关于加强炼油装置腐蚀检查工作管理规定(试行) (征求意见稿)
第一章总则
1.1随着加工高硫（含硫）原油的不断增加，炼油装置的腐蚀问题日益突出，装置腐蚀破坏事故时有发生，已严重影响了装置的正常生产，造成了较大的经济损失。为加强炼油装置的腐蚀检查工作，确保生产装置安、稳、长、满、优运行，特制定本规定。
1.2本规定所指腐蚀检查内容包括对炼油主要装置以及各类设备和管道的腐蚀检查和调查。
1.3 腐蚀检查的原则是普查与重点检查相结合。
1.4 各企业要健全管理机构和责任制,必须有一名领导分管设备防腐蚀工作。必须有设备防腐蚀业务归口管理部门,并明确分管领导,设专职技术人员负责管理工作,与炼油生产车间、机动、技术、设计、工程、供应等部门形成设备防腐蚀管理网络。各生产车间是装置腐蚀检查的主要完成单位之一；各企业设备检测部门是本企业设备防腐蚀技术管理的主要负责部门之一。
1.5腐蚀检查是加强设备管理的重要环节,是搞好防腐蚀工作的重要手段,是开展防腐蚀科研的重要依据。它关联到生产、设计、设备、工艺、检修、质检、环保和供应等，各部门应积极配合协作，各司其责地做好装置腐蚀检查工作。
第二章职责分工
2.1各企业要从公司(总厂)设备主管部门开始，逐级明确装置腐蚀检查管理责任人及相应的职责，成立腐蚀管理小组，并制定相应的考核办法。
2.2腐蚀调查方案由公司(总厂)设备总工程师负责审核批准；腐蚀调查实施细则由公司(总厂)机动管理部门审核批准；腐蚀检查方案及实施细则由车间和防腐专职人员编写，并由防腐专职人员撰写腐蚀检查报告。
2.3各企业应成立由机动部门、技术部门、车间、防腐专职人员和压力容器检验人员等组成的联合检查小组，并明确各自的职责。
第三章检查方案的制定
3.1检查方案的制定应根据装置物流、操作条件和设备（管道）的结构及材质，历年运行记录及本周期的运转情况、结合防腐经验进行。
3.2检查方案应包括在线腐蚀监测和检修期间的腐蚀调查。
3.3对新建投产的生产装置，应根据监测工艺状况及材质情况，结合防腐经验，分析可能发生的腐蚀类型和易受腐蚀部位，有针对性的制订腐蚀检查方案，并应在装置第一次大检修前制定出全面检查方案。
3.4检查方案编制要求
3.4.1资料收集
包括设计数据(设计图纸、计算方法，了解设备（管线）的设计寿命、允许的最小壁厚等)、安装数据、历年检修或抢修记录、开停工记录、腐蚀介质含量（考察物流、助剂的性质，特别是物流中硫、氯离子、氧等腐蚀性介质含量）、工艺条件（操作压力、温度等）变化情况、在线腐蚀监测数据（定点测厚数据、物流腐蚀性分析数据，腐蚀探针数据等）、国内外同类装置腐蚀事故资料及防腐蚀经验。
3.4.2依据最新的法规文件要求,及时修订以往制定的检查内容及判废标准。
3.4.3检查方案的内容应包括腐蚀检查方法及现象描述。
第四章装置腐蚀检查实施细则
4.1各类设备腐蚀检查规范
4.1.1冷换设备
检查部位主要有管板、管箱、换热管、折流板、壳体、防冲板、小浮头螺栓、接管及联接法兰等。
检查重点：
a)易发生冲蚀、汽蚀的管程热流入口的管端、易发生缝隙腐蚀的壳程管板和易发生冲蚀的壳程入口。
b)容易产生坑蚀和缝隙腐蚀、应力腐蚀的靠入口侧管板的那部分管段。
c)介质流向改变部位，如换热设备的入口处、防冲挡板、折流板处的壳体及套管换热器的U型弯头等。
d)对壳体，如接管开口处，应检查应力集中及所产生的裂纹。
e换热管测厚
f)腐蚀产物应分析。
4.1.2空冷器
a)外观检查空冷管束翅片结垢和变形脱落情况，构架、风筒的腐蚀情况，叶片的裂纹。
b)管束的管外测厚（可拆去部分翅片），管内采用内窥镜检查、内管涡流探伤或管内充水探头超声波探伤。
c)重点检查集合管正对入口管附近的管端冲刷腐蚀和集合管尾端的几排管的垢下腐蚀。
4.1.3加热炉
a)检查部位主要有炉管、弯头、对流室钢结构、吹灰蒸汽管线、炉体、烟囱钢结构和附属管线的腐蚀状况、保温状况及内防腐蚀涂料状况等。
b)炉管内结焦的检查可通过敲击炉管或借助内窥镜检查出口阀进行检
查。
c)临氢炉管、易结焦介质炉管、表面氧化剥皮严重的炉管及连续运行6年以上的炉管，必要时应做金相检查，焊缝应进行射线检查或特殊检测。
d)加热炉的炉管应做全面测厚检查。每根炉管至少应有3个测厚点。
e) 按蠕变设计的炉管，应测量外径或周长。测量位置在火焰高度2/3的迎火面处。
f)对对流室尾部易发生露点腐蚀的部位进行外观检查。
g) 加热炉筒体的每一圈板都应进行测厚，检查高温烟气及露点腐蚀情况。对炉膛衬里破损处应扩大检查。
4.1.4塔器（容器）
检查部位包括封头、筒体内外表面、防腐层、绝热层及金属衬里，接管法兰，内件。
重点检查以下部位：
a)积有水分、湿汽、腐蚀性气体或汽液相交界处。
b)“死角”及冲刷部位。
c)焊缝及热影响区。
d)可能产生应力腐蚀以及氢损伤的部位。
e)封头过渡部位及应力集中部位。
f)可能发生腐蚀及变形的内件（塔盘、梁、分配板及集油箱等）。
g)接管部位。
h)对金属衬里应检查有无腐蚀、裂纹，局部鼓包或凹陷。
4.1.5反应器
a) 检查部位：壳体、内衬里、堆焊层、塔盘和受压元件、接管。
b) 对衬里应重点检查内衬里（冷壁）有无脱落、孔洞、损坏、穿透性裂纹、表面裂纹、麻点、疏松。
c) 对堆焊层（热壁）应检查有无裂纹、剥离、支持圈裂纹。
d) 对内衬板应进行测厚及着色检查。
e) 对主焊缝和接管焊缝应进行裂纹探伤检查。
f) 对法兰梯形密封槽底部拐角处应进行裂纹检查。
4.1.6工业管道
4.1.6.1 一般管道应做外部检查项目。
4.1.6.2 停汽大修时应做抽查，每6年做全面的测厚普查。
4.1.6.3 压力管道必需按规定做理化检验。
a)焊缝RT/UT/PT/MT/HB
b)材质鉴定
4.1.6.4 测厚见“定点测厚管理规定”
4.1.6.5 环烷酸腐蚀检查
当操作温度大于230℃时，应对流速大的部位进行测厚。
4.1.6.6 对工作温度小于100℃保温管线，检查保温材料和腐蚀情况。
4.1.6.7 对埋地管线应进行土壤腐蚀性调查和管道内外表面的腐蚀状况调查。
4.1.6.8 对循环水管应检查管内垢下腐蚀情况。
4.1.6.9 对中压和高压蒸汽管线进行蠕变检查，主要测量外径或管线变形检查。
4.1.6.10 对有应力腐蚀倾向的管线应检查焊缝裂纹。
4.1.6.11 重点检查部位：
a)受介质的湍流、气蚀、冲蚀、磨损作用严重的部位，如弯头、肘管、T型管、孔板、和节流阀的下游管段、各种烟道气、油浆催化剂管线等应进行重点测厚。
b)介质容易对管线产生电化学腐蚀的部位，如酸性气冷凝的部位、气液交界部位、焊缝热影响区。
c)对机泵进出口的管线，检查其疲劳裂纹与冲蚀。
d)对高温异种钢管线接头部位应检查裂纹
4.1.7阀门的检查要求
a) 一般应做外观检查，主要检查阀体和阀杆及密封情况。
