API 945(RP)(2003)避免胺法脱硫装置的开裂

PAGEPAGE22避免胺法脱硫装置的开裂API推荐性规范945第三版，2003年6月声明目录I范围2参考文献2.1参考出版物2.2参考标准和规范2.3其他标准和规范2.43定义4背景4.1胺处理装置4.2胺处理装置存在的主要问题5建造材料和制造新设备指导5.1建造材料5.2制造6现有设备的检测与维修6.1概述6.2检测材料6.3应当进行检验的设备和管道6.4检测方法6.5设备消缺6.6无损伤设备的焊后热处理附录A开裂机理附录B设备防腐应当考虑的问题附录C有关胺处理装置开裂问题新信息提供的要求图胺处理装置的典型流程图A-1焊缝热影响区的硫化物应力腐蚀开裂A-2碳钢法兰内表面的氢鼓泡A-3碳钢的阶梯状氢致开裂（HIC）A-4应力导向氢致开裂A-5临近焊缝部位的碱应力腐蚀开裂A-6MEA装置中管道焊缝的碱应力腐蚀开裂A-7DEA装置中的弯头部位的碱应力腐蚀开裂A-8DEA环境中的碱穿晶应力腐蚀开裂范围本推荐性规范主要探讨了胺处理装置的碳钢设备的环境开裂问题。胺处理装置中不锈钢的应力腐蚀开裂不在本规范的范围，尽管胺处理装置中的不锈钢应力腐蚀开裂也有些独立的报道。本推荐性规范目的是用来提出碳钢材料，包括建造、检测和维修，方面的指导，以确保装置安全可靠的运行。本规范中的钢采用的是ASTM或其他标准规范中与其等效的钢材。焊接是胺处理设备主要的建造和连接方式。关于焊缝和焊肉的定义见3.1and3.2。本文是建立在当前的一些工程实践基础上，并参考了近来的一些工业经验。老的胺处理装置可能不能完全遵照本规范中的要求，这并不意味着这些装置不安全或不可靠。没有两个胺处理装置是完全一样的，对特定设备需要进行的调整取决于其运行条件、检测和维护历史。每一家公司都要对自己装置的安全性和可靠性负责。参考文献2.1参考出版物下面是本规范的参考文献。1.H.W.Schmidtetal.,“StressCorrosionCrackinginAlkalineSolutions”，Corrosion,1951,Volume7,No.9,p.295.2.G.LGarwood,“WhattoDoAboutAmineStressCorrosion”,OilandGasJournal,July27,1953,Volume52,p.334.3.PG.Hughes,“StressCorrosionCrackinginanMBAUnit”,Proceedingsofthe1982U.K.NationalCorrosionConference,InstituteofCorrosionScienceandTechnology,Birmingham,I3ngland,1982,p.87.4.H.l.MeHenryetal.,“FailureAnalysisofanAmineAbsorberPressureVessel,”MaterialsPerformance,1987.Volume26,No.8,p.18.5.J.GutzeitandIM.Johnson,“StressCorrosionCrackingofCarbonSteelWeldsinAmineService”,MaterialsPerformance,1986,Volume25,No.7,p.18.6.J.P.Richertetal.,“StressCorrosionCrackingofCarbonSteelinAmineSystems”,MaterialsPerformance,1988,Volume27,No.l,p.9.7.A.J.Bagdasanianetal.,“StressCorrosionCrackingofCarbonSteelinDEAandADIPSolutions”,MaterialsPerformance,1991,Volume30,No.5,p.63.8.R.J.Horvath,GroupCommitteeT-8Minutes,Sec.5.l0——AmineUnits,FallCommitteeWeekI93,September29,1993.NACEInternational.9.R.N.ParkinsandZ.A.Foroulis,“TheStressCorrosionCrackingofMildSteelinMonoethanolamineSolutions¡±(Paper188),Cor,vsion/87,NACETnternational,Houston,1987.10.H.U.Schutt,“NewAspectsofStressCorrosionCrackinginMonethanolamineSolutions”(Paper159),Cormsion/88,NACEInternational,Houston,1988.11.M.S.Cayard,R.D.Kane,L.KaleyandM.Prager,“ResearchReportonCharacterizationandMonitoringofCrackinginWetH2SService”,APIPublication939,AmericanPetroleumInstitute,Washington,D.C.,October1994.12.T.G.Gooch,“HardnessandStressCorrosionCrackingofFernticSteel”,WeldingInstituteResearchBulletin.1982,Volume23,No.8，p.241.13.C.S.CarterandM.V.Hyatt,ReviewofStressComasionCrackinginLowAlloySteelswithYieldStrengthsBelow150KST,¡±Sfr¡¯cwCortnsionCrackingandHydrogenEmbrittlementofIronBaseAlloys.NACEInternational,Houston,1977,p.524.2.2参考标准和规范下面给出了本推荐性规范直接参考的标准和规范（文中没有标出）。这些标准和规范都会定期更新，发布新版本，在采用本规范时应当参考这些标准规范的最新版本。APIAPI510压力容器检验规程：维护、检验、定级、维修和更换API570管道检验规程：检测、维修、更换和在役管道的定级APIRP572压力容器的检验APIRP574管道系统的检验APIRP579合乎使用性评估（适应性评估）APIRP580基于风险的检验APIRP582石油、天然气和化工行业焊接导则APIPubl2217A石油化工行业空间受限场所作业指导NACERP0472腐蚀性炼油环境中防止碳钢焊缝环境诱导开裂的方法与控制措施NACENo.2金属出白喷砂处理SSPC-SP102.3其他标准和规范下面给出了本推荐性规范没有直接参考的标准和规范。