干气脱硫装置腐蚀原因探析
烟气脱硫后处理循环泵腐蚀原因分析及应对措施
烟气脱硫后处理循环泵腐蚀原因分析及应对措施摘要：湿法烟气脱硫工艺中，浆液循环泵主要作用是将石灰石浆液从吸收塔底部送至喷淋系统。
管道中的浆液固含粒度为左右，长期运转会对叶轮等过流件产生物理磨损，导致叶轮防磨层脱落；浆液的值为浆液中存在着不同的金属离子及高含量的氣离子，会对叶轮造成电化学腐蚀。
在这样工况下运行一段时间后，浆液循环泵会出现不同程度的腐蚀磨损，导致脱硫率下降，长期运行会带来安全隐患。
关键词：烟气脱硫；循环泵腐蚀；原因分析引言目前，石灰石-石膏湿法脱硫工艺由于适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、设备运转率高、工作的可靠性高、脱硫剂-石灰石来源丰富且廉价等优点。
已经成为火电厂最成熟的烟气脱硫工艺，而湿法脱硫设备较多长期处于pH较低的介质环境中，极易腐蚀，因此了解脱硫设备的腐蚀机理，选择合适的防腐蚀耐冲刷材料作为衬里，对于设备的长周期安全稳定运行至关重要。
现阶段，脱硫系统防腐分为，罐体防腐，泵叶轮以及泵壳防腐，管道防腐，烟囱防腐，地坑防腐。
所使用的防腐材料主要有玻璃鳞片、橡胶、环氧树脂，玻化砖四种。
现就各设备的腐蚀机理以及防腐材料的选择进行探讨。
1后处理循环泵性能参数和结构特点后处理循环泵设计为三台，两开一备，生产厂家为襄樊五二五，型号为HZ350，设计扬程为3m，密封形式为双端面机械密封，叶轮为半开式叶轮，叶轮、蜗壳、轴、轴套、叶轮锁紧螺母等材质为2205双相钢，双端面机械密封材质为316奥氏体不锈钢，冲洗方式为PLAN54，能够有效地减小介质对机械密封的冲刷和腐蚀。
2循环浆液泵案例电厂湿法脱硫系统吸收塔内设有五层喷淋，石灰石浆液可通过循环浆液泵传送至吸收塔喷淋层，此时石灰石可与烟气中二氧化硫发生反应，以此实现除硫。
湿法脱硫系统中的循环浆液泵存在多种运行状态，循环浆液泵运转期间的流量规格不做调节，即循环浆液泵在大多数情况下均处于额定满负荷状态下，因此，在湿法脱硫系统中，可通过调节循环浆液泵运行数量对脱硫吸收塔石灰石浆液量进行控制。
天然气脱水脱烃装置腐蚀对策研究
天然气脱水脱烃装置腐蚀对策研究某气田天然气脱水脱烃装置存在着较为严重的腐蚀情况，影响着天然气安全生产。
本文對天然气脱水脱烃装置进行分析，并提出防腐蚀解决对策，在实际应用中取得了理想的效果。
标签：天然气脱水脱烃装置;腐蚀;防腐措施某气田天然气处理装置由丙烷制冷、天然气低温分离和乙二醇再生系统构成。
该生产装置投产以后，不断出现腐蚀问题，使设备在运行存在安全隐患，设备的使用年限也不断缩知，运行维护需要投入较多的资金。
1天然气脱水脱烃腐蚀现状描述腐蚀现象主要存在于乙二醇再生系统中，低温分离器中产生的富乙二醇通过再生塔顶部直接回到冷凝器及储液罐中，保证换热温度为30-60度，再经闪蒸罐来消除掉溶解的轻烃。
然后利用循环泵来进行加压处理。
通过滤除固体过滤器、活性碳过滤器来把存在的杂质滤除掉。
经过加压和过滤之后的富乙二醇，从布液器流入到乙二醇精馏柱，在填料区段中完成二次换热之后再经过100-120度重沸器实现再生反应，经过脱水处理后的乙二醇浓度提升到80-85%，分醇则进入到缓冲罐进行循环应用。
