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【摘要】：硫磺回收装置作为炼化企业环境治理、污染减排的重要装置之一，它的平稳操作及安全运行直接影响炼化企业的安全、环保及经济效益。文章主要阐述了某石化公司硫磺回收装置的腐蚀现状，分析不同类型的腐蚀对设备的危害，提出相应的防护措施。通过材质升级、严控工艺指标、做好腐蚀检测工作等措施，确保硫磺回收装置长周期安全运行。
【关键词】：硫磺回收 腐蚀评价 防护措施
某石化公司硫磺回收联合装置含两套350t/h溶剂再生、两套120t/h酸性水汽提及两套5万吨/年硫磺回收装置，均可独立运行。溶剂再生及酸性水汽提均采用常规蒸汽汽提工艺，硫磺回收装置采用常规Claus+SSR加氢还原吸收工艺。SSR 工艺采用装置自身热源作为加氢反应器热源，由外供氢作氢源，由于其独特的工艺构思，使该工艺在占地 、投资、运行费用等方面均低于同类国外技术。自2013年10月投入运行以来，设备腐蚀问题很快就暴露出来，并不断地影响装置的安全生产。
1 腐蚀现状及分析
从目前已经进行的硫磺回收联合装置的设备腐蚀检查和腐蚀监测情况来看，硫磺回收联合装置的设备腐蚀现状如下：
1.1酸性水汽提装置
1.1.1重点腐蚀部位
酸性水汽提塔塔顶出口管线、空冷、回流罐及回流罐进出口、回流泵进出口管线、酸性水罐、正压水封罐、安全水封罐、含氨酸性气至硫磺装置管线。
1.1.2已出现的腐蚀问题
酸性水汽提系列存在水封罐设备壁厚腐蚀减薄较为严重，2016年8月发生泄漏事件；塔顶回流泵进出口管线多次发生腐蚀泄漏。
1.1.3腐蚀现状分析
从实际监测数据来看，酸性水汽提装置汽提塔顶系统的管线和设备的腐蚀较为突出，原因是由于约113℃的气相物质从汽提塔顶抽出后在冷却过程中会出现H2S露点腐蚀、NH4HS垢下腐蚀、冲刷腐蚀等多种腐蚀作用机理，且这些腐蚀作用都在此温度变化过程中极为明显。对于酸性水储罐、水封罐由于罐顶及液位波动部位凝液的形成，使得这些部位的局部腐蚀减薄和焊缝应力腐蚀开裂较为突出。在整个管线系统中，尽管原料酸性水等物料中酸性物质的含量较高。但由于FeS膜的形成，阻止了腐蚀的发生和发展，故在设备凝液形成和流体介质冲刷的情况下，管线的腐蚀速率大多情况下<0.125mm/a。
1.2溶剂再生装置
1.2.1重点腐蚀部位
再生塔顶空冷器、回流罐、回流泵及回流罐进出口管线、回流泵进出口管线、溶剂储罐进出口管线、贫胺液空冷出口管线。
1.2.2已出现的腐蚀问题
两套溶剂再生系列均存在贫胺液空冷器EA5001/EA6001水击严重，振动大的现象，这对设备长周期运行构成了威胁；一套溶剂再生装置（处理加氢裂化和硫磺装置富胺液）塔顶回流系统多次发生腐蚀泄漏事件，其中塔顶回流罐V-5002尤其严重，共出现4次，对正常生产会造成严重影响；通过对比两套溶剂再生装置的腐蚀监测数据发现：一套溶剂再生装置塔顶回流系统存在较为严重的冲刷腐蚀现象；2014年，溶剂再生系统塔顶回流泵进出口管线多次发生腐蚀泄漏。
1.3.2腐蚀现状分析
