炼油厂设备氯化铵腐蚀1106.ppt

11-06 MMGWP@163.COM 炼油厂设备氯化铵腐蚀 国家压力容器与管道安全工程技术研究中心 （中国通用机械研究院） NH3 + HCl → NH4Cl NH4Cl → NH3 + HCl 腐蚀特点 固态NH4Cl盐类能由气态的NH3和HCl直接生成，取决于浓度及温度。生成颗粒极小的氯化铵而呈白色浓烟，不易下沉，常在超出水浓缩点之上直至204?C或更高的温度下沉积。 气态的NH3和HCl直接生成的结晶吸湿性小，但在潮湿的阴雨天气也能吸潮结块。 在太低温度又静冷的死区，如塔盘、换热器管口、安全阀入口,控制阀管路，联接仪器仪表以及间歇使用的过程管道系统联接件上，管路的盲头，气相/气液相管路的顶部等。 在热气相系统中的冷死角，如常压塔顶系统和FCCU和DCU主分馏塔顶系统最容易发生这样的问题。在这些气相系统，尽管总压不是特别高，HCl的浓度会很明显，尤其是常顶系统。NH3和HCl分压的相对比值低，通常在10-100。这种条件使得塔顶系统容易发生NH4Cl结盐，尤其是在死角。另外，这些系统水蒸汽的分压变化很大，尤其是DCU，会阶段性地使相图的平衡向湿盐区移动。 蒸馏塔顶氯化氨腐蚀 蒸馏塔顶氯化氨腐蚀发生在顶回流、顶循系统，受影响设备包括塔、管道、泵与容器。 氨的来源：塔顶注氨、掺炼废油、油田与储运注含氨化合物 NH4CL易沉积在设备和管道局部温度较低的部位。换热器的管束，管道的盲区，排凝管，水平管上部等都是较敏感的部位。如果注入的水与气相未能充分接触，氨盐沉积易发生； 措施：开好电脱盐、减少氨来源、注水、采用耐盐酸材料 、 控制壁温在结晶温度温度上 海南炼化常顶换热器钛管板坑蚀 塔河分公司加氢精制装置氨盐腐蚀 07年加氢精制装置高压换热器E2101A/B多次泄漏，经检测发现管束腐蚀减薄严重，最小的为1.4 mm ； 换热器操作温度150-180℃，管束材料321； 由于原油品质差，电脱盐效果不好，使加氢装置的氯含量大大超过设计指标； 换热器平均三个月因氨盐堵塞而水冲洗，形成酸性腐蚀环境； 案例－D炼油厂加氢裂化换热器管束氯化氨腐蚀 投产运行两年后于09年3月检修，热高分/混氢换热器（E-4102）与热高分/低分油换热器（E-4103）的管程在管束抽出后一段时间，发现水压试验时泄漏； 材料15CrMo，在这两台换热 器前长期注水正常使用没有 发现泄漏； 分析：设计原料含氯离子 1ppm，实际12ppm，在 两台换热器管束中形成氯 化氨结晶，长期水洗处于 酸性环境，停工后没有及 时冲洗，造成腐蚀 穿孔； VRDS高压换热器氯化氨腐蚀 高压换热器E403管程操作温度280℃，壳程165℃，管束材料321；因压力降增大而停工清扫，开工即发现泄漏； 高分水氯离子76ppm 垢样分析氯化氨占77%； 堵管24根 Q炼油厂－催化装置分馏塔上部腐蚀 油气分配盘腐蚀减薄严重，锤击穿孔，整层焊缝腐蚀，抽出斗大面积腐蚀穿孔，腐蚀27、28层塔盘腐蚀减薄严重，受液盘腐蚀穿孔，29、30层有较明显腐蚀现象； 腐蚀分析：NH4CL和NH4HS的垢下腐蚀 措施：更换321材料 茂名柴油加氢高压换热器铵盐结晶 QD煤油加氢装置空冷与换热器氯化氨结晶 A101A下部进料段 YS加氢裂化高低压换热器内漏 2009年10月22日操作人员发现硫化氢汽提塔顶压力突然升高至1.01MPa，塔顶干气量满量程；反应系统压力下降了0.9 MPa ，判断可能是高低压换热器内漏导致； 内窥镜进行观察，均发现内有结晶物，拆开换热器堵管61根 ； E3103A/B内漏分析应该是铵盐腐蚀造成的泄漏； 措施：加氢装置原料中氯含量监测与控制，完善注水制度，加强注水管理。 MM柴油加氢高压换热器铵盐结晶 化学当量稀释的NH4Cl溶液（如小于0.1wt%）腐蚀性不高，但是在液相露点或在NH4Cl浓度非常高的干点附近腐蚀十分严重。碳钢在浓缩条件下湿NH4Cl中的腐蚀速度非常快，大于25mm/y。 HCL的来源 氯化盐水解：在蒸馏装置NaCl一般不会水解，但当原油含有环烷酸或某些金属时（如铁、镍、钒等）NaCl可在300℃以前就开始水解。 有机氯热解； 加氢反应； 重整氢携带； 氨的来源 天然原油：原油中所含氮化物主要为吡啶、吡咯及其衍生物。这些氮化物在减压装置中很少分解，但是在深度加工如催化裂化及焦化等装置中，由于温度高，或者催化剂的作用，则会分解生成可挥发的氨和氰化物(HCN)。 运输与炼制过程加入：塔顶注氨、注入含氨的水（如酸性水汽提装置的净化水、电脱盐排水与其他装置未经处理酸性水）注入到电脱盐和蒸馏与催化装置的塔顶；炼含氨的废油、油田与储运注含氨化合物等；