湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护.docx

湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护刘海滨莫少明中国石化股份公司齐鲁分公司胜利炼油厂 (山东省淄博市 255434)摘要 :文章对胜利炼油厂蜡油加氢装置的临氢高压空冷器出口管线及重油加氢装置低压酸性气体脱硫系统胺液再生塔顶空冷器出口管线的腐蚀进行了分析 ,指出 H2 S 含量 、介质流速 、温度及材质是影响腐蚀的主 要因素 ,并提出控制介质流速在 0. 40. 61m/ s 、合理选材 、加注缓蚀剂和加强监测可避免腐蚀事故的发生 。关键词 :加氢装置 湿硫化氢环境 管线 腐蚀防护对于湿硫化氢环境下压力容器等设备而言 ,目前已积累了比较丰富的选材 、制造 、使用等经验 ,并 纳入了强制性的标准规范中 ;而对该环境下的工艺 压力管道而言 ,则还没有引起人们足够的重视 。下文以胜利炼油厂蜡油加氢装置的临氢高压空冷器出口管线及重油加氢装置酸性气体脱硫系统的胺 液再生塔顶空冷器出口管线的腐蚀事故为例 ,提出 该部位湿硫化氢环境下工艺管线的防护措施和对 策 。有两个弯头外弧顶部位减薄到不足 1mm ,这些弯头因外壁包了盒子才维持使用 ;有三个出口弯头外弧 顶侧最小壁厚分别为 2 . 9 、2 . 8 、3 . 0mm ,马鞍口立管 的最小壁厚为 3 . 1mm 。但所有直管线的壁厚正常 , 只有轻微减薄 ;另外对胺液再生塔顶挥发线 、E1703 入口管线的测厚也很正常 ,几乎没有腐蚀 。2临氢高压空冷器出口管线的腐蚀蜡油加氢装置临氢高压空冷器为反应生成物的高压空冷器操作条件如下 :操作压力 :7 . 06 . 6Mpa操作温度 :入口 120 ,出口 60 操作介质 :焦化腊油 、减压腊油 、H2 、H2 S 、H2O 、NH3 、和氯盐等2001 年 7 月 E103/ C 南侧出口弯头发生破裂 , 装置被迫紧 急 停 工 。E103/ C 、D 出 口 管 线 于 1988 年投用 ,规格为89mm 7mm ,材质为 20 号无缝钢 ( GB8163 - 87) 。1999 年装置改造扩建时 , 设 计 在 原有二台高压空冷器 ( 工艺编号 : E103/ C 、D) 的基 础 上 , 并 列 新 增 了 两 台 高 压 空 冷 器 ( 工 艺 编 号 E103/ A 、B) ,两台旧空冷器及出入口工艺配管均属 利旧移位 。为保证利旧管线的可靠性 ,施工时进行 了检测 ,测厚结果为 E103/ C 南侧出口弯头外弧顶 侧最小壁厚为 5 . 3mm ,其余三个出口弯头最小壁厚 在 5 . 76 . 5mm 。根据 SH3059 - 94石油化工企业管道设计器 材设计通则规定的管子壁厚计算公式 ( 已考虑了 腐蚀裕量及壁厚负公差) :1胺液再生塔顶空冷器出口管线的腐蚀胜利炼油厂重油加氢装置酸性气体脱硫系统胺液再生塔顶空冷器的操作条件如下 : 操作介质 : H2 S 、水蒸气 、DEA 、NH3 ,CO2 ; 操作温度 :入口 102 ,出口 60 ; 操作压力 :0 . 2MPa空冷器出 口 管 线 原 设 计 采 用 20 号 无 缝 钢 管 ( GB8163 87) , 规格为 89mm 5mm 。自 1990 年 装置投产以来 ,该段管线多次发生腐蚀穿孔泄漏事 故 ,阀门亦经常因锈蚀而失效 。1994 年检修时将 上述管线全部更换为 SUS321 不锈钢管线 , 使用 5 年多未发生泄漏事故 。1999 年 11 月装置扩建改造 时因酸性气量增大 ,这些管线设计扩径更新 ( 规格 为108mm 6mm) , 材 质 又 改 回 20 号 无 缝 钢 管 。1999 年底改造投产后 ,从 2000 年 6 月至 2001 年 1 月该段管线共先后发生 13 起腐蚀泄漏事故 ,只好 采取带压堵漏等措施维持运行 。2000 年 2 月该管 线一 DN300mm 立管弯头穿孔 ,大量硫化氢泄漏 ,为 此进行了停工处理 ,将上述管线 、管件及阀门全部 更换为 SUS321 材质 。通过对割除的旧管线现场调 查及测厚发现 : 有三个弯头 (108mm 6mm) 的外 弧顶部位被腐蚀穿孔 ,形成拳头般大小的孔洞 ,还P D0/ (2 t + P) + Cs =式中 :D0 管外径 ,mm ; (89mm)P 设计压力 ,MPa ; (7 . 6MPa)t 在设计温度下 材 料 的 许 用 应 力 ,第 5 期刘海滨等 . 湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护31 MPa ; (130 MPa ) 焊缝系数 ,无缝钢管取 1 ;C 管子 壁 厚 的 附 加 余 量 ( 包 括 腐 蚀 裕 量及壁厚负偏差) ,mm ; ( 此处取 3mm ,偏于保守)得出 s = 5 . 53mm 。 设计人员按当时弯头最小壁厚为 5 . 3mm 、使用10 年 、局部最大腐蚀率为 0 . 15mm/ a 计 , 该弯头的设计计算厚度仅需 5 . 53mm ( 还包括了 2 . 54mm 的 腐蚀裕量) ,因此确定这部分管线可以利旧 。通过对破裂的 3 号弯头测厚 ,测得其外弧顶最 薄处为 3 . 1mm ,按运行时间 20 个月计 ( 1999 年 12月至 2001 年 7 月) ,其局部最大 腐 蚀 率 竟 达 到1 . 56mm/ a , E103/ C、D 其余三个出口弯头局部最大 腐蚀率 分 别 为 0 . 94 、1 . 12 、0 . 946mm/ a , 新 投 用 的 E103/ A 、B 的 4 个出口弯头 (89mm 10mm) 局部 最大腐蚀率分别 0 . 5 、0 . 81 、0 . 87 、0 . 56 mm/ a ,而所 有入口管线及弯头 、出口管线均减薄较少 ,腐蚀率 不大于 0 . 1mm/ a 。加氢 E103/ C 、D 出口管线 (89mm 7mm) 的介质流速为 9 . 6m/ s , 重油加氢 E1703 出口管线的介质流 速为 31m/ s , 而美国腐蚀工程师学会 ( NACE) 在对 几十套加氢装置反应馏出物空冷器的腐蚀情况进 行调查 、分析后 ,提出在 H2 S - NH3 - H2O - CO2 的 腐蚀环境下 ,介质流速要控制在 4 . 66 . 1m/ s 的范 围内 ,介质流速若超过 6 . 