乙烯裂解氣壓縮機二段后冷器管束腐蝕原因分析

鄒 亮，劉 翔，林建東，熊衛國，鄒厚香

（福建聯合石油化工有限公司，福建泉州362800）

乙烯裂解氣壓縮機二段后冷器管束腐蝕原因分析

鄒 亮，劉 翔，林建東，熊衛國，鄒厚香

（福建聯合石油化工有限公司，福建泉州362800）

2016年3月，某公司乙烯裂解裝置裂解氣壓縮機二段后冷器（E20202AM／BM）管束發生大面積泄漏，裝置被迫臨時停工搶修。腐蝕調查和分析認為：裝置自2013年脫瓶頸改造后，乙烯裂解氣壓縮機二段后冷器換熱管外壁一直存在以H2S-CO2-H2O為主的腐蝕環境；壓縮機段間注水量較大且霧化不良，冷凝液pH值較低，導致二段后冷器換熱管外壁發生均勻腐蝕和點蝕，并引起泄漏；在切換真空泵冷凝器（E20225BX／E20226BX）時，因作業不平穩導致裂解氣壓縮機真空度波動，使得裂解氣壓縮機二段后冷器管束腐蝕嚴重部位發生破損穿孔，造成大面積泄漏。2013年改造后殼程介質流速提高以及原料中S含量較高也是導致腐蝕加劇的兩個主要因素。建議控制原料S含量、加注緩蝕劑、控制壓縮機段間注水量及加強系統管線腐蝕檢測抑制腐蝕穿孔發生。

裂解氣后冷器 管束 腐蝕泄漏 流速 腐蝕環境

1 腐蝕泄漏和設備概況

1．1 腐蝕泄漏情況

2016年3月14日，某公司0．99 Mt／a乙烯裂解裝置裂解氣壓縮機（K20201）二段后冷器（E20202AM／BM）發生大面積泄漏，大量裂解氣進入循環水側阻礙循環水流動。由于氣阻使E20202AM／BM失去換熱能力，導致裂解氣壓縮機三段吸入熱量急劇上升，其出口溫度109．52℃（接近聯鎖值110℃），影響機組正常運行，乙烯裝置被迫臨時停工搶修。

抽出E20202AM／BM冷卻器管束檢查，發現換熱管外壁有大量腐蝕坑，并且已經出現腐蝕穿孔，見圖1。使用內窺鏡觀察換熱管內部，管束內壁相對平整光滑，未發現明顯腐蝕坑（見圖2）。經水壓試漏，發現后冷器泄漏的換熱管每臺有40至50根，實際堵管處理每臺約200根。

圖1 換熱管外壁腐蝕形貌

圖2 換熱管內壁形貌

1．2 設備概況

裂解氣壓縮機二段后冷器（E20202AM／BM）是由原冷卻器（E20202A／B）改造而成，屬于浮頭式換熱器，殼程為裂解氣，管程為循環水。2013年改造前，共運行4 a未發現明顯腐蝕。

2013年脫瓶頸改造時，殼體利舊、管束更新。管束由四管程改為兩管程，換熱管排列方式由正方形排列改成正三角形排列，換熱面積由1 701 m2增加到1 742 m2，兩臺換熱器的流量由原323 t／h增加到427 t／h。改造后的 E20202AM／BM換熱管尺寸為Φ19 mm×2．0 mm，于2013年12月投入使用，其主要技術參數見表1。

表1 設備主要技術參數

2 腐蝕原因分析

為確保腐蝕分析的準確性及權威性，停工后，委托專業檢測單位對E20202AM／BM進行了現場抽管取樣，并作了檢測分析。

2．1 試驗管子取樣

（1）抽取E20202AM換熱管5根，編號分別為：A，B，C，D和 E，見圖3。其中，A和 B管再取樣3節，編號分別為：A1，A2，A3，B1，B2及 B3；C，D及E管未取樣，僅進行外觀檢測。

（2）抽取E20202BM換熱管4根，編號分別為：F，G，H和I，見圖4。其中，F和G管再取樣3節，編號分別為：F1，F2，F3，G1，G2及 G3；H和 I管未取樣，僅進行外觀檢測。

