O ct. 2010 化肥设计 Chem ical Fertilizer Design 第48卷 第5期 2010年10月 工艺设备中硫化氢腐蚀特性及选材案例分析 熊同国, 孙 恺 (神华包头煤化工分公司, 内蒙古包头 014010) 摘 要: 介绍了硫化氢腐蚀机理; 着重分析了林德低温甲醇洗工艺中的甲醇洗涤塔等主要设备的硫化氢腐蚀特性;探讨了应对硫化氢腐蚀的设备选材策略; 提出了控制硫化氢腐蚀的工艺操作方案。 关键词: 硫化氢; 低温甲醇洗设备; 腐蚀; 材料; SSCC (硫化物应力腐蚀开裂); 分析 中图分类号: TQ 546. 5 文献标识码: A 文章编号: 1004- 8901( 2010) 05- 0042- 04 Concerning H 2S Corrosion F eature andMater ial Selection Strategy for Linde Low TemperatureMethanolWash XIONG Tong guo, SUN Kai (Shenhua B aotou Coa l Chem ica lE ng ineeringS ubcompany, Baotou InterM ongolia 014110 China ) Abstract : Author has in trodu ced the H 2S corrosion m ech an ism; hasm ain ly analyzed the H2S corros ion characteristic ofm ain equ ipment, su ch as,methano l scrubber etc. in L inde low tem peratu rem eth anolw ashp rocess; has d iscussed the strategy of equ ipmentm ateria l select ion facing H 2S corrosion; has presen ted the process operation scheme for control ling H 2S corrosion. Keyw ords: hydrogen sulphide (H 2S) ; low temp erature m ethanolw as equ ipm ent; corros ion; m ateria;l sscc( su lph ide stress corros ion crack) 1 硫化氢腐蚀机理 H 2S 的分子量为34. 08, 密度为1. 539mg /m 3 ,是一种无色、有臭鸡蛋味的、易燃、易爆、有毒和腐蚀性的酸性气体。H 2S 在水中的溶解度很大, 水溶液具有弱酸性。H 2S 在水的作用下电解, 电化学腐蚀过程如下。 H + 得到电子以成为氢原子, 易在合金钢中产生氢脆, 降低合金钢的强度, 同时氢原子易在金属材料有缺陷处产生聚集, 使材料内应力增大, 从而产生氢制裂纹。湿H2 S 环境中腐蚀产生的氢原子渗入钢的内部固溶于晶格中, 使钢的脆性增加, 在外加拉应力或残余应力作用下形成的开裂, 叫做硫化物应力腐蚀开裂。工程上有时也把受拉应力的钢及合金在湿H 2S 及其它硫化物腐蚀环境中产生的脆性开裂统称为SSCC(硫化物应力腐蚀开裂)。通常发生在中高强度钢中或焊缝及其热影响区等硬度较高的区域。 低温甲醇洗系统最易腐蚀的部位,往往是有酸性气通过的换热器处。腐蚀的出现, 主要是由于生成羰基铁, 特别是Fe(CO)5和含硫的羰基铁, 后者是生成Fe(CO)5过程中的中间产物。H 2S 的存在会明显地促进CO 与Fe 的反应。羰基铁的生成对生产十分不利, 一方面造成了设备的腐蚀, 缩
埋地钢管外防腐层直接检测技术与方法 摘要：根据多年检测地下管道外防腐层的实践经验，系统地论述了地下管道外防腐层检测前沿的几种理论方法。通过对这些理论方法和检测技术的分析，以期能对我国油气等埋地管网腐蚀评价的技术规范制定、实际管道腐蚀检测的实施、埋地管网腐蚀评价起到指导和借鉴作用。 关键词：外防腐层直接检测和评价；交流电流法；直流电压法 1埋地钢管的腐蚀类型 ①管道内腐蚀 这类腐蚀影响因素相对来说比较单一，主要受所输送介质和其中杂质的物理化学特性的影响，所发生的腐蚀也主要以电化学腐蚀为主。例如：如果所运输的天然气的湿度和含硫较高时，管道内就容易发生电化学腐蚀。对于这类腐蚀的机理研究比较成熟，管道内腐蚀所造成的结果也基本上可预知，因此处理方法也规范。比如通过除湿和脱硫，或增加缓蚀剂就可消除或减缓内腐蚀的发生。近年来随着管道业主对管道运行管理的加强以及对输送介质的严格要求，内腐蚀在很大程度上得到了控制。目前国内外长输油气管道腐蚀控制主要发展方向是在外防腐方面，因而管道检测也重点针对因外腐蚀造成的涂层缺陷及管道缺陷。
