減壓塔塔頂油氣空冷管束腐蝕原因分析

(1.福建聯合石油化工有限公司，福建 泉州 362800；2.揚州新泰科技檢測有限公司,江蘇 揚州 225000)

1 設備概況

某公司4.0 Mt/a常減壓蒸餾裝置(簡稱常減壓裝置)，減壓塔頂共有24臺空氣冷卻器(簡稱空冷器)，均于2011年投入使用。投用后至2016年年底，為適應產品結構調整共停運3次，停運期間系統設備及管線經吹掃干凈后，采用氮封保護。

2016年7月第3次停運后，對空冷器進行灌水試漏時發現較多空冷管已經斷開。泄漏部位位于空冷管的下部,介質入口端的光管區域。空冷器的主要技術參數見表1，由于空冷器在正常使用時為負壓，所以空冷管具體泄漏時間無法確定。

2017年11月裝置恢復開工前，對24臺空冷器全部更換并進行了檢查，水壓試驗過程中，發現18臺空冷器發生泄漏，且泄漏部位均相同(見圖1)，其他6臺未發生泄漏的空冷器，在該部位也存在嚴重的外腐蝕。

空冷器與水平方向呈75°夾角安放。為保證空冷效果，在高溫或高負荷時間段，外部采用水噴淋降溫，連續噴淋時間約180 d/a。

圖1 空冷光管部位腐蝕斷裂

表1 空冷器主要技術參數

為避免類似事件再次發生，查明腐蝕泄漏的原因,公司委托專業理化實驗室對更換下來的已腐蝕泄漏的4根換熱管(編號為1號、2號、3號、4號)進行了理化分析。通過腐蝕調查結合服役環境分析認為：長期處于酸性積液及潮濕環境下，是導致空冷腐蝕的主要原因。該文簡要分析了常減壓塔頂空冷腐蝕原因，并提出相應的整改措施與建議。

2 腐蝕調查

2.1 宏觀檢查

2.1.1 外觀檢查

對4根已腐蝕斷裂的換熱管泄漏口進行宏觀檢查。通過宏觀檢查可以看出，所有換熱管翅片基本完好；對換熱管泄漏口附近不同方位進行觀察，發現在無翅片區域的外壁整圈均有不同程度的腐蝕坑，泄漏口附近有明顯的腐蝕減薄，并有卷邊現象(見圖2)。從泄漏處觀察內壁無明顯腐蝕跡象。通過泄漏斷口內外腐蝕形貌可以判斷，泄漏斷口是由外壁腐蝕造成的。各樣品上泄漏的腐蝕部位基本一致。

圖2 泄漏口外壁減薄卷邊

2.1.2 去除翅片檢查

對4根試管去除翅片后進行了宏觀檢查，經觀察在有翅片的部位，換熱管內外均未發現明顯腐蝕,見圖3。

圖3 換熱管內外壁未見明顯腐蝕

2.2 厚度檢測

抽取1號、2號、3號共3根管去除翅片后，在距光端600～1 200 mm范圍內，各抽取5個截面(分別編號為A,B,C,D,E)進行了厚度檢測，測厚數據見表2。由表2可以看出，有翅片存在的部位厚度為2.33～2.78 mm，說明該部位換熱管未發生明顯腐蝕減薄。

表2 室溫拉伸試驗結果 mm

2.3 硬度檢測

分別對1至4號換熱管進行了維氏硬度檢測，測試面為換熱管橫截面，測試點為換熱管橫截面上均勻分布4點，檢測位置見圖4。每個點測試3次取平均值，檢測結果見表3。檢測結果表明，所有的換熱管硬度值均在正常范圍之內。

圖4 硬度測試部位

2.4 拉伸試驗

對1號、2號管取樣兩件(編號A、B)進行了拉伸試驗，試驗結果見表4。結果表明，1號、2號管的力學性能滿足相關標準的要求。

表4 室溫拉伸試驗結果

2.5 化學成分分析

分別對1至4號換熱管取樣進行了化學成分分析，分析結果見表5。分析結果表明，所有換熱管的化學成分均能滿足相關標準的要求。

2.6 金相分析

從1號管泄漏部位及附近截取了金相試樣，其低倍照片見圖5。通過圖5可以看出，腐蝕均發生在無翅片部位的外部，外壁的邊緣呈凹凸不平狀，翅片部位的內外部以及內壁未發現明顯腐蝕痕跡。其金相顯微照片見圖6。對金相試樣不同部位進行光學和電子顯微觀察，其金相組織均為正常的鐵素體+珠光體，見圖7及圖8。