经运行维护人员统计，天然气脱烃脱水装置在3年内，缓冲罐盘管、精馏塔筒体部位、冷凝回流器都受到3次腐蚀，精馏塔中的导流管受到4次较为严重的腐蚀，可以看出，腐蚀部位主要存在于乙二醇再生系统的高温区段，腐蚀表现形式是金属表面产生均匀变薄现象，存在着坑蚀、冲刷腐蚀和晶间腐蚀开裂等现象。
2天然气脱水脱烃装置腐蚀机理分析2.1乙二醇酸化腐蚀机理把乙二醇作为脱水剂，在循环使用该物质时，乙二醇物化性质产生了改变，比如浊度、酸度和色度等都会产生一定程度的变化，通过测试发现PH值存在着低现象。
由于酸化反应过程十分复杂，主要是两个羟基产生共同氧化，而不断开甩羧基，化学反应公式为：。
早期产生的为均匀腐蚀，介质主要有乙醛酸、甲酸等，可以与反应装置中的铁元素形成化学反应，会使反应装置和管路受到腐蚀：。
存在的影响因素主要有：1）解氧产生的影响。
氧气物质可以作为反应物来加入化学反应，从而对乙二醇的酸化产生不良影响。
变换气脱硫塔腐蚀原因分析
变脱塔腐蚀原因分析大修期间检查发现变脱塔发生较为严重的腐蚀，生产技术科组织相关人员进行了专门的原因分析、同行业厂家进行交流并咨询了有关专家。
通过调查形成如下报告。
经过调查认为变脱一般发生腐蚀设备主要有再生槽、贫液槽和部分压力管道（液相），但有的脱硫塔和出塔气体分离器也发生腐蚀现象（广西鹿寨、广西柳化、江苏恒盛、山东明水，河南泰丰、河北承德大银等），脱硫塔腐蚀的部位主要是塔内内件（填料支撑、分布器）、塔的下封头（使用焊接封头的焊缝部分腐蚀比较严重）、部分液相管道。
使用的催化剂品种较多，一般有栲胶、MSQ、钛氰钴、ADA（KCA）及生化络合铁法（DDS）。
1、变脱溶液控制不达标变脱溶液分析数据从上表看出溶液各项数据均落于指标范围内，未发现有超指标的现象，截至大修该指标已经执行了近10年，从前几次的大修检查情况看未发生严重的腐蚀问题，但也出现小面积的坑蚀及分布器、再分布器的一般腐蚀。
但经过与专家的沟通及文献资料查询，认为还存在其他溶液控制方面的问题有待进一步改进。
如脱硫副反应产生的Na2SO4能增强腐蚀能力，据实验数据表明，溶液中Na2SO4量超过40mg/L，腐蚀能力将快速增加，半脱进行溶液分析时就进行了硫代硫酸钠的分析。
对于溶液分析频率每月一次能否准确反应出溶液的运行性状，值得商榷。
对于由于栲胶含量不足造成变脱塔内无法形成保护膜，溶液总碱度低易产生腐蚀的问题应采取应对措施。
因此针对可能存在的问题，技术科提出如下对策：首先是增加分析频次，由每月分析一次修订为每周分析一次，以避免溶液分析频次带来的分析数据无法真实反馈溶液性状的问题；其次要求在溶液分析时增加硫代硫酸钠项目，以判定是否由于硫代硫酸钠累积后造成溶液硫酸根累积的腐蚀，根据分析结果定期置换；再次调整溶液组分，将栲胶溶液总碱含量由0.3～0.7mol/L调整为0.45～0.9mol/L,栲胶含量由0.9～1.8g/L调整为1.2～2.0g/L。
附专家看法：黄高工建议适当提高总钒、栲胶含量，加软水对变脱液进行置换等可减轻变脱的腐蚀；专家周总工认为变脱液PH值偏低，其主要原因是硫代硫酸钠高的原因，而增加变脱液在塔内的停留时间（提高液位或增设缓冲槽）可降低硫代硫酸钠的生成。
硫回收装置腐蚀原因分析及防护 张东彪
