最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件

煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上一、煉油系統(tǒng)中存在的腐蝕介質(zhì)及其來源二、API571中煉油廠固定設(shè)備腐蝕機理三、煉油設(shè)備典型腐蝕類型及其防護措施四、煉油廠設(shè)備防腐蝕策略09122一、煉油系統(tǒng)中存在的腐蝕介質(zhì)及其來源09122最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件序號腐蝕類型序號腐蝕類型41脫金屬（脫鋅/脫鎳53電化學(xué)腐蝕42CO2腐蝕54機械疲勞43腐蝕疲勞55氮化44煙灰腐蝕56振動疲勞45胺腐蝕57鈦氫化46保溫層下腐蝕58土壤腐蝕47大氣腐蝕59金屬粉化48氨應(yīng)力腐蝕開裂60應(yīng)力老化49冷卻水腐蝕61蒸汽阻滯50鍋爐水/冷凝水腐蝕62磷酸腐蝕51微生物腐蝕63苯酚(石碳酸)腐蝕52液態(tài)金屬脆化二、API571煉油廠固定設(shè)備腐蝕機理09129序號腐蝕類型序號腐蝕類型41脫金屬（脫鋅/脫鎳53電化學(xué)腐三、煉油廠中典型的腐蝕類型1.高溫硫化物的腐蝕能與鋼起反應(yīng)的叫活性硫，主要是以下五種。非活性硫主要是噻吩硫,大都存在于渣油餾分中。不同溫度下各種硫化物的腐蝕性不同，二硫化物腐蝕最強。2600C3160C3710C4270C4820C硫醚硫化氫硫化氫硫化氫硫化氫元素硫元素硫硫醇硫醇硫醇硫化氫硫醚元素硫元素硫硫醚硫醇硫醇硫醚硫醚元素硫二硫化物二硫化物二硫化物二硫化物二硫化物091210三、煉油廠中典型的腐蝕類型1.高溫硫化物的腐蝕2600C311.1硫分布餾分汽油煤油柴油蠟油渣油硫含量%<0.8<5.26-15.513.5-44.543.6-76汽油餾分-硫醇為主；煤油和柴油餾分-硫醚為主，峰值在120℃-250℃之間；硫醇含量少重質(zhì)餾分油和渣油-噻吩及其衍生物，元素硫、硫化氫和二硫化物在石油中的含量比較少，主要分布在250℃以下的餾分中；活性硫化物在＜350℃餾分中數(shù)量不多，腐蝕非常嚴(yán)重；三、煉油廠中典型的腐蝕類型0912111.1硫分布餾分汽油煤油柴油蠟油渣油硫含量%<0.8<5.該曲線反映靜態(tài)的腐蝕，在工程應(yīng)用上有很大的保險性，它不考慮原油中的活性硫組成與數(shù)量，對一些特殊情況下的腐蝕還不能解釋清楚。適用范圍原料含硫小于2%、鋼的硅含量大于0.1%、碳鋼<275℃、Cr5Mo275-325℃、9Cr>325℃、300系列不銹鋼可耐硫腐蝕。SH/T3096-2008推薦原油含硫超過1%，大于240℃采用5Cr鋼，設(shè)備超過350℃采用碳鋼+不銹鋼復(fù)合板。1.2高溫硫腐蝕的選材修正的McConomy曲線（無氫含硫原油）091212該曲線反映靜態(tài)的腐蝕，在工程應(yīng)用上有很大的保險性，它不考慮原1.3加氫裝置分餾系統(tǒng)特殊硫腐蝕1990年美國不少煉油廠報道加氫裝置分餾系統(tǒng)高溫管線和分餾爐管不正常的腐蝕；NACE成立T176調(diào)查組；腐蝕速率高于McConomy和Couper－Gorman預(yù)測曲線；5Cr－9Cr材料腐蝕率與碳鋼一樣；局部腐蝕特征：在流速較高湍流區(qū),或水平爐管頂部；總硫幾個ppm含量腐蝕速率可能很高各種硫形式和氫都有一定的腐蝕，不清楚腐蝕機理作用；分餾塔重沸爐對流遮蔽管上部減?。好鸙RDS、鎮(zhèn)海與南京加氫裂化、洛陽柴油加氫、韓國巍山煉廠加氫裂化；0912131.3加氫裝置分餾系統(tǒng)特殊硫腐蝕1990年美國不少煉油廠報2.環(huán)烷酸腐蝕2.1環(huán)烷酸的構(gòu)成原油中的酸性組分含有環(huán)烷酸、脂肪酸、芳香酸、無機酸、酚類和硫醇等，總稱為石油酸。

除勝利原油中的環(huán)烷酸占石油酸的總量百分比小于40％外，其他油田的原油中環(huán)烷酸均占原油酸性物質(zhì)的90%左右。0912142.環(huán)烷酸腐蝕2.1環(huán)烷酸的構(gòu)成0912142.環(huán)烷酸腐蝕2.2高酸原油主要特點1）原油密度大2）以低硫高酸原油居多；3）凝點較低；4）氮含量較高；5）重金屬含量較高；6）輕質(zhì)油收率較低。2.3環(huán)烷酸腐蝕的特點