②管道外腐蚀 管道外腐蚀的原因包括外防腐层的外力破损，外防腐层的质量缺陷，钢管的质量缺陷，管道埋设的土壤环境腐蚀。 ③管道的应力腐蚀破裂 管道在拉应力和特定的腐蚀环境下产生的低应力脆性破裂现象称为应力腐蚀破裂(stresscorrosioncracking，scc)，它不仅能影响到管道内腐蚀，也能影响到管道外腐蚀。关于应力腐蚀，有资料表明，截至1993年底，国内某输气公司的输气干线共发生硫化物应力腐蚀事故78起，其中某分公司的输气干线共发生硫化物应力腐蚀破裂事故28起，仅1979年8月至1987年3月间就发生12次硫化物应力腐蚀的爆管事故，经济损失超过700×104元。据国外某国11家公司对1985年至1995年间油气管道事故的统计，应力腐蚀破裂占17％。该国某公司自1977年以来，天然气和液体管道系统发生应力腐蚀破坏事故22起，其中包括12起破裂和10起泄漏事故。这些应力腐蚀为近中性应力腐蚀，是由于聚乙烯外防护层剥离和管道与水分接触造成的。 2埋地钢管的防腐措施 目前管道的腐蚀防护采用了双重措施，即外防腐层和阴极保护。外防腐层是第一道屏障，对埋地钢管腐蚀起到约95％以上的防护作用，一旦发生局部破损或剥离，就必须保证阴
硫化氢腐蚀的机理及影响因素 作者：安全管理网来源：安全管理网 1. H2S腐蚀机理 自20世纪50年代以来，含有H2S气体的油气田中，钢在H2S介质中的腐蚀破坏现象即被看成开发过程中的重大安全隐患，各国学者为此进行了大量的研究工作。虽然现已普遍承认H2S不仅对钢材具有很强的腐蚀性，而且H2S本身还是一种很强的渗氢介质，H2S腐蚀破裂是由氢引起的；但是，关于H2S促进渗氢过程的机制，氢在钢中存在的状态、运行过程以及氢脆本质等至今看法仍不统一。关于这方面的文献资料虽然不少，但以假说推论占多，而真正的试验依据却仍显不足。 因此，在开发含H2S酸性油气田过程中，为了防止H2S腐蚀，了解H2S腐蚀的基本机理是非常必要的。 (1) 硫化氢电化学腐蚀过程 硫化氢(H2S)的相对分子质量为34.08，密度为1.539kg/m3。硫化氢在水中的溶解度随着温度升高而降低。在760mmHg，30℃时，硫化氢在水中的饱和浓度大约3580mg/L。 1
在油气工业中，含H2S溶液中钢材的各种腐蚀(包括硫化氢腐蚀、应力腐蚀开裂、氢致开裂)已引起了足够重视，并展开了众多的研究。其中包括Armstrong和Henderson对电极反应分两步进行的理论描述；Keddamt等提出的H2S04中铁溶解的反应模型；Bai和Conway对一种产物到另一种产物进行的还原反应机理进行了系统的研究。研究表明，阳极反应是铁作为离子铁进入溶液的，而阴极反应，特别是无氧环境中的阴极反应是源于H2S中的H+的还原反应。总的腐蚀速率随着pH的降低而增加，这归于金属表面硫化铁活性的不同而产生。Sardisco，Wright和Greco研究了30℃时H2S-C02-H20系统中碳钢的腐蚀，结果表明，在H2S分压低于0.1Pa时，金属表面会形成包括FeS2，FeS，Fe1-X S在内的具有保护性的硫化物膜。然而，当H2S分压介于0.1～4Pa时，会形成以Fe1-X S为主的包括FeS，FeS2在内的非保护性膜。此时，腐蚀速率随H2S浓度的增加而迅速增长，同时腐蚀速率也表现出随pH降低而上升的趋势。Sardisco和Pitts发现，在pH处于6.5～8.8时，表面只形成了非保护性的Fe1-X S；当pH处于4～6.3时，观察到有FeS2，FeS，Fe1-X S形成。而FeS保护膜形成之前，首先是形成Fe S1-X；因此，即使在低H2S浓度下，当pH在3～5时，在铁刚浸入溶液的初期，H2S也只起加速腐蚀的作用，而非抑制作用。只有在电极浸入溶液足够长的时间后，随着FeS1-X逐渐转变为FeS2和FeS，抑制腐蚀的效果才表现出来。根据Hausler等人的研究结果，尽管界面反应的重 2
H2S腐蚀研究进展 摘要 近年来我国发现的气田均含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，特别是我们盆地，含硫化氢天然气分布最广泛。众所周知，硫化氢腐蚀是井下油套管的主要腐蚀类型之一。本文简述了硫化氢的物性，研究了硫化氢腐蚀的机理和影响因素，并在此基础上介绍了采用缓蚀剂、涂镀层管材、根据国际标准合理选材、电化学保护等几种国外常用的防腐措施，并指出了各种方法的优缺点，最后还探讨了硫化氢油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向。 关键词：硫化氢腐蚀，腐蚀机理，防腐技术 ABSTRACT In recent years, the gas fields found in our country contain hydrogen sulfide, carbon dioxide and other corrosive gases, especially in the Sichuan basin, with the most extensive distribution of hydrogen sulfide gas. It is well known that the hydrogen sulfide corrosion is one of the main corrosion types of the oil casing in the well. Properties of hydrogen sulfide is described in this paper to study the hydrogen sulfide corrosion mechanism and influencing factors, and on this basis, introduces the corrosion inhibitor, coating tubing, according to international standard and reasonable