b) 对易蚀腐蚀的关键部位，如阀门，尤其是高温部位的碳钢阀门和与管线异种材质的阀门，应进行抽查。从管路拆开，进行内部检查，包括：检查法兰密封面和阀板测厚检查。
c) 在湿硫化氢条件下工作的阀门和18-8不锈钢阀门检查其内部裂纹。
d) 用于节流的闸阀，及介质腐蚀性很强的阀门，应对阀体进行测厚检查。
e) 对压差较大的闸阀，应检查内件的磨损情况。
f) 用于高温、开闭频繁的阀门，应对阀体内外表面进行着色检查裂纹。
4.1.8机泵的检查要求
a) 对机泵的腐蚀调查，检修单位应在检修后对腐蚀部位和所更换的零部件作好记录，整理存入档案。
b) 对泵体及进出口接管进行测厚检查。
c) 对泵进出口接管法兰（近焊缝处），检查其内外径、检查减薄情况。
d) 对叶轮、转子、主轴和曲轴应做PT/MT。
4.2各类设备的检测项目及检测方法,见下表2
表2 各类设备的检测项目及检测方法
4.3重要装置重点部位的检查
4.3.1 蒸馏装置
a)三顶冷凝部位的设备（冷凝器、空冷器、回流罐）进行湿硫化氢和HCL 腐蚀检查。
b)常压塔、减压塔的高温部位的内件、筒体、连接管线。
c)高温塔底泵、阀门、连接管线。
d)油浆换热器。
e)常压塔和减压塔转油线。
4.3.2 焦化装置
4.3.2.1 管线
a)高温渣油线
b)分馏塔底-进料泵-加热炉-焦碳塔热重油线
c)热蜡油线
d)分馏塔顶挥发线
e)焦碳塔顶油气线
4.3.2.2分馏塔中下部内件和塔体进行腐蚀检查。
4.3.2.3焦碳塔顶部腐蚀减薄，塔体鼓胀变形、焊缝裂纹，裙座与塔体焊缝裂纹。
4.3.2.4加热炉：炉管外表氧化和鼓泡，测厚和测量外径。
4.3.2.5高温重油泵的叶轮，出口管和出口管线、阀门等。
4.3.3 催化裂化装置
4.3.3.1反应再生系统
a)主要检查反应、再生器的旋风分离器及内部件。包括翼阀、料腿的冲刷，焊缝裂纹。
b)检查烟道管的焊缝裂纹、膨胀节裂纹、滑阀内件冲刷腐蚀。
c)外取热器、三旋内件的冲刷腐蚀。
d)再生器-三旋的烟气系统的壁板焊缝应力腐蚀裂纹。
e)三旋至烟机18-8管线的蠕变裂纹，低点冷凝酸性水腐蚀。
f)反应器至分馏塔大油气管的蠕变裂纹、石墨化。
g)余热锅炉省煤段的露点腐蚀及过热段的冲刷腐蚀。
4.3.3.2 分馏系统
分馏系统应重点检查高温油浆系统设备管线，分馏塔进料段管线和分馏塔中下部。
4.3.4 加氢裂化装置和加氢精制装置
4.3.4.1 炉
a)进料加热炉辐射炉管蠕变测量
b)分馏炉炉管及进出管测厚
c)18-8炉管焊缝裂纹检查（连多硫酸腐蚀）
4.3.4.2 反应器
a)堆焊层裂纹和剥离，支持圈裂纹
b)主焊缝和接管焊缝检查
c)法兰梯形密封槽底部拐角处裂纹
4.3.4.3 高压换热器
a)外壳与反应器相同
b)管束检查管板焊口裂纹
c)管壁内外检查：测厚，管内涡流探伤或管内充水超声波探伤，内窥镜检查
4.3.4.4 高低压分离器
a)热壁高分要求与反应器相同
b)冷壁高低压分离器检查内壁湿硫化氢环境下的裂纹
c)底排水管和管线、阀门的冲蚀腐蚀
4.3.4.5 高压空冷器
a)翅片管内壁外观检查。
b)翅片管内壁涡流探伤或管内充水超声波探伤、内窥镜检查。
c)高压空冷器注水管附近，前后连接管弯头的冲蚀腐蚀。
4.3.4.6 管线
a)18-8管焊缝裂纹检查（连多硫酸腐蚀）
b)铬-钼钢材质鉴定、测厚。
4.4 湿硫化氢环境下HIC、SOHIC检查细则
4.4.1 应用范围
4.4.1.1曾经开裂和鼓泡的部位。
4.4.1.2需焊后热处理而无热处理的容器。
4.4.1.3有可能导致水相冷凝、喷溅或集聚的塔和容器。
4.4.1.4工艺环境比较苛刻、操作温度在常温至150℃，且
a) H2S浓度>2000ppmw和PH值>7.8；
b) H2S浓度>50ppmw和PH值<5.0；
c) 存在氢氰酸HCN的部位。
4.4.2 主要装置重点检查部位
湿硫化氢分压大于0.0035kg/cm2的水溶液，一般发生在以下场合：
a)蒸馏三顶冷凝器、回流罐。
b)焦化分馏塔顶冷却器、回流罐。
c)重整汽提塔顶回流罐，预加氢产物分离器。
d)汽油、煤油、柴油加氢精制，汽提塔顶回流罐。
e)加氢裂化：高分、低分、脱丁烷塔顶冷却器、回流罐，脱乙烷塔顶冷却器、回流罐。
f)渣油加氢：冷高分、冷低分，分馏塔顶冷却器、回流罐。
g)催化：分馏塔顶冷却器、回流罐；吸收稳定没有内衬的设备。
h)脱硫：脱硫塔、再生塔及塔顶冷凝冷却器设备及容器。
i)裂化：分馏塔顶回流罐。
j)液态烃球罐。
k)脱硫前液态烃分液罐。
4.4.3 检查项目：
a) 管板测厚/UT检查均匀减薄和钢板内裂纹或分层。
b)焊缝及热影响区硬度检查，HB小于200。
c)焊缝WFMT（湿萤光粉）/MT/PT/RT检查。
第五章装置腐蚀检查报告撰写要求
5.1 装置检修投产后的一个月内，腐蚀调查小组应向机动管理部门提交腐蚀调查报告。
5.2 腐蚀调查报告要真实完整地记录现场情况，包括文字、表格、照片、单项检验报告、测厚报告等。
5.3 腐蚀调查报告应有腐蚀速率计算，必要时进行寿命计算。
5.4 腐蚀调查报告应有综合分析和结论，对腐蚀现象、腐蚀原因、寿命预测等作出综合分析，并对设备更新、下周期检修项目、工艺及材料防腐蚀措施等提出建议。
5.5 腐蚀调查报告由机动管理部门组织讨论后，上报公司有关部门。参与讨论人员应包括工艺、设备、安全、计划、生产、压力容器检验员、防腐蚀专业人员和施工人员等有关人员。
5.6 腐蚀调查报告分别存于车间、机动管理部门和档案部门个一份。
第六章附则
6.1本规定自2001年月日起执行,其解释权属中国石油化工股份有限公司炼油生产管理部
6.2附录1:设备腐蚀调查报表
6.3附录2: 装置腐蚀检查记录汇总表
附录1
表3 设备腐蚀调查记录表
附录2
表4 腐蚀调查记录汇总表
炼油装置腐蚀概况及腐蚀监测技术的应用摘要：文章主要针对一些易发生腐蚀的炼油装置及现如今的腐蚀概况做了 一些统计介绍，并且对腐蚀机理做了初步的分析论证；然后综合列举了现有的一些有效地，在各大炼厂广泛运用的一系列腐蚀检测技术；最后针对一些主要的腐蚀建议采取相对应的防腐措施。 关键词：炼油装置腐蚀概况监测技术防护措施 前言 在石油的开采和冶炼的工程中我们需要用到很多的机械加工辅助设备，由于这些设备所处工作环境的恶劣以及保养不周等因，在设备使用过程中会经常发生腐蚀现象，这种现象不仅破坏了石油化工设备，而且由于设备的损害，导致石油的生产率下降，并且污染了周围的环境，下面我们针对这些常见的石油化工设备的腐蚀问题进行简单的分析，为我们以后的生产中作为参考，来预防这一问题的发生。 一、国内炼油厂设备腐蚀概况 国内炼油厂原油主要由国内各油闲生产的原油和进口原油两部分组成，炼油厂设备发生腐蚀的类型和程度在很大程度上取决于加工原油的性质。从总体上说，虽然国内大部分油田原油含重金属且、含硫量和酸值都不算太高，对设备的腐蚀和后续加工过程重催化剂中毒问题不会有太大的影响，但是随着原油产出量的不断增加以及一些老油田趋于中后期阶段，原油的质量日趋受劣。