1. 引言
原始天然气主要由甲烷和其他碳氢化合物组成，通常会混有二氧化碳和硫化氢等杂质。随着全球对能源需求的进一步扩大，人类对天然气的需求量也逐步提高。到2040年，全球对天然气的需求将增长60%以上。面对如此庞大的需求，各地区对于天然气的开采进一步加剧。由于未开发的天然气资源含有的二氧化碳浓度较高，这会给天然气的运输、加工带来复杂的影响[1]。
工业生产中的脱硫脱碳装置的材料主要由不锈钢与碳钢两种[2]。如表1所示，不锈钢与碳钢相比，存在Mo、V、Co等元素，且Cr含量相差较大。因此相较于碳钢更耐腐蚀，价格也更高。而大多数脱硫脱碳装置采用的是碳钢。腐蚀不仅会导致碳钢的减薄，甚至会造成发泡、穿孔等影响，对设备危害极大。
Table 1. Weight percent of each chemical composition in 304L stainless steel and Q235 carbon steel
表1. 304L不锈钢与Q235碳钢中各化学组成的重量百分比
编号 |
C |
Si |
Mn |
P |
S |
Cr |
Ni |
Cu |
Mo |
V |
Co |
YSBS41306a-2015 |
0.032 |
0.396 |
0.706 |
0.041 |
0.0178 |
18.14 |
8.16 |
0.23 |
0.4 |
0.071 |
0.21 |
YJZ2002L |
0.186 |
0.237 |
0.531 |
0.016 |
0.02 |
0.021 |
0.013 |
0.013 |
— |
— |
— |
近些年来，随着脱硫脱碳工艺不断发展，多种脱硫脱碳工艺已经成熟，处理后的天然气已经能够达到使用指标，部分方法见表2。
Table 2. Common desulfurization and decarburization processes
表2. 常见脱硫脱碳工艺
分类依据 |
具体方法 |
依据原理 |
按脱除过程 |
湿法工艺 |
通过吸收剂以及溶液来完成脱硫以及脱碳 |
的物态特征 |
干法工艺 |
通过借助于固体作为吸收剂完成脱硫脱碳 |
按脱硫脱碳过程本质进行 |
化学溶剂吸收法 |
通过碱性溶液吸收酸性气体 |
按脱硫脱碳过程本质进行 |
物理溶剂吸收法 |
在高压和低温下，使用有机化合物作为溶剂，使酸气组分和水溶解在溶剂内，使酸气“甜化”并干燥 |
膜吸收法 |
主要利用膜两侧的能量差以及半渗透膜的选择性将天然气中的硫化物、碳化物以及其他组成分离 |
在工业生产中主要采用湿法脱碳。有机胺液是目前应用较为普遍的脱碳溶剂，其中MEDA被广泛应用在天然气的处理上，使天然气中的酸性组分含量合乎国家标准《天然气》(GB17820-2012)的基本要求[3]，见表3。研究表明，MEDA对于酸性气体如硫化氢和二氧化碳有较为有效的吸收，CO2饱和的单胺体系中碳钢的腐蚀性顺序按以下顺序降低：MEA > AMP > DEA > PZ > MDEA。然而，MEDA并非毫无问题的溶剂，在吸收CO2一段时间后表现出了失效甚至加剧腐蚀的现象。
Table 3. Basic requirements
表3. 基本要求
项目 |
一类 |
二类 |
三类 |
高位发热量/(MJ∙m−3) |
≥ 36.0 |
≥ 31.4 |
≥ 31.4 |
总硫/(mg∙m−3) |
≤ 60 |
≤ 200 |
≤ 350 |
硫化氢/(mg∙m−3) |
≤ 6 |
≤ 20 |
≤ 350 |
二氧化碳/% |
≤ 2.0 |
≤ 3.0 |