硫回收装置腐蚀原因分析及防护张东彪摘要：硫回收过程中酸性气组分复杂，腐蚀类型多，腐蚀机理复杂，且均是多种腐蚀情况并存，因此了解装置中存在介质及工艺条件，对于判断其腐蚀机理及需要采用的防护措施，防止设备腐蚀具有重要意义。
鉴于此，本文对硫回收装置腐蚀原因分析及防护进行了分析探讨，仅供参考。
关键词：硫回收装置；腐蚀原因；防护一、硫回收工艺原理硫回收过程中酸性气体 H 2 S 在热反应段与空气部分燃烧后，经过克劳斯催化反应段以及 SCOT 尾气处理系统，最终进入焚烧炉。
克劳斯单元分为热反应段和低温催化反应段。
热反应段采用分流法，使部分H 2 S 在燃烧炉中燃烧生成单质硫，部分转化为 SO 2 ，SO 2 和未反应的 H 2 S 在低温催化反应段经催化转化后，生成单质硫。
SCOT 工艺采用钴钼催化剂，将克劳斯尾气中的硫化物加氢还原为 H 2 S，经醇胺脱硫溶液吸收法将 H 2 S 提浓，回收再利用，处理后的尾气残余硫含量很低，焚烧后可直接排入大气。
二、硫回收装置腐蚀原因分析1、胺液腐蚀胺液腐蚀指的是RNH 2 （乙醇胺）-CO 2 -H 2 S-H 2 O腐蚀，其主要存在于胺系统管线，再生塔及其底部沸器，其中再生塔塔底再沸器最为严重。
胺液腐蚀主要在温度较高区域，主要影响因素为CO 2 、RNH 2 ，随着CO 2 浓度增加，胺液腐蚀越严重，当体积在20%～30%时，碳钢腐蚀速率达0.76mm/a。
2、湿硫化氢腐蚀湿H 2 S腐蚀指的是H 2 S遇水形成酸化环境，指水在露点以下和H 2 S共存，往往造成压力容器、管道等开裂。
主要存在于酸性气分液罐、预热器壳体、冷凝冷却器等部位。
其腐蚀机理为：H 2 S→H + +HS - →H + +S 2-碳钢在H 2 S水溶液会发生电化学反应：阳极：Fe→Fe 2+ +2e；Fe 2+ +HS -→FeS↓+H + 阴极：2H + +2e→H 2 ↑碳钢在H 2 S溶液在阳极形成FeS，管道发生均匀腐蚀，阴极生成氢渗透至金属缺陷处产生氢鼓泡，在应力下形成硫化物发生开裂。
浅析脱硫后处理装置设备损坏原因及应对措施
浅析脱硫后处理装置设备损坏原因及应对措施摘要：本文针对脱硫装置后处理工段设备自2019年10月11号改造投入运行以来至2019年12月，后处理工段设备出现严重腐蚀损坏的状况，从设备和工艺操作两方面进行了原因分析，并采取了有效的应对措施，延长了我厂推料离心机的运行周期，保证了脱硫装置的正常运行。
关键词：PH值；亚硫酸铵含量；后处理浆液温度；氯离子含量；浆液密度；固含量1问题的提出我厂锅炉汽机装置采用氨法脱硫技术，由脱硫和后处理回收系统两部分成。
其中，脱硫系统烟气超低排放改造自2019年10月11日改造完成投入运行，2019年12月份底，后处理系统机泵设备的过流部件出现严重腐蚀损坏的情况。
我厂脱硫装置为了增加了脱硫装置后处理工段对提浓后硫酸铵浆液的脱水处理能力，于2018年更新使用HR500-NB型卧式双级活塞推料离心机，替换了之前的HR400-N卧式双级活塞推料离心机。
