分享：天然气净化装置换热器泄漏原因

• 马星远1, , 
 
• 赵佳琪2, 
 
• 尚用兰1, 
 
• 张进龙1, 
 
• 张建光1, 
 
• 卢雪梅3, 
 
• 陈梦婷3

• 1.

  中国石油长庆油田分公司第一采气厂，西安 750001

• 2.

  中国石油长庆油田分公司第四采气厂，西安 710018

• 3.

  机械工业上海蓝亚石化设备检测所有限公司，上海 201613

换热器是石油化工生产中的重要设备，其主要功能为介质的冷却和加热，可以满足后续工艺的要求，另外，换热器具有能量回收利用的功能，其壳程或管程的能量来自于工艺生产线中的废热和废冷，实现了能源的重复利用，节约了资源，减少了环境污染[1-2]。某公司天然气净化装置中的换热器在使用过程中发生了换热管穿孔泄漏事故，经现场调研，发现该换热器为叠加管壳卧式换热器，设备于2013年12月制造完成，2014年12月投入使用。2021年产品中H2S含量超标，经排查发现该换热器泄漏，服役约6 a。换热器工作简易流程如图1所示。 

图  1  换热器工作简易流程示意

下载: 全尺寸图片 幻灯片

该换热器为单程设计，换热管材料为10号优质碳素钢，规格为19 mm×2 mm（外径×壁厚），管程介质脱硫天然气从N1口注入，流经下层换热器，经N2口进入上层换热器，由N3口排出，运行温度约为46 ℃；壳程材料为Q245R钢，壳程介质脱硫天然气由N4口注入，经上层换热器壳程后，脱硫天然气自N5口注入下层换热器，由N6口排出，运行温度约为70 ℃，运行压力为5.16 MPa。 

笔者采用一系列理化检验方法，并结合现场调研结果，分析了换热管发生穿孔的腐蚀机制和穿孔原因，最后给出了同类设备的防护建议，可为同行提供参考。 

1.   理化检验

1.1   宏观观察

经现场打压、试漏，泄漏换热管集中在上部换热器顶部（见图2），可见堵管标记，共有43根管存在泄漏现象，且集中在11~12点位置。 

图  2  泄漏换热管现场图片

下载: 全尺寸图片 幻灯片

泄漏换热管宏观形貌如图3所示。由图3可知：A区管段表面附着较厚的腐蚀产物，且存在穿孔痕迹，B区管段表面也附着垢物，垢物较薄，C区管段外壁较干净；从管内表面和横截面观察，管内表面环形完整，外表面存在不同程度的金属缺失，且集中在一侧。结合现场情况可知，腐蚀减薄严重区域位于水平换热管的上部。由此判断，管壁的腐蚀是由外表面向内表面进行的，也就是说换热管的泄漏与壳程环境和换热管位置有关。 

图  3  换热管宏观形貌

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1.2   化学成分分析

依据GB/T 4336—2016《碳素钢和中低合金钢 多元素含量的测定 火花放电原子发射光谱法（常规法）》的要求对试样进行化学成分分析，结果如表1所示。由表1可知：换热管的化学成分符合GB/T 8163—2018《输送流体用无缝钢管》 对10号钢的要求。 

Table  1.  换热管的化学成分分析结果

项目	质量分数
	C	Si	Mn	Cr	Ni	Cu	P	S
实测值	0.13	0.23	0.36	0.08	0.05	0.01	0.015	0.009
标准值	0.07~0.13	0.17~0.37	0.35~0.65	≤0.15	≤0.30	≤0.25	≤0.035	≤0.035

下载: 导出CSV 

| 显示表格

1.3   金相检验

分别在A、B、C 3个区域截取试样，将试样置于光学显微镜下观察，发现换热管的显微组织为铁素体+珠光体，组织正常，且3个区的组织没有差别，说明换热管的热处理工艺合理，且在制造、运行过程中换热管未受到环境影响而产生劣化，上部换热管的腐蚀减薄、穿孔与其组织无关。各区的显微组织形貌如图4所示。 

