天然气净化厂处理的是高含硫天然气, 原料气体H2S含量14.14% (v) , CO2含量8.63% (v) , 有机硫含量340.6mg/m3, 大部分设备介质中均含有H2S和有机硫介质, 总硫含量大致在0.01%~60.55%之间, 而且水汽共存, 主要的腐蚀介质是溶于水的H2S、CO2介质、胺液及其降解产物, 这些腐蚀介质对材料造成不同类型、不同程度的腐蚀, 组合在一起对材料的腐蚀具有催化加速作用, 造成净化厂部分设备、管线腐蚀严重。
天然气净化厂净化装置采用MDEA法脱硫、TEG法脱水、直流克劳斯及二级催化转化法硫磺回收、在线制氢还原吸收尾气处理、单塔低压酸水汽提的高含硫天然气净化工艺路线。工艺流程简图如图1所示。
来自上游的高含H2S天然气先进入天然气脱硫单元, 经过脱硫剂MDEA吸收后外输清洁的天然气产品。富含H2S的MDEA高温低压环境下, 再生产生的含H2S酸性气体送至硫磺回收单元, 经克劳斯炉反应后, 生成单质硫, 经过三级冷却后, 形成液态硫, 进入液硫池。
天然气净化厂末级硫冷凝器 (E-307) 由马来西亚KNM公司制造, 共有12台, 均为固定管板式换热器 (ø2500/ø3000mm, 总长17950mm) , 换热管2316根, 规格ø38.1x4.19mm, 长度7620mm, 材质为SA-179 (10#) 。
在设备运行过程中, 多次出现末级硫冷凝器腐蚀泄露情况, 造成管程液硫凝固, 堵塞管束, 严重影响到生产装置的正常运行。
122-E-307泄漏次数最多, 通过宏观检查、内窥镜检查、管板、管束腐蚀产物分析, 对其进行腐蚀泄漏原因分析如下:
3.1 宏观检查。
3.2 内窥镜检查。
3.3 管板、管束腐蚀产物微观形貌分析。
3.4 X射线衍射成分分析。
此外需特别注意的是, 原设备管头焊接焊深为7mm, 现场切割发现部分管头焊接焊深仅有3mm, 焊深远达不到设计要求, 在酸性气与管板温差热应力、管头焊缝残余应力共同作用下更易引起管头应力腐蚀开裂。
针对设备存在应力腐蚀问题, 对设备换热管与管板连接结构形式进行优化, 对管板进行重新设计, 采用柔性薄管板代替原刚性管板, 用以吸收热膨胀, 减小温差应力, 避免应力腐蚀开裂。同时对ND钢 (抗硫酸碳钢) 、10#渗铝管、10#管及08Cr2AlMo钢管进行应力腐蚀及均匀腐蚀试验, 通过多次腐蚀试验, 最终确定换热管选用10#管。
天然气净化厂2012年9月、2013年3月分别对发生过泄漏的122系列、141系列末级硫冷器进行了更换, 技改设备投运后运行效果良好, 彻底解决了末级硫冷凝器频繁发生腐蚀泄露的问题。
通过对腐蚀现象及产物的分析, 设备腐蚀的主要原因是管口应力开裂, 导致有液态水进入壳程, 与硫蒸汽形成酸性腐蚀。通过现场应用证明, 对于硫磺回收单元末级硫冷凝器, 采用柔性管板代替刚性管板, 可以吸收热膨胀, 减小温差应力, 可以避免末级硫冷凝器管口应力腐蚀开裂, 减少末级硫冷凝器的进一步腐蚀。
摘要：普光气田天然气净化厂是国内首座百亿方级高含硫天然气净化工程, 是我国“十一五”重点项目--川气东送工程的核心组成部分, 建设有6套12列净化装置及配套设施, 年处理能力为120亿m3, 年产净化气95亿m3, 年产硫磺200万t。在生产运行过程中。
关键词：净化厂,硫磺,冷凝器,泄漏
[1] 刘玉法, 40kt/a硫磺回收及尾气处理装置的运行, 齐鲁石油化工, 1999年01期.
[2] 韩志华, 硫磺回收装置的腐蚀及防护措施, 化工设计, 2009年03期.
[3] 张立胜, 硫磺回收装置腐蚀原因及机理研究, 石油化工设备技术, 2011年05期.
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