金陵分公司腐蚀案例分析

1、劣质油加工设备腐蚀案例分析,劣质原油划分,原油按照硫含量分类: 低硫原油、含硫原油、高硫原油，指标分别为2%。 原油总酸值(TAN) 低酸原油 1mgKOH/g,炼油厂典型的腐蚀类型,硫腐蚀 环烷酸腐蚀 和氯有关的腐蚀 和与氢有关的腐蚀,炼油厂常见的腐蚀类型,由于炼油厂腐蚀介质的多样性，奥氏体不锈钢的Cl-应力腐蚀开裂、胺盐或碱引起的应力腐蚀开裂、碳酸的腐蚀、高温炉管的高温氧化与渗碳等。此外，还存在循环水系统的腐蚀、蒸汽系统的腐蚀、埋地管线的土壤腐蚀、临海炼油厂的大气腐蚀等。,硫腐蚀,活性硫：一般将原油中存在的硫分为活性硫和非活性硫，元素硫、硫化氢和低分子硫醇都能直接与金属作用而引起设备的腐蚀

2、，因此它们被统称为活性硫。 非活性硫：其余不能直接与金属作用的硫化物统称为非活性硫。 含硫腐蚀环境：原油中的硫化物与氧化物、氯化物、氮化物、氰化物、环烷酸和氢气等其它腐蚀性介质相互作用，可以形成多种含硫腐蚀环境。,高温硫腐蚀,腐蚀机理 在高温条件下，介质中的活性硫与金属直接反应，它出现在与物流接触的冷换设备的各个部位，表现为均匀腐蚀。化学反应如下：,高温硫腐蚀速度的大小，取决于原油中活性硫的多少，但是与总硫量也有关系。,S + Fe FeS,RSH + Fe FeS + 不饱和烃,高温硫腐蚀环境下材质错用造成腐蚀穿孔,高温硫腐蚀,2001年6月27日晚21：00左右，焦化装置2#急冷油线一焊缝

3、熔合线附近腐蚀减薄穿孔，该管线规格：57*3.5 介质：重蜡；温度：350左右；压力：0.5 MPa -0.6MPa；材质：碳钢。,高温硫腐蚀,泄漏处及内壁角焊缝腐蚀情况,2001年10月18日凌晨4：00左右，焦化装置汽提塔重蜡段浮球液面计接管处因信号孔处泄漏而着火。该汽提塔规格为：1000135908；材质：20g内衬0Cr13；重蜡段操作条件：温度：360、压力：0.15Mpa；介质：重蜡（平均含硫1.75% wt）,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,腐蚀机理 该腐蚀环境主要存在于常减压蒸馏装置塔顶冷凝冷却系统、温度低于120的部位，一般气相部位腐蚀较轻，液相部位腐蚀较重，气液相变部位即露

4、点部位最为严重。运行一部3#常减压装置浅减挥发线自2007年至今已发生多次严重的腐蚀泄露事故。,浅减顶挥发线塔出口处材质为：316L，浅减顶挥发线材质为：321，浅减顶真空泵材质为：316L，一级抽空器阀门原为碳钢，后升级为Cr5Mo.介质为：浅减顶油气+水，温度90，工艺采用注入低温缓蚀剂+氨水，用蒸汽进行抽真空。,2007年5月29日，3#常浅减顶抽空器泄漏情况,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,2009年7月5日3#常减压装置浅减顶抽空器北侧大小头及南侧阀体渗漏,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,2010年11月15日3#常浅减顶E161壳程出口处三通漏情况,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,

5、2011年6月13日3#常减压装置浅减顶抽空器南侧喇叭口阀体密封面腐蚀情况,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,2011年12月11日浅减顶一级抽空冷凝器下三通底部,3#常减压浅减顶塔内壁腐蚀情况,2012年3#常减压装置检修，浅减塔塔顶封头壁上腐蚀严重到316L复合层大面积消失旁边可见纸屑状残留的316L复合层,低温HCl+H2S+H2O腐蚀,低温HCN+H2S+H2O腐蚀,催化原料油中的硫和硫化物在催化裂化反应条件下反应生成H2S，造成催化富气中H2S浓度很高。原料油中的氮化物在催化裂化反应条件下约有1-2%则转化成HCN。在吸收稳定系统的温度（40-50）和水存在条件下，从而形成了HCN+H

6、2S+H2O型腐蚀环境。 由于HCN+H2S+H2O型腐蚀环境中CN的存在使得湿硫化氢腐蚀环境变得复杂，它是腐蚀加剧的催化剂。对于均匀腐蚀，一般来说H2S和铁生成FeS在pH值大于6时能覆盖在钢表面形成致密的保护膜，但是由于CN能使FeS保护膜溶解生成络合离子Fe(CN)64，加速了腐蚀反应的进行；对于氢鼓包，由于碳钢和低合金钢在Fe(CN)64存在条件下，可以大大加剧原子氢的渗透，它阻碍原子氢结合成分子氢，使溶液中保持较高的原子氢浓度，使氢鼓包的发生率大大提高；对于硫化物应力腐蚀开裂，当介质的pH值大于7呈碱性时，开裂较难发生，但当有CN存在时，系统的应力腐蚀敏感性大大提高。,腐蚀机理,低温

7、HCN+H2S+H2O腐蚀,2009年2#催化装置检修稳定吸收解析塔T301底人孔圈腐蚀情况,2009年2#催化装置检修稳定吸收再吸收塔T303人孔圈腐蚀情况,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,腐蚀机理,游离或化合的二氧化碳均引起腐蚀，严重的腐蚀发生于有水的高温部位（90以上）。当二氧化碳浓度为2030%时，腐蚀速率可到0.76mm/a，而硫化氢和二氧化碳混合物的腐蚀比相应浓度的二氧化碳腐蚀要轻，并随硫化氢浓度增加而降低。即硫化氢有抑制二氧化碳腐蚀的作用。 二氧化碳的腐蚀反应为： Fe + 2CO2 +2H2O Fe(HCO3)2 + H2 Fe(HCO3)2 .FeCO3 +C

