低温发电凝结水换热器管束失效原因分析

邵子君

摘 要：通过对芳烃联合装置低温热水发电系统用热媒水/凝结水换热器E902A/B管束多次失效情况和腐蚀形貌、运行工况、设备结构的分析，发现该换热器因凝结水实际流量较设计流量偏大，在气液两相，以及凝结水中含有的氧腐蚀和CO2形成的弱酸腐蝕共同造成管束失效。采取了增加防冲挡板、升级管板材质的措施，有效延长了管束运行周期，并提出了进一步优化建议。

关键词：凝结水;失效;冲刷;腐蚀

1 情况介绍

热水发电项目是某石化芳烃联合装置的重要组成部分，利用低温热能获得热水来循环发电，达到节能降耗，实现效益，热媒水/凝结水换热器E902A/B是该系统两台关键设备。但自2013年装置开工以来，该换热器管束发生3次泄漏，均为A台管束泄漏失效，B台管束运行正常。

热媒水/凝结水换热器E902A/B共两台，型号是：BES700-1.6-155-6/19-4I，两台换热器规格、型号相同，串联运行，A前B后，管束材质为10#钢，管程介质为蒸汽凝结水，操作压力0.45MPa，操作温度160/92℃，实际流量47t/h，设计流量35t/h;壳程介质为热媒水（除盐水），操作压力0.7MPa，操作温度69/120℃，流量约80t/h。

芳烃置换各部位换热后的中低压蒸汽凝液经低低压蒸汽凝结水罐D904闪蒸，0.45MPa低低压蒸汽经罐顶并入蒸汽管网，罐底凝结水经液位控制调节阀与其他装置来的凝结水混合后流入E902A/B管程，作为热源加热换热器壳程除盐水，被加热的除盐水作为媒介进入低温热水发电系统发电，被冷却后的凝结水进入凝结水罐D910后由泵送出装置，工艺流程详见图1：

2 检查与分析

2.1 宏观检查

该换热器2013年底投入运行，在2014年12月发现有泄漏，2016年初再次发生泄漏，检修更换成316L材质管束。拆检发现E902A管束受损伤部位、形貌特征等和2014年底拆检情况相似，第一管程固定管板表面损伤严重，大部分换热管焊口开裂，管箱隔板局部有损伤，但第一管程换热管由于用316L衬管保护，管口未见明显减薄。3次检修对换热器E902B管束检查，均未发现有泄漏。

2.2 运行工况

换热器自投用以来，一直处于稳定的运行工况，未发生过开、停车故障，用听诊设备监听换热器运行情况，可以发现换热器内部存在液击声。对操作参数分析，发现管程实际凝结水量与设计存在偏差，设计凝结水流量34t/h，实际生产中流量达到47t/h，最大流量甚至达到53t/h，在管径一定的情况下，流量增大会引起流速增大，流速的增大会造成介质对管道弯头、管束的冲刷作用增强。

2.3 设备结构

E902A/B两台管束固定管板用16MnⅢ材质，换热管用10#钢，换热管与管板之间强度焊加贴胀，管程入口均未安装防冲设备，两台换热器管束采用同样规格、同样材质、同样的生产加工工艺生产制造。

2.4 数据分析

换热器管程介质是凝结水，壳程介质是热媒水，通过对介质进行化验分析，发现存在Fe2+，介质中存在的Cl-和硫化物含量非常低，难以引起管束的腐蚀，通过管束腐蚀形貌也可以肯定腐蚀主要以局部腐蚀为主。

3 腐蚀原因分析

3.1 冲刷腐蚀

由于流体和金属表面间的相对运动，流体在弯头、三通、变径管等处突然改变方向，对金属及金属表面的钝化膜产生机械冲刷破坏作用，金属以溶解的离子状态脱离表面，或是生成固态腐蚀产物，然后受机械冲刷脱离表面，冲刷腐蚀中腐蚀电化学作用与流体动力学作用同时存在，相互促进，腐蚀的形貌特征表现为槽、沟、波纹和山谷形等，还常常显示有方向性，一般这种腐蚀速度很快。结合入口管线弯头减薄，第一管程固定管板、管箱隔板损伤形态，以及带有方向性向第二、第三管程延伸的沟槽和蚀坑特征，分析发现符合冲刷腐蚀现象。