- |
水露点 |
在交接点对应压力下，水露点应比输送最低环境温度低5℃左右 |
由于造成CO2吸收塔腐蚀的因素复杂，该企业脱碳装置腐蚀的因素尚未明确。本文将在上述研究的基础上利用红外光谱、气质联用定性分析、酸度分析及X荧光分析等方法对吸收液进行测试，确定造成腐蚀的原因，为预防设备腐蚀打下基础。
2. 工艺流程简介及分析方法
2.1. 工艺流程简介
自变换工段来的变换气(70,365 Nm3/h, 40˚C, 1.5 MPa)经变换分离器分离水分和杂质后进入吸收塔下部，在塔内与贫液、半贫液充分接触除去变换器中的大部分CO2和H2S。净化气经塔顶导出后进入冷却器冷却，再经净化气分离器分离夹带水分和MDEA溶液后进入深度净化工段。分离液相由底部流出进入地下槽。分离后的MDEA溶液经减压后进入常解汽提塔上段，富液经过降压及与下部上升的热气体传质传热后，释放出大部分的CO2和H2S，释放气体后的溶液由常解汽提塔上端底部流出，如图1所示。流出后溶液一路通过半贫液泵送入吸收塔中部作为半贫液，一路经过溶液泵后与经煮沸过的贫液换热，初步加热后回到常解汽提塔下段，再由煮沸器通过加热将液相中大部分的CO2和H2S释放出来。由塔底导出的贫液与半贫液换热后经贫液冷却器降温后，由贫液泵送至吸收塔顶部作为贫液。塔上部释放的CO2和H2S与下部经塔内气帽和填料层释放的气体，由塔顶流出后进入再生气冷却器冷区降温，进入再生分离器后进入脱硫工段。其中，表4为脱碳装置工艺参数。
Table 4. Parameters related to the decarburization unit
表4. 脱碳装置相关参数
运行压力 |
吸收塔 运行温度 |
贫液循环量 |
半贫液循环量 |
吸收塔出口CO2 |
吸收塔总硫 |
吸收塔 入口流量 |
吸收塔 压差 |
MDEA溶液损耗 |
1.6 MPa |
90˚C |
220 Nm3/h |
1100 Nm3/h |
<500 ppm |
<0.1 ppm |
70,000 Nm3/h |
10 KPa |
80 Kg/天 |
Figure 1. Company process flow chart
图1. 企业工艺流程图
2.2. 材料与试剂
MDEA原液，系统内MDEA溶液，腐蚀处渣质，中低合金钢YJZ2002L，校准标样钢YSBS41306a-2015。
2.3. 实验设备与分析仪器
T27-Hyperion-Vector22型傅里叶显微红外(德国布鲁克(Bruker)股份公司)、GC-MS QP2020型气质联用仪(日本岛津-GL (上海)商贸有限公司)、PB-10酸度计(pH计) (德国赛多利斯科学仪器(北京)有限公司)、AXIOS-MAX型X射线荧光光谱仪、胶头滴管(北京科普佳化学试剂公司)。
3. 分析方法与检测
3.1. 外观分析
将适量样品溶液加入500 ml容量瓶中，然后用玻璃棒将样品溶液搅拌均匀，静置后待溶液相对稳定。观察其颜色并且对比，通过对各样品溶液的颜色对比，分析是否有新物质生成等信息。
Figure 2. Sample pictures from left to right of the MDEA stock solution, the system MDEA solution, the corrosion slag
图2. 现场的吸收塔填料及塔内件腐蚀照片