1m/ s 则腐蚀 + 冲蚀速率将急剧增大1 。在重油加氢装置 E1703 出口管线 部位安装的挂片 、探针腐蚀监测表明 : 当介质流速 小于 5m/ s 时 , 20 辆钢的腐蚀率小于 1mm/ a ; 流速大于 5m/ s 时 ,腐蚀率显著上升 , 当流速大于 7m/ s时 ,腐蚀率高达 9mm/ a 。,见图 1 。3腐蚀原因分析图 1 20 号钢腐蚀率与介质流速关系曲线3 . 1 介质的影响管线腐蚀损坏的根本原因是加氢反应中生成 了大量硫化氢 ,与再生塔内的水蒸气或高压空冷器 的注 入 水 经 过 冷 却 后 形 成 了 H2 S - NH3 - H2O - CO2 的腐蚀环境 。对空冷器出口 20 号钢内表面腐蚀产物进行 X 射线衍射定性相和能谱分析表明 , 腐蚀产物主要是含铁的硫化物 FeS、FeS2 和铁的氧 化物 FeO ( OH) 、FeO 、Fe2O3 , 说 明 腐 蚀 主 要 是 由 H2 S 、CO2 引起的 。蜡油加氢装置改造前主要加工焦化蜡油 ,由于 含硫量低 ,加工量稳定 、操作平稳 ,因此该管线腐蚀 率较低且呈现比较典型的均匀腐蚀状态 (出口最大 腐蚀率为 0 . 15mm/ a) 。装置改造后 ,掺炼了 50 %硫 含量很 高 的 减 三 线 蜡 油 。据 定 期 分 析 统 计 , 2000 年第二加氢装置混合蜡油的原料硫含量 平 均 为1 . 23 % ,其中 9 月份竟达到 1 . 72 % ,远远超出了对 原料硫含量的最高设计要求 ( 1 . 08 %) 。从而引起 腐蚀 加 剧 。日 常 分 析 循 环 氢 脱 后 H2 S 为 1 % 2 % ,工艺指标仅为 0 . 1 % 0 . 5 % , 冷高分酸性水 分析含硫量为 6 . 61 % 、5 . 61 % 、6 . 67 % ,p H 值为 35 。3 . 2 流速的影响根据设计核算结果 ,在正常操作条件下 ,蜡油E103/ C 、D 出口管线的流速为 9 . 6m/ s ,远远超出了 NACE 规定 6 . 1m/ s 的临界流速 ,如果考虑到 介质偏流的影响 ,则超出的范围更大 。由于介质高 速流动 ,在突然转弯或缩径处形成涡流 ,携带能量大且具有腐蚀作用的小液滴会与管壁激烈碰撞 ,使 得管壁表面形成的 FeS 保护膜不断被去除 ,从而再 次发生腐蚀 ,形成了腐蚀 冲刷 腐蚀的循环破坏 形式 。重油加氢装置 E1703 出口管线的介质流速 远高于腊油加氢 E103/ C 、D 出口管线的介质流速 ,因此前者的腐蚀率比后者大得多 ;而直管段介质流 速虽高 ,但仍处于环状流动 ,冲刷并不严重 ,因此腐 蚀率较低 。3 . 3 温度及溶解氧的影响对于低温硫化氢腐蚀而言 ,当操作温度高于水 的露点温度以上时 ,由于水以蒸汽形式存在 ,构不成硫化氢的电化学腐蚀状态 ,而气相硫化氢的腐蚀性很弱 ,上述空冷器的入口温度工艺指标均大于100 ,因此入口管线腐蚀轻微 ;当操作温度低于水 的露点温度时 ,硫化氢则溶解在水中 ,空冷器的出 口温度为 60 , 硫化氢浓度之高已达到饱和溶解状态 ,发生强烈的阳极溶解型电化学腐蚀 ,而且高 压空冷器前的注入水及再生塔内的汽提蒸汽 ,均含32 石油化工腐蚀与防护第 18 卷有一定的溶解氧 ,会以 FeS 为阴极形成闭塞电池 ,产生坑蚀 。3 . 4 材料的影响根据重油加氢 E1703 出口挂片探针腐蚀试验 ,当流速为 7 . 1m/ S 时 ,20 号钢腐蚀率达 9mm/ a , 因 此操作条件下 20 号 1 钢是不耐腐蚀的 (见表 1) 。涡流冲蚀减薄 。从测厚计算出的腐蚀率情况来看 ,E103/ A 、B4 个出口弯头的局部最大腐蚀率分别为0 . 5mm/ a 、0 . 81mm/ a 、0 . 87mm/ a 、0 . 56mm/ a ; 而 E103/ C 、D4 个出口弯头本周期局部最大腐蚀率分 别为 0 . 94mm/ a 、1 . 56mm/ a 、0 . 94mm/ a 、1 . 12mm/ a ,说明由于介质流量发生了较大偏流 , E103/ C 、D 出 口弯头腐蚀率远高于 E103/ A 、B 的弯头腐蚀率 。表 1空冷出口挂片探针腐蚀试验数据腐蚀率/ mma - 1介质流速/ ms - 14湿硫化氢环境下工艺管线的防护措施挂片材质腐蚀形态20 号ND20 号0Cr1308Cr2AlMo1Cr18Ni9Ti1Cr18Ni9Ti0 . 810 . 669 . 002 . 201 . 540 . 300 . 21减薄并有蚀坑减薄并有蚀坑 减薄至 0 . 5mm 减薄减薄 均匀减薄均匀减薄4 . 44 . 17 . 17 . 17 . 47 . 05 . 04 . 1 控制介质流速设计配管时应借鉴 NACE 有关规范要求 ,注意 控制介质流速在 0 . 40 . 61m/ s ,并据此确定合适 的管线规格 ;生产中在满足工艺操作条件下要尽量 控制介质流速不超标 ,以免发生严重的冲刷腐蚀 。4 . 2 合理采用耐蚀材料对加氢装置低压酸性气脱硫系统湿硫化氢环 境下的管线应尽可能选用奥氏体不锈钢材质 。根 据使用经验 ,此系统管线采用奥氏体不锈钢材质是 经济的 ,可大大降低装置的腐蚀事故率 ,而且没有发生过硫化氢应力腐蚀开裂事故 。 高压系统湿硫化氢环境下的管线 ,考虑到介质中含有部分氯离子 , 其管线均选碳钢材质 。国内20 号无缝钢 ( GB8163 - 88) 与国外 A106 GrB 钢质量 指标相当 ,按 NACE 的规范 ,只要控制合理的介质流速可减缓冲刷腐蚀 ,但管线焊缝必须进行焊后消 除应力热处理 ,否则容易发生应力腐蚀开裂事故 。4 . 3 注缓蚀剂胜利炼油厂曾于 1994 年在重油加氢装置溶剂 再生塔顶挥发线进行注缓蚀剂试验 ,通过 E1703 出口管线 20 号钢挂片腐蚀监测情况看 ,缓蚀效果很 好 (结果见表 2) 。在此操作条件下 ,ND 钢的耐蚀性与碳钢差别不大 ,0Cr13 不锈钢与碳钢相比耐蚀性提高了 4 倍 以上 , 但 不 如 抗 硫 化 氢 腐 蚀 新 钢 种 08Cr2AlMo 。1Cr18Ni9Ti 耐蚀性最好 , 但随流速的增加 , 腐蚀率 也有一定程度的升高 。各种钢抗蚀性能的顺序为 :1Cr18Ni9Ti 08Cr2AlMo 0Cr13 ND 20 号 。3 . 5 其它因素的影响空冷器设计的介质流向应是对称分配的 ,其设 计准则是靠对称的布局及工艺配管的对称分布保 证介质流量均衡 。