溶剂再生装置的腐蚀主要是在再生塔顶酸性气冷却过程中形成的。其主要腐蚀物质是H2S、CO2，当温度为40℃-60℃时，就会形成明显的CO2-H2O型腐蚀，而当温度<120℃时，湿H2S腐蚀将十分突出，故当再生塔酸性气以105℃从塔顶抽出时，在整个冷却过程中形成的腐蚀作用将十分明显。在实际运行中，一套再生塔顶回流罐进出口短接发生三次穿孔泄漏，后冷器壳体出口短接发生穿孔泄漏，回流泵进出口管线腐蚀减薄十分严重，对于贫富胺液来说，腐蚀的发生同腐蚀性介质含量有关，但同温度的关系更为密切，在实际运行中，温度高于90℃的贫、富胺液管线的腐蚀减薄均较为明显。
1.3硫磺回收装置
1.3.1重点腐蚀部位
硫磺回收装置的尾气急冷塔、急冷水空冷器、炉前酸性气管线、过程气管线腐蚀较为严重。
1.3.2 已出现的腐蚀问题
通过腐蚀监测，主要腐蚀减薄部位集中在制硫炉前酸性气管线弯头等湿H2S腐蚀环境。
1.3.3腐蚀现状分析
硫磺回收设备的腐蚀监测不易进行，通过管线测厚监测到的腐蚀主要是酸性气和过程气的腐蚀，这与酸性气、过程气中所含有大量的腐蚀性介质密切相关。从实际检测结果来看，制硫燃烧炉清洁酸性气管线、清洁酸性气分液罐、制硫燃烧炉出口管线、尾气分液罐尾气出口管线、加氢反应器至急冷塔管线、一级三级冷凝冷却器出口管线、二级冷凝冷却器出口管线、急冷水空冷器出口管线等设备管线的腐蚀较为突出。当燃烧形成的SO2、SO3物质一旦出现，炉壁衬里会出现裂纹，则裂纹深处炉壁的H2SO4、H2SO3凝液腐蚀就十分严重。经检查，炉壁人孔盖板的腐蚀就呈现出十分典型的H2SO4、H2SO3凝液腐蚀形态。
2 长周期安全运行防护措施
2.1 设备防腐措施
2.1.1对选材低于SH/T 3096-2012《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》的按照导则进行材质升级。
2.1.2对腐蚀较为严重部位的管线进行材质升级，具体为：溶剂再生装置塔顶回流罐至回流泵至再生塔管线升级为316L；酸性水汽提装置汽提塔顶至空冷器至回流罐至回流泵至汽提塔管线升级为316L；硫磺回收装置燃烧炉至一级冷凝冷却器、加氢反应器至急冷塔管线等腐蚀较为突出的设备管线材质升级20R+00Cr17Ni14Mo2.
2.1.3对酸性水罐、正压及安全水封罐进行内壁涂料防；对汽提塔顶回流罐、再生塔顶回流罐进行内壁涂料防腐或材质升级。
2.1.4硫磺回收装置主要的腐蚀环境为湿硫化氢环境，设备与管道建造规范要求湿硫化氢环境碳钢材料硬度要小于200HB，应进行湿硫化氢环境管道焊后热处理消除应力处。
2.1.5加强各装置异型管件的定点测厚监测工作。
2.1.6深入开展设备腐蚀评价工作，采用多种方法全面评价每台设备的安全可靠性，形成整套装置的设备完整性管理和腐蚀控制。
2.2 工艺防腐措施
2.2.1控制富胺液在管道内的流速应不高于1.5m/s，在换热器管程中的流速不宜超过0.9m/s，再生塔顶酸性水系统碳钢管线控制流速不宜超过5m/s，奥氏体不锈钢管线控制流速不宜超过15m/s，减少冲刷腐蚀。
2.2.2在产生酸性水和富胺液的装置加注高温缓蚀剂，贫富胺液系统循环有利与进行缓蚀剂抑制腐蚀的工艺防腐措施。
2.2.3控制装置负荷在指标范围内，控制原料中雜质含量，工艺操作在指标范围内。
3 结论
通过对装置腐蚀现状的分析，采取选用耐腐蚀性能更好材质，控制工艺操作指标，可有效提高装置耐腐蚀性能，采取重点腐蚀部位定期监测，及早发现腐蚀隐患，可有效保证装置长周期安全运行。
【参考文献】
【1】尤克勤.浅析硫磺回收联合装置管道腐蚀和选材[J].硫磷设计与粉体工程，2014（03）：12-16+5.
