化工课件-石化厂典型静设备腐蚀

系列化工课件（精选）石化厂典型静设备腐蚀合肥通用机械研究院（国家压力容器与管道安全工程技术研究中心）2目录31，储罐2，涂料与阴极保护3，加热炉4，工艺露点腐蚀5，循环水炼油厂的腐蚀元素蒸馏装置塔顶HCL腐蚀氯化铵腐蚀环境开裂腐蚀管理储罐456油罐腐蚀环境外部腐蚀内部腐蚀油罐内底板腐蚀

内底板腐蚀主要是硫酸盐还原菌（SRB)腐蚀形态是孔腐;

立柱下底板腐蚀严重，机械摩擦和缝隙电化学腐蚀共同作用；涂料损伤部位形成大阴极小阳极的电化学腐蚀；罐底板腐蚀速率可达2mm/a7支柱对底板的冲击会从两个方面引起底板的加速腐蚀：a）支柱的冲击造成该部位底板凹陷，产生应力，应力会引起金属晶格的扭曲而降低金属的电位，使得金属腐蚀倾向性增大；b）罐底板表面腐蚀产物、淤泥等的存在，一定程度上隔绝了罐底板与腐蚀性沉积水的接触，使得罐底板腐蚀减缓。支柱对应处底板，由于支柱的冲击，淤泥、腐蚀产物等很难在此处沉积，造成该部位经常是裸露的金属，从而加速了腐蚀。8轻油罐（内浮顶）9轻油罐的腐蚀

据不完全统计，1997年以来，中国石化炼油企业轻质油储罐陆续发生火灾、人身伤害等大小事故15起。1）茂名石化97年，万吨污水罐在内(内浮顶罐，容积10000m3)硫化亚铁自燃发生火灾。2）茂名石化99年14#石脑油罐（内浮顶罐，容积2000m3）在付料过程中，浮顶上部硫化亚铁自燃发生爆燃着火。3）茂名石化2002年，重整原料油罐区800/3#罐西南面硫化亚铁自燃，通气孔冒白烟。4）金陵石化98年，油品分厂成品车间619#粗汽油储罐因腐蚀产生的硫铁化合物自燃，酿成火灾。105）镇海炼化2007年6月29日15：55，储运部G403罐（内浮顶、容积5000m3、乙烯料罐）在收油过程中雷击引爆罐呼吸口挥发油气着火，6）广州石化99年，石脑油罐区G-1105#罐（内浮顶、容积5000m3）付油过程中着火，为硫铁化合物氧化自燃。7）天津石化2000年，两个轻石脑油罐先后出现硫铁化合物自燃，其中10月19日的自燃引发了一台5000m3的石脑油罐爆燃着火事故。8）巴陵石化03年，轻污油罐T311-3、T311-5（拱顶罐、容积650m3）发生闪爆着火。事故发生时催化装置操作波动，由于汽油携带的瓦斯进入罐内后急剧气化，从呼吸阀处高速泄出，产生静电引燃在罐外积聚的可燃气，发生空间闪爆着火119）金陵石化06年，焦化冷焦水罐V3201发生一起闪爆事故，倒水过程中，空气吸入罐顶脱硫剂罐内，导致脱硫剂上积聚的硫铁化合物自燃，引起罐内油气闪爆。10）塔河石化05年，焦化装置冷焦水罐出现闪爆事故，事故原因与金陵冷焦水罐闪爆事故相同。11）镇海炼化09年储运部G406罐（外浮顶、容积5000m3）收加氢粗汽油时着火，由于组份含C4较高，进入外浮顶罐后C4组份挥发，遇硫铁化合物自燃后着火。1212）高桥石化2010年5月9日11：30，石脑油1613#罐发生闪爆着火事故。13）某石化厂2002年，855#重整汽油油罐采样时发生闪爆着火事故。由于采样时采用了绝缘的采样绳，提升过程中，采样器上的静电与浮盘采样口发生放电。14）某炼油厂1977年，裂化车间中间油罐区一个200吨柴油罐，由于喷油搅动油面，金属浮子晃动，接近油罐壁处即瞬间放电，发生上部爆炸事故。15）某炼油厂80年，添加剂车间抗凝剂装置20航空煤油罐，采用上部进油。同时灌注航煤与废航煤，此时速度约为2.1米/秒，静电放电爆炸。13轻油罐腐蚀机理

14镇海石脑油罐“5.22”闪爆事故铝浮顶失效形式15轻油罐失效的原因

硫化亚铁自燃占绝大比例（付油阶段）；严格确保涂料与施工质量；至少两年清罐检查一次；抗静电涂料增加了腐蚀；油品含硫与氯化物增加；静电引起爆炸（进油阶段）；浮盘密封差或失效，气相空间超过爆炸极限；进油流速过高；静电导线失效；避免雷雨天气操作；16严重腐蚀油罐内壁腐蚀较严重的储罐：

中间产品罐：焦化汽柴油罐、催化汽柴油罐、重整汽油罐、石脑油罐、轻污油罐等；

其他：酸性水罐、含硫污水罐17中国石油化工股份有限公司炼油轻质油储罐安全运行指导意见(试行）其中：1，内/外浮顶结构与选材2，密封规定3，附件规定4，防腐蚀设计5，防雷，防静电设计6，施工验收7，生产运行1819低压湿式气柜螺旋导轨湿式气柜主要由水槽、中节和钟罩等几大部分组成，依靠中节和钟罩自由升降而改变气柜容积。介质具有较强的腐蚀性，中节和钟罩经常浸入和升出水面，加剧了设备的腐蚀。主要腐蚀形式有：漆膜（涂料）表面损坏、湿硫化氢应力腐蚀开裂、漆膜（涂料）下金属腐蚀、酸性水腐蚀、水槽中微生物腐蚀等。气柜内上部气相空间腐蚀较轻，气柜内下部和气柜外部中节及钟罩在水封线附近有严重腐蚀（以湿硫化氢、气柜水槽内部及底板的微生物腐蚀为代表）。湿式气柜比干式气柜腐蚀严重上海石化丙烯球罐底部排放阀连结螺栓断裂

丙烯球罐底部排液阀连接螺栓使用一年左右便发生开裂，开裂率达60%以上，均发生在螺栓中部的光滑部位。腐蚀产物中的S含量多于Cl，断口的局部部位中Cl含量超出了S。螺栓两端螺纹滚压成型（螺纹部分有压应力）；原因：螺栓材料不合格；应力腐蚀裂纹起源于螺栓中间光滑部分的晶间腐蚀，后以沿晶方式扩展。其腐蚀介质为SO42-和Cl-，以SO42-为主。环境中的硫化物与临海盐雾组合大气腐蚀；20石化企业大气环境中铜的腐蚀与防护

