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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。
脱硫泵泵壳、泵体冲刷磨损及提高泵效一体化保护方案【关键词】脱硫泵、泵壳、泵体冲刷、磨蚀、腐蚀、提高泵效一、脱硫浆液循环泵冲刷腐蚀保护方案1、脱硫泵常见问题分析脱硫浆液循环泵是脱硫系统中继换热器、增压风机后的大型设备，通常采用离心式，它直接从塔底部抽取浆液进行循环，是脱硫工艺中流量最大、使用条件最为苛刻的泵，腐蚀和磨蚀常常导致其失效。
其特性主要有：1、强磨蚀性脱硫塔底部的浆液含有大量的固体颗粒，主要是飞灰、脱硫介质颗粒，粒度一般为0～400µm、90%以上为20～60µm、浓度为5%～28%（质量比）、这些固体颗粒（特别是Al 2O 3、SiO 2颗粒）具有很强的磨蚀性。
2、强腐蚀性在典型的石灰石（石灰）-石膏法脱硫工艺中，一般塔底浆液的pH 值为5～6，加入脱硫剂后pH 值可达6～8.5（循环泵浆液的pH 值与脱硫塔的运行条件和脱硫剂的加入点有关）；Cl -可富集超过80000mg/L，在低pH 值的条件下，将产生强烈的腐蚀性。
3、气蚀性在脱硫系统中，循环泵输送的浆液中往往含有一定量的气体。
实际上，离心循环泵输送的浆液为气固液多相流，固相对泵性能的影响是连续的、均匀的，而气相对泵的影响远比固相复杂且更难预测。
当泵输送的液体中含有气体时泵的流量、扬程、效率均有所下降，含气量越大，效率下降越快。
随着含气量的增加，泵出现额外的噪声振动，可导致泵轴、轴承及密封的损坏。
2、高分子复合材料涂层修复保护福世蓝高分子复合材料用于抵抗流体环境下的磨损、腐蚀、气蚀，适应交替变形和温度的变化等性能，其本质是高分子聚合物，具有抗化学腐蚀性，能隔绝空气、水等介质和泵、叶轮母材的接触，最大程度减少锈蚀及电化学腐蚀；同时它的特殊分子结构赋予的高弹性及光滑表面，还可有效提升泵的抗气蚀能力，使泵的效能得到提升。
3、合作案例1、脱硫泵泵壳、泵体内壁冲刷磨损保护某集团电厂采用电石渣脱硫工艺，以电石渣代替了传统的石灰做为脱硫剂，由于该集团内部有电石厂，将电石渣变废为宝，经济效益显著。
电厂湿法脱硫系统浆液循环泵腐蚀治理分析摘要：湿法烟气脱硫装置已成为国内外火电厂烟气脱硫的主导装置。
在提高烟尘脱硫设备的经济性和SO2脱除效率过程中，循环浆液泵做为石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置中的关键设备，其作用是向喷淋装置不间断提供浆液，受工作环境恶劣等原因的影响，普遍存在主要过流部件腐蚀严重，存在使用周期短，维护费用高等问题。
关键词：腐蚀；汽蚀；修复；换型；运行调整1设备基本状况我厂2×300MW机组配套的烟气脱硫装置采用石灰石／石膏湿法脱硫工艺，一炉配一塔，每个吸收塔布置三层喷淋层，三台浆液循环泵，其主要作用是通过浆液与烟气对流降低烟气温度和吸收烟气中的SO2，浆液循环泵为五二五泵业生产的LC500/630型耐腐蚀离心泵。
在装6台，该泵主要由泵壳、前泵盖、叶轮、机封、后泵盖、耐磨板、传动总成等部分构成，前泵盖的材质为2605N，叶轮、耐磨板的材质为Cr30A。
由于运行工况极度恶劣，复杂的固液双项介质对其主要过流部件腐蚀、汽蚀严重。
新备件使用周期较短（泵盖1年、耐磨板、叶轮2.5年），仅前泵盖截至目前共累计更换24台次，后泵盖累计3次，目前拆下的3件旧叶轮、泵盖（3件）局部已冲蚀贯通，叶根有大量冲蚀孔坑、裂纹，筋板严重冲刷减薄，均无法继续使用。
由于备品昂贵，3件旧叶轮总计近17万元，3件旧泵盖近16万、共计33万，修复费用仅为原价1/3，从节能降耗角度仍有很大利用价值。
