油漿蒸汽發生器管束失效分析與對策

孔朝輝,陳 平,王相儒

(中國石油天然氣股份有限公司獨山子石化分公司，新疆 獨山子 833699)

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油漿蒸汽發生器管束失效分析與對策

孔朝輝,陳 平,王相儒

(中國石油天然氣股份有限公司獨山子石化分公司，新疆 獨山子 833699)

某煉油廠催化裂化裝置油漿蒸汽發生器使用10 a后，為保障平穩生產，用同一廠家生產的同型號設備進行了更換，新設備投用僅18個月，管束即發生穿孔泄漏，對裝置生產造成了較大影響。通過對油漿蒸汽發生器工藝流程、設備結構、運行工況、腐蝕狀況和腐蝕產物進行檢查分析，確認空泡腐蝕是導致管束快速穿孔泄漏的主要原因。通過對設備運行控制和介質檢測數據等相關資料對比關聯，確定了換熱管外壁無鹽水側空泡腐蝕發生的原因，并提出針對性的預防和改進措施。

運行控制 結垢堵塞 空泡腐蝕 防控措施

1 腐蝕情況介紹

2016年4月，某煉油廠催化裂化裝置技術人員現場檢查發現油漿蒸汽發生器汽包的下排污排凝水帶油，經商議后切除油漿蒸汽發生器。設備隔離后，檢維修人員拆除設備后頭蓋，用1.0 MPa的蒸汽對管程進行試壓查漏，發現管程泄漏，隨即進行抽芯更換。對抽出的管束檢查，發現蒸發器殼程無鹽水側的管束外表面結有土黃色垢層(見圖1)。蒸發器管程油漿側的管板處也存在結垢，并有堵塞，尤其是第1管程更為嚴重，部分換熱管接近堵死(見圖2)。對管束進行清洗后進行水壓試驗，發現為小浮頭端第1管程從下往上第1排，從左至右第2根換熱管產生泄漏，正對蒸發器第1降液管入口位置(降液管共有3支，該降液管是距離管程高溫油漿進口最近的1支)。將泄漏的換熱管抽出檢查，發現其外壁漏點為4處圓孔，且在漏點周圍約10 cm范圍內換熱管表面存在大小不一的不規則腐蝕坑(見圖3)，但整體管束僅漏點周圍存在這種現象，管束其他部位狀況良好(見圖4)。

更換前，原來的油漿蒸汽發生器使用了10 a，檢修期間對設備狀況進行鑒定，發現底層2排管束外壁存在一定的腐蝕，尤其是鄰近第1降液管接口的管束外壁有微小的腐蝕坑，其他部位未見明顯腐蝕痕跡。經評估，為保障裝置長周期平穩生產，采購同一廠家生產的同型號設備進行了更換，但更新的設備從投用到管束發生穿孔泄漏僅18個月，使用情況相差懸殊。為防止類似事故再次發生，需排查分析，查清失效原因，以便采取針對性措施，保障裝置平穩生產。

圖1 管束底端嚴重結垢

圖2 小浮頭端管板第1管程堵塞

圖3 漏點區域腐蝕形貌

圖4 管束外壁其他部位外觀

2 油漿蒸汽發生器

2.1 工藝流程

油漿蒸汽發生器是催化裂化裝置分餾系統重要的熱量回收設備，分餾塔底抽出的高溫油漿由油漿蒸汽發生器的管程下口進入，自下而上與殼程的除鹽水換熱后，由管程上口排出。排出后分成兩路，一路返回分餾塔作為回流，一路外送。來自電廠的補充除鹽水與裝置凝結水罐中的除鹽水混合后進入蒸汽發生器上部汽包，經降液管進入下部殼程的底部，自下而上與管程中的油漿換熱，產生的飽和蒸汽通過升汽管進入汽包，利用密度差形成循環，汽包出來的1.0 MPa飽和蒸汽，經蒸汽過熱器加熱到240 ℃，匯入裝置的蒸汽系統管網供給各用戶，汽輪機組使用后的蒸汽經凝汽器冷凝回收，返回凝結水罐循環利用。

2.2 設備結構

油漿蒸汽發生器由上部汽包和下部蒸汽發生器兩部分組成，其中汽包容積10.64 m3，蒸汽發生器殼體容積約為7.96 m3(φ1 300 mm×6 000 mm)，殼體材質均為Q345R；汽包殼體正下方均勻分布5個升汽管與蒸汽發生器殼體相連，汽包殼體側下方均勻分布3個降液管，分別與蒸汽發生器殼體底部的3個無鹽水進口相連；換熱管束位于蒸汽發生器殼體內，由992根φ25 mm×2.5 mm×6 000 mm的10號碳鋼管構成，換熱面積450 m2，6管程。

2.3 設備運行控制

油漿蒸汽發生器操作參數與設計參數對比見表1。其中管程介質流向和殼程進口溫度與設計要求不符；另外，經調查了解，盡管管程油漿流量為140～200 t/h，并沒有超出設計負荷，但查詢歷年來的運行操作數據發現，管程油漿流量基本上一直保持在140～150 t/h的水平，只是從2016年2月起，油漿循環量上升幅度明顯，最大量達到200 t/h，上升幅度在30%左右，相應的發汽量達13 t/h。