（3）每根管取樣的具體截取部位見圖5。

圖3 E20202AM換熱管取管部位

圖4 E20202BM換熱管取管部位

圖5 換熱管試樣截取位置

2．2 腐蝕檢查

2．2．1 宏觀檢查

通過對E20202AM／BM換熱管取樣管段進行宏觀檢查，發現換熱管存在管外壁腐蝕，檢查結果見表2。其中有些管段管外壁腐蝕穿孔比較嚴重，見圖6至圖8。

表2 樣品外觀檢查情況

圖6 B換熱管取樣管段腐蝕

圖7 F換熱管取樣管段腐蝕

圖8 G換熱管取樣管段腐蝕

2．2．2 管段橫截面檢查

分別從換熱管腐蝕嚴重部位及未見明顯腐蝕的部位截取橫截面檢查，見圖9和圖10。從圖9及圖10可以看出：A2，A3，B2，F2，F3和 G2等管段腐蝕嚴重部位均發生在外壁，坑內有較多的腐蝕產物，內壁雖然存在結垢現象，但腐蝕輕微。

圖9 E20202AM換熱管截面腐蝕狀況

圖10 E20202BM換熱管截面腐蝕狀況

2．2．3 內外徑測試

從橫截面檢查的試樣中，分別選取腐蝕嚴重和未見明顯腐蝕的換熱管，經除垢后進行內外壁直徑測量，測量結果見表3。

表3 內外徑測量結果

由表3可以看出：腐蝕嚴重的管子外徑變化較大，內徑變化較小；未見有明顯腐蝕的管子外徑和內徑變化均較小，進一步說明腐蝕主要發生在外壁。

2．3 化學分析

對換熱管取樣進行化學成分分析，結果見表4。從表4可以看出，換熱管化學成分滿足相關標準要求。

表4 化學成分分析結果 w，%

2．4 金相分析

為了確定是否存在應力腐蝕開裂現象，分別從A3和B3部位取樣進行金相分析，結果見圖11和圖12。可以看出：外壁腐蝕嚴重部位內壁也有腐蝕，管外壁腐蝕明顯比內壁嚴重；內外壁腐蝕部位、腐蝕坑底部均未發現微裂紋；金相組織正常。

圖11 A3試樣金相組織

圖12 B3試樣金相組織

2．5 能譜分析

采用X射線能譜分析儀分別對蝕坑內的腐蝕產物和金相試樣內外壁結垢物進行能譜分析，結果見表5。從表5可以看出：E20202AM／BM換熱管外壁腐蝕元素主要有O和S，E20202BM換熱管外壁的S元素只是在局部區域檢測到。

表5 腐蝕產物主要元素能譜分析結果 w，%

2．6 綜合分析

2．6．1 裂解氣中酸性物質腐蝕

（1）裂解氣是石油烴高溫裂解生產低級烯烴過程中生成的多組分混合氣體，主要組分為甲烷及碳二至碳五烯烴和烷烴，還有氫氣、少量炔烴、硫化物、一氧化碳、二氧化碳、水分及惰性氣體等雜質。工藝需要對壓縮機注水，從而降低裂解氣溫度，但經噴嘴注入的水并不能完全霧化或霧化效果差，從而形成大的液滴。硫化氫、二氧化碳及小分子有機酸（如甲酸、乙酸等）溶于液態水后會形成酸性電化學腐蝕環境，造成碳鋼腐蝕。裂解氣在出三段壓縮后進堿洗塔用堿液脫除裂解氣中的酸性氣體，出塔裂解氣中酸性氣體硫化氫、二氧化碳總質量濃度一般小于1 mg／L，所以，裂解裝置的腐蝕問題主要出現在堿洗塔之前的設備及管道上。

（2）壓縮機各段間冷卻器工藝介質側長期處于酸性環境下。2011年年底和2016年3月，曾對段間冷卻器冷凝液pH值進行分析，發現pH值平均為4，說明水冷器一直在酸性環境下工作。這主要由冷凝液中硫化氫、二氧化碳含量決定，pH值越低酸性越強，腐蝕越嚴重。

