重要的作用，及時發(fā)現(xiàn)了裝置的腐蝕問題，并在裝置大檢修期間對腐蝕檢查結(jié)果進(jìn)行了驗證。通過對腐蝕控制措施的進(jìn)一步改進(jìn)，取得了良好的防腐蝕效果。圖1 2016年至2020年加工原油性質(zhì)統(tǒng)計2 裝置的腐蝕管控思路及方法圍繞著“明確各部位腐蝕機(jī)理、重點(diǎn)部位重點(diǎn)關(guān)注”的原則開展裝置的防腐工作，通過腐蝕回路分
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年5期2021-11-01
- 蒸餾裝置常壓塔頂空冷入口管線腐蝕及對策
不到1個月時間，常頂空冷器入口管線出現(xiàn)泄漏。從測厚數(shù)據(jù)來看，常頂空冷器入口管線2,4及5點(diǎn)的彎頭(見圖1)及靠近彎頭上部存在明顯減薄，6點(diǎn)的彎頭及彎頭后面直管附近存在明顯減薄。常壓塔頂系統(tǒng)的工藝流程示意見圖2。圖1 常頂空冷入口管線腐蝕減薄情況圖2 常壓塔頂及頂循系統(tǒng)流程2 腐蝕情況常減壓蒸餾裝置原料油中含有氯和硫等雜質(zhì)，在加工過程中會形成HCl和H2S，而HCl和H2S會隨著塔頂餾出物一起進(jìn)入塔頂管線中。同時，在塔頂管線注入的中和劑NH3和塔頂餾出物，在
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年5期2021-11-01
- 常壓塔頂及其冷凝冷卻系統(tǒng)的腐蝕原因分析
抽出管線—原油/常頂油氣換熱器E102—常頂回流罐D(zhuǎn)105—常壓塔頂空冷器(A-101)管線。針對常壓塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)回路存在的腐蝕問題展開了腐蝕檢測，收集相關(guān)數(shù)據(jù)并進(jìn)行了分析研究，提出了相應(yīng)的防腐措施。1 裝置工藝流程常壓塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)腐蝕回路工藝流程見圖1。圖1 常壓塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)的工藝流程常壓塔頂設(shè)計溫度為157～161 ℃，設(shè)計壓力為0.14 MPa，常壓塔頂油氣采用兩級冷凝冷卻流程。常頂油氣經(jīng)原油/常頂油氣換熱器E102(A—D)換熱至126
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年5期2021-11-01
- 摻煉高氯原油常減壓蒸餾裝置腐蝕風(fēng)險分析及防護(hù)
下簡稱蒸餾裝置)常頂系統(tǒng)的鹽酸露點(diǎn)腐蝕、氯化銨鹽垢下腐蝕和氯化物應(yīng)力腐蝕開裂，影響到二次加工裝置設(shè)備及管道的安全運(yùn)行，如加氫裝置空冷器部位的銨鹽垢下腐蝕、分餾系統(tǒng)與循環(huán)氫系統(tǒng)的鹽酸露點(diǎn)腐蝕等。因此，為了防控?fù)綗捀呗仍蛯φ麴s裝置造成的腐蝕沖擊，采取了一系列的防護(hù)措施，例如，分析了高氯原油的有機(jī)氯分布特點(diǎn)，識別了蒸餾裝置的腐蝕高風(fēng)險部位，并對原油儲存、原油摻煉、腐蝕監(jiān)測方法和工藝防護(hù)措施進(jìn)行了探索及研究應(yīng)用，從應(yīng)用效果來看，采取的監(jiān)測及防護(hù)措施準(zhǔn)確、有效，確
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年5期2021-11-01
- 臨界曲線法和Gibbs反應(yīng)器法計算NH4Cl生成溫度對比
s計算不同溫度下常頂油氣中HCl和NH3的量濃度，在常壓塔頂原油-常頂油氣換熱器E-102入口注水，計算注水后在不同溫度下油氣中HCl和NH3的量濃度，再計算兩者分壓，進(jìn)而計算Kp值，按照臨界曲線法得到NH4Cl生成溫度。工藝模擬流程如圖3所示。常壓塔頂油氣包括常頂一級油、二級油、燃料氣及冷凝水等。圖3中GAS代表常頂燃料氣，1ST-OIL代表常頂一級油，2ST-OIL代表常頂二級油，STEAM代表常壓塔底注汽，RWATER代表常頂換熱器前注水,MIX1,
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年5期2021-11-01
- 常減壓蒸餾裝置常壓塔頂空冷腐蝕問題分析
裝置不同，3蒸餾常頂餾出物沒有設(shè)置原料換熱器，而是經(jīng)空冷器直接冷卻后進(jìn)入石腦油加氫單元，再經(jīng)加氫精制和輕烴回收分離處理后，為下游220×104t/a連續(xù)重整裝置提供100%直供料。雖然增加了空冷運(yùn)行投資，但降低了裝置1次投資與占地面積，并避免了塔頂石腦油/原油換熱器內(nèi)漏后，石腦油受污染，造成的重整裝置催化劑中毒。一旦空冷腐蝕泄漏可及時發(fā)現(xiàn)，切除更換。若選用和原油換熱流程，在換熱器前必須加水，實際的取熱量并不大；換熱器直徑會很大，而且管束材質(zhì)需要升級，設(shè)備投
