裂解气压缩机换热器泄漏原因及防腐措施

代广平，陆 本，姚子荣

(中国石油兰州石化分公司，甘肃兰州730060)

裂解气压缩机换热器泄漏原因及防腐措施

代广平，陆 本，姚子荣

(中国石油兰州石化分公司，甘肃兰州730060)

在乙烯装置的生产运行过程中，裂解气压缩机段间换热器经常发生管束腐蚀泄漏，严重制约了装置的长周期运行。根据生产检维修过程中换热器管束的腐蚀现状，找出了具体原因:壳程的酸性气体腐蚀、管程的循环水中微生物引起的垢下腐蚀以及冬季生产停车换热设备防冻保温不到位。从引起换热器腐蚀的各个原因入手，结合生产工艺，采取工艺参数调整、控制段间凝液的pH值及压缩机段间注水量等措施，同时对压缩机辅助设备进行优化，更换高效的注水雾化喷头、牺牲阳极保护、管束涂敷耐腐蚀涂料。通过采取防腐蚀措施，优化了换热器的运行环境，改善了段间换热器的性能，有效延长换热器的使用寿命。

压缩机 段间换热器 腐蚀 管束

在化工生产过程中，各类介质的热量交换经常要采用冷却水换热器。大多数冷却水换热器在换热过程都存在着不同程度的堵塞和腐蚀泄漏问题，常常出现因泄漏、传热效果不佳而被迫停车清洗、检修或者更换换热器，影响装置的安全生产运行［1］。中国石油兰州石化分公司240 kt/a乙烯裂解装置的5台裂解气压缩机段间设换热器，均使用在裂解气压缩机各段间出口，冷却压缩后的裂解气，其中一段出口为两台换热器并联使用，其余三段各有一台换热器。

段间换热器是裂解装置压缩机组系统的关键设备，经压缩机压缩后的裂解气通过段间换热器与循环水换热，达到降低温度、冷凝重组分的目的。段间换热器为浮头式换热器，管束的列管为φ19 mm×2 mm，材质为10号钢，管束管程为循环水，管壳为裂解气，工作温度约为33～90℃。

1 腐蚀泄漏现状

在热裂解气和循环水的作用下，特别是由于裂解原料的多元化、轻质化，压缩机入口组份变轻，使得出口温度随之升高，冷凝器管程腐蚀和结垢现象日趋严重，换热器的换热效率也越来越低。每次检修时，都需要采用高压水射流清洗机对换热器管束进行清洗并试压、查漏、堵漏。自2010年以来，裂解装置压缩机各段间换热器均存在不同程度的泄漏，因此进行了3次停车检维修，尤其是在2011年4月，管程循环冷却水的COD严重超标，为此对各换热器进行了在线查漏，5台换热器均存在不同程度的泄漏，泄漏后裂解气随循环水回水进入循环水系统，不仅造成系统物料损失，也使循环水水质受到严重影响，水质COD长期在70～90，远超出COD小于15的控制指标，同时也给水塔运行带来的了一定的安全风险，并影响装置其他换热设备。2011年7月大检修期间，对各段间换热器进行了维修，对因泄漏而使换热效果达不到工艺要求的进行更换管束。检修过程中，发现段间换热器的管程、壳程均存在不同程度的腐蚀泄漏(见图1～2)。各段间换热器检修消漏堵漏情况统计见表1。

表1 段间换热器检修统计Table 1 Statistical table of middle exchanger’s repair

图1 高压缸缸体内表面腐蚀Fig．1 Corrsion of high pressure cylinder’inner pipe

图2 注水喷头根部腐蚀Fig．2 Corrsion of spray head

2 泄漏原因

2.1 酸性气体

2005年6月对压缩机机组段间降温系统进行改造，由注油降温改为注水降温。改造后，降温脱盐水经由高速离心泵加压后经雾化喷头喷入压缩机各叶轮、扩压器入口，水经注水喷头雾化后进入压缩机壳体，与裂解气混合后气化，吸收大量的热来降低裂解气的温度，使其更接近于等温压缩，从而使压缩机段间温度得到了有效控制。

2011年7月压缩机解体检修过程中发现高压缸内缸体表面存在不同形态的冲刷腐蚀，而且三段注水喷头的根部有很深的冲刷沟槽(见图1～2)。因此，不难判断缸体及注水喷头根部的冲刷痕迹均由注入的脱盐水所致。注入的脱盐水经喷嘴雾化后经过相变发生汽化吸收裂解气的热量，从而达到降低裂解气的温度，但是经喷嘴注入过量的脱盐水，水不能够完全雾化或者雾化效果太差从而形成大的液体颗粒，没有雾化的水及液体颗粒混入机体内压缩后的裂解气，而后在换热器管束的壳程表面重新冷凝，这就使部分裂解气中的酸性气体如H2S，CO，CO2等溶解在析出的凝液中，从而在列管表面形成典型的H2S—HCl—H2O和CO—CO2—H2O的酸性腐蚀体系，经分析，LV-12003凝液pH值为5，从而使换热器壳程发生酸性腐蚀，这是段间换热器发生泄漏的重要原因。

2.2 循环水中微生物

在检修过程中发现，管板及列管内结垢较为严重，存在不同程度的垢下腐蚀。换热器污垢外表粗糙、坚硬，还夹杂有棕黑色粘泥等物质，形成明显的腐蚀产物。悬浮于水中的细小固体颗粒，如泥沙、尘土、不溶性盐类、浆状物及油污，会在换热器表面积聚，当含有这些物质的循环水流经换热器的表面时，容易形成污垢沉积物，造成垢下腐蚀。在循环水中，最常见的微生物主要是铁细菌、真菌和藻类。铁细菌能把溶于水中的Fe2+转化为不溶于水的Fe2O3，在水中产生大量铁氧化物沉淀以及氧浓差腐蚀电池腐蚀金属。循环水中的藻类(绿藻、蓝藻和硅藻)常在水中形成金属表面差异腐蚀电池，导致沉积物垢下腐蚀。这种微生物的垢下腐蚀也加速了换热器列管腐蚀泄漏［2］。