建议读者去熟悉一下这些规范和标准，因为这些规范和标准提供了与本推荐性规范相关的一些信息。这些标准和规范都会定期更新，发布新版本，在采用本规范时应当参考这些标准规范的最新版本。ASMEB31.3工艺管道锅炉及压力容器规范，第VIII分册：“压力容器建造规则”，第IX分册：“焊接和钎焊评定标准”ASTME10金属材料布氏硬度测试方法NACEMR0103腐蚀性炼油环境中的耐硫化物应力腐蚀开裂材料TM0177耐环境诱导开裂材料的实验室测试方法管线和压力容器用钢抗氢致开裂性能评估方法2.4参考资料下面给出了一些与本规范有关的文献。D.Ballard,“HowtoOperateanAminePlant”,HydrocarbonProcessing,1966,Volume45,No.4,p.137.E.M.Berlieetal.,“PreventingMEADegradation,”ChemicalEngineeringProgress,1965,Volume61,No.4,p.82.K.EButwell,“HowtoMaintainEffectiveMEASolutions”,HydrocarbonProcessing,1982,Volume61,No.3,p.108.J.C.Dingmancia].,“MinimizeCorrosioninMEAUnits”,hydrocarbonProcessing,1966,Volume45,No.9,p.285.R.A.Feaganetal.,“ExperiencewithAmineUnits”,PetroleumRefiner,1954,Volume33,No.6,p.167.R.Hafstenetal.,“APTSurveyShowsFewAmineCorrosionProblems”,PetroleumRefiner,1958,Volume37,No.11,p-281.G.D.Hall,¡°DesignandOperatingTipsforEthanolamineGasScrubbingSystems,¡±ChemicalEngineeringProgress,1983,Volume62,No.8,P.71.A.I..KohlandEC.Riesenfeld,GasPurf/Ication(4thed.),GulfPublishing,Houston,1985.N.RLiebenmann,¡°AmineAppearanceSignalsConditionofSysiem,¡±Oil&GacJor,nial,May23,1980,Volume78,p.115.A.J.MacNabandR.S.Treseder,¡°MaterialsRequirementsforaGasTreatingProcess,¡±MaterialsProtectionandPerformance,l971,Volume10,No.l,p.21.A.I.R.Rees,¡°ProblemswithPressureVesselsinSourGasService(CaseHistories),¡±MaterialsPerformance,1977,Volume16,No.7,p.29.FC.RiesenfeldandC.LBlohm,¡°CorrosionResistanceofAlloysinAmineGasTreatingSystems,¡±PetroleumRefiner,1951,Volumc30,No.lO,p.107.WR.Schmcaletal.,¡°CorrosioninAmine/SourGasTreating(¡®ontactnrs,¡±ChemicalEngineeringProgress,Maith,1978.M.K.SeubertandG.D.Wallace,¡°CorrosioninDGATreatingPlants¡±(paper159),Corrosion/85,NACEInternational,Houston,1985.定义3.1.焊缝:焊缝的焊肉部分3.2焊接接头：焊肉、焊缝热影响区和受到焊接残余应力影响的母材背景4.1胺处理装置炼油和石化工业中，炼厂气和液态烃往往含有一些酸性成分，如硫化氢和二氧化碳。在炼化企业中，通常采用高压或低压胺处理装置来去除这些炼厂气和液态烃中的酸性成分，这些胺处理装置主要是通过胺的水溶液与这些炼厂气或液态烃相接触、吸收来实现消除炼厂气或液态烃中的酸性成分。图1给出了一个典型的胺处理装置的流程图。含酸性成分的炼厂气和液态烃从气体吸收塔或液体接触器下部进入，贫胺液从气体吸收塔或液体接触器顶部进入，与炼厂气和液态烃相遇，吸收其中的酸性成分。净化后的炼厂气和液态烃从塔顶出装置。吸收了酸性成分的胺液（富胺液）进入再生塔（汽提塔），通过升温降压将酸性成分脱出，升温所需要的热量由塔底再沸器提供。脱出的酸性成分经过再生（汽提）塔顶系统去焚化炉、硫磺装置或其他处理酸气处理设施。经过再生后的贫胺液从再生器底部离开，返回吸收塔或接触器，再次用来净化含酸性成分的炼厂气和液态烃。有很多水溶性胺液法可用于含酸性成分炼厂气和液态烃的净化。最常用的胺法净化方法是一乙醇胺(MEA)水溶液、二乙醇胺(DEA)水溶液。其他胺处理方法，如甲基二乙醇胺(MDEA)、二异丙醇胺(DIPA)、二甘醇胺(DGA)法，在不同的处理工艺也都有应用。图1典型的胺处理装置工艺流程图4.2胺处理装置存在的主要问题4.2.1概述胺处理装置的问题通常是由于设计失误、选材错误、异常操作或胺液变质所造成的。这些问题可以归为两大类：环境诱导开裂和腐蚀。4.2.2环境诱导开裂胺处理装置的开裂问题主要发生在碳钢设备的高硬度区和高残余应力区，焊缝和临近焊缝的区域更为显著。采用标准便携式硬度检测仪检测硬度不高的部位也有报道发生过开裂问题。如果焊接修补部位的高硬度区或高残余应力区没有在维修过程中消除，这些部位的开裂也会导致严重的问题。有些时候，开裂还会出现在容器内部有冲击作用的母材或者容器外部附件焊接部位的背面，如人梯与设备的焊接部位的内壁。胺处理装置中的碳钢设备通常存在以下4种不同的开裂机理：a．硫化物应力开裂（SSC）；b．氢鼓泡以及与之相关的氢致开裂（HIC）；c．应力导向的情致开裂(SOHIC)；d．碱应力腐蚀开裂(ASCC)。