而蜡油加氢装置改造时 ,新增的E103/ A 、B 出口管线规格变为89mm 10mm ,利旧 的 E103/ C 、D 出口管线规格仅为 89mm 7mm ( 若 考虑倒壁厚减薄因素则管内径更大) ,破坏了工艺 配管对称的设计准则 ,造成了 E103/ A 、B 出口管线 内径小 、阻力降大 , E103/ C 、D 的介质流量要大于E103/ A 、B ,致使 E103/ C 、D 的出口弯头产生严重的表 2再生塔顶空冷出口注缓蚀剂试验结果S2 -/ MgL - 1Fe总/ MgL - 1NH3 - N/ MgL - 1平均腐蚀率/ mma - 1缓蚀率/ %试验部位p H 值空冷出口 ( 空白)空冷出口 ( 注剂)5. 35 1054. 29 1051 . 58 1051 . 56 1057 . 50 . 0053 . 491 . 959 . 29 . 399 . 9从试验结果可以看出 ,20 号钢的腐蚀率仅为0 . 005mm/ a ,系统中的总铁含量下降 , 缓蚀率达到99 . 9 % 。此外 , 试验还证明缓蚀剂不会引起 DEA溶液的降解和发泡 ,对装置正常操作无不利影响 。 高压系统湿硫化氢环境下可以注多硫化纳缓蚀剂 ,胜利炼油厂重油加氢装置及加氢裂化装置高压空冷器入口管线一直间歇注软化水和多硫化钠缓蚀 剂 ,上述管线已使用 10 年 ,未发生明显腐蚀减薄 。4 . 4 加强腐蚀监测对低压湿硫化氢环境要加强易冲蚀部位的挂 片探针在线腐蚀监测以及下游分离设备的冷凝水分析 ,并及时反馈结果指导生产 。高压系统的湿硫化氢环境 ,因探针和挂片监测法难以实施 ,因此应 加强易冲蚀部位的在线定点定期测厚 ,以防腐蚀加剧发生突发事故 。(收稿日期 :2001 - 08 - 22)Petrochemical Corrosion and ProtectionBimonthly ,Volume 18 ,No . 5 October ,2001ABSTRACTSCorrosion Protection Technologies f or the Process Units Pro2cessing Imported High - sulf ur CrudesJia PenglinIn processing high - sulfur crudes , such problems as wet low- temperature H2 S corrosion , high - temperature sulfur corrosion , polythionic acid corrosion and dew point corrosion of sulfuric acid , etc often occur. The practical measures for corrosion protection in processing high - sulfur crudes were discussed and several aspects demanding attention in the technology development were present2 ed.Key words high - sulf ur crude , corrosion , protection mea2sure , technology developmentCorrosion Protection Coating and Ni - P Plating f or Heat Ex2 changers in Petrochemical Services and Technology Develop2 mentYu CunyeThe application techniques and process of organic coatings and Ni - P plating for anti - corrosion and anti - fouling of Petro2 chemical heat exchangers were reviewed. The development trend of corrosion resistant heat exchangers using composite plating and coating was introduced.Key words heat exchanger , erosion protection , organic coat2ing , Ni - P plating , a pplication , platingPolymer Type Anti - f ouling Inhibitor f or Cooling Water andResearch DevelopmentYu Xianguo , Li Guoxi , Li QingsongThe types , characteristics and the research development of polymer type anti - fouling inhibitors were introduced in detail . The major polymer type anti - fouling inhibitors were natural high polymers , CA , PCA , sulfonic based copolymers and environmen2 tally friendly copolymers etc . Environmental protection demanded that great efforts should be put into the development and applica2 tion of biologically degradable non - phosphorus non - nitrogen and environmentally friendly new anti - fouling inhibitors.Key words polymers , anti - f ouling inhibitor , cooling water Corrosion of Crude Distillation Unit in Changling Ref inery Gong Desheng , Chen