影响铜大气腐蚀的环境因素很多，其中相对湿度、温度、污染物和环境中灰尘颗粒是最重要的参数，当空气中存在污染物如SO2、Cl2、H2S等，临界湿度值将随污染物浓度的增加而降低；石脑油与焦化汽油罐导静电线腐蚀，独山子、广石化和茂名发现有腐蚀产物CuS、是Cu2O和CuCl2·3Cu(OH)2，会对化工仪器仪表及控制设备中印刷电路板、接点或触电上的含铜镀层或铜材造成严重腐蚀；腐蚀产物会在电路上形成绝缘层，导致热态故障或者短路，从而导致自控系统故障。

措施：1）油罐不锈钢导静电连接线代替铜质导静电连接线。2）改善机房腐蚀环境、3）铜表面采用防腐措施；2122失效卡件上IC芯片引脚处发生的腐蚀现象铜质接线端子腐蚀状况23涂料与阴极保护mmgwp@163.com24防腐涂料1，无保温设备外防腐涂料要求防腐性、耐候性、耐老化性、施工性、经济性2，罐内涂料防腐要求：防腐性、耐油性、耐溶剂性、耐温性、防静电性、施工性、经济性25按涂料中成膜物质油脂类天然树脂类酚醛树脂类沥青漆醇酸树脂类氨基树脂类硝基类纤维素类…重防腐涂料能在严酷的腐蚀环境下应用并具有长效使用寿命的涂料（醇酸树脂、环氧树脂涂料、聚氨酯涂料、氯化橡胶涂料…）。厚膜化，是重要标志之一必须用金属基体的严格表面处理相结合才能达到理想的效果正确的施工和维修管理是重要环节2627涂层失效原因利用ISO12944制定防腐涂装设计：确定钢结构的腐蚀环境确定保护钢结构的期望年限确定涂料品种和漆膜厚度28mmgwp@163.com29沿海炼油厂内陆炼油厂

寿命设计三个范围：

低（L）2到5年中（M）5到15年高（H）15年以上30腐蚀环境耐用年限干膜厚度／μmC2低中高80150200C3低中高120160200C4低中高160200240(含锌粉)280(不含锌粉)C5-1,C5-M低中高20028032031表

腐蚀环境、使用寿命和涂膜厚度的关系323334涂层类型特性氟碳涂料具有超长的耐候性、优异的耐盐雾性、极佳的物理机械性能、极好的耐化学品性、防污自洁性好、附着力强，可达到装饰性与防腐性有机结合的优异效果。氯化橡胶具有良好的耐湿气、耐碱和抗碳化性能。也具有一定的柔韧性。耐UV性能较差、易变黄、易沾尘聚氨酯柔韧性好、抗碳化、较优的耐UV性能、耐溶剂性能和耐磨性。呼吸性能较差，对混凝土表面湿气敏感。环氧树脂具有较优的耐化学、耐磨和抗碳化性能。溶剂型环氧树脂具有一定的渗透性。在UV光的照射下很容易粉化。丙烯酸树脂具有良好的抗碳化性能，耐久性较好，较优的耐UV、耐热性能。耐寒、耐水和柔韧性较差。醇酸涂膜丰满光亮，施工方便，价格低廉。涂膜软耐候性差、耐水耐碱性较差，严酷环境中易起泡、脱落、变色。高氯化聚乙烯耐化学品腐蚀，耐油、耐寒。附着力差，耐热性耐溶剂性差、硬度低，固化时间长。酚醛类涂膜坚硬光亮，耐水耐化学性好。涂膜硬脆，颜色易泛黄变深，耐候性差。35储罐外壁常用涂料36储罐外壁常用涂料导静电涂料由于输送过程中油品和管壁的摩擦，流经泵和过滤器等都会产生静电，在管路末端没有消散的静电将进人油罐。在油罐内，油品和油罐接管内壁摩擦，油品之间的相对运动也会产生静电。要求使用表面电阻率在108～1011Ω⋅m的防静电涂料导静电涂料是在成膜物质中加入导电填料，导电填料包括碳黑及石墨粉、金属及金属氧化物等2008年颁布实施的储罐国家标准GB50393已经对此进行了调整，采用牺牲阳极进行阴极保护的储罐底板内壁采用绝缘型防腐蚀涂料，其表面电阻率不低于1013Ω⋅m。37mmgwp@163.com38塔顶水冷器防腐

材料防腐：高等级材料，高等级材料复合管；涂料防腐；TH-847TH-901SHY-99基材环氧树脂和特定氨基树脂大漆经有机钛改性耐热、防蚀高分子合成树脂耐温长期150℃150~300℃长期200℃硬度铅笔6H施工热固化冷固化热固化3940设备检查→预处理→碱洗除油→水洗→酸洗除锈→水洗→工件钝化→局部打砂→涂料喷涂→高温固化→检测处理→涂料喷涂往返四次

→最终固化→检验合格→成品工件→出厂SHY-99内涂检验外涂牺牲阳极阴极保护原理图41电化学性能比较42罐底板自然电位一般为－0.54V,最小保护电位－0.85V,最负不超过－1.5V典型的管线牺牲阳极保护系统43(1)牺牲阳极(2)长效参比电极(3)测试桩44罐内焊接牺牲阳极块底圈一层钢板刷防水涂料，不考虑抗静电问题45不同储罐适于采用的阴极保护类型网状阳极/柔性阳极保护-示意图4647深井阳极地床示意图4849加热炉mmgwp@163.com50炉管内部介质腐蚀；外部氧化腐蚀空气预热器烟气露点腐蚀对流段烟气露点腐蚀炉壁烟气露点腐蚀不锈钢吊挂烟灰腐蚀高温炉管金属粉化、蠕变、渗碳、停工期间连多硫酸开裂高温炉管腐蚀管内腐蚀