前面三个机理主要发生在与含H2S的富胺液相接触的碳钢部件，包括吸收塔或接触器的下半部。相反的，ASCC通常出现在与贫液相接触的碳钢部件。发生开裂的部件有的存在严重的腐蚀，有的则没有发生严重腐蚀。附录A中给出了这些开裂机理的定义以及其显微照片。过去的50年中报道了很多胺处理装置的严重开裂问题。1951年NACE的5C技术实践委员会的报告中首次提到了碱液环境中碳钢设备的碱应力腐蚀开裂（ASCC）。这个报告表明149℃下含15％一乙醇胺水溶液（硫化氢和二氧化碳含量不定）的碳钢管道、再生器（汽提器）、吸收塔以及换热器的壳程和封头，在6到10年内发生了开裂现象。在该报告中推荐了对这些设备进行彻底的消除1953年，在某采用MEA的气体处理装置中报道了ASCC。开裂的必要条件包括高局部应力和特殊的腐蚀性胺液的存在。消除任何一个条件都可以防止设备的开裂。预防开裂的推荐措施包括保持再沸器温度和再生器的压力在最低的水平，使用胺液复活工艺、防止胺液接触空气以降低胺液的腐蚀性。通常，工艺变更措施不容易实现，而应力消除可有效的替代其他措施。另外一个碱应力腐蚀开裂的案例发生在20％（质量浓度）的MEA装置中没有进行应力消除处理的设备。影响的设备包括两个胺液储罐、四个吸收塔、一个富液闪蒸罐、一个贫液处理器以及大量的相关管线。裂纹主要发生在胺液温度在53℃到93℃之间的焊缝部位。裂纹为穿晶型裂纹，裂纹的表面覆盖了一层氧化物薄膜（Fe3O4）。而操作温度高达154℃的经过热处理的管道则没有出现开裂现象。尽管发生1984年美国某炼油厂的MEA吸收塔发生了严重的开裂问题。失效是由于更新壳体的焊缝热影响区所造成的高硬度部位的硫化物应力开裂引起。这个焊缝是10年前更换壳体作业的一个焊缝。1986年MEA装置中的贫液管道焊缝发生了大量泄漏现象。这些泄漏事故主要是由于碱应力腐蚀开裂所引起。泄漏主要发生在贫胺液中工作4到8年的管道焊缝。裂纹在焊接的焊缝、焊接热影响区以及与之相连的母材都有发现。通常，裂纹沿着焊缝衍生。超声波横波检测发现在其他贫液的管道焊缝上也出现了开裂现象。所有的这些管道的焊缝都没有经过焊后热处理。1985年NACE的炼油工业腐蚀委员会T-8与API材料与腐蚀分会合作，开展了胺环境开裂问题的广泛工业调查。调查的结果表明开裂问题主要发生在MEA环境中的设备和管道，发生在各种各样的设备上，温度可以低至常温。焊缝的焊后热处理被认为是最有效的预防开裂问题的方法。1991年，DEA和DIPA装置首次有报道发生应力腐蚀开裂现象，1993年DHA、DIPA和MDEA首次有报道发生应力腐蚀开裂现象。4.2.3腐蚀胺处理装置中碳钢部件的腐蚀（金属损失）并不是由于胺本身所引起。通常是由于胺液中溶解了大量的酸性气，包括H2S和碳钢。各种胺液的变质产物，包括热稳定胺盐，也会引起设备的腐蚀。胺环境中碳钢部件的开裂往往与胺液的腐蚀性有关。腐蚀反应是氢原子的来源，这些氢原子将引起氢鼓泡并导致各种开裂问题，如SSC、HIC、SOHIC，这些问题主要发生在与富胺液相接触的设备（见附录A）。与此相似的，腐蚀反应也会引起ASCC，ASCC主要发生在贫液环境中的设备。但是，很难将开裂的严重性与腐蚀的严重性定量的关联起来。然而，腐蚀控制措施可以降低氢相关开裂的可能性（有关胺处理装置腐蚀的更多信息见附录B）。材料要求和设备建造要求指导5.1建造材料在去除H2S或者至少含5％H2S的H2S、二氧化碳混合气的胺处理装置中大部分设备都采用了具有一定腐蚀裕量的碳钢进行建造。富胺液碳钢管道的环焊缝曾经出现过冲蚀－腐蚀问题（见B.3andB.6.2）。这些问题通过降低胺液流速小于1.8m/sec得到了解决。腐蚀严重的部位采用了奥氏体不锈钢。这些腐蚀严重部位主要有酸性负荷大的贫/富液部位、高流速部位、局部涡流部位、冲击部位、蒸汽闪蒸部位、两相流部位以及操作温度高于110℃的换热表面。那些从含H2S很少或不含H2S的烃中去除二氧化碳的胺处理装置中大量采用了奥氏体不锈钢。首选采用不锈钢复合板而不是完全的不锈钢建造设备，避免由于氯化物应力腐蚀开裂引起设备的穿透性破坏。在某些位置，设备完全采用不锈钢建造可用来控制那些外部氯化物应力腐蚀开裂。某些合金，如304和316钢，已经用在处理很少或没有硫化氢的再沸器管束。处理CO2的装置中也有采用钛管，但是钛管可能会出现钛材氢化现象。降低碳钢中的夹杂物、控制夹杂物的形状或者对两者都进行控制将会改善材料耐氢鼓泡、HIC和SOHIC的性能。应当对这些钢材富胺液系统和再生器塔顶系统中的适应性进行评估，特别是有氰化物存在的情况下。在某些装置中，尽管胺吸收器或接触器底部的温度很低，但在操作条件下也会发生氢损伤。在这些部位，采用杂质含量并对杂质形状进行控制的碳钢也会有助于防止氢损伤的发生。但是，应当注意的是这些钢并不是不会发生氢鼓泡和开裂，因此这些钢种的应用应当进行仔细考虑。还应当注意的是尽管连续浇注钢中的杂质含量很小，但是杂质可能会在晶间界面聚集，这将在这些位置形成高硬度区或层迭结构。在那些发生慢性开裂或氢鼓泡的部位采用奥氏体不锈钢复合板、衬里或者堆焊层是保护这些部位的一种可行的替代方法。5.2建造5.2.1概述采用一些某些建造方法也可以降低胺处理装置中碳钢设备开裂的可能性。这些方法包括控制焊缝硬度以及采用焊后热处理。应当注意母材和焊缝的成分，以确保热处理能够达到满意的目的。为了有效的控制开裂问题，必须要正确考虑这些因素。这些焊接的指导建议参见APIRP582。5.正确的控制焊接碳钢设备焊缝部位的硬度将改善设备的耐SSC性能。NACERP0472给出了防止SSC开裂的经济可行的方法，并给出了如何通过控制母材、焊缝成分以及焊接参数等，保障焊缝硬度满足工况条件的要求。按照NACERP0472，碳钢设备焊缝的硬度，包括管道，不应当超过布氏硬度200，除非业主同意采用超过这一要求的设备。然而，应当注意的是控制焊缝硬度在200以下不能保证焊缝热影响区、临时附件安装部位以及电弧冲击部位的SCC发生。因此，RP0472中给出的其他方法，包括PWHT，可以认为提高碳钢焊缝耐开裂性能的方法。在只用来处理CO2的胺处理装置中，将焊缝硬度控制在200HB以下似乎对防止焊缝的开裂没有好处。对于这些装置，业主应当根据过去的经验进行评估。正如SectionA.5中所述，控制焊缝硬度对防止ASCC的发生没有任何影响。但是，PWHT可以降低碳钢焊缝的残余应力，因此可以有效的控制ASCC的发生。5.2.3焊后热处理5.2.3.1概述焊后热处理是改善胺处理装置钟碳钢材料焊缝开裂问题的有效方法。有效的热处理方法是将部件加热到593℃~649℃，并在这个温度条件下按壁厚的25mm/小时保温一定时间，保温至少1小时。