2浆液循环泵磨损原因分析在湿法脱硫工艺中，浆液循环泵运行主要磨损的原因主要有：自身设计方面缺陷、设备运行工况、化学腐蚀等方面方面原因。
（1）早期的泵盖设计存在缺陷，LC500/630旧版结构中前泵盖和叶轮是直接接触的，前泵盖与泵壳接口处存在变径问题，泵盖的材质为2605N（硬度为HRC25），而叶轮的材质为Cr30A（硬度为HRC43-49），Cr30A比2605N更硬一些，叶轮的旋转导致浆液对前泵盖变径处产生涡流，脱硫浆液中含有大量固体颗粒，主要是烟气飞灰、亚硫酸钙、硫酸钙、酸不溶物等，尤其是来自石灰石粉等不溶物，具有较强的冲刷磨损特性，磨损加剧。
对脱硫装置关键设备易腐蚀部位的认识及控制措施摘要:含硫天然气净化过程中存在严重的腐蚀行为。
腐蚀易导致设备穿孔、破裂,发生天然气泄漏。
这样不仅影响天然气净化厂安全生产,而且还将造成环境污染甚至灾难性事故的发生,成为影响气田安全、经济开发的主要因素。
对天然气净化装置开展腐蚀行为研究并提出相应的防护措施,对天然气净化工业的安全生产具有重要意义。
虽然我厂有腐蚀部位的设备已经在大修时更换，但是在装置生产过程中，长时间大量含硫天然气还是会对装置上关键设备产生一定的腐蚀，调查显示,胺法脱硫脱碳装置腐蚀较严重的部位有:再生塔塔壁及内部构件、贫富液换热器、高温富液管线、重沸器及相连管线等。
通过对电化学腐蚀、化学腐蚀、硫化物等引起的应力腐蚀及氢鼓泡等腐蚀破坏形态分析,结合H2S 及CO2腐蚀机理研究,分析了H2S、CO2 及热稳定性盐等对脱硫装置腐蚀影响机理,并针对性地提出了天然气净化装置腐蚀防护措施。
关键词：天然气脱硫装置腐蚀腐蚀机理防腐1、脱硫装置关键设备容易腐蚀的部位1.1关键设备的腐蚀易腐蚀部位1.1.1 再生塔再生塔是脱硫装置中受腐蚀影响较大的设备。
腐蚀主要存在于再生塔内部构件、半贫液入口附近区域、富液入塔附近区域和再生塔上下两个封头等处。
1.1.2 重沸器重沸器腐蚀严重部位主要在壳体及气液交界面处。
1.1.3 吸收塔吸收塔腐蚀严重部位主要在吸收塔内部构件、壳体和吸收塔上下两个封头等处。
1.1.4净化气分离器净化气分离器易出现腐蚀减薄的部位在底部回收溶液的管线弯头处。
1.2脱硫装置主要腐蚀机理及影响因素净化厂处理的是高含硫气藏，该气藏所开采出来的天然气酸性组分含量极高，并富含重烃和有机硫组分。
我厂处理的原料气主要成分数据如下表：表1-1 原料天然气组成（摩尔含量%）从原料气组成数据中我们可以发现，高含硫气藏的天然气的酸性组份变化不大，始终具有较高的酸性、毒性和腐蚀性。
**气藏含硫天然气中H2S含量在7%左右，CO2含量在 5%左右，原料气进入脱硫装置区的压力在2.1～2.3MPa之间。
烟气脱硫装置的腐蚀与防护模版烟气脱硫装置是用于煤燃烧发电厂和工业锅炉等燃烧设备的烟气中去除二氧化硫（SO2）的设备。
在烟气与脱硫剂反应过程中，会产生腐蚀问题，对设备安全和性能造成威胁。
因此，腐蚀与防护对于烟气脱硫装置的设计和运行至关重要。
一、腐蚀问题的产生1.1 烟气成分：烟气中的二氧化硫（SO2）与空气中的氧气（O2）反应生成SO3，它与水蒸气（H2O）反应形成硫酸（H2SO4），硫酸是一种强酸，容易腐蚀金属设备。
1.2 温度：烟气中的温度对腐蚀速率有重要影响，高温会加快腐蚀速度，特别是在水平管道和烟道弯曲处容易发生高温腐蚀。
1.3 材料选择：不同材料对腐蚀的抵抗能力不同，必须根据烟气成分和工作条件选择适合的材料。
二、腐蚀类型2.1 干腐蚀：干腐蚀是由于硫酸和水分不足而产生的，主要发生在高温区域，如炉灰器、省煤器和预热器等部位。
2.2 空流腐蚀：空流腐蚀是由于温度较高和没有水蒸气存在而引起的腐蚀，主要发生在烟道中的气流速度较高的地方。
2.3 潮湿腐蚀：当烟气中的SO3与水蒸气接触时，在低温区域会生成硫酸溶液，形成潮湿腐蚀，主要发生在烟道中的冷凝区域。