環(huán)烷酸在低溫時腐蝕不強烈。一旦沸騰，特別是在高溫?zé)o水環(huán)境中，腐蝕最激烈。由于Fe(RCOO)2是油溶性腐蝕產(chǎn)物，能被油流所帶走，因此不易在金屬表面形成保護膜，即使形成硫化亞鐵保護膜，也會與環(huán)烷酸發(fā)生反應(yīng)而完全暴露出新的金屬表面，使腐蝕繼續(xù)進行。遭受環(huán)烷酸腐蝕的鋼材表面光滑無垢，位于介質(zhì)流速低的部位的腐蝕僅留下尖銳的孔洞；高流速部位的腐蝕則出現(xiàn)帶有銳邊的坑蝕或蝕槽。0912152.環(huán)烷酸腐蝕2.2高酸原油主要特點091215與鐵反應(yīng)H2S和RCOOH分壓的影響腐蝕區(qū)鈍化區(qū)免蝕區(qū)環(huán)烷酸分壓硫化氫分壓鈍化區(qū)低硫高酸值原油的腐蝕性可能更強。增加硫到1%可以增加硫化鐵保護膜減緩了腐蝕091216與鐵反應(yīng)H2S和RCOOH分壓的影響腐蝕區(qū)鈍化區(qū)免蝕區(qū)環(huán)烷酸熱電偶減壓塔泡帽離心泵口環(huán)減壓爐出口彎頭減壓轉(zhuǎn)油線焊縫因為反應(yīng)生成的環(huán)烷酸鐵溶于油被帶走，因此具有明顯的沖刷痕跡091217熱電偶減壓塔泡帽離心泵口環(huán)減壓爐出口彎頭減壓轉(zhuǎn)油線焊縫因為反2.4環(huán)烷酸腐蝕的防護措施根據(jù)環(huán)烷酸腐蝕機理和腐蝕特點，控制環(huán)烷酸腐蝕措施可以從兩方面入手:設(shè)備防腐1.原油TAN>0.5mgKOH/g采用不銹鋼材料（316L鉬含量大于2.5%）2.二次加工原料TAN>1.5mgKOH/g采用不銹鋼材料3.硫大于1%可減緩環(huán)烷酸腐蝕；4.加強腐蝕管理工藝防腐1.原油混煉2.注堿中和3.注緩蝕劑0912182.4環(huán)烷酸腐蝕的防護措施根據(jù)環(huán)烷酸腐蝕機理和腐蝕特點，控2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測鎮(zhèn)海、茂名、廣州、金陵四家企業(yè)07年材料升級改造后煉制機會原油，08年合肥通用院負(fù)責(zé)一年的在線監(jiān)測，包括蒸餾、FCC和焦化裝置；材料升級的按>220-240℃采用Cr5Mo或>220℃采用321，>288℃采用316；個別老管線保留Cr5Mo；高溫部位注環(huán)烷酸高溫緩蝕劑；各廠含酸油調(diào)和進裝置茂名廣州鎮(zhèn)海金陵含酸平均1.621.21.591.96含酸最高3.132.52.263.98含硫平均0.610.750.80912192.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測鎮(zhèn)海、茂名、廣州、金陵四家--(續(xù))機會油對電脫鹽影響不大，基本合格；減壓系統(tǒng)腐蝕率高于常壓系統(tǒng)；金陵與廣石化腐蝕較輕，少數(shù)在0.1-0.2mm/y之間；茂名與鎮(zhèn)海部分材料升級沒到位的明顯腐蝕；轉(zhuǎn)油線腐蝕率較高，常壓轉(zhuǎn)油線321材質(zhì)的腐蝕速率在0.5mm/y附近，316L材質(zhì)的腐蝕速率在0～0.4mm/y范圍內(nèi)不等。而減壓轉(zhuǎn)油線316L材質(zhì)的腐蝕速率在0.2～0.5mm/y范圍內(nèi)。二次加工裝置：FCC腐蝕輕，焦化裝置材質(zhì)多為Cr5Mo，部分原料線的腐蝕速率在0.2～0.6mm/y之間；與API581預(yù)測腐蝕數(shù)據(jù)表現(xiàn)比：不銹鋼腐蝕率實測數(shù)據(jù)高于查表，20#鋼在240℃以上、Cr5Mo在260℃以上實測數(shù)據(jù)明顯低于查表。2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測091220--(續(xù))2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測091220⊙含硫油和含酸油選材對比選腐蝕率為0.25mm/a，對比不同的資料，選擇材料耐硫或硫＋環(huán)烷酸介質(zhì)腐蝕的最高使用溫度：a)API581：⑴S>1wt%，高硫油碳鋼－260℃5Cr－316℃9Cr－399℃⑵TAN>0.5，含酸油碳鋼－（246-260℃）5Cr－（316－399℃）9Cr－（371-399℃）b)McConomy：硫腐蝕選材曲線

硫wt％碳鋼℃5Cr℃227132712903540.6321413091221⊙含硫油和含酸油選材對比選腐蝕率為0.25mm/a，對比不c)殼牌公司5Cr>310℃（大連石化蒸餾裝置－沙輕S=1.8W%）d)日本石油學(xué)會(混煉S<1.0W%)5Cr>310℃（常壓）5Cr>340℃（減壓）e)NACE出版物5Cr>288℃

