換熱器是實現煉油廠中熱量交換和傳遞不可缺少的設備，煉化裝置通過換熱器為各個設備溫度工作下提供了重要保障。結合裝置大修腐蝕檢查，對常減壓蒸餾裝置換熱器的問題進行了分析，確定了換熱器低溫腐蝕、高溫腐蝕和水側腐蝕三個方面的易腐蝕部位和形態，分析了腐蝕機理，并提出應對措施。

換熱器在石油化工生產中占有重要地位，在煉油廠中，換熱器投資約占總投資的20%，占設備總質量的40%以上，是實現熱量交換和傳遞不可缺少的設備。煉油廠換熱器在換熱過程中都存在著結垢堵塞和腐蝕問題，影響煉油廠安全生產，更會增加企業運行的成本。換熱器的腐蝕一旦造成泄漏，就會對環境、企業生產造成不同程度的影響，因此在煉油廠中換熱器的防腐工作是不可或缺的。

1 各部位換熱器腐蝕統計

通過對十余座煉油廠在大檢修期間的409 臺常減壓蒸餾裝置的換熱器檢查發現，存在不同程度的腐蝕，見圖1。

圖1 腐蝕情況統計

表1 各個腐蝕程度的定義

嚴重腐蝕換熱器及其易腐蝕部位見圖2。

圖2 易腐蝕部位和數量

從圖2 可以看出，管程的管箱、浮頭、管束內壁以及管口與管板的連接處，出現腐蝕的概率比較大； 管箱是最易發生腐蝕的部位，管程發生腐蝕的概率要比殼程大。

通過分析腐蝕嚴重換熱器所處的高低溫部位，得出換熱器腐蝕情況，見圖3。由圖3 可以看出，減壓系統高溫部位的換熱器更易發生腐蝕。

圖3 高低溫部位換熱器腐蝕情況

2 常減壓蒸餾裝置換熱器主要腐蝕介質

對常減壓蒸餾裝置中的換熱器進行腐蝕檢查發現，該裝置三頂冷凝冷卻系統的HCl-H2S-H2O腐蝕、高溫部位（ 溫度大于220 ℃） 的硫腐蝕、環烷酸腐蝕和循環水腐蝕均有明顯表現。

3 腐蝕形貌及原因分析

根據高、低溫腐蝕和水側腐蝕的易腐蝕部位和腐蝕形態進行分析。

3.1 低溫腐蝕

在常減壓蒸餾裝置中低溫部位主要發生低溫氯化物腐蝕，其主要存在于初餾塔及塔頂系統、常壓塔、減壓塔塔頂冷凝系統。腐蝕形態： 碳鋼表現為均勻腐蝕、0Cr13 為點蝕，奧氏體不銹鋼為氯離子引起的應力腐蝕開裂。

典型的低溫HCl-H2S-H2O 腐蝕情況見圖4。某煉油廠一級抽空器后冷凝器H-231A/B，H-231A殼體存在大量溝槽狀、點狀腐蝕坑，最大坑深3 mm，東、西兩側環焊縫局部被完全腐蝕，低于母材約1.5 mm。H-231B 的腐蝕情況與H-231A相類似。殼程介質氣體為空氣不凝油氣、可凝油氣、水蒸氣，操作溫度為43 ～ 175 ℃，根據其腐蝕形貌，為典型的HCl-H2S-H2O 腐蝕，為進一步證明分析結果，取殼體的腐蝕產物進行分析。對殼體內壁腐蝕產物進行分析，結果見表2。

表2 H-231A/B 殼體腐蝕產物能譜分析

由表2 可知，Fe 和S 元素含量較多，可知發生的低溫HCl-H2S-H2O 腐蝕十分嚴重。H2S 腐蝕產生FeS 保護膜，FeS 保護膜與HCl 反應生成FeCl2，FeCl2被水沖走，導致此處金屬失去保護膜

再次與HCl 反應，如此循環下去，導致表面嚴重點蝕發展成大片坑蝕，最后導致嚴重減薄。同時腐蝕產物中含有較多碳元素析出，造成疏松孔狀腐蝕形貌。

圖4 低溫HCl-H2 S-H2O 腐蝕形貌

3.2高溫腐蝕

高溫部分主要發生環烷酸腐蝕，其主要發生在初餾塔底油換熱器、減壓塔及側線等。環烷酸常集中在柴油和輕質潤滑油餾分中，其他餾分含量較少。環烷酸的腐蝕產物溶于油，所以腐蝕的金屬表面粗糙而光亮，呈溝槽狀，流速大的地方發生坑蝕，其他地方發生全面腐蝕。

某煉油廠脫后原油-減渣（ Ⅲ） 換熱器E1003B和某石化廠二套常減壓蒸餾裝置減三線-拔頭油換熱器H-721 的管箱腐蝕形貌見圖5。

圖5 高溫腐蝕的管箱腐蝕形貌

脫后原油-減渣（ III） 換熱器E1003B 管箱內接管處焊縫脫焊； 隔板介質對沖部位發生明顯機械變形，其余部位未見明顯腐蝕。該換熱器管殼程操作溫度分別為310 ℃，介質為堿渣，溫度已達到環烷酸腐蝕和高溫硫腐蝕的溫度，環烷酸腐蝕產生的環烷酸亞鐵為油溶性、再加上介質流動，所以表面無腐蝕垢物堆積。觀察其腐蝕形貌，可確定為環烷酸腐蝕。某石化廠二套常減壓蒸餾裝置減三線-拔頭油換熱器H-721 管箱本體為碳鋼，接管為白鋼，管箱隔板完全腐蝕破損，內壁均勻腐蝕，隔板焊縫嚴重腐蝕，管板密封面嚴重腐蝕。換熱器管殼程介質分別為拔頭油和減三線蠟油，操作溫度分別為313 /298 ℃和278 /301 ℃，其中減三線油樣中的鐵離子含量偏高，說明減三線已經發生環烷酸腐蝕。

