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试析石油催化装置的腐蚀特性及防腐蚀措施

发布时间:2019-03-05 10:27:00 点击:
  原油催化装置在使用过程中一旦出现腐蚀情况,在装置表面会形成麻点,并且壳层的入口也会出现坑蚀现象。这样的情况会使得装置随时出现腐蚀穿孔,对装置的稳定运行构成?#29616;?#30340;安全威胁。由于催化装置构部分老化与设备腐蚀机构上的腐蚀情况组成比较复杂,所以技术处理人员在进行腐蚀处理时会因为操作的复杂?#35759;齲?#24433;响除腐效果,催化装置上的除腐与防腐措施应得?#36739;?#20851;技术人员的重视。 
  1 配管腐蚀的原因 
  要搞?#38376;?#31649;的腐蚀控制,必须要要先搞清楚腐蚀特点及原因,才能有的放矢地进行腐蚀控制。金属材料的腐蚀,是指在周围介质的作用下,由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。石油配管在运转的过程中要经过各?#25351;?#26679;复杂的地形,配管所处的外部环境千变万化,输送的介质具有一定的腐蚀性,从而造成对配管设备的?#29616;?#33104;蚀。配管的腐蚀就腐蚀部位来?#29627;?#20998;为内腐蚀和外腐蚀。 
  1.1 配管的内腐蚀 
  石油在炼制的过程存在多种具有腐蚀性的介质,主要包括:硫化物、氯化物、高温硫(有氢和无氢)、连多硫酸、环烷酸和水等。这些腐蚀性介质的存在导致管内流体的pH值下降,在一定温度的作用下分解成分子和离子与管道内壁发生反应从而?#26500;?#36947;出现点蚀或腐蚀性应力裂纹,加快了金属的腐蚀速度。管道中的氧来源于介质中的杂质受热后分解和间歇工作带入的空气中的氧,当含氧量和浓度在适当的范围?#20445;?#20419;使了输油管道的腐蚀加剧。 
  管道内壁的腐蚀程度还与许多其他因素有关温度每升高10℃,腐蚀的速度就会增加1倍,温度越高,产生应力腐蚀裂?y的倾向越高,可能是由于随着温度的升高,钢表面氧化膜的致密程度降低所致。 
  1.2 环境方面的影响 
  金属配管的腐蚀与土壤的电阻?#35270;?#30528;密切的关系。金属配管的表面在土壤?#34892;?#25104;腐蚀电池,在电位差一定?#20445;?#38451;极区的腐蚀电流的大小与土壤的电阻?#35270;?#20851;,土壤的电阻率减小?#20445;?#33104;蚀电流就加大,所以腐蚀程度变大;土壤电阻?#35797;?#22823;?#20445;?#38451;极腐蚀电流减小,腐蚀率下降。氧化还原的电位还与嫌气性硫酸?#20301;?#21407;菌存在难易程度的指标有关,当氧化还原电位大于400mV?#20445;?#36824;原菌的活动性小?#29615;?#20043;,当电位小于400mV?#20445;?#36824;原菌的活动剧烈,从而加快了腐蚀。土壤本身的特性(土质、土粒的间隙率、含水量等)、土壤的分布状态及土壤内部所含的金属盐类(氯化物、硫化物等),均与电阻率及离子浓度有关。 
  1.3 应力腐蚀 
  管材焊口、焊缝多,螺孔多以及设计结构不合理也容易发生腐蚀。管道焊口、焊缝及螺钉处不可避免地会存在残余应力和应力集中,有腐蚀介质的环境中工作,非常容易发生应力腐蚀。上述可见,石油化工行业中配管的腐蚀?#38382;?#22810;样且复杂,?#38050;?#33104;蚀因素相互促进、综合作用,导致了配管的腐蚀速度加剧。 
  2 分馏系统的换热器腐蚀情况与应对措施 
