加氫裝置脫硫化氫汽提塔系統腐蝕調查*
——腐蝕問題概況

陳崇剛,李立權,于鳳昌,苗 普

(1. 中石化洛陽工程有限公司，河南 洛陽 471003；2.中石化煉化工程(集團)股份有限公司洛陽技術研發中心，河南 洛陽 471003)

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加氫裝置脫硫化氫汽提塔系統腐蝕調查*
——腐蝕問題概況

陳崇剛1,李立權1,于鳳昌2,苗 普2

(1. 中石化洛陽工程有限公司，河南 洛陽 471003；2.中石化煉化工程(集團)股份有限公司洛陽技術研發中心，河南 洛陽 471003)

選取國內12家煉油企業的52套加氫裝置開展了腐蝕調查，了解各家企業的加氫裝置類型、脫硫化氫汽提塔的汽提工藝特點以及主要設備的腐蝕狀況。調查發現：該系統的腐蝕問題主要集中在塔上部及其冷凝冷卻系統，其中，報告脫硫化氫汽提塔存在腐蝕問題的裝置共計6套，報告塔頂管線存在腐蝕問題的裝置共計11套，報告空冷器存在腐蝕問題的裝置共計3套，報告水冷器存在腐蝕問題的裝置共計4套，報告塔頂回流罐出現腐蝕問題的有的裝置共計1例；此外根據脫硫化氫汽提塔汽提工藝特點，進行了腐蝕環境的劃分。

加氫裝置 脫硫化氫汽提塔 腐蝕調查 汽提工藝 腐蝕環境

加氫類裝置自反應系統來的反應產物中一般含有H2S，NH3和Cl-等腐蝕性介質，為減少腐蝕影響、保障產品質量，通常在分餾部分設置脫硫化氫汽提塔將這些介質自油品中汽提出去。脫硫化氫汽提塔系統是加氫裝置分餾系統腐蝕性物質最集中的部位，也是腐蝕威脅最嚴重的部位。一直以來，該系統防腐蝕效果表現不穩定，時有腐蝕、結鹽堵塞等導致裝置不能正常生產的情形出現。為深刻了解各類加氫裝置脫硫化氫汽提塔系統腐蝕現狀，為制定相應的腐蝕控制措施提供依據，中石化洛陽工程有限公司聯合中石化煉化工程(集團)股份有限公司洛陽技術研發中心針對該系統的腐蝕問題進行了專項腐蝕調查，歷時2個多月，共選取12家煉油企業的52套加氫類裝置作為調查樣本。該文即是反映本次腐蝕調查脫硫化氫汽提塔系統腐蝕情況的調查報告。

1 裝置概況

1.1 煉油企業加氫裝置類型情況

調研12家企業分別用A-L字母表示，石腦油加氫裝置用NHT表示，汽油加氫裝置用GHT表示，航煤加氫裝置用KHT表示，柴油加氫裝置(包含柴油加氫精制、柴油加氫改質、加氫處理)用DHT表示，蠟油加氫裝置(包含蠟油加氫、蠟油加氫處理)用VHT表示，加氫裂化裝置(包含加氫裂化、蠟油加氫裂化)用HC表示，渣油加氫裝置用RDS表示，如果一家企業有多套同類型加氫裝置，則在該類型加氫裝置字母后加數字表示，如DHT1即表示第1套柴油加氫裝置。該次調研涉及的煉油企業、裝置類型及數量統計情況見表1。

表1 各煉油企業裝置類型統計

1.2 加氫裝置汽提工藝特點

12家企業52套裝置因加氫原料及目的產品要求不同，采取了不同的汽提工藝流程。主要有脫硫化氫汽提塔加分餾塔的雙塔流程以及汽提和分餾為一體的主汽提塔的單塔流程。汽提的熱源有采用過熱蒸汽的，也有采用重沸爐或重沸器的。常見的汽提方式見圖1。

圖1 常見汽提方式

綜合各類加氫裝置，結合裝置原料中的S，N和Cl的含量及脫除要求，相關工藝有如下特點：

調查發現對于原料中S和N含量較高，在反應器中生成的H2S及NH3較多的加氫裂化、渣油加氫、蠟油加氫、柴油加氫等裝置多采用脫硫化氫汽提塔+分餾塔并采用蒸汽汽提的雙塔流程。對于原料中S和N含量相對較低，在反應器中生成的H2S及NH3較少的航煤加氫、汽油加氫以及重整裝置配套的石腦油加氫等裝置多采用汽提和分餾為一體的主汽提塔的單塔流程。

調查發現航煤加氫裝置為避免產品中含水，多采用重沸爐(器)做為汽提熱源，其余裝置多采用蒸汽作為汽提熱源。

汽提方式不同，脫硫化氫汽提塔頂系統的介質也不一樣，對于采用蒸汽汽提方式的，塔頂介質為H2S，NH3，水蒸氣和烴類氣體；對于采用重沸爐(器)汽提方式的，塔頂介質為H2S，NH3和烴類氣體。

2 脫硫化氫汽提塔系統存在的腐蝕

52套裝置中報告脫硫化氫汽提塔存在腐蝕問題的裝置共計6套，占調查裝置的11.5%，報告塔頂管線存在腐蝕問題的裝置共計11套，占調查裝置的21.2%，報告空冷器存在腐蝕問題的裝置3套，占5.8%，報告水冷器存在腐蝕問題的裝置4套，占7.7%，報告塔頂回流罐出現腐蝕問題的裝置僅有1例，占2%。