8、O2 + H2O2FeCO2 + H2 CO2生成碳酸可直接腐蚀设备。其反应为： Fe + H2CO FeCO2 + H2 腐蚀主要归因于钢材同二氧化碳的反应，但RNH2（乙醇胺）分别与二氧化碳、原料气、烃类物质等生成的聚胺型物质、热稳态盐和积垢均能加重腐蚀。同时，胺液中的溶解氧和固体物均能加速腐蚀。,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,2012年7月运行二部2#硫磺回收装置溶剂再生系统溶剂再生塔T403、再生塔底重沸器E408大面积严重腐蚀。,运行二部2#硫磺装置溶剂再生系统工艺流程简图,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,2012年7月运行二部2#硫磺回收装置溶剂再

9、生系统腐蚀情况,2012年7月2#硫磺装置检修T403（溶剂再生塔）塔壁坑蚀严重 大面积减薄,再生塔底重沸器E408筒体锥形段上部减薄约7mm（有约60cm见方）,2012年7月2#硫磺装置检修,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,E408筒体中部上方减薄情况,E408筒体下方减薄情况,E408筒体侧顶部出口处管线情况,2#硫磺装置脱硫再生塔抽出口、重沸器变径处、和管线抽出口部位出现大面积腐蚀，腐蚀部位主要发生在汽液相交界面。 原因：脱除H2S 、CO2的溶剂为MDEA（N-甲基二乙醇胺），本身没有腐蚀性，在贫液中H2S 、CO2含量较低腐蚀不重，富液中H2S 、CO2含量高但被溶

10、剂吸收也不会产生严重的腐蚀，问题出在富液中H2S 、CO2和H2O在加热或减压挥发并形成H2S 、CO2的水溶液具有较大的腐蚀性。,2012年7月2#硫磺装置检修再生塔底重沸器E408腐蚀情况,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,腐蚀过程描述：,H2S 、CO2、H2O在汽液相交界面挥发在器壁表面凝结-腐蚀-汽蚀-减压-H2S 、CO2、H2O进一步挥发周而复始腐蚀不断加速进行，加上器壁表面一旦腐蚀粗糙更容易汽液凝结，重沸器主要在温度高挥发量大的部位、塔在抽出口附近汽液相交界面也是分压低，挥发量大这一过程和大坝缺口形态相似，有时也称为选择性腐蚀，该腐蚀情况和当年重催脱硫系统的腐蚀完

11、全一致。,对溶剂再生塔（T-403）往上数第2人孔塔壁、塔底重沸器（E-408）腐蚀减薄严重部位用3MM不锈钢板贴补。对贫溶剂抽出到重沸器及重沸器返塔线拆除保温进一步检测后再作贴补或更换处理。 下一周期该系统材质升级，塔体下部、重沸器壳体采用321复合板、重沸器到塔的抽出和返回线材质升级为321。 另外，对溶剂储罐（TK-401）及溶剂回流罐（TK-401）采取N2封，以防空气进入造成溶剂氧化变质，并定期补充新溶剂以替换变质的溶剂。,应对措施：,RNH2（乙醇胺）+CO2+H2S+H2O腐蚀,醇胺-CO2-H2S-H2O的腐蚀条件下的减薄穿孔,2002年5月21日22点50分，重催脱硫系统再生

12、塔T3203抽出至重沸器E3204入口线弯头下方管线腐蚀穿孔。操作条件为：压力：0.1Mpa左右；温度：110左右，介质：含硫富液；于1995年投用，材质：碳钢 规格：273*8。,H2S+H2O腐蚀,腐蚀机理,腐蚀的主要影响因素是H2S+H2O，其腐蚀机理如下： H2S H+ + HS- HS- H+ + S- 在H2S+H2O溶液中含有H、HS、S和H2S分子，对金属腐蚀为氢去极化作用。其反应式为： 阳极反应： Fe Fe2+ + 2e Fe2+ + S- FeS 或 Fe2+ + HS FeS + H+ + e 阴极反应： 2H+ + 2e 2H + H2 碳钢为均匀腐蚀开裂、氢鼓包、焊

13、缝应力腐蚀开裂，奥氏体不锈钢焊缝会出现应力腐蚀开裂。,湿硫化氢引起的均匀腐蚀,主要发生在如管网瓦斯管线的低点积水排凝、冷换设备的小浮头螺栓等低温部位。,H2S+H2O腐蚀,H2S+H2O腐蚀,硫化物应力腐蚀开裂(SSCC),H2S在液相水中，由于电化学的作用，在阴极反应时生成原子态氢向钢的表面渗透，侵入钢的内部、溶解于晶格中，氢原子在亲和力作用下生成氢分子。使得强度或硬度较高的钢材晶格变形，材料韧性下降，在钢材内部引起微裂纹导致氢脆，在外加拉应力或残余应力作用下形成开裂。SSCC通常发生在焊缝与热影响区等高硬度区。且只有当氢原子的浓度超过一定值时，或氢在金属中的扩散量超过某一临界值时，SSCC

14、才会发生。,2011年12月19日2#加氢循环氢脱硫塔入口分液罐V1010底部设备头管线焊缝断裂情况,NH4Cl结晶,原料中的氮在反应器中转化生成NH3在馏出物换热器中，氨和氯化氢形成NH4Cl， NH4Cl结晶沉积可使换热器和管线堵塞和引起垢下腐蚀。,Kp(NH4Cl)= NH3气的摩尔数*HCl气的摩尔数* (操作压力)2/( 气态总的摩尔数)2,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,NH4Cl结晶,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204C或更高的温度下沉积。 气态的NH3和HC

15、l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。,NH4Cl+NH4H

16、S结垢腐蚀,NH4Cl结晶,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。,120 MgCl2+H2O MgCa(OH)2+2HCl 150 CaCl2+H2O Ca(OH)2+HCl 540 NaClH2O NaOH+ HCl,1、有机氯热解；2、加氢反应；3、重整氢携带；,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,NH4Cl结晶,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

