炼厂醇胺法装置的操作要点
醇胺脱硫溶液的降解和复活
醇胺脱硫溶液的降解和复活摘要：脱硫过程中，醇胺溶液因原料气中含有一些杂质导致发生降解，主要产物为热稳定性盐。
醇胺降解不仅增大溶液损耗，而且随着溶液中热稳定性盐含量增加，容易引起发泡，降低脱硫效率，同时由于有的热稳定性盐为酸性，还会造成设备、管线腐蚀和堵塞等问题，因而需要予以消除而使溶液重新复活。
本文将简要介绍醇胺降解和热稳定性盐形成的主要过程及产生的影响，对用于脱硫溶液复活的几种工艺进行评述，并提出参考建议。
对于正常运转的醇胺法装置而言，尽管雾沫夹带、跑冒滴漏等机械原因导致的溶液损失是主要的，但降解损失也不容忽视。
降解是指醇胺因发生化学反应而转化为热稳定性盐（hss）和其它降解产物，从而导致的溶液损失。
降解生成的热稳定性盐中有些为碱性，尽管不能再生但还具有一定与h2s反应的能力；而另一些为酸性，不但不能与h2s反应，而且还会因其较强腐蚀性而导致装置产生一系列严重操作问题。
1降解过程依据方式相同，醇胺水解主要分成热水解、化学降解和水解水解3种类型。
由于热水解影响较小，下面重点了解化学降解和水解水解的过程。
1.1化学降解化学降解是指原料气中的co2、有机硫化合物（如cos、cs2）与醇胺反应而生成难以再生的热稳定碱性盐。
1.1.1mea[1]mea与co2反应的主要水解产物就是由碳酸盐转变而来的，主要存有噁唑烷酮（ozd）、2-羟乙基为咪唑啉酮（hei）和2-羟乙基为乙二胺（heed）等，它们的结构式例如图1右图。
图1mea的co2降解产物1.1.2deadea和co2反应的降解过程如图2所示。
降解主要产物为2-羟乙基噁唑烷酮（heod）、三（2-羟乙基）乙二胺（theed）和二（2-羟乙基）哌嗪（bhep）等。
dea和cos反应的降解产物主要为单乙醇胺（mea）、2-羟乙基咪唑啉酮（hei）、二（2-羟乙基）乙二胺（bheed）等。
这些降解产物的结构式列于表1。
图2dea的co2水解过程表1dea与co2、cos反应的部分降解产物结构式1.1.3dga[2]dga与co2和cos发生降解反应主要生成两种产物：n，n’-二羟乙基乙氧基脲（bheeu）和n，n’-二羟乙基乙氧基硫脲（bheetu）（表2）。
醇胺法脱硫工艺流程图
1.醇胺法脱硫工艺流程图。
(一) 工艺流程醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程见图2-2。
由图可知，该流程由吸收、闪蒸、换热和再生(汽提)四部分组成。
其中，吸收部分是将原料气中的酸性组分脱除至规定指标或要求；闪蒸部分是将富液(即吸收了酸性组分后的溶液)在吸收酸性组分时所吸收的一部分烃类通过闪蒸除去；换热是回收离开再生塔的贫液热量；再生是将富液中吸收的酸性组分解吸出来成为贫液循环使用。
图2-2中，原料气经进口分离器除去游离液体和携带的固体杂质后进入吸收塔底部，与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接触，吸收其中的酸性组分。
离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气，经出口分离器除去携带的溶液液滴后出装置。
通常，都要将此湿净化气脱水后再作为商品气或管输，或去下游的NGL回收装置或LNG生产装置。
由吸收塔底部流出的富液降压后进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。
然后，富液再经过滤器进贫富液换热器，利用热贫液将其加热后进入在低压下操作的再生塔上部，使一部分酸性组分在再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。
随着溶液自上而下流至底部，溶液中剩余的酸性组分就会被在重沸器中加热汽化的气体(主要是水蒸气)进一步汽提出来。
因此，离开再生塔的是贫液，只含少量未汽提出来的残余酸性气体。
此热贫液经贫富液换热器、溶液冷却器冷却和贫液泵增压，温度降至比塔内气体烃露点高5～6℃以上，然后进入吸收塔循环使用。
有时，贫液在换热与增压后也经过一个过滤器。
从富液中汽提出来的酸性组分和水蒸气离开再生塔顶，经冷凝器冷却与冷凝后，冷凝水作为回流返回再生塔顶部。
由回流罐分出的酸气根据其组成和流量，或去硫磺回收装置，或压缩后回注地层以提高原油采收率，或经处理后去火炬等2.甘醇法吸收脱水工艺流程1. 工艺流程图3-5为典型的三甘醇脱水装置工艺流程。
该装置由高压吸收系统和低压再生系统两部分组成。
通常将再生后提浓的甘醇溶液称为贫甘醇，吸收气体中水蒸气后浓度降低的甘醇溶液称为富甘醇。
醇胺法co2捕集技术
醇胺法co2捕集技术醇胺法CO2捕集技术是目前应用较为广泛的二氧化碳捕集技术之一。
在工业生产和能源利用过程中，大量的二氧化碳排放是导致全球变暖和气候变化的主要原因之一。
因此，研究和开发有效的CO2捕集技术对减少碳排放、保护环境具有重要意义。
醇胺法CO2捕集技术是利用醇胺溶液与二氧化碳进行化学反应，将CO2从烟气中分离出来的一种方法。
在这个过程中，醇胺溶液起到了吸收和分离CO2的作用。
一般来说，醇胺溶液可以通过吸收CO2转化为碳酸盐化合物，然后再通过加热或减压的方法将CO2从溶液中释放出来，实现CO2的捕集和回收。
醇胺法CO2捕集技术的主要步骤包括吸收、脱吸收、再生和压缩。