低于593℃(的焊后热处理不能有效的防止材料的开裂，因此不推荐对进行低于调查显示不正确的热处理带宽度范围会导致热处理后部件的残余应力值达到172MPa。大直径的管道残余应力更大，这是由于大直径管道内部对流很高，同时从管道内部向管道外部的热辐射也会引起管道内外壁的温差应力。下面给出了降低热处理后的残余应力，改善材料耐SSC、SOHIC和ASCC性能的指导。a．最小热处理区宽度应当按下式确定：管道公称直径最小热处理宽度19to25mm102mm38to76mm152mm102to152mm203mm≥203mmBW=4.12(Rt)0.5+50.8mm（最小203mm）这里：BW＝热处理区的宽度；R＝管道外径；t＝管道壁厚；b.对热处理带使用至少50mm厚的保温材料进行保温，并且在热处理带的宽度方向两侧最少各多出230mm。c.在法兰焊缝部位，将法兰进行整体保温，并在法兰相连的两侧管道各向外延伸230mm。d.如果可能，应当将管道两段封闭，以减小对流对热处理的影响。按5.2.3.2至5.2.3.6，与胺液相关的新碳钢设备和管道都应当进行焊后热处理。5.2.3.2MEA装置对应MEA装置，不论其操作温度，所有的碳钢设备和管道都应当进行焊后热处理。MEA装置中，各种操作温度条件下没有进行焊后热处理的碳钢设备的开裂是一个非常普遍的问题。5.2.3.3DEA装置对于DEA装置，推荐对所有工作温度高于60℃.的所有碳钢设备和管道都要进行焊后热处理。工业实践经验表明，DEA装置中没有进行焊后热处理的工作温度高于60℃的碳钢设备出现过大量的ASCC现象。然而，DEA装置中在这个温度之下的设备和管道也曾报道出现过开裂问题。在某些情况下，设备和管道在蒸汽吹扫过程中由于胺的存在发生了开裂【7】。因此，每一个业主都应当对DEA装置中操作温度低于605.2.3.4DIPA装置对应DIPA装置，不论其工作温度，所有的碳钢设备和管道都推荐采用焊后热处理。DIPA装置中，接触15~20％DIPA溶液，各种操作温度条件下没有进行焊后热处理的碳钢设备的开裂问题非常普遍【7】。这里给出的指导不适用于采用环丁砜和高浓度DIPA（通常为50％）混合液的胺处理装置，在这些装置中还没有报道过发生过任何的开裂问题。5.2.3.5MDEA装置对于MDEA装置，所有工作温度高于82℃的碳钢设备包括管道都应进行PWHT。对于介质为胺液的设备和管道，在确定是否进行PWHT时，应当考虑设备和管道的最大操作温度以及伴热和蒸汽吹扫所引起的金属温度工业实践表明MDEA装置的开裂问题较少。到目前为止，只有很少的报道说出现过开裂问题，而这些案例中，除了一例外，其他所有出现开裂问题的设备的工作温度都高于88℃5.2.3.6其他胺处理装置工业经验表明除MEA、DEA、DIPA和MDEA外其他胺处理装置开裂敏感性很低，尤其是温度低于88℃时。通常开裂敏感性随着一次胺、二次胺和三次胺的顺序降低。因此，业主必须对这些装置中的碳钢设备是否需要进行PWHT进行评估。对于每一个胺处理装置的供应商，都应当根据实验室试验、其他类似装置的实际运行经验向业主提供其装置进行PWHT指导，以满足装置对PWHT的要求。胺液中设备开裂的敏感性可以通过对实际环境中装置的仔细检查确定，与之相适应的实验室试验也有助于确定其敏感性。慢应变测试是确定胺液中材料开裂敏感性的有效方法。然而，这些试验的试验结果可能偏于保守。例如，试验表明在某些条件下材料有发生应力腐蚀开裂的倾向，而实际中则不会发生。5.2.4承插焊连接小直径承插焊连接部位可能包含一些结构不连续部位，这些部位成为应力集中部位，裂纹将会从这些部位开始。如果有承插焊连接的管道和设备推荐进行焊后热处理，这些承插焊部位也要进行焊后热处理。5.2.5螺纹连接螺纹连接中，螺纹根部可能会存在很高的应力，在胺环境中，这些高应力部位可能会成为裂纹的起始部位。胺处理装置中，对于那些为防止碳钢开裂而要求焊后热处理的设备和管道，在应用螺纹连接时应当对其适用性进行仔细的评估。现有设备的检验与维修6.1概述6.1.1综合指南本章给出了现有胺处理设备的检验与维修的指导建议。本章的目的是使得胺处理设备处于一种安全可靠的状态。本章着重给出了设备开裂的检验指导建议。具体的检验应当遵照API510和API570有关要求。胺处理装置中设备的检验应当由有资质的、经验丰富的并对所要检验的胺处理装置的建造材料和工艺条件有深入的理解的人员执行或审核。6.1.2应用虽然本章中给出的检验指导建议在实际胺处理装置检验中已经证明是有效的，但是这并不意味着这些建议是可以实现所需要的检验的唯一方式。如果新开发的检验方法和检验技术进入应用时应当对其在胺处理装置的适用性进行评估。6.1.3目的本规范为推荐性规范，因此本规范中给出的检测方法或检测建议都不是强制性的。本规范与政府法规（地方或其他）不一致的地方应当进行仔细的评估，以确定其符合政府法规的要求。那些不符合法规的部分应当遵从法规的要求。对本规范与政府法规不符的判别以及是否遵照法规要求的责任由业主自己承担。6.1.4安全进入设备前，应当确定其是否满足APIPubl2217A石油化工行业空间受限场所作业指导的要求。6.2检测周期设备检查的优先级应当考虑设备泄漏或相邻区域失效的后果、设备的操作条件（温度、压力和物料）、设备的重要性和检验维修历史。基于风险的方法可以参见APIRP580。6.2.1首检任何可疑的、没有进行焊后热处理的设备都应当进行首检，6.3中给出了这些设备的明细。高优先级的设备在下次定检时应当采用进入设备内部的湿荧光磁粉进行检测（WFMT：见6.4.1）。首先对大约20％典型焊接接头进行检验。如果在这些焊接接头发现了裂纹，那么应当加大WFMT的检验比例。如果在内部外观检查时发现了氢鼓泡，那么应当考虑在其他外观检查鼓泡不明显的区域进行超声波（纵波）检验，以确定鼓泡区域。氢鼓泡区域应当进行进一步的检测以确定是否存在HIC和SOHIC。对应在线设备可以采用外部的超声横波进行检验。如果外部检测发现设备开裂或者在过去检验中发现问题，应当对其进行评估，以确定是否对其进行其他在线检测，是否需要采用WFMT进行检验以及进行WFMT检验的时间。在任何情况下，对没有进行焊后热处理的设备进行内部首检是必不可少的。对应发生问题的设备应当检查焊后热处理设备的维修和检验记录。设备上没有进行焊后热处理的焊缝也必须进行首检。这些信息应当用来确定下次内部和/或在线开裂检验的时间。没有进行PWHT的管道也要考虑进行检验。静设备检验中列出的外检测程序，也应当适用于管道。小管道的内部检验可能是不现实的（见6.3.2）。