图  4  各区的显微组织形貌

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1.4   扫描电镜（SEM）和能谱分析

依据宏观观察结果可知，换热管腐蚀泄漏主要发生在管外壁。为进一步分析换热管腐蚀机制，采用扫描电镜对换热管外壁的腐蚀形貌进行观察，结果如图5所示。由图5可知：换热管经超声波清洗后，外表面仍附着黄色产物，腐蚀坑以圆形凹坑为主，深浅不一致，金属缺失较大部位发生穿孔，小穿孔不断连接形成大穿孔[见图5（a）]；未穿孔区域呈现出大小不等的凹坑，直径小于2 μm的凹坑以圆形为主，其余减薄区域呈片状，腐蚀深度不一致[见图5（b）]；图5（c）中剪头所指部位为减薄区域；外壁以腐蚀沟槽为主。在腐蚀过程中，介质优先对换热管组织中的晶面进行腐蚀。换热管材料组织中铁素体较多、珠光体较少，珠光体中的渗碳体含量比铁素体含量高，珠光体的耐腐蚀性较铁素体好，所以铁素体晶面优先被腐蚀，形成凹坑。 

图  5  换热管外壁腐蚀宏观形貌及SEM形貌

下载: 全尺寸图片 幻灯片

另外，对换热管表面沉积物进行能谱分析，结果如表2所示。由表2可知：沉积物中含有较多的Fe、O、S元素，这些元素均来自于换热器内介质。 

Table  2.  换热管外壁垢物化学成分

元素	质量分数
Fe	44.6
O	44.7
S	3.3
C	7.5

下载: 导出CSV 

| 显示表格

2.   综合分析

由以上理化检验分析结果可知：换热管的化学成分、显微组织均符合相关技术要求，说明材料冶金质量不是换热管腐蚀泄漏的主要原因。 

深入了解该厂天然气的处理工艺后，可知该换热器介质之前经历了预处理、脱水和脱硫等，脱硫后的天然气组分仍较为复杂，以甲烷为主，同时含有CO2、H2S和少量的水气、固体颗粒等。介质自N4口进入换热器，受折流板的影响曲折流动，由N5口向下进入另一台换热器。值得注意的是，该换热器设计采用的是左右方向的单弓型折流板，当介质流经最后一块折流板后流向N5口，折流板与管板相对区域近似于盲区，越接近顶部，气体流动性越小。介质中的固体颗粒物等杂质受介质压力、流速的影响向上漂浮至换热器顶部，受顶部壳体的阻隔作用，固体颗粒物发生紊流、流速变慢，继而导致颗粒物在下降的过程中不断附着在换热管上侧。 

采用流体模拟计算方法对换热器进行建模计算，设定壳程进口介质流速为1 m/s，计算结果表明，壳程最大流速位于出口，流速为2.84 m/s，每道折流板后均存在滞止区，但壳程出口上部滞止区域尺寸较大，且靠近壳程上表面部位有涡流，该区域易发生介质沉积（见图6）。这与换热器的宏观观察结果极度吻合，43根漏管位于上部换热器顶部，该区域刚好为最后一个折流板与管板之间的上部，且换热管上侧附着垢物较下侧多。 

图  6  换热管介质流体模拟结果

下载: 全尺寸图片 幻灯片

另外，换热器管束间距较小，阻碍了壳程介质的流动，变相地促进了管壁垢物的附着、沉积。 

换热器正常运行时温度约为70 ℃，依据水的饱和蒸气压力表，水的饱和蒸气压力为31 156.88 Pa，而该换热器操作压力为5.16 MPa，此时介质中的水将以液相形式存在。水汽吸附在管壁，垢物层一直处于潮湿状态，形成闭塞腐蚀电池。介质在金属表面的流动和电介质的扩散受到垢物的限制，闭塞区域腐蚀体系内的电解质难以与外界的介质进行对流和扩散，造成闭塞空腔内介质的化学成分与整体介质有很大差别，且闭塞区域不含氧气。另外，因介质中存在CO2、H2S，较外部环境，空腔内介质的pH降低，产生局部酸性区域，导致垢下金属的电极电位下降。垢下封闭区金属为阳极，阳极反应为金属的溶解和水解[3-4]。阳极反应为Fe→Fe2++2e，阴极反应为2H++2e→H2。 

金属离子的水解作用导致H+活度增加，使垢下介质的pH进一步降低，腐蚀反应动力增加，加速了金属的腐蚀。另外，H2S气氛不仅可以降低介质的pH，还可使腐蚀产物破裂、溶解，随着腐蚀的进行，垢层发生破裂，介质中的氧气迅速进入垢层，加速了腐蚀的发生[5-11]。 

3.   结语和建议

壳程介质中固体颗粒沉积，少量的H2S、CO2、水气是换热管发生垢下腐蚀的直接原因；左右方向的单工型折流板设计使换热管端部形成盲区，介质流速变慢，是换热管穿孔泄漏的根本原因。为了避免换热器管壁形成沉积，若有结垢情况出现，应进行结垢倾向评估，及时除垢，并制定防垢措施。