徐豪杰，王學(xué)剛，李忠信

（中油股份獨山子石化分公司煉油廠，新疆 獨山子 833699）

某煉油廠近期相繼發(fā)生蒸餾裝置常頂換熱器、柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器、催化裝置油漿蒸發(fā)器等3 起腐蝕泄漏事件，嚴重影響了裝置的安全平穩(wěn)生產(chǎn)。為消除安全隱患，將腐蝕危害控制在最小范圍內(nèi)，對這3 起腐蝕案例進行了詳細分析，為今后的腐蝕防護工作提供借鑒。

1 蒸餾裝置常頂換熱器E-102C 腐蝕泄露

1.1 腐蝕形貌

圖1 蒸餾裝置E-102C 腐蝕形貌

從圖1 可以看出，進口管束內(nèi)壁3 ～5m 處結(jié)垢明顯，結(jié)垢處HY-99 高溫涂料幾乎全部脫落，垢樣疏松呈暗綠色，垢下有明顯腐蝕坑，局部穿孔。

該換熱器只運行了40 天便發(fā)生了泄漏，一方面說明內(nèi)層涂料并不適用于常頂換熱器腐蝕環(huán)境；另一方面也表明常頂氯化銨鹽的垢下腐蝕及露點腐蝕嚴重，常頂注水、注中和劑等工藝措施未完全發(fā)揮作用。

1.2 腐蝕機理

該泄漏部位處于露點腐蝕部位，鹽酸、硫化氫等腐蝕溶液易滲透管壁，因此，本文認為E-102C 屬于露點腐蝕為主，氯化銨鹽的垢下腐蝕為輔的常見常頂換熱器腐蝕類型。

腐蝕機理是HCl 和H2S 的自催化腐蝕反應(yīng)，反應(yīng)方程式如下。

1.3 腐蝕防護措施

（1）工藝防腐措施。從工藝操作方面看，注水量和氯離子含量對控制E-102 腐蝕至關(guān)重要，因此需做好以下方面工作：①通過對注水系統(tǒng)進行改造，將常頂換熱器E-102處注水總線由DN 50 管線改造為DN80 管線，加大注水量至30t/h 左右，使酸露點前移，同時降低NH4Cl 結(jié)晶溫度，一方面可以清洗管束內(nèi)形成的銨鹽，另一方面減少露點腐蝕。②換熱器分支注水進口增加噴頭，提高注水霧化效果；檢修發(fā)現(xiàn)泄漏部位易發(fā)生在換熱進口管束中上部，通過流體動力模擬，易泄漏區(qū)域介質(zhì)流速偏低，注水效果不佳會導(dǎo)致此部位管束優(yōu)先泄漏而縮短管束使用壽命。③定期對常頂換熱器E-102 進行水浸泡，溶解管束內(nèi)的鹽垢，減輕垢下腐蝕。d.氯離子無論對NH4CL 垢下腐蝕還是露點腐蝕都是貢獻最大的因素，因此需要持續(xù)做好電脫鹽攻關(guān)，降低脫后原油鹽含量。

（2）設(shè)備防腐措施。①從設(shè)備腐蝕情況來看，碳鋼管束內(nèi)防腐涂層脫落、鼓泡明顯，在漏點周圍比較明顯，《煉油設(shè)備工程師手冊》也不推薦采用表面處理的技術(shù)進行防腐，表面處理過程中不可避免產(chǎn)生氣孔，形成電化學(xué)腐蝕穿孔。因此可以嘗試使用不帶防腐涂層的碳鋼管束加工藝注劑防腐。②材質(zhì)升級。鈦材具有優(yōu)良的耐腐蝕性能，對HCL-H2S-H2O 腐蝕環(huán)境有很好的防護效果。目前已采購2 臺鈦材管束，后期將對鈦材和碳鋼內(nèi)防腐進行效果對比，選取最合適的材料。

2 柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器管束垢下腐蝕

2.1 腐蝕形貌

柴油-低分油換熱器E-206A 管束小浮頭側(cè)防沖板正下方油泥堵死，割除防沖板后發(fā)現(xiàn)管束正下側(cè)2 根管束腐蝕穿孔（圖2）。

圖2 柴油加氫裝置柴油-低分油換熱器腐蝕形貌

2.2 腐蝕機理

（1）濕H2S 腐蝕。該換熱器管程介質(zhì)為精制柴油，H2S含量≤20ppm，指標為＜100ppm，管程介質(zhì)對管束腐蝕影響很小。殼程為低分油、硫化氫、微量水等介質(zhì)，操作溫度在50℃左右，H2S 含量在4000 ～5000ppm，管殼程均不做Cl-分析。2015 年大修發(fā)現(xiàn)管束外表面出現(xiàn)不明顯均勻坑蝕（圖3），判斷該腐蝕為濕H2S 腐蝕。

圖3 歷次檢修管束情況

（2）沖刷腐蝕。該管束材質(zhì)為09Cr2ALMoRe，是利用耐腐蝕元素Cr-Al-Mo 的低合金化，以及稀土在鋼中微合金化的作用發(fā)展起來的新鋼種，H2S 對09Cr2AlMoRE 的腐蝕表現(xiàn)為緩慢的均勻腐蝕，對應(yīng)力腐蝕不敏感。2016 年4 月更換管束時發(fā)現(xiàn)，在介質(zhì)（低分油）進人殼程的入口處，正對入口部位的管束出現(xiàn)嚴重的沖刷坑蝕（圖4），而兩側(cè)無明顯沖刷坑蝕痕跡，2015 年大修時沒有出現(xiàn)這種現(xiàn)象。管程精柴溫度150℃左右，而殼程入口溫度50℃左右，流體溫差較大，再加上進入殼程時體積突然變大，出現(xiàn)沖刷情況。

