湿硫化氢环境腐蚀与防护指导意见Word格式文档下载.docx
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介质侧)增加涂层(如喷铝等)防止基体材料腐蚀开裂的设备。
1.5 凡处于湿硫化氢环境中的设备在材料选择、设备制造与检验均
应满足本标准的要求,否则可能导致设备SSC、HIC/SWC和SOHIC的破坏。
1.6 本标准不包括湿硫化氢引起的电化学失重腐蚀和其他类型的开
裂。
1.7 湿硫化氢腐蚀环境的定义与分类:
1.7.1 介质在液相中存在游离水,且具备下列条件之一时称为湿硫
化氢腐蚀环境:
(1)在液相水中总硫化物含量大于50ppmw;
或
(2)液相水中PH小于4且总硫化物含量大于等于1ppmw;
(3)液相水中PH大于7.6及氢氰酸(HCN)大于等于20ppmw,且总
硫化物含量大于等于1ppmw;
(4)气相中含有硫化氢分压大于0.0003MPa(0.05psia)。
1.7.2 根据湿硫化氢腐蚀环境引起碳钢和低合金钢材料开裂的严重
程度以及对设备安全性影响的大小,把湿硫化氢腐蚀环境分为2类,在第
I类环境中主要关注SSC,而在第Ⅱ类环境中,除关注SSC外,还要关注
HIC和SOHIC等损伤。
具体划分类别如下:
第I类环境
(1)操作介质温度≤120℃;
1
(2)游离水中硫化氢含量大于50ppmw;
(3)游离水的PH<4,且含有少量的硫化氢;
(4)气相中硫化氢分压大于0.0003MPa(绝压);
(5)游离水中含有少量硫化氢,溶解的HCN小于20ppmw,且PH>7.6。
第Ⅱ类环境
(2)水溶液中硫化氢含量大于50ppmw,且PH<4;
(3)气相中硫化氢分压大于0.0003MPa(绝压),且水中总硫化物含
量大于2000ppmw,PH<4;
(4)水溶液中总硫化物[注]含量大于2000ppmw,HCN含量大于
20ppmw,且PH>7.6;
(5)水溶液中含有硫氢化胺(NH4HS)浓度大于2%(wt%)。
1.8 湿硫化氢环境下的腐蚀与损伤主要包括:
酸性水腐蚀、湿H2S
损伤(HB/HIC/SOHIC/SSC)、胺腐蚀、碱式酸性水腐蚀(硫氢化氨腐蚀)
等几类。
1.9 湿硫化氢环境下装置设计选材与制造应严格执行国家、行业及
中国石油相应标准规范,同时应参照以下标准规范:
(1)GB/T4340.1金属维氏硬度试验第一部分:
试验方法法
(2)GB/T6394金属平均晶粒度测定方法
(3)GB/T10561钢中非金属夹杂物含量的测定/标准评级图显微检
验法
(4)GB150固定式压力容器
(5)TSGR0004固定式压力容器安全技术监察规程
(6)SH/T3074石油化工钢制压力容器
(7)GB151管壳式换热器
(8)SH/T3075石油化工钢制压力容器材料选用规范
(9)GB/T8165不锈钢复合钢板和钢带
(10)GB/T699优质碳素结构钢
(11)GB713锅炉和压力容器用钢板
(12)NB/T47002压力容器用爆炸焊接复合板
(13)NB/T47008承压设备用碳素钢和合金钢锻件
(14)GB24511承压设备用不锈钢钢板和钢带
(15)JB4708钢制压力容器焊接工艺评定
(16)JB/T4711压力容器涂敷与运输包装
(17)其它适应于湿硫化氢环境设计选材与制造相关标准规范。
(18)GB/T4157金属在硫化氢环境中抗特殊形式环境开裂实验室实验
2
(19)GB/T8650管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法
(20)NACEMR0103MaterialsResistanttosulfideStress
CrackinginCorrosivePetroleumRefiningEnvironments
(21)NACESP0472MethodsandControlstoPreventIn-Service
EnvironmentalofCarbonSteelWeldmentsinCorrosivePetroleum
RefiningEnvironments
(22)NACETM0177LaboratoryTestingofmetalsforResistance
toSulfideStressCrackingandStressCorrosiveCrackingInH2S
Environments
(23)NACETM0284EvaluationofpipelineandPressureVessel
SteelsforResistancetoHydrogen-InducedCracking
(24)NACERP0296GuidelinesforDetection,Repair,and
MitigationofCrackingofExistingPetroleumRefineryPressure
VesselsinWetHydrogenSulfideEnvironments