H2腐蚀H2+H2S腐蚀硫化物腐蚀硫化物＋环烷酸腐蚀

CO腐蚀金属粉化管外腐蚀氧腐蚀硫腐蚀

V+Nａ腐蚀碱金属硫酸盐＋V2O5停工状态氯离子应力腐蚀湿硫化氢应力腐蚀连多硫酸腐蚀mmgwp@163.com51金属粉化腐蚀机理：炭化环境下，金属炭化物为核心（催化剂）氧化铁和积炭四处飞散；並在表面和晶间沉积，使金属减薄和强度丧失；腐蚀特征：均匀腐蚀和坑腐蚀；低合金表现为均匀腐蚀和充满酥松腐蚀产物（金属炭化物、氧化物）的小坑；不锈钢表现为深的园坑；1/4in厚管400小时穿透；环境：温度482-816℃，工艺气体有氧化性介质－氢、甲烷、丙烷、CO；材料：300系列不锈钢，镍基合金和其它耐热合金；5253自由炭扩散到基体形成Fe3C不稳定的Fe3C分解形成石墨并失去金属碳化层金属粉化过程重整炉管金属粉化部位54出口开始燃料灰腐蚀中东油有比较多的钒和其他金属存在，大多以啉的金属络合物形式存在，炼制过程集中在渣油中，燃烧这些油时盐以协同方式和钒化合物一起作用。生成低溶点的V2O5、钒酸盐或金属硫酸盐，V2O5在低燃烧温度1316℃,高过剩氧情况下，对金属构件腐蚀。腐蚀性最强是钒－钠化合物，在593-816℃范围腐蚀金属；措施－燃料油添加剂、过氧控制、耐火材料衬里、合金材料的选择（例：50CR/50NI,60CR/40NI)55低温露点腐蚀机理

SO3的生成烟气中的SO2被氧化SO2被触媒催化反应成SO3

在催化剂的作用下，烟气里的二氧化硫有一部分会转化成三氧化硫。常见的催化剂有三氧化二铁、三氧化二铝、五氧化二钒、二氧化硅、烟尘等。催化剂作用一般只发生在500℃～800℃56烟气露点腐蚀影响因素燃料含硫量烟气氧含量烟气水分含量炉子清洁度燃烧温度（燃料流量）燃烧器设计（烟气内循环25%，SO3

减少一半，露点温度相当6℃，减少腐蚀1/3）燃料和烟气添加剂（喷氨或氧化镁）57影响露点温度的因素58主要是：过剩空气、燃料油含硫量、烟气中水蒸气含量腐蚀速度与壁温59硫酸浓度在50％时腐蚀速度最大低于露点温度10－40℃时腐蚀速度最大，以后腐蚀降低，最后水蒸气大量凝积腐蚀加快烟气中SO3量与运转时间关系开工时富氧环境生成的SO3

在触媒作用下进一步生成SO3开工后由于积垢的增加，增加了触媒的作用；有些灰分（Caco3、Mgco3）对抑制作用，还可以与硫酸反应6061API推荐烟气露点温度与燃料含硫的关系燃料含硫％W金属温度

177002.03.04.05.0空气预热器的露点腐蚀62露点腐蚀一般发生在冷空气与冷烟气相交的三角区管进料温度的选择为什么说管壁温度与管内介质有关，与烟气温度关系不大？烟气和液体对钢的传热的热阻相差非常大,烟气流速低，管外表面有垢，虽然温度很高，但烟气的热阻大；管子的内壁正好相反，所以壁温接近于管内的介质.经验的估算介质温度加20℃等于管壁温度；提高对流进料温度是解决露点腐蚀的最好办法，在有限条件下用ND钢；例：燃料油含硫>3%,露点温度150℃,对流进料温度应150℃,此时理论排烟温度>200℃；63加热炉的露点腐蚀

基本概念－加热炉低温部位烟气遇到管表面温度低于烟气露点温度后冷凝为硫酸的腐蚀，取决于管表面温度与烟气温度几乎无关；提高进料温度可以避免烟气露点腐蚀；中石化加热炉管理制度中第十四条为了节能降耗，加热炉运行应控制以下指标：一、最终排烟温度一般应不大于170℃。如燃料含硫量偏离设计值较大，则应进行标定和烟气露点测试，然后确定加热炉合理的烟气排放温度（一般应高于露点温度20～30℃）；64转化炉管的损坏主要的破坏形式是高温蠕变，主要延轴向破裂；其他破坏形式是渗炭和氧化；离心铸造管子，长期高温下，奥氏体内析出细小的Cr23O6炭化物，同时析出σ相使材料性能变差；；6566炉管裂口处高温蠕胀破裂断口宏观形貌

内壁表面组织形貌及裂纹形态内侧蠕变空洞和初生裂纹的形态

炉管爆裂部位宏观形貌

G制氢一段转化炉下猪尾管

高温蠕变导致开裂、蠕胀

下猪尾管B4-3和B2-28在运行过程出现开裂现象，B4-3开裂位置在弯管位置，B2-28开裂位置在直管位置，见照片；经检查，其他下猪尾管有蠕胀的现象，比较典型是B2-26。67B4-3开裂位置

B2-28开裂位置

B2-26蠕胀现象离心铸造炉管的超声波检查一段转化炉辐射段炉管检测技术起源于美国CONAM公司，针对解决HK-40炉管生产过程中产生的蠕变裂纹。根据超声波探头接受信号的衰减程度判断蠕变和开裂的严重程度；

A级完好

B级观察使用

C级更换mmgwp@163.com6869C级管裂纹照片C级管蠕变裂纹照片B＋级管蠕变裂纹照片炉管监测技术针对目前国际国内大量使用的薄壁HP-Nb炉管，国内改进了监测方法；炉管检测主要手段：

超声检测：用来检测炉管母材高温损伤蠕胀测定：用来检测炉管高温变形的大小金相检验：用来确诊超声检测和蠕变测定所发现问题的严重程度炉管检测辅助手段：射线检测：用来检测可疑对接焊缝的埋藏缺陷渗透检测：用来检测可疑对接焊缝和角焊缝的表面开口缺陷硬度测定：炉管使用时间和温度的不同，硬度也有变化，

7071蠕变强度抗渗碳能力炉管材料化学成份组织状态过高温度过大应力设计缺陷操作失误炉管热强度q过高局部超温热应力结焦、渗碳升降温过快影响炉管使用寿命的关键因素制造质量新型炉管基于风险的承压炉管管理系统彻底清焦控制温速新型炉管关键因素控制措施渗碳开裂弯曲鼓胀炉管检验技术--破坏性检验72化学成分分析金相组织分析断口分析常温力学性能测试高温短时力学性能测试持久性能测试（加速蠕变试验方法、蠕变扩展速率测试法、材料密度法、小试样蠕变速率法）剥层分析碳元素分布综合分析评估现场渗碳测量73炉管渗炭破坏74炉管更换条件1，按炉管的蠕胀量：