17、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； 分解生成的氨：将在FCC、焦化及加氢等装置中形成NH4Cl，造成塔盘的垢下腐蚀或冷却设备管束的堵塞。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,NH4HS结晶,设备进料中含硫化氢（H2S）和氨（NH3）越多，腐蚀性越强。硫化氢和氨反应生成氢硫铵，即： H2S+ NH3= NH4HS，氢硫铵的浓度越大腐蚀性越强。 NH4HS在加氢装置高压空冷中的结晶温度约121，在一般加氢装置高压空冷的进口温度

18、和出口温度范围内，因此在加氢装置高压空冷中极易形成NH4HS结晶析出，在空冷流速低的部位由于NH4HS结垢浓缩，造成电化学垢下腐蚀，形成坑蚀，最终形成穿孔。 目前工程设计空冷管子选材的准则是依据Kp值的大小进行的。 Kp=H2SNH3 Kp 物流的腐蚀系数； H2S物流中硫化氢的浓度，%（摩尔分数） NH3物流中NH3的浓度，%（摩尔分数） Kp0.07%：材料为碳钢，最高流速控制在9.3m/s； Kp=0.10.5%：材料为碳钢，流速适应范围为4.66.09m/s； Kp0.5%：当流速低于1.53.05m/s或流速高于7.62m/s时，选用825或2205双相钢。 加氢装置运行期间应加强高

19、压空冷器物料中H2S、NH3和流速的监测，通过Kp预测高压空冷器的结垢和腐蚀情况,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,3#柴加装置自2013年加工高氯油三台高换的差压一直维持在0.8MPa左右，7月差压下降至0.5MPa左右。高换E2001C解体过程中发现分程箱盖板全部断裂，高换管程走短路。,2014年4月装置检修高换打开后情况,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,螺纹锁紧环式换热器管箱结构（H-H型）,1管板；2壳程垫片；3内隔筒箱；4填料；5填料压盖；6内法兰；7分合环；8内法兰螺栓；9管程垫片；10垫片压板；11外压环；12外圈压紧螺栓；13外圈顶梢；14螺纹锁紧

20、环；15管箱盖板；16内圈压紧螺栓及顶梢；17内压环；18支撑圈；19内套筒。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,主要原因是由于换热器管束内铵盐结晶严重，使管束管程受压不均匀加上存在氯离子应力腐蚀开裂，最终导致分程箱盖板全部断裂,管束高压水枪清洗出的铵盐,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,2011年1月3#柴加硫化氢汽提塔塔顶空冷A2002泄漏腐蚀,空冷管束泄漏管口腐蚀照片,3#柴加工艺流程简图,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,3#柴加硫化氢汽提塔塔顶空冷A2002泄漏腐蚀,空冷管束入口端表面仍可见白色结晶体,空冷泄漏管束取样另一端良好没有腐蚀,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,全系统处在一个碱性环

21、境中，3#柴加在停注缓蚀剂前后回流罐水样中铁离子分析数据也没有什么变化，从塔顶出口到回流罐入口管线也没有明显腐蚀减薄，甚至可以说从塔顶到回流罐入口包括空冷、水冷是一个低腐蚀体系。,为什么在空冷第一层入口端产生这么严重腐蚀？,这些氨盐从那里来？,为什么仅在第一层入口端结晶产生腐蚀？,为什么从塔顶挥发线到空冷离开入口端及后面相关部位都没有腐蚀？,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,原因分析,问题出在注剂上！3#柴加最初注入是油溶性缓蚀剂，主要成份为有机氨，适用在常减压三顶常温酸腐蚀体系。而不一定适合用在柴加汽提系统温度185度的碱性环境中，系统中的硫化氢、氯化氢在这样的温度下形成硫氢化氨和氯化氨，这些

22、少量的盐类不在塔顶挥发线集聚而在空冷第一层管箱及管口结晶集聚是因为介质在挥发线流速较快，而到空冷管箱实然降速，甚至空冷截面积过大造成偏流，在这样的线速度下氨盐结晶、集聚、停留都有可能。离开入口端后由于冷却的效果产生了凝积水，又将出现的结晶氨盐溶解。因而仅在第一层管箱出现氨盐结晶引起垢下腐蚀。 少量的氨盐结晶引起垢下腐蚀；最初腐蚀速度是不会太快的，问题的关键在一旦这些腐蚀发生后，产生的腐蚀产物由于线速度太低不能带走，又进一步增加了垢层厚度也意味着浓差宏电池电极电位的加大、腐蚀速度加快，加上入口温度比较高、腐蚀速度更快，相互促进造成严重腐蚀。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,2013年6月7日发现

23、OTA装置高换压降上升速度加快，最高上升至0.35MPa，且现场循环氢系统的振动有所上升。装置立即采取紧急措施，启动临时更改注水流程预案。临时从注水泵出口导凝配管至反应器出口采样器，并跟技术处沟通将反应器出口温度保持在300以上。13:50将反应器出口温度降至305，联系调度将产品改至不合格线，14:00配好此管线后，立即更改注水流程，逐步开大注水至密闭采样器的手阀，缓慢关小注水至E104出口手阀。14:01分高换压降开始明显下降。一小时后将注水改回。,OTA装置7日0:00至7日17:00高换压降图,为了观察OTA装置更改注水点后，对高换铵盐的清洗效果，对高分水样进行采样分析，结果见下表：,

24、从上表可以看出，更改注水后高分酸性水样的氯离子含量大幅度上升，说明高换内结晶的铵盐被清洗出来，随着时间的推移，高分水中的氯离子含量大幅下降，表明高换的铵盐已被清洗干净。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,OTA装置7日0:00至7日17:00高换压降图,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,目前，加氢装置均采取了增加注水的措施以应对铵盐结晶的问题，实际生产中取得较好的效果，但存在造成奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂的风险。除此之外，还可采用以下解决措施： 脱氯技术：催化脱有机氯技术；无机氯的脱除技术：物理吸附法与化学吸收法 ； 工艺操作措施： 注水应尽可能的采用不含氨的水； 蒸馏装置注有机胺，选购低氯化