三、防护措施3.1 材料选择：根据烟气腐蚀特点和工作条件，选择适合的材料，如耐酸不锈钢、合金钢等，对于特别严酷的工况，可以采用陶瓷涂层或双金属复合材料。
3.2 表面保护层：通过在设备表面形成一层防护层，降低腐蚀速率。
可以采用涂层、瓷砖、橡胶或两者的组合。
3.3 防腐涂层：在设备内部和外部涂覆防腐涂层，保护金属材料不直接接触烟气和脱硫剂。
常用的防腐涂层包括聚胺脂、环氧和丙烯酸酯等。
3.4 定期维护：定期检查和维护设备，修复受损的防护层和防腐涂层，确保设备的防腐能力。
四、注意事项4.1 设备设计和布局：合理设计和布局可以降低腐蚀程度，设备应尽量避免锐利的转角和烟气滞留区域。
4.2 气流调节：适当调节烟气中的湿度和温度，控制硫酸的生成和腐蚀速率。
4.3 操作控制：合理控制烟气脱硫装置的运行参数，如温度、湿度和脱硫剂喷射量等，以保证设备的正常运行和防腐性能。
硫磺回收装置急冷水泵腐蚀原因及预防措施发布时间：2022-07-30T05:26:41.935Z 来源：《工程建设标准化》2022年37卷3月6期作者：孙浩[导读] ：急冷水系统是硫磺装置的关键系统设备 ,如果对腐蚀机制不够了解,防腐对策、材质选择不够合理,则导致急冷水系统出现腐蚀问题,对装置生产造成明显负面作用。
孙浩中国石油锦州石化公司化工二联合车间，辽宁锦州 121000摘要：急冷水系统是硫磺装置的关键系统设备 ,如果对腐蚀机制不够了解,防腐对策、材质选择不够合理,则导致急冷水系统出现腐蚀问题,对装置生产造成明显负面作用。
因此,文章结合实际情况,研究分析急冷水泵腐蚀机制,再贡献具体的防腐对策, 确保急冷水系统的功能性与可靠性,满足生产工艺的基本需求。
关键词：急冷水泵电化学腐蚀酸性腐蚀预防措施1、1.5万吨/年硫磺装置概况锦州石化公司1.5万吨/年硫磺回收装置，由洛阳石油设计院设计。
本装置于2007年8月建设，2008年11月投产。
装置制硫单元采用部分燃烧法（其中燃烧炉内主要反应为：H2S + 3/2 O2 → H2O + SO2）、外掺合两级转化克劳斯一、二反应器制硫工艺（主要反应为：2H2S + SO2 → 3/n Sn + 2H2O）将酸性气中的硫化氢转化为固体硫磺。
尾气处理采用外补氢气在加氢反应器内发生加氢反应和水解反应把未转化的硫转化成硫化氢，然后利用尾气回收系统回收净化，净化的尾气采用热焚烧后经80米烟囱排空。
2、1.5万吨/年硫磺装置尾气处理系统流程简介经捕集器（V3502）出来后的制硫尾气与加氢反应器出口过程气通过气/气换热器（E3507）换热，再进入电加热器（E3506）加热至180-280℃左右与外补氢气混合后进入加氢反应器（R3503）。
在加氢催化剂的作用下，SO2、COS、CS2及气态硫等均被转化为H2S ，其中一个反应方程式：SO2 + 3H2 → H2S + 2H2O。
脱硫装置设备的腐蚀分析及防腐措施张兆宽（中国石化济南分公司，山东济南250101）摘 要：本文通过对脱硫装置胺液系统设备和管道的腐蚀情况及其分布的介绍，分析了各类影响腐蚀的因素，着重阐述了胺液的流速和热稳态盐加剧腐蚀的机理，并在此基础上提出了相应的防腐措施。
关键词：胺液的腐蚀、热稳态盐、湍流、防腐措施。
1 装置概况液化气、干气脱硫装置的原料主要来自催化的干气和液化气、污水罐的呼出气、硫磺回收装置尾气、焦化装置的干气等。
装置内的设备和管线的材质以碳钢为主，除溶剂再生系统部分设备和管线材质为304不锈钢外，包括：胺液再生塔整体及内件，再生塔底重沸器出入口管线及其换热管束，三台贫富胺液换热器管束，其它大部分设备和管线均为碳钢材质。
