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。

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。

热电厂脱硫设备磨损腐蚀机理与防治处理摘要：随着生产力的发展，人们的生产生活对电力的需求日益增多，我国的发电技术主要以燃煤为主，在生产过程中对产生大量的二氧化硫，造成环境污染和破环，需要采用脱硫设备进行处理，脱硫设备在使用过程中容易出现磨损和腐蚀问题，需要采取科学有效的防治措施，提升电厂的经济效益和生态效益。

关键词：热电厂；脱硫设备；磨损腐蚀；防治引言国家在“十三五”规划中对节能减排提出新的目标要求，热电厂大气二氧化硫排放浓度要达到燃气轮机排放标准，需要采用采取脱硫技术，脱硫设备与管道的腐蚀一直被行业忽视，但却是一个关系到安全生产的重大问题，需要给与高度重视。

1 热电厂脱硫设备磨损腐蚀机理在某种层面上腐蚀是相较于金属来说的，其可以分为下面几个腐蚀类型：第一是缝隙腐蚀，简单来说缝隙腐蚀是在金属焊接位置，螺钉连接处出现的细小缝隙，在电解质进入到电解池内所发生的电化学腐蚀现象。

第二是点蚀，该现象主要说的是在设备金属的表面会出现很多的细微生锈的孔洞，其腐蚀情况大多数都是纵深的方向，长久以来会直接导致钢材料出现穿透的情况，其中氯离子对于钢材的影响是最为明显的。

第三是应力腐蚀，应力腐蚀是氯离子和环境作用下所出现的，设备金属会出现大面积的裂痕。

第四是设备磨损腐蚀，该现象主要说的就是腐蚀性流体和金属构件以较高的速度相对运动而所引起的金属损伤现象。

2 设备腐蚀原因分析2.1H2SO3/H2SO4露点腐蚀催化裂化装置再生烟气腐蚀介质有SOx，NOx和CO2等气体，各类气体含量因催化裂化原料硫含量及工艺类型不同而不同。

总体来说，原料硫含量越高，再生烟气中SOx含量越高(约为原料总硫质量分数的15%)。

2.2氯离子点蚀和应力腐蚀开裂烟气脱硫系统循环吸收液中含有氯离子，其主要来源于催化裂化原料以及各类助剂(如絮凝剂聚合氯化铝)。

氯离子半径小、穿透和吸附能力强，能穿透氧化膜内极小的孔隙到达金属表面，并与金属相互作用形成氯化物，使氧化膜的结构发生变化，导致金属产生点蚀或坑蚀，而氯化物与金属表面的吸附并不稳定，形成了可溶性物质，从而导致了腐蚀加剧。

- 105 -第8期天然气净化的脱硫装置腐蚀分析研究周巍1，何巧巧2，王洋3（1.唐山冀东油田设计工程有限公司， 河北 唐山 063004）（2.中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司， 四川 成都 610051）（3.吉林吉化建修有限公司， 吉林 吉林 132021）[摘 要] 天然气净化的脱硫装置，因发生腐蚀，影响天然气输送的正常进行。

通过分析脱硫装置腐蚀发生原因，对关键设备进行分析，从影响因素出发，对工艺参数和附加措施等方面相应提出了多种防腐措施，并对关键设备提出防腐操作，以期最大限度地降低脱硫装置腐蚀发生的速率，从而保障天然气净化工艺安全正常运行。

[关键词] 天然气净化；脱硫装置；防腐措施作者简介：周巍（1982—），女，河北廊坊人，2008年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，硕士研究生，中级工程师。

长期从事油田地面工程规划设计工作。

在天然气的生产过程中，会产生高浓度的硫化物、CO 2、水汽等，而这些物质在一定温度条件下，经电化学反应，可在进行净化的金属设备内部，产生腐蚀性介质，在长期作用下，将导致金属设备穿孔甚至开裂，不仅影响天然气的正常开采输送，而且天然气的泄漏还会造成重大环保和安全事故，威胁生产人员的人身安全[1]。

所以，在天然气净化装置受到严重腐蚀的情况下，若防腐蚀措施不到位，就会造成严重后果，因此非常有必要对天然气净化装置，尤其是脱硫设备的腐蚀状况及原因和防腐措施进行研究，避免腐蚀状况的发展，及时采取有效措施，保障设备的安全运行，降低由于腐蚀造成的影响。

1 脱硫装置腐蚀影响因素目前对天然气进行净化，在脱硫装置中，采用甲基二乙醇胺（MDEA ）有机溶剂，以吸收天然气中含有的硫化氢和二氧化碳等一些酸性气体，也就是醇胺法，在这个过程中，产生的胺降解等产物，可对设备造成极其严重的腐蚀影响。

（1）温度的影响：在硫化氢和二氧化碳存在的条件下，若温度太低，容易造成积液，会增加腐蚀的发生；而温度太高，对电化学反应的过程起到一个积极的作用，能够促进腐蚀的发生。