业主必须要保证外检测能够满足设备安全生产的要求。6.2.2维修后设备的再检验在6.3中列出的设备，如果按照6.5和6.6进行维修，且没有进行PWHT，那么在下次停车时就应当考虑进行再次检验。这些设备应当按照6.4的要求进行检验，并重点检验维修部位，并对前面提出的完好材料进行点检。6.6.3中列出的设备中如果在上次检验时没有发现问题，那么就应当在一个恰当的时间进行再检验。检验周期可以根据经验、设备的重要性以及设备是否进行过PWHT确定。再检测应当包括随机选择检测区域的检测。如果装置发生了重大的工艺变更，如装置改变胺液类型、胺液组成变化、胺液流速降低或增大以及温度提高等，检验周期应当根据变化的工艺情况进行评估确定。6.3应当进行检验的设备和管道6.3.1设备胺处理装置中应当进行检验的设备有：吸收塔、存储罐、凝聚过滤器、塔器、冷凝器、冷却器、接触器、分离器、容器过滤器、闪蒸罐、换热器壳程/管箱/管束、分离罐、反应器、再沸器、复活器、再生器、洗涤器、分离器、沉降器、撇乳器、酸性气罐、蒸馏塔、气提塔、缓冲罐、净化塔、净化燃料气罐。与空冷器相关的焊接承压设备，如管箱等，在也要考虑进行检验。在维修中对泵壳进行焊接修补的部位也要进行检验，确定是否有裂纹出现。检验的部位包括纵焊缝和环焊缝及其相邻区域、人孔和接管焊缝（包括补强板的焊缝）、内件焊缝（塔板和降液板焊缝、分布器和破涡流器支撑焊缝）、焊接维修部位、与外部钢结构平台、人梯以及类似结构相对的容器内表面热影响区。合金条状衬里设备的嵌板焊缝背面及相邻区域也应当进行检验。裂纹和其他相关缺陷总是从内部开始。因此，应当将主要检测资源放在直接与胺液相接触的内表面。6.3.2管道与胺处理装置相关的没有经过焊后热处理的所有工艺管道都应当考虑开裂的检验。有时更换小直径管道可能要比对其进行检验更经济，应当对这种替换进行评估。检测的部位包括以下部位以及与这些部位相连的部位：a.承压管道焊缝；b.管托、支架或其他非承压附件的连接焊缝；c.管道上存在焊接飞溅物的部位；d.接管补强板的连接焊缝；c.任何维修焊缝；由于应力腐蚀开裂和相关的其他相关的损伤是由内部开始。因此，应当直接检测与胺液相接触的内表面。下面给出了对管道进行外检测的一些方法：a.超声波检测（见6.4.3）；b.射线检测（见6.4.4）；e.外观检查（见6.4.6）；有时需要切下相关的管段，沿轴向切开，使用WFMT对管道的内表面进行检测。6.4检测方法和检测过程6.4.1湿荧光磁粉湿荧光磁粉（WFMT）是一个非常灵敏的检测表面连接裂纹和不连续缺陷的方法。交流磁轭WFMT方法是胺处理装置压力容器内部检测的主要方法之一。有两种磁化的方法：交流磁轭和半波直流触头。交流磁轭可更为灵敏的定位表面缺陷，并会减小磁粉检测的负面影响。因此，推荐采用交流磁轭进行胺处理装置设备的检验。半波直流WFMT可以改善磁场对被检测区域的穿透性，因此半波直流WFMT除了可以检测表面缺陷外还可以检测近表面缺陷。然而，由于直流触头会引起电弧，这些电弧部位可能会在将来引起设备的开裂，因此不推荐采用直流触头进行胺处理设备的检测。进行WFMT检验时需要按照NACENo.2/SSPCSP10的要求对设备的表面进行清理至近光洁表面。可以采用压力达70MPa或者更高的高压水冲洗以及研磨剂冲刷。准备进行检测的区域通常为焊缝两侧100～150mm之间的范围。然而，检测的区域可能取决于电弧冲击部位、外部焊缝的位置以及相似结构的影响。内表面不一定都要进行清理以便检测。检测前，应当清除掉设备上残余的额研磨剂和碎片。为了区分不规则的焊缝轮廓和结构的不连续，例如焊趾部位，可能需要进行一些轻微的打磨。大量的现场经验表明对清理后的设备表面采用弹性研磨轮或柔性研磨砂纸进行磨光，可以提高湿荧光磁粉检测细微胺裂纹的有效性。磨光表面至少应当占设备表面的一定比例，尤其是那些优先检测的设备。大量现场经验表明由于动力电缆扫过的区域采用上面推荐的表面清理方法不能产生可靠的可供检测用的表面，因此不能采用这些方法对被检设备表面进行清理。金相测试表明动力电缆扫过金属表面，使得油污覆盖了金属的表面裂纹，很大程度上降低了WFMT发现裂纹的可能性。6.4.2交流ACEM是一种电磁检测技术，可用来发现并检测铁磁性材料的表面开裂的大小。这种方法可穿透涂层进行检测，而不需要过多的表面准备。这种检测方法最好作为沿着焊缝和/或热影响区快速进行检测的筛选方法，而不需要表面准备。它可用在需要WFMT的部位。ACFM检测裂纹的敏感性随着涂层和被检测表面疏松垢层厚度的增加而降低。ACFM可以可靠的检测裂纹的长度。它还可以精确的评估无分支穿透性裂纹的深度。然而，对于高度分支的、分布密集的裂纹或者斜裂纹（例如，不是完全的沿着贯串壁厚方向），这种检测方法会产生错误裂纹深度结果。ACFM数据的解释要比WFMT更为复杂。技术高超、经验丰富的检测人员对于ACFM至关重要。6.4.3超声波无论是手动还是自动超声波检测对于胺处理设备开裂的检验都是非常有用的。常用的UT检测法有超声波横波、超声波纵波以及裂尖散射法。各种超声波检测方法都可以用来探测大于3mm(0.125in.)的界面裂纹，并可给出裂纹的尺寸。超声波纵波在检测平面裂纹时非常有效，如氢鼓泡。超声波横波在检测贯串壁厚的裂纹时非常有效，如SSC、HIC、SOHIC和AS超声波检测是一种无损检测方法，因此可以方便的在设备和管道的外部进行检测。根据设备表面的温度，UT检测方法可以在线对设备进行检测。UT可以发现焊缝的不连续部位。然而，是否能有效的使用UT进行检测取决于UT检测人员的知识水平、技术能力和检测经验。缺乏经验的检验人员可能会忽略小的紧密裂纹，同时如果裂纹非常紧密或者浅也会导致超声波信号不容易识别。没有进行100％质量检测的焊缝在进行超声波检测时会发现焊缝的不连续部位。这会导致不得不评估一些小的焊接缺陷，而这些缺陷对于容器的结构完整性没有任何影响。UT是检测在役设备的有效方法。如果能充分理解超声波检测方法的局限性，采用超声波检测可以确保设备持续的安全运行而不出现花费高昂的停车。6.4.4射线检测有时也可以采用射线（RT）检测胺处理设备的裂纹。但是，除非裂纹非常大或非常严重，射线检测不是一个非常灵敏的检测方法。这并不是说不能采用射线进行检测；射线检测可以相对迅速的发现主要缺陷，如果发现焊缝中出现了裂纹，那就应当考虑采用UT进行更为详细的检验。由于管道中物料的流动特性可能会影响射线照片的质量，因此RT对于在线管道的检测应用有限。6.4.5渗透在胺处理装置中不推荐采用渗透检测技术进行设备的检测，因为渗透检测不能可靠的发现胺处理装置中的紧密裂纹。6.4.6外观检查按照API510和API570的要求，对运行中的设备进行外观检查应当作为设备检验的一部分。