【3】李明，李晓刚，陈华在.湿H2S环境中金属腐蚀行为和机理研究概述[J].腐蚀科学与防护技术. 2005（02）
作者简介：文冰（1986—），男，汉族，甘肃省环县人，工程师。主要从事专业方向：石油化工工艺技术及设备管理。
【关键词】：硫磺回收 腐蚀评价 防护措施
某石化公司硫磺回收联合装置含两套350t/h溶剂再生、两套120t/h酸性水汽提及两套5万吨/年硫磺回收装置，均可独立运行。溶剂再生及酸性水汽提均采用常规蒸汽汽提工艺，硫磺回收装置采用常规Claus+SSR加氢还原吸收工艺。SSR 工艺采用装置自身热源作为加氢反应器热源，由外供氢作氢源，由于其独特的工艺构思，使该工艺在占地 、投资、运行费用等方面均低于同类国外技术。自2013年10月投入运行以来，设备腐蚀问题很快就暴露出来，并不断地影响装置的安全生产。
1 腐蚀现状及分析
从目前已经进行的硫磺回收联合装置的设备腐蚀检查和腐蚀监测情况来看，硫磺回收联合装置的设备腐蚀现状如下：
1.1酸性水汽提装置
1.1.1重点腐蚀部位
酸性水汽提塔塔顶出口管线、空冷、回流罐及回流罐进出口、回流泵进出口管线、酸性水罐、正压水封罐、安全水封罐、含氨酸性气至硫磺装置管线。
1.1.2已出现的腐蚀问题
酸性水汽提系列存在水封罐设备壁厚腐蚀减薄较为严重，2016年8月发生泄漏事件；塔顶回流泵进出口管线多次发生腐蚀泄漏。
1.1.3腐蚀现状分析
从实际监测数据来看，酸性水汽提装置汽提塔顶系统的管线和设备的腐蚀较为突出，原因是由于约113℃的气相物质从汽提塔顶抽出后在冷却过程中会出现H2S露点腐蚀、NH4HS垢下腐蚀、冲刷腐蚀等多种腐蚀作用机理，且这些腐蚀作用都在此温度变化过程中极为明显。对于酸性水储罐、水封罐由于罐顶及液位波动部位凝液的形成，使得这些部位的局部腐蚀减薄和焊缝应力腐蚀开裂较为突出。在整个管线系统中，尽管原料酸性水等物料中酸性物质的含量较高。但由于FeS膜的形成，阻止了腐蚀的发生和发展，故在设备凝液形成和流体介质冲刷的情况下，管线的腐蚀速率大多情况下<0.125mm/a。
1.2溶剂再生装置
1.2.1重点腐蚀部位
再生塔顶空冷器、回流罐、回流泵及回流罐进出口管线、回流泵进出口管线、溶剂储罐进出口管线、贫胺液空冷出口管线。
1.2.2已出现的腐蚀问题
两套溶剂再生系列均存在贫胺液空冷器EA5001/EA6001水击严重，振动大的现象，这对设备长周期运行构成了威胁；一套溶剂再生装置（处理加氢裂化和硫磺装置富胺液）塔顶回流系统多次发生腐蚀泄漏事件，其中塔顶回流罐V-5002尤其严重，共出现4次，对正常生产会造成严重影响；通过对比两套溶剂再生装置的腐蚀监测数据发现：一套溶剂再生装置塔顶回流系统存在较为严重的冲刷腐蚀现象；2014年，溶剂再生系统塔顶回流泵进出口管线多次发生腐蚀泄漏。
1.3.2腐蚀现状分析
溶剂再生装置的腐蚀主要是在再生塔顶酸性气冷却过程中形成的。其主要腐蚀物质是H2S、CO2，当温度为40℃-60℃时，就会形成明显的CO2-H2O型腐蚀，而当温度<120℃时，湿H2S腐蚀将十分突出，故当再生塔酸性气以105℃从塔顶抽出时，在整个冷却过程中形成的腐蚀作用将十分明显。在实际运行中，一套再生塔顶回流罐进出口短接发生三次穿孔泄漏，后冷器壳体出口短接发生穿孔泄漏，回流泵进出口管线腐蚀减薄十分严重，对于贫富胺液来说，腐蚀的发生同腐蚀性介质含量有关，但同温度的关系更为密切，在实际运行中，温度高于90℃的贫、富胺液管线的腐蚀减薄均较为明显。
