减压塔塔顶油气空冷管束腐蚀原因分析

(1.福建联合石油化工有限公司，福建 泉州 362800；2.扬州新泰科技检测有限公司,江苏 扬州 225000)

1 设备概况

某公司4.0 Mt/a常减压蒸馏装置(简称常减压装置)，减压塔顶共有24台空气冷却器(简称空冷器)，均于2011年投入使用。投用后至2016年年底，为适应产品结构调整共停运3次，停运期间系统设备及管线经吹扫干净后，采用氮封保护。

2016年7月第3次停运后，对空冷器进行灌水试漏时发现较多空冷管已经断开。泄漏部位位于空冷管的下部,介质入口端的光管区域。空冷器的主要技术参数见表1，由于空冷器在正常使用时为负压，所以空冷管具体泄漏时间无法确定。

2017年11月装置恢复开工前，对24台空冷器全部更换并进行了检查，水压试验过程中，发现18台空冷器发生泄漏，且泄漏部位均相同(见图1)，其他6台未发生泄漏的空冷器，在该部位也存在严重的外腐蚀。

空冷器与水平方向呈75°夹角安放。为保证空冷效果，在高温或高负荷时间段，外部采用水喷淋降温，连续喷淋时间约180 d/a。

图1 空冷光管部位腐蚀断裂

表1 空冷器主要技术参数

为避免类似事件再次发生，查明腐蚀泄漏的原因,公司委托专业理化实验室对更换下来的已腐蚀泄漏的4根换热管(编号为1号、2号、3号、4号)进行了理化分析。通过腐蚀调查结合服役环境分析认为：长期处于酸性积液及潮湿环境下，是导致空冷腐蚀的主要原因。该文简要分析了常减压塔顶空冷腐蚀原因，并提出相应的整改措施与建议。

2 腐蚀调查

2.1 宏观检查

2.1.1 外观检查

对4根已腐蚀断裂的换热管泄漏口进行宏观检查。通过宏观检查可以看出，所有换热管翅片基本完好；对换热管泄漏口附近不同方位进行观察，发现在无翅片区域的外壁整圈均有不同程度的腐蚀坑，泄漏口附近有明显的腐蚀减薄，并有卷边现象(见图2)。从泄漏处观察内壁无明显腐蚀迹象。通过泄漏断口内外腐蚀形貌可以判断，泄漏断口是由外壁腐蚀造成的。各样品上泄漏的腐蚀部位基本一致。

图2 泄漏口外壁减薄卷边

2.1.2 去除翅片检查

对4根试管去除翅片后进行了宏观检查，经观察在有翅片的部位，换热管内外均未发现明显腐蚀,见图3。

图3 换热管内外壁未见明显腐蚀

2.2 厚度检测

抽取1号、2号、3号共3根管去除翅片后，在距光端600～1 200 mm范围内，各抽取5个截面(分别编号为A,B,C,D,E)进行了厚度检测，测厚数据见表2。由表2可以看出，有翅片存在的部位厚度为2.33～2.78 mm，说明该部位换热管未发生明显腐蚀减薄。

表2 室温拉伸试验结果 mm

2.3 硬度检测

分别对1至4号换热管进行了维氏硬度检测，测试面为换热管横截面，测试点为换热管横截面上均匀分布4点，检测位置见图4。每个点测试3次取平均值，检测结果见表3。检测结果表明，所有的换热管硬度值均在正常范围之内。

图4 硬度测试部位

2.4 拉伸试验

对1号、2号管取样两件(编号A、B)进行了拉伸试验，试验结果见表4。结果表明，1号、2号管的力学性能满足相关标准的要求。

表4 室温拉伸试验结果

2.5 化学成分分析

分别对1至4号换热管取样进行了化学成分分析，分析结果见表5。分析结果表明，所有换热管的化学成分均能满足相关标准的要求。

2.6 金相分析

从1号管泄漏部位及附近截取了金相试样，其低倍照片见图5。通过图5可以看出，腐蚀均发生在无翅片部位的外部，外壁的边缘呈凹凸不平状，翅片部位的内外部以及内壁未发现明显腐蚀痕迹。其金相显微照片见图6。对金相试样不同部位进行光学和电子显微观察，其金相组织均为正常的铁素体+珠光体，见图7及图8。

