湿硫化氢腐蚀与防护全解.ppt

在含CO2 水溶液中，腐蚀开始时，金属表面早已形成的结合力强的Fe (HCO3)2膜可发生变化：Fe (HCO3)2 + Fe →2FeCO3 + H2 ↑，从而形成结合力较差的FeCO3 膜。由于FeCO3 的体积较Fe (HCO3)2 小，转化过程中体积收缩，形成微孔的保护性较差的FeCO3 膜，因而引发碳钢的腐蚀(主要是点蚀)，即碳钢在饱和CO2 的盐溶液中和较宽的pH 值范围内虽可在金属表面形成一层牢固的Fe (HCO3)2 膜，该膜对碳钢有一定的保护作用，但随着时间的延长， Fe (HCO3)2会逐渐转化成与金属表面结合力较差的FeCO3 而失去保护作用。 H2S-CO2-RNH2-H2O型腐蚀体系中，溶液中的污染物却对CO2的腐蚀有显著的促进作用。在循环胺液中腐蚀性污染物有：胺降解产物：醇胺和CO2由不可逆反应生成聚胺型物质，是促进腐蚀的最普通物质；热稳定的盐类：醇胺和原料气中某些强酸作用生成的热稳定性盐类，可以造成设备的腐蚀；烃类物质：胺液被原料气中的烃类污染，能引起换热面的积污，导致温度上升，加重设备腐蚀；氧：胺液中氧不仅增加胺的降解生成有机酸，同时大大加速CO2的腐蚀；固体物质：胺液中固体物质能够增加磨损，破坏金属的保护膜，加重腐蚀。由于固体物质的沉淀，也可能导致电偶腐蚀。 D防护措施 系统不能超负荷，维持溶液负荷低于0.4mol酸气/胺溶液。 控制再生塔底温度：对于乙醇胺系统为120℃，二乙醇胺系统为115℃。 重沸器的使用温度低于140℃，高于此温度往往引起胺类的分解。 为防止胺液污染，胺储罐和缓冲罐应使用气体覆盖，避免空气进入胺系统。 使用冷凝水配制溶液，维持溶液浓度。 使用缓蚀剂，可降低再生塔底重沸器的腐蚀。 使用大半径弯头和适当的工艺管线尺寸，减少管线内部凸点，消除紊流点和降低流速。 设备入口接管设置适当的挡板，以减少磨损。 设置处理5-10%胺液的循环过滤器，控制胺液中固含量低于0.1%（重量）。 富胺液线上的控制阀应位于胺换热器后面，尽量靠近再生塔，以避免酸性气在换热器中泄漏。 重沸器应在蒸汽侧控制，以便能在一个最低的合理的管壁温度下操作。 限制乙醇胺浓度在15%(Wt)以内，限制二乙醇胺的浓度在25%(Wt)以内。 设备材质选择以及制造加工应遵循湿硫化氢环境要求，腐蚀严重部位可以考虑选用奥氏体不锈钢。 结束语 国内外对湿H2S 腐蚀行为和机理有大量的研究，并取得了重大进展，材料的选择与设备的制造加工建立了相应标准，并不断地完善；成功开发了多种抗HIC新材料，为工业生产的安全运行提供有力的支持。但是对湿H2S 腐蚀检测方法有待进一步规范化，装置设备的寿命预测课题有待进一步研究。 炼油厂湿H2S环境众多，不同的装置、不同的部位腐蚀介质也不尽相同，因而腐蚀也具有不同的特点，目前虽然根据加工经验采取了相应的防护措施，但这还需要进一步的研究和探讨。 谢谢大家！ 炼油装置的湿H2S腐蚀与防护 洛阳石化工程公司 2007.10. 9 前言 湿硫化氢腐蚀本质是一种电化学腐蚀。湿H2S 环境除了可以造成过程设备的均匀腐蚀外，更重要的是引起一系列与钢材渗氢有关的腐蚀开裂。如： 氢鼓泡(HB) 氢致开裂(HIC) 硫化物应力腐蚀开裂(SSCC) 应力导向氢致开裂(SOHIC) 由于湿H2S 环境的腐蚀开裂可导致十分严重的后果，广大研究者对此进行了深入研究，NACE还针对湿H2S腐蚀制定了TM0177、TM0198以及TM0284等相关腐蚀测试标准，为工业湿硫化氢环境选材提供了实验准则。 本文对炼油厂的湿硫化氢环境及防护原则进行了简单介绍，着重列举了炼油过程中几种常见的湿硫化氢腐蚀类型，并对其具体的腐蚀部位、腐蚀形态、腐蚀原因及机理、防护措施和腐蚀监测手段进行了详细介绍和探讨。 主要内容 炼油厂的湿硫化氢环境及其防护原则 常减压低温(≤120℃)轻油部位HCl-H2S-H2O腐蚀 催化裂化装置的H2S-HCN-H2O型腐蚀 脱硫装置H2S-CO2-RNH2-H2O型腐蚀类型 炼油厂的湿硫化氢环境 及其防护原则 湿硫化氢环境的定义 依据HG20581 - 1998《钢制化工容器材料选用规定》，满足下述四个条件即定义为湿H2S环境： 温度≤(60 + 2 p) ℃； p 为压力，MPa； H2S 分压≥0.00035 MPa，即相当于在水中的H2S 溶解度≥10 ×10 – 6； 介质中含有液相水或处于水的露点温度以下； pH 9 或有氰化物(HCN) 存在。 防护措施 API 和NACE 制定了一系列的指导准则 （API942、NACE