2024年5月6日发(作者：)

08Ｃｒ2ＡｌＭｏ钢换热器管束在高硫原油 加工系统中的应用

1 引 言

炼油厂在满负荷生产及加工含(高)硫原油过程中,发现其蒸馏装置的

腐蚀主要为塔顶低温部位腐蚀[3],腐蚀介质主要为有水存在的硫化氢、

水、氯化氢(Ｈ2Ｓ ＨＣｌ Ｈ2Ｏ),且水相的存在,使腐蚀加剧[4]大连

西太平洋石油化工有限公司(ＷＥＰＥＣ)常减压装置常压塔顶油气

换热器(Ｅ 01～Ｅ 04)及管线的腐蚀尤为严重,一台新碳钢管束投用

不到一年,就发生泄漏,且发生泄漏的部位基本是管子胀口处和/或Ｕ

型管的Ｕ型部位。经过调查分析,换热器管束频繁发生泄漏的主要原

因是ａ、换热器管束材质选用有问题,ｂ、换热器管束制造质量需要

改进。因此,针对以上分析,采取措施是:ａ、更换换热器管束材质,ｂ对

换热器管束制造质量严格控制。

2 设备运行工艺条件及腐蚀原因分析

2.1 设备运行工艺条件

ＷＥＰＥＣ以炼制中东含硫原油为主,且品种变化较多,1999年至

2002年8月加工的原油计28种,加工主要的原油基本参数见表

1;1999年～2002年2月塔顶及换热器工艺运行参数见表2;工艺防腐

蚀包括一脱四注,其中破乳剂采用串级方式注入,腐蚀防护措施详见表

3;常顶污水数据见表4;常顶换热器运行状况见表5。

2.2 腐蚀原因分析

根据现场腐蚀部位在Ｕ型管的Ｕ型部位及接管与管板的胀接处分析,

腐蚀的形式主要为以下几种综合的结果:①应力腐蚀,换热器管束加工

制造时,尤其在进行管子弯制过程中及与管板胀接过程中,使管子外圆

产生了拉应力,而在制造以后,没有进行消应力处理,在有腐蚀介质存

在的条件下,产生了应力腐蚀;①湿环境下的Ｈ2Ｓ ＨＣｌ Ｈ2Ｏ腐蚀,

原油中不同程度地含有氯硫的化合物,经过加热后分解成ＨＣｌ,Ｈ2

Ｓ,ＮＨ3和Ｈ2Ｏ,随着轻组分蒸发,再冷却,液体水出现以后,便形成了

Ｈ2Ｓ ＨＣｌ Ｈ2Ｏ腐蚀环境;①垢下腐蚀,原油中钙、镁离子和酸式

碳酸盐的存在,及冷却水中氧与金属的作用,形成了不易水解的碳酸盐

和铁锈[Ｆｅ(ＯＨ)2],沉积在换热面上,产生垢下腐蚀。现场腐蚀开裂

断口分析:断口形状为泥状花纹,沿径向、周向扩展,并可见晶间型树枝

状裂纹,属应力腐蚀特征。而胀口处明显可见垢下点蚀特征。

3 采取的措施

根据文献介绍,综合比较渗铝、“Ｎｉ Ｐ”镀层、涂料7910管内防腐、

ＰＶＣ涂镀及双相不锈钢的性能价格比,同时根据现场腐蚀的现象和

特征,决定管束改用材质为08Ｃｒ2ＡｌＭｏ的无缝管,在加强塔顶注

缓蚀剂、注氨、注水及电脱盐操作等工艺防腐蚀措施的同时,为保证

充分利用08Ｃｒ2ＡｌＭｏ钢抗湿环境下的Ｈ2Ｓ ＨＣｌ Ｈ2Ｏ腐

蚀的特性,特制定08Ｃｒ2ＡｌＭｏ管束订货技术要求:管束尺寸必须

符合标准尺寸及图纸要求,制造检验除满足ＧＢ150-98、ＧＢ151-89

要求外,还应符合以下要求:(1)换热管为冷拔无缝管且不允许拼接,材

质为08Ｃｒ2ＡｌＭｏ,江苏兴澄集团钢管厂产品。化学成分及力学

性能执行ＱＢ9901-1999,制造检验执行ＧＢ8163-87,以热处理状态

交货。要求为正偏差较高级精度管,并逐根进行涡流探伤、超声波探

伤检验。定距管材质与换热管材质相同。(2)换热管弯制Ｕ型后,要求

对所有Ｕ型弯管部位进行消除应力热处理,热处理后对换热管逐根进

行水压试验。直管穿管前也要逐根进行水压试验。(3)管板(含浮头侧)

材质为16Ｍｎ(锻)+08Ｃｒ2ＡｌＭｏ(管程侧单面堆焊),堆焊层厚度

至少6ｍｍ(加工后)。管板堆焊完成后要做消除应力热处理,并对接管

表面进行100%ＵＴ、100%ＰＴ(或100%ＭＴ)检验。折流板材质为

碳钢。(4)管子与管板采用强度焊+贴胀结构(先焊后胀),焊接采用角焊

缝。焊接结构按ＧＢ151-89图3 25(ａ),要求管子高出管板端面高度

Ｌ1为2.5～3ｍｍ,焊角高度Ｌ2至少为4ｍｍ(管板焊缝坡口深度为2

ｍｍ)。焊接要求为氩弧焊二遍完成,第一遍焊接完成后清理干净做

100%ＰＴ或100%ＭＴ检验,合格后焊接第二遍,全部完成后做100%

ＰＴ或100%ＭＴ检验。管子端面不允许烧损。要严格执行合肥所的

08Ｃｒ2ＡｌＭｏ钢换热管焊接工艺评定,确保焊缝成分符合08Ｃｒ

2ＡｌＭｏ钢要求。(5)管子与管板焊接完成、检验合格后要对焊缝进

行消除应力热处理,热处理后管子与管板焊缝硬度≤ＨＢ220。胀管要

在热处理之后进行,胀管后管子与管板焊缝做100%ＰＴ或100%ＭＴ

检验。(6)壳体材质与管板材质要相同,以减小电位差造成的腐蚀。

4 应用效果

用08Ｃｒ2ＡｌＭｏ钢制作的换热器管束,经历了装置大负荷、含硫

及高含硫原油的生产,同时经历了多次为减少常顶系统压差大而用净

化水冲洗换热器管束,使管束内缓蚀剂形成的防腐蚀膜被冲掉的状况,

同时,也经历了因为加工不同原油品种,以及加工量的增加,电脱盐操

作不稳,某些品种原油电脱盐二级脱后含盐在5～13ｍｇ/Ｌ的状况。

但在随后常顶水质分析中发现水中的Ｆｅ2+浓度没有大于1.40ｍｇ/

Ｌ的;在检修期间,为检查确定管束腐蚀状况,将管束抽出进行测厚及

外观检查,测厚结果是:Ｕ型段及直管段壁厚2.4～2.6ｍｍ,与2.5ｍｍ

的公称厚度相比没有明显减薄,管板及管壁也没有点蚀和坑蚀现象出

现。最早更换的一台08Ｃｒ2ＡｌＭｏ管束至今已使用27个月而没

有发生任何泄漏迹象,很好满足了工艺防腐蚀及长周期安全生产的要

求。因此,说明08Ｃｒ2ＡｌＭｏ钢在Ｈ2Ｓ ＨＣｌ Ｈ2Ｏ腐蚀环境

下具有优异的耐腐蚀性,综合考虑工艺操作运行及经济因素,08Ｃｒ2

ＡｌＭｏ钢是加工高含硫原油常顶系统换热器管束良好的选材之一。