表1 操作參數與設計參數對比

2.4 殼程介質分析

油漿蒸汽發生器殼程給水為除鹽水，2016年5月水質檢測數據GB/T 1576—2008《工業鍋爐水質》對比見表2。對比發現有3項指標不合格，其中硬度、溶解氧2項指標對油漿蒸汽發生器的運行影響較大。除鹽水硬度嚴重超標，表明鈣鎂鹽類偏高，除鹽水進入降液管升溫過程中，溶解在無鹽水的鈣鎂鹽類逐漸析出結垢，在蒸汽發生器底部結垢情況尤為突出，這導致除鹽水與管束內的高溫油漿初期換熱部位的傳熱效率下降。溶解氧嚴重超標，一方面是會形成富氧腐蝕環境，無鹽水中的溶解氧對管束外壁產生電化學腐蝕，氧作為陰極去極化劑不斷加速腐蝕，另一方面，無鹽水經降液管自上而下進入蒸發器底部的過程中，溶解氧不斷析出形成微小氣泡，在局部低壓區會誘發空泡腐蝕[1]。

表2 除鹽水檢測數據與鍋爐水標準對比

2.5 管程介質分析

油漿蒸汽發生器管程介質為高溫油漿，查詢油漿固體含量監測數據發現，2015年12月10—15日，油漿固體含量超標(指標值不超過6 g/L)，最高達到7.21 g/L(見圖5)，油漿固體含量高會引起管程的通道結垢堵塞。經調查，油漿固體含量超標是由于當時催化裝置兩器系統使用的催化劑強度不夠，催化劑跑損嚴重，導致油漿固體含量升高，在發現油漿固體含量超標后，裝置立即采取提高油漿外甩量、換劑等措施，降低油漿固體含量并盡快控制合格。

圖5 油漿固體含量分析數據

3 泄漏換熱管穿孔原因分析

3.1 泄漏換熱管腐蝕檢查

泄漏換熱管的漏點位于第1降液管入口正對位置，在漏點周圍密集分布著大小不一、深淺不等的腐蝕凹坑。腐蝕坑邊緣尖銳，凹坑表面呈斜面，比較光滑，類似金屬工具敲鑿或沖削留下的痕跡，無明顯的腐蝕產物覆蓋。腐蝕形貌呈現典型的空泡腐蝕特征[2](見圖6)，在第2、第3降液管入口正對位置的管束上，也存在相同的腐蝕現象；截取換熱管穿孔段，刨開后發現換熱管內壁附著一層油污，清除干凈后檢查，內壁表面較為光滑，無坑狀減薄點或帶狀減薄區域(見圖7)，表明該換熱管的穿孔失效是由管束外側的介質損傷破壞導致的。

圖6 換熱管漏點位置

圖7 漏點周圍腐蝕形貌

3.2 管束材質分析

對換熱管金屬成分進行分析檢測，結果見表3。對照GB/T 699—2015《優質碳素結構鋼》，換熱管金屬成分符合10鋼要求。

3.3 腐蝕產物檢測

對換熱管穿孔部位的腐蝕產物進行X射線衍射檢測，監測結果表明腐蝕產物主要為Fe2O3，采用掃描電鏡-能譜儀對換熱管穿孔部位進行檢測，掃描電鏡發現穿孔部位附著有凹凸不平的腐蝕產物層，能譜分析腐蝕產物主要由O和Fe組成，占66.4%，其他為少量或微量的Si，Al，S，Na，K，Ca和Mn等元素，表明換熱管穿孔部位的主要腐蝕性介質為氧元素，腐蝕產物檢測結果見表4。

表3 換熱管成分分析 w,%

表4 管束穿孔部位能譜分析結果

3.4 腐蝕穿孔原因分析

從穿孔部位的腐蝕檢查來看，換熱管內壁光滑無明顯腐蝕痕跡，換熱管外壁漏點周圍腐蝕形貌明顯具有典型的空泡腐蝕特征[3]，而且除了穿孔部位附近的管束外壁存在局部腐蝕外，其他部位的管束外壁狀況良好。從換熱管材質檢測和腐蝕產物分析來看，換熱管材質合格，換熱管外壁雖然存在一定的氧腐蝕，但腐蝕程度比較低，因此，判定造成換熱管束穿孔失效的主要原因是管束外壁無鹽水側發生的嚴重空泡腐蝕損傷所致。

4 空泡腐蝕發生原因探討

通過對油漿蒸汽發生器的運行控制情況、漏點位置以及管殼程工作介質的檢測數據進行關聯研究和分析探討，認為引發油漿蒸汽發生器管束外壁無鹽水側產生空泡腐蝕有以下幾方面原因:

(1)油漿蒸汽發生器的管程、殼程介質同為低進高出的方式，發汽負荷布置不合理，這造成位于蒸發器底部第1管程內外溫差最大，第1管程熱負荷最大，產汽量最多。而蒸發器的升汽管位于蒸發器正上方，這樣的流程布局首先會造成升汽困難，不利于蒸汽順利溢出蒸發器；其次，產汽量過多，汽液相共存加上蒸汽溢出困難，會引發局部流態紊亂、導致湍流。