material and electrochemical protection at home and abroad, several commonly used anti-corrosion measures, and points out the advantages and disadvantages of each method, and finally discusses the hot issues and development direction of the research on oil and gas fields of hydrogen sulfide corrosion by. Key word s：hydrogen sulfide corrosion, corrosion mechanism, corrosion
美国防腐工程师协会涂装检查人员认证的CIP-I课程资料 表面处理初级单元 涂料施工的表面处理 对于实际使用的每一种涂装工序，例如：磷化处理，镀锌，电镀或涂漆 －待涂表面的最初清洁和处理都是工序中的一个步骤，该步骤决定了以后的涂装体系成功与否。 为了取得良好的结果，在施工保护涂料之前，必须进行表面处理。 如要获得现代化涂料的长期稳定性，则需要既清洁而又粗糙的表面，除非该涂料是特殊设计用于施工在条件较差的表面上。据估计高达75%的涂料早期损坏，全部或部分都是由于不恰当或不合适的表面处理所致。 用于施工保护涂料的表面可包括： ?低碳钢合金 ?混凝土 ?铝，锌，铜和其他金属 ?不锈钢 ?木材 ?塑料 在本课程中，我们将讨论以上所述的各种表面，同时清楚地认识到钢表面是用于保护作用中最常处理和涂漆的表面(其次是混凝土) 。 涂料施工前的表面处理内容可包括： ?评价或检查表面状况，包括设计和装配中的缺陷 ?预清理，或除去表面上的可见沉积物，例如：油和油脂 ?进行纠正或减少设计或装配中的缺陷的工作 ?检查并记录预清理过程及清理缺陷，如有缺陷则清除之 ?使用任何适当的方法进行表面处理以除去有害的表面污染物 表面处理中的许多因素都会影响涂料的寿命，包括： ?油，油脂和污垢的残留物，这些残留物都会妨碍油漆对表面的附着或机械结合 ?化学盐类的残留物(非肉眼可见)，这些残留物会在涂装后导致腐蚀 ?表面上的锈，会影响涂料与表面的结合 ?松散或损坏的氧化皮，会引起早期涂料损坏，紧密的氧化皮，会引起后期涂料损坏 ?锈垢，不能用任何涂料进行保护，也不能保持对钢表面的附着 ?锚链状外观 ?可能非常粗糙，以致形成难于用油漆进行适当保护的峰点，或 ?可能不够粗糙，由于失去附着力，可能会引起涂料损坏 ?机械清理设备造成的隆脊，毛口，锐边或切口，会由于涂料施工在不规则的表面上而造成不
美国核管理委员会 标准审查大纲（NUREG-0800） 17.5 质量保证大纲概述-设计证明书、早期厂址许可和新许可证申请者 审查责任 主审—负责质量保证（QA）的机构 副审—无 Ⅰ.审查范围 质量保证人员审评由申请者提交的关于设计证明书（DC）、建造和运行联合许可证（COL）、早期厂址许可（ESP）、建造许可（CP）及运行许可证（OL）的质量保证大纲概述（QAPDs）。按照本标准审查大纲（SRP）适用的章节对申请者提交的关于设计证明书、建造和运行联合许可证、早期厂址许可、建造许可及运行许可证的质量保证大纲概述进行审评。 由设计证明书申请者提交的质量保证大纲概述（QAPD）可以是质量保证专题报告或部分安全分析报告（SAR）。由设计证明书申请者提交的质量保证大纲概述只会论及支持设计证明书的设计质量保证活动。该质量保证大纲概述不会论及建造开始后发生的建造和设计质量保证活动。在NRC批准DC前，NRC审评由设计证明书申请者提交的质量保证大纲概述。 由建造和运行联合许可证申请者提交的质量保证大纲概述适用于设施寿期的所有阶段，包括设计、建造以及运行。建造和运行阶段
的质量保证活动可在单独的质量保证大纲概述中论述。 在运行阶段，建造和运行联合许可证申请者可以参考经美国核管会核准的质量保证大纲概述。但是，将依据在提交申请前6个月生效的SRP审查申请书。 早期厂址许可申请者提交的质量保证大纲概述适用于厂址适宜性质量保证活动，并由美国核管会在核发早期厂址许可前审评。建造许可申请者提交的质量保证大纲概述适用于所有设计和建造质量保证活动，并由美国核管会在核发建造许可前审评。运行许可证申请者提交的质量保证大纲概述适用于运行阶段质量活动，并由美国核管会在核发运行许可证前审评。 基于美国国家标准学会（ANSI）N45.2“核电厂质量保证大纲要求”及其子标准，标准审查大纲17.1节和17.2节规定质量保证大纲的审查导则。标准审查大纲17.3节规定基于美国机械工程师协会（ASME）NQA-1“核设施质量保证大纲”和NQA-2“核设施申请的质量保证要求”编写的质量保证大纲概述的审查导则。标准审查大纲17.5节提纲挈领地向设计证明书、早期厂址许可、建造许可、运行许可证和建造和运行联合许可证的申请者和持有者描述了一个标准化的质量保证大纲。标准审查大纲17.5节是在美国机械工程师协会标准NQA-1（1994版）、管理导则（RG）1.8“核电厂人员资质和培训”（第三版）、管理导则1.28“质量保证大纲要求（设计和建造阶段）”（第三版）、管理导则1.33“质量保证大纲要求（运行阶段）”（第二版）及美国核管理委员会审查标准（RS）-002“早期厂址许可申请过
山东派力迪