首先，烟气中的CO2通过与醇胺溶液接触，被溶解在溶液中，形成含有CO2的醇胺溶液。
然后，通过降低压力或加热的方式，将CO2从醇胺溶液中脱吸收出来，得到纯净的CO2气体。
接下来，通过加热或蒸馏的方式，将醇胺溶液中的CO2释放出来，使溶液重新变为纯净的醇胺。
最后，将获得的纯净CO2气体进行压缩，便于储存和运输。
醇胺法CO2捕集技术具有一定的优势。
首先，醇胺溶液对CO2具有较高的选择性和吸收能力，可以有效地将CO2从烟气中分离出来。
其次，该技术成熟且可靠，已经在一些大型工业装置中得到了广泛应用。
此外，醇胺溶液可以循环使用，减少了废液的产生和处理成本。
然而，醇胺法CO2捕集技术也存在一些问题，比如醇胺的选择和再生过程中的能耗较高，会增加工艺的成本和能源消耗。
为了进一步提高醇胺法CO2捕集技术的效率和降低成本，研究人员正在不断进行改进和创新。
例如，通过改变醇胺的种类和结构，可以提高其对CO2的吸收能力和选择性。
此外，利用吸收过程中的热能和压力能，可以减少再生过程中的能耗。
此外，一些新型吸收剂的研发也为醇胺法CO2捕集技术的发展带来了新的机遇。
醇胺法CO2捕集技术是一种成熟可靠的二氧化碳捕集技术，可以有效地将CO2从烟气中分离出来，并具有广泛的应用前景。
浅议MDEA脱硫溶液发泡的原因及控制措施
浅议MDEA脱硫溶液发泡的原因及控制措施杜青林【摘要】醇胺法是含硫气体脱硫净化处理中的重要方法,其中甲基二乙醇胺(MDEA)应用最多,而胺液发泡问题影响了脱硫单元的平稳操作及脱硫效果.因此从溶液发泡原理入手,分析了MDEA溶液发泡的原因及影响因素.导致MDEA溶液发泡的原因主要是原料气本身携带易液化的烃类及其他杂质,MDEA溶液中产生热稳定性盐以及操作条件等因素,这些因素改变了MDEA溶液的表面张力、粘度等性质,增加了脱硫过程中MDEA溶液发泡的倾向,针对问题的原因提出了一些防止、缓解脱硫过程中MDEA溶液发泡的措施.【期刊名称】《化工中间体》【年(卷),期】2017(000)004【总页数】3页(P131-133)【关键词】醇胺法;MDEA;胺液发泡【作者】杜青林【作者单位】中国石油化工股份有限公司燕山分公司北京 102500【正文语种】中文【中图分类】T对于石化生产中含硫化氢气体的净化处理,醇胺法脱硫工艺能对不同硫化氢浓度的气体进行有效的脱除，且易于再生和热量需求更低，高效，节能，是目前应用最广泛的脱硫化氢方法之一。
特别是MDEA（甲基二乙醇胺），其脱硫选择性高，稳定性好且能耗低，应用广泛。
醇胺法脱硫过程中经常会发生醇胺溶液发泡的问题，导致装置无法平稳运行，处理能力严重下降，造成生产波动、脱硫效率达不到设计要求。
溶液严重发泡时还会出现雾沫夹带现象，大量胺液被气流带走，造成经济损失，同时还会影响后续单元的正常操作。
含硫化氢气体经过分液罐脱液后进入脱硫塔下部，MDEA溶液从脱硫塔上部进入，MDEA贫液与气体在塔盘或填料上逆流接触，含硫气体中的硫化氢组分被MDEA贫液吸收后变成富液，塔底MDEA富液进入闪蒸罐后送入再生单元进行再生，净化气从吸收塔顶出来后经过分液罐后进入后续单元处理。
MDEA溶液发泡时，大量泡沫的存在会导致脱硫塔液位测量严重失真，液位测量值通常会急剧上升，泡沫消散后，液位测量值又会急剧下降。
醇胺法脱二氧化碳技术在裂解原料预处理中的应用
碱洗塔压力 。２ ０ １ ２ 年重新设计建设另 １ 套醇胺脱 Ｃ Ｏ 装置 ， 处理 能 力 为 ３ ７ ． ５ ｔ ／ ｈ ； 优 化 了 乙烯 装 置 裂 解原料的预处理过程 ， 对于减少 Ｃ Ｏ 对碱的气相轻烃进入裂解炉裂解 ， 吸收 Ｃ Ｏ 后 的 富胺 液 进 入 再 生塔 再 生 循 环 利 用 。改 造
醋 后 的工艺 流程 见 图２ 。
开 关 阀要求 最 近放 置 。
３ 结 束语
［ １ ］全 国化工工艺配管设计技术中心． ＨＧ ／ Ｔ ２ ０ ５ ４ ６ — ９ ２化工装 置设备
布置设计规定 ｔ ｓ １ ． 北京 ： 中国计划出版社， ２ ０ ０ ９ ： １ ９ — ２ ２ ．
化公 司于 ２ ０ ０ ４ 年改造建设 ｌ 套处理能力 １ ５ ｔ ／ ｈ 的 深冷装置 ， 采用醇胺法脱除深冷轻烃 中Ｃ Ｏ ： ， 缓 解
部， 贫 胺 液 由吸 收 塔 上 部 进 入 ， 气 液 相 逆 流操 作 ， 利 用 贫胺 液 中的 甲基 二 乙 醇胺 脱 除深 冷 轻 烃 中 的
起进 入再生塔 。在再生塔 内， 轻烃汽化后进人酸
火炬 系统 ， 损 失轻 烃原 料 ， 影 响胺 液 吸 收效果 。 ３第 ２ 次 改造
图 ４ 处 理 能力 ３ ７ ． ５ ｔ ／ ｈ的醇 胺 脱 碳 装 置
２ ０ ０ ４： ６ ５ — ６ ８ ．
［ ５ ］孙颖． 聚氯 乙烯 的生 产工艺 流程 ［ Ｍ］ ． 北京： 化学工业 出版 社 ，
２ ０ ０ ９， １ ０ ８ —１ １ ３ ．
计人员必须不断探索和深入研究 ， 以确保 聚氯乙
烯装 置 的长周 期平 稳运 行 。
参考文献 ：
收稿 日期 ： ２ ０ １ ２ — １ ２ — ２ １
醇酮装置操作规程
醇酮装置操作规程醇酮装置操作规程一、装置安全操作注意事项1. 操作人员必须熟悉装置结构、技术参数和操作规程，经过专业培训合格后方可操作。
2. 在操作过程中，必须佩戴符合要求的个人防护设备，包括防护眼镜、防护服、手套等。
3. 操作人员必须定期接受安全技术培训，了解和掌握装置的紧急停机、故障处理等应急措施。