1.3硫磺回收装置
1.3.1重点腐蚀部位
硫磺回收装置的尾气急冷塔、急冷水空冷器、炉前酸性气管线、过程气管线腐蚀较为严重。
1.3.2 已出现的腐蚀问题
通过腐蚀监测，主要腐蚀减薄部位集中在制硫炉前酸性气管线弯头等湿H2S腐蚀环境。
1.3.3腐蚀现状分析
硫磺回收设备的腐蚀监测不易进行，通过管线测厚监测到的腐蚀主要是酸性气和过程气的腐蚀，这与酸性气、过程气中所含有大量的腐蚀性介质密切相关。从实际检测结果来看，制硫燃烧炉清洁酸性气管线、清洁酸性气分液罐、制硫燃烧炉出口管线、尾气分液罐尾气出口管线、加氢反应器至急冷塔管线、一级三级冷凝冷却器出口管线、二级冷凝冷却器出口管线、急冷水空冷器出口管线等设备管线的腐蚀较为突出。当燃烧形成的SO2、SO3物质一旦出现，炉壁衬里会出现裂纹，则裂纹深处炉壁的H2SO4、H2SO3凝液腐蚀就十分严重。经检查，炉壁人孔盖板的腐蚀就呈现出十分典型的H2SO4、H2SO3凝液腐蚀形态。
2 长周期安全运行防护措施
2.1 设备防腐措施
2.1.1对选材低于SH/T 3096-2012《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》的按照导则进行材质升级。
2.1.2对腐蚀较为严重部位的管线进行材质升级，具体为：溶剂再生装置塔顶回流罐至回流泵至再生塔管线升级为316L；酸性水汽提装置汽提塔顶至空冷器至回流罐至回流泵至汽提塔管线升级为316L；硫磺回收装置燃烧炉至一级冷凝冷却器、加氢反应器至急冷塔管线等腐蚀较为突出的设备管线材质升级20R+00Cr17Ni14Mo2.
2.1.3对酸性水罐、正压及安全水封罐进行内壁涂料防；对汽提塔顶回流罐、再生塔顶回流罐进行内壁涂料防腐或材质升级。
2.1.4硫磺回收装置主要的腐蚀环境为湿硫化氢环境，设备与管道建造规范要求湿硫化氢环境碳钢材料硬度要小于200HB，应进行湿硫化氢环境管道焊后热处理消除应力处。
2.1.5加强各装置异型管件的定点测厚监测工作。
2.1.6深入开展设备腐蚀评价工作，采用多种方法全面评价每台设备的安全可靠性，形成整套装置的设备完整性管理和腐蚀控制。
2.2 工艺防腐措施
2.2.1控制富胺液在管道内的流速应不高于1.5m/s，在换热器管程中的流速不宜超过0.9m/s，再生塔顶酸性水系统碳钢管线控制流速不宜超过5m/s，奥氏体不锈钢管线控制流速不宜超过15m/s，减少冲刷腐蚀。
2.2.2在产生酸性水和富胺液的装置加注高温缓蚀剂，贫富胺液系统循环有利与进行缓蚀剂抑制腐蚀的工艺防腐措施。
2.2.3控制装置负荷在指标范围内，控制原料中雜质含量，工艺操作在指标范围内。
3 结论
通过对装置腐蚀现状的分析，采取选用耐腐蚀性能更好材质，控制工艺操作指标，可有效提高装置耐腐蚀性能，采取重点腐蚀部位定期监测，及早发现腐蚀隐患，可有效保证装置长周期安全运行。
【参考文献】
【1】尤克勤.浅析硫磺回收联合装置管道腐蚀和选材[J].硫磷设计与粉体工程，2014（03）：12-16+5.
【3】李明，李晓刚，陈华在.湿H2S环境中金属腐蚀行为和机理研究概述[J].腐蚀科学与防护技术. 2005（02）
作者简介：文冰（1986—），男，汉族，甘肃省环县人，工程师。主要从事专业方向：石油化工工艺技术及设备管理。