如图2样品图片，从左到右为MDEA原液、系统内MDEA溶液、腐蚀处渣质根据颜色观察：MDEA原液呈现透明状态，系统内胺液呈红褐色接近黑色，可以初步判断系统内胺液发生降解，降解产物腐蚀装置，导致溶液中铁离子浓度增加，MDEA溶液与二氧化硫反应生成硫化物，铁离子与硫化物反应，产生FeS黑色沉淀，因此，初步判断是胺液降解和酸性气体H2S导致腐蚀。同样，腐蚀处渣质呈现黑色，可以推测其主要成分为FeS。
3.2. 红外光谱检测
红外光谱是物质定性的一种重要方法之一，它的解析能够提供许多关于官能团的消息，可以帮助确定部分乃至全部分子类型及结构，其定性分析有特征性高，分析时间短，需要的试样量少，不破坏试样，测定方便等优点。本文采用傅里叶红外光谱仪对MDEA原液和系统内MDEA溶液进行红外分析，制备样品采用薄膜法。化合物浓度、官能团相互作用、官能团所处的位置都可以影响峰的宽度、尖度、形状和出峰位置。但是，峰的高度只与样品浓度有关。由于许多官能团的吸收带对红外光谱的贡献又宽又广，很容易在某位置产生叠加，因而需要使用计算机技术对样品的红外光谱曲线进行分解，进而计算吸收峰的强度，根据官能团在该波段的吸收的吸光度系数就可以获得煤样中该基团的含量，从而了解样液的性质，通过红外光谱图比较，可以确定化合物之间是否存在相互作用，是否有新物质生成等信息。
如图3、图4所示，采用傅里叶显微红外光谱对MDEA原液和系统内MDEA溶液进行分析，红色线表示MDEA原液，黑色线表示系统内MDEA溶液。图3中横坐标波数3500~3300 cm−1位置对应的是胺基N-H的特征峰，放大观察如图4所示，系统内MDEA溶液在3600~2600 cm−1，出现多种峰，表明有多种物质的基团存在。通过红外谱图可以分析得出系统内吸收剂发生降解，生成了多种降解产物，这与外观分析预判相吻合。
Figure 3. Infrared spectra of MDEA solution and MDEA solution in the system
图3. MDEA原液和系统内MDEA溶液的红外对比色谱图
Figure 4. Magnification of the infrared contrast spectrum
图4. 红外对比谱图的放大效果图
3.3. 气质联用定性分析
本文采用气质联用仪对MDEA原液和系统内MDEA溶液进行定性分析。考虑到色谱柱的升温程序和载气流量变化对气相色谱测试的结果的影响较大，经试验确定色谱柱温控程序和载气流量的变化，采取的分析条件：进样口温度：300℃，柱温：100℃，采用程序升温，升温速率为10℃/min，分流比：200。
图5和图6分别为MDEA原液和系统内MDEA溶液的气质联用分析谱图，横坐标代表保留时间，纵坐标表示强度。通过对比发现，两者都有MDEA峰和活化剂峰，区别为，保留时间在10.545 min附近及之后，系统内MDEA溶液谱图中出现了一些小峰，说明系统内MDEA溶液比MDEA原液多了一些物质，初步分析是胺液降解后的产物，为三乙醇胺、甲基乙醇胺、三甲胺、甲醇、4-甲基吗啉、l,4-二甲基派嗪、N,N-二甲基乙胺等。
Figure 5. GC/MS spectra of MDEA stocks
图5. MDEA原液的气质联用谱图
Figure 6. GC/MS chromatogram of MDEA solution in the system
图6. 系统内MDEA溶液的气质联用谱图
3.4. 酸度检测
采用电位测定法测定溶液的pH，方法为分别取适量待测溶液MDEA原液和系统内MDEA溶液于干净的烧杯中，使用酸度计测量。腐蚀处渣质为湿润的半固体，采用pH试纸测试。
测量结果为，原液pH = 12.28，用过系统内：pH = 9.47，渣质：pH = 10。说明原液吸收酸性气体CO2和H2S后，pH值下降。