表5 化学成分分析结果 w，%

图5 金相试样

图6 全厚度内外边缘形貌

图7 光学显微照片

图8 电子显微照片

2.7 X射线能谱分析

用X射线能谱仪对1号、2号管外腐蚀部位进行能谱分析，见表6。从表6可以看出，腐蚀部位的主要外来元素为O,S和少量的Cl,Na等。

表6 X射线能谱分析成分含量 w，%

2.8 X射线衍射分析

从空冷管内壁和泄漏断口附件腐蚀部位外壁提取附着物进行了X射线衍射分析，分析结果显示空冷管内壁腐蚀产物主要由Fe3O4,Fe2O3和FeS等构成，外壁泄漏部位附近的腐蚀产物主要由Fe3O4,FeS2,NaC6O6和FeSO4等构成。

3 腐蚀原因分析

3.1 减顶油气化验分析数据

该公司常减压装置加工的原油为高硫低酸原油，减顶油气硫含量的大小直接影响设备及管线的腐蚀程度，硫含量越高，系统设备及管线的腐蚀速率越高。2014年2月至2016年7月，减顶油的硫质量分数平均值为0.89%(最高为2.09%，最低为0.178%)。除2015年11月2日硫质量分数为2.09%，超过2.0%的设防值以外，其余均在设防值以下。说明工艺介质对减压塔顶空冷的腐蚀处于可控状态。

3.2 理化检测数据分析

(1)宏观检查发现，腐蚀导致减薄泄漏的部位均发生在空冷管入口处无翅片的管段外壁区域，内壁未发现有明显的腐蚀减薄现象。

(2)4根泄漏管的化学成分均满足相关标准的要求。

(3)泄漏管的室温拉伸性能满足相关标准的要求。

(4)腐蚀严重部位金相组织正常。

(5)腐蚀产物分析结果表明，管外壁腐蚀部位的主要腐蚀性元素为O，S，Cl和Na，外壁的主要腐蚀产物为Fe3O4,FeS2,NaC6O6和FeSO4等构成。

3.3 腐蚀泄漏原因分析

该公司常减压装置，减压塔塔顶油气线空冷器共计24台，自2011年投用以来，先后有18台空冷发生泄漏。从分析结果可以看出，泄漏均在介质入口处的光管部位，是由于严重的外腐蚀减薄造成的，实际腐蚀速率约0.5 mm/a。具体分析如下：

(1)长期处于潮湿的酸性环境中是导致腐蚀的主要原因。试验结果表明，空冷器入口处的腐蚀产物中含有一定数量的S和Cl，宏观检查可以看出空冷管腐蚀部位主要集中在下部无翅片的区域。根据腐蚀产物的形态、性质及空冷的结构形式，特别是在夏季及高负荷期间，持续采用高负荷软化水喷淋降温，该换热管下部光管部位长期处于积水与潮湿环境中，大气中的酸性气溶解在液膜中形成严重酸性腐蚀环境，导致空冷管头光管部位及附近钢结构严重腐蚀。

(2)极强的电化学腐蚀环境加剧了腐蚀的发生。一方面，该装置空冷管束与空冷平台呈75°夹角安放，每年高温或高负荷时间段为保证空冷效果，采用外部水喷淋降温(据统计连续喷淋时间约180 d/a)，加之受底部设计形式的限制，喷淋水无法直接排净，导致换热管管头光管部位长期处于积液之中。另一方面，公司地处东南沿海，装置紧邻海洋，空气潮湿，雨量丰富，海风中夹杂着大量的盐类颗粒，所以在积液处形成了极强的电化学腐蚀环境。其所处的大气腐蚀环境已达到CX级。

4 结 论

常减压装置减压塔顶油气线空冷管束入口端空冷管腐蚀泄漏，是由于该部位长期处于酸性积液和潮湿腐蚀环境中造成的。

(1)改进喷淋方式，在换热管入口侧(底部)增设排液孔，及时排出喷淋水，避免长时间积液现象发生。

(2)择期更换空冷的风机，加大风机的功率，避免采取水冷的降温措施。

(3)必要时改变减压塔塔顶油气线空冷器的结构，彻底解决积水问题。

(4)加强对类似安装形式空冷器的腐蚀监测。监测过程中发现表面腐蚀减薄的，及时查明原因，对于危及安全生产的及时更换。