25、物的缓蚀剂； 工艺参数调整； 蒸馏常压塔顶回流流程改进； 合理选材：合金C-276，合金625，以及超级双相钢2507。 检测与检验 停工碱水冲洗； 推荐采用德尔格（Draeger）检测管检测微量HCl技术; 红外检测（IR)技术,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,管道和设备碱洗程序,1、配方： 2磷酸三钠（去垢剂） 2碳酸钠（碱） 0.5硝酸钠（氯化物应力腐蚀裂纹抑制剂） 0.2润湿剂（表面活性剂） 95.3水 干燥的碳酸钠中CL含量必须小于500ppm。 水中Cl含量必须小于25ppm。 总溶液中Cl含量不能超过100ppm。 2、温度要求： 水温要38 以上； 溶液循环之前金属表面温度应该

26、低于77。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,3、操作程序 1.溶液至少循环2个小时 ，一个小时之后倒着进行； 在2个小时循环结束之后检查氯化物水平，如超过200ppm，再进行一次循环一个小时。再重复直到氯化物不超过100ppm。 2.PH值开始降到9以下，说明碱液已经被酸中和需要更换。 3.如果大量的碱已经聚集和沉积，例如在低点区域，系统就需要用“纯净水”来清洗并完全排掉。 4.在设备清洗之后应该用氮气清扫并密封。 5.严重阻塞的换热器，因为即使是好的碱洗也不能穿透厚的沉淀物，管束在暴露于大气之后必须尽可能快用弱碱溶液（1）来清洗，碱洗必须每三天进行一次 。,NH4Cl+NH4HS结垢腐蚀,高

27、温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,故障经过:,12月26日装置停工消缺，2014年1月6日装置开工后溶液浓度一直偏低，1月8日开始安排班组间断补液提浓，有所好转，五价钒浓度维持在0.2%左右。2月1日，溶液中五价钒浓度突然由前一天的0.23%降至0.01%，总钒由0.34%降至0.05%，铁离子由33.4mg/kg升至170.4mg/kg。工区随即安排班组进行置换提浓，K2CO3浓度上升5%，总钒浓度上升至0.17%，五价钒浓度和铁离子没有变化。这期间工艺生产中表现为脱硫出口压力从2月1日起开始上升，并随五价钒浓度不断降低, 脱硫出口压力越来越高的趋势， 2月13日测量东、西套塔01压降对比，东

28、套为0.22MPa，西套为0.02MPa。,东套制氢自2013年10月底检修完毕开工后，净化系统运行一直比较正常。12月中旬先后出现贫液流控（FC1303）副线阀和泵02出口退液线阀门泄漏，由于是阀体砂眼无法堵漏，又无法停工处理，虽采取措施回收溶液，仍有大量溶液跑损。,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,绿色线为碳酸钾贫富液流程,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,塔01圈南下侧填料上方约20cm范围塔壁坑点蚀严重,以下是2014年2月23日对净化系统二塔进行腐蚀调查，二塔的腐蚀均主要集中在下半部。,塔01第3人孔下面碳钢材质鲍尔环填料基本蚀断并发脆塌陷,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,塔02分

29、布盘、顶板腐蚀情况及上半部填料上方碳钢梁钒膜脱落情况,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,2014年4月25日15时, 东制氢装置再生塔底重沸器换06内漏。碳钢堵头锈蚀，无法密封,2014年1月26日，东制氢装置东脱盐水换热器换08/2壳程筒体发现2处裂纹,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,原因分析:,为防止吸附CO2后K2 CO3溶液引起碳钢全面腐蚀，脱碳系统在热钾碱溶液中添加V2O5缓蚀剂，它使金属表面氧化生成一层连续的、粘附性很强的金属氧化膜（偏钒酸钾），这层致密的钝化膜具有良好的保护性能。钒缓蚀剂在使用过程中，由于还原性物质的作用，五价钒会逐渐还原为四价钒，四价钒不能形成保护膜，但如果保

30、护膜遭到破坏或磨损，溶液中只要含有五价钒，保护膜就能得到修复。 当总钒浓度低于0.15，正五价钒浓度低于0.1 %时，就需要补加五氧化二钒，使溶液中偏钒酸钾的浓度提高到0.70.8。,从左面曲线可看出，制氢装置对V+5的控制指标是0.5%，装置正常运行后从2013年11月份后V+5的浓度均在控制指标以下，尤其是从2014年2月开始V+5的浓度基本都在0.01%，这样保护膜就不能得到很好修复，从而导致钾碱液对系统的严重腐蚀。,高温碳酸钾碱液和湿二氧化碳的腐蚀,从左面曲线可看出，2014年1月31日前贫液中总铁含量从14年2月份开始，溶液中铁含量在短时间内明显增加，到2月中旬基本都在200ppm以

31、上，这说明脱碳系统发生铁钒共沉淀造成大量钒损失而使腐蚀严重加剧。,综上所述，造成这次制氢装置净化系统设备管线全面严重腐蚀的主要原因是：工艺防腐蚀管理不到位，当钒化膜已破坏后没能及时补充五氧化二钒。生产组织部门对钒损失后会产生严重设备腐蚀认识不足，等到设备压降过大无法维持生产后，才不得不停工处理。,腐蚀机理,连多硫酸腐蚀,连多硫酸应力腐蚀开裂发生在石化系统中由敏化不锈钢制造的设备上，一般是高温、高压含氢环境下的换热器，特别在加氢脱硫、加氢裂化、催化重整等系统中用奥氏体钢制成的冷换设备上。这些设备在高温、高压、缺氧、缺水的干燥条件下运行时一般不会形成连多硫酸，但当装置运行期间遭受硫的腐蚀，在设备表

32、面生成硫化物，装置停工期间有氧（空气）和水进入时，与设备表面生成的硫化物反应生成连多硫酸（H2SXO6） FeS + H2O + O2 H2SXO6 (x=36) 其反应式为： 3FeS + 5O2 Fe2O3 FeO + 3SO2 SO2 + H2O H2SO3 H2SO3 + 0.5O2 H2SO4 FeS + H2SO3 mH2SxO6 + nFe+ FeS + H2SO4 FeSO4 + H2S H2SO3 + H2S mH2SxO6 + nS 设备即使在停工时通常也存在拉伸应力（包括残余应力和外加应力），在连多硫酸和这种拉伸应力的共同作用下，奥氏体不锈钢和其它高合金产生了敏化条件（在