煉油與化工 2021年5期2021-10-19
- 常減壓蒸餾裝置運(yùn)行末期常頂異常工況原因分析及措施
壓塔頂壓差增大、常頂石腦油和常壓一線油餾程重疊、常壓一線油收率下降等問題，影響了裝置的穩(wěn)定生產(chǎn)和長周期運(yùn)行。1 常頂運(yùn)行工況2019年12月三蒸餾裝置已開工運(yùn)行32 個月，裝置處于生產(chǎn)運(yùn)行末期，常壓塔頂逐漸出現(xiàn)壓降升高的趨勢，至2019年12月底加工負(fù)荷由73%提至80%，提量后常壓塔頂部（1～15）層塔盤壓降由20 kPa 逐漸升至40 kPa，壓降升高造成常頂石腦油餾程 95%點(diǎn)和常壓一線油餾程 5%點(diǎn)脫空度由10 ℃將至0 ℃，常壓一線油收率由12%
遼寧化工 2021年7期2021-08-05
- 常頂回流泵腐蝕原因分析及改造
0）1 設(shè)備簡介常頂回流泵是常減壓裝置的關(guān)鍵設(shè)備之一，正常運(yùn)行工況下為一開一備。某公司常頂回流泵型號為CD8 8x10x14M，泵材質(zhì)為S-6，機(jī)械密封沖洗方案為 PLAN11+52。流量 629m3·h-1，揚(yáng)程 112 m，入口壓力0.157MPa，出口壓力0.88MPa，介質(zhì)為常頂石腦油，溫度125℃。2 流程簡介該常減壓裝置的常頂油氣采用兩級冷凝冷卻流程。常頂油氣經(jīng)原油/常頂油氣換熱器E102換熱至126℃后進(jìn)入常頂回流罐D(zhuǎn)105，分離出來的氣相經(jīng)
化工技術(shù)與開發(fā) 2021年7期2021-08-02
- 常減壓蒸餾裝置常壓塔低溫系統(tǒng)腐蝕與防護(hù)
1002頂循油由常頂循油泵P1004A/B自頂部第5層塔盤抽出，經(jīng)常頂循換熱器E1003A/B和E1006A/B與原油換熱后返回到第2層塔盤上。常壓塔T1002塔頂油氣經(jīng)常頂油氣空冷器A1001A—L和常頂后冷器E1022A/B冷卻至40℃后進(jìn)入常頂回流罐V1002進(jìn)行氣液分離。在塔頂揮發(fā)線上設(shè)有注氨水、注中和緩蝕劑和注水線。常壓塔塔頂系統(tǒng)設(shè)備用材見表1。1.2 原油性質(zhì)常減壓蒸餾裝置以加工Espo、惠州、 阿曼、Nemina等原油為主，原油中硫的質(zhì)量分?jǐn)?shù)
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年3期2021-07-12
- 利用腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)完善防腐蝕體系的方法探討
常減壓蒸餾裝置常頂腐蝕情況1.1 常頂腐蝕控制措施簡介常壓塔頂工藝流程見圖1。常頂腐蝕回路是HCl-H2S-H2O型腐蝕環(huán)境，這種腐蝕環(huán)境主要存在于塔頂循環(huán)系統(tǒng)。一般氣相部位腐蝕較輕，液相部位腐蝕較重，氣液相變部位即露點(diǎn)部位最為嚴(yán)重。針對塔頂腐蝕該裝置主要采取了如下控制措施：圖1 常壓塔頂工藝流程(1)常頂揮發(fā)線采取注中和劑、注緩蝕劑和注水的工藝防腐措施；(2)常壓塔頂換熱器出口設(shè)置1支腐蝕探針，位置在E2002出口1 m處的豎直管段，目的是實時監(jiān)控腐蝕
石油化工腐蝕與防護(hù) 2021年3期2021-07-12
- 常頂換熱器銨鹽垢下腐蝕防護(hù)措施優(yōu)化及應(yīng)用
裝置運(yùn)行2年后，常頂換熱器頻繁出現(xiàn)腐蝕泄漏，給裝置的安全、長周期運(yùn)行造成嚴(yán)重威脅。常頂換熱器共有4臺，并聯(lián)運(yùn)行，2開2備，為U形管換熱器。管程材質(zhì)為2205雙相不銹鋼，介質(zhì)為常頂油氣，工作壓力為0.1 MPa，工作(進(jìn)/出口)溫度為145 ℃/85 ℃；殼程材質(zhì)為20R(自GB 713—2008標(biāo)準(zhǔn)起牌號更新為Q245R)，介質(zhì)為原油，工作壓力為2.8 MPa，工作(進(jìn)/出口)溫度為25 ℃/120 ℃。常頂換熱器的腐蝕類型為HCl+H2S+H2O，其對碳
石油化工設(shè)備技術(shù) 2021年3期2021-05-25
- 常減壓裝置常壓塔頂空冷腐蝕與防護(hù)研究
司常減壓蒸餾裝置常頂空冷A-102已因嚴(yán)重腐蝕泄漏而更換多次。裝置大檢修時對A-102/1～6進(jìn)行了更換(因嚴(yán)重腐蝕泄漏A-102/7,8已于檢修前3個月進(jìn)行過更換)。檢修后運(yùn)行8個月A-102/5～8又相繼發(fā)生嚴(yán)重腐蝕泄漏。為此，本文對常頂空冷腐蝕泄漏原因進(jìn)行了分析，并根據(jù)腐蝕原因分析結(jié)果，提出了防腐建議。1 常頂工藝流程及常頂空冷腐蝕狀況1.1 常頂工藝流程溫度約為120℃的常頂油氣自常壓塔頂餾出，首先進(jìn)入E-504換熱器與熱媒水換熱至75℃左右，然后
