引言

    液化气主要产自油田和炼化企业，具有污染少、热值高、易于运输、存储简单等特点，所以被广泛用于民用、商业服务、工业生产等领域。表1为2015—2021年全球液化气供应量及预测数据。从表中可以看出，近年来，全球LPG产量不断提高，年增长率均在2%以上。此外，国内近6年液化气消费量和产量年均复合增长率分别达到了15.69%和9.95%。2016年，我国液化气产量为3503.9万吨，同比增长19.41%，液化气已经成为我国能源结构中重要的组成部分。

表1  2015—2021年全球液化气供应量及预测

    液化气是原油催化裂解和热裂解的副产物，故原油中含有的H2S、SO2等硫化物会随炼制过程进入液化气中。硫化物会导致后续生产过程中催化剂的中毒失活，会腐蚀管道和设备，还会影响产品的质量。含硫液化气作燃料使用时，会对周围环境造成严重污染。近年来，随着全球轻质低硫原油储量日益减少，国内炼厂原料重质化、高硫化趋势明显，因此液化气脱硫具有极强的现实意义。

    目前液化气脱硫（主要是H2S）的方法有湿法脱硫和干法脱硫，工业上主要采用的是湿法脱硫，其中又以醇胺法使用最多。醇胺法即以胺液作为脱硫剂，通过胺液与H2S发生化学反应达到脱硫效果。常用脱硫剂有单乙醇胺（MEA）、二异丙醇胺（DIPA）和N-甲基二乙醇胺（MDEA）等，其中MDEA在液化气脱硫中应用最为广泛。醇胺法脱除H2S的主要反应为

    其中RNH2代表醇胺。

    反应（1）和反应（2）均为可逆放热反应。降温、加压有利于反应向右进行，生成硫化物和酸式硫化物，此为H2S的吸收反应；升温、减压有利于反应向左进行，生成的胺的硫化物分解，释放出H2S，此为胺液的再生过程。

    通过上述两反应即实现了H2S的吸收与胺液的再生，而且净化效果好、能耗低，所以醇胺法已成为液化气脱硫的主要方法。但据近年来报道，由于脱硫装置多为碳钢材质，所以液化气中的H2S带来了严重的腐蚀问题。腐蚀不仅会导致设备、管道的减薄、穿孔，甚至会造成物料的泄漏，装置非计划停车，严重影响生产的正常运行，而且腐蚀产物会引起脱硫剂发泡和降解，使脱硫剂损耗增加，工艺能耗增加。

    李峰等对醇胺法脱硫装置的腐蚀行为进行了较为全面的研究，再生塔、重沸器、贫富液换热器及高温富液管线都是腐蚀比较严重的部位，其中再生塔是脱硫装置中腐蚀最严重的设备。

    胜利炼油厂加氢装置酸性气体脱硫系统胺液再生塔顶空冷器出口管线发生严重腐蚀，半年之内该段管线先后共发生13起腐蚀泄漏事故。对旧管线切割测量后发现：其中三个弯头（f108 mm×6 mm）的外弧顶部位已被腐蚀穿孔，形成拳头般大小的孔洞，两个弯头外弧顶部位减薄到不足1 mm。分析后得出，管线腐蚀的根本原因是加氢反应生成大量H2S，与再生塔内的水蒸气形成了H2S-NH3-H2O-CO2的腐蚀环境，此外流体冲刷、溶解氧也是腐蚀发生的重要原因。

    Zhang等将阵列电极技术与CFD相结合，确定了管道弯头腐蚀行为与流体流动的关系。结果表明，腐蚀速率分布与管内流速和剪切应力分布基本一致，最大腐蚀速率出现在弯头最内侧，最小腐蚀速率出现在弯头的最外侧。

    Zeng等自主设计搭建了弯头冲刷腐蚀实验装置。使用失重法测量总腐蚀速率，使用阵列电极技术测量弯头不同位置的纯腐蚀速率、纯冲刷速率、冲刷对腐蚀的促进速率和腐蚀对冲刷的促进速率。通过对各部分腐蚀速率量化，确定了弯头不同位置冲刷腐蚀的主导因素，并揭示了造成这种差异的内在原因。

    综上，目前已有许多关于脱硫装置腐蚀问题的报道，也都提出了针对特定工况下的防腐蚀建议，但多数研究都仅从化学角度入手研究，未涉及腐蚀的物理规律。对失效弯头，本文将基于宏观、微观两个视角，从物理（减薄规律、孔径分布）、化学（XRD、EDS）两个角度入手，探析弯头的腐蚀失效机制。

    结  论

    （1）整个弯头均受到不同程度的腐蚀，局部呈蜂窝状腐蚀形貌。对腐蚀严重区域进行孔径和壁厚测量后发现：沿流动方向，孔径呈梯形分布，完全破坏区孔径为无穷大；壁厚逐渐减薄，完全破坏区壁厚为零。

    （2）腐蚀产物中主要含有Fe、C、S和O这4种元素，由XRD确定腐蚀产物以FeS2和FeS为主。

    （3）弯头腐蚀失效原因主要是H2S造成的电化学腐蚀、冲刷腐蚀以及热稳态盐造成的腐蚀，彼此相互促进，最终导致弯头腐蚀失效。

    1弯头失效分析

 图1  弯头补焊照片

  图2  弯头实物图照片

图3  脱硫工艺流程及失效位置

表2  原料气组成

表3  胺液的部分参数

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