产出的原油密度、含硫量、重金属含量和酸值都有不断上升的趋势，给炼制加工这些原油的炼油厂带来越来越严重的腐蚀问题。进口原油中某些品种含硫且很高，特别是中东原油，住校对加工这些原油的沿江、沿海各炼油厂的加工设备造成严重的腐蚀。 从日前国内各炼厂产出原油和进口原油质量情况和各炼油厂原油来源分析看，西北各炼油厂和华北、山东、辽宁地区的炼油厂在原油加工过程中都遭受到了高酸值原油引起的严重冲刷腐蚀威胁，而山东、辽宁及沿江、沿海各炼油厂又都会碰到加工高硫原油引起的严重硫腐蚀问题。特别对于一些老厂多年运行的老设备，问题会暴露得更加突出。目前各炼油厂为提高效益和参与国际竞争，设备的长周期运行显得更为重要。随着设备运行周期的延长，没备的腐蚀问题暴露的就会愈加明早‘ 根据国内不同地区的炼油广原油来源的不同，选取有代表性的炼油厂划分成几个不同区域来分析设备的腐蚀状况。 (1)西北地区炼油厂的腐蚀概况 西北地区如今炼、兰化、乌炼、独炼、克拉玛依炼油厂、格尔木炼油厂，原油主要来自新疆油田和青海油田。北疆油田日趋变劣．酸值在不断上升．1994年产出的原油酸值(KOH)就高达4.5lmg/g各炼油厂进厂原油酸值逐年在急剧升高，从而对设备造成r严重的腐蚀威胁。这些炼厂都发生过由环烷酸引起的严重腐蚀问题，主要暴露在常减比装置和转油线上。 目前这些厂—在腐蚀突出的部位部已经更换上f不同牌号的不锈钢，甚至更换上了3161L、317L等优质不锈钢。在材料“升级”后，炼油／基本可以达到二年一枪修的基本要求。但是腐蚀问题并没有彻底解决，特别在常减压装置和转油线的某些部伦，如弯头、焊接接头、阀、泵等配接部位以及一些内构件，腐蚀问题仍然时有发生。 (2)北方各炼油厂的腐蚀概况 北方各炼油厂(黑龙江地区除外)的原油来源主要是辽河油田、华北油田和渤海油源。这些
石化设备腐蚀与防腐 国家压力容器与管道安全工程技术研究中心 （合肥通用机械研究院） 顾望平 教授级高级工程师 2010-11-26 mmgwp@https://www.doczj.com/doc/5d19013916.html, 2 我国炼油厂行业的现状 原料劣质化趋势严重 部分装置原设计不能满足原料劣质化要求 部分重点装置材质升级不彻底 装置长周期安全运转的要求 设计与建设遗留问题多 管理粗放 缺乏技术支持 人员变动大 2010-11-26 mmgwp@https://www.doczj.com/doc/5d19013916.html, 3 2737 3470 3680 45325604 6537 6913 5000 100001500020000250002004200520062007200820092010 总量 高硫 中国石化2010年加工原油硫含量平均1.22%，酸0.65mgKOH/g，API 达到30.02。标志着全面进入劣质原油加工时代。 面临着原油进一步劣质化的趋势 2010-11-26 mmgwp@https://www.doczj.com/doc/5d19013916.html, 4 0.50 1.63 0.51 0.25 0.00 0.50 1.001.50 2.00 金陵1# 茂名3# 设防值 超出值 平均硫含量长期超出设防值的有2家企业2套装置，占总套数的3.92％；月平均酸值长期超出设防的有5家企业5套装置，占总套数 的9.8％。 ％ 1.00 1.00 1.00 0.50 1.50 0.11 0.16 0.26 0.88 0.84 0.00 0.501.00 1.50 2.002.50 3.00武汉新2# 安庆1#九江1#金陵1#齐鲁1# 设防值 超出值 硫含量 酸 值 mgKOH/g 2010-11-26 mmgwp@https://www.doczj.com/doc/5d19013916.html, 5 随着原油性质不断劣质化，因腐蚀引起的装置非计划停工 一度成为非计划停工的主要原因。 2005年～2009上半年因腐蚀引起的非计划停工 因腐蚀非计划停工 33 32 25 26 14 9 7 5 9 30 51015202530352005年 2006年2007年 2008年2009上半年 非计划停工次数 腐蚀引起的次数 2010-11-26 mmgwp@https://www.doczj.com/doc/5d19013916.html, 6 原油劣质化后加剧了腐蚀 为了提高油田的产量与降低原油采购成本，原油的腐蚀性增加了，其中的腐蚀元素越来越复杂；原油中的腐蚀介质：氯化盐、氟化物、硫化物、有机酸、氧、氮化物，有机氯化物，重金属等；运输和生产中加入的助剂：减阻剂、原油脱硫剂、脱钙剂、破乳化剂、中和剂、缓蚀剂、氯化物、酸、碱、氢氟酸、糠醛、胺等；炼制过程生成的：硫化氢、二氧化碳、氰化物、氢、盐酸、氨、氯化氨、有机酸、连多硫酸、二硫化物、酚等；
Standard Recommended Practice Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel Refinery Equipment and Piping This NACE International (NACE) standard represents a consensus of those individual members who have reviewed this document, its scope, and provisions. Its acceptance does not in any respect preclude anyone, whether he has adopted the standard or not, from manufacturing, marketing, purchasing, or using products, processes, or procedures not in conformance with this standard. Nothing contained in this NACE standard is to be construed as granting any right, by implication or otherwise, to manufacture, sell, or use in connection with any method, apparatus, or product covered by Letters Patent, or as indemnifying or protecting anyone against liability for infringement of Letters Patent. This