山東化工 2020年20期2020-11-25
- 常頂換熱器出口彎頭泄漏分析
露點(diǎn)腐蝕[1]。常頂換熱器E-301A/B/C位于一段冷凝，于2017年9月投入使用。E-301A/B/C工藝基本情況見表1。2019年2月5日發(fā)現(xiàn)E-301A油氣側(cè)出口第一彎頭外彎穿孔泄漏，穿孔處最薄1.77 mm。對E-301管程出口彎頭密集測厚，外彎兩處位置減薄嚴(yán)重，一處為泄漏的200 mm×80 mm長方形區(qū)域，測厚最小值為3.77 mm，一處為漏點(diǎn)上方80 mm×30 mm長方形區(qū)域。對減薄區(qū)域采取貼板處理。2019年3月對E-301A/B/C出
石油化工腐蝕與防護(hù) 2020年3期2020-08-05
- 常減壓蒸餾裝置頂循系統(tǒng)在線除鹽防腐蝕技術(shù)*
本操作周期內(nèi)緩解常頂銨鹽積聚而造成的操作波動，保證裝置在后續(xù)生產(chǎn)周期內(nèi)安全平穩(wěn)運(yùn)行，選用華東理工大學(xué)在線除鹽防腐技術(shù)。實施改造需在常壓塔頂部增設(shè)混合器和深度油水分離器等除鹽設(shè)備，以脫除常頂回流油或常頂循環(huán)油中所含鹽分。根據(jù)需要，選擇常頂回流油自返塔前調(diào)節(jié)閥(FV-10601)前分出110 t/h(100%抽出)，或常頂循環(huán)油自返塔前調(diào)節(jié)閥(FV-10602)分出110 t/h(17%抽出)進(jìn)入除鹽設(shè)備，與系統(tǒng)提供的凈化水(除鹽水)混合，快速溶解油中的鹽，經(jīng)
石油化工腐蝕與防護(hù) 2020年3期2020-08-05
- 常壓塔冷回流段塔壁腐蝕泄漏及解決措施
質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.2 常頂溫度控制根據(jù)北蒸餾裝置基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，計算常壓塔露點(diǎn)溫度為92 ℃。按照“三頂”露點(diǎn)溫度計算值和塔頂溫度高于露點(diǎn)溫度14 ℃要求，常頂溫度控制在大于106 ℃，實際操作中常頂溫度為104～110 ℃，北蒸餾裝置常頂溫度控制見圖4。由圖4可知，常頂溫度控制偏低，發(fā)生低溫HCl-H2S-H2O腐蝕傾向增大。應(yīng)提高塔頂溫度不低于115 ℃。圖4 常頂溫度控制2.3 裝置加工負(fù)荷2018年1月—2019年8月北蒸餾裝置加工負(fù)荷持續(xù)維持在高位，加之摻煉
石油化工腐蝕與防護(hù) 2020年3期2020-08-05
- 常壓塔頂塔盤腐蝕原因分析及對策
級冷凝冷卻系統(tǒng)，常頂油氣首先和原油換熱，然后經(jīng)空冷和水冷后進(jìn)入常頂一級分液罐。常頂一級油經(jīng)頂回流泵升壓，一路作為常頂回流(設(shè)計溫度為90 ℃)，另一路經(jīng)空冷和水冷后出裝置。頂循環(huán)油由分餾塔第4層塔盤抽出，經(jīng)頂循泵升壓，再與原油換熱后進(jìn)常頂第1層塔盤作為頂循回流(設(shè)計溫度為138 ℃)。常壓塔頂溫度由常頂回流和頂循回流共同控制。1.2 主要腐蝕類型及防護(hù)措施原油中含有的氮元素和氯元素，加工過程中會形成HCl和NH3，均以氣態(tài)形式存在于塔頂油氣中[1]，兩者在
石油化工腐蝕與防護(hù) 2020年2期2020-06-15
- 常壓塔頂部產(chǎn)品質(zhì)量波動原因分析
(T1102)。常頂油氣(125℃)經(jīng)常頂油氣空冷器(A1001A～D)，常壓塔頂后冷器(E1005A/B)過冷到40℃進(jìn)入常頂回流罐(V1001)進(jìn)行油、氣、水分離，常頂油由常頂回流泵(P1001A/B)抽出后分為兩路：一路作為返回常壓塔，另一路作為石腦油產(chǎn)品出裝置。常一線油從第13塊或第15塊塔盤抽出，常二線從第31塊或第33塊塔盤抽出，兩路側(cè)線分別經(jīng)汽提塔汽提后生產(chǎn)普通柴油。常壓塔設(shè)置了一個中段回流，從第19 塊塔盤抽出，返回第16塊塔盤。常底油作為
化工管理 2020年1期2020-03-04
- 摻煉伊重原油對常減壓裝置的腐蝕影響與控制措施
現(xiàn)常壓塔頂(簡稱常頂)空冷器A-101出口腐蝕探針的腐蝕速率急劇升高、常頂含硫污水變黑的情況。通過提高三注的注劑量并不能有效降低腐蝕速率。常頂簡易流程如圖1所示。圖1 常頂簡易流程每次摻煉伊重原油，常頂都會發(fā)生腐蝕速率明顯加劇的現(xiàn)象，正常工藝防腐措施難以控制。為了提高某石化常減壓裝置加工伊重及其他劣質(zhì)原油的能力，通過對比分析化驗數(shù)據(jù)提出了適合該石化公司長期加工伊重原油的腐蝕防護(hù)措施。1 腐蝕加劇具體情況2018年4月13～17日，常減壓裝置開始加工巴士拉輕