3.5. 元素分析
X射线荧光光谱仪荧光的产生依据是光子和原子相互作用的过程，当原级射线的能量大于原子某一轨道电子的结合能时，就可以从中逐出一个轨道电子而出现一个空穴，这时处于较高能级的电子将依据一定的规则跃迁来填补该空穴，这一过程将使得原子的能量降低，可以自发进行，而多余的能量以特征X射线荧光的形式放射出来，这些X射线荧光的频率因为来源于样品中不同的元素种类而会有所区别，是元素的标识特征，因此称之为特征X射线荧光，可以利用这个现象做元素识别。对渣质样品进行元素分析，其具有样品制备简单、测量速度快，测量准确的特点，能分析B(5)~U(92)之间所有元素。测试样品可以是固体、粉末、液体。本文采用压片法，采用的固体粘结剂为硼酸。
Table 5. Analysis of residue elements
表5. 渣质元素分析
No |
元素 |
Conc. wt% |
No |
元素 |
Conc. wt% |
1 |
O |
43.93959 |
8 |
Si |
0.15495 |
2 |
Fe |
32.01843 |
9 |
Ni |
0.12190 |
3 |
S |
18.44923 |
10 |
Mo |
0.10641 |
4 |
Cr |
4.01870 |
11 |
Cu |
0.06572 |
5 |
Na |
0.38411 |
12 |
Ti |
0.02853 |
6 |
Mn |
0.31030 |
13 |
Sr |
0.02575 |
7 |
Ca |
0.30108 |
14 |
Zn |
0.02314 |
分析结果见上表5。
根据元素分析结果计算可知：
S的mole% = 18.44923/32 = 57.65%，Fe的mole% = 32.01843/56 = 57.18%，因此Fe和S的摩尔比=1:1，这与之前所描述的一致，若胺液颜色显示为黑色，则系统中产生大量的硫化亚铁(FeS)。
3.6. 工况条件分析
实际进气量：75,000 Nm3/h，含硫量小于180 ppm/Nm3；解析塔出气量：20,000 Nm3/h，含硫量500 ppm/Nm3；
吸收塔出气量：55,000 Nm3/h，含硫量小于0.1 ppm。
根据质量守恒：进塔的硫含量 = 出塔的硫含量；
进塔硫含量 = 75,000 Nm3/h * 180 ppm/Nm3 * 32/22.4 = 19.3 Kg/h；
出塔硫含量 = 20,000 Nm3/h * 500 ppm/Nm3 * 32/22.4 = 14.3 Kg/h。
因此，会有大约5 kg/h的硫残留在系统内，这部分硫元素即与溶液中铁离子生成FeS。
4. 腐蚀机理分析
4.1. 飞灰固体颗粒沉积物的影响
Figure 7. average maximum local depth of immersion time measured under sediment free and site sludge sediments
图7. 在无沉积物和现场污泥沉积物下测量的浸没时间的平均最大局部深度
尽管吸收塔中二氧化碳、硫化氢进行了脱硫、脱硫后进入净化系统，但烟气中还会存在飞灰、炭黑等固体颗粒物杂质进入有机胺液系统。根据设备停机检查结果：烟道气入吸收塔的管道处沉积严重。气质联用定性分析实验结果表明，烟气管道处沉积有较大量的铁及Ca的化合物。在系统的高温、氧气条件下加快胺液的污染、变质。进而引起系统胺液的变质。根据现场的吸收塔填料及塔内件腐蚀照片显示，其飞灰大部分呈球状，表面光滑，微孔较小。部分颗粒因熔融时粘连，表面粗糙、棱角多呈蜂窝状组合粒子。