表5 化學成分分析結果 w，%

圖5 金相試樣

圖6 全厚度內外邊緣形貌

圖7 光學顯微照片

圖8 電子顯微照片

2.7 X射線能譜分析

用X射線能譜儀對1號、2號管外腐蝕部位進行能譜分析，見表6。從表6可以看出，腐蝕部位的主要外來元素為O,S和少量的Cl,Na等。

表6 X射線能譜分析成分含量 w，%

2.8 X射線衍射分析

從空冷管內壁和泄漏斷口附件腐蝕部位外壁提取附著物進行了X射線衍射分析，分析結果顯示空冷管內壁腐蝕產物主要由Fe3O4,Fe2O3和FeS等構成，外壁泄漏部位附近的腐蝕產物主要由Fe3O4,FeS2,NaC6O6和FeSO4等構成。

3 腐蝕原因分析

3.1 減頂油氣化驗分析數據

該公司常減壓裝置加工的原油為高硫低酸原油，減頂油氣硫含量的大小直接影響設備及管線的腐蝕程度，硫含量越高，系統設備及管線的腐蝕速率越高。2014年2月至2016年7月，減頂油的硫質量分數平均值為0.89%(最高為2.09%，最低為0.178%)。除2015年11月2日硫質量分數為2.09%，超過2.0%的設防值以外，其余均在設防值以下。說明工藝介質對減壓塔頂空冷的腐蝕處于可控狀態。

3.2 理化檢測數據分析

(1)宏觀檢查發現，腐蝕導致減薄泄漏的部位均發生在空冷管入口處無翅片的管段外壁區域，內壁未發現有明顯的腐蝕減薄現象。

(2)4根泄漏管的化學成分均滿足相關標準的要求。

(3)泄漏管的室溫拉伸性能滿足相關標準的要求。

(4)腐蝕嚴重部位金相組織正常。

(5)腐蝕產物分析結果表明，管外壁腐蝕部位的主要腐蝕性元素為O，S，Cl和Na，外壁的主要腐蝕產物為Fe3O4,FeS2,NaC6O6和FeSO4等構成。

3.3 腐蝕泄漏原因分析

該公司常減壓裝置，減壓塔塔頂油氣線空冷器共計24臺，自2011年投用以來，先后有18臺空冷發生泄漏。從分析結果可以看出，泄漏均在介質入口處的光管部位，是由于嚴重的外腐蝕減薄造成的，實際腐蝕速率約0.5 mm/a。具體分析如下：

(1)長期處于潮濕的酸性環境中是導致腐蝕的主要原因。試驗結果表明，空冷器入口處的腐蝕產物中含有一定數量的S和Cl，宏觀檢查可以看出空冷管腐蝕部位主要集中在下部無翅片的區域。根據腐蝕產物的形態、性質及空冷的結構形式，特別是在夏季及高負荷期間，持續采用高負荷軟化水噴淋降溫，該換熱管下部光管部位長期處于積水與潮濕環境中，大氣中的酸性氣溶解在液膜中形成嚴重酸性腐蝕環境，導致空冷管頭光管部位及附近鋼結構嚴重腐蝕。

(2)極強的電化學腐蝕環境加劇了腐蝕的發生。一方面，該裝置空冷管束與空冷平臺呈75°夾角安放，每年高溫或高負荷時間段為保證空冷效果，采用外部水噴淋降溫(據統計連續噴淋時間約180 d/a)，加之受底部設計形式的限制，噴淋水無法直接排凈，導致換熱管管頭光管部位長期處于積液之中。另一方面，公司地處東南沿海，裝置緊鄰海洋，空氣潮濕，雨量豐富，海風中夾雜著大量的鹽類顆粒，所以在積液處形成了極強的電化學腐蝕環境。其所處的大氣腐蝕環境已達到CX級。

4 結 論

常減壓裝置減壓塔頂油氣線空冷管束入口端空冷管腐蝕泄漏，是由于該部位長期處于酸性積液和潮濕腐蝕環境中造成的。

(1)改進噴淋方式，在換熱管入口側(底部)增設排液孔，及時排出噴淋水，避免長時間積液現象發生。

(2)擇期更換空冷的風機，加大風機的功率，避免采取水冷的降溫措施。

(3)必要時改變減壓塔塔頂油氣線空冷器的結構，徹底解決積水問題。

(4)加強對類似安裝形式空冷器的腐蝕監測。監測過程中發現表面腐蝕減薄的，及時查明原因，對于危及安全生產的及時更換。