硫化氢废气的危害及处理方法 硫化氢 化学品名称：硫化氢(H2S) 化学品描述： 硫化氢是无色、有臭鸡蛋气味的毒性气体。当空气中硫化氢的体积分数过0.1%时，就能引起头疼晕眩等中毒症状，故制备或使用硫化氢是必须在通风橱中进行。 化学式H2S。式量34.08。是一种大气污染物。密度1.539克/升3。熔点-85.5℃，沸点-60.7℃。有毒、恶臭的无色气体。当空气中含有0.1%H2S时，就会引起人们头疼、晕眩。当吸入大量H2S时，会造成昏迷，甚至死亡。与H2S接触多，能引起慢性中毒，使感觉变坏，头疼、消瘦等。工业生产上，要求空气中H2S的含量不得超过0.01毫克/升。H2S微溶于水，其水溶液叫氢硫酸。化学性质不稳定，点火时能在空气中燃烧，具有还原性。能使银、铜制品表面发黑。与许多金属离子作用，可生成不溶于水或酸的硫化物沉淀。它和许多非金属作用生成游离硫。 用途：H2S可用来分离和鉴定金属离子、精制盐酸和硫酸（除去重金属离子），以及制备元素硫等。它是一种好的还原剂。 制法：可由硫蒸气和氢直接化合而成；也可由金属硫化物同酸作用来制取。 硫化氢是具有刺激性和窒息性的无色气体.低浓度接触仅有呼吸道及眼的局部刺激作用,高浓度时全身作用较明显,表现为中枢神经系统症状和窒息症状.硫化氢具有"臭鸡蛋"气味,但极高浓度的硫化氢会很快引起嗅觉疲劳而不觉其味.采矿,冶炼,甜菜制糖,制造二硫化碳,有机磷农药,以及皮革,硫化染料,颜料,动物胶等工业中都有硫化氢产生;有机物腐败场所如沼泽地,阴沟,化粪池,污物沉淀池等处作业时均可有大量硫化氢逸出,作业工人中毒并不罕见.另外,硫化氢对眼和呼吸道粘膜产生强烈的刺激作用.硫化氢吸收后主要影响细胞氧化过程,造成组织缺氧轻者主要是刺激症状,表现为流泪,眼刺痛,流涕,咽喉部灼热感,或伴有头痛,头晕,乏力,恶心等症状.检查可见眼结膜充血,肺部可有干啰音,脱离接触后短期内可恢复;中度中毒者粘膜刺激症状加重,出现咳嗽,胸闷,视物模糊,眼结膜
浅述电厂四大管道工厂配制加工及管件制作 的监造重点和监造措施 【作者】李闯 【前言】随着我国一带一路经济战略的推进和实施，给我们电力行业带来了新的机遇和挑战。目前我国东南沿海地区的电能供需已经基本平衡，而国家对环保工作的重视和控制措施之严厉给我们传统的火电建设企业带来了前所未有的寒冰期，不转变观念就不会有未来。在这历史性转折的关键时刻，公司以蔡总为核心的领导班子借着和中国能源建设集团整合的这个契机，重新确定了公司必须“走出去”的发展战略，借着国家一带一路经济战略的这股春风，先后签订了几个“21世
纪海上丝绸之路”沿线国家的电厂建设EPC的大合同，这给公司上下全体职工带来了新的希望和信心。 随着公司几个国外的EPC项目正如火如荼的进行的同时，也给我们设备采购工作带来了新的压力和挑战，下面就结合本人在配管厂家的实际生产监造工作中一点经历，来浅析电厂四大管道工厂配制加工及管件制作的监造工作重点和监造措施。 【概要】本文论述了四大管道监造工作的重要性，并简单的按照监造工作的流程，分析各个监造环节的重点，并总结了一些在易出现质量问题环节具体的控制措施，希望对有相关监造工作任务的朋友有所帮助。 【关键词】四大管道ASME标准作用建议
【正文】 四大管道在整个电厂系统中的功用就相当于人体的主动脉，因此它的质量直接关系到整个电厂的安全运行。以往我们在施工现场主要负责的是管道安装工作，所以对管线几何尺寸，标高，坡度，吊架及阀门的安装位置等技术要求比较重视，在这方面安装工作上也算有些经验，当初在接到要去管道厂家监造通知的时候，原以为凭着多年的现场安装经验干这种工作还不就是小菜一碟吗？就是照着图纸检验一下各个管段的尺寸，再对管段的组对和焊接的过程进行监督和控制一下就行了吗！然而真正的监造工作并不是想象这样简单的，在通过到设备部进行的监造技术交底后，大概了解了监造工作的性质和流程，又经过在配管厂几个月的对四大管道的监造工作，也算是积累了一点这方面的工作经验，下面按照具体的监造流程简单的论述一下与大家分享： （一）原材料入厂: 由于我公司所承包的和MISAMIS和PCPC两个电站工程都位于菲律宾，这个国家的工业基础特别薄弱，又是亲美的国家，所以他们的工业大部分都是执行美国标准,四大管道的生产制造也就相应的要遵照美国的ASME标准（美国机械工程师协会）来执行，厂家从采购开始就要选定按ASME标准生产的管道，原材入厂后厂家的质检人员会按照材质单对原材管道逐一的进行对照
硫化氢（H2S）的特性及来源 1.硫化氢的特性 硫化氢的分子量为34.08，密度为1.539mg/m3。而且是一种无色、有臭鸡蛋味的、易燃、易爆、有毒和腐蚀性的酸性气体。 H2S在水中的溶解度很大，水溶液具有弱酸性，如在1大气压下，30℃水溶液中H2S饱和浓度大约是300mg/L，溶液的pH值约是4。 H2S不仅对人体的健康和生命安全有很大的危害性，而且它对钢材也具有强烈的腐蚀性，对石油、石化工业装备的安全运转存在很大的潜在危险。 2.石油工业中的来源 油气中硫化氢的来源除了来自地层以外，滋长的硫酸盐还原菌转化地层中和化学添加剂中的硫酸盐时，也会释放出硫化氢。。 3.石化工业中的来源 石油加工过程中的硫化氢主要来源于含硫原油中的有机硫化物如硫醇和硫醚等，这些有机硫化物在原油加工过程进行中受热会转化分解出相应的硫化氢。 干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。 硫化氢腐蚀机理 1.