根据渣质元素分析和气质联用定性分析显示，渣质中含有硅元素为0.552%，碳元素含量为0.186%，灰分含量极高。故灰分中高熔点硬质颗粒会加剧吸收塔表面飞灰冲蚀磨损，过热器吸收塔对流受热面在上述工况下，极易遭受高温冲蚀、氧化和高温腐蚀。吸收塔受到煤粉燃烧尾气夹带飞灰的长期冲蚀磨损，容易发生管壁减薄而引发爆管。根据飞灰对吸收塔表面腐蚀的攻角为0~90度的所有角度，设计测定随着飞灰质量分数的增加，均匀腐蚀的趋势降低，粉煤灰增强复合材料的一般腐蚀参数是从相应极化曲线区域中提取出来的[1]。由于将粉煤灰颗粒结合到吸收塔表面基质中将削弱现有的微量钙相的耦合，并在增强物和基质之间产生新的微弱小气流耦合物。随后电偶的弱点是由于粉煤灰的电阻率增强，这将阻碍电子通过电阻增强阴极区域传输，大量的粉煤灰在基质中阻碍扩散，增加了成核时间，因此将产生更多的核，这将导致吸收塔材料中初级晶枝的显著细化。伴随着晶界数量的增加，腐蚀渗透深度的减少，如图7，这种精细结构可产生较高的耐腐蚀性，故减少气流耦合物将成为抗腐蚀的一个办法。
4.2. 煤气化合成气粉尘的垢下腐蚀
在实践中备受关注的腐蚀问题是在近水平位置的净化天然气吸收塔尖端的严重内部腐蚀，在某些情况下，严重的金属损失威胁吸收塔的完整性，注意此时内部压力可能在800兆帕斯卡左右，这种腐蚀被称为垢下腐蚀。早在1997年，联合工业项目调查了北海的23个在制品，其中9个由于垢下腐蚀而失效，尽管典型的设计使用寿命为20~25年，但其中一些吸收塔仅使用了4~15年，其他失败案例也有报道。采用傅里叶显微红外光谱对MDEA原液和系统内MDEA溶液进行分析，红色线表示MDEA原液，黑色线表示系统内MDEA溶液。图3中横坐标波数3500~3300 cm−1位置对应的是胺基N-H的特征峰，放大观察如图4所示，系统内MDEA溶液在3600~2600 cm−1出现多种峰，表明有多种物质的基团存在。
Figure 8. SEM micrographs of sedimentary particles [4]
图8. 沉积颗粒的SEM显微照片[4]
酸度检测显示，原液pH = 12.28，用过系统内：pH = 9.47，渣质：pH = 10。说明原液吸收酸性气体CO2和H2S后，pH值下降。根据我们调查研究，得出如下结果：窜流腐蚀与天然气脱硫脱销中的气粉尘有关，即所谓的“欠沉积腐蚀”[4]，是由于吸收塔碎屑(包括腐蚀产物)在低水速或者停滞的条件下(在维护或者更新工作期间)沉积造成的(如图8)是导致垢下腐蚀的关键因素。外观分析显示，液相试片表面黑色物质较少且疏松、结合不牢，去掉黑色物质后的蚀坑较浅或腐蚀较轻。工况条件分析结果显示，实际进气含硫量小于180 ppm/Nm3；解析塔出气含硫量500 ppm/Nm3，会有大约5 kg/h的硫残留在系统内，这部分硫元素即与溶液中铁离子生成FeS。据试验的介质条件，形成的腐蚀产物主要应是多硫化铁、碳酸亚铁和氧化铁，测定产物的物质结构溶液中二氧化碳主要以碳酸氢根离子的形式存在，与金属表面的Fe反应生成结合力强的碳酸氢亚铁膜，并伴随体积收缩转变成结合力较强的碳酸亚铁膜，硫化氢在溶液中主要以离子存在，与碳酸亚铁置换，生成了难溶于水的多硫化铁部分，多硫化铁漂离金属表面，部分吸附在金属表面，吸附在金属表面的多硫化铁产物影响了离子的迁移，使腐蚀速度降低，这气相腐蚀是以垢下局部腐蚀为主，其以多硫化铁产物为大阴极，促进了局部腐蚀，在形态上表现为多硫化铁产物堆积下的浅宽型坑蚀。这可能是因为由液滴产生腐蚀生成的不溶性多硫化铁产物，不像液相区的产物，能脱离金属漂离而去，而只能留在金属本体上，形成了更多的大阴极，使局部腐蚀加速。