  2.1 腐蚀机理及原因 
  想要对装置腐蚀部位进行处理时可以采用的措施是将含有高密度的硫重油与低含硫重油进行混合上的处理,此时原料上的总含硫量就会得到降低,与?#36865;?#26102;相关技术处理人员还应在在线冲洗系统进行设置,定期对系统?#34892;?#25104;的可溶性盐沉淀进行清洗处理,清洗的过程中可以减少沉淀污垢的产生的腐蚀性,催化分馏塔顶的抗腐蚀性可以得到增加,技术施工人员可以在分馏塔顶添加适量的缓蚀?#31890;?#27492;时分馏塔顶钢材表面就会形成一层比较厚的保护膜,保护膜的出现可以隔绝腐蚀介质与刚才的直接接触降低了腐蚀的机率。 
  2.2 防护措施 
  催化装置停?#26500;?#20316;?#20445;?#35013;置中的化学物会继续生成催化上的反应。此时装置中的氢化物以及氯化等活性离子会对装置上的腐蚀作用进行加大处理,与?#36865;?#26102;氢化物可以对铁元素在装置上形成的保护膜进行溶解,溶解过程中发生氢脆化上的化学反应。化学反应过程中会生成硫化氢与氨等反应物,这些混合物的产生会对金属产生缓蚀作用,加重装置上的腐蚀危害。 
  3 吸收稳定系统冷换设备的腐蚀情况 
  3.1 腐蚀机理 
  催化原料经反应器高温裂解产生的H2S等介质经分馏系?#22330;?#27668;压机压缩冷凝,在吸收稳定系统形成H2S-HCN-H2O的腐蚀环?#22330;?#25454;冷凝水分析监测数据显示,吸收稳定系统冷凝水含硫化氢最高可达3000mg/L以上,H2S与钢铁发生电化学腐蚀,HCN起促进作用,停工时Fb(Fe(CN)6)继续氧化生成Fh(Fe(CN)6)3,因此当有氰化物以及氯化物等活性离子存在?#22791;?#31995;统腐蚀显著加剧。 
  3.2 防护措施 
  为让催化装置可以得到防腐蚀性上的保护措施,工程上的技术处理人员可以对催化装置采用气压机进行注水上的处理,装置得到注水处理以后就可以软化沉淀物,并脱除大部分的硫化氢等混合物。水流介质的流速应该控制在10m/s以下,主要的作用是可以延长保护膜的寿命,防止对保护膜产生冲击上的压力致使保护膜失去保护作用。技术研究人员通过对腐蚀性物质进行性能上的研究,得出化学镀镍磷表面处理技术,也可以完成实验室的评定工作。这是处理人员应该积极对这种技术进行实施,让装置中的换热器得到保护。 
  4 水冷器水侧的腐蚀 
  工厂中使用的循环水在技术处理过程中可以溶解装置中的各种沉淀盐类物质,其中包括碳酸盐与氢化物等。这些盐类物质通过传热表面?#20445;?#20250;因为受到热量传导,致使表面受热分解成具?#24418;?#28342;性质的盐,此时这些盐类的溶解度也会随着温度的升高而出现降低的情况,很容易就会沉积在水冷器管束表面,并形成一层较粗糙的沉淀物质层,在管道?#34892;?#25104;?#27695;?#35753;管道上的运行处理作用丧失,与?#36865;保?#22914;果管道是钢铁材?#35797;?#31649;道中通过的冷却水在含氧量上也比较高的话,就很有可能形成微电池,造成对钢铁材质的管道上的腐蚀。 
  结束语 
  石油装置腐蚀问题上的处理会对石油生产的产量造成直接的影响,所以为了保障石油开采过程中的产?#22353;?#29983;产人员的人身安全,应对催化装置上的腐蚀情况进行实时的监控与清理。并在管理的过程中将装置上的维护技术进行科学上的更新与维护,让石油催化装置可以得到更加稳定的运行,保障石油上的产?#22353;?#36136;量。 
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