二次加工裝置進料環(huán)烷酸大于1.5-1.8mgKOH/g選用316材料f)我國選材導(dǎo)則（S>1.0W%)5Cr>240℃

(TAN>0.5)18-8(220-288℃）316>288℃

⊙含硫油和含酸油選材對比091222c)殼牌公司5Cr>310℃（大連石化蒸餾裝置－沙分析對比：①選材曲線比較McConomy最保守，有文章說工程設(shè)計取其一半數(shù)據(jù)符合實際，②API581是在McConomy曲線基礎(chǔ)上修正并考慮硫與環(huán)烷酸聯(lián)合腐蝕，比較實用，作為腐蝕評估是可行的，但還是保守，特別是對環(huán)烷酸。③其他工程公司的經(jīng)驗值得考慮；④我國的選材導(dǎo)則與國外工程公司比較缺乏壽命考慮（沒有材料＋腐蝕裕量）缺乏實際經(jīng)驗，屬于保守行列。意見：API581可以作為選材的依據(jù)，同時要考慮油腐蝕的特殊性⊙含硫油和含酸油選材對比091223分析對比：⊙含硫油和含酸油選材對比091223⊙國內(nèi)最新動態(tài)-含硫原油選材導(dǎo)則：SH/T3096-2008腐蝕裕量：設(shè)備：腐蝕裕量≤6.0mm；管道：碳素鋼腐蝕裕量≤6.0mm、低合金鋼和鉻鉬鋼腐蝕裕量≤3.2mm或高合金鋼或有色金屬腐蝕裕量≤1.6mm；加熱爐爐管：碳素鋼腐蝕裕量≤3.0mm、鉻鉬鋼腐蝕裕量≤2.0mm或高合金鋼腐蝕裕量≤1.0mm。設(shè)計壽命：設(shè)備的設(shè)計壽命應(yīng)按SH/T3074的規(guī)定，爐管的設(shè)計壽命應(yīng)按SH/T3037的規(guī)定，管道元件的設(shè)計壽命應(yīng)按10～15年考慮。設(shè)計含硫量：1.以裝置正常操作條件下介質(zhì)中的含硫量為依據(jù)，并應(yīng)充分考慮操作條件下可能達到的最大含硫量的影響。2.總硫含量大于或等于1.0wt％，且酸值按照GB264-83方法測定小于0.5mgKOH/g的原油。選材：1.大于240℃管道Cr5Mo鋼2.240-350℃設(shè)備碳鋼+06Cr133.大于350℃設(shè)備碳鋼+022Cr19Ni10或碳鋼+06Cr18Ni11Ti091224⊙國內(nèi)最新動態(tài)-含硫原油選材導(dǎo)則：SH/T3096-2008腐蝕裕量，設(shè)計壽命（同上）設(shè)計含酸量：原油酸值大于等于0.5mgKOH/g選材：介質(zhì)溫度小于240℃，選用碳鋼；介質(zhì)溫度大于等于240℃小于288℃，介質(zhì)為液相且流速小于3m/s時，選用1Cr5Mo、0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10；流速高于3m/s時或介質(zhì)為氣液兩相，選用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10；介質(zhì)的溫度大于等于240℃且流速大于等于30m/s時，選用0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2；介質(zhì)溫度大于等于288℃，選用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10或0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2?！褔鴥?nèi)動態(tài)-含酸原油選材導(dǎo)則：SH/T3129-2008091225腐蝕裕量，設(shè)計壽命（同上）⊙國內(nèi)動態(tài)-含酸原油選材導(dǎo)則：3.1無機鹽的水解鹽類水解情況：120℃以上就開始水解，不同的鹽水解溫度有差異。在蒸餾裝置NaCl一般不會水解，但當(dāng)原油含有環(huán)烷酸或某些金屬時（如鐵、鎳、釩等）NaCl可在300℃以前就開始水解。隨溫度升高鹽水解百分?jǐn)?shù)