石油化工設(shè)備技術(shù) 2020年1期2020-01-07
- 常壓裝置常頂系統(tǒng)腐蝕分析與防護(hù)
后運(yùn)行8個月發(fā)現(xiàn)常頂空冷北一出口彎頭泄漏，其他各彎頭出現(xiàn)不同程度的腐蝕減薄情況，低溫腐蝕嚴(yán)重。2017 年檢修技術(shù)改造，針對于低溫腐蝕問題進(jìn)行改造，取消了原有的頂循流程，新增了常頂熱回流罐、常頂原油換熱器，增加了常頂回流和常頂熱石腦油流程。常頂空冷后至常頂水冷器流程材質(zhì)升級為雙相鋼。開工至今，發(fā)現(xiàn)常頂系統(tǒng)局部腐蝕嚴(yán)重，常頂—原油換熱器管束腐蝕泄漏（鈦材TA1）、常頂—原油換熱器出口短節(jié)（GB9948，20#，ANTI-H2S）局部腐蝕速率高達(dá)4 mm/年，
設(shè)備管理與維修 2019年16期2019-12-23
- 常頂油氣換熱器入口管線應(yīng)力分析
原料預(yù)處理裝置內(nèi)常頂油氣換熱器為例，闡述換熱器進(jìn)口管道的應(yīng)力計算，校核一次應(yīng)力、二次應(yīng)力，校核換熱器器管嘴受力[4]。1 應(yīng)力分析建模基礎(chǔ)數(shù)據(jù)某原料預(yù)處理裝置已運(yùn)行十多年，計劃在本次停產(chǎn)檢修時，完成設(shè)備的升級改造，其中原常壓塔頂?shù)?4“油氣管道更換為28”。該管線參數(shù)如下：表1 常頂管線參數(shù)表換熱器管嘴受力應(yīng)小于制造廠規(guī)定的允許值。見表2。表2 管口負(fù)荷表表2(續(xù))2 常頂油氣管道系統(tǒng)應(yīng)力分析2.1 管道系統(tǒng)模型依據(jù)升級改造前管道布置，及管道規(guī)格參數(shù)(見表
山東化工 2019年8期2019-05-13
- 摻煉高氯原油常減壓蒸餾裝置的腐蝕與防護(hù)
塔負(fù)荷明顯增加，常頂燃料氣流量增加明顯，且塔頂壓力處于控制指標(biāo)的上限，常頂燃料氣已最大量外輸。常頂油、常頂循環(huán)油(常頂循)中氯含量顯著升高，不利于裝置低溫部位防腐。5月9日高氯原油摻煉量提至60 t/h后，常壓塔頂?shù)呢?fù)荷明顯有升高趨勢，當(dāng)天11時常頂燃料氣流量增加明顯，燃料氣流量由250 m3/h增加到410 m3/h；同時常頂壓力也明顯升高，于12時由0.065 MPa升至0.077 MPa，減頂燃料氣量也相應(yīng)增加。為確保裝置正常運(yùn)行，經(jīng)過研究分析后，高
石油化工腐蝕與防護(hù) 2019年6期2019-04-17
- 蒸餾裝置常壓塔頂系統(tǒng)低溫腐蝕與控制*
示意如圖1所示。常頂油氣經(jīng)“三注”后，經(jīng)過常頂空冷器、常頂后冷器換熱，然后進(jìn)入常頂回流罐進(jìn)行油、氣、水分離。汽油由常頂回流泵抽出后分為兩路，一路返回常壓塔作為回流，另一路出裝置。常頂不凝氣一路經(jīng)過低壓燃料氣分液罐分液后作為常壓爐燃料，另一路經(jīng)低壓燃料氣系統(tǒng)排入氣柜進(jìn)行回收。塔頂含硫污水流入污水沉降罐。1.2 常壓塔頂系統(tǒng)腐蝕現(xiàn)狀綜合分析以往檢修時的腐蝕調(diào)查結(jié)果發(fā)現(xiàn)，常壓塔頂系統(tǒng)主要腐蝕問題有：(1)塔頂塔盤、受液盤、塔盤支撐圈及塔頂回流管腐蝕穿孔破壞，其中
石油化工腐蝕與防護(hù) 2019年6期2019-04-16
- 激光全焊接254SMO材質(zhì)板式換熱器失效及對策
t/a。改造前,常頂換熱系統(tǒng)并排布置了5臺直徑1 200 mm的管殼式換熱器。改造后，在占地面積不變，常頂系統(tǒng)換熱能力又要提高，改造空間受限、設(shè)備及管線的布置難度大。而激光全焊接板式換熱器相比普通管殼式換熱器，具有占地面積小、換熱效率高和耐蝕性好等特點(diǎn)。從現(xiàn)場空間布局、常頂部位腐蝕特點(diǎn)和新設(shè)備應(yīng)用等方面綜合考慮，此次改造將原油-常頂油氣換熱器改為3臺直徑1 400 mm的U型管式換熱器E101-3/4/5，管束材質(zhì)為碳鋼，兩臺激光全焊接板式換熱器E101-
石油化工腐蝕與防護(hù) 2018年6期2019-01-09
- 常減壓蒸餾裝置低溫部位的腐蝕與防護(hù)
平均值為8.8。常頂pH值最大值為9.2，最小值為7.8，平均值為8.7。減頂pH值最大值為9.2，最小值為7.6，平均值為8.7。圖5 “三頂”冷凝水鐵離子含量變化情況注：初頂鐵離子質(zhì)量濃度最大值1.6 mg/L，最小值0.2 mg/L，平均值為0.7 mg/L。常頂鐵離子質(zhì)量濃度最大值3.2 mg/L，最小值1.0 mg/L，平均值為1.9 mg/L。減頂鐵離子質(zhì)量濃度最大值2.5 mg/L，最小值0.3 mg/L，平均值為1.0 mg/L。圖6 “三