对于HK-40管子，外径变化率达到1%时，其剩余寿命还有一年左右。对于其他合金管，达到2.5%时即应更换。2、按渗碳层厚度：当达到壁厚的1/2

时即应更换。3、按炉管的弯曲量：

弯曲度大于炉管外径的2倍应更换。4、按鼓包程度：

凸起量大于原来外径的4~5%时应更换。5、壁厚减薄量：炉管由于严重腐蚀、剥皮、冲蚀等造成壁厚减薄，残存厚度小于计算允许值是应更换。75

燃料：燃料气含硫量应小于100mg/m3，燃料油含硫量应小于0.5wt％。常顶气、减顶气不得未经脱硫处理直接做加热炉燃料。

炉管温度控制：根据使用的炉管材料，控制炉管表面温度不超过最高使用温度，烧焦时不应超过极限设计金属温度。

露点腐蚀控制：控制排烟温度，确保管壁温度高于烟气露点温度5℃，mmgwp@163.com76加热炉工艺防腐操作细则GQ石化：1#蒸馏燃料油硫超标0.62>0.5wt%1#糠醛燃料油硫超标0.737>0.5wt%工艺露点腐蚀77工艺露点腐蚀

露点温度下冷凝水吸收腐蚀介质形成腐蚀环境；蒸馏塔顶形成HCL+H2S+H2O腐蚀环境；设备壳体冷点（安全伐口、平台支梁、没有保温部分）设备内部－冷回流、注入口；工艺条件改变－露点温度变化7879利用合成氨装置改造后的制氢装置，由于水碳比增加导致冷凝水出现在上游低变冷却器出口碳钢弯头，二氧化碳水腐蚀减薄后爆裂；茂名制氢于01年，几乎同样的部位碳钢弯头和管线减薄爆裂；原因是工艺条件变化，水炭比增加后水露点温度提高，二氧化碳冷凝水对碳钢材料腐蚀；

制氢装置脱碳系统管线减薄爆裂操作条件改变-露点位置提前-碳钢材料腐蚀80

某厂焦炭塔接管部位(安全线和开工线接管周围)由于保温效果不好，内壁引起高温硫腐蚀，导致壁厚快速减薄，腐蚀速率达7mm/年高温环境下的高温硫腐蚀露点腐蚀DL硫冷器泄漏硫磺装置Ⅲ系列一冷在2009年12月发现泄漏，近期打开发现硫冷器管束下部有管子泄漏，管板有贝尔佐纳涂层，完好；原因分析：硫冷器在停工过程中，由于长时间采用过氧吹硫，导致产生大量三氧化硫，提高了过程气的露点温度（130~150℃）；一冷的下部进水温度104℃，上部发0.5MPA蒸汽，导致下部管束壁温低于硫酸露点温度，形成硫酸露点。吹硫过程清除了管子上的液硫保护层，使硫酸直接同金属相接触，导致设备腐蚀。8182循环水

83热交换器热效率下降热交换器泄漏

材质强度下降

热交换器堵塞

泵压上升、流量下降

促进腐蚀浪费药剂腐蚀冷却塔效率下降冷却塔填料变型下陷视觉污染

淤泥堆积结垢粘泥淤泥沉积影响金属腐蚀的主要因素（1）、pH值（2）、硬度和碱度（3）、氯离子和硫酸根（4）、悬浮物（5）、溶解氧（6）、微生物（7）、水流速与温度

84

冷却水系统金属主要腐蚀形态（1）、均匀腐蚀（2）、垢下腐蚀（溶解氧）（3）、异种金属接触的电偶腐蚀

（4）、缝隙腐蚀（氯离子）（5）、孔蚀（氯离子）（6）、汽蚀（空泡腐蚀）（7）、磨蚀（8）、微生物腐蚀85沉积物主要类型(1)、难溶盐碳酸盐、硅酸盐、磷酸盐、锌盐(2)、腐蚀产物铁的氧化物、铜的氧化物、铝的氧化物(3)、悬浮物(4)、生物粘泥影响水垢沉积主要因素水质、水温、水流速度、工艺条件；86微生物繁殖微生物的主要特点：

（1）体积小、新陈代谢旺盛（微米级）（2）繁殖快（2030min一代）（3）易变异、种类多（细菌200属、1500余种，真菌500属、10万余种，藻类3万余种）（4）数量多、分布广

微生物生长条件：

（1）温度（1055C）（2）pH（细菌6.58.5，霉菌3.06.0，藻类5.58.9）（3）氧气（4）营养87循环水系统主要危害菌(1)、异养菌

-必须要有机物作为碳源才能生长的细菌。(2)、真菌-有细胞壁，不含叶绿素，无根茎叶，以寄生或腐生方式生存，仅少数类群为单细胞，其它都有分枝或不分枝的丝状体，能进行有性或无性繁殖的一类生物。

(3)、硫酸盐还原菌

-在厌氧条件下还原硫酸盐生成硫化氢的细菌。(4)、铁细菌-能氧化铁、沉积铁，包括自养或兼性自养的一类细菌。mmgwp@163.com88常用水质控制方法包括：

腐蚀控制、结垢控制、微生物控制、清洗预膜等。冷却水系统监测影响腐蚀和结垢的几个关键参数：

pH值、氧含量、浓缩倍数、杀菌剂残余浓度冷却水出口温度。

89循环水处理1、添加缓蚀剂抑制腐蚀：(1)、形成钝化膜-铬酸盐、亚硝酸盐、钼酸盐(2)、形成沉积膜-磷酸盐（聚磷酸盐、正磷酸盐、有机磷酸盐）、锌盐(3)、形成吸附膜-铜缓剂、有机胺类2、添加阻垢分散剂抑制水垢：a、螯合增溶b、晶格畸变c、分散d、溶限效应3、添加杀生剂控制微生物：90

管程循环冷却水流速不宜小于0.9m/s；壳程循环冷却水流速不宜小于0.3m/s。当受条件限制不能满足上述要求时，应采取防腐涂层、反向冲洗等措施。循环冷却水换热器中工艺介质温度宜小于130℃。循环冷却水出水冷器温度不宜超过60℃。循环冷却水水质应符合GB50050-2007循环冷却水水质的控制指标要求。91工艺防腐操作细则循环水冷却器92炼油厂的腐蚀元素自产陆上原油劣质化进一步加剧93石化系统腐蚀特点石化：高温与低温环境、属于减薄、环境开裂与材料劣化范围腐蚀介质来源。原油：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；