standard represents minimum requirements and should in no way be interpreted as a restriction on the use of better procedures or materials. Neither is this standard intended to apply in all cases relating to the subject. Unpredictable circumstances may negate the usefulness of this standard in specific instances. NACE assumes no responsibility for the interpretation or use of this standard by other parties and accepts responsibility for only those official NACE interpretations issued by NACE in accordance with its governing procedures and policies which preclude the issuance of interpretations by individual volunteers. Users of this NACE standard are responsible for reviewing appropriate health, safety, environmental, and regulatory documents and for determining their applicability in relation to this standard prior to its use. This NACE standard may not necessarily address all potential health and safety problems or environmental hazards associated with the use of materials, equipment, and/or operations detailed or referred to within this standard. Users of this NACE standard are also responsible for establishing appropriate health, safety, and environmental protection practices, in consultation with appropriate regulatory authorities if necessary, to achieve compliance with any existing applicable regulatory requirements prior to the use of this standard. CAUTIONARY NOTICE: NACE standards are subject to periodic review, and may be revised or withdrawn at any time without prior notice. NACE requires that action be taken to reaffirm, revise, or withdraw this standard no later than five years from the date of initial publication. The user is cautioned to obtain the latest edition. Purchasers of NACE standards may receive current information on all standards and other NACE publications by contacting the NACE Membership Services Department, 1440 South Creek Dr., Houston, Texas 77084-4906 (telephone +1 281/228-6200). Approved 2003-11-14 NACE International 1440 South Creek Dr. Houston, Texas 77084-4906 +1 (281)228-6200 ISBN 1-57590-179-X ? 2003, NACE International NACE Standard RP0403-2003 Item No. 21102
石化设备腐蚀及安全防护 中石化安全工程硕士班郑** 石油化工企业生产中，介质易燃易爆、低温、高温及高压，石化设备因腐蚀泄漏等原因诱发火灾爆炸事故较多，生产过程具有较大火灾危险性；因此，石化过程设备的防腐、防火防爆等安全工作是十分重要的。 1 石化设备的腐蚀环境及常见的腐蚀形式 石油加工中的腐蚀环境是比较复杂的，主要取决于所加工的原油性质、加工过程产物、温度、压力、加工工艺以及设备部位等因素。通常可以从环境温度和腐蚀介质角度出发将腐蚀环境分为低温型和高温型两大类。所谓低温型腐蚀环境，在炼油厂通常是指温度低于230℃且有液体水存在的部位，而高温型则是指腐蚀环境温度在240—500℃的部位。不同的腐蚀环境存在于不同设备中，表现出不同的腐蚀形态，具有不同的腐蚀机理。总的来说，低温型环境下的腐蚀届电化学府浊，而高温型环境下的腐蚀届化学腐蚀。 2 石化设备低温腐蚀 2.1 低温HCl—H2S—H20型腐蚀 此腐蚀环境主要存在于常减压装置的韧馏塔和常减压塔的顶部(顶部五层塔盘以上部位) 及其塔顶冷凝冷却器系统。 腐蚀部位：主要指常压塔上部五层塔盘、塔体及部分挥发线、冷凝冷却器、油水分离器、放水管和减压塔部分挥发线、冷凝冷却器等部位。在无任何工艺防腐措施情况下，腐蚀十分严重。 腐蚀机理：HCl—H2S一H2O部位的腐蚀主要是原油含盐引起的。原油加工时，原油中所有的成酸无机盐女口MgCl2、CaCl2等，在一定的温度及有水的条件下可发生强烈的水解反应，生成腐蚀性介质HCI。在蒸馏过程中HCl和硫化物加热分解生成的H2S随同原油中的轻组分一同挥发进入分馏塔顶部及冷凝冷却。当HCl和H2S都以气体状态存在时是没有腐蚀性的，或者说腐蚀是很轻的。但是，当在冷凝区出现液体水时，HCL即溶于水中成盐酸。此时由于初凝区水量极少，形成一个腐蚀性十分强烈的“稀盐酸腐蚀环境”。若有H2S存在，可加速该部位的腐蚀。 2.2 低温HCN—H2S—H20型腐蚀