石油化工腐蝕與防護(hù) 2018年4期2018-08-29
- 常減壓蒸餾裝置常頂系統(tǒng)腐蝕分析與管理*
位為常壓塔塔頂(常頂)系統(tǒng)的腐蝕。國內(nèi)該部位腐蝕案例也相對較多，如齊魯石化和青島石化的常頂腐蝕問題[2-3]。低溫部位的腐蝕僅靠升級材質(zhì)難以達(dá)到防腐蝕目的，必須結(jié)合工藝防腐蝕及腐蝕防護(hù)管理等其他措施來控制腐蝕。1 常頂系統(tǒng)的腐蝕特點(diǎn)1.1 HCl-H2S-H2O型腐蝕常頂冷凝系統(tǒng)的腐蝕介質(zhì)主要來源于原油中的氯化物和硫化物。原油中的氯化鎂、氯化鈣水解溫度分別為120 ℃和175 ℃，反應(yīng)方程式如下：氯化鈉水解溫度較高，在蒸餾裝置中氯化鈉一般不會水解。若原油為
石油化工腐蝕與防護(hù) 2018年2期2018-05-11
- 纏繞管式換熱器在常減壓蒸餾裝置上的應(yīng)用
換頻繁，造成裝置常頂系統(tǒng)換熱器的低溫腐蝕問題一直比較突出，常頂油氣換熱器管束泄漏頻繁，影響到裝置的滿負(fù)荷平穩(wěn)運(yùn)行及下游罐區(qū)產(chǎn)品質(zhì)量。因此，解決常頂換熱器的腐蝕泄漏問題，對裝置的安全、穩(wěn)定和長周期生產(chǎn)具有十分重要的意義。1 裝置概況1.1 常頂系統(tǒng)換熱流程Ⅰ套常減壓蒸餾裝置于2008年底進(jìn)行了8.0 Mt/a擴(kuò)能改造，常頂系統(tǒng)油氣介質(zhì)首先與原油進(jìn)行換熱，換熱器按5臺并排布置設(shè)計，其中2臺采用全焊接板式換熱器(位號E101/1,2)，板束材質(zhì)為SMO254超級
石油化工腐蝕與防護(hù) 2018年1期2018-03-23
- 高負(fù)荷運(yùn)行的常壓塔頂系統(tǒng)腐蝕原因分析
。高負(fù)荷運(yùn)行期間常頂含硫污水罐油水分離效果變差；常頂系統(tǒng)設(shè)備及管線腐蝕加快，含硫污水中鐵離子質(zhì)量濃度多次高于3 mg／L，常頂循環(huán)泵泵前過濾器經(jīng)常出現(xiàn)堵塞。經(jīng)超聲測厚檢測發(fā)現(xiàn)E101前DN800彎頭腐蝕最突出，最小剩余壁厚僅為3.81 mm（原始壁厚12 mm），嚴(yán)重危及長期安全運(yùn)行。通過采取降低輕油比例、啟用頂循系統(tǒng)的緩蝕劑注入、提高注水量及改變塔頂注水單點(diǎn)注入為多點(diǎn)注入等措施，能有效地減緩系統(tǒng)部分設(shè)備及管線的腐蝕。但是，在高負(fù)荷的工況下，受結(jié)鹽點(diǎn)升高、
石油化工腐蝕與防護(hù) 2017年6期2018-01-09
- 大型常減壓裝置工藝防腐優(yōu)化探析
在的問題3.1 常頂油氣換熱器換熱效果下降、泄漏2013年5月常減壓裝置開工正常，開始注入中和劑、緩蝕劑，此時常頂油氣與原油換熱器E102A～D換熱效果良好。正常注劑一個月后， E102換熱器換熱效果明顯下降，常頂油側(cè)溫度TI1009、TI1007由正常控制值121℃逐漸升高到129.5℃。2015年10月E102換熱器出現(xiàn)內(nèi)漏情況，常壓側(cè)線油品顏色變深，立即停止向下游各加氫裝置的熱供料，迅速切除內(nèi)漏換熱器。3.2 多臺常頂空冷出現(xiàn)腐蝕泄漏情況2016年裝
化工技術(shù)與開發(fā) 2017年10期2017-11-01
- 常頂空冷器腐蝕影響因素的灰色關(guān)聯(lián)分析
111003)常頂空冷器腐蝕影響因素的灰色關(guān)聯(lián)分析李璐1,劉文彬1,楊劍鋒1,張雅新2,陳良超1(1.北京化工大學(xué)機(jī)電工程學(xué)院,北京 100029;2.中國石油天然氣股份有限公司遼陽石化分公司,遼寧 遼陽 111003)常減壓蒸餾裝置的常頂冷凝系統(tǒng)易發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，取某煉油廠常減壓蒸餾裝置常頂空冷器出口腐蝕速率與監(jiān)測所得脫前鹽質(zhì)量濃度、酸值、脫后鹽質(zhì)量濃度、常頂硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)和常頂鐵離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)等數(shù)據(jù)進(jìn)行灰色關(guān)聯(lián)分析，計算出關(guān)聯(lián)度。結(jié)果表明：對常頂空冷器出口腐
石油化工腐蝕與防護(hù) 2017年4期2017-09-26
- 常壓塔頂換熱器出口管道沖蝕特性的數(shù)值模擬
