张兆宽
隧道隔音降噪施工
（中国石化济南分公司，山东济南250101）
摘 要：本文通过对脱硫装置胺液系统设备和管道的腐蚀情况及其分布的介绍，分析了各类影响腐蚀的因素，着重阐述了胺液的流速和热稳态盐加剧腐蚀的机理，并在此基础上提出了相应的防腐措施。
关键词：胺液的腐蚀、热稳态盐、湍流、防腐措施。
1 装置概况
液化气、干气脱硫装置的原料主要来自催化的干气和液化气、污水罐的呼出气、硫磺回收装置尾气、焦化装置的干气等。装置内的设备和管线的材质以碳钢为主，除溶剂再生系统部分设备和管线材质为304不锈钢外，包括：胺液再生塔整体及内件，再生塔底重沸器出入口管线及其换热管束，三台贫富胺液换热器管束，其它大部分设备和管线均为碳钢材质。 本装置是由四川石油天然气勘探设计院设计的，88年底建成并投入运行，脱硫剂采用MEA；到1994年进行了大规模的改造，更换脱硫剂为MDEA，并将来自RFCC与DCC的液化气分别进入两座脱硫塔进行脱
硫，设计处理能力为RFCC液化气13.5t/h 、DCC液化气7.4t/h、干气13000 Nm3/h，同时扩大了溶剂再生系统的处理能力；2001年的扩能改造只对溶剂再生系统进行了扩能，将脱硫剂系统的设备和管线全部更新，胺液再生塔的设计能力为60～150t/h（设计点为100t/h），开工后实际胺液循环量为40吨/小时左右，到2002年9月胺液循环量增加到60吨/小时；2004年检修时对再生系统的部分机泵和再生塔进行了更新，进一步扩大了溶剂再生能力，检修后胺液循环量达到100吨/小时左右。
2 设备腐蚀状况
自进入2006年以来，装置内的设备和管道频繁出现腐蚀泄漏事件，而且所有的腐蚀泄漏都发生在贫胺液系统，表1为腐蚀事件统计。
从腐蚀事件统计看，换热设备发生泄漏的部位主要集中在有胺液气液变 化或流速变化、材质为碳钢的地方，如换热器壳体的出入口出部位以及折流板的部位都出现多次的腐蚀泄漏事件，重沸器出口部位壳体呈蜂窝状，设备口短节及出口附近的壳体多处腐蚀穿透，如图1所示；贫富胺液换热器壳体在折流板部位出现明显的沟槽，并已出现腐蚀穿孔，如图2所示。从现场腐蚀检查的情况看，其它的设备和管道存在的腐蚀情况和上述情况相同，如换热器的出入口部位、壳体与管束折流板接触的部位、管束的折流板边缘以及折流板与换热管空隙的部位、管道弯头的部位等存在流速变化的部位腐蚀较为严重。
表1 脱硫剂系统的泄漏事件统计表
序号 泄漏时间 工艺位号 介质 温度泄漏描述 投用时间
1 2006-4-28 E-201 贫胺液60 壳程设备口补强圈信号孔泄漏 2001.3
2 2006.5 C-20
3 贫胺液人孔放气孔泄漏 2004.4
61850 mms3 2006-5-8 P-201/1.2 贫胺液40 胺液泵反冲洗管腐蚀泄漏，DN20 2004.4
4 2006.11 E-201 贫胺液60 入口管法兰上下焊口热影响区泄漏 2001.3
5 2006.11 E-204 贫胺液120出口设备口根部焊缝砂眼泄漏 2004.4
6 2006.11.30 E-201 贫胺液60 碳钢壳体出现砂眼泄漏 2001.3
图1 塔底重沸器壳体出口腐蚀图2 贫富胺液换热器壳体的腐蚀
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图3 脱硫装置设备、管线腐蚀泄漏分布图
（注：法兰上、下焊口热影响区开裂泄漏，红线为18－8材质）
2006年以来装置内所发生的腐蚀部位分布如图3所示。对贫富胺液换热器（E-201）壳体进行测厚检查，
发现入口处壳体存在着一个沿壳体环向的减薄带，如图3中粉椭圆所示，最薄处厚度仅余4mm（换热器壳体原厚度为14mm），同时对塔底重沸器出口部位的壳体也进行了测厚检查，两侧出口部位的壳体存在着相同的情况，壳体局部减薄明显，最薄处测得厚度尽为12.5mm（原壳体厚度为22mm），如图3所示。
3 腐蚀原因分析
3.1 胺液的腐蚀