本装置是由四川石油天然气勘探设计院设计的，88年底建成并投入运行，脱硫剂采用MEA；到1994年进行了大规模的改造，更换脱硫剂为MDEA，并将来自RFCC与DCC的液化气分别进入两座脱硫塔进行脱硫，设计处理能力为RFCC液化气13.5t/h 、DCC液化气7.4t/h、干气13000 Nm3/h，同时扩大了溶剂再生系统的处理能力；2001年的扩能改造只对溶剂再生系统进行了扩能，将脱硫剂系统的设备和管线全部更新，胺液再生塔的设计能力为60～150t/h（设计点为100t/h），开工后实际胺液循环量为40吨/小时左右，到2002年9月胺液循环量增加到60吨/小时；2004年检修时对再生系统的部分机泵和再生塔进行了更新，进一步扩大了溶剂再生能力，检修后胺液循环量达到100吨/小时左右。
2 设备腐蚀状况自进入2006年以来，装置内的设备和管道频繁出现腐蚀泄漏事件，而且所有的腐蚀泄漏都发生在贫胺液系统，表1为腐蚀事件统计。
从腐蚀事件统计看，换热设备发生泄漏的部位主要集中在有胺液气液变化或流速变化、材质为碳钢的地方，如换热器壳体的出入口出部位以及折流板的部位都出现多次的腐蚀泄漏事件，重沸器出口部位壳体呈蜂窝状，设备口短节及出口附近的壳体多处腐蚀穿透，如图1所示；贫富胺液换热器壳体在折流板部位出现明显的沟槽，并已出现腐蚀穿孔，如图2所示。
硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液循环泵腐蚀原因分析及对策硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液循环泵在使用过程中常常会出现腐蚀现象，导致泵的寿命缩短，影响设备的正常运行。
本文对硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液循环泵的腐蚀原因进行分析，并提出相应的对策，以期减少腐蚀的发生，延长泵的使用寿命。
一、腐蚀原因分析1. 脱硫液成分硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液中含有硫化氢、二氧化硫等化学物质，这些物质对金属具有一定的腐蚀作用。
尤其是硫化氢具有很强的腐蚀性，对泵设备的金属部件造成严重的腐蚀。
2. 流体运动状态脱硫液在泵中运动时会产生液体的流动和冲击，在高速运动时会对泵的内部金属表面造成磨损和腐蚀。
3. 温度和压力脱硫液在工作过程中受到高温和高压的影响，会加速金属的腐蚀速度。
特别是在高温酸性条件下，金属腐蚀得更加严重。
4. 泵的材质如果泵的材质本身不具备耐腐蚀性能，那么硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液就更容易对泵进行腐蚀。
5. 其他因素还有一些其他因素，如流速、流体的氧化性、颗粒物的存在等都可能对脱硫液循环泵造成腐蚀。
二、对策建议1. 选择合适的泵材质针对硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液的特性，选择耐腐蚀性能较好的泵的材质，如不锈钢、复合材料等。
这样就可以最大程度地减少腐蚀的发生。
2. 控制液体流速适当控制脱硫液在泵中的流速，减小冲击力和磨损，能够有效减少泵的腐蚀。
3. 控制流体温度和压力尽量保持脱硫液在适宜的温度和压力条件下运行，减少腐蚀速度。
4. 定期清洗和维护定期对脱硫液循环泵进行清洗和维护，及时清除泵内的积石和异物，保持泵的内部清洁。
5. 使用防腐蚀涂料在金属表面涂覆一层抗腐蚀的涂料，可以有效减缓泵内部金属的腐蚀。
6. 选择合适的泵运行参数合理选择泵的运行参数，如流量、扬程等，可以减少泵在运行过程中的腐蚀。
7. 定期检测定期对脱硫液循环泵进行检测，发现问题及时处理，预防腐蚀的发生。
对于硫磺装置烟气碱洗设施脱硫液循环泵的腐蚀问题，需要从多个方面进行综合考虑和处理。
湿法烟气脱硫中循环浆液泵叶轮腐蚀损坏原因分析及对策摘要：能源供应一直是现代国家发展的生命线。
在人们享受现代化的好处的同时，大量的能源消耗也带来了巨大的污染物排放。