4. 在操作前要对装置进行仔细检查，确保设备正常运转，无泄漏、堵塞等异常情况。
5. 禁止饮食、吸烟、打电话等不相关的行为，以确保操作者的安全。
6. 操作人员必须遵守操作规程，严禁擅自修改设备参数和操作工艺。
二、操作流程1. 在正式操作之前，需要进行设备检查，确保设备处于正常运行状态，并检查仪表、管道、阀门、泵等设备的密封性。
2. 严格按照规定的工艺流程操作，不得超过设备的操作参数范围。
3. 操作人员需要熟悉设备的开、关、升温、降温等操作，确保操作正确。
4. 在操作过程中必须时刻关注设备运行状态，特别是温度、压力等参数的变化，如有异常及时采取相应措施。
5. 在操作设备时，应准确地记录关键操作参数，以备后续查询和验证。
6. 操作结束后，将设备恢复到正常状态，清理操作区域，并及时向相关部门汇报操作情况。
三、紧急情况处置1. 在发生泄漏、爆炸等紧急情况时，首先要确保所有人员的安全，迅速采取适当的应急措施，如紧急停机、切断电源等。
2. 如果紧急情况无法迅速控制，应尽快向上级汇报，并全面配合相关部门进行救援和处理。
3. 在事故发生后，必须立即停止相关操作，切勿擅自继续操作，以免造成事故扩大。
四、设备维护保养1. 设备维护保养是确保装置安全运行和延长设备寿命的重要措施，定期进行设备的检修、清洗、更换易损件等工作。
2. 在维护保养过程中，必须严格按照操作规程进行操作，避免操作错误导致事故发生。
3. 在维护保养过程中，必须戴好个人防护装备，并进行相应的培训，确保人员的安全。
五、安全意识培养1. 全体操作人员必须定期接受安全意识培训和技术培训，了解最新的安全操作规程和操作技术。
天然气脱硫工艺介绍
天然气脱硫工艺介绍（1）工程中常用的天然气脱硫方法天然气脱硫的方法有很多种，习惯上把采用溶液或溶剂做脱硫剂的脱硫方法称为湿法脱硫，采用固体做脱硫剂的脱硫方法称为干法脱硫。
一般的湿法脱硫有化学溶剂法（如醇胺法）、物理溶剂法（如Selexol法、Flour法）、化学-物理溶剂法（如砜胺法）和直接转化法（如矾法、铁法）。
常见的干法脱硫有膜分离法、分子筛法、不可再生固定床吸附法和低温分离法等。
（2、天然气脱硫方法选用原则天然气组分、处理量、硫含量、厂站所处自然条件、产品质量要求、运行操作要求等都是天然气脱硫工艺的选择依据。
目前，根据国内外工业实践的经验，天然气脱硫脱碳工艺的选择原则可参考以下内容。
①原料气中含硫量高，处理量大，硫碳比高需要选择性吸收H2S同时脱除相当量的C02,原料气压力低，净化气H2S要求严格等条件下，可选择醇胺法作为脱酸工艺。
②原料气中含有超量的有机硫化物需要脱除，宜选用砜胺法。
此外，H2S 分压高的原料气选用砜胺法时能耗远低于醇胺法。
③H2S含量较低的原料气中，潜硫量在0.2t/d〜5t/d时可考虑直接转化法，潜硫量低于0.2t/d的可选用非再生固体脱硫法如固体氧化铁法等。
实践中，往往在选择基本工艺方案之后，根据具体情况进行技术经济比较，最终确定天然气的脱硫脱碳方法。
图1和图2分别表示了原料气中酸气分压和出口气质量指标对脱硫方案选择的影响。
5图2脱硫方案选择与进、出口气质量指标的关系(3)低含硫量天然气脱硫方案Gosflaw(l0*N J /davl图1脱硫方案选择与酸气分压的关系10QK100MMAalCLd十U0-U0JC2UU0U10%1000%Xia-*100XW*1XW*IG 乂ELIOCX10*Arid G AS htOuiloi C ；a&(V%)某项目天然气组分和参数如下：由表可知，本工程的特点是含硫量低，处理量不大，出口气要求较严格。
可用的几种脱硫工艺方案如下：①干法脱硫——固定床吸附法氧化铁固体脱硫是典型的干法脱硫工艺，处理原料气中的H2S含量一般在10ppm到1%之间。
之二、天然气脱酸(醇胺法)
3、二甘醇胺(DGA)
二甘醇胺(DGA)的特点： （1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小；
（2）H2S净化程度高，即使贫液温度高达54℃也可保证 H2S净化度，因此溶液冷却可仅使用空冷而不用水 冷，故适用于沙漠及干旱地区； （3）腐蚀性略低于MEA，二甘醇胺（DGA）水溶液的质 量分数比一乙醇胺（MEA）高，溶液的循环量较小， 再生所需的热负荷较低； （4）对H2S和CO2的吸收无选择性，同时也吸收羰基硫 (COS)和二硫化碳(CS2)并与之发生不可逆化学反应。
（2）碳酸钾及带有各种催化剂的碳酸钾溶液， 主要介绍热碳酸钾。
1、一乙醇胺(MEA) 一乙醇胺(MEA)的特点：
（1）在各种醇胺中其分子量最小、碱性最强、与酸气的反 应速度最快、酸气负荷最高，能够迅速吸收天然气中的 酸性气体，易于降低天然气中酸性气体浓度，而且脱除 一定量的酸气所需要循环的溶液较少；
3、吸收-解吸系统
吸收-解吸
吸收
填料塔或板式塔
再生
吸收剂溶液吸收溶质。 吸收剂溶液内溶质浓度逐 步增大并趋于平衡溶解度， 此时该吸收剂逐步丧失对 溶质的吸收能力。 富含溶质的吸收剂溶液 称为富液。
通过解吸使富液释 放吸收的溶质，恢复其 吸收剂原有的吸收能力，
再生后、恢复吸收能力
的溶液称为贫液。
第三节 化学吸收法
以物理溶剂和化学溶剂配制的混合溶剂 作为吸收剂，兼有物理吸收和化学吸收剂作 用。 如：砜胺法。
5、直接氧化法
对H2S直接氧化使其转化成元素硫， 如：Claus(克劳斯)法。 在天然气工业中常用于天然气脱出酸 气的处理，适合于处理流量小、酸气浓度 很高的原料气 。
