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循环水冷却器腐蚀原因分析薛安海，郎国江( 中国石化齐鲁分公司胜利炼油厂，山东淄博 255434)摘要: 通过对循环水冷却器泄漏情况统计，根据腐蚀形态特点，进行腐蚀原因分析，提出减轻或避免循环水冷却器腐蚀的对策及建议。关键词: 循环水冷却器 腐蚀 泄漏 垢下腐蚀 氧浓差中图分类号: TQ050 9文献标识码: B文章编号: 1009 9859( 2012) 04 0334 05生产装置的工艺都比较复杂，且工艺侧介质硫含量较高，因此控制循环水水质稳定的难度非常大， 循环水系统设备腐蚀比较严重，导致循环水冷却 器泄漏时有发生。装置循环水冷却器的泄漏情况 统计见表 1 和表 2。概况某炼油厂原油加工能力 14 Mt / a，共有循环水 场 5 座，各种循环水冷却器近 600 台，循环水量约45 kt / h。每套循环水系统均带有多套生产装置，每套1表 1 2010 年各装置循环水冷却器的泄漏统计装置名称位号冷却器名称工艺介质压力 / MPa管束材质防腐层处理结果切除日期水场重油加氢三焦化 三焦化 重油加氢 氢油联合 氢油联合常压渣油冷却器稳定塔顶冷却器 吸收油冷却器 稀氨水冷却器 分馏塔顶冷却器 往复式压缩机级间冷却器常渣液化气 富气 稀氨水 油气 瓦斯气管内 TH847管外 TH901无管内 TH847 管内 TH901 管内 TH847堵 1 根堵 2 根堵 5 根 2 /3 堵 1 根 待检修 堵管 22 根四循三循 三循 四循 四循 四循E1609E210D E201AB E1812E201AE6011. 841. 601. 352. 50. 71. 860Cr1310 #09Cr2AlMoRe20 #08Cr2AlMo10 #2010 01 112010 09 122010 11 192010 12 052010 12 182010 12 11表 2 2011 年各装置循环水冷却器的泄漏统计装置名称位号冷却器名称工艺介质压力 MPa管束材质防腐层处理结果切除日期水场一催化氢油联合塔 301 冷却器往复式压缩机级 间冷却器往复式压缩机级 间冷却器吸收油冷却器 焦脱碱液冷却器汽油瓦斯气20 #10 #管内 TH847管内 TH847小浮头螺栓断堵管束 21 根二循四循E303ABE6011. 201. 862011 01 052011 03 28氢油联合瓦斯气10 #管内 TH847换新管束四循E6011. 862011 05 04三焦化气体车间E201ABE402富气10% NaOH 溶液 液化气 氢气 气氨 常渣 气氨1. 352. 2009Cr2AlMoRe10 #无管内 TH847堵管束 3 根堵管束 8 根2011 05 252011 05 09三循二循气体车间连续重整 重油加氢 重油加氢 重油加氢E506E801E1806E1609E1806液化气冷却器PSA 进料冷却器 脱氨塔顶冷却器 常压渣油冷却器 脱氨塔顶冷却器1. 852. 300. 471. 480. 4718 8 + 16Mn10 #20 #0Cr1320 #无管内 TH847 管内 TH847 管内 TH847 管内 TH847小浮头螺丝松堵管束 6 根 堵管束 3 根 堵管束 3 根 堵管束 2 根2011 07 112011 07 232011 09 172011 10 062011 12 07二循四循 四循 四循 四循收稿日期: 2012 06 18; 修回日期: 2012 10 25。