h 炼油设备腐蚀与防护专题 前面我们要紧讲述了“金属腐蚀”的差不多理论以及腐蚀防护的原则和方法。本部分要紧结合我们的专业特点，利用前面所讲的差不多理论，来分析探讨有关炼油厂中的腐蚀情形以及采纳的相关防腐措施。 炼油系统中的要紧腐蚀介质 炼油系统中的腐蚀介质要紧来自于原油中的无机盐、硫化物、环烷酸、氮化物、微量金属元素以及石油开采和炼制过程中的各种添加剂等，在原油加工过程中，这些物质会变成或分解成为活性腐蚀介质腐蚀设备。 1． 无机盐类 原油中的无机盐类要紧有NaCl 、MgCl 2、CaCl 2等，盐类的含量一样为(5～130)×10-6，其中NaCl 约占75%、MgCl 2约占15%、CaCl 2约占10%左右，随原油产地的不同，Na 、Mg 、Ca 盐的含量会有专门大的差异。原油加工过程中，这些无机盐会水解成HCl 腐蚀设备，发生水解的反应式如下： HCl OH Mg O H MgCl 2)(2222+→+ HCl OH Ca O H CaCl 2)(2222+→+ 钠盐通常在蒸馏的情形下可不能水解，但当原油中有环烷酸和某些金属元素存在时，在300℃往常就有可能水解成HCl 。 2． 硫化物 原油中存在的硫化物要紧有硫化氢、硫醇、硫醚、二硫化物以及环状硫化物等。胜利油以及中东油的含硫量都专门高，原油加工的过程中，硫化物会受热分解成硫化氢而产生腐蚀，硫化氢的生成量要紧是由总硫含量、硫的种类及温度等众多因素决定的，但硫化氢的生成量与总的硫含量不成正比。 3． 环烷酸 环烷酸是一种存在于石油中的含饱和环状结构的有机酸，其通式为RCH 2COOH ，石油中的酸性化合物包括环烷酸、脂肪酸、以及酚类，而以环烷酸的含量最多，故一样称石油中的酸为环烷酸，因此石油中的酸是一种专门复杂的混合物，其分子量的差别专门大，在180～700之间，又以300～400之间的居多，其沸点范畴大约在177～343℃之间。 4． 氮化物 原油中的氮化物要紧有吡啶、吡咯及其衍生物。这些氮化物在常减压装置中专门少分解，但在深度加工如焦化和催化裂化等装置中由于催化剂和温度的作用，则会分解为可挥发性的氨及氰化物，对设备产生腐蚀。 5． 其他腐蚀介质 ⑴ 氢 在高温临氢设备以及与含水H 2S 溶液接触的设备中，会有加入氢和析出氢的过程。氢的存在能引起设备的氢损害、氢脆、氢鼓泡、表面脱碳及氢腐蚀等。 ⑵ 有机溶剂 炼油厂的气体脱硫和润滑油精制等过程中，均要用到某些有机溶剂，如糠醛、乙酰胺等。一样说来，这些有机溶剂对炼油厂的设备无腐蚀作用，但在生产过程中，有些有机溶剂能发生降解、聚合或氧化，产生某些腐蚀介质。 常减压装置的腐蚀与防护
论化工设备的腐蚀与防护 示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
论化工设备的腐蚀与防护示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 化工设备是人类生活当中必不可少的工业设备，其对 于人类生活水平的提高有着重要的推进作用。在日常使用 过程中，因为外部环境影响、内部化学药品侵蚀、使用方 法上选择以及使用年限过长等因素的促在，很容易造成化 工设备的腐蚀。这种化工设备腐蚀的情况出现，不仅会降 低化工设备的使用效果，还会带来极大的安全隐患，做好 对化工设备的防护工作，降低化工设备的腐蚀情况对于我 国化工事业的发展有着重要的作用。笔者结合实践工作经 验，在本文当中对化工设备的腐蚀因素进行分析，并探讨 了提高化工设备防护水平的策略。 在化工设备的实际工作当中，化工设备在工作时自身 所产生的化学腐蚀、外部环境的侵蚀、使用方法及维护方
法选择不当等因素都会为化工设备的腐蚀创造条件或实现对腐蚀的催化，一旦化工设备腐蚀到一定程度，那么化工设备的工作性能就必然会降低，腐蚀情况严重的还会导致化工设备的报废，想要保证化工设备的工作状态，实现化工产业的发展，做好化工设备的腐蚀防护工作势在必行。 1.化工设备腐蚀的因素分析 在化工产业当中，化工设备的腐蚀情况较为常见，其属于化工设备的合理损耗，根据对化工设备实际使用情况来看，导致化工设备腐蚀因素可以分为内部因素和外部因素两个层面。从内部原因来看，化工设备以金属材质为主，而金属自身的化学属性较为活跃，其在企业使用过程中，工作环境必须与化工生产介质发生接触，如酸、碱、高温、高压、不均匀应力等都极易发生金属腐蚀情况。从外部原因来看，化工设备的使用环境、使用方法及日常维护都会在不同程度上为化工设备的腐蚀创造条件。尽管化
浅析高硫原油对炼油设备的腐蚀与防护----转载 (2008-07-27 14:26:37) 转载 标签： 跟着火炬看中国 h2 硫化物 应力腐蚀 高硫原油 中东 杂谈 1 概述 广州石油化工总厂经过二期扩建和改造，原油处理能力已达770万t／a，原油来源多数为进口原油，1997年原油进口量达总处理量的97%，预测亚太地区石油产量日趋减少，中东地区，特别是沙特原油仍稳定供应，中东原油占世界贮量的65%。由于中东原油普遍含硫高且价格相对较低，所以广石化总厂选择炼中东高硫原油的比例越来越多，从而造成炼油装置中硫的腐蚀将越加严重。需要尽快对设备防腐蚀问题进行深入研究，正确选择有关装置的设备材料及防腐措施，确保加工含高硫原油装置的正常运转。 2 中东油的腐蚀特点 2.1含硫原油的腐蚀源 原油中的硫化物主要有硫醇(RSH)、硫醚(RSR')、硫化氢(H 2 S)、多硫化物 (R M S N )等。这些硫化物中参与腐蚀反应的主要是H 2 S、S、RSH和易分解成H 2 S 的硫化物，一般称其为腐蚀源或活性硫。不同的原油所含硫化物的组成不同，即 使总含量接近，在加工过程中生成的活性硫化物量也可能出现较大的差别。如图1所示。以含硫相近的阿拉伯原油(含硫1.7%)与伊朗原油(含硫1.4%)相比，在250～330℃馏分中的H 2 S含量，阿拉伯原油高达180mg／L，而伊朗原油只有20mg／L，就是说该馏分所在常减压分馏塔部位前其腐蚀基本没有，而炼阿拉伯 原油时要比炼伊朗原油时产生H 2 S含量严重得多．硫含量不同的原油，腐蚀部位也不一样。圣玛丽原油含硫量高达4.7%，但在300℃以下几乎全部分解成 H 2 S。也就是说，只有在常压塔腐蚀严重。而苏门答腊原油的含硫量仅有 0.6%， 但在300℃以上才分解出H 2 S。所以，在减压塔系统腐蚀比较严重。因此，应根据
