加氢装置脱硫化氢汽提塔系统腐蚀调查*——腐蚀问题概况

陈崇刚,李立权,于凤昌,苗 普

(1. 中石化洛阳工程有限公司，河南 洛阳 471003；2.中石化炼化工程(集团)股份有限公司洛阳技术研发中心，河南 洛阳 471003)



加氢装置脱硫化氢汽提塔系统腐蚀调查*
——腐蚀问题概况

陈崇刚1,李立权1,于凤昌2,苗 普2

(1. 中石化洛阳工程有限公司，河南 洛阳 471003；2.中石化炼化工程(集团)股份有限公司洛阳技术研发中心，河南 洛阳 471003)

选取国内12家炼油企业的52套加氢装置开展了腐蚀调查，了解各家企业的加氢装置类型、脱硫化氢汽提塔的汽提工艺特点以及主要设备的腐蚀状况。调查发现：该系统的腐蚀问题主要集中在塔上部及其冷凝冷却系统，其中，报告脱硫化氢汽提塔存在腐蚀问题的装置共计6套，报告塔顶管线存在腐蚀问题的装置共计11套，报告空冷器存在腐蚀问题的装置共计3套，报告水冷器存在腐蚀问题的装置共计4套，报告塔顶回流罐出现腐蚀问题的有的装置共计1例；此外根据脱硫化氢汽提塔汽提工艺特点，进行了腐蚀环境的划分。

加氢装置 脱硫化氢汽提塔 腐蚀调查 汽提工艺 腐蚀环境

加氢类装置自反应系统来的反应产物中一般含有H2S，NH3和Cl-等腐蚀性介质，为减少腐蚀影响、保障产品质量，通常在分馏部分设置脱硫化氢汽提塔将这些介质自油品中汽提出去。脱硫化氢汽提塔系统是加氢装置分馏系统腐蚀性物质最集中的部位，也是腐蚀威胁最严重的部位。一直以来，该系统防腐蚀效果表现不稳定，时有腐蚀、结盐堵塞等导致装置不能正常生产的情形出现。为深刻了解各类加氢装置脱硫化氢汽提塔系统腐蚀现状，为制定相应的腐蚀控制措施提供依据，中石化洛阳工程有限公司联合中石化炼化工程(集团)股份有限公司洛阳技术研发中心针对该系统的腐蚀问题进行了专项腐蚀调查，历时2个多月，共选取12家炼油企业的52套加氢类装置作为调查样本。该文即是反映本次腐蚀调查脱硫化氢汽提塔系统腐蚀情况的调查报告。

1 装置概况

1.1 炼油企业加氢装置类型情况

调研12家企业分别用A-L字母表示，石脑油加氢装置用NHT表示，汽油加氢装置用GHT表示，航煤加氢装置用KHT表示，柴油加氢装置(包含柴油加氢精制、柴油加氢改质、加氢处理)用DHT表示，蜡油加氢装置(包含蜡油加氢、蜡油加氢处理)用VHT表示，加氢裂化装置(包含加氢裂化、蜡油加氢裂化)用HC表示，渣油加氢装置用RDS表示，如果一家企业有多套同类型加氢装置，则在该类型加氢装置字母后加数字表示，如DHT1即表示第1套柴油加氢装置。该次调研涉及的炼油企业、装置类型及数量统计情况见表1。

表1 各炼油企业装置类型统计

1.2 加氢装置汽提工艺特点

12家企业52套装置因加氢原料及目的产品要求不同，采取了不同的汽提工艺流程。主要有脱硫化氢汽提塔加分馏塔的双塔流程以及汽提和分馏为一体的主汽提塔的单塔流程。汽提的热源有采用过热蒸汽的，也有采用重沸炉或重沸器的。常见的汽提方式见图1。