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。

烟气脱硫装置的腐蚀与防护烟气脱硫装置是一种被广泛应用于煤电厂、炼油厂和钢铁厂等工业领域的污染物处理设备。

它主要用于去除烟气中的二氧化硫（SO2）等有害气体，以减少对环境的影响。

然而，在操作过程中，脱硫装置常常会受到腐蚀的影响，降低其效果和寿命。

因此，在烟气脱硫装置的设计与运行中，腐蚀与防护成为一个非常重要的问题。

一、腐蚀原因1.酸性腐蚀：烟气中的SO2会与大气中的氧气反应生成硫酸，形成酸性环境，加速金属材料的腐蚀。

2.高温腐蚀：烟气脱硫装置中的烟气温度一般较高，特别是在脱硫设备中，因为脱硫反应需要较高的温度，这会导致设备中的金属材料遭受高温腐蚀。

3.氯化物腐蚀：一些煤中含有氯化物，当气相中的SO2与气相中的氯化物反应后，会生成硫酰氯（SO2Cl2），进一步加速金属材料的腐蚀。

二、腐蚀防护方法1.材料选择：根据对不同腐蚀介质的选择，选择耐腐蚀性能好的材料。

例如，对于酸性腐蚀介质，应选用耐酸性能好的材料，如不锈钢、耐酸陶瓷等。

对于高温腐蚀介质，应选择温度耐受性好的材料，如高温合金、陶瓷等。

2.涂层防护：在金属表面涂覆具有耐腐蚀性能的涂层，以提高金属材料的耐腐蚀性能。

常用的涂层材料有耐酸性好的聚合物涂层、耐高温耐蚀涂层等。

3.防蚀层：在金属表面形成一层密封的防蚀层，以隔离金属材料与腐蚀介质的接触。

常用的防蚀层材料有氧化铝、氧化铬等。

4.电化学防护：通过施加外电流或者降低金属材料与腐蚀介质形成电偶对的电位差，以减缓腐蚀的速度。

常用的电化学防护方法有阳极保护、阴极保护等。

5.操作条件控制：通过调整操作条件，如烟气中的硫含量、氧含量等，以减少腐蚀产生的条件。

6.监测与维护：定期对脱硫设备进行检查与维护，及时发现腐蚀状况并采取相应的修复措施。

三、总结烟气脱硫装置的腐蚀与防护是一个复杂而重要的问题。

通过合理的材料选择、涂层防护、防蚀层、电化学防护、操作条件控制以及定期的监测与维护，可以减少腐蚀对设备的影响，延长设备的寿命，提高污染物去除效果。

电力行业脱硫设备腐蚀的相关问题解答
关键词：脱硫设备腐蚀，脱硫设备腐蚀防护，防腐涂层
❖脱硫设备的重要性：
硫对环境的污染比较大，硫氧化物和硫化氢对大气的污染，硫酸盐、硫化氢对水体的污染，是环境保护工作的重点。

热电厂的生产流程中会燃烧大量的煤，而煤中常常含有一定量的硫元素，这些硫元素经过燃烧之后会释放出大量SO2，如果不加以治理，就会对环境造成巨大危害。

脱硫设备一般是指在电力行业生产中，用于除去煤中的硫元素，防止燃烧时生成SO2的一系列设备，鉴于硫对环境的危害，因此电力行业普遍要使用到脱硫设备。

❖电力行业脱硫设备腐蚀问题分析：
电力行业中存在着许多高温和高腐蚀性的环境，以发电厂的烟气脱硫系统来说，在湿法烟气脱硫装置中，有四个位置最容易受腐蚀破坏，分别是：吸收器、洗涤器；风管出口；混合室；烟道。

烟气脱硫工艺中所形成的酸冷凝气，再加上磨损、点蚀和氯化腐蚀等环境，都是不锈钢洗涤器受腐蚀破坏的根源。

高温、露点、干湿循环、气体流速、高浓度硫酸盐溶液、氟化物和氯化物等因素，都会加速点蚀和缝隙腐蚀。

❖鉴于脱硫设备在电力行业的重要性，采取行之有效的措施解决脱硫设备腐蚀是设备管理人员工作的重中之重，我们应该采取什么样的措施呢？
针对于电力行业脱硫设备腐蚀问题，传统的防腐涂层很容易出现开裂、剥落、失效等问题。