设备防腐蚀办法引言 防腐蚀的方法总的来说可以分为两大类：一是正确地选择防腐蚀材料和其他防腐蚀措施；二是选择合理的工艺操作及设备结构。严格遵守化工生产的工艺规程，可以消除不应当发生的腐蚀现象，而即使采用良好的耐腐蚀材料，在操作工艺上不腐蚀规程，也会引起严重的腐蚀。目前，化工生产中常用的防腐蚀方法有以下几种。 1 正确选材和设计 了解不同材料的耐蚀性能，正确地、合理地选择防腐蚀材料是最行之有效的方法。众所周知，材料的品种很多，不同材料在不同环境中的腐蚀速度也不同，选材人员应当针对某一特定环境选择腐蚀率低、价格较便宜、物理力学性能等满足设计要求的材料，以便设备获得经济、合理的使用寿命。 2 调整环境 如果能消除环境中引起腐蚀的各种因素，腐蚀就会终止或减缓，但是多数环境是无法控制的，如大气和土壤中的水分，海水中的氧等都不可能除去，且化工生产流程也不可能随意更改。但是有些局部环境是可以被调整的，如锅炉进水先去除氧（加入脱氧剂亚硫酸钠和肼等），可保护锅炉免遭腐蚀；又如空气进入密闭的仓库前先出去水分，也可避免贮存的金属部件生锈；为了防止冷却水对换热器和其他设备造成结垢和穿孔，可在水中加入碱或酸以调节PH值至最佳范围（接近中性）；炼油工艺中常加碱或 氨使生产流体保持中性或碱性。温度过高时，可在器壁冷却降温，或在设备内壁砌衬耐火砖隔热，等。这些都是改变环境且不影响产品和工艺的前提下采用的方法，在允许的前提下，建议工艺中选用缓和的介质代替强腐蚀介质。 3
加入缓蚀剂 通常，在腐蚀环境中加入少量缓蚀剂就可以大大减缓金属的腐蚀，我们一般将它分为无机、有机和气相缓蚀剂三类，其缓蚀机理也各不相同。 1无机缓蚀剂 有些缓蚀剂会使阳极过程变慢，称之为阳极型缓蚀剂，它包括促进阳极钝化的氧化剂（铬酸盐、亚硝酸盐、铁离子等）或阳极成膜剂（碱、磷酸盐、硅酸盐、苯甲酸盐等），它们主要在阳极区域反应，促进阳极极化。一般阳极缓蚀剂会在阳极表面生成保护膜，这种情况下的缓蚀效果较好，但也存在一定风险，因为如果剂量不充足，会造成保护膜不完整，膜缺陷处暴露的裸金属面积小，阳极电流密度大，更容易发生穿孔。另一类缓蚀剂是在阴极反应，如钙离子、锌离子、镁离子、铜离子、锰离子等与阴极产生氢氧根离子，形成不溶性的氢氧化物，以厚膜形态覆盖在阴极表面，因而阻滞氧扩散到阴极，增大浓差极化。除此之外，也有同时阻滞阳极和阴极的混合型缓蚀剂，但加入量一般都需要先通过试验才可确定。 2有机缓蚀剂 有机缓蚀剂是吸附型的，吸附在金属表面，形成几个分子厚的不可视膜，可同时阻滞阳极和阴极反应，但对二者的影响力稍有不同。常用无机缓蚀剂有含氮、含硫、含氧及含磷的有机化合物，其吸附类型随有机物分子构型的不同可分为静电吸附、化学吸附及π键（不定位电子）吸附。有机缓蚀剂的发展很快，用途十分广泛，但是使用它同时也会产生一些缺点，如污染产品，特别是食品类，缓蚀剂可能对生产流程的这一部分有利，但进入另一部分则变为有害物质，也有可能会阻抑需要的反应，如酸洗时使去膜速度过缓，等。 3气相缓蚀剂 这类缓蚀剂是挥发性很高的物质，含有缓蚀基团，一般用来保护贮藏和运输中的金属零部件，以固体形态应用居多。它的蒸汽被大气中的水分解出有效的缓蚀基团，吸附在金属表面，达到减缓腐蚀的目的。另外，它也是一种吸附性缓蚀剂，被保护的金属表面不需要除锈处理。
一、化工大气的腐蚀与防护 二、炼油厂冷却器的腐蚀与对策 三、储罐的腐蚀与防护 四、轻烃储罐的腐蚀与防护 五、钛纳米聚合物涂料在酸性水罐的应用 六、管道的腐蚀与防护方法 七、催化重整装置引风机壳体内壁腐蚀与防护 八、阴极保护在储罐罐底板下面的应用 九、石油化工循环水塔钢结构的腐蚀与防护方法
第一章. 化工大气的腐蚀与防护 第一节. 化工大气对金属设备的腐蚀情况 金属在大气自然环境条件下的腐蚀称为大气腐蚀。暴露在大气中的金属表面数量很大，所引起的金属损失也很大的。如石油化工厂约有70%的金属构件是在大气条件下工作的。大气腐蚀使许多金属结构遭到严重破坏。常见的钢制平台及电器、仪表等材料均遭到严重的腐蚀。由此可见，石油、石油化工生产中大气腐蚀既普遍又严重。 大气中含有水蒸汽，当水蒸汽含量较大或温度降低时，就会在金属表面冷凝而形成一层水膜，特别是在金属表面的低凹处或有固体颗粒积存处更容易形成水膜。这种水膜由于溶解了空气中的气体及其它杂质，故可起到电解液的作用，使金属容易发生化学腐蚀。 因工业大气成分比较复杂，环境温度、湿度有差异，设备及金属结构腐蚀不一样的。如生产装置中的湿式空气冷却器周围空气湿度大，在有害杂质的复合作用，使设备表面腐蚀很厉害。涂刷在设备、金属框架等表面的涂料，如：酚醛漆、醇酸漆等由于风吹日晒，使用一年左右，涂层表面发生粉化、龟裂、脱落，失去作用。 第二节.金属（钢与铁）在化工大气中的腐蚀 由于铁有自然形成铁的氧化物的倾向，它在很多环境中是高度活性的，正因为如此它也具有一定的耐蚀性。有时候会与空气中氧化反应，在表面形成保护性的氧化物薄膜，这层膜在99%相对湿度的空气中能够防止锈蚀。但是要存在0.01%SO2就会破坏膜的效应，使腐蚀得以继续进行。一般在化工大气层情况下，黑色金属的腐蚀率随时间增加而增加。这是因为污染的腐蚀剂的累聚而使腐蚀环境变为更加严重的缘故。 第三节.腐蚀原因分析 1. 涂层表面的损坏 工业大气中的SO2、SO3和CO2溶于雨水或潮湿的空气中生成硫酸和碳酸，附着在设备、金属框架表面。由于酸液的作用，使涂层腐蚀遭到破坏。 低分子量聚合物气孔率较大，水分子比较容易通过涂层表面到达涂层与基体之间的界面，使涂层的结合强度下降，进而使涂层剥离或鼓包。 2. 涂层下金属的腐蚀 涂层下的金属腐蚀是由电化学作用引起的。在阴极氧有去极化的作用，反应如下： O2 + H2 + 2e = 2OH– 因此，涂层下泡内溶液呈碱性，也叫碱性泡，这时阴极部位的PH值可高达13以上。界面一旦形成高碱性状态，就进一步发生基体氧化膜的碱性溶解和涂层的碱性分解。在阳极发生如下反应： F e = F e2+ + 2e F e2+与氧、水及OH–反应生成F e（OH）2、F e（OH）3、F e2O3·XH2O等腐蚀产物，其体积要增大好几倍，漆膜鼓起，最后破裂而成“透镜”。这时泡内溶液呈酸性，故称酸性泡，泡内
热力设备腐蚀与防护习 题 文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-
热力设备腐蚀与防护习题 二、电力设备的材料及腐蚀特点 1、试述热力设备水器系统的介质特点及其对腐蚀的影响 答：（1）热力设备水器系统的介质是水和蒸汽。（2）热力设备的结垢（它可使金属壁温过高，金属强度下降，致使锅炉的管道发生局部变形、鼓包、甚至爆管，还会降低锅炉传热效率）；热力设备腐蚀（缩短设备服役期，形成新腐蚀源使水中杂质增多，促进结构过程，加剧炉管腐蚀，形成恶性循环）；过热器和汽轮机内积盐（过热器管内积盐会引起金属管壁温度过高，以致爆管；汽轮机内积盐会大大降低出力和效率） 2、简述热力腐蚀的类型和特点 答：（1）氧腐蚀：运行氧腐蚀在水温较高条件下发生，停用氧腐蚀在低温下发生。 （2）酸腐蚀：热力设备和管道可能与酸接触，产生析氢腐蚀。 （3）应力腐蚀：包括应力腐蚀破裂和腐蚀疲劳，锅炉和汽轮机都会产生应力腐蚀。 （4）酸性磷酸盐腐蚀：由于锅炉内部添加较多酸式磷酸盐而引起的腐蚀。 （5）锅炉的介质浓缩腐蚀：腐蚀主要发生在水冷壁管。 （6）亚硝酸盐腐蚀：在水冷壁管发生腐蚀。 （7）汽水腐蚀：当过热蒸汽温度超过450摄氏度时，蒸汽会和碳钢发生反应生成铁的氧化物，使管壁变薄。
