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常减压蒸馏装置换热器腐蚀分析及建议措施
2020-05-21 10:43:24 作者:阿洁 来源:设备管理与防腐

换热器是实现炼油厂中热量交换和传递不可缺少的设备,炼化装置通过换热器为各个设备温度工作下提供了重要保障。结合装置大修腐蚀检查,对常减压蒸馏装置换热器的问题进行了分析,确定了换热器低温腐蚀、高温腐蚀和水侧腐蚀三个方面的易腐蚀部位和形态,分析了腐蚀机理,并提出应对措施。


换热器在石油化工生产中占有重要地位,在炼油厂中,换热器投资约占总投资的20%,占设备总质量的40%以上,是实现热量交换和传递不可缺少的设备。炼油厂换热器在换热过程中都存在着结垢堵塞和腐蚀问题,影响炼油厂安全生产,更会增加企业运行的成本。换热器的腐蚀一旦造成泄漏,就会对环境、企业生产造成不同程度的影响,因此在炼油厂中换热器的防腐工作是不可或缺的。


1 各部位换热器腐蚀统计


通过对十余座炼油厂在大检修期间的409 台常减压蒸馏装置的换热器检查发现,存在不同程度的腐蚀,见图1。

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图1 腐蚀情况统计

表1 各个腐蚀程度的定义

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严重腐蚀换热器及其易腐蚀部位见图2。

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图2 易腐蚀部位和数量


从图2 可以看出,管程的管箱、浮头、管束内壁以及管口与管板的连接处,出现腐蚀的概率比较大; 管箱是最易发生腐蚀的部位,管程发生腐蚀的概率要比壳程大。


通过分析腐蚀严重换热器所处的高低温部位,得出换热器腐蚀情况,见图3。由图3 可以看出,减压系统高温部位的换热器更易发生腐蚀。

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图3 高低温部位换热器腐蚀情况


2 常减压蒸馏装置换热器主要腐蚀介质


对常减压蒸馏装置中的换热器进行腐蚀检查发现,该装置三顶冷凝冷却系统的HCl-H2S-H2O腐蚀、高温部位( 温度大于220 ℃) 的硫腐蚀、环烷酸腐蚀和循环水腐蚀均有明显表现。


3 腐蚀形貌及原因分析


根据高、低温腐蚀和水侧腐蚀的易腐蚀部位和腐蚀形态进行分析。


3.1 低温腐蚀


在常减压蒸馏装置中低温部位主要发生低温氯化物腐蚀,其主要存在于初馏塔及塔顶系统、常压塔、减压塔塔顶冷凝系统。腐蚀形态: 碳钢表现为均匀腐蚀、0Cr13 为点蚀,奥氏体不锈钢为氯离子引起的应力腐蚀开裂。


典型的低温HCl-H2S-H2O 腐蚀情况见图4。某炼油厂一级抽空器后冷凝器H-231A/B,H-231A壳体存在大量沟槽状、点状腐蚀坑,最大坑深3 mm,东、西两侧环焊缝局部被完全腐蚀,低于母材约1.5 mm。H-231B 的腐蚀情况与H-231A相类似。壳程介质气体为空气不凝油气、可凝油气、水蒸气,操作温度为43 ~ 175 ℃,根据其腐蚀形貌,为典型的HCl-H2S-H2O 腐蚀,为进一步证明分析结果,取壳体的腐蚀产物进行分析。对壳体内壁腐蚀产物进行分析,结果见表2。


表2 H-231A/B 壳体腐蚀产物能谱分析

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由表2 可知,Fe 和S 元素含量较多,可知发生的低温HCl-H2S-H2O 腐蚀十分严重。H2S 腐蚀产生FeS 保护膜,FeS 保护膜与HCl 反应生成FeCl2,FeCl2被水冲走,导致此处金属失去保护膜


再次与HCl 反应,如此循环下去,导致表面严重点蚀发展成大片坑蚀,最后导致严重减薄。同时腐蚀产物中含有较多碳元素析出,造成疏松孔状腐蚀形貌。

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图4 低温HCl-H2 S-H2O 腐蚀形貌


3.2高温腐蚀


高温部分主要发生环烷酸腐蚀,其主要发生在初馏塔底油换热器、减压塔及侧线等。环烷酸常集中在柴油和轻质润滑油馏分中,其他馏分含量较少。环烷酸的腐蚀产物溶于油,所以腐蚀的金属表面粗糙而光亮,呈沟槽状,流速大的地方发生坑蚀,其他地方发生全面腐蚀。


某炼油厂脱后原油-减渣( Ⅲ) 换热器E1003B和某石化厂二套常减压蒸馏装置减三线-拔头油换热器H-721 的管箱腐蚀形貌见图5。

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图5 高温腐蚀的管箱腐蚀形貌


脱后原油-减渣( III) 换热器E1003B 管箱内接管处焊缝脱焊; 隔板介质对冲部位发生明显机械变形,其余部位未见明显腐蚀。该换热器管壳程操作温度分别为310 ℃,介质为碱渣,温度已达到环烷酸腐蚀和高温硫腐蚀的温度,环烷酸腐蚀产生的环烷酸亚铁为油溶性、再加上介质流动,所以表面无腐蚀垢物堆积。观察其腐蚀形貌,可确定为环烷酸腐蚀。某石化厂二套常减压蒸馏装置减三线-拔头油换热器H-721 管箱本体为碳钢,接管为白钢,管箱隔板完全腐蚀破损,内壁均匀腐蚀,隔板焊缝严重腐蚀,管板密封面严重腐蚀。换热器管壳程介质分别为拔头油和减三线蜡油,操作温度分别为313 /298 ℃和278 /301 ℃,其中减三线油样中的铁离子含量偏高,说明减三线已经发生环烷酸腐蚀。