湿硫化氢环境的定义 (1)国际上湿硫化氢环境的定义 美国腐蚀工程师协会（NACE）的MR0175-97“油田设备抗硫化物应力开裂金属材料”标准: ⑴ 酸性气体系统：气体总压≥0.4MPa，并且H2S分压≥ 0.0003MPa； ⑵ 酸性多相系统：当处理的原油中有两相或三相介质（油、水、气）时，条件可放宽为：气相总压≥1.8MPa且H2S分压≥0.0003MPa；当气相压力≤1.8MPa且H2S分压≥0.07MPa；或气相H2S含量超过15%。(2)国内湿硫化氢环境的定义 “在同时存在水和硫化氢的环境中，当硫化氢分压大于或等于0.00035 MPa时，或在同时存在水和硫化氢的液化石油气中，当液相的硫化氢含量大于或等于10×10-6时，则称为湿硫化氢环境”。 (3)硫化氢的电离 在湿硫化氢环境中，硫化氢会发生电离，使水具有酸性，硫化氢在水中的离解反应式为：
硫化氢的危害与防治 0 引言 硫化氢(H2S)是一种无色气体，比重为1. 1895(空气比重为1 000)，熔点为一85. 5C，沸点为一 60. 7~C,溶于水，乙醇，甘油，二硫化碳和石油等。其标准电极电位(s /s )一0. 48V, (S /H2S)=0. 14V,水溶液为氢硫酸。在空气中H S能被氧气所氧化。硫根离子能与多种金属离子作用，生成不溶于水或酸的硫化物沉淀。硫化氢分子是极性分子。 1 H2S的危害 硫化氢是剧毒的危险性气体，当空气中浓度超过28mg/m时，人就无法正常工作；超过1000mg/m时，就可引起急性中毒，造成人员死亡。大多数油气田都存在着硫化氢的污染和危害。钻井过程中遇到酸性油层，或含有硫酸盐还原菌的各种流体，以及钻井液热分解时，都可能产生硫化氢气体，一旦释放，其含量就非常大 (1000 mg／m 以上)，将造成重大危害。一般来说，石油地层伴生气中硫化氢的含量可达 1000~2000mg／dm 或更高。主要是由含硫地层的高价硫 (如硫酸盐 )溶于地下水，此地下水中已不含氧，且其中的还原性有机物 (腐植质、沥青、石油等 )与高价硫化物相互作用还原成H S;同时地层中也存在硫酸盐的还原菌还可将高价硫酸盐还原成H S;此外，地层中存在的难溶硫化物在酸性条件下可产生H S。由实验可知硫化氢在 油中的溶解度远大于在水中的溶解度。所以上述各种原因产生的硫化氢既溶于地下水，也溶于油层中，更混合于天然气或石油的伴生气中。由于硫化氢沸点很低，常以气体形式存在，在钻井过程中遇到酸性地层或酸性钻井液，一有缝隙就流出地面。在钻井完成后产油时，石油一出井口，压力降低，溶在石油中的硫化氢流入空气中，造成极大危害。例如在我国华北某油田曾发生硫化氢大量逸出，造成严重的人身伤亡事件。在 60年代，四川塘河某井就因发生硫化氢应力破裂引起大火，造成财产巨大损失。在新疆塔里木盆地的采油过程中硫化氢从设备缝隙处微量泄漏出来，沉积在地势低洼处，在工作人员进入这些地带时造成人员伤亡。 硫化氢的另一个主要危害是造成油气田设备的腐蚀。硫化氢对油气田设备的危害不在于增加对钢铁的腐蚀速度，而在于加剧钢的渗氢作用，从而导致氢脆，使设备产生硫化氢应力腐蚀破裂，特别是硫化氢存在时会加速H 对钢铁设备的腐蚀，使氢脆现象更为严重。硫化氢与钢铁的作用较符合实际的解释是阳极反应： Fe+H2S+H20=Fe(HS吸 +H30 Fe(H「)吸附一(FeHS) +2e (FeHS) +H30 一 Fe +H2S+H20 由于Fe与S原子的电负性相差较大，在金属表面形成化学吸附的催化剂Fe(HS) 的作用下，Fe与s原子结合较牢固，使金属原子间的结合力减弱，从而使Fe的电子容易失去而形成Fe，电离出的Fe与H隸反应Fe +HS---~FeS+H进行。而阴极反应为：Fe+H2S+H20=Fe(H一)吸 +H30 Fe(SI■一)吸附+H30 =Fe(H— S— H)吸+H20 Fe(H— S- H)吸附 +e— Fe(HS)吸附 +H 吸 由此可见氢脆系由金属Fe在阴极区吸收阴极产物氢原子。由于氢原子在金属表面的吸附，使金属表面氢原子浓度大增，使其逐步向金属内部渗入占据金属原子空穴而引起氢脆。当氢原子从金属表面向其内部扩散至某些微裂纹的界面处，并在其
抗腐蚀合金复合钢管或衬管规范 API 5LD规范 第二版1998年7月 生效日期：1998年12月31日
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炼油装置湿硫化氢应力腐蚀分析 中国石化茂名分公司吕运容 摘要：本文结合部分案例，对炼没装置湿硫化氢应力腐蚀环境进行了分析，指出了炼油装置湿硫化氢应力腐蚀环境的部位，提出了防范措施。 关键词：硫化氢；应力腐蚀 近年来，沿海和沿江炼油厂加工进口中东高含硫原油的比例不断增加，设备腐蚀日益加重，设备腐蚀问题已经成为影响装置安全、长周期运行的关键因素之一，炼没装置湿硫化氢应力腐蚀问题时有发生，应引起广大技术人员和防腐工作者的关注。本文结合部分案例，对炼没装置湿硫化氢应力腐蚀环境进行了分析，提出了防范措施。 一、腐蚀案例 1、加氢装置 （1）茂名石化一加氢装置汽提塔顶回流罐（容104）器壁97年查出60多个鼓泡。容器材质为A3F沸腾钢，钢的纯净度不够，钢内夹杂物多，GB150-1998已不允许用沸腾钢制造成压力容器，更不能用于有应力腐蚀开裂敏感性的介质。 （2）茂名石化三加氢装置循环氢压缩机C1101、四加氢装置循环氢压缩机C301气体引压阀阀盖螺纹连接处断裂（见图1），阀杆与阀盖飞出，大量氢气喷出，车间发现并处理及时，未发生恶性事故。