图1 常见汽提方式

综合各类加氢装置，结合装置原料中的S，N和Cl的含量及脱除要求，相关工艺有如下特点：

调查发现对于原料中S和N含量较高，在反应器中生成的H2S及NH3较多的加氢裂化、渣油加氢、蜡油加氢、柴油加氢等装置多采用脱硫化氢汽提塔+分馏塔并采用蒸汽汽提的双塔流程。对于原料中S和N含量相对较低，在反应器中生成的H2S及NH3较少的航煤加氢、汽油加氢以及重整装置配套的石脑油加氢等装置多采用汽提和分馏为一体的主汽提塔的单塔流程。

调查发现航煤加氢装置为避免产品中含水，多采用重沸炉(器)做为汽提热源，其余装置多采用蒸汽作为汽提热源。

汽提方式不同，脱硫化氢汽提塔顶系统的介质也不一样，对于采用蒸汽汽提方式的，塔顶介质为H2S，NH3，水蒸气和烃类气体；对于采用重沸炉(器)汽提方式的，塔顶介质为H2S，NH3和烃类气体。

2 脱硫化氢汽提塔系统存在的腐蚀

52套装置中报告脱硫化氢汽提塔存在腐蚀问题的装置共计6套，占调查装置的11.5%，报告塔顶管线存在腐蚀问题的装置共计11套，占调查装置的21.2%，报告空冷器存在腐蚀问题的装置3套，占5.8%，报告水冷器存在腐蚀问题的装置4套，占7.7%，报告塔顶回流罐出现腐蚀问题的装置仅有1例，占2%。

2.1 脱硫化氢汽提塔存在的腐蚀

表2为脱硫化氢汽提塔腐蚀情况一览。

表2 脱硫化氢汽提塔的腐蚀情况

调查发现，部分装置因为进料超负荷导致了严重的腐蚀问题。其中，G企业HC装置脱硫化氢汽提塔平均超负荷23%，其第15层塔盘中间部位严重腐蚀至消失。企业J 装置HC也出现了类似问题。在2011—2014年生产周期中，控制脱硫化氢汽提塔进料为设计值的95%，没有发现明显腐蚀问题。

2.2 塔顶管线腐蚀

表3为脱硫化氢汽提塔塔顶管线腐蚀情况一览表，腐蚀失效多发生在塔顶挥发线处。

表3 脱硫化氢汽提塔塔顶管线腐蚀情况

2.3 空冷器腐蚀

表4为脱硫化氢汽提塔塔顶空冷器腐蚀情况一览。企业H装置VHT空冷器腐蚀主要由于节能改造时在空冷器前增加热媒水换热器，导致进空冷器前出现大量液体，由于设计没有考虑在空冷器前分配管出现液体情况，致使液体分配不均，导致偏流引起腐蚀。企业A装置DHT2同样在进入空冷器前出现大量液体，对比表3，该装置挥发线水平段底部形成腐蚀沟槽。

表4 脱硫化氢汽提塔塔顶空冷器腐蚀情况

2.4 水冷器腐蚀

表5为脱硫化氢汽提塔塔顶水冷器腐蚀情况一览。水冷器腐蚀多发生在焊缝处，由于处在湿硫化氢腐蚀环境，在保证选材合理情况下，制造时应严格按照焊接规范，控制焊缝硬度。

表5 脱硫化氢汽提塔塔顶水冷器腐蚀情况

2.5 塔顶回流罐腐蚀

调查企业加氢装置中只有企业C装置KHT报告塔顶回流罐出现过腐蚀问题，原材质为Q235A，1995年投用，在2008年检修过程中发现内壁腐蚀比较严重，于2010年更换为Q245R。

加氢装置脱硫化氢汽提塔系统的腐蚀主要集中在塔上部及其冷凝冷却系统，该部位发生腐蚀的原因在于自反应系统来的反应产物中一般含有H2S,NH3和Cl-等腐蚀性介质，经汽提后集聚在塔的上部及其冷凝冷却系统处。