从2018年10月7日该设备投入使用，该设备投入运行后，在质保期间各类小故障较多，但没有出现过流部件严重腐蚀磨损的情况,但2019年10月11日超低排装置建成投入使用后至2019年12月27日，后处理机泵设备过流部件出现严重腐蚀损坏的情况：2原因分析从上面照片可以看出，后处理工段设备P-305A叶轮短短17天时间叶轮叶片腐蚀没了，仅剩轮毂部分，众所周知，烟气脱硫装置运行环境具有强腐蚀性，但脱硫装置在设计时已经充分考虑到腐蚀因素，机泵设备材质多采用316L材质或双相不锈钢。
我们统计分析了化肥［作者简介］：贺劲虎，男，2007年7月毕业于新疆大学化工设备专业，现任乌鲁木齐石化总厂检维修中心助理工程师，厂锅炉汽机装置脱硫装置2007年12月份建成运行以来脱硫装置后处理工段设备的检修记录， 2019年10月份以前统计数据表明，双推料离心机M-301A/B及二效循环泵P-305A/B的过流部件使用周期基本都在3年左右，而后处理工段机泵备件的供应厂家及材质都没有发生变化，因此排除了机泵设备过流部件因材质变化或质量问题造成不耐腐蚀而损坏的这一因素。
MDEA在脱硫过程中的降解腐蚀原因分析及对策
难以凭借溶液碱度分析来判断。
４胺液效 率降低原 因分析
３．２ 股 液 颜 色
胺液 颜色产 生变化 ，尤其是 贫液变 化 明显 ，呈 ４－１ 胺 液发泡 引起
现 出红褐 色 、黑 色或 墨绿 色 。当胺液发 生降解 时呈
ＭＤＥＡ的水溶 液浓 度越 大 ，越 容易 发泡 。根据
现红 褐色 ；若胺液 系统 中产生 了大量 的硫化亚 铁 ， 实践操作经验 ，胺液浓度控制在 ｌ３％～１５％之间生 产
１
０８Ｃｒ２ＡｌＭ ｏ
２０１１＃－
４
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
０８Ｃｒ２Ａ１Ｍｏ ２ ０８Ｃｒ２Ａ１Ｍ ｏ １ ０８Ｃｒ２Ａ１Ｍｏ
１
３１６Ｌ
表２
２０１１－７．１９北京世博恒业科技有限公司胺液检测报告
项 目
榆炼联合二液化 气精 制氨液
不影 响生产参考值
外观（Ａｐｐｅａｒａｎｃｅ） 浅黄色透 妻冀 黑色颗粒 一
８２０３２－浓 度会达到２０ｇ／Ｌ以上 。
降解 、化 学降解 和氧化 降解 。降解产物 的多少 与溶
矮
ＴＯＴＡＬ ＣＯＲＲＯＳＩＯＮ ＣＯＮＴＲＯＬ
ＶＯ Ｌ．２６ Ｎｏ．８ ＡＵＧ．２０１ ２
电导 （ｍｓ／ｃｍ）
１２．５９
一
总胺 （ＴＡ，％）
ｌ９．１２
一
束缚胺 （ＢＡ，％）
６．８２
≤ １．００
热稳 定性 盐 （ＨＳＳ，％）
４．９０
≤０．５０
卤化 物 （Ｃｌ一， １×１０ ）
５３
≤ １００
硫 化 物 （Ｓｕｌｆｉｄｅｓ，１ Ｘ １０ ）
４６５
脱硫烟囱腐蚀原因分析
脱硫烟囱腐蚀原因分析烟囱腐蚀主要因素分析公司已有石洞口二厂发生了烟囱内钢筒局部腐蚀穿孔和珞璜电厂凝结酸液浸透烟囱内套管情况，为了避免因烟囱严重腐蚀危及烟囱结构强度而形成重大安全事故，现将烟囱发生腐蚀原因通报给你们。
请各电厂要加强脱硫设施运行管理，对烟囱实施定期检查报告制度，完善现有烟囱防腐改造措施。
烟囱腐蚀的主要原因如下：1、湿烟气腐蚀性较强长期以来，电厂烟囱均作为建筑物进行设计，注重的是结构和保温。
脱硫前烟囱排烟温度均在120摄氏度以上，烟气中的二氧化硫、三氧化硫、氟化氢、氯化氢等酸性腐蚀性气体基本不会凝结成酸液对烟囱进行腐蚀，烟囱实际寿命远大于三十年。
烟气脱硫后，排烟温度下降到酸露点以下，水平烟道和烟囱随时有凝酸生成，其内衬防腐的金属材料和耐酸砖等内衬会不断受到腐蚀。