120℃CaCl2+H2OCa(OH)2+2HCl175℃MgCl2+H2OMg(OH)2+HCl540℃NaCl＋H2ONaOH+HCl3.氯化物的腐蝕0912263.1無機鹽的水解鹽類水解情況：120℃以上就開始水解，不3.2原油中氯化物的來源和分布原油中的氯化物有無機和有機氯化物兩種。原油經(jīng)電脫鹽后無機氯脫除率可達88％-99％，但有機氯含量幾乎不減少。分析了某原油及其各窄餾分的氯含量：350℃以下各窄餾分中的氯主要是有機氯，無機氯很少；350℃以上餾分的總氯含量最高，且有機氯和無機氯含量均較高；150℃以下各窄餾分總氯含量較高，200—350℃各窄餾分的總氯含量較低，150—200℃各窄餾分的總氯含量最低。有機氯主要來源于采油過程中加入的含氯油田化學(xué)助劑。原油經(jīng)電脫鹽后，加入的水基類油田化學(xué)助劑可除去，但油基和乳化液類化學(xué)助劑不能除去。0912273.2原油中氯化物的來源和分布原油中的氯化物有無機和有機氯在運輸過程和煉油廠使用的大量化學(xué)試劑中有機氯組分，比如破乳劑、脫鹽劑、殺菌劑、輸油管線及油罐清洗劑等國內(nèi)某油田大部分已處于三次開采階段，采取了地下壓裂、酸化、防沙、堵水、解堵、熱采的化學(xué)手段來提高產(chǎn)量，在所用的化學(xué)藥劑中帶氯的有：甲基氯硅烷堵水劑、鹽酸-氟化胺深部酸化劑、氯化亞銅緩蝕劑、季銨-氯化銨復(fù)合粘土穩(wěn)定劑等；其中親油性或者油溶性的藥劑將隨原油一起進入到下游的裝置中去。蒙特利爾協(xié)定書各簽約國同意1996年1月1日起全面禁止CFCL，各大產(chǎn)油國基本停止使用含氯的油田化學(xué)劑。但不排除違規(guī)使用。加強對原油采購的有機氯控制，殼牌管道公司對原油采購規(guī)定有機氯小于1ppm，204℃石腦油切割點小于5ppm。我國原油按SY7513-88出礦原油技術(shù)條件，對有機氯沒有限制。3.2原油中氯化物的來源和分布（續(xù)）091228在運輸過程和煉油廠使用的大量化學(xué)試劑中有機氯組分，比如破乳劑3.3氯化物腐蝕的防護注堿可以將氯化鎂轉(zhuǎn)化為氯化鈉熱穩(wěn)定鹽。但注堿也會給二次加工過程帶來一些不利影響。日本煉油廠的工藝防腐技術(shù)在電脫鹽罐前、常壓爐前和常壓塔頂少量注堿（4ppm），有很好的效果。目前國外一些停止注堿多年的煉油廠又重新對注堿產(chǎn)生興趣，為了避免注堿的不利方面，需要嚴(yán)格控制堿的注入量、濃度并改進加注方法。鎮(zhèn)海分公司在電脫鹽后的原油管線注入堿液NaOH=4%wt,1617mL/s,注入量為2.5g/噸油。結(jié)果表明,常壓塔塔頂換熱器腐蝕速率下降約80%,常壓塔塔頂回流罐污水中Cl-濃度至少下降80%,常壓塔塔頂回流罐污水pH值維持在6.0～7.5,中和劑消耗量也由注堿前的150～180kg/d降低至注堿后的100～120kg/d,且注堿操作不會影響常減壓裝置工藝運行的穩(wěn)定和二次加工裝置的原料質(zhì)量。0912293.3氯化物腐蝕的防護注堿可以將氯化鎂轉(zhuǎn)化為氯化鈉熱穩(wěn)定鹽塔頂一級冷凝示意圖塔頂二級冷凝露點控制設(shè)備布置示意圖注入口塔頂?shù)蜏夭课籋CL腐蝕091230塔頂一級冷凝示意圖塔頂二級冷凝露點控制設(shè)備布置示意圖注入口塔3.4氯化物腐蝕案例-T煉油廠常壓塔頂腐蝕穿孔2009年3月T分公司常減壓裝置在停工檢修前1天，常壓塔上段出現(xiàn)油氣泄漏，檢查發(fā)現(xiàn)塔壁已經(jīng)腐蝕穿孔，頂部五層塔盤、圈梁、支撐梁等部位腐蝕減薄嚴(yán)重。原因：脫后含鹽高，塔頂回流溫度低，形成鹽酸腐蝕穿孔0912313.4氯化物腐蝕案例-T煉油廠常壓塔頂腐蝕穿孔2009年3減壓塔頂?shù)揭患壋檎婵掌髑皳]發(fā)線選用321材質(zhì)。2007年8月多道焊縫發(fā)生腐蝕開裂；鹽酸腐蝕的形貌非常突出，管內(nèi)壁坑蝕嚴(yán)重，成溝槽狀，焊縫腐蝕明顯；3.4氯化物腐蝕案例-N煉油廠減壓塔頂揮發(fā)線321材料開裂091232減壓塔頂?shù)揭患壋檎婵掌髑皳]發(fā)線選用321材質(zhì)。2007年8月氯離子應(yīng)力腐蝕開裂091233氯離子應(yīng)力腐蝕開裂0912334.濕硫化氫腐蝕4.1濕硫化氫環(huán)境的定義NACERP0296－2004水中含H2S>50mg/L(50ppmw)，或水中含H2S，且PH<４，或水中含H2S和HCN>20ppm，且PH>7.6,或氣相H2S分壓>0.0003Mpa(絕壓）酸性環(huán)境下的分類1.硫化氫分壓<0.0003MPa的環(huán)境為0區(qū)2.硫化氫分壓>0.0003MPa的環(huán)境為SSC1區(qū)、SSC2區(qū)、SSC3區(qū)。3.酸性環(huán)境的嚴(yán)重程度：SSC3區(qū)>SSC2區(qū)>SSC1區(qū)>0區(qū);0912344.濕硫化氫腐蝕4.1濕硫化氫環(huán)境的定義酸性環(huán)境下的分類4.2濕硫化氫腐蝕的表現(xiàn)形式0912354.2濕硫化氫腐蝕的表現(xiàn)形式091235濕硫化氫環(huán)境螺栓硬度超高導(dǎo)致設(shè)備開裂氣閥升程器螺栓斷裂引壓管閥門螺桿斷裂大氣腐蝕產(chǎn)生的硫化氫SSCC鎮(zhèn)海煉油廠反映通用所做的催化裝置RBI有與現(xiàn)場檢查不一致，與評估不符的15處，基本相符的13處。分析：1)RBI不能分析焊縫中原始缺陷2)沿海地區(qū)酸雨引起的SSCC091236濕硫化氫環(huán)境螺栓硬度超高導(dǎo)致設(shè)備開裂氣閥引壓大氣腐蝕產(chǎn)生的硫洛陽石化公司催化氣壓機出口分離器R1341開裂