凝结水由中低压蒸汽换热后再经过低低压蒸汽凝结水罐D904闪蒸后而来，温度高达160℃，凝结水中必然夹带着气泡，形成气液两相条件。凝结水经管道流入换热器管箱的过程中，一方面由于高速流动与金属表面发生相对运动引起金属表面损伤;另一方面夹带气相的凝结水在管口处局部区域压力瞬间降低，形成空泡腐蚀，如水锤作用使管板表面遭受严重的损伤，在冲刷腐蚀和空泡腐蚀的协同作用下导致管道弯头、管束的腐蚀失效。2014年12月检修后，工艺调整操作，关小管程出口凝结水入罐阀门，这一操作致使管程凝结水进换热器压力发生变化，从而导致凝结水在管束内部的流动形态和气液相能量释放位置发生变化，所以对管束的破坏部位也发生变化，加大了对固定管板第二管程端面、换热管管口及浮头的冲刷作用，从检修情况也得到验证。流速在冲刷腐蚀中起重要作用，一般随流速的增大，冲刷腐蚀速度随之增大，由于该换热器设计偏小，实际运行流速大于设计流速，这也增大了凝结水对换热器管束的冲刷作用，加快了管束腐蚀失效。

3.2 氧腐蚀和CO2形成的弱酸腐蚀

由于蒸汽凝结水系统的非封闭性等原因，凝结水中不可避免的含有氧。凝结水中氧的来源主要有两方面，一是蒸汽中含有一定量的氧气，在换热过程中溶入凝结水中;另一个来源是由于凝结水系统在输送过程中溶入空气中的氧气。凝结水中氧腐蚀形式是去极化腐蚀，由于管道为碳钢，其腐蚀产物是铁的氧化物，其腐蚀机理如下：

阳极反应：Fe→Fe2++2e

阴极反应：O2+2H2O+4e→4OH-

Fe2++2OH-→Fe（OH）2

Fe（OH）2在有氧的条件下是不稳定的，可以进一步发生反应生成稳定的氧化物。凝结水的氧腐蚀发生后在金属的表面形成一个个腐蚀坑，氧腐蚀一旦形成就会持续发生，很难阻止。凝结水的pH值、溶解氧浓度、流速、温度均影响氧腐蚀速率。

凝结水中的CO2主要来源于蒸汽，蒸汽中的CO2主要是来自蒸汽发生器供水和碳酸盐类在蒸汽发生器内的受热分解，溶入凝结水中的CO2会形成弱酸H2CO3，其正常情况下分解为H+和HCO3-，其反应机理如下：

CO2+H2O=H2CO3

H2CO3=H++HCO3-

尽管凝结水中电离的H+不多，但对于相对纯净的凝结水来说，即使弱酸也会对pH值有较大影响。CO2的腐蚀是均匀腐蚀，不会沉积在金属表面形成保护膜。

当凝结水系统中CO2和O2同时存在时，对碳钢等设备的腐蚀性会增强，所以，凝结水系统中氧的腐蚀和CO2形成的弱酸腐蚀也是引起该换热器管束失效的另一个原因。

4 结论

综上分析，导致E902A频繁失效的主要原因是凝结水夹带的气相在高速流动过程中造成的冲刷和空泡腐蚀，同时存在凝结水系统溶解的氧腐蚀和CO2形成的弱酸腐蚀的协同作用，但从失效形貌来看以冲刷腐蚀表现为主，而设计流量与实际流量的偏差，一定程度上增强了各种腐蚀的作用效应，加快了管束失效的速度。

5 措施和建议

①管束材质升级成316L，能有效延长该工况下换热器的运行周期;②在A台换热器管箱隔板上增设格栅网防冲装置，能有效降低凝结水对管束的冲刷腐蚀;③调整工艺介质流速或将换热器凝结水入口管径增大，降低流速，以减小对弯头、固定管板的冲击作用;④蒸汽发生器供水尽可能使用除氧器除净水中含氧，降低蒸汽中的溶解氧;并保证凝结水循环系统的密闭性，减少氧气的进入，防止氧腐蚀;⑤在换热器设计阶段，准确计算设计、合理选型;⑥对换热器入口凝结水管道弯头等部位增加测厚频次，及时掌握管道减薄情况。