(2)油漿固體含量超標，造成油漿蒸汽發生器部分管束堵塞，其中第1管程堵塞情況最為嚴重，部分管束堵塞，導致油漿偏流，使得堵塞的換熱管油漿流量小、負荷小，未堵塞的換熱管超負荷運行，造成初期換熱區的管束表面汽化差異大，更加劇了流態紊亂程度。

(3)除鹽水經降液管進入蒸發器底部過程中，體積膨脹，所含的溶解氧不斷析出形成微小氣泡，加上鄰近降液管的初期換熱區的管束表面汽化程度最為劇烈，汽化差異大，流態紊亂，引起局部區域無鹽水飽和蒸汽壓變化，導致附著在換熱管外壁的汽泡突然破滅，汽泡周邊液相水高速沖擊蒸發器管束外壁，造成沖擊腐蝕[4]。

(4)在同樣流程、無鹽水水質條件下，原來的油漿蒸汽發生器能使用10 a，這主要是由于原來的油漿蒸汽發生器一直是在較低的換熱負荷下運行(約為設計負荷的70%)，而且管程油漿固含量控制較好，因此與新油漿蒸汽發生器運行情況相比，它的第1管程汽化程度要溫和很多，盡管其降液管接口位置附近的管束表面也有空泡腐蝕痕跡，但腐蝕程度很輕，未對管束造成嚴重損傷，因此，在設備狀況鑒定時被忽視了。

(5)當前的油漿蒸汽發生器在熱負荷提升、管束堵塞油漿偏流、部分換熱管超負荷、溶解氧含量高等因素共同作用下，加劇了空泡腐蝕的程度[5]，導致其管束經18個月短時間使用即發生穿孔。

5 結 論

(1)除鹽水側的管束外壁發生空泡腐蝕是導致換熱管穿孔的主要原因，除鹽水中的溶解氧腐蝕為次要原因。

(2)除鹽水硬度高，導致管束外壁結垢，降低了傳熱效率，除鹽水溶解氧含量高，加重了管束外壁氧腐蝕，同時也會誘發空泡腐蝕。

(3)在換熱流程不合理、管束堵塞油漿偏流、部分換熱管超負荷和溶解氧含量高等因素共同作用下，引起蒸發器殼程的局部區域發生了嚴重空泡腐蝕，造成管束快速穿孔泄漏。

6 防控措施建議

(1)裝置檢修時，改變油漿蒸汽發生器換熱流程，管程油漿改為“上進下出”形式，以改善蒸發器發汽負荷布置。

(2)裝置檢修時，增加除氧、除鹽設施技措，嚴格控制除鹽水中氧含量、硬度，確保水質合格。

(3)在油漿蒸汽發生器系統改造前，應降低蒸汽發生器負荷，將管程油漿流量恢復到140 t/h左右，同時注意嚴格控制油漿固體含量，防止管束堵管偏流。

(4)在油漿蒸汽發生器系統改造前，調整除鹽水給水的換熱流程，將除鹽水進水溫度從目前的60～70 ℃，提高至設計要求的75～90 ℃，以降低油漿蒸汽發生器負荷，改善第1管程的換熱強度。

[1] 美國石油學會.煉油廠固定設備損傷機理:API 571—2003[S].休斯頓：美國石油學會，2003：45-47.

[2] 吳志偉，陳靈.低碳鋼的空泡腐蝕特征[J].機械工程材料，2008，32(6)：82-84.

[3] 劉正義， 魏興釗.石油管材空泡腐蝕失效特征研究[J].金屬熱處理，2007，32(增刊1)：6-10.

[4] 陳懷洲，王華健.湍沖煙氣脫硫塔的空泡腐蝕與防護[J].全面腐蝕控制，2016，30(2)：56-57.

[5] 程海鵬，王君恒.油氣井的空泡腐蝕機理[J].石油化工腐蝕與防護，2015，32(5)：41-44.

(編輯 張向陽)

Failure Analysis and Countermeasures of Tube Bundle in Slurry Steam Generator

KongZhaohui,ChenPing,WangXiangru

(CNPCDushanziPetrochemicalCompany,Dushanzi833699,China)

In order to ensure smooth production of a catalytic cracking unit, slurry steam generator was replaced with a same one after 10 year utilization. However, leakage at tube bundle was found in 18 months which brought adverse impact for production. Cavitation corrosion was confirmed to be the main reason through investigation on process flow, equipment structure, operating conditions, corrosion status, material testing and corrosion products. Based on comparison between equipment operation controlling and media testing data, cause of cavitation erosion on the external tube wall was found, and improvement measures were proposed accordingly.

operation controlling, fouling and blockage, cavitation corrosion, prevention measures

2016-12-30；修改稿收到日期：2017-04-19。

孔朝輝(1968—)，高級工程師，1990年畢業于西安交通大學化工系化工設備與機械專業，現于該公司研究院防腐研究中心從事石化設備腐蝕研究與防護工作。E-mail:yjy_kzh@petrochina.com.cn