3 脱硫化氢汽提塔系统存在的腐蚀环境

3.1 蒸汽汽提型脱硫化氢汽提塔

采用蒸汽汽提的脱硫化氢汽提塔及塔顶系统的腐蚀环境，可能有以下几种：

(1)当塔顶温度低于水的露点时。此时腐蚀环境为H2S+NH3+H2O，需要防止发生湿H2S腐蚀、NH4HS腐蚀，若装置原料中氯含量较高，并有氯进入到脱硫化氢汽提塔时，塔顶部位塔壁和塔盘形成NH4Cl溶液，严重腐蚀碳钢和不锈钢。

(2)当塔顶温度高于水的露点时。此时塔顶的腐蚀环境为干的H2S+NH3、对碳钢塔壁和塔盘的腐蚀轻微，但须密切关注塔顶回流和塔顶保温对塔顶局部温度的影响，防止形成局部露点；随着介质进入塔顶管线、经空冷、水冷后，此时腐蚀环境为H2S+NH3+H2O。

3.2 重沸炉(器)型脱硫化氢汽提塔

采用重沸炉(器)汽提的脱硫化氢汽提塔及塔顶系统的腐蚀环境，因塔顶基本不含水，塔顶的腐蚀环境主要为干的H2S+NH3、对碳钢塔壁和塔盘的腐蚀轻微。若装置原料中氯量较高，并有氯进入到脱硫化氢汽提塔时，塔顶及管线系统在一定温度下易形成NH4Cl盐结晶，发生堵塞。

综合上述分析，脱硫化氢汽提塔及塔顶系统的腐蚀主要有：

(1)干的H2S+NH3，腐蚀轻微；

(2)湿的H2S+NH3+H2O，需要防止发生湿H2S腐蚀、NH4HS腐蚀；

(3)可能的NH4Cl盐堵塞；

(4)可能的NH4Cl溶液腐蚀，和垢下腐蚀。

4 结束语

调查发现，12家企业52套加氢装置脱硫化氢汽提塔系统的腐蚀主要集中在塔上部及其冷凝冷却系统处，脱硫化氢汽提塔上部、塔顶管线、塔顶空冷器、塔顶水冷器、塔顶回流罐均报告有相应的腐蚀案例；此外，根据加工原料及产品要求，加氢装置配置了不同的汽提工艺和汽提方式，其中，不同的汽提方式对于脱硫化氢汽提塔系统的腐蚀环境影响显著；通过调研发现该系统现有防腐策略，即采用较低级材料+工艺防腐的措施的实际可靠性较差。

致谢：参加调研工作的人员还有裘峰、郭为民、朱玫、韩旭辉、 王昆鹏、赵小燕、曹振兴，在此表示感谢。

(编辑 王维宗)

Investigation on Corrosion in H2S Stripper of Hydrogenation Unit——Corrosion Review

ChenChonggang1,LiLiquan1,YuFengchang2,MiaoPu2

(1.LuoyangPetrochemicalEngineeringCorporation,Luoyang471003，China;2.SEGLuoyangR&DCenterofTechnology,Luoyang471003,China)

12 petroleum refineries and petrochemical plants have been selected for corrosion investigation in order to know their types of hydrogenation unit, the process characteristics of H2S strippers and corrosion conditions of main equipment. The investigation found that the corrosion mainly occurred in the upper section of stripping towers and condensing cooling systems. It is reported that 6 H2S strippers suffered from corrosion, 11 H2S strippers’ overhead lines suffered from corrosion, 3 air coolers suffered from corrosion, 4 water coolers was troubled by the corrosion and 1 overhead reflux drum suffered from corrosion. In addition, the corrosion environments are classified based upon the process characteristic of H2S strippers.

hydrogenation unit, H2S stripper, corrosion investigation, stripping process, corrosion environment

2016-07-02；修改稿收到日期：2016-08-26。

陈崇刚，1983年毕业于成都科技大学化工机械专业，一直从事炼油化工设备的设计研发工作，现为该公司首席专家。E-mail:chencg.lpec@sinopec.com

中国石油化工股份有限公司技术开发项目，第二代sheer加氢成套技术开发(113142)。