圖4 2016 年4 月檢修情況

（3）垢下腐蝕。此次檢修后，割除E-206A 小浮頭側(cè)管束上的防沖板，發(fā)現(xiàn)防沖板下方油泥堵死，油泥中富含有大量H2S，形成垢下腐蝕的溫床，埋在油泥中的換熱管有2 根腐蝕穿孔，最大達到10mm 左右；同時換熱效率下降，防沖板和管板之間溫差變大，導(dǎo)致沖刷腐蝕加劇。

（4）管束結(jié)構(gòu)設(shè)計不合理。裝置低分油2 臺換熱器E-206A/B 采用疊加式（A 上B 下）安裝，管程和殼程的介質(zhì)流程均為串聯(lián)（圖5）。每個換熱器管束有2 個全纏繞式防沖板（外周帶側(cè)板）。

圖5 換熱器安裝示意圖

結(jié)構(gòu)設(shè)計不合理的問題：（1）根據(jù)殼程介質(zhì)流動方向，真正起防沖作用的是“A”的下部和“C”的下部，而“B”和“D”防沖板有沒有必要，值得商榷。（2）4 個防沖板不應(yīng)該是全纏繞式，而且更不應(yīng)該在外周帶側(cè)板。（3）殼程介質(zhì)在“D”防沖板下部流速減小，介質(zhì)中的雜質(zhì)容易沉積在“D”的下部，而且防沖板外周帶側(cè)板，低分油中的焦粉更容易沉積，形成垢下腐蝕。

2.3 防腐措施

（1）更換換熱器管束時將“A”和“C”2 個全纏繞式防沖板改為介質(zhì)入口處部分防沖板（割除上部，留下部），取消“B”和“D”2 個全纏繞式防沖板。

（2）與廠家及設(shè)計對接后，考慮對防沖板進行開孔處理，解決盲區(qū)積垢問題。

（3）對管束進行材質(zhì)升級，采用316 不銹鋼管束。

3 油漿蒸發(fā)器管束穿孔

3.1 腐蝕形貌

檢修試壓發(fā)現(xiàn)Ⅰ管程從下往上第一排，面向管板右側(cè)第二根換熱管產(chǎn)生泄漏（圖6）。

圖6 油漿蒸發(fā)器管束腐蝕形貌

3.2 腐蝕機理

（1）蒸發(fā)器管束在降液管接口位置存在汽蝕。油漿蒸發(fā)器殼體正下方均勻分布3 個降液管接口（圖6 中P1-3），殼體正上方均勻分布5 個升汽管接口，汽包無鹽水由降液管進入蒸發(fā)器底部，蒸汽自升汽管進入汽包，利用密度差形成循環(huán)。由于第一管程位于最底部，該區(qū)域熱負荷最大，大量蒸汽泡互相沖擊破裂對管束表面形成損傷，表面坑蝕嚴重。泄漏管束位置正好位于蒸發(fā)器南側(cè)P1 降液管入口部位（圖6）。

（2）無鹽水水質(zhì)不符合國家標準。油漿蒸發(fā)器給水為無鹽水，近期分析數(shù)據(jù)與工業(yè)鍋爐水質(zhì)國家標準GB/T 1576-2008 結(jié)果對比如表1。

表1

無鹽水有4 項數(shù)據(jù)超標，其中硬度和溶解氧影響較大，主要表現(xiàn)在以下2 點：硬度超標：無鹽水中鈣鎂鹽類偏高導(dǎo)致管束外壁結(jié)垢；溶解氧超標：氧作為陰極不斷加速電化學(xué)腐蝕；同時管束表面形成的Fe（OH）2保護膜遭到破壞，產(chǎn)生Fe（OH）3沉淀，加劇腐蝕。

（3）蒸發(fā)器油漿流程不合理。油漿采用下進上出的方式，第一管程位于蒸發(fā)器底部，蒸發(fā)器第一管程熱負荷最大，產(chǎn)汽量最多，汽液相共存加上蒸汽溢出困難，易導(dǎo)致局部湍流。

3.3 腐蝕防護措施

（1）在管束底部3 處降液管入口部位增加防沖板，降低沖蝕。

（2）油漿改為“上進下出”形式。

（3）增加除氧、除鹽設(shè)施，改善無鹽水水質(zhì)，將目前無鹽水溫度（60℃）提高至設(shè)計要求范圍內(nèi)（75-90℃），降低無鹽水中氧的溶解度。

4 結(jié)語

從以上3 起典型設(shè)備腐蝕案例可以看出，最大限度地破壞其腐蝕環(huán)境是解決設(shè)備腐蝕問題的關(guān)鍵因素，因此重點做好以下4 個方面的工作：

（1）工藝防腐是關(guān)鍵，通過調(diào)整一脫三注，優(yōu)化工藝操作，提升注劑防腐效果。

（2）通過改善防腐層、材質(zhì)升級等手段，提高設(shè)備抗腐蝕能力。

（3）定期組織防腐攻關(guān)活動，關(guān)注同類裝置腐蝕案例，舉一反三，提高防腐管理水平。

（4）引進在線檢測技術(shù)，提前發(fā)現(xiàn)腐蝕征兆，做好預(yù)知檢修。