作者简介: 薛安海，工程师。1990 年毕业于石油大学( 华东) ，长期从事炼油装置设备防腐及水质防腐工作。电话: 0533 7561112薛安海，等 . 循环水冷却器腐蚀原因分析第 4 期335从表 1、表 2 可以看出，2010 年 1 月至 2011年 12 月，循环水冷却器共泄漏 16 台次，其中第二 循环水场泄漏 3 台次，第三循环水场泄漏 3 台次， 第四循环水场泄漏 10 台次。据粗略统计，上述泄 漏至少造成循环水系统多补新鲜水 100 kt，而且 由于工艺介质泄漏，使循环水中细菌快速滋生，生 成大量生物粘泥，进而加速其他设备腐蚀，严重影 响了装置的正常运行。刚刚能有循环水流过。2011 年 5 月 9 日，准备再次投用时，发现其已经内漏。如图 1 所示，管程涂 层较好，管束外表面未做防腐层，结垢、腐蚀减薄 严重，局部坑蚀穿孔。分析原因: E402 从系统中切除后，循环水流 速远小于能保护钢、不锈钢、铜基合金的最低流速0. 3 m / s，细菌大量滋生，所产生的生物黏泥也不 断增加，造成管束外表面水垢、微生物泥垢、泥沙 等沉积物沉积，使碳钢管材在垢下氧浓差电池的 作用下不断被腐蚀，直至穿孔。根据腐蚀形态的 特点，可以认为该腐蚀主要为溶解氧腐蚀，另有不 同程度的点蚀( 孔蚀或坑蚀) 、垢下腐蚀( 缝隙腐 蚀) 。腐蚀原因分析在循环水系统中的冷却水腐蚀可以导致不同 形式损伤，包括均匀腐蚀、溶解氧腐蚀、点蚀( 孔 蚀或坑蚀) 、垢下腐蚀( 缝隙腐蚀) 、电偶腐蚀、微 生物所致腐蚀、磨损腐蚀和氯离子应力腐蚀开裂 等。不同的工况环境、不同的设备材质，存在不同 的腐蚀原因。22. 2点蚀典型案例: 在 2011 年 11 月的检修中，将重油加氢装置常压渣油循环水冷却器 E1609A 管束抽出，发现该冷却器的管板、管束内有大量棕黑色垢 物，约 20 根管束不透光; 防腐层全部脱落，如图 2 所示，管板点蚀比较明显，个别管口焊肉腐蚀缺 损。管箱内壁锈瘤较多，腐蚀较重，并有锈泥 5 kg。管束外壁点蚀严重，泄漏 3 根，全部堵管。溶解氧腐蚀典型案例: 2011 年 1 月 19 日，由于工艺需 要，将焦化液态烃脱硫装置循环水冷却器 E402 管程 10% NaOH 溶液排放干净，并从系统中切除。 为了防冻凝，壳程循环水出口、入口阀微开，保证2. 1图 1 E402 管束腐蚀穿孔状态图 2 E1609A 管束检修清洗前、后状态分析原因: 由于走壳程的工艺介质为常压渣油，含硫较高且工艺侧温度高达 150 ，因此极易齐 鲁 石 油 化 工QILU PETROCHEMICAL TECHNOLOGY2012 年第 40 卷336造成工艺侧点蚀( 又称孔蚀或坑蚀) 。当管束腐蚀穿孔后，常压渣油渗入管程循环水中去，又会造 成循环水侧的点蚀，还会变成有机营养源，为细菌 的大量滋生提供了良好环境，致使生物黏泥在管 内大量生成。与此同时，黏泥和水中的其他污垢 粘合，越聚越多，并逐渐将管束堵死，进而产生垢 下腐蚀( 缝隙腐蚀) 。根据腐蚀形态，认为管束管 板及管内外表面腐蚀主要是点蚀，另有不同程度 的垢下腐蚀( 缝隙腐蚀) ，如个别管口焊肉缺损、 管箱内壁锈瘤等。2. 3垢下腐蚀在 2011 年 11 月的检修中，发现多台设备腐 蚀严重，尤其垢下腐蚀明显。