33、制造过程的敏化和温度大于427-650长期操作会形成敏化），就有可能发生连多硫酸应力腐蚀开裂（SCC）。,连多硫酸腐蚀,2012年8月混合进料反应产物换热器烷一装置E1-101G管板腐蚀情况,E1-101G管板腐蚀情况,2013年2月，2#柴油加氢第一次停工，在此次停工大修中，E101A试压4.5MPa共堵管3根，同时E101B发现一根管束断裂（右图），2013年5月装置第二次停工，E101B抽芯发现3根出现裂纹（其中1根为旧断口），2根为新裂纹（见图下图）。,E101B U型段断口,E101B折流板内侧直管段裂纹,连多硫酸腐蚀,E101B一根管束断裂情况,连多硫酸腐蚀,（1）断口宏观分析 断

34、口呈锯齿状, 表面光亮, 无塑性变形迹象, 为脆性断口。换热管内、外表面均无坑蚀、点蚀。从断口截面观察, 换热管壁厚无明显减薄 。,断口1,断口2,连多硫酸腐蚀,（2）微观断口分析,断口1横截面显微形貌,断口2横截面显微形貌,断口2横截面显微形貌,断口经过研磨，抛光后，用王水（盐酸：硝酸=3：1）腐蚀断口1015秒后，利用金相显微镜分析断口形貌（上图断口2），可以看出，裂纹是沿晶界扩展的, 裂纹周围的晶粒有非常明显晶间腐蚀，腐蚀深度约为3-4个原子间距。,连多硫酸腐蚀,右图为换热管断口的扫描电镜形貌，可以看出断口微观形貌状似“冰糖”状，为典型的沿晶开裂，在部分晶界处存在一些反应产物。在部分晶界

35、上存在二次裂纹。,左图为换热管内表面扫描电镜显微形貌，可以看出，内表面也发生晶间腐蚀，晶粒间存在明显的微裂纹。,连多硫酸腐蚀,下图为断口处的能量色散谱仪成分分析，可以看出，在晶粒顶端，含有较多的氧元素和较少的硫元素，在晶粒的底端，氧含量相对减少，但S元素明显增加。,连多硫酸腐蚀,连多硫酸应力腐蚀开裂的影响因素及应对措施,连多硫酸最易发生在系统中由不锈钢或高合金材料制造的设备上。这些设备一般是高温、高压含氢环境下的反应塔器、贮罐、热交换器、管线、加热炉炉管及这些设备的衬里材料和内构件，特别在脱硫、加氢裂化、催化裂化、重整等系统中用奥氏体钢制成的设备上发生率相对都比较高。 (1) 材料含碳量的影响

36、 产生连多硫酸应力腐蚀破坏，往往与奥氏体钢的晶间腐蚀密切相关。这种腐蚀的发生往往是首先引起连多硫酸晶间腐蚀，接着引起连多硫酸应力腐蚀开裂。这主要是由于奥氏体钢的“敏化” 或者在使用过程中在晶界附近产生铬的碳化物沉淀，随着Cr23C6碳化物在晶界附近的析出，晶界附近的严重贫铬，导致沿晶敏感性增大。所以这些区域首先发生连多硫酸的晶间腐蚀，接着由于材料中拉应力的存在，所以在这些最薄弱的区域发生连多硫酸应力腐蚀开裂。这样合金的含碳量的增高会促进“敏化”，提高晶间腐蚀和应力腐蚀开裂倾向。 (2) 焊接热影响区 在焊接热影响区内，会残存因焊接而产生的应力。它的存在给应力腐蚀开裂提供了很好的条件，开裂优先在

37、这些地方发生，应力也就在开裂的过程中得以释放。,连多硫酸腐蚀,(3) 硬度的影响 一般情况下钢的硬度越高，其硫化物应力腐蚀开裂的敏感性也就越大。当钢的硬度(洛氏硬度)小于20时，钢对硫化物应力腐蚀开裂敏感度很小；而当钢的洛氏硬度大于30时，钢对硫化物应力腐蚀开裂的敏感性增大。与H2S接触的工程部件，应控制其材料的洛氏硬度小于22。 (4) 钢组织的影响 具有奥氏体组织的不锈钢，由于碳化物在其晶界析出，所以易于敏化。但是具有铁素体、奥氏体双相不锈钢组织的钢在连多硫酸中耐硫化物应力腐蚀开裂性能很好。铁素体含量以10%为界，超过10%的钢就不再发生硫化物应力腐蚀开裂。此外，双相不锈钢即使遭受敏化处理

38、，硫化物应力腐蚀开裂也基本不会发生。 (5) 环境的控制 材料的工作环境是材料发生腐蚀失效的关键之一，所以材料的工作环境应严格控制。对于奥氏体不锈钢来说为了防止发生连多硫酸应力腐蚀开裂。环境的酸度应尽量降低，一般环境中pH值小于、等于5时都有可能发生腐蚀开裂。另外环境中应尽量降低硫化氢、氯离子、水和氧的含量，环境温度应保持在环境露点温度以上。,腐蚀机理,环烷酸腐蚀,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RCH2COOH。石油中的环烷酸是非常复杂的混合物，其分子量差别很大，可在180-700之间，由以300-400之间居多，其沸点范围大约在177-343之间。低分子量的环烷酸

39、在水中的溶解度很小，高分子量的环烷酸不溶于水。环烷酸在石油炼制过程中，随原油一起被加热、蒸馏，并随与之沸点相同的油品冷凝，且溶于其中，从而造成该馏分对设备材料的腐蚀。 环烷酸腐蚀的反应机理如下： 2RCOOH + Fe Fe（RCOO）2 + H2 2RCOOH + FeS Fe（RCOO）2 + H2S Fe（RCOO）2 可溶于油相中,环烷酸腐蚀,高温环烷酸环境下材质不达标的腐蚀减薄,2003年4月三套常减压大修检查时发现减压塔减三线填料及支撑板腐蚀严重，该部位介质：重蜡；温度：350左右；压力：0.1 MPa MPa；材质：1 Cr18Ni9Ti316,环烷酸腐蚀,高温环烷酸环境下材质不