外观检查可以发现运行中的不保温的设备和管道焊缝部位的泄漏以及其他存在潜在问题的区域。焊缝部位、焊缝相连部位或其他区域的油漆鼓泡现象应当认为是可疑的，因为这可能意味着这些位置存在一些特别紧密的裂纹。这些裂纹可以向外渗透物料并导致油漆鼓泡。正在渗漏的部位需要立即处理。6.4.7表面准备——概述所有的检测都依赖于一定的表面清理，以便于能够可靠的进行裂纹的检测。表面清理的程度取决于所要采用的检测技术。不充分的表面清理会严重降低所采用检测技术的有效性。设备在进行内部检测前应当进行彻底的清理。胺是水溶性的，在检测前应当采用大量的水冲洗设备表面，以消除残留在设备表面的胺液。如5.2.3.3指出的，某些设备在吹扫过程中由于胺的存在发生了开裂现象。因此，如果设备要求采用蒸汽吹扫进行设备清理，在蒸汽吹扫后应接着进行全面的水洗以消除设备上残余的胺液。被检测设备的表面应当是干燥的，并将所有表面的输送垢层、沉积物以及其他物质清除掉。有些试验数据和现场经验已经表明，在湿H2S环境中，为方便检测对设备清理时清除了设备表面的保护膜会增大设备重新运行后开裂的可能性。这种现象取决于该设备工作环境的恶劣程度、设备的开车条件以及母材或焊缝材料开裂的敏感性。最近对大量暴露于严重氢渗透环境中的压力容器进行的研究已经证实了这是一个需要注意的因素【11】。去除钢铁表面正常的保护膜将在装置开车过程中导致设备氢通量短期高于正常值，并会增大设备开裂的可能性，而这已经通过对所研究设备进行声发射检测（AET）、UT检测以及实验室金相分析结果所证实。同时发现，检测后在干净的设备表面使用缓蚀剂会降低设备开车过程中的氢通量水平。尽管在这项研究中没有明确涂层的作用，但涂层也会是一种可行的减轻设备腐蚀的方法。尽管该研究明确给出了这样的结论，但是工业经验仍没有明确表面清理会导致设备另外的重大开裂，尤其是在胺处理装置上。6.5损伤设备的维修6.5.1概述6.5.2和6.5.3给出的维修方法主要是针对设备和大直径管道。小直径管道【50mm以及更小的管道】通常更换为新的经过PWHT的部件，这样花费的费用要比现场维修和热处理更少。6.5.2通过打磨和切削消除裂纹对于所有的维修活动，在打磨、切削、焊接和PWHT之前都要先将设备表面残留的胺液和其他杂质清除。通常有效的方法是采用大量水进行冲洗；某些情况下，应当采用含酸性物质的缓蚀剂进行清洗，然后再采用水进行冲洗。在采用酸清除设备表面的硫化物膜时应当注意酸洗过程中可能会有H2S生成。仔细的研磨是消除设备裂纹和其他不连续结构的优先采用的方法。研磨的过程需要非常仔细，以避免裂纹进一步扩展。研磨过程中，有问题的区域应当定期进行检查（优先才有湿荧光磁粉），以确保所有的缺陷都被消除了。采用电火花切削以及电弧切削修理时必须要非常仔细，这是由于这些维修过程可能会导致缺陷进一步增大。这些方法可作为消除裂纹缺陷的第一步。电火花切削和电弧切削维修后应当紧跟着进行研磨，并定期进行WFMT检验，以确定所有的缺陷都被消除了。如果缺陷深度小于设备的腐蚀裕量，可以接受的维修包括：打磨消除设备表面缺陷，并将其柔化，或者通过研磨消除研磨所形成的锐边，使其与设备的其他区域平滑过渡。研磨后通常不再需要进行补焊。如果缺陷的深度大于设备的腐蚀裕量，那么就应当采用API510、API570和RP579的规定进行合乎使用性评估，以确定有局部减薄的区域的容器或管道适合继续服役。6.5.3C在任何焊接之前，应当首先考虑脱除焊接区域的材料中的氢。最应当脱氢的设备是在富液中已经发生严重腐蚀和氢渗透的设备。贫液中的设备则不必进行脱氢。可以接受的脱氢方法是将该区域的金属温度加热至232~316℃并保温2到4小时。这些焊接区域应当按照有关要求进行预热（见API510和RP582）。当所有的维修活动结束后，维修的区域应当采用与首检相同的检验无损检测方法进行检验（优先采用WFMT）。其他检测方法可以根据要求作为补充检验措施。6.6未损坏设备及维修设备的焊后热处理在现有胺处理设备进行全面检验后，应当考虑进行消除应力热处理。如果设备没有任何历史开裂问题以及全面检测也没有发现任何开裂问题，就可以不必提出热处理的要求。但是，原来进行了PWHT的设备在焊接维修后，对设备进行PWHT对于防止设备开裂就是非常重要的。原来没有进行PWHT的设备在焊接维修后，维修焊缝的PWHT应当采用5.2.3给出的建议进行考虑。强烈建议对更新设备（见5.2.3）以及任何历史有开裂问题的设备进行PWHT。在充分衡量各种因素的情况下，是否进行热处理的决定由业主自行决定。这些需要考虑的因素包括，人员和设备的安全、装置的运行年限和装置状况、热处理费用与设备更新费用的比较以及将来检验频率，但不仅限于这些因素。对于需要现场PWHT的设备，设备本体和其支撑件都必须进行评估，以确定设备本体和其支撑件可以承受热处理的温度而不发生永久变形或破坏。所有的这些评估必须要基于相关标准、规范或政府管理法规的充分理解。在热处理前首先应当对设备进行清洗并进行完全清洁。设备的清理包括使用大量水的冲洗。在热处理之前，必须彻底清理设备上残余的胺液。在设备进行正确的清理后，再进行热处理。热处理的要求应当按照5.2.3中的规定。不应当在593℃以下进行在热处理完成后，应当使用一种可接受的检测方法再对设备进行仔细的的检验。如果没有发现缺陷，设备就可以投入使用。如果在热处理后的检测中发现了缺陷，则必须决定设备是否需要再次清理、维修或再次进行热处理。在有些情况下，将仍有缺陷的设备报废并更换为已经经过热处理的新设备要比继续清理、维修和再次热处理更为经济。

附录A——开裂机理A.1概述通常在胺处理装置中有四种基本的开裂机理。其中三个，硫化物应力开裂、氢致开裂和应力导向的氢致开裂，是与氢相关的损伤机理。这些与氢相关的损伤机理通常与氢原子向钢材中的渗透有关。腐蚀反应在钢材表面生成氢原子。在胺系统中，湿硫化氢环境中钢铁的腐蚀通常会引起氢原子向钢材中渗透。胺处理装置中的第四种开裂机理是碱应力腐蚀开裂。这是一种阳极的应力腐蚀开裂，而与其他三种与氢相关的损失机理没有关系。胺处理装置中避免和消除开裂的方法以及机理的描述在下面的各节中有详细的介绍。A.2硫化物应力腐蚀开裂硫化物应力腐蚀开裂定义为金属在拉应力和硫化氢水溶液的腐蚀共同作用下发生的开裂现象。它是一种氢应力开裂（HSC）。硫化氢对钢铁的腐蚀，在钢铁表面释放了大量氢原子。同时硫化氢还是氢原子结合形成氢分子的促进剂，因此促进了钢铁吸收氢的作用。氢原子慢慢向钢铁中扩散，并在钢铁中的高硬度区和高应力区（外加的或残余应力）积聚，使得钢材变脆。因此，SSC通常包括氢脆的发生。