化工業(yè)常壓塔頂(常頂)系統(tǒng)中換熱器出口管道的沖蝕失效問題，分別利用工藝仿真軟件Aspen和計算流體力學(xué)軟件，進(jìn)行工藝計算和熱器出口管道的三維流場數(shù)值模擬，得到多相流中腐蝕性介質(zhì)的分布規(guī)律和流場結(jié)果。研究發(fā)現(xiàn)：管道內(nèi)油氣水三相流中均存在腐蝕性介質(zhì)，其溶于水后形成的腐蝕性溶液對管道壁面產(chǎn)生腐蝕作用，生成的腐蝕產(chǎn)物保護(hù)膜在壁面剪切應(yīng)力的作用下快速的脫落、再生，進(jìn)而加速了管道的腐蝕破壞；流場中水相主要集中在管道的外側(cè)，水相分率由外側(cè)壁面至內(nèi)側(cè)壁面逐漸降低，在腐蝕性
浙江理工大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版) 2017年4期2017-08-16
- 常減壓蒸餾裝置常頂換熱器腐蝕原因及預(yù)防思考
)常減壓蒸餾裝置常頂換熱器腐蝕原因及預(yù)防思考宣明凱(中海瀝青(營口)有限責(zé)任公司， 遼寧 營口 115007)蒸餾裝置是煉油企業(yè)中最為常見的生產(chǎn)裝置，我國有大量的煉油廠，一般都是采用常減壓蒸餾作為首要的加工工序，但是這一工序的腐蝕情況也較為常見。雖然大多數(shù)煉油廠在材質(zhì)以及工藝方面都有防腐的改進(jìn)措施，但是在常減壓蒸餾裝置在檢修過程中，常頂換熱器仍然發(fā)現(xiàn)表面腐蝕，同時存在輕微裂紋。對此，為了做好常減壓蒸餾裝置的防腐工作，本文詳細(xì)分析常減壓蒸餾裝置常頂換熱器腐蝕
化工管理 2017年13期2017-03-03
- ASTM SMO254板式換熱器腐蝕的原因
場情況看，換熱器常頂油氣側(cè)入口焊接面結(jié)垢嚴(yán)重，出現(xiàn)大面積銨鹽沉積，清洗后發(fā)現(xiàn)，垢下發(fā)生嚴(yán)重腐蝕，甚至穿孔。本工作從工藝防腐蝕和換熱器內(nèi)部結(jié)構(gòu)等方面對腐蝕原因進(jìn)行了分析。結(jié)果表明：由于注水量的不足，導(dǎo)致銨鹽在換熱板表面結(jié)垢，同時“一脫三注”的不穩(wěn)定，導(dǎo)致了嚴(yán)重的垢下腐蝕。板式換熱器；ASTM SMO 254；垢下腐蝕；常頂1 概述換熱器的作用是將熱流體的熱能部分傳遞給冷流體，可以保證介質(zhì)在工藝過程中達(dá)到特定溫度，在生產(chǎn)中占重要的地位。據(jù)統(tǒng)計，在煉油、化工裝置
腐蝕與防護(hù) 2016年11期2017-01-16
- 常減壓蒸餾裝置管道腐蝕失效分析
煉油廠常減壓裝置常頂油氣管線穿孔失效的情況，分析討論了常減壓蒸餾裝置油氣管線腐蝕失效的原因，并提出了相應(yīng)的防腐措施。常減壓蒸餾裝置 管道腐蝕 穿孔失效近年來在加工進(jìn)口原油過程中，環(huán)烷酸和硫化物經(jīng)過分解或水解，產(chǎn)生了硫化氫、有機(jī)酸等腐蝕性介質(zhì)，使常減壓裝置和管道長期在腐蝕環(huán)境下運(yùn)行?？偨Y(jié)國內(nèi)多家煉油廠常減壓裝置的腐蝕情況，其腐蝕特點(diǎn)主要是低溫部位的HCl-H2S-H2O型腐蝕。主要出現(xiàn)在初餾塔頂、常壓塔頂和減壓塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)的空冷器及水冷器等有液態(tài)水存在的
化工機(jī)械 2016年4期2016-12-25
- 蒸餾裝置常頂換熱器管束泄漏分析及防護(hù)
99)?蒸餾裝置常頂換熱器管束泄漏分析及防護(hù)馬紅杰，傅 薔，楊 歡(中國石油天然氣股份有限公司獨(dú)山子石化分公司研究院，新疆 獨(dú)山子 833699)從垢樣分析、電脫鹽效果、注水量、管束選材、介質(zhì)溫度等方面對換熱器管束的泄漏原因進(jìn)行了分析，結(jié)果表明，常頂部位腐蝕介質(zhì)中氯離子含量較高，其中的HCl，H2S和NH4Cl等腐蝕介質(zhì)在常頂換熱器管束的冷凝部位形成了HCl-H2S-H2O型腐蝕和NH4Cl垢下腐蝕的綜合腐蝕體系，其共同作用導(dǎo)致了管束的泄漏，而電脫鹽效果的
石油化工腐蝕與防護(hù) 2016年4期2016-12-14
- 常壓塔頂系統(tǒng)低溫腐蝕及控制措施
80)常壓塔頂(常頂)系統(tǒng)在上一周期檢修中進(jìn)行了流程調(diào)整，調(diào)整后的運(yùn)行中，發(fā)現(xiàn)空冷器出口彎頭腐蝕穿孔，出現(xiàn)嚴(yán)重的低溫露點(diǎn)腐蝕。通過調(diào)整出口溫度，將露點(diǎn)溫度前移至板式空冷器、更換材質(zhì)和補(bǔ)強(qiáng)處理；嚴(yán)格控制常壓含硫污水pH值，增加含硫污水分析頻次和分析項目；加強(qiáng)工藝監(jiān)控和設(shè)備測厚等措施，使常頂空冷系統(tǒng)腐蝕最嚴(yán)重的彎頭處腐蝕速率由3.48 mm/a下降到0.16 mm/a以下。針對常減壓塔頂空冷系統(tǒng)出現(xiàn)的問題進(jìn)行了分析，并評價控制措施有效性及后續(xù)調(diào)整常頂系統(tǒng)流向和
石油化工腐蝕與防護(hù) 2016年5期2016-12-09