这些腐蚀介质在工艺环境下腐蚀金属材料归属不同的腐蚀机理，

94mmgwp@163.com95HCLNH4CLNH4HSH2SHCLSTANTANsSTAN蒸馏装置蒸馏装置炼制含硫原油腐蚀类型961．

H2S-H2O腐蚀2．

H2S-HCl-H2O的腐蚀3．

H2S-HCN-H2O的腐蚀4．

RNH2-H2S-CO2-H2O的腐蚀5．

H2S-CO2-H2O的腐蚀6．

NH3-H2S-H2O的腐蚀7．

SO2/SO3-H2O8．

高温硫（S）腐蚀9．S-H2S-RSH-RCOOH腐蚀10．高温H2-H2S腐蚀11．硫酸露点腐蚀12．连多硫酸腐蚀蒸馏装置主要腐蚀介质与腐蚀机理原油

硫化物

高温硫腐蚀

环烷酸

氯化物水解HCL腐蚀

氯化铵腐蚀

有机氯水解/热解HCL腐蚀

氮化物基本不分解

97低温湿硫化氢腐蚀

高温环烷酸腐蚀

其他腐蚀介质

氨原油携带和工艺防腐助剂硫氢化氨腐蚀

胺工艺防腐助剂胺盐

CO2原油携带和环烷酸分解

小分子有机酸增加腐蚀性

酸性水含硫化氢水溶液、含氨

氧储存过程吸收或减压系统漏入，加热炉管氧化腐蚀

硫酸加热炉对流段露点腐蚀98氯化氨腐蚀炼制含硫原油腐蚀类型991．

H2S-H2O腐蚀2．

H2S-HCl-H2O的腐蚀3．

H2S-HCN-H2O的腐蚀4．

RNH2-H2S-CO2-H2O的腐蚀5．

H2S-CO2-H2O的腐蚀6．

NH3-H2S-H2O的腐蚀7．

SO2/SO3-H2O8．

高温硫（S）腐蚀9．S-H2S-RSH-RCOOH腐蚀10．高温H2-H2S腐蚀11．硫酸露点腐蚀12．连多硫酸腐蚀活性硫能于钢起反应的叫活性硫，主要是以下五种。非活性硫主要是噻吩硫,大都存在于渣油馏分中。不同温度下各种硫化物的腐蚀性不同，二硫化物腐蚀最强。2600C3160C3710C4270C4820C硫醚硫化氢硫化氢硫化氢硫化氢元素硫元素硫硫醇硫醇硫醇硫化氢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100硫化物与钢的腐蚀率101500℃0100200300400腐蚀率硫在800C时开始均匀腐蚀速度最高，400小时后速度明显减慢，这与生成FeS保护膜有关。从200℃开始硫腐蚀速度又增加，250℃加快，350-460℃达到最强烈程度,这是因为硫化物受热分解出活性更强的活性硫。经修正的McConomy曲线102该曲线反映静态的腐蚀，在工程应用上有很大的保险性，它不考虑原油中的活性硫组成与数量，对一些特殊情况下的腐蚀还不能解释清楚。曲线大部分使用是保守的，个别场合又显不足：曲线公布于1963年，是由API腐蚀委员会根据工业调查情况给出的，许多数据点来自于炉管的腐蚀速率，发现此时的预测都过于保守，因此在后来进行了修正。修正的曲线根据炼油工艺中加工流体的总硫含量，通常可用来预测各类合金的腐蚀速率。然而，在某些特殊情况下并非保守的，例如加氢和加氢裂化下游的分馏和蒸馏装置。曲线使用范围：硫小于2%钢的硅含量大于0.1%时，碳钢可用到275℃Cr5Mo275-325℃9Cr>325℃300系列不锈钢可耐硫腐蚀

103硫化物在不同温度下腐蚀的不同104

硫化物中活性硫腐蚀性最强温度对腐蚀影响最大高流速超过30米/秒冲刷腐蚀大大增加材料中铬元素可有效减轻腐蚀新标准对材料使用提出更严要求高酸原油主要特点1）原油密度大（多数大于0.93kg/m3）、粘度高，API度低（20左右），尤其是沥青或胶质含量较高，属于稠油或劣质原油；2）原油酸值高，硫含量较低，以低硫高酸原油居多；3）凝点较低；4）氮含量较高；5）重金属含量较高；6）轻质油收率较低。

105在加工过程中的腐蚀1）酸值高，存在严重的高温环烷酸腐蚀；2）电脱盐难度增加，低温部位腐蚀程度增加；3）原油中氮含量高，在加工过程中形成含氮腐蚀介质；4）高酸原油的盐含量高，重金属含量高，尤其是金属钙、镍的含量高，容易引起二次加工装置的催化剂中毒、催化剂床层堵塞以及高温换热器等结垢、结焦。

106温度影响<220℃，无水情况，无腐蚀；有水情况下腐蚀会随温度升高腐蚀加剧；270～280℃，达到酸沸点，腐蚀最严重；350～400℃，由于FeS膜高温融解，腐蚀重新加剧>400℃，石油酸分解，腐蚀减弱。有环烷酸热分解的地方，会有低级有机酸或二氧化碳生成，它们会影响冷凝水的腐蚀性。107不同高酸原油总酸值分布不同108不同原油酸分布不同，因此给选材带来困难

mmgwp@163.com109270C°蒸馏减压塔腐蚀和操作数据mmgwp@163.com110钼含量大于2.5%环烷酸与硫腐蚀腐蚀的不同111

环烷酸腐蚀与组分很大关系，规律性差高流速超过30米/秒冲刷腐蚀大大增加腐蚀特征有明显的沟槽状冲刷痕迹材料中钼元素可有效减轻腐蚀注氢点后环烷酸分解（氢+硫化氢）与硫腐蚀腐蚀的不同112

硫化氢在氢环境下通常在260℃以上腐蚀大大加快

H2+H2S环境选材要高于H2S环境采用不同的选材曲线新标准提醒在低氢分压环境腐蚀可能更严重113蒸馏塔顶HCL腐蚀蒸馏塔顶腐蚀环境

H20+HCL+H2SH20+HCL+H2S+NH3+CO2+SOX+(C1-C5的有机酸)NH4Cl+NH4HS114腐蚀机理：盐酸的均匀腐蚀+氨盐垢下腐蚀后果：设备腐蚀，侧线油带氯、氨盐与水腐蚀环境的不确定性

原油采购与调配偏离设计设备配置、选材和参数设计不合理电脱盐开不正常不正常的三注工况（中和剂、缓蚀剂、水）分配不均匀结盐点与露点变化氯冲击（如：氯化铵堵塞后的洗塔）115案例国外蒸馏案例一；一家远东炼油厂加工超过3000ppm的有机氯的原料，常压塔顶冷却器新的碳钢冷却器管使用不到14小时就失效。腐蚀速度相当于1000mm/y。下游的加氢装置发生严重的NH4Cl结盐。原料含有。国外蒸馏案例二；原油供应商，一段时间内向一条输油管线中加入废油品，含有机氯大约3-3000ppm。总的原油氯含量至少50ppm，一家海湾炼油厂常减压装置常压塔顶的4台1级换热器管束发生了一系列的突然断裂。116国内蒸馏案例一；NX石化--