新鲜的YXS-93脱硫剂腐蚀性很小，但当它吸收了原料气中的腐蚀介质后，如硫化氢和二氧化碳等，就具有了很强的腐蚀性；此外，溶剂长期运行产生的降解和氧化产物也具有一定的腐蚀性。干气和液化气中的酸性气体主要是H2S、CO2，在胺液系统内形成的腐蚀环境以H2S＋CO2＋H2O为主，是碳钢发生应力腐蚀开裂的敏感环境。因为贫胺液是由富胺液脱气再生形成的，其中H2S、CO2浓度较富胺液低得多，所以碳钢在贫胺液中应力腐蚀开裂的敏感性低，但贫胺液的腐蚀性要比富胺液高得多。
3.2 热稳态盐的腐蚀
胺液与原料中的酸性组分反应生成盐，常见的有盐酸盐、硫酸盐、甲酸盐、乙酸盐、草酸盐、、硫氰酸盐和硫代亚磺酸盐，两者之间结合的强度因盐类的离子活性而不同。H2S、CO2与胺液形
成的相对较弱的盐在加热时会分解，即胺液可通过加热来再生；原料中其它酸性组分与胺液生成的盐则在加热时不会分解，因此不能用加热来再生，这类盐被统称为热稳定性盐(缩写为HSS)，如氯离子、硫酸根、硫氰酸根和草酸根能形成相对较稳定的盐，在加热时基本不会分解；另外甲酸盐、乙酸盐和硫代亚磺酸盐在加热时会部分分解，但在胺液再生的工况下不会分解，然而在重沸器中可能会发生部分分解，从而造成气相区域的化学腐蚀，即铁直接与酸发生化学反应而造成腐蚀[1]。
热稳态盐的存在加重了胺液的腐蚀，其腐蚀机理一方面是其中的阴离子替代FeS保护膜的S离子从而破坏保护膜，另一方面是加重胺液的冲刷腐蚀。
另外腐蚀产物硫化铁或硫化亚铁，沉积在换热器上形成结垢，影响传热，
将直接加大胺液再生能耗、降低胺液再生效率和纯度。由于局部高温，加剧了胺液降解。这样一方面形成恶性循环，另一方面富液中夹带的腐蚀物质在高流速下破坏FeS保护膜，加剧了腐蚀。
3.3 工艺操作的影响
装置内胺液循环量由2002年前的40吨/小时，到2004年检修后增加到100吨/小时，除个别部位的管线及换热器管束进行了材质升级，规格尺寸无变化，所以胺液在设备和管道内的流速大幅度升高，流速的升高势必加重了胺液的冲刷腐蚀，从装置腐蚀事件发生的时间看，胺液的流速对腐蚀的影响非常大。
太阳影子定位技术另外2002年底焦化装置开工后，30吨/小时的富胺液来脱硫装置再生，致使胺液系统中焦粉含量增加，也加重了胺液的冲刷腐蚀。
3.4 设备结构的影响
换热器的折流板部位易产生液体的涡流或湍流，加剧胺液的冲刷腐蚀和空泡腐蚀。
4 结论
4.1、胺液的腐蚀主要是由于游离出来的酸性气引起的，包括H2S、CO2等，另外由于胺液长期的循环使用，其中的腐蚀性杂质不断富集，如氯离子、热稳态盐和胺液的降解产物等，加重了胺液的腐蚀性，腐蚀严重的部位主要是胺液存在气液相变化或流速、流态发生较大变化的设备和管线，从现场实际发生腐蚀泄漏的情况也印证了这一点。
4.2、影响胺液腐蚀的主要因素包括胺液的温度、流速和流动状态，从发生腐蚀的设备看，胺液的流动状态对腐蚀的影响最大，所有换热器腐蚀破坏的部位都发生在胺液流动异常的部位，如重沸器顶部出口、贫富胺液换热器顶部入口部位等都存在着气液项变化和湍流现象，所以腐蚀非常严重，一般这些部位的腐蚀速率在2mm/a左右。
5 防腐措施
通过以上分析，提出相应的处理措施：
5.1 材质升级
从多年的应用经验看，对于高温部位的设备和管线以材质升级为宜，管道、阀门和换热器管束采用304不锈钢，换热器壳体、塔以及容器可采用304不锈钢的复合钢板。
5.2 设计
在管道设计和设备选型时，要避免出现较大的流体涡流、湍流现象，如换热器管束尽可能选用螺旋折流板或折流秆式，优化流体的分配，减少涡流的形成。
5.3 工艺操作
优化操作是减少腐蚀的有效手段，在设备、管道规格不变的情况下，通过适当增加胺液的浓度以减少胺液的循环量，达到减低胺液流速的目的，将大大降低设备和管道的腐蚀。
定期对胺液进行净化，降低胺液中热稳态盐和以及胺液降解物的浓度，对减低胺液的腐蚀非常有利。
参考文献：abs-210>细胞芯片
[1] 林霄红，袁樟永《用AmiPur胺净化技术去除胺法脱硫装置胺液中的热稳定性盐》《石油炼制与化工》第35卷第8期。
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