XuebinThe variation trend of crude oil properties and variation laws of acid value and sulfur content in distillates in Changling Refinery were described. The equipment corrosion and corrosion patterns in the distillation unit were summarized. It was concluded that the se2 lection of 16MnR + 316L composite steel plate , 18 - 8 stainless steel and A3 + 316L composite plate for could reduce the corrosionminum diff used steel , GX - 195 high - temperature corrosion inhibitor , ”one removal and three injectionsCorrosion of the Delayed Coker in Maoming PetrochemicalCompany and ProtectionLiu XiaohuiThe coker drum , furnace , vessels and piping of the delayed coking unit in Maoming Petrochemical Company suffered corrosion of different degrees. The 30 years old unit is now operating very smoothly and reliably after spray of aluminum on the internal wall of the coker drum , replacement of carbon steel high - temperature piping with Cr - Mo one , application of aluminum diffused furnace tubes and strengthened monitoring of corrosion.Key words coking , corrosion , material selection , monitoring Corrosion of FCCU, Delayed Coker and Sulf ur Recovery Unit and ProtectionYuan J unguoAs the high - sulfur crude oil accounted to half of the total crude oil processed by Zhenhai Refining & Refining Company , the fluid catalytic cracking unit , delayed coking unit and sulfur recov2 ery unit were corroded in different degrees. The material selection , process corrosion protection measures and precautions in equipment fabrication for the corrosive section of above units were described. Key words high - sulf ur crude , corrosion , material selection , process measureCa use Analysis of Overhea d Salt Deposit of FCC Ma in Frac2tionatorGuan Xiaozhen , Zhang GuangqingThe analysis of the salt depositing on the overhead of heavy oil FCC main fractionator concluded that the heavier feedstocks of the upgrading units and increase of the impurities like chloride , sulfur and nitrogen etc were the culprits. The salt depositing couldbe prevented by strengthening ”one removal and three injections”,applying new catalyst and improving the corrosion monitoring.Key words fluid catalytic cracking , salt depositing , measureCa use Analysis of Corrosion Blocking of Crude Oil Sta bilizer and CountermeasuresZhao Qingping , Yan WeiyouThe analysis of the corrosion blocking of the crude oil stabi2 lizer has found that the corrosion and blocking were mainly caused by HCl , H2 S , NH3 , H2O and O2 etc . The corrosion blockingcould be eliminated by improving ”one removal and two injec2tions”, injecting amine instead of ammonia and enhancing sulfur removal rate , etc .Key words blocking , , corrosion , f ouling HS - 2000 neutraliz2ing corrosion