2.3 换热器管束冻裂

2010年和2011年冬季分别发生了两次事故，与装置相关的两起事故均发生在寒冷的冬季，属全年气温最低的月份，装置被迫紧急停车，系统热量迅速散失，同时在停车过程中由于循环水系统无法在短时间内倒空置换干净，从而造成换热器部分列管冻裂，从而使换热器发生泄漏。因此，冬季装置停车时，不完善的防冻措施也是换热器泄漏的一个原因。

3 防腐蚀措施

3.1 工艺参数调整

(1)控制压缩机注水量

压缩机段间注水降温，虽然各段温度得到了控制，但注水量过大，注入的脱盐水不能完全雾化，导致未雾化水溶解裂解气中的酸性气体，在段间换热器的表面形成酸性溶液而引起管束腐蚀，进而造成泄漏，因此，在保证压缩机段间出口温度不超标的情况下，将各段注水量控制在原设计指标之内。

(2)控制段间凝液的pH值

优化工艺操作，控制好急冷水塔氨的注入量，使急冷水pH值控制在7～8，有效控制裂解气的酸性。同时，减少裂解气中带液量，加强段间排出罐凝液pH值的监测，段间换热器凝结水的pH值控制在6.0～7.5，因为当pH值小于6时，HCl的腐蚀会加强，当pH值大于8时，H2S的腐蚀作用增强［3］。

(3)调整压缩机段间出口温度

将裂解气的各段温度指标适当放宽，可以控制裂解气一段、二段排气温度小于92℃，三段小于95℃(原来一段、二段、三段指标分别为87，89，90℃)，从而减少压缩机的注水量。

(4)循环水水质控制

加强循环水质监测，控制好循环水质，保证其COD小于15。同时，可以通过加入缓蚀剂、阻垢剂及酸等药剂，稳定循环水水质，控制循环水的浊度，降低水中的菌藻类物质。

(5)做好冬季防冻防凝

在冬季气温较低的情况下停车或检修时，做好段间换热器的防冻工作，倒空换热器管程、壳程内的介质，并对换热器管束进行吹扫，倒尽残留在设备内的介质。

3.2 设备防腐蚀措施

(1)更换高效雾化喷头

2011年压缩机解体检修时发现部分喷头喷嘴的螺旋“S”件有卡涩现象，无法旋转，喷嘴的雾化状态变差，注入的降温水不能完全雾化，使裂解气中严重带液并溶解其中的酸性气体。对喷嘴改造，提高雾化效果。通过重新核算，确定压缩机各段合适的注水量。

(2)牺牲阳极保护

牺牲阳极法是用比被保护金属腐蚀电位更小的金属或合金与被保护体组成电化学电池，依靠负电性金属不断溶解产生的电流对保护金属构成保护。对于段间换热器，可以使用镁合金作阳极保护材料，保护换热器不被腐蚀。

(3)管束涂敷耐腐蚀涂料

在段间换热器的管程表面涂敷耐腐蚀涂料，可以使换热器内表面具有抗冲刷、抗渗透、耐湿变等性能，有效隔离金属表面与介质接触和阻垢的作用，在一定程度上可以起到换热器防腐蚀作用，提高换热器性能和使用寿命。

4 结束语

在实际生产中，裂解气压缩机段间换热器的腐蚀泄漏已经成为制约乙烯装置运行的关键因素。通过相关工艺参数调整、辅助设备改造以及采取有针对性的防腐蚀措施，可以有效地改善换热器性能，提高换热器的使用寿命。

［1］ 左久玲．冷却水换热器结垢和腐蚀的原因及处理措施［J］．化学工程师，2009，23(9):53-56.

［2］ 白天相．裂解气压缩机段间换热器的防腐蚀技术探讨［J］．炼油与化工，2008，19(3):34-37.

［3］ 夏智富．段间换热器腐蚀原因分析及对策探讨［J］．全面腐蚀控制，2005，19(1):42-46.

(编辑 陈凤娥)

Abstract:In the operation of ethylene cracking unit，the corrosion leaking always occurs in the tubes of interim heat exchangers of cracking gas compressor，which seriously affects the long－term operation of the unit．In the scheduled shutdown for maintenance of the unit，the corrosion leaking status was analyzed and following specific causes were found out:acid gas corrosion at shell side，underdeposit corrosion from micro－organisms in tube side cooling water and insufficient heat insulation of heat exchange equipment during scheduled shutdown in winter．The heat exchange efficiency of interim heat exchangers has been improved and service life has been extended by adjustment of process parameters，control of pH value of interim condensate and interim water injection，improvement of auxiliary equipment of compressor，replacement with high－efficiency water atomizing nozzles，application of sacrificing anode，application of corrosion－resistant coatings on tubes and optimization of heat exchanger operation，etc．

Keywords:compressor，interim heat exchanger，corrosion，tube

Analysis of Causes of Corrosion in Heat Exchangers of Cracking Gas Compressor and Corrosion Protection Measures

Dai Guangping，Lu Ben，Yao Zirong
(PetroChina Lanzhou Petrochemical Company，Lanzhou，Gansu 730060)

TE624．3

A

1007－015X(2012)05－0049－03

2012－04－05;修改稿收到日期:2012－06－08。

代广平，工程师，硕士研究生，主要从事石油化工设备管理工作。E-mail:daigaang ping@petrochina．com。