断口为典型脆性断口，判定为湿硫化氢应力腐蚀断裂。该阀为上海某阀门厂制造，阀体材质为18-8奥氏体不锈钢（含Cr18.2、Ni8.62），硬度HRC56，断裂六角螺母材质为Cr13(含Cr14.8)，硬度HRC70，金相组织为马氏体，对SSCC最敏感，这样高硬度（远高于HB235）与敏感的马氏 体组织的螺栓在H 2S+H 2 O的作用下，在应力集中的螺纹尾部产生应力腐蚀断裂。 （3）茂名石化三加氢装置干气冷却器（E1110）小浮头螺栓断裂，材质为1Cr13 、35CrMoA使用约一周时间，均断裂，后改用Q235，使用良好。1Cr13金相组织 为马氏体，对SSCC最敏感，且硬度高，在H 2S+H 2 O的作用下，易产生应力腐蚀断裂。 2、催化装置
编号：SM-ZD-74162 硫化氢对人体的危害及防 护 Organize enterprise safety management planning, guidance, inspection and decision-making, ensure the safety status, and unify the overall plan objectives 编制：____________________ 审核：____________________ 时间：____________________ 本文档下载后可任意修改
硫化氢对人体的危害及防护 简介：该安全管理资料适用于安全管理工作中组织实施企业安全管理规划、指导、检查 和决策等事项，保证生产中的人、物、环境因素处于最佳安全状态，从而使整体计划目 标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 一、H?S对人体的危害方式 （一）硫化氢的性质 H2S是无色气体，具有臭蛋气味，式量34.08，是一种大气污染物。密度1.539 g/L，熔点-85.5℃，沸点-60.7℃。易溶于水，亦易溶于醇类、石油溶剂和原油中。可燃上限为45.5%，下限为4.3%。燃点292℃。H2S可用来分离和鉴定金属离子、精制盐酸和硫酸（除去重金属离子），以及制备元素硫等。它是一种好的还原剂。 溶于水形成弱酸性，对金属会产生氢脆破坏。氢脆破坏往往会造成井下管束的突然断落、地面管汇和仪表的爆破、使得井口装置破坏，甚至发生严重的井喷失控或者着火事故。H2S能加速非金属材料的老化，使地面设备、井口装置、井下工具中有橡胶、浸油石墨、石棉等非金属材料制作的封件失效。 （二）硫化氢对人体的危害
第八章 催化重整装置 学习目的 完成本章学习后，你将能够做到： ?识别催化重整装置的目的用途 ?区分车用辛烷值（MON）和研究法辛烷值（RON） ?叙述催化重整装置首选原料的特征并识别进料组成 ?识别和讨论发生在催化重整装置里的反应和生成的产品?讨论重整催化剂的组成和在催化重整过程中的作用及催化剂的再生 ?讨论氢在催化重整过程中的意义 ?讨论进料预处理和它在催化重整中的重要性 ?识别当今炼厂采用的各类催化重整过程 ?识别设备并叙述催化重整装置里的工艺流程 ?区分冷壳与热壳反应器设计 ?识别催化重整装置里常见的腐蚀类型和材料问题 ?讨论温度、压力、蒸汽组成对催化重整装置里腐蚀的影响 ?识别催化重整装置里的设备和管道的首选结构材料 ?识别和讨论催化重整装置里采用的腐蚀控制措施 ?叙述催化重整装置里的腐蚀监测过程 ?识别催化重整装置里采用的检查技术
将少量水和氯气注入第一台反应器的进料。这样促进了异构化作用、环化作用及加氢裂化反应。 在操作过程中，积炭和氯化物损失降低了催化剂活性。使炭高温氧化后再氯化，这样可以定期恢复催化剂活性。根据进料组成和操作条件，两次再生之间可以运转6个月至24个月。一般来讲，催化剂可以至少再生三次后再更换。 催化剂需要有氢存在才能够发挥作用。有些反应产生过量的氢，而有些反应却消耗掉氢。通过抽取专门生产用于其他需要氢的工艺过程或用作燃料的氢的循环确保氢的存在。存在过量氢将有助于催化剂床延迟发生积碳事故。 铂是催化重整催化剂中最重要的成分。进料含有某些金属、硫化氢、氨、有机氮和有机硫化合物。所有这些物质往往都会使催化剂失去活性。因此，进料预处理是必要的。 通常，预处理采用加氢处理。进料通过一个装有钴-钼催化剂的反应器。这种催化剂的作用就是把有机硫和有机氮化合物转化成硫化氢和氨。然后用专门生产的氢气把这两种物质从系统里部分除去。进料中的金属留在催化剂床里。 催化重整工艺 以下所列是目前在用的几种主要的重整工艺： 铂重整Platforming UOP 强化铂重整Powerforming Exxon 超重整Ultraforming Standard Oil Indiana 胡得利催化重整Houdriforming Houdry 配套重整Iso-Plus Houdriforming Houdry 催化重整Catalytic Reforming Engelhard 铂铼重整Rheniforming Chevron 根据催化剂再生频率，重整工艺可以分为连续工艺、半再生工艺和循环工艺。连续工艺的设备设计成允许在正常生产过程中清除和更换催化剂。结果，催化剂能够连续再生，始终保持很高的活性。采用低压操作有利于焦炭沉积和重整产物的热力学平衡得率，通过催化剂连续再生来保持很高的催化剂性能，这是连续处理装置的主要优点。但是，评价此工艺时，必须考虑到其比较高的基本投资和可能较低的操作成本，因为要使焦炭沉积保持在可以接受的程度，需要的氢循环流量和压力比较低。