（8）核电站蒸汽发生器凹陷：是对压水反应堆蒸汽发生器危害最严重的问题。 （9）电偶腐蚀：锅炉化学清洗时，可能在炉管表面产生铜的沉积，即“镀铜”。由于镀铜部分电位正，其余部位电位负，形成腐蚀电池，产生电偶腐蚀。 （10）铜管选择性腐蚀：发生在水侧，可使机械性能下降，会引起穿孔甚至破裂。 （11）晶间腐蚀：在表面还看不出破坏时，晶粒之间已丧失了结合力，失去金属声音，严重时轻敲可碎，甚至形成粉末。 （12）磨损腐蚀：高速流体或流动截面突然变化形成了湍流或冲击，对金属材料表面施加切应力，使表面膜破坏。 （13）空泡腐蚀：使表面膜局部毁坏，裸露金属受介质腐蚀形成蚀坑。蚀坑表面再钝化，气泡破灭再使表面膜破坏。 （14）锅炉烟侧高温腐蚀：发生在锅炉水冷壁管、过热器管及再热器管外表面。 （15）锅炉尾部的低温腐蚀：低温腐蚀是由于烟气中三氧化硫和烟气中的水分发生反应生成硫酸造成的。 四、氧腐蚀 1、停炉腐蚀的危害有哪些 答：（1）在短期内使停用设备金属表面遭到大面积破坏（2）加剧热力设备运行时的腐蚀。 2、论述火力发电厂停炉保护方法有哪些
第39卷第5期辽 宁 化 工Vol.39,No.5 2010年5月L iaoning Chem ical I ndustry May,2010工 艺 与装备环烷酸对炼油设备的腐蚀与防护 段树斌 (辽宁石化职业技术学院,辽宁锦州121001) 摘 要: 对主要炼油设备重点部位的腐蚀现象进行了分析,确认环烷酸是造成设备腐蚀的主要原因。通过对环烷酸腐蚀影响因素的分析,提出了环烷酸腐蚀的控制措施。 关 键 词: 环烷酸;腐蚀;防护;炼油设备 中图分类号: TE985.9 文献标识码: A 文章编号: 100420935(2010)0520541204 近年来,原油逐年变重,酸值和硫含量不断增加[1],其中,高酸值原油占原油总产量的40%,而原油中的环烷酸大约占原油总酸量的95%左右[2]。高温环烷酸腐蚀,造成设备蚀漏[3],严重影响装置的正常运转,因此,了解环烷酸性质及腐蚀机理,开发适合我国原油特点、工艺特点的高温耐环烷酸材料、缓蚀剂和工艺,对提高炼油厂经济效益、延长开工周期具有重要的意义。 1 环烷酸对设备腐蚀的分析 1.1 原油性质 盘锦北方沥青股份有限公司(简称北沥公司)是一家专业的道路石油沥青生产企业,由于主导产品的原因,公司在生产原料的使用上,是以低硫低凝的环烷基原油为主。1997年以前,北沥公司以辽河欢三联原油(酸值为2.01mg K OH/L)为主生产重交道路石油沥青。1997年,随着欢三联原油产量的减少和质量的变化,公司重新对原油进行了选择,并最终确定使用了中海36-1原油,该原油性质见表1。 这两部分原油做为生产沥青的优质原料,都属于低硫、低凝环烷基原油。 1.2 北沥生产装置及工艺流程简介 北沥公司现运行装置为一套100万t/a常减压蒸馏-氧化沥青/减粘裂化联合装置。该装置生产采用半氧化工艺,工艺流程简介见图1。 1.3 腐蚀部位设备结构及介质状态 北沥公司的主体生产设备为五塔两炉:即常压塔、常压汽提塔、减压汽提塔、氧化塔、常压加热炉和减压加热炉。 表1 中海36-1原油性质 序号分 析 项 目分析结果1密度(20℃)(g/c m-3)0.9571 2运动粘度(50℃)/(mm2?s-1)501.5 运动粘度(80℃)/(mm2?s-1)90.3 3凝点/℃-20 4闪点(开)/℃60 5w(水),%痕迹 6w(硫),%0.22 7w(氮),%0.29 8酸值/(mg K OH?L-1) 2.36 9w(残炭),%8.95 10w(灰分),%0.069 11w(胶质),%14.95 12w(沥青质),% 2.5 13w(蜡),%0.4 14NaCl/(mg?L-1)64.5 15Fe8.8×10-6 N i41.9×10-6 Cu<0.05×10-6 经过多年的运行,公司发现设备的检修周期比其它炼厂要短,一般的以燃料油生产为主的大型炼厂,其检修周期为两年,而北沥公司,由于设备腐蚀等原因,设备检修周期一般为8～10个月。通过多次的检修观察分析,公司发现设备腐蚀的主要部位集中在以下几个部位:常二线、常二中的馏出口、减二线、减压二中(减压塔第二中段回流)的循环出入口及减压中段塔盘和浮阀。 收稿日期: 2010203231 作者简介: 段树斌(1970-),男,工程师。
北京科技大学科技成果——石油化工腐蚀与防护规 范化专家系统 成果简介 近年来，由于我国大量进口中东原油和原油日益劣化，原油呈高酸、高硫、高含水量变化趋势，使炼油设备的腐蚀问题日趋严重。 本项目组长期以来承担过多项石油化工腐蚀与防护方面的项目，进行了大量的实验室和现场研究工作，为石油化工厂的安全、高效生产以及设备安全、平稳运行提供了有效的检测、评估和预防、修复的方法、手段，研究成果的应用产生了巨大的经济效益。 自98年以来，在石油化工腐蚀与防护方向，主要承担的部级项目有：炼油化工腐蚀规范化管理专家系统，98-2000年；欧共体尤里卡项目—材料腐蚀失效分析方法与系统软件，98-2000年；石油化工防腐蚀综合技术开发，2000-2002年。并且完成了多项石化设备腐蚀机理研究、腐蚀失效分析及现场金相检测。 其中“炼油化工腐蚀规范化管理专家系统”的研制为炼油厂设备腐蚀状况的有效监检测和规范化管理提供了有利的手段，该系统可对腐蚀趋势进行客观合理地预测，减少腐蚀事故的发生。该项目于2001年获得部级三等奖。计算机的发展与普及为炼油厂设备腐蚀与防护管理的规范化提供了可能和保证，而神经网络、专家系统、FFS（适应性评估）技术的完善和发展，为设备腐蚀评估与防护趋势预测提供了先进的方法。炼油化工腐蚀规范化管理专家系统在现有的设备管理数据库的基础上，依据现有的设备腐蚀档案、设备结构和参数以及设备
生产状态，采用上述理论对设备的腐蚀趋势、腐蚀速率及安全运行状态进行较为合理客观的在线评价，在此基础上有针对性地给出防腐或安全运行参考建议，并在实际生产中得到了成功应用，为安全生产、设备维护提供了有效的帮助。 该项目可石油、石油化工及其相关行业中的腐蚀监控、腐蚀失效分析、设备或构件的安全评定、腐蚀行为机理研究、防蚀方案设计。 经济效益与市场分析 石油化工设备多数成本很高，属大型设备，因腐蚀失效引起的非计划性停产一天往往就会造成几十万甚至上百万的损失，对设备进行定期或实时的检测、监控，不仅有利于设备管理，而且可以有效防止非计划性停工。设备或构件的安全评定技术可以在检测、分析的基础上，根据设备具体情况合理制定检修周期，可以节省大修费用、降低生产成本，为安全生产提供保证。腐蚀行为的机理研究与防蚀方案设计可以延长设备使用寿命，经济效益巨大，市场前景可观。