(25)API945(RP)AvoidingEnvironmentalCrackinginAmine
Units
(26)API-571DamageMechanismsAffectingFixedEquipmentin
theRefiningIndustry(中文版)
(27)NACERP0103炼厂腐蚀性原油环境中抗硫化物应力开裂材料;
1.10 发生部位:
(1)在炼油厂有湿H2S环境存在的部位都能发生HB、HIC、SOHIC、
SSC损伤。
(2)在加氢装置中,NH4HS浓度增大到超过2%会增加发生鼓泡、HIC
和SOHIC的可能性。
(3)氰化物会明显增加HB、HIC、SOHIC损伤的可能性和严重程度。
对于流体催化裂化和延迟焦化装置的汽相回收单元尤为明显。
典型的部位
包括分馏塔塔顶罐,分离塔,吸收塔和汽提塔,压缩机级间分离器和缓冲
罐,各种换热器、冷却器和空冷器。
酸性水汽提塔和胺再生塔顶系统尤其
容易发生湿H2S损伤,因为此处存在氰化物,NH4HS浓度也很高。
(4)SSC最有可能在硬焊缝和热影响区及高强度部件中发现。
高强度
部件包括螺栓,安全阀弹簧,400系列不锈钢阀芯,压缩机轴、套管和弹簧。
1.11 各炼化企业在遵循本指导意见的基础上,应加强湿硫化氢环境
腐蚀防护新技术的引进与推广,如各种涂层、镀层技术等。
3
第二章 湿硫化氢环境设备的材料选择
2.1 处于湿硫化氢腐蚀环境下的设备承压件应选用表2.1中的材料:
表2.1 湿硫化氢腐蚀环境下的设备承压件推荐材料
2.2 材料选择原则
2.2.1 在第I类环境下操作的设备承压件应选用表2.1中的普通碳
钢和低合金钢。
2.2.2 在第Ⅱ类环境下操作的设备承压件应选用表2.1中的抗HIC
碳钢和低合金钢,以及表2.1中的复合材料。
2.3 材料附加要求
2.3.1 碳钢和低合金钢
2.3.1.1 在湿硫氢腐蚀环境下操作的设备用碳钢和低合金钢除符合
相应的材料标准及相关规范和规程的规定外还应符合下列附加要求:
a)化学成分(熔炼分析):
硫(S)含量≤0.08%,磷(P)≤0.12%
成品分析偏差应符合GB/T222的规定。
b)碳当量CE:
对普通碳素钢CE≤0.40,对低合金钢CE≤0.45。
元素以重量百分比代入(Wt%)
c)力学性能(试样须经模拟焊后热处理)
材料标准规定的屈服强度下限ReL≤355MPa
材料最高抗拉强度Rm≤600MPa
-20℃冲击功合格指标为:
三个试样平均值KV2≥34J,允许其中一
个KV2≥25J;
d)使用状态:
正火或正火+回火
e)无损检测:
钢板厚度超过12mm时,按JB/T4730.3进行100%超声
检测,气质量等级按下列要求:
4
钢板厚度12~60mm质量等级不低于Ⅱ级为合格
钢板厚度大于60mm质量等级低于I级为合格
2.3.1.2 钢板和锻件应逐张(件)进行布氏硬度试验,硬度值应小
于等于200HBW。
2.3.1.3 处于湿硫化氢环境的锻焊设备壳体、接管、法兰及接管法
兰的锻件级别按设计文件的要求。
2.3.2 抗HIC碳钢和低合金钢
2.3.2.1 钢板除符合GB/T713、SA516-65/70和NB/T47008的规定外,
还应满足2.3.1.2条及以下要求:
a)冶炼方法:
应采用电炉+炉外精炼方法(或其他高质量的冶炼方法),
应为本质细晶粒钢
b)化学成分(熔炼分析wt%):
P≤0.010;
S≤0.003;
Ti≤0.01;
B≤0.0005;
Nb+V≤0.05。
C)碳当量CE:
钢材厚度≤50mm时;
CE≤0.43;
钢材厚度>50mm时;
CE≤0.45。
d)无损检测(同5.3.1.1e);
e)使用状态:
正火或正火+回火;
2.3.2.2 钢板和锻件的晶粒度应符合GB/T6394的要求,晶粒度不粗
于5级。
2.3.2.3 锻件和厚度大于20mm的钢板应按照GB10561规定的B法
进行非金属夹杂物评定,硫化物类(A类)、氧化铝类(B类)、硅酸盐
类(C类)及球状氧化物类(D类)、单颗粒球状类(DS类)均不得大于1.5
级,且应满足A+C≤2.0,B+D≤2.0,A+B+C+D+DS≤4.5级。
2.3.2.4 钢板和锻件应在正火状态交货,经模拟热处理后的力学性
能除应符合GB713、NB47008的规定外,还应满足以下要求,推荐模拟热
处理为610℃±
10℃,保温时间不小于2.5min/每1mm厚度×
预期热处
理次数,且最小为2h,或者供需双方协商。
a)厚度大于20mm的钢板应进行厚度方向的性能试验,其Ψz三个试
样平均值大于等于35%,单个试样最低值大于等于25%。
b)抗HIC钢板和锻件冲击功三个试样平均值KV2≥34J,允许其中一
个试样KV2≥25J。
Q245R(HIC)的试验温度为-20℃;
Q345R(HIC)和
SA51
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