inhibitorCorrosion of Piping in Wet Hydrogen Sulf ide Environment and ProtectionLiu Haibin , Mo S haomingThe corrosion of the outlet piping of high - pressure air cooler of the hydrotreating unit and the outlet piping of the overhead air cooler of amine regenerator of the low - pressure acid gas desulfur2 izer of the heavy oil hydroprocessing unit was analyzed. It was concluded that H2 S content , fluid velocity , temperature and con2 struction of material were the major factors for the corrosion. The corrosion could be prevented by controlling the flow velocity within0. 40. 61 m/ s , selecting proper materials , injecting corrosion in2hibitors and strengthening corrosion monitoring.Key words hydroprocessing unit , wet hydrogen sulf ide envi2in corrosive low - temperature light oil and high -heavy oil service .Key words distillation unit , material selectiontemperatureCorrosion of Crude Distillation Unit Processing High - acid -value Crude and High - sulf ur CrudeAn Hui , ZhaoyanThe corrosion environment , corrosion status , corrosion mech2 anisms and corrosion protection measures for the crude distillation unit processing Liaohe high - acid - value crude and high - sulfur imported crudes in Jinxi Petrochemical Company were introduced. One overhaul in two years could be realized by upgrading materi2 als , selecting aluminum diffused steels , applying high - tempera2ture corrosion inhibitors and strengthening ”one removal and threeinjections”.Key words Liaohe crude , high acid value , corrosion , alu2Petrochemical Corrosion and ProtectionBimonthly ,Volume 18 ,No . 5 October ,2001ABSTRACTSronment , piping , corrosion , protectionCorrosion Cracking of Regenerator and Safe OperationWang Yujue , Zhang XiaoluCorrosion Fa ilure of Ref inery Process Piping and Material Se2lectionRao XingheSince the fluid in most of the refinery process pipelines is flammable hydrocarbons , the corrosion failure of the pipeline can easily cause fire emergency. 4 corrosion failure cases ( some were the results of inappropriate selection of materials and some were the outcome of misusing welding materials) were introduced and the principles of material selection for refinery operation were dis2 cussed.Key words ref inery , process piping , corrosion , fa ilure , mate2rial selectionSome Problems in Cathodic Protection OperationWang Zhif angThe filed investigation has found several problems in cathodic protection operation , such as proper conditions for power supply facilities , high - efficiency reference electrode and the sacrificing anode etc . These deserve detailed discussion.Key words cathodic protection , impressed current , problems in sacrif icing anode operation .Corrosion Protection Design f or Large