2008年12月-2009年1月煉制塔河高硫高氮原料后發(fā)現(xiàn)R1341分離器同一環(huán)縫出現(xiàn)四條垂直于環(huán)焊縫的裂紋；設(shè)備材料16MnR,厚度26mm，出廠沒有消除應(yīng)力熱處理，84年投用，05年有一條裂紋；設(shè)計壓力：1.7MPa，設(shè)計溫度：40℃，操作壓力：1.2MPa，操作溫度：45℃，介質(zhì)為含硫化氫富氣、凝縮油和含硫污水；現(xiàn)場檢測厚度有18處分層；判斷是濕硫化氫應(yīng)力腐蝕（含HCN)SSCC與HIC/SOHIC開裂;

091237洛陽石化公司催化氣壓機出口分離器R1341開裂2008年14.3減緩濕硫化氫腐蝕的措施選用抗HIC的鋼材，根據(jù)具體氫通量的多少決定是否熱處理其他措施采用不銹鋼復(fù)合板；表面非金屬涂料；注水洗滌；注入聚硫化銨緩蝕劑（[NH4]2Sx）可轉(zhuǎn)換氰化物成無害的硫氰酸鹽，控制HCN<20ppm。消除應(yīng)力，控制硬度：<HB200<HB225<HB235<HB245<HRC22<HRC28碳鋼1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo9Cr-1Mo不銹鋼（鐵素體、馬氏體、奧氏體雙相鋼0912384.3減緩濕硫化氫腐蝕的措施選用抗HIC的鋼材，根據(jù)具體氫水中H2SPPM水的PH<5050-10001000-10000>10000<5.5LMHH5.5-7.5LLLM7.6-8.3LMMM8.4-8.9LMMH>9LMHH環(huán)境嚴(yán)重性焊后硬度HBPWHTHB<200200-237>237<200200-237>237HLHHNOLMMLMHNONOLLLLMNONONOSSC環(huán)境嚴(yán)重性SSC開裂敏感性091239水中H2SPPM水的PH<5050-10001000最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上一、煉油系統(tǒng)中存在的腐蝕介質(zhì)及其來源二、API571中煉油廠固定設(shè)備腐蝕機理三、煉油設(shè)備典型腐蝕類型及其防護措施四、煉油廠設(shè)備防腐蝕策略091242一、煉油系統(tǒng)中存在的腐蝕介質(zhì)及其來源09122最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件最新煉廠設(shè)備的腐蝕及對策上課件序號腐蝕類型序號腐蝕類型41脫金屬（脫鋅/脫鎳53電化學(xué)腐蝕42CO2腐蝕54機械疲勞43腐蝕疲勞55氮化44煙灰腐蝕56振動疲勞45胺腐蝕57鈦氫化46保溫層下腐蝕58土壤腐蝕47大氣腐蝕59金屬粉化48氨應(yīng)力腐蝕開裂60應(yīng)力老化49冷卻水腐蝕61蒸汽阻滯50鍋爐水/冷凝水腐蝕62磷酸腐蝕51微生物腐蝕63苯酚(石碳酸)腐蝕52液態(tài)金屬脆化二、API571煉油廠固定設(shè)備腐蝕機理091249序號腐蝕類型序號腐蝕類型41脫金屬（脫鋅/脫鎳53電化學(xué)腐三、煉油廠中典型的腐蝕類型1.高溫硫化物的腐蝕能與鋼起反應(yīng)的叫活性硫，主要是以下五種。非活性硫主要是噻吩硫,大都存在于渣油餾分中。不同溫度下各種硫化物的腐蝕性不同，二硫化物腐蝕最強。2600C3160C3710C4270C4820C硫醚硫化氫硫化氫硫化氫硫化氫元素硫元素硫硫醇硫醇硫醇硫化氫硫醚元素硫元素硫硫醚硫醇硫醇硫醚硫醚元素硫二硫化物二硫化物二硫化物二硫化物二硫化物091250三、煉油廠中典型的腐蝕類型1.高溫硫化物的腐蝕2600C311.1硫分布餾分汽油煤油柴油蠟油渣油硫含量%<0.8<5.26-15.513.5-44.543.6-76汽油餾分-硫醇為主；煤油和柴油餾分-硫醚為主，峰值在120℃-250℃之間；硫醇含量少重質(zhì)餾分油和渣油-噻吩及其衍生物，元素硫、硫化氫和二硫化物在石油中的含量比較少，主要分布在250℃以下的餾分中；活性硫化物在＜350℃餾分中數(shù)量不多，腐蝕非常嚴(yán)重；三、煉油廠中典型的腐蝕類型0912511.1硫分布餾分汽油煤油柴油蠟油渣油硫含量%<0.8<5.該曲線反映靜態(tài)的腐蝕，在工程應(yīng)用上有很大的保險性，它不考慮原油中的活性硫組成與數(shù)量，對一些特殊情況下的腐蝕還不能解釋清楚。適用范圍原料含硫小于2%、鋼的硅含量大于0.1%、碳鋼<275℃、Cr5Mo275-325℃、9Cr>325℃、300系列不銹鋼可耐硫腐蝕。SH/T3096-2008推薦原油含硫超過1%，大于240℃采用5Cr鋼，設(shè)備超過350℃采用碳鋼+不銹鋼復(fù)合板。1.2高溫硫腐蝕的選材修正的McConomy曲線（無氫含硫原油）091252該曲線反映靜態(tài)的腐蝕，在工程應(yīng)用上有很大的保險性，它不考慮原1.3加氫裝置分餾系統(tǒng)特殊硫腐蝕1990年美國不少煉油廠報道加氫裝置分餾系統(tǒng)高溫管線和分餾爐管不正常的腐蝕；NACE成立T176調(diào)查組；腐蝕速率高于McConomy和Couper－Gorman預(yù)測曲線；5Cr－9Cr材料腐蝕率與碳鋼一樣；局部腐蝕特征：在流速較高湍流區(qū),或水平爐管頂部；總硫幾個ppm含量腐蝕速率可能很高各種硫形式和氫都有一定的腐蝕，不清楚腐蝕機理作用；分餾塔重沸爐對流遮蔽管上部減薄：茂名VRDS、鎮(zhèn)海與南京加氫裂化、洛陽柴油加氫、韓國巍山煉廠加氫裂化；0912531.3加氫裝置分餾系統(tǒng)特殊硫腐蝕1990年美國不少煉油廠報2.環(huán)烷酸腐蝕2.1環(huán)烷酸的構(gòu)成原油中的酸性組分含有環(huán)烷酸、脂肪酸、芳香酸、無機酸、酚類和硫醇等，總稱為石油酸。

