石油化工設(shè)備的腐蝕分析范文
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1、胺腐蝕
胺處理裝置中，包括氣體與烴脫硫裝置、酸性水處理裝置等均存在胺腐蝕。其腐蝕的機理是由溶解在溶液中的酸氣（H2S、CO2）、胺的降解產(chǎn)物、熱穩(wěn)定胺鹽（HSAS）以及其他雜質(zhì)作引起的。由于胺處理中含有H2S、CO2、氰化物等腐蝕介質(zhì)，也帶來了應(yīng)力腐蝕問題。胺腐蝕的情況和胺類型、腐蝕介質(zhì)濃度、溫度、流速等相關(guān)。對于胺腐蝕問題的防治，主要是通過選用耐腐蝕材料以及對設(shè)備結(jié)構(gòu)進行重新合理設(shè)計等方式進行。
2、高溫硫腐蝕
對近年來石化企業(yè)設(shè)備的腐蝕調(diào)查表明，高溫硫腐蝕問題存在較為普遍，在重油高溫部位的腐蝕平均速率為0.5~1mm/年，而在流速流態(tài)交變的部位，腐蝕速率甚至達到1~3mm/年。高溫硫腐蝕的機理是：在使用溫度大于240℃和工業(yè)介質(zhì)中含有活性硫化物，例如單質(zhì)硫、硫醇、硫醚、二硫醚、H2S等時，能形成高溫硫腐蝕環(huán)境，并可直接與金屬設(shè)備發(fā)生反應(yīng)，對設(shè)備會產(chǎn)生嚴重的均勻腐蝕。其中，在240℃以上時，H2S與硫醇可直接與鐵發(fā)生反應(yīng)；在340~430℃之間時，H2S的腐蝕率最大，在340~460℃之間時，單質(zhì)硫可直接與鐵反應(yīng)；當(dāng)溫度在430℃以上時，高溫硫腐蝕有所減輕，在480℃以上時，H2S幾乎完全分解，高溫硫的腐蝕率下降。對高溫硫腐蝕問題的防治，主要是選用耐腐蝕的材料，如含有Al、Cr、Si等元素的合金鋼材料。
二、石油化工設(shè)備的腐蝕壽命評價
本文以輸油管道的壽命評價為例，分析了石油化工設(shè)備在腐蝕壽命評價時的方法及相關(guān)內(nèi)容。1、設(shè)備壽命評價的目的對輸油管道的壽命評價，主要是基于可靠性理論和腐蝕理論，以給定管道的目標可靠度，并評估管道的腐蝕剩余壽命。2、影響輸油管道壽命的因素根據(jù)歷年來輸油管道失效原因的統(tǒng)計分析，腐蝕問題是引發(fā)的管道失效的最主要因素，并約占據(jù)了80%以上的比例。腐蝕的主要原因是由管道輸送液體所引發(fā)的內(nèi)腐蝕，其次是土壤等因素引發(fā)的外腐蝕。3、輸油管道腐蝕剩余壽命的評價方法可采用具體數(shù)學(xué)公式的形式，來表達輸油管道腐蝕速率的模型，從而實現(xiàn)對管道腐蝕剩余壽命的預(yù)測與評價。其輸油管道腐蝕使用壽命的方程式如下在方程式中，tf和tu分別表示的是輸油管道腐蝕使用壽命和管道的已使用時間；δ和δ0則分別表示的輸油管道壁厚和管道最小允許的壁厚值；x則是指在tu時刻所觀測到的最大已腐蝕壁厚值，n為時間常數(shù)，通常由管道腐蝕的內(nèi)部因素以及外部因素等條件決定，通常取0.3~0.5。計算得出tf后，則輸油管道腐蝕剩余壽命tr則可用下列方程式表達，其中ts為輸油管道防腐層的腐蝕壽命。4、管道腐蝕壽命評價的具體應(yīng)用通過上述方程式，可具體得出各區(qū)域內(nèi)輸油管道腐蝕剩余壽命，并可依據(jù)此數(shù)據(jù)制定出具體的管道檢測與修復(fù)標準。
三、總結(jié)
本文首先就我國石油化工設(shè)備所面臨的主要腐蝕問題及防治措施進行了分析和探討，并系統(tǒng)闡述了石油化工設(shè)備壽命評價的目的及具體應(yīng)用方法。隨著當(dāng)前我國石油化工生產(chǎn)中高硫、高酸原油總量的增加，以及社會對環(huán)境保護要求的日益提升，都對石油化工設(shè)備的防腐技術(shù)提出了更高和更嚴格的要求。而做好對石油化工設(shè)備腐蝕問題的分析及設(shè)備腐蝕剩余壽命的評價工作，不僅可使得設(shè)備腐蝕問題的防治與修復(fù)更具有針對性，而且還能綜合性的提升石化企業(yè)在設(shè)備防腐中技術(shù)水平，從而為企業(yè)取得更好的防腐效果。
作者：莫千祥單位：中油廣西田東石油化工總廠有限公司