新投产500万吨/年装置，设计原油不含有机氯，重整脱氯罐容量小。投产后81天预加氢换热器泄漏。化验石脑油含氯大于20ppm；国内蒸馏案例二；LZ石化–

常顶空冷配管造成两相流分配不均匀，远端空冷三剂不足，造成低PH的泄漏；117国内蒸馏案例三；QDLH--蒸馏塔顶2205材料空冷投用3个月顶排中部穿孔。估计与洗塔有关，大量盐酸不能及时中和。国内蒸馏案例四；常压塔顶壳壁穿孔，回流温度在油气露点温度之下，形成塔顶空间局部盐酸腐蚀环境；118119国内蒸馏案例五；国内蒸馏案例六；钛材料的氯化铵垢下腐蚀(钛氢化)由于注水导致换热器露点腐蚀位置提前120国内蒸馏案例七；国内蒸馏案例八；不同材料连接的电偶腐蚀，受影响的有碳钢、高等级不锈钢，钛材料（钛氢化）塔顶挥发线注水口，水没有成雾化，形成局部盐酸腐蚀LZ炼油厂蒸馏常顶空冷腐蚀500万吨/年蒸馏装置常顶空冷共有8台，并联运行；材质为10号碳钢，入口内插约300mm钛管；运行2年半时，位于后侧的4台腐蚀泄漏严重，第7、8片泄漏率高达40%，漏点均位于内插3钛管末端，减薄部位在入口钛管后的一定距离内，较远的管壁几乎没有减薄；注净化水、注中和缓蚀剂（水溶性）；

121国内蒸馏案例十

HCL的来源

氯化盐水解：氯化镁120℃以上就开始水解，340℃水解90%；氯化钙150℃以上就开始水解，340℃水解10%；氯化钠230℃以上就开始水解，340℃水解2%；。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。122

120℃MgCl2+H2OMgCa(OH)2+2HCl↑150℃CaCl2+H2OCa(OH)2+HCl↑540℃NaCl＋H2ONaOH+HCl↑腐蚀控制要点

露点前选用高合金材料+工艺防腐露点后PH达到中/碱性工艺防腐—三注123

控制第一滴水PH值（中和剂的VLE常数越低中和效果越好）

注水调整露点温度，稀释酸性物质，洗涤氨盐注中和剂中和酸性物质，提升PH

注成膜缓蚀剂保护设备金属

避免塔内与挥发线腐蚀--油气温度高于露点温度14℃

124125注入专用喷头喷头系统有过滤总管注入口每台冷凝器注入口理想的二段注水126蒸馏装置工艺防腐操作细则

处理量及原油质量控制电脱盐---注破乳化剂、注水（表2）电脱盐操作条件---温度、压力、电场强度、上升速度与停留时间、混合强度、油水界面、反冲洗操作、控制指标（表3）低温部位控制（露点）----三注（表4，表5）高温环烷酸腐蚀控制（高温缓蚀剂）

高温硫与环烷酸腐蚀塔顶湿硫化氢与盐酸腐蚀塔顶湿硫化氢与盐酸腐蚀氯化氨腐蚀加热炉对流段硫酸露点腐蚀腐蚀控制指标腐蚀机理腐蚀控制

脱盐前/后原油盐、水、金属、酸值、硫、氮

塔顶油/侧线油硫、酸值、金属

燃料油硫

燃料气硫化氢

电脱盐排水

PH、氯离子、总硫、铁离子、含油、COD

塔顶冷凝水

PH、氯离子、总硫、铁离子、含油

电脱盐注水

PH

加热炉烟气

CO、CO2、O2、SO2、氮氧化物、水127工艺防腐操作细则分析项目

蒸馏装置氯化铵腐蚀128氯化铵腐蚀特点

气态的NH3和HCl直接生成，细小颗粒不易下沉，在太低温度又静冷的死区堆积，堵塞设备通道；吸湿性小，堆积后会吸潮造成垢下腐蚀；

腐蚀性极强，需采用高等级材料；129出现部位蒸馏装置塔顶系统焦化装置，催化裂化装置的塔顶系统加氢装置反应流出物系统与分馏系统重整装置气提塔系统氨盐腐蚀：氯化氨与硫氢化氨腐蚀的不同氨盐会造成设备堵塞和垢下腐蚀氯化氨固态NH4Cl盐类能由气态的NH3和HCl直接生成，取决于浓度及温度。容易在较低温度又静冷的死区堆积，受潮后呈强酸性，高等级材料也受腐蚀；硫氢化氨固态NH4HS盐类能由气态的NH3和H2S直接生成，取决于浓度及温度。

吸湿性强，呈碱性，水溶液就是酸性水；130硫氢化氨沉积温度图氯化氨沉积温度图131121C80C200C结晶区结晶区不可萃取的氯化物

在电脱盐装置中不能溶解于水的氯化物；含有至少一个C-Cl（或其它卤素）键的有机溶剂是一种不可抽提的氯化物；

不可萃取的氯化物来源：油田使用化学清洗溶剂：清洗设备或去除来自原油集输线、罐、管道等中的蜡、石蜡、焦油沉积物。这些方法已经被多数产油国禁止，但是仍有使用；井下或管线中采用的杀菌剂；油井增产的压裂液；在160℃或更高的温度条件下这些溶剂开始水解解，形成HCl。

132炼油，化工，或采油污水（尤其是含有阳离子聚合物）破乳剂；脱盐化合物；引入的空气漂浮物或溶解的空气漂浮物（DAF）；絮凝化合物；氧化铝液体；化工厂废油；润滑油装置废料；清罐化合物或污泥；罐底固体；实验室溶剂。通过船舶运输过程中舱底水带入的杂质

原油自身含有有机氯（或在生产过程中形成的）

不相容原油的混合环烷酸可以增加氯化钠水解，促进沥青质包裹氯化盐，混入废弃的变压器油和润滑油

催化重整装置的氢含HCL，部分原因是吸附剂失效；

133蒸馏塔顶出现氯化铵原因

原油中氮化物分解温度在400℃以上，在蒸馏装置中基本不分解氯元素来源：

a）原油中无机盐

b）有机氯

c）净化水、缓蚀剂

氮元素来源：

a）净化水、中和剂

d）原油助剂

c）掺炼废油134氯化铵腐蚀

135

选材导则加氢裂化与加氢精制中换热器备注：如果本台换热器上游管道设置注水点，管子材料宜选用

NS1402（N08825）、

022Cr23Ni5Mo3N或

022Cr25Ni7Mo4N

和15CrMo/14Cr1Mo。氯冲击使用鲁宁管输油的炼油厂受到高有机氯的冲击；5月底总部下发胜利原油有机氯超标问题的紧急通知；杨子：正常总氯50mg/kg，高氯原油达150mg/kg；常顶循系统结盐、5300#与5400#柴油加氢精制装置停工金陵：仪征管线高氯原油总氯达190mg/kg，蒸馏集中在200#、航煤、常二线等产品中，最高值为543ppm；柴油加氢流出物系统阻力降增加，采用水洗后，不锈钢管线低点弯头321母材开裂；武汉：受影响稍晚，原油有机氯最高33ppm，影响主要集中在重整预加氢、航煤加氢、2#柴油加氢、3#柴油加氢装置。这些装置分别以常减压的初常顶、常一线、常二、常三线为主要原料。