6、膜分离法
是利用气体中各组分通过薄膜渗透性 能的区别，将某种气体组分从气流中分离 和提浓，从而达到天然气脱酸性气的目的。
炼油过程胺液的再生利用
炼油过程胺液的再生利用摘要：催化脱硫、加氢及硫磺回收装置采用醇胺法工艺吸收瓦斯、液化气、轻烃及硫磺还原气中的H2S，但溶剂也和系统中其他非挥发性酸反应生成热稳盐，胺液中的热稳盐含量较高时会导致气体脱硫后H2S质量不合格、设备腐蚀等问题。
公司溶剂再生装置使用HT-825A胺液净化再生设备，结果表明溶剂中热稳盐含量稳定在较低水平，再生溶剂性能良好，满足加催化脱硫、加氢及硫磺回收装置脱硫生产能力。
关键词：热稳盐，胺液净化，再生，脱硫1 前言催化脱硫、加氢及硫磺回收装置采用醇胺法工艺吸收瓦斯、液化气、轻烃及硫磺还原气中的H2S，富液进入溶剂再生系统，再生后的贫液经冷却后循环使用，再生塔顶出来的酸性气经冷却、分离后去硫磺回收装置。
热稳盐主要是由原料气以及胺降解等原因造成的，其产生和累积后会产生装置腐蚀加快、胺液发泡（胺液损耗的主要途径）、脱硫效果变差等严重影响装置正常运行的问题。
随着高含硫原油加工比例的增加，气体脱硫装置原料气中H2S浓度进一步上升，为保证装置长周期运行，必须确保溶剂质量。
公司溶剂再生装置HT-825A胺液净化再生设备采用北京思践通科技发展有限公司专利技术，该设备是根据公司溶剂再生的特点而设计，包括去除悬浮物过滤单元和脱除热稳盐、降解产物的离子交换工艺单元，设计贫液热稳盐脱除能力为3～5Kg/循环，处理弹性为60%～120%。
设备投运后能够将胺液中的热稳盐含量降到指标以下，有效降低了设备腐蚀、胺液发泡等问题，并提高了胺液的脱硫效率，满足装置脱硫生产要求。
2 胺液净化再生设备简述2.1设备介绍HT-825A胺液净化处理设备适用于干气、液化气脱硫系统，在线连续脱除贫胺液中的热稳盐（HSS）。
溶剂再生装置的贫胺液被系统压力送到本设备，进入离子交换树脂床净化，净化后的胺液返回到胺液储罐中。
离子交换树脂经再生、水洗和废物排放完成一个循环操作，本设备为全自动操作。
2.2设备设计参数及运行要求表1 设备设计基础数据3 加氢胺液净化设备运行情况及效果3.1 设备运行情况HT-825A胺液净化再生设备于2010年安装完毕，2011年试运行后备用。
醇酮装置操作规程最新
醇酮装置操作规程最新醇酮装置操作规程最新一、设备安全操作规程1. 操作人员必须熟悉醇酮装置的结构、原理和操作流程，了解各设备的操作要求和安全规范。
2. 操作前必须检查设备的机械安全装置是否完好，设备是否处于正常工作状态。
3. 操作人员必须按照操作程序进行操作，严禁擅自更改操作工艺参数。
4. 在操作过程中，严禁随意触摸、调试设备，以免引发事故。
5. 操作人员必须戴好个人防护设备，包括安全帽、防护眼镜、安全手套等。
二、操作流程1. 开启装置前应检查电气系统、液氨系统是否正常，并与生产车间调度进行确认和配合。
2. 打开电气系统，检查各电气设备是否正常工作。
3. 打开液氨系统，按照操作规程严格执行。
4. 打开冷却水系统，确保冷却水供应充足。
5. 检查醇酮装置是否正常工作，确认各设备是否正常运转。
6. 根据工艺要求，调整各设备的操作参数和流量，保持装置的稳定运行。
7. 在操作过程中，要时刻注意设备的运行状态，如有异常情况应立即停机处理，并报告上级主管人员。
8. 操作结束后，必须按照操作程序进行设备的关闭。
先停止醇酮装置的工作，然后按照相反的顺序关闭液氨系统、冷却水系统和电气系统。
9. 完成设备的关闭后，及时清理操作场地，保持场地的整洁和安全。
三、安全事故处理1. 在操作过程中如发现异常情况，应立即停机处理，切勿盲目操作，以免引发事故。
2. 在设备发生故障或异常情况时，应立即向上级主管人员报告，并进行相应的处置措施。
3. 在发生人身伤害事故时，应立即采取紧急救援措施，同时向医务室报告，并配合医务人员的处理。
4. 在发生火灾、泄露等严重事故时，应按照应急预案进行应对，并及时报告有关部门进行处理。
四、设备维护与保养1. 定期对醇酮装置进行设备检修和保养，确保设备的正常运行。
2. 定期清洗设备，清除表面杂质和沉积物，以保证设备的工作效率。
3. 定期更换设备的零部件，确保设备的可靠性和安全性。
4. 定期对设备进行润滑维护，保证设备的正常运行。
炼厂醇胺法装置的操作要点
1990年对建于西德克萨期的多套大型、高压醇胺法天 然净化装置的调查结果表明，MEA、DEA和MDEA等 3种溶剂的平均消耗量为48kg/106m3（原料气）， 是操作成本的主要部分
醇胺溶剂的蒸发损失
• 蒸发损失又称挥发损失，主要出现在吸收塔、再生塔 • • •
•
和闪蒸罐的出口，其损失量与这些设备操作参数有关 影响蒸发损耗量的主要参数是温度、压力和溶液浓度； 这些参数决定了与溶液平衡的气相溶剂蒸气分压 吸收塔虽然通常在高压下操作，但由于气体流量很大， 因而是导致蒸发损失的主要部位 出再生塔的酸气已经过回流冷凝水洗涤（其中醇胺含 量约为1%~5%），且气体流量甚小，故其蒸发损失 量远低于吸收塔 工业经验表明在高压下正常运转的醇胺法装置，其蒸 发损失量不很大；而且通过水洗还能有效地降低醇胺 的蒸发损失
MEA氧化降解机理
醇胺的氧化降解与HSAS的腐蚀性
•天然气中不含氧，故天然气净化装置一
