喻 燦，何睿豐

（1.上海安恪企業(yè)管理咨詢有限公司，上海 200237；2.中國石油化工股份有限公司巴陵分公司，湖南 岳陽 414014）

1 腐蝕泄漏情況

某廠合成氨裝置變換氣換熱器于2010年6月首次投用，為內浮頭式換熱器，管束材料為321不銹鋼。殼程走粗煤氣從底部進入，管程走變換氣。2011年10月大檢修期間，在換熱器殼程進口側擋灰板附近有23根換熱管發(fā)生泄漏，部分管束明顯腐蝕斷裂，管束外表面積灰嚴重。2013年6月對變換爐進氣換熱器進行第一次更新，結構形式由內浮頭式改為固定管板式，改管程走粗煤氣，設計壓力4.1 MPa，溫度300℃；殼程走變換氣，設計壓力4.0 MPa，溫度475℃，操作參數(shù)見表1。管程和殼程的介質可能含有：H2，CO，CO2，N2，Ar，CH4，H2S，COS，NH3及煤灰、FeS等固溶物及水。

表1 變換氣換熱器參數(shù)

2018年3月全廠停工檢修并再次運行后，換熱器管束發(fā)生泄漏。2018年7月對該換熱器進行檢修，發(fā)現(xiàn)6根管子爆管。對泄漏管束堵管后再次做氨滲漏試驗，又發(fā)現(xiàn)54根管子泄漏，堵管情況見圖1。采用內窺鏡對管束進行檢查發(fā)現(xiàn)幾乎所有管子內壁（距管口200 mm處，已過管板）均有腐蝕垢物（見圖2），垢樣分析發(fā)現(xiàn)氯離子質量分數(shù)高達0.5%。

圖1 換熱管堵管情況

圖2 換熱管腐蝕垢物

該換熱器于2019年2月進行了更新，2020年6月18日變換單元低變出口CO質量分數(shù)達到0.41%，超標，判斷換熱器再次出現(xiàn)了泄漏。

2 腐蝕機理分析

根據(jù)操作溫度、壓力、腐蝕介質及含量，參考API 571—2020煉油廠靜設備損傷機理識別［1］，對粗煤氣換熱單元進行腐蝕流程分析，如圖3所示。該流程主要的腐蝕介質和含量見表2。根據(jù)腐蝕介質和操作參數(shù)可以粗略判斷該流程存在的腐蝕機理：氯化銨腐蝕、濕硫化氫損傷、碳酸鹽應力腐蝕開裂、二氧化碳腐蝕、氯應力腐蝕開裂和連多硫酸應力腐蝕開裂。

表2 粗煤氣中主要腐蝕介質及含量

圖3 粗煤氣換熱單元腐蝕流程

2.1 H2S-CO2-H2O腐蝕

對于含水的粗煤氣，當操作溫度低于水的露點溫度時，就將凝析出水［2-3］。氣體中的CO2，H2S等氣體溶于水形成酸性液體導致酸腐蝕，其中就有濕硫化氫損傷、碳酸鹽應力腐蝕開裂、二氧化碳腐蝕這3種腐蝕機理，氧會加速腐蝕，發(fā)生如下化學反應：

由于溫度高、壓力大，生成物疏松多孔無法在管子內壁形成保護層，導致腐蝕朝深處發(fā)展，最終導致泄漏穿孔。

2.2 氯應力腐蝕開裂

張?zhí)柕龋?］通過對變換氣換熱器泄漏管段內壁腐蝕產(chǎn)物及換熱器管程冷凝水的分析，發(fā)現(xiàn)腐蝕產(chǎn)物中含有大量的硫元素和氯元素，而這兩種元素極易引起奧氏體不銹鋼形成點蝕和應力腐蝕開裂。干燥環(huán)境下，硫和氯不會對設備造成腐蝕，但在液態(tài)水情況下，會對設備造成嚴重的腐蝕。

2.3 連多硫酸應力腐蝕開裂

在煉油裝置停工過程中，系統(tǒng)降溫降壓后，水汽冷凝，或打開設備檢修時，設備和管線內部與濕空氣接觸，鐵或鉻的硫化物與水和氧發(fā)生化學反應，生成亞硫酸和連多硫酸，從而產(chǎn)生腐蝕。所有在含硫環(huán)境中使用敏感合金的裝置均有可能發(fā)生連多硫酸腐蝕。常見被損壞的設備包括換熱器管束、爐管和管道以及暴露在含硫燃燒產(chǎn)物中的鍋爐和高溫設備。該換熱器所用材質321為穩(wěn)定奧氏體不銹鋼，發(fā)生連多硫酸應力腐蝕開裂的幾率較小。

2.4 氯化銨腐蝕

在高于水露點的溫度，HCl與NH3從氣相直接反應產(chǎn)生NH4Cl結晶。NH4Cl的形成溫度取決于HCl和NH3的分壓。NH4Cl具有吸濕性，能夠吸收還沒凝結的水，形成的濕NH4Cl具有強腐蝕性。