而索雷CMI 重防腐涂层采用独特的聚合物技术制造而成，高交联、高致密、几乎不渗透的特性使其可以轻松应对电力行业中高温和高腐蚀性的环境。

并且该涂层耐用时间长，适合于烟气脱硫系统、洗涤塔、烟道、风管、烟囱、喷淋塔和风机等应用。

❖电力行业脱硫设备腐蚀防护案例欣赏：。

硫磺回收装置腐蚀若干问题探析摘要：目前的硫磺回收装置采用克劳斯炉系统将H2S转化成液硫，然后进入硫磺成型装置制备固体硫磺。

克劳斯炉系统生产的液硫通常含有质量分数250～300μg/g的硫化物。

根据GB/T2449．2—2015《工业硫磺第2部分:液体产品》的要求，液硫中硫化氢(H2S)和多硫化氢(H2Sx)的质量分数(以H2S计)须低于15μg/g。

基于此，所有硫磺回收装置均设置有液硫脱气系统。

不同工艺包采用的脱气方案不同，原理都是使H2Sx分解为H2S，再进一步氧化为单质硫。

通常采用空气作为脱气介质，空气中的氧气可以使H2S氧化为硫。

液硫脱气设备的腐蚀非常复杂，一方面，液硫本身具有腐蚀性，液硫中的H2S、氧气及水等介质对腐蚀影响也很大;另一方面，不同工艺包采用的脱气方案有所不同，设备选用材料不同，腐蚀机理和腐蚀严重程度也会有所区别。

关键词：硫磺回收装置；腐蚀问题引言引起硫磺回收设备腐蚀的原因有许多，比如化学物质、电化学物质以及环境因素等，虽然现代硫磺回收设备在生产和设计时加入了一定的防护技术，但是在各种因素的影响之下，无可避免的遭遇到各种腐蚀的情况。

随着硫磺回收设备的应用越来越广泛，解决其腐蚀问题是保证设备质量、延长设备使用寿命的重要举措。

所以企业要积极的采取防护措施才能保障企业的经济利益，维持硫磺回收设备的正常使用。

1H2S腐蚀1.1H2S泄漏危害H2S侵入人体的主要途径是鼻腔、口腔，经人体黏膜吸收比经皮肤吸收中毒更快，短时间内意外接触高浓度H2S会导致电击式死亡。

H2S对黏膜的局部刺激作用是由接触湿润黏膜后形成的硫化钠以及本身的酸性所引起的，人的中枢神经对缺氧最敏感，吸入H2S后首先受到损害的就是中枢神经。

1.2典型案例硫磺回收装置克劳斯单元处理来自酸性水汽提和溶剂再生单元的高浓度H2S酸性气，在湿H2S环境下要高度重视管道和设备的材料选择、焊材选择和焊缝处理。

(1)H2S案例一:根据报道，某炼油厂渣油加氢装置酸性气体脱硫系统胺液再生塔塔顶空冷器原设计出口管道规格为89mm×5mm，采用20号无缝钢管，1990年装置投产后多次发生腐蚀穿孔泄漏。

液化气脱硫装置的腐蚀泄漏与防护引言：液化气脱硫装置是工业生产中常用的设备之一，它能够去除液化气中的硫化氢等有害物质，保证工作环境的安全与卫生。

然而，在使用过程中，液化气脱硫装置容易出现腐蚀泄漏问题，给生产安全带来了一定的威胁。

本文将就液化气脱硫装置的腐蚀泄漏原因和防护措施进行探讨，以提高大家对液化气脱硫装置的认识，减少腐蚀泄漏事故的发生。

一、腐蚀泄漏的原因液化气脱硫装置在使用中容易出现腐蚀泄漏问题，这主要与以下几个方面有关：1.化学腐蚀：液化气脱硫装置内常用的介质是酸性或碱性溶液，这些溶液在长时间的作用下会导致设备及管道的腐蚀，进而引发泄漏。

例如，在脱硫过程中常用的脱硫剂硫化钠具有强腐蚀性，容易导致设备泄漏。

2.金属材料的选择：液化气脱硫装置中使用的金属材料质量及其选用范围，也是腐蚀泄漏的关键因素。

如果选用的材料不符合工作环境的要求，就会出现腐蚀、磨损等问题，导致泄漏。

3.施工质量问题：液化气脱硫装置的施工质量是腐蚀泄漏出现的另一个重要原因。

如果施工过程中存在焊接不牢固、管道连接不紧密等问题，都有可能导致设备泄漏。

二、腐蚀泄漏的防护措施针对液化气脱硫装置的腐蚀泄漏问题，可以采取以下措施进行防护：1.合理选用材料：在设计和制造液化气脱硫装置时，需要根据工作环境的要求，合理选用抗腐蚀性能较好的金属材料。

如不锈钢、耐腐蚀合金等。

同时，还可以采用涂层材料对设备进行保护，提高材料的抗腐蚀能力。

2.定期检测：液化气脱硫装置在使用过程中，需要定期进行检测，及时发现设备的腐蚀、磨损等问题，以便采取相应的维护措施。

例如，可以通过无损检测技术对设备进行检测，及时发现设备的缺陷。

3.设备维护：液化气脱硫装置在使用过程中，还需要进行定期的保养和维护工作。

例如，及时更换老化、磨损的零部件和密封件，清洗设备内部的杂质，确保设备的正常运行。

4.加强安全教育培训：在使用液化气脱硫装置时，需要对操作人员进行安全教育培训，提高其对设备的操作和维护意识。