般不发生氧化降解；但一旦操作失误混 入空气则可能出现 •对炼厂脱硫装置而言，HSAS的生成是 MDEA降解变质的主要原因，原料气含 氧量高时更甚 •由于HSAS是酸性的，故具有极强的腐 蚀性；其中尤其以草酸的腐蚀性最强 •Dow公司提出了HSAS在MDEA溶液中 含量的上限；且目前已成功地开发了 “溶液净化装气水洗 • 溶液过滤（机械和活性炭） • 溶液复活
AmiPur在线离子交换系统 • 避免氧进入系统 • 控制贫液温度 • 控制重沸器温度 • 定期抽检溶液
醇胺法装置的腐蚀破坏形态
• H2S和CO2对醇胺法装置的腐蚀有多种形态，基于肉 • •
•
眼可见的腐蚀特征，存在全面、裂隙、晶间、开裂型、 磨蚀等等8种腐蚀形态，但主要是以下3种 全面腐蚀：即装置的全部或大面积上均匀地受到破坏； 几乎所有装置都有此类腐蚀，只要年腐蚀率不超过规 定指标不会影响装置的正常运转（0.076mm/a） 局部腐蚀：有多种形态，但在醇胺法装置上经常出现 的是点蚀和流动诱使尾部腐蚀；此类腐蚀对装置的危 害甚大，必须采用多种措施来进行防护 应力开裂（SCC）和氢致开裂（HIC）：在特定条件 下，由于化学腐蚀与静态应力的共同作用而导致构件 开裂的一种特殊腐蚀破坏形态；在有H2S存在的条件 下产生的应力腐蚀又称为硫化氢应力腐蚀开裂，它虽 很少发生，但后果严重
之二、天然气脱酸(醇胺法)综述
（2）碳酸钾及带有各种催化剂的碳酸钾溶液， 主要介绍热碳酸钾。
1、一乙醇胺(MEA) 一乙醇胺(MEA)的特点：
（1）在各种醇胺中其分子量最小、碱性最强、与酸气的反 应速度最快、酸气负荷最高，能够迅速吸收天然气中的 酸性气体，易于降低天然气中酸性气体浓度，而且脱除 一定量的酸气所需要循环的溶液较少；
油气集输工作内容
天然气净化、加工流程框图
气体 净化
气体 加工
第二部分 天然气脱酸
天然气中存在酸性气体（H2S、CO2）影响：
有剧毒，污染环境，燃烧产生二氧化硫等污染空气 增加天然气对金属腐蚀 H2S（25.35,23.37 MJ/m3 ）降低天然气的热值(31.4 MJ/m3)。 硫磺回收（1000/吨）
76~88℃
醇胺溶液吸收并 和酸气发生化学 反应形成胺盐
38~82℃ 76~88℃
高温使胺盐分 解放出酸气溶 液得到再生 高温水蒸汽
88~105℃
固液杂质
115~120℃
1~3%
1一入口涤气器；2一吸收塔；3一“甜气”出口分离器；4一循环泵；5一贫胺冷却器；6 一闪蒸罐；7一除固过滤器；8 一碳粒过滤器；9-增压泵；10-缓冲罐；1 1一贫／富胺液 换热器；12一再生塔；13一回流冷凝器；14一回流泵；15一重沸器；16一回流罐
热碳酸钾的特点：
（4）要求碳酸钾溶液质量分数小于35％，否则将产 生重碳酸盐类沉淀； （5）溶液内含有固体悬浮物和重烃时会产生发泡和 溶剂损失； （6）溶液有极强的腐蚀性，需要向系统注入防腐剂。
醇胺法脱硫技术在永坪炼油厂的应用
Ｔｈ ｐｌ ａ ｉ ｎ ｏ ｃ ｈｏ — ｍ ｉ ｓ ｌｕ ｉ ａ ｉ ｎ Ｔｅ ｈｎ ｌ ｇ ｎ Ｙｏ ｇ ｉ ｇ Ｒｅ ｎ ｒ ｅ Ａｐ ｉ ｔｏ ｆＡｌ ｏ ｌ— ａ ｎｅ Ｄｅ ｕ ｆ ｒ ｚ ｔｏ ｃ ｏ ｏ ｙ ｉ ｎ ｐ ｎ ｆ ｅ ｙ ｃ ｉ
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永 坪炼 油 厂催 化 液 化气 精 制 装 置 ２０ ０４年 建 成 投 产 ， 装 置 该 由洛 阳设 计 院设 计 ， 计 处 理 量 为 １ ． 设 ２ １×１ ｔａ 采 用 预 碱 洗 脱 ０ ／， 硫 化 氢 ， 化 剂 碱 液 抽 提 脱 硫 醇 及 常 温 固定 床 吸 附 精 脱 硫 Ｔ 艺 。 催 近 年来 ， 着 催 化 裂 化 原 料 的 复 杂 、 变 、 劣 以及 含 硫 量 增 加 随 多 质
置 。其 典 型 反 应 过 程 如 下 ：
对硫化氢 ： ２ Ｎ ２＋ Ｓ Ｒ Ｈ Ｈ２ （ Ｎ ３ ２ Ｒ Ｈ ）Ｓ （） １ （） ２ （） ３ （） ４ （ Ｎ ３ ２ ＋Ｈ Ｓ￣ ￣Ｒ Ｈ Ｈ Ｒ Ｈ ）Ｓ ２ ２ Ｎ ３ Ｓ
的变化趋 势 ， 原有 的液化气精制装置 没有单独 的脱硫化 氢设施 ， 产 品 质量 已不 能稳 定 达标 ， 产 过 程 中 还 存 在 操 作 不 稳 定 、 碱 生 耗
摘 要 ：简要介绍了醇胺法脱硫技术，及其在永坪炼油厂用于液化气脱硫单元装置改造及运行情况 ，以及存在的问题，经
胺法工艺流程
胺法工艺流程
《胺法工艺流程》
胺法工艺是一种常用的工业方法，用于合成胺类化合物。
胺类化合物在化工领域具有广泛的应用，可以用于制备染料、杀虫剂、药物等。
胺法工艺流程是一种重要的合成方法，其工艺流程通常包括以下几个步骤：
1. 原料准备：该步骤主要是将反应所需的原料准备好，通常包括一些基础化学品和溶剂等。
这些原料的质量和纯度对反应的成功至关重要，因此在准备过程中需要严格控制原料的质量和处理过程。
2. 反应过程：胺法工艺的核心就是化学反应过程。
在反应器中，原料经过一系列的化学反应，生成目标产物。
反应过程中需要控制反应的温度、压力和反应时间等参数，以确保产物的质量和产率。
3. 分离提纯：产物通常需要经过分离和提纯过程，以去除杂质和提高产品的纯度。
这一步骤通常包括各种分离技术，比如萃取、结晶、蒸馏等。
4. 产品收集：最后一步是将提纯后的产物进行收集和储存。
产物的储存和包装需要符合相关的标准和法规，以确保产品的质量和安全。