40、达标的腐蚀减薄,2003年4月3#常减压深减二线底部局部填料腐蚀,腐蚀机理,碱脆,低碳钢和低合金钢在苛性碱溶液中的应力腐蚀开裂称为碱脆，大多数失效发生在用NaOH处理过的软化水环境中。这类钢材一般对NaOH稀溶液有良好的耐蚀性，当碱浓度大于515%时才可能出现碱脆，浓度达到35%时最为敏感。设备中容易发生NaOH富集浓缩的地方尤易出现碱脆。产生碱脆的最低温度为46，温度越高越易发生，在沸点附近最容易发生碱脆。50时50%（w）NaOH可产生应力腐蚀开裂，而90时5%的NaOH便可产生应力腐蚀开裂。碱对碳钢的应力腐蚀开裂机理为阳极溶解型的。在活化钝化过度电位范围区间，由于晶界上的杂质析出和沉淀，

41、滑移溶解作用导致沿晶的应力腐蚀开裂，能导致碱脆的介质还有KOH、LiOH、及K2CO3。,碱脆,2014年7月，运行二部2#常减压E32、E35多次因碱脆问题导致换热管泄露。,E32泄漏情况,E35泄漏情况,E35和E32壳程介质均为软化水，管束材质20#，结合管口开裂情况，确定泄露原因为软化水碱度超标造成换热管与管板缝隙内碱的浓缩，进而产生碱脆，导致碳钢管束开裂泄漏。,循环水腐蚀,腐蚀机理,（1）异种金属接触导致的电偶腐蚀：当两种电极电位不同的金属或合金相接触并放入电解质溶液中时，可发现电位较低的金属腐蚀加速，而电位较高的金属腐蚀减慢（得到了保护）。这种在一定条件（如电解质溶液或大气）下产生

42、的电化学腐蚀，即由于同电极电位较高的金属接触而引起腐蚀速度增大的现象，成为电偶腐蚀或双金属腐蚀，也叫接触腐蚀。电偶腐蚀是一种局部腐蚀，在两种不同金属的连接处腐蚀速度最大，离连接处的距离越远，腐蚀速率越小。一般来说，两种金属的电极电位差越大，电偶腐蚀就越严重。,换热器鎂块腐蚀,腐蚀机理,循环水腐蚀,（2）溶解氧导致的腐蚀：冷却水系统常采用敞开式循环冷却水系统，由于金属的电极电位比氧的电极电位低，金属受水中溶解氧的腐蚀是一种电化学腐蚀，其中金属是阳极遭腐蚀，氧是阴极，进行还原，反应式如下： 阳极过程：MM2+2e 阴极过程：1/2O2H2O2OH 在冷凝器等热交换器的碳钢面板上也常见到黄褐色或砖红

43、色的鼓包，敲破鼓包后下面是黑色粉末状物，这些都是腐蚀产物。当将这些腐蚀产物清除后，便会出现因腐蚀而造成的陷坑。出现这种现象的过程如下：当铁受腐蚀后生成Fe2+，它与水中的氧进一步反应生成黄褐色的结构疏松的Fe(OH)3二次产物层： Fe2+ + 2OH Fe(OH)2 4Fe(OH)22H2OO24Fe(OH)3 由于腐蚀产物的阻挡，水中的溶解氧到达这个腐蚀点的速度减慢，形成腐蚀点四周的氧浓度大于腐蚀点的氧浓度，这样，腐蚀点的四周便成为阴极，腐蚀点本身成为阳极，腐蚀继续进行。此时，腐蚀产生的Fe2+通入疏松的二次产物层向外扩散，当它遇到水中的OH或O2时，便又产生新的二次产物，积累在原有的二次

44、物层中。所以二次产物层越积越厚，形成鼓包，鼓包下面越腐蚀越深，形成陷坑。腐蚀产物中的黑色粉末层是Fe3O4，它的形成机理是内层的两价铁产物与外层的三价铁反应而形成的。 Fe(OH)22Fe(OH)3Fe3O44H2O 在金属与金属之间连接的缝隙处，水垢及微生物泥垢、泥沙等沉积物下的金属表面，由于水的对流不畅使氧贫化，也会造成类似的腐蚀。特别是水垢等沉积物下的腐蚀，由于腐蚀产物被沉积物覆盖住，循环水显得清澈透明，给人以金属未遭到腐蚀的假象。此时再想采取水处理措施已太晚，因为某些腐蚀严重的部位金属本体层已很薄，若用化学清洗或其它方法去除污垢层后很可能造成系统漏水。,循环水腐蚀最大的问题就是垢下腐蚀

45、，循环水水垢、微生物、溶解氧等指标的控制，对循环水冷却器管束的腐蚀有着很大的影响，故控制循环水水质对分公司循环水冷却器的维护与使用有着重要的意义。,2#催化丙烯冷却器管束清扫后出现大面积泥浆,3#硫磺贫溶剂冷却器管束上堵满杂物,PX装置脱脱庚烷塔后冷却器E309管束内白色的粘稠状的介质,PX装置冷却器E213管束内大量泥浆,循环水腐蚀,循环水腐蚀,2014年6月3#焦化压缩机汽封冷却器管箱及管束循环水结垢情况：,腐蚀机理,氯离子导致的腐蚀：氯离子造成的腐蚀都发生在孔蚀或缝隙腐蚀中。在这种情况下金属在蚀孔内或缝隙内腐蚀而溶解，生成Fe2+，引起腐蚀点周围的溶液中产生过量的正电荷，吸引水中的氯离子

46、迁移到腐蚀点周围以维持电中性，因此腐蚀点周围会产生高浓度的金属氧化物MCl2，之后MCl2会水解生成不溶性的金属氢氧化物和可溶性的盐酸。 MCl22H2OM(OH)22H+Cl 盐酸是种强腐蚀性的酸，能加速多种金属和合金的溶解。 由于常采用游离氯或化合氯杀菌，循环水中的氯离子含量较高。有些采用软水作为补充水源的系统，由于树脂再生时控制不当，也会造成氯化钠进入系统的可能。 一些采用不锈钢或合金作热交换器的，要特别提防氯离子的进入，因为氯离子对不锈钢或合金的应力腐蚀开裂危害更大。 当工业冷却需零度以下的冷媒水时，不宜加氯化钠来降低水的冰点，可改用亚硝酸钠和碳酸钠或乙二醇等。,Cl-腐蚀,Cl-应力