4.3. MDEA和活化降解产生热稳盐引起的腐蚀
MDEA是从天然气中去除CO2的基准胺，第一种用于组合酸性气体去除和脱水的系统由MDEA和三甘醇组成。热稳定盐主要来自于原料气携带的无机盐和胺液的降解变质产物。高温和氧气是导致胺液降解的最主要原因；热稳定盐的不断积累造成胺液损失、发泡，有效浓度及pH值降低，加剧胺液的腐蚀性。胺液的腐蚀性随热稳定盐离子含量的升高而增加，红外光谱检测显示，其中草酸盐的腐蚀性最强，其次为甲酸盐和丙二酸盐；由于草酸、甲酸能与碳钢表面形成铁的螯合物，从而破坏腐蚀产物膜对金属基体的保护性，使金属基体进一步腐蚀。
气质联用定性分析对比发现，MDEA原液和系统内MDEA溶液都有MDEA峰和活化剂峰，区别为，保留时间在10.545 min附近及之后，系统内MDEA溶液谱图中出现了一些小峰，说明系统内MDEA溶液比MDEA原液多了一些物质，初步分析是胺液降解后的产物，为三乙醇胺、甲基乙醇胺、三甲胺、甲醇、4-甲基吗啉、l,4-二甲基派嗪、N,N-二甲基乙胺等。MDEA的氧化降解会生成一种具有较强腐蚀性的氨基酸N，N-二羟乙基甘氨酸(Bicine)，其生成机理如下：
MDEA生成各种有机羧酸的氧化降解过程见式(2)至式(6)。
X射线荧光光谱分析结果显示，通过测定各元素的含量，吸收后产生新的元素产生，且除C、O外其他元素的浓度保持不变，那么系统内MDEA发生分解，渣质是MDEA降解后生成的新物质引起的。由于胺主要与CO2和O2以及NOx和SOx的不可逆副反应，胺稳定性降低。这些反应会在气体处理过程中产生各种问题，例如溶剂损失，危险挥发性化合物或副产物的形成，溶剂粘度增加，起泡，结垢和腐蚀。气质联用定性分析显示，原液与系统内样液所对应的峰不一致，MDEA发生降解，系统内样液发生降解。当无机和有机盐共存于MDEA/H2S/CO2溶液中时，MDEA溶液中的总浓度将急剧增加。CH3有机盐中的COONa被电离成Na+和CH3COO−，CH3COO−进一步水解成CH3COOH和OH−。然而，溶液中带正电的Na+离子含量很高(Na+: 5429 ppm)，过量的Na+离子会包围OH−离子，从而降低OH−和H+离子之间的结合机会并抑制
HCO−3 和HS−离子的电离，机理见图9。
Figure 9. schematic diagram of corrosion mechanism of stainless steel in MDEA/H2S/CO2 solution [5]
图9. MDEA/H2S/CO2溶液中不锈钢的腐蚀机理示意图[5]
吸收塔中除了对天然气进行脱碳的净化处理，溶剂常常也和吸收塔系统中存在的其他酸发生反应，然而在气相环境中，挥发的酸是不能回收的，导致其中的MDEA也不能完全再生，这种留在吸收塔溶剂中的烷基有机胺盐称为热稳盐(HSS)，他们有些是从有机烃类气体中某些组分衍生氧化来的，有些是冷却水泄露或者催化剂杂质污染的结果。天然气的脱硫脱硝装置中热稳盐的积累会使得溶剂腐蚀性增加，同时，由于热稳盐不可以通过热再生的方法回收，于是热稳盐与溶剂胺等摩尔质量反应而被固定(被质子化)下来不能有效利用，同时由于其不能与金属的兼容性，样品的表面整个覆盖着很厚的松散层，加剧处理难度。从实际来看，热稳盐对天然气净化最大的影响是腐蚀和溶剂发泡，使得难以控制操作。
5. 防控与对策
根据装置腐蚀的原因分析，建议采用两种或多种防腐措施进行联合保护；以下从控制系统中杂质含量、减少胺液降解等方面进行腐蚀的防控。