136五氯二甲苯胺？mmgwp@163.com137高氯原油氯冲击的影响：生产波动、产品不合格；腐蚀影响不锈钢换热器与管线寿命，检查有难度；储罐底酸性水腐蚀；无有效的解决办法；水冲洗过程的氯离子监测防腐措施管控原料油氯含量勤分析（包括氯的分布及组成）、追踪、做好预案进行预脱氯处理（含化学药剂脱氯、转移、设施脱氯）确保原油氯含量、加工过程化学药剂氯含量；管控氢气、注水氯含量重整氢做好脱氯使用合格的洗涤水138由于氯化铵结晶温度高、导致结晶前移（相对硫氢化铵），相应地注水需前移，但应考虑注水点前移后，高压换热器、管道材质的适应性。勤冲洗，最好是连续冲洗；根据设备管线实际用材，控制流速、kp值等，特别是注水后设备、管线的流速；加强腐蚀管理和腐蚀监检测加缓蚀剂、增加分析频次多种手段腐蚀检测监测的验证监控设备、管道中的流速、kp值、铵盐浓度等139结合原油/原料油质量情况，对装置换热流程、工艺条件、材质情况进行评估，根据评估结果，适当调整操作、工艺条件（如：换热器温度分配）、注水点位置设置、注水量、材质升级等研究有机氯对装置长周期运行、能耗、投资、经济效益的影响对新建装置：设计时应适当考虑原料油氯含量合理设计工艺流程、操作条件；适当提高设备管道材质；140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，E2102A/B也发现严重结盐；氯化铵结晶温度在176-232℃由于原油品质差，有机氯高，使加氢装置的氯含量大大超过设计指标；在上游E2102增加冲洗水口间断注水，同时添加缓蚀剂、控制出换热器温度高于130℃等措施；装置可以开两年；141142中石化塔河分公司加氢精制装置增加注水点环境开裂143144应力腐蚀开裂条件腐蚀机理腐蚀介质其它材料碱SCCNaOH＋H2O>46℃PWHT?炭钢、低合金钢奥氏体不锈钢胺SCCCO2+H2S>38℃PWHT?炭钢、低合金钢SSC/HIC/SOHICH2S+H2OH2S>50ppm炭钢、低合金钢HIC/SOHIC-HFHF钢中S含量，PWHT?炭钢、低合金钢HSC-HFHF硬度PWHT?炭钢、低合金钢炭酸盐SCCH2S>50ppmCO3-H20PH>7.5炭钢连多硫酸SCC硫化物＋水＋空气NACERP0170奥氏体不锈钢、镍合金钢氯SCCCL-+

H2OCL->1ppm38-149℃奥氏体不锈钢145湿硫化氢环境：H2O+H2S钢材腐蚀Fe9S8腐蚀坑形式钢中渗氢氢鼓泡（HB)HIC(内部）应力集中破裂材料氢脆常温146湿硫化氢腐蚀形式第1类工况a）操作介质温度≤120℃；b)液相中水中硫化氢含量大于50ppmw；或c)液相水的PH＜4且含有少量的硫化氢；或d)气相中硫化氢分压大于0.0003MPa（绝压）；或e)液相中含有少量硫化氢，HCN小于20ppmw，且PH＞7.6。第2类工况a）操作介质温度≤120℃；b)液相中水中总硫化物含量大于50ppmw；或c)气相中硫化氢分压大于0.0003MPa（绝压），且液相中总硫化物含量大于2000ppmw，PH＜4；或d)液相中总硫化物含量大于2000ppmw，HCN大于20ppmw，且PH＞7.6,；或e)液相中含有硫氢化胺大于2%（wt%）。147定义环境严重性148水中H2SPPM水的PH<5050-10001000-10000>10000<5.5LMHH5.5-7.5LLLM7.6-8.3LMMM8.4-8.9LMMH>9LMHH严重腐蚀严重腐蚀低腐蚀范围环境严重性焊后硬度HBPWHTHB<200200-237>237<200200-237>237HLHHNOLMMLMHNONOLLLLMNONONO149环境严重性高硫钢<0.01%S低硫钢0.002-0.01%S超低硫钢<0.002%S焊后PWHT焊后PWHT焊后PWHTHHHHMMLMHMMLLLLMLLLNONOHIC/SOHIC敏感性SCC敏感性抗HIC钢应力消除轧制无缝钢管与焊缝/铸件不考虑HIC酸性湿硫化氢腐蚀缺少氨的湿硫化氢是酸性（pH4.5到7.0之间），属于严重腐蚀环境，由于无法形成致密的硫化铁保护膜，腐蚀特征是均匀腐蚀，板材还有氢致开裂问题；容易出现的装置和设备，如汽油加氢、轻烃回收、硫磺装置急冷塔系统瓦斯分液罐，不合格球罐底部等；防腐措施：冷却器抽掉底部3排管，避免铁锈堆积形成垢下电化学腐蚀；设备内壁或换热管刷涂料；采用0Cr13或321不锈钢；150减缓湿硫化氢腐蚀的措施采用不锈钢复合板(碳钢+0Cr13）；表面非金属涂料；注水洗涤，控制PH7-8；注入聚硫化铵缓蚀剂（[NH4]2Sx）可转换氰化物成无害的硫氰酸盐，控制HCN<20ppm。消除应力，控制硬度：<HB200<HB225<HB235<HB245<HRC22<HRC28碳钢1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo9Cr-1Mo不锈钢（铁素体、马氏体、奥氏体双相钢151湿硫化氢腐蚀环境材料失效的修复

修复前检查确定开裂或减薄的程度；轻度HIC缺陷可不修复；鼓包形态需钻孔排氢；炼油厂所有在役设备材料内均含氢，修复前需消氢热处理；焊条采用低氢低强度焊条，小规范焊接工艺；焊后需应力消除，HB小于200

