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液化氣脫硫裝置再生塔返塔管線彎頭腐蝕失效機制分析

2018-09-29 15:23:17 作者：張建文，蘇國慶，姜愛國來源：北京化工大學化學工程學院分享至：

引言

液化氣主要產自油田和煉化企業，具有污染少、熱值高、易于運輸、存儲簡單等特點，所以被廣泛用于民用、商業服務、工業生產等領域。表1為2015—2021年全球液化氣供應量及預測數據。從表中可以看出，近年來，全球LPG產量不斷提高，年增長率均在2%以上。此外，國內近6年液化氣消費量和產量年均復合增長率分別達到了15.69%和9.95%。2016年，我國液化氣產量為3503.9萬噸，同比增長19.41%，液化氣已經成為我國能源結構中重要的組成部分。

表1 2015—2021年全球液化氣供應量及預測

液化氣是原油催化裂解和熱裂解的副產物，故原油中含有的H2S、SO2等硫化物會隨煉制過程進入液化氣中。硫化物會導致后續生產過程中催化劑的中毒失活，會腐蝕管道和設備，還會影響產品的質量。含硫液化氣作燃料使用時，會對周圍環境造成嚴重污染。近年來，隨著全球輕質低硫原油儲量日益減少，國內煉廠原料重質化、高硫化趨勢明顯，因此液化氣脫硫具有極強的現實意義。

目前液化氣脫硫（主要是H2S）的方法有濕法脫硫和干法脫硫，工業上主要采用的是濕法脫硫，其中又以醇胺法使用最多。醇胺法即以胺液作為脫硫劑，通過胺液與H2S發生化學反應達到脫硫效果。常用脫硫劑有單乙醇胺（MEA）、二異丙醇胺（DIPA）和N-甲基二乙醇胺（MDEA）等，其中MDEA在液化氣脫硫中應用最為廣泛。醇胺法脫除H2S的主要反應為

其中RNH2代表醇胺。

反應（1）和反應（2）均為可逆放熱反應。降溫、加壓有利于反應向右進行，生成硫化物和酸式硫化物，此為H2S的吸收反應；升溫、減壓有利于反應向左進行，生成的胺的硫化物分解，釋放出H2S，此為胺液的再生過程。

通過上述兩反應即實現了H2S的吸收與胺液的再生，而且凈化效果好、能耗低，所以醇胺法已成為液化氣脫硫的主要方法。但據近年來報道，由于脫硫裝置多為碳鋼材質，所以液化氣中的H2S帶來了嚴重的腐蝕問題。腐蝕不僅會導致設備、管道的減薄、穿孔，甚至會造成物料的泄漏，裝置非計劃停車，嚴重影響生產的正常運行，而且腐蝕產物會引起脫硫劑發泡和降解，使脫硫劑損耗增加，工藝能耗增加。

李峰等對醇胺法脫硫裝置的腐蝕行為進行了較為全面的研究，再生塔、重沸器、貧富液換熱器及高溫富液管線都是腐蝕比較嚴重的部位，其中再生塔是脫硫裝置中腐蝕最嚴重的設備。

勝利煉油廠加氫裝置酸性氣體脫硫系統胺液再生塔頂空冷器出口管線發生嚴重腐蝕，半年之內該段管線先后共發生13起腐蝕泄漏事故。對舊管線切割測量后發現：其中三個彎頭（f108 mm×6 mm）的外弧頂部位已被腐蝕穿孔，形成拳頭般大小的孔洞，兩個彎頭外弧頂部位減薄到不足1 mm。分析后得出，管線腐蝕的根本原因是加氫反應生成大量H2S，與再生塔內的水蒸氣形成了H2S-NH3-H2O-CO2的腐蝕環境，此外流體沖刷、溶解氧也是腐蝕發生的重要原因。

Zhang等將陣列電極技術與CFD相結合，確定了管道彎頭腐蝕行為與流體流動的關系。結果表明，腐蝕速率分布與管內流速和剪切應力分布基本一致，最大腐蝕速率出現在彎頭最內側，最小腐蝕速率出現在彎頭的最外側。

Zeng等自主設計搭建了彎頭沖刷腐蝕實驗裝置。使用失重法測量總腐蝕速率，使用陣列電極技術測量彎頭不同位置的純腐蝕速率、純沖刷速率、沖刷對腐蝕的促進速率和腐蝕對沖刷的促進速率。通過對各部分腐蝕速率量化，確定了彎頭不同位置沖刷腐蝕的主導因素，并揭示了造成這種差異的內在原因。

綜上，目前已有許多關于脫硫裝置腐蝕問題的報道，也都提出了針對特定工況下的防腐蝕建議，但多數研究都僅從化學角度入手研究，未涉及腐蝕的物理規律。對失效彎頭，本文將基于宏觀、微觀兩個視角，從物理（減薄規律、孔徑分布）、化學（XRD、EDS）兩個角度入手，探析彎頭的腐蝕失效機制。

結論

（1）整個彎頭均受到不同程度的腐蝕，局部呈蜂窩狀腐蝕形貌。對腐蝕嚴重區域進行孔徑和壁厚測量后發現：沿流動方向，孔徑呈梯形分布，完全破壞區孔徑為無窮大；壁厚逐漸減薄，完全破壞區壁厚為零。

（2）腐蝕產物中主要含有Fe、C、S和O這4種元素，由XRD確定腐蝕產物以FeS2和FeS為主。

（3）彎頭腐蝕失效原因主要是H2S造成的電化學腐蝕、沖刷腐蝕以及熱穩態鹽造成的腐蝕，彼此相互促進，最終導致彎頭腐蝕失效。

1彎頭失效分析