- 304材質(zhì)在常頂部位的適用局限性
鞠艦波摘要：在常頂系統(tǒng)中304材質(zhì)有著較為廣泛的應(yīng)用，但在一定的溫度和氯離子濃度的條件下，304材質(zhì)不能有效起到防腐作用，受其材質(zhì)性能影響，其在常頂系統(tǒng)的應(yīng)用要有條件的限制使用。本文根據(jù)具體實例，具體闡述304材質(zhì)在常頂系統(tǒng)中的應(yīng)用局限性。關(guān)鍵詞：304材質(zhì)；腐蝕；氯離子；局限性；1 概述對于煉廠常減壓裝置，常頂腐蝕是一個非常普遍的現(xiàn)象，在常頂系統(tǒng)應(yīng)用304材質(zhì)用來防止腐蝕的發(fā)生成為一種應(yīng)用方式；但受304材質(zhì)本身性能的限制，并不是在常頂每一種環(huán)境下都能
科學(xué)與財富 2016年9期2016-10-21
- 常壓塔頂揮發(fā)線結(jié)鹽堵塞原因分析及解決措施
石化廠常壓塔頂(常頂)油氣揮發(fā)線壓力增加的現(xiàn)象，采用紅外熱像儀對常頂揮發(fā)線外壁溫度的分布狀況進(jìn)行檢測，結(jié)果顯示常頂揮發(fā)線頂部出口彎頭處出現(xiàn)了結(jié)鹽堵塞問題。結(jié)合常頂揮發(fā)線實際運(yùn)行的工況環(huán)境，在實驗室開展結(jié)鹽模擬實驗并分析結(jié)鹽機(jī)理，發(fā)現(xiàn)常頂揮發(fā)線結(jié)鹽堵塞主要是由于中和劑同鹽酸反應(yīng)生成的有機(jī)胺鹽所致。根據(jù)結(jié)鹽堵塞的原因提出了科學(xué)合理的解決措施，并在裝置運(yùn)行過程中有針對性的開展在線清洗工作，成功解決了常頂揮發(fā)線結(jié)鹽堵塞問題，保障了裝置安全平穩(wěn)運(yùn)行。常壓塔頂揮發(fā)線
石油化工腐蝕與防護(hù) 2016年6期2016-03-16
- 常壓塔頂換熱器系統(tǒng)流動腐蝕失效分析及預(yù)測研究*
預(yù)測。某煉油廠的常頂換熱器頻繁發(fā)生腐蝕失效，針對該裝置典型工況的常頂系統(tǒng)進(jìn)行工藝過程分析及傳熱分析，首先運(yùn)用化工工藝模擬軟件仿真獲得了常頂系統(tǒng)的物性參數(shù)及油、氣和水三相隨溫度變化的平衡分布規(guī)律，并通過計算得出常頂系統(tǒng)露點(diǎn)溫度和NH4Cl 的結(jié)晶溫度，其次運(yùn)用傳熱計算軟件對常頂換熱器進(jìn)行傳熱計算，獲得了換熱器管、殼程的流體以及管壁的溫度分布規(guī)律，確定了露點(diǎn)溫度和NH4Cl 結(jié)晶溫度在換熱器中出現(xiàn)的位置，可有效預(yù)測腐蝕的發(fā)生。1 工藝過程分析該煉油廠的常頂系統(tǒng)
石油化工腐蝕與防護(hù) 2015年6期2015-11-29
- 高酸原油加工用常壓塔頂循環(huán)回流系統(tǒng)的腐蝕原因
頂循環(huán)回流(簡稱常頂循)系統(tǒng)加工高酸原油過程中出現(xiàn)的腐蝕加重現(xiàn)象，對常壓塔頂循油和塔頂冷凝水中的腐蝕介質(zhì)進(jìn)行了分析，同時利用X射線衍射及X射線能譜分析了常頂循換熱器、過濾器釜頭側(cè)等部位的腐蝕產(chǎn)物。結(jié)果表明:氯化氫、硫化氫是引起常頂循系統(tǒng)腐蝕的主要原因，高溫下環(huán)烷酸分解生成二氧化碳、常頂循油具有弱酸性及小分子羧酸的存在也是造成常頂循腐蝕的重要因素。高酸原油;常壓塔;頂循環(huán)回流;腐蝕近年來，原油的重質(zhì)化、劣質(zhì)化趨勢日趨明顯，酸含量、硫含量、鹽含量逐漸增高；同時
腐蝕與防護(hù) 2015年12期2015-11-03
- 常減壓裝置利用減頂切水回注常頂降低含硫污水外排量
利用減頂切水回注常頂降低含硫污水外排量田增芹（中國石油化工股份有限公司天津分公司）中國石油化工股份有限公司天津分公司1000×104t/a常減壓裝置注水采用1#污水汽提的凈化水。2014年，因外排含硫污水壓力較大，經(jīng)常需要降低注水量，通過技術(shù)攻關(guān)提出節(jié)能減排項目“利用減頂切水回注常頂，降低含硫污水外排量”。該項目實施后，運(yùn)行穩(wěn)定，節(jié)能減排效果明顯，降低含硫污水10～13 t/h。同時，因減頂切水品質(zhì)好于凈化水，改善了注水品質(zhì)，并且解決了因常頂注水含有焦粉經(jīng)
石油石化節(jié)能 2015年12期2015-10-31
- 蒸餾裝置常頂腐蝕監(jiān)測與綜合控制
脫后原油鹽含量、常頂回流罐排水的pH 值和鐵離子濃度、相關(guān)部位的定點(diǎn)測厚和在線探針數(shù)據(jù)來判定腐蝕程度。裝置中相關(guān)流程為常壓塔頂-換熱器E110-常頂空冷A102-常頂回流罐D(zhuǎn)103。工藝流程見圖1。D103 整個流程中換熱器管束為雙相鋼2205，具有較好的耐蝕性能，其它均為碳鋼設(shè)備與管道。通常塔頂出口溫度為100～109 ℃，空冷出口溫度為40～60 ℃，露點(diǎn)區(qū)即在常頂換熱器附近。隨著加工油品性質(zhì)、加工量、大氣環(huán)境溫度等變化，露點(diǎn)腐蝕區(qū)域在設(shè)備中是飄移的，
