浅析川西北MCRC硫磺回收装置的腐蚀与防护措施.pdf

石油与天然气化工46CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS2009浅析川西北MCRC硫磺回收装置的腐蚀与防护措施孙刚1伍申怀1熊钢2沈晓燕1(1.中国石油西南油气田公司川西北气矿天然气净化厂2.中国石油西南油气田公司天然气研究院)摘要总结了川西北净化厂硫磺回收装置设备及管线的腐蚀情况,分析了装置存在的高温硫化腐蚀、电化学腐蚀和露点腐蚀等主要腐蚀现象及其腐蚀机理,并提出了在选材、工艺操作、维修、开停工等方面应采用的防护措施。关键词硫磺回收低温克劳斯设备腐蚀防护DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2009.01.012川西北气矿天然气净化厂生产装置采用砜胺溶重。通过认真分析硫磺回收装置的腐蚀状况和采取液脱硫及低温克劳斯硫磺回收的处理工艺。根据必要的防护措施,可以降低检修维护费用,有效地保1988年“雷三”气藏上产需要,工厂全套引进了加拿证设备和管线的长周期安全平稳运行。大德尔泰公司MCRC硫磺回收工艺。该装置从[2]1MCRC硫磺回收的工艺原理流程1990年4月投产以来,整体运行情况良好。但由于工厂采用的MCRC工艺应用了低温吸附的技腐蚀介质(H2S、SO2、硫蒸汽、CO2、水蒸气、CS2、COS术,在过程气硫蒸汽露点温度下进行反应,HS和等)几乎贯穿全装置[1],因此设备腐蚀情况比较严2第38卷第1期浅析川西北MCRC硫磺回收装置的腐蚀与防护措施47SO2反应的实际转化率接近理论计算值,它是一级落时,过程气会窜入衬里内层与设备壳体接触而腐常规克劳斯段和MCRC催化反应段两部分组成的蚀。这一方面是由于这些设备内的温度都相当高。直流法工艺流程,其工艺流程如图1所示。据国外资料报道,在399℃的温度下与H2S、SO2、硫蒸汽及水蒸气接触的碳钢会导致迅速腐蚀。在2设备腐蚀状况及其原因分析428℃～538℃的温度下,硫蒸汽将与铁迅速反应生本厂MCRC装置自1990年4月投用至今,已有[1]成FeS,导致设备严重破坏。温度越高,高温硫化多台设备因腐蚀严重无法保证安全正常运行而更腐蚀越严重。图2为常规克劳斯反应器内支撑催化新。年大修期间就更换了尾气灼烧炉、百米烟2008剂的隔栅板腐蚀情况。另一方面是由于操作过程中囱和4#硫磺冷凝冷却器。从历年更换设备的情况配风不当,使得过程气中氧含量偏高。SO2被氧化看,回收装置各换热器的更换频率是比较高的。成SO3,SO3遇水蒸气生成H2SO4蒸汽,其露点温度2.1反应炉、转化器以及烟囱比SO2更高。同时在装置停工后少部分过程气会残燃烧炉、转化器、灼烧炉和烟囱等设备在衬里和留在管线和设备内,系统内产生的凝结水吸附在设保温防雨措施完好的情况下,过程气对衬里内设备备或衬里上与残留在系统中的SO2生成H2SO3,从筒体几乎是没有腐蚀的,但当衬里出现裂缝甚至脱而对设备带来较大的腐蚀。这种腐蚀比装置运行期间要严重的多[1]。回收装置设备的人孔颈部都温陶瓷保护衬管部分开裂;一级硫磺冷凝冷却器的不同程度地发生了露点腐蚀和酸腐蚀,尤其是原灼壁厚损失>30%,鉴定为堵塞腐蚀严重的9根列管;烧炉人孔,其腐蚀情况见图3～图4。原百米烟囱更气/气换热器列管内壁主要为均匀腐蚀,外壁主要为是腐蚀严重,在2006年大修期间壁厚检测结果为烟坑蚀,个别列管局部减薄量接近45%。囱的16个筒节有24处腐蚀穿孔,有4处腐蚀严重,冷换设备腐蚀的原因是多方面的,一是由于工壁厚在2.0～3.0mm之间。艺过程气体冷却后的温度与其露点温度接近,或在其温度范围内波动,形成露点腐蚀;二是停工过程2.2冷换设备中大量的空气和水汽进入系统形成酸腐蚀三是硫磺冷凝冷却器和废热锅炉在生产过程中起着,,;对于1#和2#冷却器和废热锅炉的入口温度超过冷却过程气和回收能量的作用。MCRC工艺没有过310℃,存在高温硫化腐蚀;四是冷凝冷却器中换热程气再热炉,通过气/气换热器充分利用过程气的热管距出口端管孔一定范围内存在冷却水停滞区,水能和冷能(HT-1603出来的低温度过程气)。在中溶解氧得以析出,降低了金属的抗疲劳强度,焊缝2008年大修期间,由专业检测机构对回收A套各冷隙内发生氧去极化的均匀腐蚀。水质硬度过大易换设备的换热管束进行了涡流探伤检测。三级硫磺,形成壳程管壁水垢沉积,造成传热不佳而局部过热。冷凝冷却器的管束腐蚀严重,减薄量超过60%的管子就有105根;废热锅炉列管壁厚损失<10%,其高2.3酸气分离器和液硫捕集器石油与天然气化工48CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS2009从脱硫装置来的酸气含有大量的H2S、CO2以过,本身为阴极而加速了腐蚀过程;FeS和FeS2具及少量水汽和烃类气体,在分离器中水汽会凝结成有较完整的晶格点阵,在其他条件(温度、压力和流水,而溶于水的硫化氢为电化学腐蚀创造了条件。速