总的来说，胺法工艺流程是一种复杂的化工生产过程，需要严
格的操作和管理。
通过合理的工艺流程设计和严格的生产控制，可以生产出高质量的胺类化合物，满足市场的需求。
因此，胺法工艺流程在化工领域具有重要的应用和推广前景。
三胺装置操作规程(3篇)
第1篇一、概述三胺装置操作规程是针对我国某化工厂三胺装置（主要生产尿素、三聚氰胺等）的操作规范，旨在确保生产安全、产品质量和生产效率。
本规程适用于三胺装置的全体操作人员，并作为操作过程中的基本遵循。
二、操作前的准备1. 检查设备：操作前应对三胺装置的设备进行全面的检查，确保设备正常运行，无泄漏、腐蚀、损坏等问题。
2. 检查仪表：检查仪表的准确性和灵敏度，确保仪表指示正常。
3. 检查原料：确保原料质量符合生产要求，无杂质。
4. 检查安全设施：检查消防器材、防护用品等安全设施是否齐全、有效。
5. 检查操作规程：熟悉本规程及相关操作规范，确保操作过程中遵循规定。
三、操作过程1. 启动设备：按照设备启动顺序，逐步开启相关设备，确保设备正常运行。
2. 控制工艺参数：根据生产要求，调整温度、压力、流量等工艺参数，确保生产稳定。
3. 添加原料：按照规定量添加原料，确保原料添加均匀。
4. 检查设备运行：定期检查设备运行状态，发现异常情况立即处理。
5. 监测产品质量：定期对产品进行检测，确保产品质量符合标准。
6. 操作记录：详细记录操作过程，包括设备运行参数、原料添加量、产品质量等。
四、异常处理1. 设备故障：发现设备故障，立即停止相关设备，并通知维修人员处理。
2. 原料问题：发现原料质量问题，立即停止生产，查找原因并采取措施。
3. 产品质量问题：发现产品质量问题，立即停止生产，查找原因并采取措施。
4. 安全事故：发生安全事故，立即启动应急预案，并报告相关部门。
五、操作后的维护1. 关闭设备：按照设备关闭顺序，逐步关闭相关设备，确保设备处于安全状态。
2. 清理现场：清理生产现场，确保无残留原料、废弃物等。
3. 检查设备：检查设备运行情况，确保设备无损坏、泄漏等问题。
4. 更换备品备件：根据设备使用情况，及时更换备品备件。
5. 检查安全设施：检查消防器材、防护用品等安全设施，确保完好。
六、注意事项1. 操作人员应熟悉本规程及相关操作规范，确保操作过程安全、规范。
天然气脱硫
5.2 脱硫方法分类与选择
(7)其它 如对气体脱硫、尾气处理有关的环保要求和规 范、以及脱硫装置的投资和操作费用等。 尽管需要考虑的因素很多，但按原料气处理量 计的硫潜含量或硫潜量(kg/d)是一个关键因素，与 间歇法相比，当原料气的硫潜量大于45kg/d时，应 优先考虑醇胺法脱硫。 据统计，全世界2000多套气体脱硫装置中，有 半数采用醇胺法脱硫，其次是砜胺法。90年代后 MDEA的用量已占醇胺总量的30％左右。
2、主要脱硫方法
方法名称 脱硫剂 脱硫情况 一、化学吸收法 工业应用
15%～25% 单乙醇胺 (质量分率)单 (MEA法) 乙醇胺水溶液
醇 改良二乙 25%～30% 胺 醇胺 法 (SNPA- (质量分率)二 DEA法) 乙醇胺水溶液
50%～70% 二甘醇胺 (质量分率)二 (DGA法) 甘醇胺水溶液
5.2 脱硫方法分类与选择
(4)对需要脱除的酸性组分的选择性要求 在各种脱硫方法中，对脱硫剂最重要的一个要求是 其选择性，有些方法的脱硫剂对天然气中某一酸性组 分的选择性可能很高，而另外一些方法的脱硫剂则无 选择性。 (5)原料气的处理量 有些脱硫方法适用于处理量大的原料气脱硫，有些 方法只适用处理量小的原料气脱硫。 (6)原料气的温度、压力及净化气的温度、压力 有些脱硫方法不宜在低压下脱硫．而另外一些方法 在脱硫温度高于环境温度时会受到不利因素的影响。
5.2 脱硫方法分类与选择
二、脱硫方法的选择
1、考虑因素 天然气脱硫方法的选择，不仅对于脱硫过程本身， 就是对于下游工艺过程包括硫磺回收、脱水、天然气 油回收以及液烃产品处理等方法的选择都有很大影响。 在选择脱硫方法时需要考虑的主要因素是： (1)天然气中酸性组分的类型和含量 大多数天然气中的酸性组分是H2S和CO2，但有的 还可能含有COS、CS2、RSH等，只要气体含有这些组 分中的任何一种，就会排除选择某些脱硫办法的可能 性。
之二、天然气脱酸(醇胺法)
（2）碳酸钾及带有各种催化剂的碳酸钾溶液， 主要介绍热碳酸钾。
1、一乙醇胺(MEA) 一乙醇胺(MEA)的特点：
（1）在各种醇胺中其分子量最小、碱性最强、与酸气的反 应速度最快、酸气负荷最高，能够迅速吸收天然气中的 酸性气体，易于降低天然气中酸性气体浓度，而且脱除 一定量的酸气所需要循环的溶液较少；
以物理溶剂和化学溶剂配制的混合溶剂 作为吸收剂，兼有物理吸收和化学吸收剂作 用。 如：砜胺法。
5、直接氧化法
对H2S直接氧化使其转化成元素硫， 如：Claus(克劳斯)法。 在天然气工业中常用于天然气脱出酸 气的处理，适合于处理流量小、酸气浓度 很高的原料气 。
6、膜分离法
是利用气体中各组分通过薄膜渗透性 能的区别，将某种气体组分从气流中分离 和提浓，从而达到天然气脱酸性气的目的。
吸收特性 随着吸收的不断进行，吸收剂内溶质浓 度逐步增大，气液相的溶质浓度差减小，传质 速率减慢，最后降为零，气液相达到平衡，称
为吸收平衡。此时，溶剂中溶质浓度达到最大
值。 气液平衡时，溶剂中的溶质浓度称为平 衡溶解度，简称溶解度。
影响溶解度大小的因素有：