5.1. 添加缓蚀剂
吸收塔受到化学腐蚀的问题，可以通过加入缓蚀剂进行有效的处理。缓蚀剂具有成本低、操作简单、见效快、能保护整体设备、适合长期保护等特点。添加缓蚀剂的种类需根据实际工况条件和腐蚀原理进行针对性选择，从而达到较好的抑制腐蚀的作用。张钧等[6]研究了咪唑啉和季铵盐缓蚀剂在油田采出水的腐蚀环境下对P110S钢有良好的缓蚀效果，在添加浓度为200 mg∙L−1时，咪唑啉缓蚀剂的缓蚀效率可达87.23%。马晓红等[7]进行了不同常压静态缓蚀剂在“长岭–松原”输气管线模拟溶液中的缓蚀效果对比，其中DZF系列(一种嘧啶缓蚀剂)对Q235钢的缓蚀效果突出。张宇等[8]研制了一种壳寡糖衍生物缓蚀剂(BHC)，并通过实验表明其在高温、高含H2S/CO2腐蚀条件下对P110碳钢有很好的腐蚀抑制作用。油气田工艺中通常使用有机缓蚀剂，包括杂环类缓蚀剂、有机磷酸盐缓蚀剂、曼尼希碱缓蚀剂以及复合缓蚀剂等，其中咪唑啉缓蚀剂在天然气管道防腐工艺中最为常用。
5.2. 胺液的净化和再生
目前的胺液净化和再生技术都以降低胺液中热稳定盐含量为主要目标，其中以离子交换为基础，兼具脱除非离子类杂质的技术是目前胺液净化和再生的主流技术。离子交换法只需使用苛性钠溶液对离子交换树脂进行再生，即可达到循环利用，该方法能更好地解决胺液中热稳定盐问题，且成本较低。经探究，采用阴离子交换树脂对胺液中HSS杂质进行过滤脱除的分析数据如下表6所示，分析结果表明离子交换树脂脱除热稳定盐的方法明显降低了胺液中热稳定盐的含量，有助于降低胺液的腐蚀性和改善胺液的化学特性。
Table 6. Analysis data of amine solution before and after filtration through ion exchange resin
表6. 胺液经离子交换树脂过滤前、后分析数据
测试项目 |
过滤前 |
过滤后 |
测试依据 |
热稳定性盐含量，% |
5.68 |
0.84 |
离子交换 |
胺浓度，% |
40.12 |
42.45 |
容量法 |
pH |
9.25 |
9.76 |
— |
发泡高度/cm |
3 |
1.8 |
SY-T 6538-2002 |
消泡时间/s |
5 |
2.8 |
悬浮物/(mg∙L-1) |
31 |
未检出 |
GB/T 11901-1989 |
该方法中以AmiPur系统应用较多[9]，AmiPur胺净化通过阴离子交换树脂去除热稳定性盐，并回收胺，装置如图10所示，在林霄红等的研究中AmiPur胺净化设施能够明显降低腐蚀速率和降低胺液的发泡趋势。
Figure 10. AmiPur system flow chart
图10. AmiPur系统流程图
6. 结论
(1) 通过对脱碳装置中胺液的现场采集，确定了长期使用的胺液表现为黑色的成因、胺液分解的产物成分，为开展胺液失效原因及腐蚀机理奠定了基础。
(2) 通过开展对胺液成分分析的一系列实验，逐步确定了造成该企业脱碳装置腐蚀的原因及机理，主要有以下几个方面：飞灰固体颗粒沉积物的腐蚀，煤气化合成气粉尘的垢下腐蚀，MDEA和活化降解引起的腐蚀，热稳盐浓度过高加剧腐蚀。
(3) 通过对胺液失效的产物与腐蚀机理的研究，为该企业脱碳装置腐蚀防控提出了相应对策，今后关于加强生产参数对腐蚀的影响极为重要，有针对性地调整和改进相关防腐蚀措施，以免造成不必要的投资和成本浪费。
基金项目
湖北三峡实验室创新基金：SC231002。
NOTES
*第一作者&通讯作者。