1. 选用抗硫化氢材料 抗硫化氢材料主要是指对硫化氢应力腐蚀开裂和氢损伤有一定抗力或对这种开裂不敏感的材料。同时采用低硬度（强度）和完全淬火＋回火处理工艺对材料抗硫化氢腐蚀是有利的。 美国国家腐蚀工程师学会(NACE)标准MR－01－75(1980年修订)中规定：含硫化氢环境中使用的钻杆、钻杆接头、钻铤和其它管材的最大硬度不许高于HRC22；钻杆接头与钻杆的焊接及热影响区应进行淬火＋595℃以上温度的回火处理；对于最小屈服强度大于655MPa的钢材应进行淬火＋回火处理，以获得抗硫化物应力腐蚀开裂的最佳能力 抗H2S腐蚀钢材的基本要求: ⑴成分设计合理：材料的抗H2S应力断裂性能主要与材料的晶界强度有关，因此常常加入Cr、Mo、Nb、Ti、Cu等合金元素细化原始奥氏体晶粒度。超细晶粒原始奥氏体经淬火后，形成超细晶粒铁素体和分布良好的超细碳化物组织，是开发抗硫化物应力腐蚀的高强度钢最有效的途径。 ⑵采用有害元素(包括氢, 氧, 氮等)含量很低纯净钢； ⑶良好的淬透性和均匀细小的回火组织，硬度波动尽可能小； ⑷回火稳定性好，回火温度高(＞600℃)； ⑸良好的韧性； ⑹消除残余拉应力。 2.添加缓蚀剂 实践证明合理添加缓蚀剂是防止含H2S酸性油气对碳钢和低合金钢设施腐蚀的一种有效方法。缓蚀剂对应用条件的选择性要求很高，针对性很强。不同介质或材料往往要求的缓蚀剂也不同，甚至同一种介质，当操作条件(如温度、压力、浓度、流速等)改变时，所采用的缓蚀剂可能也需要改变。 用于含H2S酸性环境中的缓蚀剂，通常为含氧的有机缓蚀剂(成膜型缓蚀剂)，有胺类、米唑啉、酰胺类和季胺盐，也包括含硫、磷的化合物。如四川石油管理局天然气研究所研制的CT2－l和CT2－4油气井缓蚀剂及CT2—2输送管道缓蚀剂，在四川及其他含硫化氢油气田上应用均取得良好的效果。 3.控制溶液pH值 提高溶液pH值降低溶液中H+含量可提高钢材对硫化氢的耐蚀能力，维持pH值在9～11之间，这样不仅可有效预防硫化氢腐蚀，又可同时提高钢材疲劳寿命。 4. 金属保护层 在需保护的金属表面用电镀或化学镀的方法镀上Au，Ag，Ni，Cr，Zn，Sn等金属，保护内层不被腐蚀。 5. 保护器保护 将被保护的金属如铁作阴极，较活泼的金属如Zn作牺牲性阳极。阳极腐蚀后定期更换。 6. 阴极保护 外加电源组成一个电解池，将被保护金属作阴极，废金属作阳极。 硫化氢腐蚀的影响因素 1.材料因素 在油气田开发过程中钻柱可能发生的腐蚀类型中，以硫化氢腐蚀时材料因素的影响作用最为显著，材料因素中影响钢材抗硫化氢应力腐蚀性能的主要有材料的显微组织、强度、硬度以及合金元素等等。 ⑴显微组织 对应力腐蚀开裂敏感性按下述顺序升高: 铁素体中球状碳化物组织→完全淬火和回火组织→正火和回火组织→正火后组织→淬火后未回火的马氏体组织。 注：马氏体对硫化氢应力腐蚀开裂和氢致开裂非常敏感，但在其含量较少时，敏感性相对较小，随着含量的增多，敏感性增大。 (2) 强度和硬度 随屈服强度的升高，临界应力和屈服强度的比值下降，即应力腐蚀敏感性增加。 材料硬度的提高，对硫化物应力腐蚀的敏感性提高。材料的断裂大多出现在硬度大于HRC22（相当于HB200）的情况下，因此，通常HRC22可作为判断钻柱材料是否适合于含硫油气井钻探的标准。
防止硫化氢应力腐蚀的热喷涂技术研究 2007-8-23 摘 要:对压力容器用钢ＷＨ530及其用铝及锌铝复合涂层实行热喷涂的试样进行了涂层结合强度及 Ｈ2Ｓ应力腐蚀试验。结果表明,铝涂层可显著提高抗Ｈ2Ｓ应力腐蚀能力,锌铝复合涂层较差;文中同时对锌铝涂层的失效机理进行了探讨。 关键词:压力容器 硫化氢应力腐蚀 热喷涂技术 1 引言 碳钢及低合金钢在湿硫化氢环境中发生的硫化物应力腐蚀开裂(ＳＳＣ)是石油化工设备安全隐患之一。国内外最新研究结果表明:对低浓度硫化氢环境,可通过净化材质、大幅降低Ｓ、Ｐ含量、改善材料组织结构等措施对ＳＳＣ加以防护;但对于高浓度的硫化氢环境,就目前的钢材冶炼水平,即使钢材纯净度达到Ｓ含量在0 002%以下的超低水平,仍难以避免发生ＳＳＣ[1]。因此,近年来有采用热喷涂技术防止发生Ｈ2Ｓ应力腐蚀的报道[2、3]。热喷涂技术用于防止金属一般腐蚀已有多年历史,技术上也较成熟;但用于防止Ｈ2Ｓ应力腐蚀尚属新课题。从技术和经济角度考虑,对大型设备,热喷涂材料采用铝及锌铝合金较为普遍。为探讨对防止Ｈ2Ｓ应力腐蚀的效果,本文以武钢压力容器用钢ＷＨ530为对象,对其基材及其用铝涂层及锌铝复合涂层热喷涂的试样分别进行了涂层结合强度及应力腐蚀性能试验。并对试验结果进行了机理分析。 2 试验材料 喷涂试验基材采用由武汉钢铁(集团)公司提供的ＷＨ530高强度低合金钢,其化学成分及力学性能见 表1（略）及表2（略）。涂层采用24目刚玉砂进行喷砂处理,压力为5～6ｋｇ;随后进行电弧喷涂,电弧喷涂工艺参数见表3（略）。底锌面铝复合涂层中锌铝层各厚100μｍ,热喷涂铝层厚度200μｍ。 3 试验结果 3.1 涂层结合强度试验 本试验按ＧＢ8642—88[4]进行。试验在ＣＳＳ-1110型电子万能试验机上进行,加载速度为3ｍｍ/ｍｉｎ,试件直径 25ｍｍ,试验结果见表4（略）。试验结果表明,铝涂层与钢铁基体的结合强度是底锌面铝复合涂层与钢铁基体结合强度的5倍。 3.2 恒负荷拉伸试验 本试验执行ＧＢ4157—84[5]并参照美国腐蚀工程师协会ＮＡＣＥＴＭＯ177—96[6]。试验在Ｐ1500应力腐蚀横负荷拉伸试验机上进行。试件为 5ｍｍ圆截面光滑试件。将基材试件及涂层试件浸入ＮＡＣＥ标准饱和Ｈ2Ｓ溶液中进行恒负荷拉伸试验,其试验结果见表5（略）。取出在恒负荷试验1100小