开裂的磨蚀通常为穿晶开裂,在钢材的局部高硬度区和高强度区（马氏体或贝氏体）也可能会伴随着晶间开裂。图A-1说明了从焊缝热影响区开始的硫化物应力开裂。金属的高硬度区通常会在焊缝、焊缝热影响区以及与之相连的母材附近出现，这些区域的硬度取决于钢材的成分（如焊缝和母材的成分）、应力水平、所采用的焊接工艺以及焊后热处理方法。焊缝的硬度必须控制在一定值之下，以避免SSC的发生。金属的高应力主要是焊接残余应力和焊接接头结构不良所造成的局部应力。开裂极限应力和SSC严重程度很大程度上受钢材中所聚集的氢原子的浓度的影响。钢材的氢通量与钢材表面的腐蚀活性有关，而钢材表面的腐蚀活性又与硫化氢浓度和溶液pH值成函数关系。溶液中的其他杂质也会影响溶液的腐蚀性和氢向钢的渗透。溶液pH值接近中性时氢通量最小，氢通量的值随着pH值的增大和减小而增大。注：放大倍数30×图A-1某高硬度焊缝热影响区的硫化物应力腐蚀开裂SCC的可能性也可以通过限制焊缝硬度以及采用合适的PWHT来减小(见5.2)。SSC可以被减轻，但不能避免SSC的出现，尽管采用有效的腐蚀控制措施会显著降低硫化物对钢的腐蚀和氢的渗透。除此之外，还可以通过除去焊缝材料中的气体来降低在役设备焊接维修过程中开裂的可能性。A.3与氢鼓泡相关的氢致开裂氢鼓泡是材料表面下形成的空穴，对应金属材料，氢鼓泡将在金属内部形成很大的压力。金属中近表面的鼓泡不断增大通常会导致金属表面向外鼓出。当由于腐蚀产生的氢原子向钢中渗透并扩散到金属之间缝隙、迭片结构或其他内部不连续部位（如非金属夹杂物），形成氢分子，从而形成氢鼓泡。图A-2是某碳钢法兰内表面的氢鼓泡。钢材中有很多杂质，这些杂质会在金属轧制过程中沿着轧制方向聚集，这些杂质聚集部位更出现氢鼓泡。随着氢分子聚集所形成压力的增大，气泡所造成的周向应力会导致气泡相邻区域材料的塑性变形。这可能会导致气泡沿着金属板扩展，并可能会导致氢致开裂（HIC）。.注：放大倍数：4.5×图A－2某碳钢法兰内表面的氢鼓泡放大倍数5×5图A-3某碳钢样品的阶梯状氢致开裂（HIC）氢致开裂（HIC）是金属内部或金属表面不同层间的氢鼓泡之间相互连接所形成的阶梯状开裂。氢致开裂的形成不需要任何外加应力。造成钢材氢致开裂的驱动力是伴随着氢鼓泡所形成的内压在鼓泡形成很高的周向应力。这些高应力区域的相互作用将会导致裂纹逐步扩展并将分布在各层上的鼓泡相互连接起来。在描述裂纹的这种不同层间鼓泡相互连接的特性时将其称为阶梯型开裂。图A-3给出了一个碳钢典型的HIC破坏图像。.注：上图是样品的2×放大图样，下图是上图所示裂尖部位的高倍放大图像（放大倍数200×）图A-4应力导向的氢致开裂氢鼓泡和氢致开裂意义通过选用含夹杂物更少的更高质量的钢材（通常指更纯净的钢材）来避免。降低钢材中的S含量、向钢材中添加钙或稀有金属改变S夹杂物形态使之成为球状体等措施都可以提高钢材的抗氢鼓泡和HIC性能。对母材的进行热处理，如正火或淬火，并且回火温度高于593℃，也会增加钢材的抗HIC性能。采用防腐措施降低钢材的硫腐蚀和氢向钢的渗透作用也可以降低钢材发生氢鼓泡和HIC的可能性。应力消除热处理对降低钢材氢鼓泡和氢致开裂可能性A.4应力导向氢致开裂应力导向氢致开裂是大量氢鼓泡在很高的局部拉伸应力作用下连接所形成的贯穿壁厚的氢致开裂。应力导向氢致开裂是一种特殊形式的氢致开裂，通常发生在临近焊缝热影响区的母材，这些部位具有很高的焊接残余应力。应力导向氢致开裂也会在其他高应力区出现，如其他环境开裂的裂尖部位或几何不连续部位（如焊趾部位）。这种近似垂直的小鼓泡群以及相互连接的裂纹是贯穿壁厚方向的，这是由于在典型的压力容器焊缝这些小鼓泡群以及相互连接的裂纹通常都垂直于拉伸应力的方向。图A-4给出了在某焊缝热影响区沿着硫化物应力开裂裂尖部位萌生的SOHIC图片。在这个案例中，裂纹由焊缝热影响区的SSC引起，SOHIC接着在相连的母材低硬度部位萌生。尽管SOHIC通常发生在工艺物料侧或与表面破裂缺陷相连，但是SOHIC更多出现在部件的次表面，而与部件内表面没有任何联系。没有任何证据表明控制焊缝硬度对于减小SOHIC的发生有任何影响。硬度低于200HB的钢材中也曾发现过SOHIC。然而，对钢材硬度的控制可以间接有助于减少SSC的发生，而SSC开裂部位往往是SOHIC开裂的起始点，如图A-4。对于氢鼓泡和HIC，使用更高质量的抗HIC钢会降低材料SOHIC的可能性。实验室测试已经证明，对于SOHIC，这些钢要比传统的钢具有更高的氢通量极限值，当超过这个极限值时，SOHIC就很容易发生。采用合适的焊接工艺和对焊接部件进行焊后热处理降低部件中的残余应力，虽然不会消除，但会减小SOHIC发生及其严重度。在强烈氢渗透环境，采用这些措施不能提供充分的耐SOHIC性能，而只能使用有合金衬里或堆焊层的设备才能有良好的耐SOHIC性能。上图是样品的6×放大图像，下图是上图所示裂尖部位的高倍放大图像（放大倍数200×）图A-5临近焊缝部位的碱应力腐蚀开裂A.5碱应力腐蚀开裂碱应力腐蚀开裂（ASCC）是金属材料在含H2S,CO2的碱溶液和拉伸应力（残余或外加应力）共同作用下的开裂现象。碱应力腐蚀开裂表现为晶间、多分支裂纹，并通常发生在没有消除应力的碳钢部件。对于焊接钢材，裂纹通常出现在平行于焊缝的母材，也会出现在焊缝或焊接热影响区。图A-5表面了这种在胺装置中临近焊缝部位的ASCC。当开裂出现在链烷醇胺溶液时，这种形式的开裂往往指胺开裂。ASCC可以在很宽的温度范围内发生，开裂的敏感性随着温度的升高而升高。ASCC通常出现在含H2S和CO2、pH值为8～11的贫链烷醇胺溶液的环境下。开裂的模式表现为金属表面腐蚀性保护膜损坏部位铁的局部阳极溶解。实验室测试表明ASCC的开裂可以在一个相当窄的电化学电位范围内发生，这与保护膜的不稳定性一致。这种保护膜的不稳定性会发生在硫浓度与碳酸盐/重碳酸盐浓度的比值很低的胺液中，并可能受溶液中杂质的影响。在很多钢材中都出现过ASCC。到目前为止的现场经验没有表明钢材特性和ASCC敏感性有任何相关性。钢材的硬度对钢材的ASCC有重要影响。ASCC的敏感性随着金属拉伸应力的增大而增大。冷作成型区域或焊缝的局部高残余应力部位更易发生ASCC。表面不连续部位，尤其是焊缝部位，往往是ASCC起始的部位，这是由于这些部位往往是一些应力集中部位。对应于外部附件焊缝部位的设备内部也会发生开裂，例如设备吊耳或其他附件的焊缝部位。ASCC可以通过PWHT以及冷作成型后的热处理得到有效控制。A.6新近的工业经验API的TaskGroup最近收到了两个关于胺装置开裂开裂问题的案例报告。