（1）压力：系统压力对溶解度的影响很小，常可忽略； （2）温度：温度对溶解度的影响较大，随温度上升，溶解度 下降； （3）物系组成：一定温度下，溶解度仅和物系组成有关。 另外吸收还具有选择吸收性和吸收热效应： 吸收总具有一定的选择性，要选择对酸气溶解度大的溶 剂与酸性天然气接触，才能脱除天然气内所含的酸气组分。 溶剂吸收溶质时，被吸收气体组分由气态变成液态，会产 生溶解热。即使物理吸收也会产生热效应；若为化学吸收， 还伴随产生反应热。因而，随吸收过程的进行，溶液温度必 将升高。
（2）蒸气压高，挥发性强，溶剂的蒸发损失大； （3）腐蚀性强，溶液浓度低（15～ 20%），特殊部位需要 使用特殊钢材；
醇胺碱度、浓度测定操作规程
醇胺碱度、浓度测定操作规程1 适用范围本标准规定了高效胶硫剂（N－甲基二乙醇胺，分子式：CH3N(CH2CH2OH)2,分子量:119.2)的总碱度及浓度的测定方法。
2 方法概要将试样溶解于蒸馏水中,用标准盐酸溶液进行滴定,通过甲基橙指示剂判断终点,从而计算出醇胺的碱度或浓度。
注:如果试样颜色深,终点颜色由黄变橙,滴定过量时,颜色变红,滴定时需仔细观察。
3 试剂3.1 盐酸标准溶液C:0.5mol/L（取42ml浓盐酸，缓慢倒入蒸馏水，并稀释至1000毫升）；3.2 0.1％甲基橙指示剂:称取0.1克的甲基橙溶于100ml蒸馏水中。
4 仪器4.1 天平:感量0.001g。
4.2 锥形瓶:200ml；4.3 滴定管:10ml,分格0.05ml。
5 试验步骤称取一定量的试样(根据溶液浓度而定,称准至0.001克)于200ml锥形瓶中,加蒸馏水50ml,混合均匀,加甲基橙 指示剂4滴,用0.5mol/L的盐酸标准溶液滴定至溶液由黄变橙为终点,记录消耗盐酸溶液的体积(ml)。
具体称样量见下表：含量(%) 称样量(克)<5 5.0±0.25～10 3.0±0.2>10 1.0±0.36 结果计算6.1 醇胺碱度按mgKOH/g计,则按下式计算:N T(mgKOH/g)= V×C×56.1m式中:V—消耗盐酸标准溶液的体积mlC—盐酸标准溶液的浓度mol/Lm—试样重g56.1—氢氧化钾的摩尔质量g/mol6.2 脱硫剂按质量百分浓度(％)计,则按下式计算:因为 X%（二乙醇胺）= V×C×M×1001000×G所以 X%（二乙醇胺）= V×C×11.92G式中:V—消耗盐酸标准溶液的体积mlC—盐酸标准溶液的浓度mol/LM—被测醇胺的摩尔质量119.2g/molG—被测试样的重量g7 报告取重复测定两个结果的算术平均值作为测试结果，保留两位小数。
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MEA氧化降解机理
醇胺的氧化降解与HSAS的腐蚀性
•天然气中不含氧，故天然气净化装置一
般不发生氧化降解；但一旦操作失误混 入空气则可能出现 •对炼厂脱硫装置而言，HSAS的生成是 MDEA降解变质的主要原因，原料气含 氧量高时更甚 •由于HSAS是酸性的，故具有极强的腐 蚀性；其中尤其以草酸的腐蚀性最强 •Dow公司提出了HSAS在MDEA溶液中 含量的上限；且目前已成功地开发了 “溶液净化装置”
醇胺溶液发泡及其控制
• •
雾沫是溶液分散在气体中而形成，而泡沫则是气体分散在溶液中 而形成；容易发泡是醇胺溶剂的固有特性，MEA最容易发泡， DEA次之，MDEA的发泡倾向相对较低 因此，醇胺法装置塔板上形成一定量泡沫是正常的；但若形成的 泡沫及稳定，并随气体沿塔上升，甚至带入下游设备，这就是影 响平衡操作的发泡现象 导致发泡的原因很复杂，但基本上都与具有表面活性的杂技进入 脱硫溶液有关；例如醇胺的降解产物、溶液中的悬浮固体、原料 气带入装置的液烃，以及所有进入系统的表面活性物质（如原料 气夹带的缓蚀剂、阀门上的润滑脂等等） 迄今还没有一种普遍有效的措施来解决所有醇胺法装置的发泡问 题；但一般认为醇降解产物和外来污染物是引起发泡的主要因素， 而腐蚀产物细粒则是稳泡剂 对于突发性发泡，通常用加注阻泡剂的方法来处理，但这仅仅是 应急措施，关键是找到发泡的原因，并加以消除
主要腐蚀防护措施
• 设备应避免使用镀黄铜或铜基合金材料和铝材容易发 •
• • •
• • •
生腐蚀的部位（如重沸器管束）可选用奥氏体不锈钢 在关键部位选用合金钢是重要的防腐措施。元素铬的 作用是抗电化学均匀腐蚀；元素钼的作用是抗局部腐 蚀；在抗SCC方面则由元素镍起主要作用 使用保护涂层 重沸器管束等接触高温醇胺溶液的部位应定期维护， 清除管壁上锈皮和沉积物，避免发生点蚀和垢下腐蚀 所有操作温度超过900C的设备和管道均应进行焊后热 处理以消除应力，焊缝热影响区的硬度应小于HB200 必须注意除去溶液中降解产物及固体颗粒 循环冷却水处理是醇胺法装置重要的工艺防腐措施 使用MEA和DEA溶剂的装置，加注缓蚀剂是有效的工 艺防腐措施
开裂型破坏的典型案例
• 1984年7月美国Illinois州Romeoville炼
油厂处理丙烷的MEA法装置发生一起因吸收塔 应力开裂而引起的重大爆炸和火灾事故，死17 人，伤17人，经济损失超过1亿美元。事后调 查判明，吸收塔板材对HIC敏感且现场施工时 修补焊缝未进行应力消除
• 印尼Badad天然气液化厂的醇胺法深度脱碳装
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平稳操作要点
• 原料气水洗 • 溶液过滤（机械和活性炭） • 溶液复活