Steel Crude TankGuo MengfeiThe corrosion protection design options including coating de2 sign and cathodic protection design for large steel crude tanks were described. The combined coating and cathodic protection option was the most cost effective measure of corrosion protection.Key words crude oil tank , corrosion protection , coating , ca2thodic protection , optionApplication of RG Water - proof ing Coating in House Roof ingWang Wei , S hi WenjieRG water - proofing coating was suggested to replace the ex2 isting felt paper and other materials in roofing of the civil and in2 dustrial buildings. The application proved that this coating had very good performances and theoretical life of the coating could be as long as 20 years. The cost of unit area of the coating was com2 parable with that of other conventional materials.Key words building roof ing , water lea kage , RG water - proof2ing coatingStudy on the Corrosion of 16Mn R, 316L Steels in Sulf ur -conta ining CrudeDong S haoping , Yuan J unguo , Zhang Kangda , Fang DemingThe study on the corrosion of 16MnR , 316L stainless steels in sulfur - containing crude showed that the equipment manufactured with 16MnR material could continue to operate at a total sulfur content of less than 2. 0 % and the uniform corrosion rate was about 1. 6 mm/ yr. The slow tensile stress corrosion testing demon2 strated that the initial concentration of Cl - 1 when the stress corro2 sion cracking of 316 steel began to appear was 250 mg/ L whileH2 S and p H content had little effect .Key words sulf ur - conta ining crude oil , 16Mn R, 316L , cor2rosion , testingAssessment of Static Corrosion of Sour Water in Visbrea kerZhou J unf angThe static corrosion assessment of sour water in visbreaker was performed by both probe and coupon testings. It was found that the corrosion of sour water was mainly the pitting corrosion. The error of these two testings was only 1. 2 %.Key words sour water , static corrosion assessment , corrosion probe , coupon testing , pitting corrosionConstruction of F Class Corrosion Pipeline in HF AlkylationUnitPeng JinThe codes & standard , welding specifications and keeping , installation and inspection of the materials were introduced. The measures for ensuring the construction quality of the F class pipeline were discussed.Key words pipeline construction , standard , processing , in2spection , acceptanceCa use Analysis of RuptureQuench Hydrogen PipelineLi YahongofPressureGa ugeNozzleofThe pressure gauge nozzle of quench hydrogen pipeline of the hydroprocessing unit in Tianjin Petrochemical Companys refineryruptured in J une 20 , 2001. The chemical , metallographic and SEM testings confirmed that the rupture was the result of stress corros