硫化氢腐蚀与防护相关知识 1. 硫化氢腐蚀的预防措施 1.1. 选用抗硫化氢材料 抗硫化氢材料主要是指对硫化氢应力腐蚀开裂和氢损伤有一定抗力或对这种开裂不敏感的材料。同时采用低硬度(强度)和“完全淬火+回火”处理工艺对材料抗硫化氢腐蚀是有利的。 美国国家腐蚀工程师学会(NACE)标准MR－01－75(1980年修订)中规定：含硫化氢环境中使用的钻杆、钻杆接头、钻铤和其它管材的最大硬度不许高于HRC22；钻杆接头与钻杆的焊接及热影响区应进行“淬火+595℃以上温度的回火”处理；对于最小屈服强度大于655MPa的钢材应进行“淬火+回火”处理，以获得抗硫化物应力腐蚀开裂的最佳能力。 1.2. 抗H2S腐蚀钢材的基本要求 ⑴成分设计合理：材料的抗H2S应力断裂性能主要与材料的晶界强度有关，因此常常加入Cr、Mo、Nb、Ti、Cu等合金元素细化原始奥氏体晶粒度。超细晶粒原始奥氏体经淬火后，形成超细晶粒铁素体和分布良好的超细碳化物组织，是开发抗硫化物应力腐蚀的高强度钢最有效的途径。 ⑵采用有害元素(包括氢，氧，氮等)含量很低纯净钢； ⑶良好的淬透性和均匀细小的回火组织，硬度波动尽可能小； ⑷回火稳定性好，回火温度高(＞600℃)； ⑸良好的韧性； ⑹消除残余拉应力。 1.3. 添加缓蚀剂 实践证明合理添加缓蚀剂是防止含H2S酸性油气对碳钢和低合金钢设施腐蚀的一种有效方法。缓蚀剂对应用条件的选择性要求很高，针对性很强。不同介质或材料往往要求的缓蚀剂也不同，甚至同一种介质，当操作条件(如温度、压力、浓度、流速等)改变时，所采用的缓蚀剂可能也需要改变。 用于含H2S酸性环境中的缓蚀剂，通常为含氧的有机缓蚀剂(成膜型缓
酸性环境的定义 权威的酸性环境定义来自美国腐蚀工程师协会标准NACE MR0175“油田设备抗硫化物应力开裂金属材料要求标准”。我国原石油部标准SYJ 12—85“天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求”中，也沿用了NACE MR0175对酸性环境的定义。一般来说，在含有水和硫化氢的天然气中，当气体中的硫化氢分压等于或大于0．000 35 MPa，称为天然气系统的酸性环境。 该酸性环境的定义是针对金属材料发生硫化物应力开裂（SSC）这种腐蚀形态来划分的。在酸性环境的成分中，主要强调的是水、系统总压及H2S分压，而在这种溶液中，同时存在氢致开裂（HIC），电化学腐蚀（均匀腐蚀和局部腐蚀）等形态腐蚀的可能性。应在压力容器设计中予以注意。 但在上述的酸性环境定义中，并未考虑到其他环境条件对SSC的作用，如pH值。在欧洲联盟16号腐蚀公报“油气生产含H2S环境中碳钢和低合金钢材料要求指南”中，将pH值作为酸性环境划分的一个重要参数，见图1。这已得到各国腐蚀界的重视和认同。图1新的酸性环境划分图 1．非酸性环境；2．过渡区；3．酸性环境 酸性环境中的主要腐蚀类型及实例 酸性环境中的腐蚀主要分为以下三类： 1)硫化物应力开裂（SSC）。金属材料在拉应力或残余应力和酸性环境腐蚀的联合作用下，易发生低应力且无任何预兆的突发性断裂，称作硫化物应力开裂（SSC），这是酸性环境（又称为湿硫化氢环境）中破坏性和危害性最大的一种腐蚀。 2)氢致开裂（HIC）。酸性环境中的钢材常因腐蚀产生原子态氢, 由于H2S介质的存在，阻滞了氢原子结合生成H2分子，促进了原子氢向钢材中的扩散，在夹杂物或其他微观组织结构的不连续区域聚集成氢分子，并产生很高的压力，形成HIC（又称为阶梯形裂纹SWC）。HIC常见于延性较好的低、中强度的管线用钢和容器用钢。其特点：一是它可以在甚至没有拉伸应力附加的情况下发生（而SSC在一定的应力水平下才发生），也不是象SSC那样具有突发性；二是HIC表现为阶梯裂纹。钢表面的氢鼓泡是HIC中的一种。 这种氢致开裂和炼油厂装置中的氢蚀不一样，炼油厂中的氢蚀是在高温（200℃以上）高压条件下，扩散浸入钢中的氢和钢中不稳定的碳化物反应生成甲烷（Fe3C+2H2→3Fe+CH4），甲烷不能从钢材中逸出，聚集在晶界及附近的空隙和夹杂物等不连续处，形成甲烷空隙，压力逐渐升高，形成微小裂纹和表面的鼓泡。因此可见，这两种由原子氢引起的腐蚀机理并不相同。在设计、选材中及防护上都应分别对待和考虑。 3)电化学腐蚀。其表现形态为体积腐蚀。在酸性环境中，水和H2S形成电解质溶液，因而产生电化学腐蚀的条件。在工程中，单独含有水或H2S的环境较少见，常同时含有Cl-和CO2等，例如磨溪气田的气田水。由于多组分介质的腐蚀规律，不是简单的各种单独介质腐蚀的线性叠加,而常同时存在的高压条件,使酸性环境的电化学腐蚀严重而复杂。在气田建设中,随着气田开发进入中后期,这类腐蚀更加严重并引起新的关注。 四川气田是我国开发最早和最大的气田，60%以上气井所产的天然气含H2S和CO2，酸性环境在现场中较为普遍存在。在酸性环境中使用压力容器也较多，这为酸性环境材料的腐蚀和防护，压力容器的设计、制造、使用提供了广阔的现场试验场所，从而积累了丰富的宝贵经验。 某脱硫厂580×5 600×16原料气过滤分离器，就是近期发现的典型HIC失效的例子。该设备的设计参数见表1。