47、腐蚀,腐蚀机理： 工业设备的破裂常常可以发生在只含微量Cl-的环境中，并且浓度越大，破裂越容易发生。裂缝通常优先发生在温度最高的部位，特别是在热传递速度最大的部位以及干湿交替的部位。这些部位上敏感介质（ Cl-）的浓度被浓缩的很高。同时，运转中的设备不可能完全均匀受热，在局部过热的部分和存留液体的死角、缝隙等处，溶液会被浓缩。 奥氏体不锈钢在含Cl-溶液内发生应力腐蚀破裂的可能性随温度增高而加大。根据统计，一般发生的事故多在50300范围内。但应注意到生产设备表面或流体中的平均温度不一定代表裂缝尖端（或裂源）的真实局部温度，后者可能因局部过热而远高于前者。,影响因素： 一、环境因素 1.介质的

48、浓度：一般的，随氯离子浓度下降，开裂敏感性减小；温度升高，产生氯离子应力腐蚀开裂的临界氯离子浓度下降；拉应力增大，产生氯离子应力腐蚀开裂的临界氯离子浓度下降。 2.溶解氧的影响：在低温低浓度溶液中，0Cr18Ni19钢仅在溶解氧时产生氯脆，在溶液除氧状态则难以发生。而0Cr17Ni12Mo2钢在低浓度的MgCI2 溶液中，不管有无溶解氧都具有较好的抗开裂性；但在高浓度MgCI2溶液中有溶解氧，其开裂敏感性却很高。 3.PH值： PH值越低，开裂敏感性越大；但在PH2以下由于发生全面腐蚀，氯脆就难以发生了。 4.温度：一般而言，随着氧化物溶液温度的升高，开裂加快 5.氯化物种类：氯脆的难易程度：

49、NaCI，KCINH4ClCaCl2，LiCl，在NH4Cl溶液中，点蚀比开裂更容易发生。,Cl-应力腐蚀,Cl-应力腐蚀,二、应力因素 膜破裂理论：滑移与裂缝尖端的表面相交，建立一个滑移台阶，使钝化膜破裂，因而裸金属表面暴露在腐蚀溶液内。一方面钝化膜在不断修复，一方面又在不断的被新生的滑移台阶所破坏。裂缝就处于者两种倾向的平衡中，沿着一条狭小的穿过晶粒的路线前进。 根据膜破裂理论，应力水平越高，破裂越容易发生；增大合金中钝化元素（Ni、Cr、Mo）的含量，可增加对破裂的抗力。 右图是几种不同的奥氏体不锈钢在氯化镁溶液中耐应力腐蚀破裂性能比较。当外加应力下降时，破裂时间延长，并存在一个临界破裂

50、应力。,冷加工效应：对于充分软化的钢，在破裂时间（对数）-施加应力图（右图），当应力低于0.1%屈服强度时，还是直线关系，但斜率要小的多。两条直线的交点接近于室温下的0.1%屈服点。当应力超过屈服点时，裂缝数比在低应力时多得多。 冷加工效应可通过消除应力的热处理而除去。如在850处理2小时，或在700-750处理16小时以上。,Cl-应力腐蚀,应力腐蚀破裂全过程分为3个阶段：孕育期（潜伏期）、裂缝发生期（引发期）和裂缝扩展期（生长期）。 （1）孕育期 金属表面氧化膜有一些薄弱点产生了阳极溶解，破口的膜再生速度和破裂速度达到维持一个微破口的临界平衡状态，破口外部电位超过破裂临界电位，外部和破口内

51、建立起腐蚀电池，闭塞区内金属阳极溶解，金属离子水解，H+增加，PH值下降，Cl-从外部迁入，破口内金属离子在低PH下溶解加速，形成自催化反应。应力在这一阶段的作用是促进膜破裂。如果不存在应力，但是存在缝隙或能破坏钝化膜的离子，也会发生同样的现象。所以孔蚀、缝隙腐蚀、膜下腐蚀等发生的机理与应力腐蚀的这一阶段的闭塞区腐蚀自催化作用相同，但前者因为不存在应力，不会产生持续的裂缝。 （2）裂缝发生期 当发生裂缝的必要条件已经在孕育期中形成后，裂缝就在上述位置开始发生。产生裂缝的另一个必要条件是裂尖能向前进，两侧为惰性。这就需要缝两侧为氧化物覆盖。奥氏体不锈钢在产生裂缝时，溶解的Cr3+进行了下列反应：

52、 2Cr3+ + 3H2O = Cr2O3 + 6H+ 缝内PH下降，缝侧覆盖了Cr2O3侧这就保证了裂缝只向尖端发展。 （3）裂缝扩展期 当裂缝形成的条件建立后，尖端的前进完全靠电化学的溶解作用。对于晶间破裂，裂缝沿着由于晶界碳化物沉淀引起的阳极贫Cr区前进。奥氏体不锈钢产生的穿晶破裂裂尖受应力而屈服，屈服使裂尖的溶解速度大许多倍。屈服的作用是使表面膜破裂，金属裸露出来。,断口形貌： 非敏化不锈钢，在高浓度氯化物溶液中的氯脆，断口一般是穿晶的。但因条件不同也产生沿晶开裂。高载荷下发生的氯脆破坏顺序是：穿晶开裂沿晶开裂韧窝断口；高磷钢断口上，沿晶开裂部分所占比例要大于低磷钢。在低载荷下，断口形

53、貌与磷含量无关，无论是高磷钢或是低磷钢，穿晶开裂的比例都很大，但在韧窝断裂发生前，也有少量的沿晶开裂。,Cl-应力腐蚀,材料因素： 1.合金元素：Ni、Si、C是抑制开裂的有效元素，Cr、Mo、P、N是有害元素。 2.变形量：变形量低时，对开裂敏感性大；而变形量高时，开裂敏感性反而减小（强加工生成铁素体对裂纹发展起到阻碍作用）。低温(-273)下加工，可以显著提高抗开裂的性能（低温变形生成马氏体）。对不锈钢进行氮化处理，也可减小氯脆的敏感性。 3.表面状态：真空退火开裂敏感性最小，电解抛光、化学抛光、机械抛光的开裂敏感性依次增大，这意味着不仅是表面状态而且表面残余应力对开裂敏感性也有影响。进行