( 1) 重油加氢装置蜡油循环水冷却器 E1530，管板结 3 7 mm 不等厚的垢，管束全部堵死; 管 板局部垢下腐蚀明显; 防腐层全部脱落; 管箱有垢 泥 8. 0 kg。如图 3 所示。这是由于该设备虽结垢严重，但与阻垢剂性 能关系不大。垢物形成应是循环水流速偏低和工 艺介质蜡油温度高达 100 以上造成的。( 2) 重油加氢装置稀氨水冷却器 E1812 管 板、管束内有大量棕色粘泥，约三分之二管束不透 光，防腐层大部分脱落。管板密封垫片边缘出现 明显的缝隙腐蚀，管箱内壁和隔板垢下腐蚀比较 严重，最深坑蚀达 2 mm。管箱内有棕色泥垢约 10 kg。如图 4 所示。图 3 E1530 管束检修抽出时和清洗后状态图 4 E1812 管束、管箱检修时状态由于入口是 DN100 的管线，出口为 DN50 的管线，出水管线偏细，加之日常有“勒阀”现象，循 环水流量偏小，从而导致污垢沉积产生垢下腐蚀， 另有不同程度的微生物腐蚀。( 3) 第二硫磺装置酸性气循环水冷却器 E209 管内、管板、管口有大量小锈瘤，部分管口焊肉被 严重腐蚀，个别管束不透光，防腐层全部脱落，管 箱有锈泥约 5. 0 kg。如图 5 所示。管束未进行内防腐，因此发生垢下腐蚀更为 严重，另有不同程度的微生物腐蚀。图 5 E209 管束检修抽出后状态薛安海，等 . 循环水冷却器腐蚀原因分析第 4 期3372. 4电偶腐蚀典型案例: 炼油厂南区火炬气柜瓦斯气回收1 # 压缩机 1、2 级级间循环水冷却器，管束材质为 不锈钢管 + 碳钢管板折流板，管程走 60 的瓦斯气 / 壳程走循环水。在 2010 年 3 月检修中发现管束外壁之间有大量灰白钙垢，碳钢折流板大部分 腐蚀掉，固定管板除与壳体法兰间垫片接触面外， 管板其他面积均严重腐蚀。如图 6 所示。图 6 1# 机级间管束检修清洗后状态原因分析: 由于管板折流板和管束组合为异种钢连接即碳钢 + 不锈钢，高钙碱的循环水充当 了电解液，与不锈钢相比，碳钢电位较低变成了阳 极，更具活性，管板折流板循环水侧部位发生电偶 腐蚀，碳钢板被不断溶解腐蚀。2. 5 微生物腐蚀典型案例: 气体分离装置液态烃循环水冷却 器 E502 /1 工艺侧温度为 50 ，在 2010 年 3 月检 修中发现其个别管内有少量杂物，防腐层部分脱 落，管口周围有许多锈瘤，管束清洗后发现，约有20 多个管口腐蚀缺肉，防腐层全部脱落; 管箱有 锈垢约 3 kg。如图 7 所示。腐蚀。该腐蚀形态主要为微生物腐蚀，另有一定程度的溶解氧腐蚀。另外，水环境下易出现垢下腐蚀、溶解氧腐 蚀、微生物腐蚀的设备，均存在氧浓差腐蚀。防腐措施( 1) 针对水环境下易出现垢下腐蚀、溶解氧 腐蚀、微生物腐蚀及氧浓差腐蚀的设备防控，关键 在于循环水换热管表面流速调节在流速限制范围 及控制循环水水质稳定。对于节水节能和控制循环水流速之间的矛 盾，可以采用超声波流量计检测技术对冷却器进 行流量标定来解决，使生产车间能够将循环水流 量控制到许可值。调节循环水流量时，应采取上 水阀全开、下水阀控制的方法进行，目的是尽量提 高循环水冷却器水侧压力，达到减少或避免工艺 介质对循环水系统的渗漏污染。一般认为循环水 走管程流速宜为 1 m / s 或走壳程流速不应小于0. 3 m / s，出口温度不宜高于 50 。当循环水冷 却器多台并联时还要避免偏流。原则上应避免循 环水冷却器工艺设计能力过剩和瓶颈现象，热介 质温度大于 150 时，应先进行热量回收，再用循 环水冷却。