減壓塔塔頂油氣空冷管束腐蝕原因分析

(1.福建聯(lián)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(chǎn)品結構調(diào)整共停運3次，停運期間系統(tǒng)設備及管線經(jīng)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(fā)現(xiàn)較多空冷管已經(jīng)斷開。泄漏部位位于空冷管的下部,介質入口端的光管區(qū)域?？绽淦鞯闹饕夹g參數(shù)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(fā)現(xiàn)18臺空冷器發(fā)生泄漏，且泄漏部位均相同(見圖1)，其他6臺未發(fā)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(xù)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(shù)

為避免類似事件再次發(fā)生，查明腐蝕泄漏的原因,公司委托專業(yè)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(diào)查結合服役環(huán)境分析認為：長期處于酸性積液及潮濕環(huán)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(diào)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(fā)現(xiàn)在無翅片區(qū)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(xiàn)象(見圖2)。從泄漏處觀察內(nèi)壁無明顯腐蝕跡象。通過泄漏斷口內(nèi)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(jīng)觀察在有翅片的部位，換熱管內(nèi)外均未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕,見圖3。

圖3 換熱管內(nèi)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(nèi)，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(shù)據(jù)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(fā)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(nèi)。

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(fā)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(nèi)外部以及內(nèi)壁未發(fā)現(xiàn)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(nèi)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(nèi)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(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要由Fe3O4,Fe2O3和FeS等構成，外壁泄漏部位附近的腐蝕產(chǎn)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(shù)據(jù)

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(tǒng)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(shù)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(shù)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(tài)。

3.2 理化檢測數(shù)據(jù)分析

(1)宏觀檢查發(fā)現(xiàn)，腐蝕導致減薄泄漏的部位均發(fā)生在空冷管入口處無翅片的管段外壁區(qū)域，內(nèi)壁未發(fā)現(xiàn)有明顯的腐蝕減薄現(xiàn)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(chǎn)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(chǎn)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(fā)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(huán)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(chǎn)物中含有一定數(shù)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(qū)域。根據(jù)腐蝕產(chǎn)物的形態(tài)、性質及空冷的結構形式，特別是在夏季及高負荷期間，持續(xù)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(huán)境中，大氣中的酸性氣溶解在液膜中形成嚴重酸性腐蝕環(huán)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(huán)境加劇了腐蝕的發(fā)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(jù)統(tǒng)計連續(xù)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?lián)Q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(huán)境。其所處的大氣腐蝕環(huán)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(huán)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(xiàn)象發(fā)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(jiān)測。監(jiān)測過程中發(fā)現(xiàn)表面腐蝕減薄的，及時查明原因，對于危及安全生產(chǎn)的及時更換。