3 腐蝕原因分析

粗煤氣預熱流程中，由于溫度在160～220℃范圍內變化，最易發(fā)生氯化銨腐蝕，來自氣化裝置的粗煤氣在管道流動過程中，其中的水分為飽和狀態(tài)，對管道腐蝕較輕，保溫不好或導凝的部位會由于溫度降低而導致氯化銨的析出，正常情況下物流中飽和水溶解有氯化銨，到變換氣換熱器管程入口時，由于殼程的介質溫度較高，對粗煤氣進行了加熱，粗煤氣中攜帶的氯化銨飽和水發(fā)生氣化，導致氯化銨濃度升高，在內壁表面發(fā)生結鹽，并攜帶粗煤氣中其他腐蝕介質沉積，氯化銨易吸潮，發(fā)生潮解時會對金屬內壁造成腐蝕，所以變換氣換熱器管程入口端易發(fā)生結垢和腐蝕，在粗煤氣通過變換氣換熱器繼續(xù)升溫至240℃的過程中，氯化銨從結晶態(tài)轉變?yōu)闅鈶B(tài)，不會對管束造成腐蝕，所以管程后半段的腐蝕較輕。

為驗證氯化銨腐蝕發(fā)生的具體部位，對流程的露點和結鹽點進行核算，計算所需粗煤氣參數(shù)見表3。采用4種不同數(shù)值的氯離子含量，來分析其對氯化銨結鹽溫度的影響，計算結果如圖4所示。

表3 粗煤氣相關參數(shù)

圖4 氯化銨結鹽溫度的計算

從圖4可以看出，粗煤氣的露點溫度為158.25℃，即物料的溫度低于158.25℃時，物料中將析出液態(tài)水。而粗煤氣的結鹽溫度與腐蝕介質的含量有關，通過計算，氯離子質量濃度為100 mg/L時，結鹽溫度為160.5℃。也就是說，當物料的溫度低于160.5℃時，物流中會發(fā)生氯化銨結晶，隨著氯離子含量升高，結鹽溫度隨之升高，因此，粗煤氣中氯離子含量的控制尤為重要。此外，提高物流的操作溫度也是避免氯化銨腐蝕的重要途徑。相關標準指出，操作溫度一般應高于計算的水露點溫度，露點腐蝕風險等級判斷見表4。從表4可以看出，將粗煤氣溫度提高至172.25℃以上可以避免露點腐蝕的風險。變換裝置粗合成氣預熱器是配套上游粉煤氣化廢鍋型工藝的，生成的粗合成氣操作溫度是所有煤氣化工藝中最低的，只有160℃，最接近露點溫度［7］。管程接近露點的160℃的粗合成氣與殼程220℃的變換氣在進管板后相互換熱，管程相對溫度較低的粗合成氣中的水一部分被蒸發(fā)，粗合成氣中的懸浮物（煤粉和鹽顆粒）在管內壁沉積，形成一個干濕交替的環(huán)境，粗合成氣中的氨和氯離子在此位置結晶堆積，形成較高濃度的氯化銨，并在此處水解成氯化氫的酸腐蝕環(huán)境，此外，上游煤氣化裝置的過濾裝置和該裝置的粗合成氣分離器F2101偶有故障，使粗合成氣中含水懸浮物（細粉和鹽顆粒）濃度增加，促進了管內壁垢物的堆積。

表4 露點腐蝕風險判斷條件

粗煤氣操作溫度在下限為172.25℃時為中風險；粗煤氣操作溫度下限為158.25℃時為高風險。

4 垢樣分析

現(xiàn)場垢樣表面有白色結晶，pH值呈酸性，見圖5。實驗室垢樣分析見表5，可以看出垢樣的主要成分為氯化銨，除此之外，還有大量碳酸根離子沉積，對損傷機理分析過程進行了驗證。

圖5 現(xiàn)場垢樣

表5 垢樣分析結果

5 結論及建議

換熱器管束堵塞發(fā)生在管板兩側，其原因在于入口氣流旋渦造成偏流，中間部位阻力小、流量大，兩個側面因流量小而使含水的懸浮物（細粉和鹽顆粒）更易聚集帶入形成結垢，進一步造成垢下腐蝕。為解決換熱器的腐蝕和堵塞問題，可采取如下措施：

（1）降低前序工段粗合成氣中懸浮物的含量，控制到質量濃度1 mg/L以下，在粗合成氣換熱之前，增加過濾器，避免液態(tài)水帶到變換氣換熱器，同時過濾器還可以脫除部分細粉。

（2）對煤中的氯含量進行檢測，將其控制在一個合理的水平，特別是要實時監(jiān)測冬季煤中的氯含量，若氯含量偏高，則要摻入夏季儲存的煤以調和煤中的總氯水平。

（3）臨時性延長變換氣換熱器的使用壽命，可考慮在入口管端襯625合金。