在 2011 年 11 月的检修中对管束、管箱及小 浮头采取物理 + 化学清洗，彻底去除微生物粘泥 和锈瘤。检修后开工初期做好循环水系统化学清 洗预膜，投入合适的缓蚀阻垢剂、杀菌剂，运行中 及时查漏堵漏，保证水质稳定、清洁，控制循环水 流速，都取得了一定效果。( 2) 针对低温硫点蚀，还有水侧的垢下腐蚀3图 7 E502 /1 管束检修抽出后状态原因分析: 该冷却器曾经出现过大量“黄豆”大小不等的蜗牛。较低的流速、适宜的温度( 30 45 ) 是加快细菌繁殖和代谢的温床，其分泌 的粘液与水中污物形成生物粘泥团附着在金属换 热管表面，金属管的工况环境发生了变化，引起氧 和其他化合物的消耗，形成氧浓差电池，出现许多 锈瘤，水环境下氧浓差促进了锈瘤下方持续不断齐 鲁 石 油 化 工QILU PETROCHEMICAL TECHNOLOGY2012 年第 40 卷338( 缝隙腐蚀) ，应注重优化系统工艺防腐或更换管束选择耐蚀材料升级防腐，也可采取金属镀层如 镍磷镀等减缓腐蚀。( 3) 针对电偶腐蚀，对管束实施旋转 180 安 装方式，动火修改管束防冲板位置，对碳钢管板折 流板采取阴极保护，用镁合金做阳极固定在管板 上来控制电偶腐蚀，继续投入使用。原则上在循 环水环境下，管束设计应尽量采用同种材质，防止 出现电偶腐蚀。若管束组合为异种钢连接如常用 的碳钢 + 不锈钢，对碳钢部件采取阴极保护措施， 选镁合金做阳极安装在管板或管箱隔板上。( 4) 在五座循环水场中，分别安装投用了自 动加酸水质稳定系统。为了降低循环水碱度减缓 结垢腐蚀倾向，保证在高浓缩倍数下安全平稳运 行，采取了一整套严密的即时监测自动加酸运行 控制措施，配套研制出适合加酸条件下的水稳剂 配方，同时达到节水减排目的。另外，新管束制造时，应消除局部应力，对循 环水冷却器水侧管面应做表面防腐处理，防腐层 施工应规范、严把质量关，达到致密、坚固、耐用， 投用后以避免脱落现象。循环水冷却器检修起吊 管束必须采用尼龙带，保证金属表面平整、无变 形、无划痕，注意减少扭矩，顺利入壳。波流量检测，发现循环水流量低于最小流量值的有 36 台，其中流量接近零值的循环水冷却器 6 台，现场及时做了调整，从而避免了设备快速腐蚀 泄漏。换热器的检测结果表明，平均腐蚀速率由 上周期的 0. 058 mm / a 降为本周期的 0. 045 mm / a，平均粘附速率也由上周期的 13. 4 mg / ( cm2 月) 降为本周期的 11. 8 mg / ( cm2 月) ，阻垢效果 良好。2012 年 10 月南区检修统计证实管束普遍结 垢轻微，腐蚀减缓效果明显，循环水冷却器泄漏率 也降低了 70% 以上; 北区部分装置仍在运行中， 循环水冷却器还需在今后的运行及大检修中做进 一步效果验证。结语循环水冷却器的腐蚀失效问题是制约炼油装 置长周期运行的关键因素之一，通过对循环水冷 却器的失效原因进行分析，可以准确判断出腐蚀 的原因，从而采取有效的措施以确保设备的平稳 运行。5参考文献1普路德克 V R，著英. 郑定绪，林衡，陈锡祚，译 .腐蚀 控 制 与 设 计M. 北 京: 石油工业出版社，1983: 280.4防腐效果采取以上措施后，防腐效果显著。通过超声REASON ANALYSIS ON CORROSIONOF CIRCULATING WATER COOLERXue Anhai，Lang Guojiang( Sheng