3.3 循環水腐蝕

常減壓蒸餾裝置中嚴重腐蝕的換熱器中發生水側腐蝕的占30%，走循環水側易發生冷卻水垢下腐蝕，尤其是設備中常溫或流速較低處易積垢、腐蝕。一般循環水走管程，所以易腐蝕部位是管箱、管板、浮頭以及管束內壁。冷卻水腐蝕可以導致不同形式的損傷，包括均勻腐蝕、點蝕、微生物腐蝕、應力腐蝕開裂和垢下腐蝕等。當冷卻水中有溶解氧時碳鋼會發生全面或整體腐蝕。局部腐蝕可能是由于垢下腐蝕、縫隙腐蝕或微生物腐蝕所引起。沉淀物或縫隙可以引起垢下腐蝕或縫隙腐蝕。冷卻水腐蝕、侵蝕或磨損會在設備接管和管子入口處造成溝槽腐蝕或平滑的腐蝕。300 系列不銹鋼在冷卻水系統會發生點蝕、縫隙腐蝕和應力腐蝕開裂，碳鋼焊縫部位會發生嚴重的焊縫和焊接熱影響區腐蝕。

某煉油廠的常一線水冷器E1042 和某煉油廠的初頂汽油采暖水換熱器E140 /1 腐蝕形貌見圖6。

圖6 管箱處的腐蝕形貌

常一線水冷器E1042 管箱內表面附著黃褐色腐蝕產物。去除腐蝕產物后表面凹凸不平，存在大量的蝕坑。隔板的表面有大量的銹垢，銹垢去除后表面存在腐蝕坑，隔板密封面邊緣發生腐蝕。通過垢樣分析可以看出，水質里面含有較多鐵元素，其原子百分數為2. 09%，說明水側腐蝕較重； 同時存在部分鈣元素、硅元素等雜質，造成結垢； 而且水側硫元素的存在加速了腐蝕進行。初頂汽油采暖水換熱器E140 /1 的封頭附著少量黑褐色腐蝕產物，敲擊脫落，脫落物厚度約1 ～2 mm，垢下呈均勻腐蝕形態； 通過垢樣分析結果可以看出，垢樣里面含有較多鐵元素，其原子百分數為22.01%，說明封頭發生腐蝕； 同時存在部分鈣元素、錳元素等雜質，造成結垢； 而且油氣中含硫元素，硫元素原子百分數為1.38%，它的存在

加速了腐蝕進行。

4防護措施

4.1建立較完善的工藝防腐監控機制

加強對原油品質、電脫鹽運行情況、餾分油品質、燃料油品質和三頂水的監控，在源頭裝置消除腐蝕介質，發現較多的腐蝕案例均和上游帶入的H2S 等腐蝕性介質有關。蒸餾裝置是整個煉廠的源頭裝置，如能在蒸餾裝置消除腐蝕介質（ 主要是H2S） ，就能有效緩解下游裝置的腐蝕。在建立對腐蝕介質監控機制的基礎上，加大注氨量，以減少輕質油、燃料氣的硫化氫含量。

4.2針對低溫腐蝕的防護建議

低溫部位HCl-H2S-H2O 腐蝕，氣相部位一般腐蝕輕微，液相部位腐蝕較嚴重，尤其是氣液兩相轉變的部位即“露點”部位更為嚴重。HCl-H2S-H2O環境下的腐蝕控制應以工藝防腐為主，選材為輔。經“一脫四注”工藝防腐后減壓塔頂冷凝水氯離子仍偏高時，減壓塔頂冷凝冷卻器管束可選用雙相不銹鋼，或在碳鋼表面鍍鎳-鉻合金。

4.3針對高溫腐蝕的防護及建議

高溫部位環烷酸的腐蝕防護： 考慮摻煉低酸值原油、加緩蝕劑、原油脫酸、材質升級及表面改性等措施，其中材質升級的順序為碳鋼→鉻鉬鋼→1Cr13→304→316→317。

高溫活性硫的腐蝕控制以加注高溫緩蝕劑和材質升級為主（ 如Cr5Mo 和含鉻13%以上的不銹鋼等） 。

4.4針對循環水腐蝕的防護建議

（ 1） 對循環水水質進行管理： 嚴格監測并控制循環水各項監測指標，如pH 值、微生物含量；設置取樣口觀測循環水中含油的狀況； 避免采取調節換熱器出入口閥門控制工藝指標的方法。避免循環水流速過低，產生生物黏泥和垢下腐蝕。及時調整水冷器運行參數，做好循環水溫度及流速控制和過濾處理。

（ 2） 使用涂層+ 犧牲陽極的聯合保護措施。

（ 3） 升級材質： 對折流板、拉筋等的材質與管束材質不一致的水冷器進行改造升級，以免設備運行過程中形成電位差，產生較嚴重的電化學腐蝕，導致材質等級偏低的部位先失效，從而影響設備的使用壽命。

4.5檢測方面建議

對回路中高流速部位進行定點測厚； 對腐蝕減薄點進行定點測厚，計算腐蝕速率，如果超過0.25 mm/a，可考慮升級材質； 通過腐蝕探針研究原油品質同腐蝕速率之間的關聯； 停工時對回路內的所有高流速部位進行普查測厚。