2.1 脫硫化氫汽提塔存在的腐蝕

表2為脫硫化氫汽提塔腐蝕情況一覽。

表2 脫硫化氫汽提塔的腐蝕情況

調查發現，部分裝置因為進料超負荷導致了嚴重的腐蝕問題。其中，G企業HC裝置脫硫化氫汽提塔平均超負荷23%，其第15層塔盤中間部位嚴重腐蝕至消失。企業J 裝置HC也出現了類似問題。在2011—2014年生產周期中，控制脫硫化氫汽提塔進料為設計值的95%，沒有發現明顯腐蝕問題。

2.2 塔頂管線腐蝕

表3為脫硫化氫汽提塔塔頂管線腐蝕情況一覽表，腐蝕失效多發生在塔頂揮發線處。

表3 脫硫化氫汽提塔塔頂管線腐蝕情況

2.3 空冷器腐蝕

表4為脫硫化氫汽提塔塔頂空冷器腐蝕情況一覽。企業H裝置VHT空冷器腐蝕主要由于節能改造時在空冷器前增加熱媒水換熱器，導致進空冷器前出現大量液體，由于設計沒有考慮在空冷器前分配管出現液體情況，致使液體分配不均，導致偏流引起腐蝕。企業A裝置DHT2同樣在進入空冷器前出現大量液體，對比表3，該裝置揮發線水平段底部形成腐蝕溝槽。

表4 脫硫化氫汽提塔塔頂空冷器腐蝕情況

2.4 水冷器腐蝕

表5為脫硫化氫汽提塔塔頂水冷器腐蝕情況一覽。水冷器腐蝕多發生在焊縫處，由于處在濕硫化氫腐蝕環境，在保證選材合理情況下，制造時應嚴格按照焊接規范，控制焊縫硬度。

表5 脫硫化氫汽提塔塔頂水冷器腐蝕情況

2.5 塔頂回流罐腐蝕

調查企業加氫裝置中只有企業C裝置KHT報告塔頂回流罐出現過腐蝕問題，原材質為Q235A，1995年投用，在2008年檢修過程中發現內壁腐蝕比較嚴重，于2010年更換為Q245R。

加氫裝置脫硫化氫汽提塔系統的腐蝕主要集中在塔上部及其冷凝冷卻系統，該部位發生腐蝕的原因在于自反應系統來的反應產物中一般含有H2S,NH3和Cl-等腐蝕性介質，經汽提后集聚在塔的上部及其冷凝冷卻系統處。

3 脫硫化氫汽提塔系統存在的腐蝕環境

3.1 蒸汽汽提型脫硫化氫汽提塔

采用蒸汽汽提的脫硫化氫汽提塔及塔頂系統的腐蝕環境，可能有以下幾種：

(1)當塔頂溫度低于水的露點時。此時腐蝕環境為H2S+NH3+H2O，需要防止發生濕H2S腐蝕、NH4HS腐蝕，若裝置原料中氯含量較高，并有氯進入到脫硫化氫汽提塔時，塔頂部位塔壁和塔盤形成NH4Cl溶液，嚴重腐蝕碳鋼和不銹鋼。

(2)當塔頂溫度高于水的露點時。此時塔頂的腐蝕環境為干的H2S+NH3、對碳鋼塔壁和塔盤的腐蝕輕微，但須密切關注塔頂回流和塔頂保溫對塔頂局部溫度的影響，防止形成局部露點；隨著介質進入塔頂管線、經空冷、水冷后，此時腐蝕環境為H2S+NH3+H2O。

3.2 重沸爐(器)型脫硫化氫汽提塔

采用重沸爐(器)汽提的脫硫化氫汽提塔及塔頂系統的腐蝕環境，因塔頂基本不含水，塔頂的腐蝕環境主要為干的H2S+NH3、對碳鋼塔壁和塔盤的腐蝕輕微。若裝置原料中氯量較高，并有氯進入到脫硫化氫汽提塔時，塔頂及管線系統在一定溫度下易形成NH4Cl鹽結晶，發生堵塞。

綜合上述分析，脫硫化氫汽提塔及塔頂系統的腐蝕主要有：

(1)干的H2S+NH3，腐蝕輕微；

(2)濕的H2S+NH3+H2O，需要防止發生濕H2S腐蝕、NH4HS腐蝕；

(3)可能的NH4Cl鹽堵塞；

(4)可能的NH4Cl溶液腐蝕，和垢下腐蝕。

4 結束語

調查發現，12家企業52套加氫裝置脫硫化氫汽提塔系統的腐蝕主要集中在塔上部及其冷凝冷卻系統處，脫硫化氫汽提塔上部、塔頂管線、塔頂空冷器、塔頂水冷器、塔頂回流罐均報告有相應的腐蝕案例；此外，根據加工原料及產品要求，加氫裝置配置了不同的汽提工藝和汽提方式，其中，不同的汽提方式對于脫硫化氫汽提塔系統的腐蝕環境影響顯著；通過調研發現該系統現有防腐策略，即采用較低級材料+工藝防腐的措施的實際可靠性較差。

致謝：參加調研工作的人員還有裘峰、郭為民、朱玫、韓旭輝、 王昆鵬、趙小燕、曹振興，在此表示感謝。

(編輯 王維宗)

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。

陳崇剛，1983年畢業于成都科技大學化工機械專業，一直從事煉油化工設備的設計研發工作，現為該公司首席專家。E-mail:chencg.lpec@sinopec.com

中國石油化工股份有限公司技術開發項目，第二代sheer加氫成套技術開發(113142)。