石油化工腐蝕與防護(hù) 2014年6期2014-11-29
- 常減壓蒸餾裝置常頂換熱器腐蝕分析
藝等防腐措施，但常頂系統(tǒng)的腐蝕問題仍時有發(fā)生［1－2］。某公司10 Mt/a常減壓蒸餾裝置停工檢修時，發(fā)現(xiàn)常壓塔頂(常頂)雙相不銹鋼換熱器管板表面腐蝕，有微裂紋。對該裝置采取現(xiàn)場工藝防腐措施調(diào)查、實驗室內(nèi)模擬評定等手段，分析常頂系統(tǒng)換熱器腐蝕的原因，并提出相應(yīng)的防護(hù)對策。1 常頂系統(tǒng)換熱器腐蝕情況常頂換熱器用于油氣與原油換熱，管程介質(zhì)為常頂油氣，工作溫度100～180℃;殼程介質(zhì)為原油，工作溫度25～120℃。換熱器管束材質(zhì)為雙相不銹鋼，管板材質(zhì)為16Mn
石油化工腐蝕與防護(hù) 2014年2期2014-05-05
- 常頂空冷器腐蝕原因分析
710000)常頂冷凝系統(tǒng)的設(shè)備腐蝕問題一直是影響常減壓蒸餾裝置安、穩(wěn)、長、滿、優(yōu)運(yùn)行的重要因素之一。某公司常減壓蒸餾裝置常頂空冷由于嚴(yán)重腐蝕泄漏于2008年全部更換，但更換后的空冷運(yùn)行至2年半時，又因嚴(yán)重腐蝕而發(fā)生多次泄漏。本文針對常減壓蒸餾裝置常頂空冷腐蝕泄漏的特點(diǎn)，從常頂冷凝系統(tǒng)工藝特點(diǎn)出發(fā)，在分析工藝防腐運(yùn)行情況的基礎(chǔ)上，結(jié)合常頂空冷管束入口內(nèi)襯鈦管的特點(diǎn)，找出了造成常頂空冷嚴(yán)重腐蝕泄漏的原因，并建議從加強(qiáng)工藝防腐管理、防止電偶腐蝕等方面進(jìn)行防腐
化工管理 2014年15期2014-02-27
- 腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)在常減壓蒸餾裝置上的應(yīng)用
，常減壓蒸餾裝置常頂循環(huán)回流泵P104A的入口過濾器腐蝕斷裂，自沖洗抽出短節(jié)發(fā)生泄漏;2011年4月，常頂揮發(fā)線抽出第一個彎頭測厚過程中發(fā)現(xiàn)腐蝕減薄，厚度由原來的12 mm減薄為7.58 mm;2012年7月，常壓塔第12層塔盤北側(cè)受液槽處塔壁因腐蝕原因造成局部穿孔。由于第Ⅳ套常減壓蒸餾裝置設(shè)備腐蝕狀況日益嚴(yán)重，于2011年8月31日在常頂空冷器和減頂冷卻器部位安裝了腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)。1 腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)原理和特點(diǎn)腐蝕在線監(jiān)測系統(tǒng)采用電感式探針監(jiān)測技術(shù)，也
石油化工腐蝕與防護(hù) 2013年4期2013-10-25
- 蒸餾裝置常壓空冷器運(yùn)行情況分析
施和建議。蒸餾 常頂空冷器 泄漏 低溫腐蝕 沖刷腐蝕公司某煉油廠Ⅳ蒸餾裝置加工能力8 Mt/a，是10 Mt煉油系統(tǒng)改造工程的主要裝置之一，由中國石化建設(shè)工程公司(SEI)設(shè)計，中國石化燕山建安公司承建?？諝饫鋮s器是以環(huán)境空氣為冷卻介質(zhì)，通過翅片管使管內(nèi)高溫工藝流體得到冷卻的換熱器，一般由翅片、管束、構(gòu)架、通風(fēng)室、風(fēng)扇和電機(jī)等部分構(gòu)成［1］。該裝置常壓塔頂(下文簡稱常頂)空冷器于2010年至2011年間頻繁泄漏，影響了裝置的安穩(wěn)運(yùn)行。1 常頂空冷器運(yùn)行情況
石油化工腐蝕與防護(hù) 2012年4期2012-01-05
- 常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕分析及防護(hù)
)常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕分析及防護(hù)雷 剛1，張海波2(1.中國石油渤海裝備公司，甘肅蘭州 730060;2.中國石油天然氣股份有限公司蘭州石化分公司，甘肅蘭州 730060)通過對某常減壓蒸餾裝置常頂空冷器腐蝕現(xiàn)場進(jìn)行肉眼觀察、查看堵漏和定點(diǎn)測厚情況，掌握了常頂空冷器的腐蝕現(xiàn)狀。結(jié)合裝置運(yùn)行工況，對常頂空冷器腐蝕的原因進(jìn)行了分析。最后提出防腐建議:降低熱媒水進(jìn)裝置溫度;改變空冷的進(jìn)料形式，變一側(cè)進(jìn)料為對稱的形式進(jìn)料;加長空冷管束內(nèi)插入鈦管長度;加強(qiáng)工
石油化工腐蝕與防護(hù) 2012年4期2012-01-05