54、喷丸处理使表面产生残余压应力，是一种减小开裂敏感性的方法。 4.组织结构：一般认为铸造组织比锻造组织开裂敏感性高。0Cr18Ni19铸造不锈钢在1%MgCI2溶液中，400-600敏化处理，使断裂时间缩短。但700以上的热处理，不产生应力腐蚀开裂。在35% MgCI2 溶液中，氯脆完全不受热处理的影响。,Cl-应力腐蚀,主要特点： 1、破裂时不产生任何明显的塑性变形； 2、裂纹一般出现在设备或部件的局部区域，而不是发生在与腐蚀介质接触的金属的整个界面上； 3、裂纹呈穿晶、沿晶或二者的混合形式，裂纹常常既带有主干也有分支，貌似落叶后的树干和树枝状； 4、裂纹常常源于点蚀坑内，因此萌生出的裂纹较宽

55、； 5、断口多为脆性，其上常常检测到氯化物； 6、开裂部位一定有残余拉应力或工作应力； 7、开裂部位常有腐蚀介质浓缩的条件。,Cl-应力腐蚀,金相特征： 奥氏体不锈钢的应力腐蚀开裂多数是穿晶形貌，并有树枝状分叉，但某些条件下也没有明显分叉。奥氏体不锈钢沿晶应力腐蚀开裂也是常见的，特别是焊缝热影响区上的裂纹多数是沿晶的。,具有明显的分叉特征,起源于点蚀坑的裂纹,奥氏体不锈钢氯离子的应力腐蚀裂纹金相形貌,沿晶应力腐蚀裂纹,穿晶应力腐蚀裂纹,Cl-应力腐蚀,凡奥氏体不锈钢经过敏化温度（480850）加热（包括焊接区），过饱和的碳形成碳化物沉淀并在缓冷过程中易形成晶界贫铬的，晶界的耐蚀性下降，晶界的电

56、位更低，容易形成沿晶的应力腐蚀。,低碳或超低碳的奥氏体不锈钢或不经敏化温度热加工的，不易形成沿晶的应力腐蚀，但易形成穿晶应力腐蚀。特别是经过冷加工的更易形成穿晶应力腐蚀。,氯离子应力腐蚀开裂,典型的奥氏体不锈钢氯离子穿晶解理型应力腐蚀开裂断口的羽毛状形貌,奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂扇形解理断口的扫描电镜形貌,Cl-应力腐蚀,氯离子应力腐蚀开裂,氯离子对奥氏体不锈钢的应力腐蚀过程是个十分复杂的机械作用（应力-局部变形）和电化学作用过程，其裂纹扩展途径的规律如下图所示,Cl-应力腐蚀,奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂仅在材料、应力和环境三者满足于某一条件时才发生，针对该风险还可可采取以下措施：

57、1、消除应力退火：焊接、加工等产生残余应力所造成的事故很多。因此，装置安装起来后，为降低应力，可进行退火处理，退火工艺取决于环境的苛刻程度。,Cl-应力腐蚀,2、合理选材：选择不会发生氯脆的钢种； 3、环境控制： a.奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂是在溶液中氯离子和溶解氧共存的 条件下发生的； b.控制腐蚀电位，使其低于开裂临界电位，即可避免，此法有效但耗资巨大； c.加入防止奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂的缓蚀剂等有助于防止开裂。 4、在设计和制造中要避免产生缝隙和离子浓缩条件。,Cl-应力腐蚀,II柴油加氢精制装置检修于2013年3月25日E101A抽芯清洗后回装试压，打压至0.8Mpa，

58、管口管板发现3-4处裂纹。,由于对管板做了着色检查没有发现问题，判断裂纹原因为氯离子引起的应力腐蚀开裂，将管束拆下后进炉做375消氢8小时处理，消氢后次日补焊， 回装上水试压到2.0Mpa时补焊及周边管口又发现渗漏。现场紧急进行技术方案论证,决定采取打桩锚固止裂补焊法并补焊成功,打压到4.0Mpa保压30分钟。28日管壳程同时打压到5.5Mpa到7.4Mpa试大法兰密封面保压25分钟正常。,Cl-应力腐蚀,反应产物/混合进料换热器E101A/B/C管束内窥镜检查（10%抽检）发现：管束内腐蚀较严重，有局部坑点腐蚀，也有大面积点腐蚀；高换E101B/C均存在隔板应力腐蚀开裂现象，B台管束堵管35

59、根，C台管束堵管48根，本次检修已更新管束，旧管束拆下后结盐严重，清洗干净后备用；,E101C管箱隔板中部开裂,E101C管箱隔板端部开裂,Cl-应力腐蚀,E101B管箱隔板端部焊缝开裂,E101C管板管口结盐情况,II柴油加氢精制装置反应产物/混合进料换热器E101A/B/C检查情况,腐蚀机理,高温氢腐蚀是在高温高压条件下扩散侵入钢中的氢与不稳定的碳化物发生化学反应，生成甲烷气泡(它包含甲烷的成核过程和成长)，即: Fe3C+2H2CH4+3Fe 并在晶间空穴和非金属夹杂部位聚集，引起钢的强度、延性和韧性下降与劣化，同时发生晶间断裂。由于这种脆化现象是发生化学反应的结果，所以它具有不可逆的性质，也称永久脆化现象。 高温氢腐蚀有两种形式：一是表面脱碳；二是内部脱碳。 表面脱碳不产生裂纹，在这点上与钢材暴露在空气、氧气或二氧化碳等一些气体中所产生的脱碳相似，表面脱碳的影响般很轻，其钢材的强度和硬度局部有所下降而延性提高。 内部脱碳是由于氢扩散侵入到钢中发生反应生成了甲烷，而甲烷又