硫化物作为主要污染物之一，给人类、土壤和水带来了巨大的危害。
脱硫系统的应用可减少硫化物气体的排放，具有明显的社会效率与环境效益.关键词：湿法烟气脱硫；腐蚀损坏原因；对策前言世界各国在工业化发展的过程中，也曾经面临比较严重的大气污染问题，伦敦雾都名称的由来也与此有关，各国特别是西方发达国家很早就开始研究脱硫技术。
脱硫技术按照是否加水和相关产物的干湿状态，烟气脱硫主要分为干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫三种工艺。
湿法脱硫工艺操作简单、效率高，是比较成熟的技术1湿法脱硫系统设备主要腐蚀湿法脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。
由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。
但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
1.1塔器及接管腐蚀部分企业脱硫系统塔体使用的碳钢+不锈钢（304L或316L）复合板发生腐蚀穿孔，如石家庄某企业3号、济南某企业2号、长岭某企业2号、上海某企业2号和3号及南京某企业2号等催化裂化烟气湿法脱硫装置塔器内壁均出现了腐蚀减薄和泄漏问题；南京某企业3号催化裂化烟气湿法脱硫装置冷却吸收塔烟气分析仪接管焊缝出现腐蚀泄漏，天津某企业催化裂化烟气湿法脱硫装置综合塔上部锥段出现腐蚀泄漏。
1.2EDV洗涤技术烟囱腐蚀烟囱设计材质也采用碳钢复合不锈钢（304L或316L）。
济南某企业、南京某企业和北海某企业脱硫装置烟囱内壁均发生局部腐蚀。
1.3塔器内构件腐蚀及磨损上海某企业1号、2号，南京某企业2号，南京某企业3号等催化裂化烟气湿法脱硫装置塔内喷嘴、水珠分离器等内构件发生腐蚀磨损。
脱硫装置的腐蚀与防护脱硫装置的目的是脱除干气或液化石油气中的酸性组分。
脱硫剂一般使用乙醇胺（MEA）、二乙醇胺(DEA)或二异丙醇胺(DIPA)等，它们是一种弱的有机碱，碱度随温度的升高而减弱。
在25-40℃时醇胺和酸性气体H2S或CO2反应生成胺盐，起到吸收酸性气体的目的，温度升高到105℃以及更高时，胺盐分解生成醇胺和酸性气体H2S或CO2，因此醇胺可以循环使用。
含有酸性气体的原料气冷却致40℃，从塔的底部进入吸收塔，与塔上部引入的温度为45℃左右的醇胺溶液（贫液）逆向接触，原料气中的酸性气体被吸收，吸收后的原料净化气从塔顶溢出，塔底的吸收胺液（富液）经与贫液换热后进入再生塔上部，与下部来的蒸汽（重沸器产生的二次蒸汽）直接接触，升温到120℃左右，使H2S和CO2及少量的烃类解析出来，由塔顶排出。
溶液自塔底引出进入重沸器壳层，被管程的蒸汽加热后，H2S和CO2完全从溶液中解析出来，返回胺再生塔。
胺再生塔底再生后的胺液，与富液换热后，再经冷却器冷却至40℃左右，由贫液泵打入吸收塔循环使用。
再生塔顶出来酸性气体（H2S和CO2及少量的烃类和水蒸汽）经空气冷却至40℃以下，进入再生回流罐，由此分离出来的液体送回再生塔作为回流，干燥酸性气体送往硫磺回收装置。
9.1 脱硫装置的腐蚀类型由于原料中含有H2S和CO2，它们对设备造成腐蚀。
腐蚀形态有电化学腐蚀、化学腐蚀、应力腐蚀和氢鼓泡。
其腐蚀介质和部位是：脱硫再生塔顶的H2S-CO2-H2O型腐蚀；再生塔、富液管线，再生塔底重沸器以及溶剂复活釜等部位，温度90-120℃的H2S-CO2-RNH2-H2O型腐蚀；醇胺溶液中的污染物的腐蚀。
炼油厂循环氢脱硫因介质中不含二氧化碳，因此循环氢脱硫以及溶剂再生塔的腐蚀机理和本装置不同。
9.1.1 H2S-CO2-H2O型H2S-CO2-H2O型腐蚀主要发生在脱硫装置的再生塔顶的冷凝冷却系统（管线、冷凝冷却器及回流罐）的含酸性气部位。