3.3 循环水腐蚀


常减压蒸馏装置中严重腐蚀的换热器中发生水侧腐蚀的占30%,走循环水侧易发生冷却水垢下腐蚀,尤其是设备中常温或流速较低处易积垢、腐蚀。一般循环水走管程,所以易腐蚀部位是管箱、管板、浮头以及管束内壁。冷却水腐蚀可以导致不同形式的损伤,包括均匀腐蚀、点蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀开裂和垢下腐蚀等。当冷却水中有溶解氧时碳钢会发生全面或整体腐蚀。局部腐蚀可能是由于垢下腐蚀、缝隙腐蚀或微生物腐蚀所引起。沉淀物或缝隙可以引起垢下腐蚀或缝隙腐蚀。冷却水腐蚀、侵蚀或磨损会在设备接管和管子入口处造成沟槽腐蚀或平滑的腐蚀。300 系列不锈钢在冷却水系统会发生点蚀、缝隙腐蚀和应力腐蚀开裂,碳钢焊缝部位会发生严重的焊缝和焊接热影响区腐蚀。


某炼油厂的常一线水冷器E1042 和某炼油厂的初顶汽油采暖水换热器E140 /1 腐蚀形貌见图6。

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图6 管箱处的腐蚀形貌


常一线水冷器E1042 管箱内表面附着黄褐色腐蚀产物。去除腐蚀产物后表面凹凸不平,存在大量的蚀坑。隔板的表面有大量的锈垢,锈垢去除后表面存在腐蚀坑,隔板密封面边缘发生腐蚀。通过垢样分析可以看出,水质里面含有较多铁元素,其原子百分数为2. 09%,说明水侧腐蚀较重; 同时存在部分钙元素、硅元素等杂质,造成结垢; 而且水侧硫元素的存在加速了腐蚀进行。初顶汽油采暖水换热器E140 /1 的封头附着少量黑褐色腐蚀产物,敲击脱落,脱落物厚度约1 ~2 mm,垢下呈均匀腐蚀形态; 通过垢样分析结果可以看出,垢样里面含有较多铁元素,其原子百分数为22.01%,说明封头发生腐蚀; 同时存在部分钙元素、锰元素等杂质,造成结垢; 而且油气中含硫元素,硫元素原子百分数为1.38%,它的存在


加速了腐蚀进行。


4防护措施


4.1建立较完善的工艺防腐监控机制


加强对原油品质、电脱盐运行情况、馏分油品质、燃料油品质和三顶水的监控,在源头装置消除腐蚀介质,发现较多的腐蚀案例均和上游带入的H2S 等腐蚀性介质有关。蒸馏装置是整个炼厂的源头装置,如能在蒸馏装置消除腐蚀介质( 主要是H2S) ,就能有效缓解下游装置的腐蚀。在建立对腐蚀介质监控机制的基础上,加大注氨量,以减少轻质油、燃料气的硫化氢含量。


4.2针对低温腐蚀的防护建议


低温部位HCl-H2S-H2O 腐蚀,气相部位一般腐蚀轻微,液相部位腐蚀较严重,尤其是气液两相转变的部位即“露点”部位更为严重。HCl-H2S-H2O环境下的腐蚀控制应以工艺防腐为主,选材为辅。经“一脱四注”工艺防腐后减压塔顶冷凝水氯离子仍偏高时,减压塔顶冷凝冷却器管束可选用双相不锈钢,或在碳钢表面镀镍-铬合金。


4.3针对高温腐蚀的防护及建议


高温部位环烷酸的腐蚀防护: 考虑掺炼低酸值原油、加缓蚀剂、原油脱酸、材质升级及表面改性等措施,其中材质升级的顺序为碳钢→铬钼钢→1Cr13→304→316→317。


高温活性硫的腐蚀控制以加注高温缓蚀剂和材质升级为主( 如Cr5Mo 和含铬13%以上的不锈钢等) 。


4.4针对循环水腐蚀的防护建议


( 1) 对循环水水质进行管理: 严格监测并控制循环水各项监测指标,如pH 值、微生物含量;设置取样口观测循环水中含油的状况; 避免采取调节换热器出入口阀门控制工艺指标的方法。避免循环水流速过低,产生生物黏泥和垢下腐蚀。及时调整水冷器运行参数,做好循环水温度及流速控制和过滤处理。


( 2) 使用涂层+ 牺牲阳极的联合保护措施。


( 3) 升级材质: 对折流板、拉筋等的材质与管束材质不一致的水冷器进行改造升级,以免设备运行过程中形成电位差,产生较严重的电化学腐蚀,导致材质等级偏低的部位先失效,从而影响设备的使用寿命。


4.5检测方面建议


对回路中高流速部位进行定点测厚; 对腐蚀减薄点进行定点测厚,计算腐蚀速率,如果超过0.25 mm/a,可考虑升级材质; 通过腐蚀探针研究原油品质同腐蚀速率之间的关联; 停工时对回路内的所有高流速部位进行普查测厚。

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