AmiPur在线离子交换系统 • 避免氧进入系统 • 控制贫液温度 • 控制重沸器温度 • 定期抽检溶液
醇胺法装置的腐蚀破坏形态
• H2S和CO2对醇胺法装置的腐蚀有多种形态，基于肉 • •
•
眼可见的腐蚀特征，存在全面、裂隙、晶间、开裂型、 磨蚀等等8种腐蚀形态，但主要是以下3种 全面腐蚀：即装置的全部或大面积上均匀地受到破坏； 几乎所有装置都有此类腐蚀，只要年腐蚀率不超过规 定指标不会影响装置的正常运转（0.076mm/a） 局部腐蚀：有多种形态，但在醇胺法装置上经常出现 的是点蚀和流动诱使尾部腐蚀；此类腐蚀对装置的危 害甚大，必须采用多种措施来进行防护 应力开裂（SCC）和氢致开裂（HIC）：在特定条件 下，由于化学腐蚀与静态应力的共同作用而导致构件 开裂的一种特殊腐蚀破坏形态；在有H2S存在的条件 下产生的应力腐蚀又称为硫化氢应力腐蚀开裂，它虽 很少发生，但后果严重
天然气净化工艺技术交流
炼厂醇胺法装置的操作要点
陈赓良
2007年6月
炼厂醇胺法装置平衡操作基本要求
•稳定操作参数
•保持溶液清洁 •防止设备腐蚀
•降低溶剂消耗
醇胺降解(变质)的三种主要方式
• 热降解
直接与再生温度有关
• 化学降解
与CO2及有机硫化合物的反应
• 氧化降解
生成酸性热稳定性盐（HSAS）
DEA与CO2反应的（降解）历程
MEA MDEA DEA
1.6 0.16 0.016
吸收塔出现严重雾沫夹带的原因
•吸收塔直径太小，导致气速过高 •操作压力低于设计压力，导致处理的气
量（或气速）偏高 •溶液循环量过高，或在泛点条件下操作 •塔板或填料被堵塞，或已损坏 •溶液分配器设计不当，或发生堵塞 •下游分离/捕集器损坏
不同类型的分离/捕集设备
1990年对建于西德克萨期的多套大型、高压醇胺法天 然净化装置的调查结果表明，MEA、DEA和MDEA等 3种溶剂的平均消耗量为48kg/106m3（原料气）， 是操作成本的主要部分
醇胺溶剂的蒸发损失
• 蒸发损失又称挥发损失，主要出现在吸收塔、再生塔 • • •
•
和闪蒸罐的出口，其损失量与这些设备操作参数有关 影响蒸发损耗量的主要参数是温度、压力和溶液浓度； 这些参数决定了与溶液平衡的气相溶剂蒸气分压 吸收塔虽然通常在高压下操作，但由于气体流量很大， 因而是导致蒸发损失的主要部位 出再生塔的酸气已经过回流冷凝水洗涤（其中醇胺含 量约为1%~5%），且气体流量甚小，故其蒸发损失 量远低于吸收塔 工业经验表明在高压下正常运转的醇胺法装置，其蒸 发损失量不很大；而且通过水洗还能有效地降低醇胺 的蒸发损失
溶剂（蒸发）损耗量的估计
吸收塔操作条件 48.90C 4.76MPa(a) 醇胺溶液 损耗量 kg/106m3 再生塔回流罐操作条件 48.90C 0.17MPa(a) 醇胺溶剂 损耗量 kg/106m3
15%MEA 30%DEA 30%MDEA 50%MDEA
8.7 0.06 0.56 0.98
HSAS在MDEA溶液中含量上限
项目
草酸盐 硫酸盐 甲酸盐 乙酸盐 质量分数 1 × 10-6 250 500 500 1000
项目
硫氰酸盐 氯化物 硫代硫盐 HSAS总量
质量分数 1 × 10-6 10000 500 10000 0.5% (溶液总量)
溶剂损耗的途径
• • • •
机械损失：指由于物理原因而从循环系统中排出而造成的损失， 对于平衡运转的装置，这应是溶剂损失的主要部分，其量可由总 量与以下3部分损失的差值估计 雾沫夹带：指溶剂以雾沫形式被除数净化气和再生酸气带出装置 而造成的损失，其量仅将于机械损失 蒸发损失：指与醇胺溶液平衡的气相溶剂蒸气，被气流带出装置 而产生的损耗，其量与溶剂蒸气压有关 溶剂降解：指活性醇胺由于发生化学变化而转化为HSAS和其它 降解产物而导致溶剂损失；设计合理、操作平衡的天然气净化装 置的溶剂损耗量不应超过总量的20%
置始建于1977年，在使用MEA溶剂时也发生 过严重的应力开裂（SCC），在3年时间中曾 因此而导致10次非计划的停工检修
对醇胺法装置应力开裂的认识
• 出现典型H2S应力开裂的设备，开裂主要发生在压力 •
•
•
•
焊缝与接管焊缝的熔合线中或焊缝的热影响区(HAZ) 醇胺法装置上也出现HIC，其出现机率与溶剂类型密 切有关：被调查的34套MDEA装置均未出现HIC，而 37套Sulfinol装置中有19%出现HIC 在HIC中还有一种应力集中氢致开裂（SOHIC）；在 应力集中区，由氢积聚而诞生的微裂纹经常沿壁厚方 向发展而形成开裂，破坏性极大 对新建设备提出恰当的技术要求是必要的。这些要求 通常包括：焊后热处理（PWHT）前接管焊缝的超声 波探伤和焊后热处理后设备内表面焊缝的湿荧光磁粉 测试（WFMT）；WFMT可以探测出许多为其它探伤 技术所忽略的裂纹 保护涂层的应用
影响腐蚀的因素
• 酸气组分浓度（分压）：醇胺装置上最主要的腐蚀剂 •；其分压升高则腐蚀加剧 醇胺的类型：MEA的腐蚀最强，DEA次之，MDEA的 腐蚀性（相对）比较轻微 溶液的酸气负荷：通常腐蚀程度随酸气负荷上升而增 加，故MEA的酸气负荷一般不超过0.3 溶液中的污染物：污染来源有2个，一是由原料气带入 装置，二是降解和腐蚀产物 装置不同部位的操作条件（温度及压力） 溶液流速：溶液流速过高会因强烈的冲刷而破坏金属 表面的保护膜，导致腐蚀加剧；碳钢设备中溶液流速 不应超过1m/s，不锈钢设备中则为1.5~2.4m/s