无GGH的情况下，大量凝液形成混合稀酸液，对内衬腐蚀更加明显。
烟囱内壁凝酸的pH值一般在1.7—2.5之间，最低可达到1.34。
对于一台30万千瓦机组来说，采用湿法脱硫而又未设GGH的净烟气凝酸量为2—4吨/小时。
烟气凝结酸液主要分布在水平烟道、烟囱积灰平台和烟囱内衬区域。
烟囱本体的腐蚀主要烟囱防腐内衬损坏酸液渗透到烟囱本体或者是通过牛腿渗透到烟囱本体。
水平烟道和积灰平台如没有良好的防腐和疏水装置，对水平烟道及烟囱积灰平台会造成很大的腐蚀。
珞璜电厂由于＃5、＃6机组脱硫升温GGH腐蚀损坏无法投入，脱硫后饱和烟气直接流入＃3烟囱，现凝结酸液已经浸透烟囱内套管形成轻度腐蚀。
2、气流和含尘酸滴的冲刷磨蚀严重烟气从水平烟道进入烟囱后，角度和速度变化较大，发生湍流现象。
气流和含尘酸滴会对烟囱内衬强烈冲刷磨蚀。
石洞口二电厂烟囱入口无导流板，烟气从水平烟道进入垂直钢内筒后，流速从15m/s急剧升高到30m/s，形成湍流，此处大量酸性烟气冷凝水积聚并呈雨水状冲刷壁面，对发泡玻璃砖造成快速磨蚀，使发泡玻璃砖减薄、剥落，直至腐蚀穿透筒壁。
另外在钢内筒锥底筒壁的防腐砖也已被严重冲刷减薄。
气体脱硫塔的腐蚀与防护
万方数据
气体脱硫塔的腐蚀与防护
作者： 作者单位： 刊名： 英文刊名： 年，卷(期)： 被引用次数： 毕延进， 付士义， 薛光亭， 胡洋 齐鲁石化公司胜利炼油厂研究所,山东,淄博,255434 化工设备与防腐蚀 CHEMICAL EQUIPMENT & ANTICORROSION 2002，5(4) 4次
这说明从塔进料至一层塔盘间应当存在着一个高浓度的湿的二乙醇胺溶液是从塔顶往下与气体逆向流动来吸收9由于进料气体中含有对于贫液吸收能力来说过量的9所以新鲜胺液从塔顶向下还未达到第一层塔盘时贫液已达到饱和因此在进料段附近因腐蚀环境将最先导致发生氢鼓泡开裂
第!卷 第"期 ())( 年 * 月
化 工 设 备 与 防 腐 蚀 +,-./+01 -23/4.-’5 6 0’5/+78879/7’
收稿日期：())( B )" B A!；修改稿日期：())( B )@ B A)。 第一作者：毕延进，男，高级工程师，现在齐鲁石化公司从事炼油 设备防腐工作，曾发表论文 ! 篇，获中石化及齐鲁石化科技进步奖 > 项。
仅起了酸性腐蚀介质的作用，而且减慢了氢原子结合成氢 分子的过程，增加了金属表面吸附氢原子的浓度，形成了 一个有利于氢渗透的表面，从而加速了氢原子向钢内渗透 的过程，也就加速了鼓泡开裂的进程。所以 ,( 9 既是腐蚀 剂，又是氢原子向钢内渗透的促进剂。 检查发现 + B >)A 的鼓泡开裂部位集中于塔下部的气体 进料至一层塔板间塔壁处。而塔底液相部位 （如底封头） 及 一层塔板以上塔壁未发现有鼓泡现象。这说明从塔进料至 一层塔盘间应当存在着一个高浓度的湿 ,( 9 腐蚀环境。 （不含 ,( 9 的二乙醇胺溶液） 是从塔顶往 + B >)A 的贫液 下与气体逆向流动来吸收 ,( 9，由于进料气体中含有对于 贫液吸收能力来说过量的 ,( 9，所以新鲜胺液从塔顶向下还 未达到第一层塔盘时贫液已达到饱和，因此在进料段附近因 为 ,( 9 不能被有效吸收，形成了严重的湿 ,( 9 腐蚀环境，将