第一个案例是某MEA装置吸收塔顶管线的胺开裂（ASCC）。这条管线运行温度为38℃，物料为丙烷和丁烷。MEA通常不会出现在物料中。然而由于MEA偶尔被携带进入了塔顶系统并最终导致了问题的发生。图A-6给出了ASTMA106B材质管线焊缝附近与焊缝平行的裂纹形貌。该焊缝没有进行应力消除处理，裂纹部位的材料硬度为139HB。裂纹部位高倍放大显微照片说明了这种开裂的晶间开裂注：上图说明了某MEA装置中管道焊缝部位的碱应力腐蚀开裂，放大倍数6×，下图说明了这种开裂的晶间特性：放大倍数200×某MEA装置中管道焊缝部位的碱应力腐蚀开裂第二个案例是某DEA装置塔底贫胺液泵入口碳钢管线弯头部位的ASCC。弯头的材质为ASTMA234WPB，并且该等级管道在焊后进行了应力消除。该管线操作温度大约66℃。在开裂前，弯头曾被加热到1093℃以减轻由于管道不对中所造成的泵所承受的力。这种加热处理在弯头部位引起了很高的拉伸应力，并最终导致了弯头在运行中开裂。为了消除由于这种热处理所导致的残余应力，应当按照5.2.3.1对其进行应力消除。图A-7和A-8说明了这种晶间开裂由管道弯头的内表面开始，并证实该管线发生了胺注：上图给出了某DEA装置管线弯头部位周向开裂的位置，下图证实裂纹从管道内部开始图A-7某DEA装置管线弯头部位的ASCC注：上图是管道的剖面图，表明在内表面左侧的分支型开裂，样品放大倍数12.5×，下图证实了碱应力腐蚀开裂的裂纹是晶间多分支型开裂，并且裂缝被氧化物所填充。图A-8DEA装置中的晶间型碱应力腐蚀开裂

附录B——腐蚀控制范围本附录给出了胺处理装置腐蚀控制的一些工业经验。这些内容不是胺处理装置设计和运行的强制性规定。本附录中的内容是用来辅助建立胺处理装置的腐蚀控制措施以满足不同公司的需要。也有很多公司采用了与下面给出的不同的腐蚀控制措施，同样也可以保障装置的安全。因此，新的或其他的腐蚀控制措施的应用不应受到限制，这些新的腐蚀控制措施不可避免的会带来更有效的胺处理技术。B.2概述在低压系统中，主要处理二氧化碳的碳钢设备腐蚀更为严重。只处理硫化氢的装置以及处理二氧化碳和硫化氢混合气的装置中碳钢部件的腐蚀相对较轻。在有高硫化氢分压的高压装置中，碳钢的腐蚀会非常严重。采用MEA溶液的胺处理装置腐蚀问题要比采用DEA溶液的胺处理装置更为严重，这是因为MEA更容易变质。但是，如果DEA溶液没有通过再生进行净化，其腐蚀性也会变强。MDEA已经成为替代DEA和MEA处理酸性气的主要方法。MDEA溶液要与传统溶液相比有很多优点。这些优点有酸性气的选择性、低能耗以及可以以MEA和DEA溶液所不能的较高浓度进行处理。典型MDEA装置MDEA浓度可达50％。MDEA溶液已经用来消除H2S、H2S/CO2和CO2。某些酸性气消除装置已经设计上只适用于采用MDEA溶液。这些装置可能有其不同于其他装置的特点，例如脱吸塔位于主汽提塔的上游。其他由MEA或DEA装置转化过来的装置也有部分设备有所变化。详见B.7.3.5。从实际角度，胺处理装置的腐蚀控制主要有以下几方面：通过侧线过滤、复活或两者的综合运用消除溶液中的腐蚀性物质；使用更有效的缓蚀剂；采用已经证实的工艺流程、可靠的设备设计和如下所列出的运行准则。主要用来去除二氧化碳的装置的腐蚀（不一定是开裂）最为严重，这也会是说酸性气中硫化氢的体积百分含量小于5％的装置腐蚀尤其严重。只用来处理硫化氢或处理硫化氢体积百分含量至少5％的低压装置腐蚀（不一定是开裂）最轻。B.3腐蚀部位腐蚀主要发生在酸气从富液中脱出（闪蒸）的部位，这些部位的温度往往较高，同时物流的涡流严重。这些典型部位包括：再生塔重沸器、再生塔下部、贫富液换热器的富液侧、胺液泵、降压阀和其下游管道以及胺液回收设施（如果使用的话）。再生塔顶系统由于酸性气的浓缩也会受到影响。吸收塔或接触塔底部也会出现严重的氢鼓泡问题。容器的迎流面也会出现严重的腐蚀，这是因为物料的冲击会破坏设备表面正常的硫化物保护膜。.碳钢部件的腐蚀根据发生部位的不同通常以均匀腐蚀、局部腐蚀或点蚀等形态出现。腐蚀具有方向性的模式是由于流速或压降过大所引起。冷换设备表面也会出现严重的腐蚀。设备表面的沉积物也会加速设备的腐蚀，尤其是在冷换设备表面。再沸器和复活设施管束与折流板接触部位的局部过热会引起沟槽状腐蚀。热富胺液的碳钢焊缝部位会出现选择性腐蚀。B.4胺液的过滤与复活通过使用机械过滤器可以从胺液中过滤掉溶液中的硫化铁沉淀物。大分子的胺液变质产物可以使用活性炭吸收来消除。通常，溶液过滤量应为溶液循环量的5％或更多。MEA溶液可通过复活工艺或向胺液中间断加入苏打或碱来分离胺液中的酸性盐来净化。如果采用了胺液复活工艺，胺液的复活量应为循环胺液的1～2%。DEA和MDEA溶液由于溶液沸点的限制而不能有效复活。DIPA溶液可以复活。B.5缓蚀剂多年来，为了减轻胺处理装置的腐蚀，在胺处理装置中评估了很多种缓蚀剂。已经应用过的缓蚀剂有高分子量的重胺膜、有机的和无机的氧化盐以及化学氧化净化剂。大量专利多组分缓蚀剂也有用到。这些化学缓蚀剂用于处理含或不含硫化氢的酸性气的胺装置。某些氧化抑制剂会与硫化氢反应，因此不能用于处理硫化氢的胺装置。某些成膜型胺缓蚀剂含某种隐性物质，可以辅助循环胺液保持干净。这些隐性物质会溶解部件表明的氧化铁保护膜，从而将钢铁直接暴露于贫胺液中。这降低了金属电位，并会促进ASCC发生[5]。氧化盐将增大金属电位，并促进金属表面的钝化。如果使用很高浓度的氧化盐缓蚀剂，氧化盐会阻止ASCC的发生。B.6工艺和设备设计指导B.6.1概述为降低能耗、减少污泥处理问题，很多胺处理装置被设计来处理更高的溶液负荷。如果没有采取相应措施，高溶液负荷也会导致碳钢设备的腐蚀。工业经验已表明B.6.2中给出的非强制性指导有助于类似装置的设计。然而，基于某些特殊经验的其他方法也同样适用。B.6.2指导控制富胺液中换热器和管道的物料流速。如果没有其他工业实践经验，物料流速应当小于1.8m/sec富胺液走贫富液换热器的管程侧。在最后一个换热器下游安装节流阀，以避免贫富液换热器中酸性气从物料中闪蒸出来。这将防止酸性气释放到换热器中。在设备接管入口安装防冲板或挡杆，降低设备入口部位的侵蚀－腐蚀。B.6.2.5尽可能降低再生塔和与其相连的再沸器的压力。B.6.2.6采用低压蒸汽[345kPa或更低]作为再沸器的热源介质，并保持再沸器低温[如果没有其他数据，可以采用149℃B.6.2.7再沸器管束采用正方形布B.6.2.8.在再沸器前安装蒸汽流量阀，防止水蒸气在管束内凝结造成管束泛管。B.6.2.9使用大型节流阀，降低由于流速的影响所造成的侵蚀－腐蚀。高压装置的节流阀应当采用高硬质内件。在高浓度二氧化