无条件热处理的可采用不锈钢焊接（下周期需恢复）152氢脆腐蚀与氢腐蚀的不同153

氢腐蚀是化学过程损伤不可逆转，氢脆是物理过程可加温脱氢氢腐蚀必须在有一定氢分压下高温环境发生引起氢脆的氢源（氢原子）广泛奥氏体不锈钢使用中常见的问题

应力腐蚀问题氯离子连多硫酸

冷加工硬化后对应力腐蚀开裂更为敏感膨胀节管件旋压封头

高温长期服役后的脆化问题高温下长期服役后会在组织上出现了碳化物和σ相析出问题，使脆性明显上升,韧性大幅度下降。设计人员和在用管理人员不注重这些问题；154不锈钢不锈钢的耐蚀原因抗气氛氧化：氧化膜均匀、连续和致密性抗溶液腐蚀：钝化膜（成相、吸附）的稳定性与再生能力不锈钢的失效均匀腐蚀；点腐蚀；缝隙腐蚀；晶间腐蚀；应力腐蚀；选择性腐蚀155300系列不锈钢基本型

304（18-8）加稳定化元素

321（含钛）

347（含铌）

316（含钼、钛）低碳级奥氏体不锈钢

304L316L156不锈钢的热处理固溶化热处理加温至1040-1065℃下保温0.25-0.5小时/英寸，水淬冷却稳定化热处理含钛和铌稳定化元素的不锈钢的稳定化热处理：870-900℃下保温4小时，随后空冷；

应力消除热处理870-900℃下保温1小时/英寸，随后从815-425℃快速冷却；157不同不锈钢在中性有氧氯化物水溶液中的现场经验和实验室数据的汇总158在中性氯化物水溶液中不同等级的CPT（极限点蚀温度）工程上对不锈钢耐氯离子能力限制根据GB50050-2007工业循环冷却水处理设计规范，敞开式凉水塔的循环水中氯离子浓度对碳钢与不锈钢换热设备水走管程氯离子不大于1000ppm，不锈钢换热设备水走壳程传热面壁温小于70℃，冷却水出水温度小于45℃，氯离子应小于700ppm。板式换热器不同材料耐氯离子的能力不同：PH=7.5壁温50℃条件下304材料氯离子应小于52ppm、SS316/SS316L耐氯离子浓度为250ppm左右，2205和2207耐氯离子浓度为1000ppm左右，SMO254可耐8000ppm

；159不锈钢的敏化敏化

不锈钢冷加工后产生应变马氏体，硬度升高，耐应力腐蚀能力下降；如膨胀节、冷挤压成型的不锈钢管件、旋压封头、不锈钢管束U型管弯头等，在应力集中部位开裂；160304不锈钢旋压封头直边段开裂

封头冷旋压成型合格，设备制造后水压试验通过；设备在露天存放一年；裂纹有外向里扩展至穿透，裂纹中有高的氯与硫元素；

原因：大气环境应力腐蚀开裂；不锈钢旋压封头在应力腐蚀环境工作应做固溶化热处理；161162案例-制造问题

制氢装置换热器管箱开裂制氢装置换热器壳体304复合板敏化后的晶间腐蚀开裂。(采用304L为好）加氢装置不锈钢应力腐蚀环境氯化物—开工与生产期间：60-150℃温度+氯离子的浓缩+敏化不锈钢焊缝，呈穿晶树枝状开裂金相；碱—开工与生产期间：60-150℃温度+碱的浓缩+敏化不锈钢焊缝，呈穿晶树枝状开裂金相；连多硫酸—

停工期间：（空气+水+硫化铁）硫酸+敏化不锈钢焊缝呈沿晶状开裂金相；163不锈钢环境开裂：氯离子、

连多硫酸、碱的应力腐蚀不同164

氯离子1ppm可导致开裂，开裂一般在60℃以上，但40℃以上会有点蚀，不锈钢导淋管或法兰密封槽开裂案例多；连多硫酸往往在停工检修期间发生穿透性开裂，不容易发现；低碱浓度的开裂往往与浓缩有关，如蒸汽发生器管板开裂或有伴热线的碱管线焊缝热影响区开裂；腐蚀开裂部位

反应流出物管道与导凝管连接焊缝不锈钢设备/管道/内件的焊缝不锈钢堆焊层表面165导凝管焊缝开裂原因分析通常在开工过程残留在导凝管内的水分蒸发，氯离子在60℃以上温度，敏化的不锈钢，在较大残余应力下开裂；中和清洗留下的碱浓缩，加速了开裂；施工不规范造成导凝管焊缝大的残余应力；导凝管结构不合理，易残留液体；开工升温前，残留水分没有吹干/蒸发；166连多硫酸应力腐蚀（PTA）

腐蚀机理：环境：硫化物－水－空气反应形成酸性环境（H2SXO6）材料：敏化材料(370-815℃长期操作)或类似敏化的焊缝附近（300系列）应力：存在残余应力或拉应力的地方产生裂纹；腐蚀形态：在焊缝热影响区或母材上的晶间腐蚀开裂，可以数分钟或数小时扩展，通常在开工时才发现泄漏；167168连多硫酸应力腐蚀开裂染色渗透检验表明焊缝周围存在大量的裂纹晶间开裂和晶粒脱落304不锈钢催化剂回收管线和法兰的PT检查靠近法兰的催化剂回收线的横截面显示在焊缝HAZ区有裂纹，停工期间连多硫酸腐蚀的预防

（NACE）标准RP0170“炼油厂停工期间奥氏体不锈钢设备连多硫酸应力腐蚀开裂的预防”氮气吹扫保护；碱洗；使用干性空气防护；

169170碱应力腐蚀mmgwp@163.com171CAB炭钢不消除应力处理炭钢消除应力处理（阀门内件镍合金）用镍合金%(W)℉℃B13-09172173□缝隙腐蚀碱脆浓度为50～100ppm的苛性碱在浓缩条件下足以导致开裂。D炼油厂蒸汽发生器管板裂纹

馏分油加氢E1023蒸汽发生器在使用过程中发现管板有泄漏现象

介质：管程为柴油，壳程为脱盐水产生1.0Mpa饱和蒸汽。材质：壳程/管程为16MnR/10#。换热管与管板连接型式为强度焊加贴胀，发现换热管与管孔之间存在1mm左右的间隙。原因分析：由于蒸汽发生器制造问题，管板与换热管之间留有较大间隙，锅炉水蒸发过程在间隙内发生碱浓缩，造成碱脆。174175裂纹部位金相组织为锻件的索氏体组织，裂纹沿晶界扩展，呈现曲折的网状。裂纹走向多数为焊缝根部，部分裂纹穿过两管程之间，呈