除勝利原油中的環(huán)烷酸占石油酸的總量百分比小于40％外，其他油田的原油中環(huán)烷酸均占原油酸性物質(zhì)的90%左右。0912542.環(huán)烷酸腐蝕2.1環(huán)烷酸的構(gòu)成0912142.環(huán)烷酸腐蝕2.2高酸原油主要特點1）原油密度大2）以低硫高酸原油居多；3）凝點較低；4）氮含量較高；5）重金屬含量較高；6）輕質(zhì)油收率較低。2.3環(huán)烷酸腐蝕的特點

環(huán)烷酸在低溫時腐蝕不強烈。一旦沸騰，特別是在高溫?zé)o水環(huán)境中，腐蝕最激烈。由于Fe(RCOO)2是油溶性腐蝕產(chǎn)物，能被油流所帶走，因此不易在金屬表面形成保護膜，即使形成硫化亞鐵保護膜，也會與環(huán)烷酸發(fā)生反應(yīng)而完全暴露出新的金屬表面，使腐蝕繼續(xù)進行。遭受環(huán)烷酸腐蝕的鋼材表面光滑無垢，位于介質(zhì)流速低的部位的腐蝕僅留下尖銳的孔洞；高流速部位的腐蝕則出現(xiàn)帶有銳邊的坑蝕或蝕槽。0912552.環(huán)烷酸腐蝕2.2高酸原油主要特點091215與鐵反應(yīng)H2S和RCOOH分壓的影響腐蝕區(qū)鈍化區(qū)免蝕區(qū)環(huán)烷酸分壓硫化氫分壓鈍化區(qū)低硫高酸值原油的腐蝕性可能更強。增加硫到1%可以增加硫化鐵保護膜減緩了腐蝕091256與鐵反應(yīng)H2S和RCOOH分壓的影響腐蝕區(qū)鈍化區(qū)免蝕區(qū)環(huán)烷酸熱電偶減壓塔泡帽離心泵口環(huán)減壓爐出口彎頭減壓轉(zhuǎn)油線焊縫因為反應(yīng)生成的環(huán)烷酸鐵溶于油被帶走，因此具有明顯的沖刷痕跡091257熱電偶減壓塔泡帽離心泵口環(huán)減壓爐出口彎頭減壓轉(zhuǎn)油線焊縫因為反2.4環(huán)烷酸腐蝕的防護措施根據(jù)環(huán)烷酸腐蝕機理和腐蝕特點，控制環(huán)烷酸腐蝕措施可以從兩方面入手:設(shè)備防腐1.原油TAN>0.5mgKOH/g采用不銹鋼材料（316L鉬含量大于2.5%）2.二次加工原料TAN>1.5mgKOH/g采用不銹鋼材料3.硫大于1%可減緩環(huán)烷酸腐蝕；4.加強腐蝕管理工藝防腐1.原油混煉2.注堿中和3.注緩蝕劑0912582.4環(huán)烷酸腐蝕的防護措施根據(jù)環(huán)烷酸腐蝕機理和腐蝕特點，控2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測鎮(zhèn)海、茂名、廣州、金陵四家企業(yè)07年材料升級改造后煉制機會原油，08年合肥通用院負(fù)責(zé)一年的在線監(jiān)測，包括蒸餾、FCC和焦化裝置；材料升級的按>220-240℃采用Cr5Mo或>220℃采用321，>288℃采用316；個別老管線保留Cr5Mo；高溫部位注環(huán)烷酸高溫緩蝕劑；各廠含酸油調(diào)和進裝置茂名廣州鎮(zhèn)海金陵含酸平均1.621.21.591.96含酸最高3.132.52.263.98含硫平均0.610.750.80912592.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測鎮(zhèn)海、茂名、廣州、金陵四家--(續(xù))機會油對電脫鹽影響不大，基本合格；減壓系統(tǒng)腐蝕率高于常壓系統(tǒng)；金陵與廣石化腐蝕較輕，少數(shù)在0.1-0.2mm/y之間；茂名與鎮(zhèn)海部分材料升級沒到位的明顯腐蝕；轉(zhuǎn)油線腐蝕率較高，常壓轉(zhuǎn)油線321材質(zhì)的腐蝕速率在0.5mm/y附近，316L材質(zhì)的腐蝕速率在0～0.4mm/y范圍內(nèi)不等。而減壓轉(zhuǎn)油線316L材質(zhì)的腐蝕速率在0.2～0.5mm/y范圍內(nèi)。二次加工裝置：FCC腐蝕輕，焦化裝置材質(zhì)多為Cr5Mo，部分原料線的腐蝕速率在0.2～0.6mm/y之間；與API581預(yù)測腐蝕數(shù)據(jù)表現(xiàn)比：不銹鋼腐蝕率實測數(shù)據(jù)高于查表，20#鋼在240℃以上、Cr5Mo在260℃以上實測數(shù)據(jù)明顯低于查表。2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測091260--(續(xù))2.5機會高酸油蒸餾裝置腐蝕檢測091220⊙含硫油和含酸油選材對比選腐蝕率為0.25mm/a，對比不同的資料，選擇材料耐硫或硫＋環(huán)烷酸介質(zhì)腐蝕的最高使用溫度：a)API581：⑴S>1wt%，高硫油碳鋼－260℃5Cr－316℃9Cr－399℃⑵TAN>0.5，含酸油碳鋼－（246-260℃）5Cr－（316－399℃）9Cr－（371-399℃）b)McConomy：硫腐蝕選材曲線