论化工设备的腐蚀与防 护 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
论化工设备的腐蚀与防护化工设备是人类生活当中必不可少的工业设备，其对于人类生活水平的提高有着重要的推进作用。在日常使用过程中，因为外部环境影响、内部化学药品侵蚀、使用方法上选择以及使用年限过长等因素的促在，很容易造成化工设备的腐蚀。这种化工设备腐蚀的情况出现，不仅会降低化工设备的使用效果，还会带来极大的安全隐患，做好对化工设备的防护工作，降低化工设备的腐蚀情况对于我国化工事业的发展有着重要的作用。笔者结合实践工作经验，在本文当中对化工设备的腐蚀因素进行分析，并探讨了提高化工设备防护水平的策略。 在化工设备的实际工作当中，化工设备在工作时自身所产生的化学腐蚀、外部环境的侵蚀、使用方法及维护方法选择不当等因素都会为化工设备的腐蚀创造条件或实现对腐蚀的催化，一旦化工设备腐蚀到一定程度，那么化工设备的工作性能就必然会降低，腐蚀情况严重的还会导致化工设备的报废，想要保证化工设备的工作状态，实现化工产业的发展，做好化工设备的腐蚀防护工作势在必行。 1.化工设备腐蚀的因素分析 在化工产业当中，化工设备的腐蚀情况较为常见，其属于化工设备的合理损耗，根据对化工设备实际使用情况来看，导致化工设备腐蚀因素可以分为内部因素和外部因素两个层面。从内部原因来看，化工设备以金属材质为主，而金属自身的化学属性较为活跃，其在企业使用过程中，
工作环境必须与化工生产介质发生接触，如酸、碱、高温、高压、不均匀应力等都极易发生金属腐蚀情况。从外部原因来看，化工设备的使用环境、使用方法及日常维护都会在不同程度上为化工设备的腐蚀创造条件。尽管化工设备的腐蚀属于常规损耗，但如果腐蚀程度超出正常范围，那么其对于化工设备的工作状态及使用寿命都有极大的影响。 2.化工设备的腐蚀因素分析 2.1.化工设备内部的腐蚀 目前，化工产业当中的化工设备绝大部分都是金属材质，因为金属本身的性质就较为活跃，所以当化工设备遇到一些能够产生反应的化学材料时，其自身很容易产生化学反应，这些化学反应的出现对于化工设备的腐蚀情况是非常严重，其中在具有酸碱反应等的工作环境尤为突出。以反应釜为例，当反应釜内的物料温度过高时，其釜内物料在反应过程中，釜内的介质可能会有酸性或碱性，这些性质的物料都可能会与金属反应釜的内壁发生反应，金属被氧化或分离；同时，内部所产生的大量的热量，热量更加会加速反应釜介质与反应釜体发生反应，热量所造成的水蒸汽或酸碱蒸汽都会对反应釜的罐顶产生巨大的冲击，而蒸汽遇冷后会发生液化反应形成水珠，这些水珠附着在釜顶上形成一层液膜，进而形成了“微腐蚀电池”和“氧浓差腐蚀”等腐蚀情况。 2.2.外部环境引起的腐蚀
化工设备的腐蚀与防护 摘要：腐蚀是材料时效的重要形式之一。化工设备在生产过程中因化学或电化学反应的存在而出现腐蚀现象。设备的腐蚀若不能及时进行相关的防护措施，会成为企业正常生产的重大安全隐患之一，给企业带来严重的经济损失或是人员伤亡。化工设备的腐蚀与防护问题是化工企业必须考虑的重大问题，本文对设备的腐蚀原因进行的简要分析并提出了相关的防腐措施。 关键词：化工设备；腐蚀；防护 一、设备腐蚀的重大危害分析 由于腐蚀现象无处不在，由腐蚀造成的国民经济损失占其总值的5%左右。在化工原料生产企业，这个比重还会增加两倍。在化工生产企业，设备的腐蚀与防护控制已成为企业生产过程中成本控制的重要因素之一。若对设备的腐蚀不能做好相应的防护措施，则很容易发生因设备腐蚀损坏而造成的停车现象，影响企业的正常生产，给企业带来相应的经济损失。有统计显示，当设备停车更换腐蚀部件或做相应的维护次数达到100此时，其产生的费用或给企业带来的直接、间接经济损失的综合与企业进行生产活动的总投资相当。由此可见，企业对化工设备的腐蚀与防护问题必须给予足够的重视。 二、设备腐蚀类型分析 1. 按腐蚀机理分类 若按腐蚀机理来说，金属设备的腐蚀有化学腐蚀和电化学腐蚀两类。化学腐蚀和电化学腐蚀的主要区别就是腐蚀过程中有无腐蚀电位产生。只有非电解质溶液与设备表面接触而发生的腐蚀称为化学腐蚀，这种情况不是很常见，金属只有在高温干燥气体或甲醇等非电解质溶液中才会发生，非金属材料也只有在符合化学动力学规律的前提下才会发生化学腐蚀。 材料的另一种腐蚀形式电化学腐蚀则是很常见，金属在各种能发生电化学反应的酸、碱、盐溶液或超市的空气、土壤甚至工业用水中都会发生电化学腐蚀现象。金属的电化学腐蚀速率较快，腐蚀危害较大，是企业重点预防的腐蚀类型。 2. 按破坏形态分类 设备受腐蚀而损坏的形态可以分为全面腐蚀和局部腐蚀两种。 全面腐蚀在是设备的金属表面由于和电解质溶液或空气的接触而发生的整体的、均匀的腐蚀。设备的全面腐蚀会使其厚度减少，但一般都是可以控制和预防的。在设备的设计过程中，一般都会综合考虑其使用环境和使用寿命老来设计设备的厚度或采取相应的防腐措施。
文件编号：GD/FS-3994 （安全管理范本系列） 硫化物对炼油设备的危害及防治探索详细版 In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________
硫化物对炼油设备的危害及防治探 索详细版 提示语：本安全管理文件适合使用于平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 腐蚀机理与类型（1） 1.1 硫化氢腐蚀机理 在以天然气、石油和煤等为原料的加工工业中，存在于原料中的各种硫化物在加工过程中通常分解成硫化氢，其腐蚀问题普遍存在。材料遭受硫化氢腐蚀时，其腐蚀破坏形式是多种多样的，包括全面腐蚀、坑蚀、氢鼓泡、氢诱发阶梯裂纹、氢脆及硫化物应力腐蚀破裂等。 碳钢在250℃以下的无水硫化氢中基本不腐蚀，而当有水共存时对金属产生明显的腐蚀。硫化氢在水中的离解过程是：H2S=H++HS-,HS-=H++S-2,然
后由铁粒子的硫离子反应生成硫化亚铁（FeS），造成了钢铁表面均匀减薄或坑蚀。氢原子渗入金属内部吸收电子形成分子并集聚在金属缺陷空腔内，引起金属表面氢鼓泡，若金属深层吸收了氢原子，会使金属形成阶梯裂纹。当氢渗入金属内出现塑性下降现象称为氢脆。高温硫腐蚀常发生在常减压、热裂化、催化裂化和延迟焦化等装置，反应过程是： H2S+Fe=FeS+H2,腐蚀率在360℃—390℃之间最大。 1.2 加工高含硫原油的腐蚀类型 （1）高温S-H2S-RSH(硫醇)型腐蚀：发生在焦化、常减压装置的高温重油部位和催化裂装置分馏塔及相应的底部管线、泵、换热器设备。 （2）高温H+H2S型腐蚀：发生在加氢裂化装置的加氢反应器、反应产物换热器及相应的管线，如