（3）2014年12月至2015年5月，外購石腦油中S質量分數嚴重超標，最高值近2 000μg／g，經與自產石腦油調合后也達到500μg／g。S含量超標會導致裂解氣中的硫化氫含量上升，從而加劇壓縮機各段后冷器管束的腐蝕。

2．6．2 改造后流速提高

處于較低pH值的酸性冷凝液中的碳鋼（換熱管外壁）很容易發生腐蝕。腐蝕嚴重程度主要取決于環境介質pH值、溫度及流速等因素。從2013年改造后情況來看，殼程介質的流量提高約32%，換熱器進出口流速分別由16．97 m／s和20．04 m／s提高到22．43 m／s和31．78 m／s。流速顯著提高會破壞換熱管外腐蝕產物形成的保護膜，從而加劇腐蝕。

2．6．3 壓力波動

2016年3月14日，在切換真空泵冷凝器（E20225BX／E20226BX）時，由于操作室內外銜接不當，裂解氣壓縮機真空度由－85 kPa瞬間波動至－16 kPa。真空度波動導致腐蝕減薄的E20202AM／BM管束迅速破損，出現大面積穿孔泄漏。

3 結論及建議

（1）乙烯裂解裝置裂解氣壓縮機二段后冷卻器（E20202AM／BM）換熱管外壁存在以H2SCO2-H2O為主的腐蝕環境，導致管外壁發生均勻腐蝕和點蝕，并引起泄漏。2013年改造后流速提高以及原料中S含量較高是導致腐蝕加劇的兩個重要因素。

（2）嚴格控制原料中的S含量。對于乙烯裂解裝置的新原料，特別是硫含量高的原料，需要進行風險評估并嚴格執行變更程序。

（3）加注緩蝕劑。優化工藝操作，在裂解氣壓縮機段間注入緩蝕劑，使急冷水pH值控制在7～8。監控二段和三段間冷卻器殼程冷凝液酸度、鐵離子濃度，并根據監測情況調整緩蝕劑注入量。

（4）控制壓縮機段間注水量在設計指標之內。壓縮機段間需要注水降溫，但注水量過大，不能完全霧化，導致未霧化的水吸收裂解氣中的酸性氣體，形成酸性腐蝕環境。

（5）評估材質升級的可能性及經濟性。

（6）調整系統管線（重點是水冷器及工藝介質出入口管線）的腐蝕檢測頻率為6個月一次。

Corrosion Analysis of Aftercooler Pipeline in the Second Section Coupled to Cracking Gas Compressor of Ethylene Plant

Zou Liang，Liu Xiang，Lin Jiandong，Xiong Weiguo，Zou Houxiang
（Fujian Refining＆Petrochemical Co．，Ltd．，Quanzhou 362800，China）

In March 2016，large area leakage accident occurred in the aftercooler（E20202AM／BM）pipeline in the second section coupled to cracking gas compressor in an ethylene plant，which resulted in a temporary stoppage for repairs．According to the investigation，a corrosion environment dominated by H2S-CO2-H2O always existed in the outer wall of pipeline；leakage caused by uniform corrosion and pitting appeared in the outer wall of pipeline，due to large injection and poor atomization of water as well as low pH value in the section；damaged perforation occurred in the serious corrosion position of pipeline resulted by the pressure fluctuation in the compressor when switching the vacuum pump condenser（E20225BX／E20226BX）．In addition，two other main factors leading to the intensification of corrosion were the increase of flow velocity in the shell side after modification in 2013 and the high content of sulfur in the raw material．Reasonable measures were proposed to prevent the occurrence of corrosion perforation，including controlling sulfur content，adding corrosion inhibitor，governing water injection and improving pipeline corrosion detection．

cracking gas aftercooler，pipeline，corrosion leakage，flow velocity，corrosion environment

2017-04-17；修改稿收到日期：2017-06-15。

鄒亮（1985—），工程師，畢業于北京化工大學過程裝備與控制工程專業，現在該公司從事靜設備防腐管理工作。E-mail：zouliang＠fjrep．com

（編輯 王維宗）