硫wt％碳鋼℃5Cr℃227132712903540.6321413091261⊙含硫油和含酸油選材對比選腐蝕率為0.25mm/a，對比不c)殼牌公司5Cr>310℃（大連石化蒸餾裝置－沙輕S=1.8W%）d)日本石油學(xué)會(混煉S<1.0W%)5Cr>310℃（常壓）5Cr>340℃（減壓）e)NACE出版物5Cr>288℃

二次加工裝置進料環(huán)烷酸大于1.5-1.8mgKOH/g選用316材料f)我國選材導(dǎo)則（S>1.0W%)5Cr>240℃

(TAN>0.5)18-8(220-288℃）316>288℃

⊙含硫油和含酸油選材對比091262c)殼牌公司5Cr>310℃（大連石化蒸餾裝置－沙分析對比：①選材曲線比較McConomy最保守，有文章說工程設(shè)計取其一半數(shù)據(jù)符合實際，②API581是在McConomy曲線基礎(chǔ)上修正并考慮硫與環(huán)烷酸聯(lián)合腐蝕，比較實用，作為腐蝕評估是可行的，但還是保守，特別是對環(huán)烷酸。③其他工程公司的經(jīng)驗值得考慮；④我國的選材導(dǎo)則與國外工程公司比較缺乏壽命考慮（沒有材料＋腐蝕裕量）缺乏實際經(jīng)驗，屬于保守行列。意見：API581可以作為選材的依據(jù)，同時要考慮油腐蝕的特殊性⊙含硫油和含酸油選材對比091263分析對比：⊙含硫油和含酸油選材對比091223⊙國內(nèi)最新動態(tài)-含硫原油選材導(dǎo)則：SH/T3096-2008腐蝕裕量：設(shè)備：腐蝕裕量≤6.0mm；管道：碳素鋼腐蝕裕量≤6.0mm、低合金鋼和鉻鉬鋼腐蝕裕量≤3.2mm或高合金鋼或有色金屬腐蝕裕量≤1.6mm；加熱爐爐管：碳素鋼腐蝕裕量≤3.0mm、鉻鉬鋼腐蝕裕量≤2.0mm或高合金鋼腐蝕裕量≤1.0mm。設(shè)計壽命：設(shè)備的設(shè)計壽命應(yīng)按SH/T3074的規(guī)定，爐管的設(shè)計壽命應(yīng)按SH/T3037的規(guī)定，管道元件的設(shè)計壽命應(yīng)按10～15年考慮。設(shè)計含硫量：1.以裝置正常操作條件下介質(zhì)中的含硫量為依據(jù)，并應(yīng)充分考慮操作條件下可能達到的最大含硫量的影響。2.總硫含量大于或等于1.0wt％，且酸值按照GB264-83方法測定小于0.5mgKOH/g的原油。選材：1.大于240℃管道Cr5Mo鋼2.240-350℃設(shè)備碳鋼+06Cr133.大于350℃設(shè)備碳鋼+022Cr19Ni10或碳鋼+06Cr18Ni11Ti091264⊙國內(nèi)最新動態(tài)-含硫原油選材導(dǎo)則：SH/T3096-2008腐蝕裕量，設(shè)計壽命（同上）設(shè)計含酸量：原油酸值大于等于0.5mgKOH/g選材：介質(zhì)溫度小于240℃，選用碳鋼；介質(zhì)溫度大于等于240℃小于288℃，介質(zhì)為液相且流速小于3m/s時，選用1Cr5Mo、0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10；流速高于3m/s時或介質(zhì)為氣液兩相，選用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10；介質(zhì)的溫度大于等于240℃且流速大于等于30m/s時，選用0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2；介質(zhì)溫度大于等于288℃，選用0Cr18Ni10Ti、0Cr19Ni10/00Cr19Ni10或0Cr17Ni12Mo2/00Cr17Ni14Mo2?！褔鴥?nèi)動態(tài)-含酸原油選材導(dǎo)則：SH/T3129-2008091265腐蝕裕量，設(shè)計壽命（同上）⊙國內(nèi)動態(tài)-含酸原油選材導(dǎo)則：3.1無機鹽的水解鹽類水解情況：120℃以上就開始水解，不同的鹽水解溫度有差異。在蒸餾裝置NaCl一般不會水解，但當(dāng)原油含有環(huán)烷酸或某些金屬時（如鐵、鎳、釩等）NaCl可在300℃以前就開始水解。隨溫度升高鹽水解百分?jǐn)?shù)

120℃CaCl2+H2OCa(OH)2+2HCl175℃MgCl2+H2OMg(OH)2+HCl540℃NaCl＋H2ONaOH+HCl3.氯化物的腐蝕0912663.1無機鹽的水解鹽類水解情況：120℃以上就開始水解，不3.2原油中氯化物的來源和分布原油中的氯化物有無機和有機氯化物兩種。原油經(jīng)電脫鹽后無機氯脫除率可達88％-99％，但有機氯含量幾乎不減少。分析了某原油及其各窄餾分的氯含量：350℃以下各窄餾分中的氯主要是有機氯，無機氯很少；350℃以上餾分的總氯含量最高，且有機氯和無機氯含量均較高；150℃以下各窄餾分總氯含量較高，200—350℃各窄餾分的總氯含量較低，150—200℃各窄餾分的總氯含量最低。有機氯主要來源于采油過程中加入的含氯油田化學(xué)助劑。原油經(jīng)電脫鹽后，加入的水基類油田化學(xué)助劑可除去，但油基和乳化液類化學(xué)助劑不能除去。0912673.2原油中氯化物的來源和分布原油中的氯化物有無機和有機氯在運輸過程和煉油廠使用的大量化學(xué)試劑中有機氯組分，比如破乳劑、脫鹽劑、殺菌劑、輸油管線及油罐清洗劑等國內(nèi)某油田大部分已處于三次開采階段，采取了地下壓裂、酸化、防沙、堵水、解堵、熱采的化學(xué)手段來提高產(chǎn)量，在所用的化學(xué)藥劑中帶氯的有：甲基氯硅烷堵水劑、鹽酸-氟化胺深部酸化劑、氯化亞銅緩蝕劑、季銨-氯化銨復(fù)合粘土穩(wěn)定劑等；其中親油性或者油溶性的藥劑將隨原油一起進入到下游的裝置中去。蒙特利爾協(xié)定書各簽約國同意1996年1月1日起全面禁止CFCL，各大產(chǎn)油國基本停止使用含氯的油田化學(xué)劑。但不排除違規(guī)使用。加強對原油采購的有機氯控制，殼牌管道公司對原油采購規(guī)定有機氯小于1ppm，204℃石腦油切割點小于5ppm。我國原油按SY7513-88出礦原油技術(shù)條件，對有機氯沒有限制。3.2原油中氯化物的來源和分布（續(xù)）091268在運輸過程和煉油廠使用的大量化學(xué)試劑中有機氯組分，比如破乳劑3.3氯化物腐蝕的防護注堿可以將氯化鎂轉(zhuǎn)化為氯化鈉熱穩(wěn)定鹽。但注堿也會給二次加工過程帶來一些不利影響。日本煉油廠的工藝防腐技術(shù)在電脫鹽罐前、常壓爐前和常壓塔頂少量注堿（4ppm），有很好的效果。目前國外一些停止注堿多年的煉油廠又重新對注堿產(chǎn)生興趣，為了避免注堿的不利方面，需要嚴(yán)格控制堿的注入量、濃度并改進加注方法。鎮(zhèn)海分公司在電脫鹽后的原油管線注入堿液NaOH=4%wt,1617mL/s,注入量為2.5g/噸油。結(jié)果表明,常壓塔塔頂換熱器腐蝕速率下降約80%,常壓塔塔頂回流罐污水中Cl-濃度至少下降80%,常壓塔塔頂回流罐污水pH值維持在6.0～7.5,中和劑消耗量也由注堿前的150～180kg/d降低至注堿后的100～120kg/d,且注堿操作不會影響常減壓裝置工藝運行的穩(wěn)定和二次加工裝置的原料質(zhì)量。0912693.3氯化物腐蝕的防護注堿可以將氯化鎂轉(zhuǎn)化為氯化鈉熱穩(wěn)定鹽塔頂一級冷凝示意圖塔頂二級冷凝露點控制設(shè)備布置示意圖注入口塔頂?shù)蜏夭课籋CL腐蝕091270塔頂一級冷凝示意圖塔頂二級冷凝露點控制設(shè)備布置示意圖注入口塔3.4氯化物腐蝕案例-T煉油廠常壓塔頂腐蝕穿孔2009年3月T分公司常減壓裝置在停工檢修前1天，常壓塔上段出現(xiàn)油氣泄