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换热设备腐蚀与防护措施 站内换热设备腐蚀情况 01 换热设备基本情况 换热设备服役的工况及管束内外的腐蚀性介质由设备所处工艺单元决定，是换热设备腐蚀失效的主要影响因素。站内换热设备服役介质主要分为三类： （1）含水油气介质（包括含水原油、凝析油和含水天然气）； （2）贫胺液/富胺液； （3）循环水介质。 换热设备类型、材质和介质环境见表1。 对于运行介质为油气的换热设备，大部分腐蚀失效发生于靠近原料气/原油进站位置。由于原料气未经气液分离或干燥处理，原油含水率较高以及凝析油未经稳定处理，油气介质中含有一定量的油田采出水，采出水的腐蚀性较强，其矿化度和Cl-含量等较高，pH值较低，并含有一定量的CO2和H2S等酸性气体。此类换热设备包括压缩机前置空冷器、压缩机后置空冷器、原料气冷却器、天然气冰机和再生气冷却器等，主要分布于凝析油稳定单元、原料气增压单元及脱水单元。对于运行介质为贫胺液/富胺液的换热设备，介质中的热稳定性盐以及CO2和H2S等酸性气体均会导致管束腐蚀的发生，在拉应力的作用下，还可能使设备发生应力腐蚀开裂。此类换热设备包括再生塔底重沸器和贫富胺液换热器等。 对于运行介质为循环水的换热设备，介质中含有一定的溶解氧，造成溶解氧腐蚀，另外随着换热过程的不断进行，介质逐渐被浓缩，导致其矿化度提高，结垢可能性大大提高，垢下腐蚀风险增加。此类换热设备包括表面蒸发式换热器和轻烃后冷器等，主要分布于制冷单元和分馏单元。 02 换热设备腐蚀规律 塔河油田采出液中含有大量的CO2，H2S和Cl-等腐蚀性介质，腐蚀环境苛刻，站内换热设备的腐蚀失效问题十分突出。 从图1可以看出，换热设备失效类型以局部腐蚀为主，腐蚀减薄和胀裂失效数量较少。受设备安装施工与生产工艺的影响，含水油气介质中的水容易积聚于换热设备底层或分程隔板处，导致其腐蚀环境更为苛刻，造成该处的管束及管束-管板焊缝位置腐蚀穿孔更为频繁（见图2）。 站内换热设备管程材质以10号、20号和16Mn为主，少数采用304，316L和2205，管板主要材质为16MnII，16MnIII和Q235Ｒ，部分管板堆焊不锈钢材质；壳程材质以Q345Ｒ和Q245Ｒ为主。由图3可见，换热设备的腐蚀失效与管束材质有关，10号、20号和16Mn等钢材腐蚀失效数量最多，其次为316L不锈钢。双相不锈钢、锌铝共渗及镍磷镀内防腐管束应用较少，但也有失效。 站内换热设备腐蚀原因分析 01 腐蚀介质的影响 换热设备的腐蚀失效与服役介质密切相关。油气介质为未经脱水的原油和天然气，介质中含有一定量的油田采出水，采出水的腐蚀性较强，其矿化度和Cl-含量等普遍较高，pH值较低，并含有一定量的CO2和H2S酸性气体。在通常情况下，原油对金属的腐蚀性很弱，当原油含水率较低时，即使采出水矿化度高，其腐蚀性仍然较弱，但随着原油含水率的上升，其腐蚀性增强。当原油含水质量分数上升到85%及以上时，16Mn钢的腐蚀速率明显升高，试验结果见图4。 在胺液介质换热设备中，富胺液中含有大量的H2S，会对设备管束造成严重的腐蚀；而在设备长期运行过程中，胺液也会发生热降解生成热稳定性盐，导致管束发生腐蚀失效。 循环水换热设备的腐蚀失效多与循环水的处理有关，如采用未经软化的循环水以及经过曝氧的循环水等。其中管束本体失效案例仅见于20号碳钢管束，将管束材质更换为316L不锈钢后，管束服役11a未发生失效。伴随着循环水换热设备管束腐蚀失效，循环水结垢问题也十分突出。采用OLIScaleChem软件对塔河油田未经软化的循环水的结垢倾向进行了计算，结果表明，未经软化的循环水存在严重的碳酸钙、硫酸钙、碳酸亚铁及氢氧化镁结垢倾向，且碳酸钙结垢倾向尤为严重。随着温度的上升，结垢倾向迅速增大，设备结垢越来越严重，垢层大量沉积，从而增加了垢下腐蚀及细菌腐蚀的风险。 02 换热设备结构设计的影响 管壳式换热设备管束-管板焊接接头的典型结构易导致管束-管板焊缝处发生频繁失效，其结构主要为角接接头，由于接头处的管束会伸出管板部分长度，导致焊接后焊缝高于管板，焊缝与管板之间形成三角区，当换热设备管程介质中含有成垢离子时，该区域容易发生垢层沉积。与卧式换热设备相比，立式换热设备结垢风险更高。 03 焊接工艺的影响 管束、管板、热影响区及焊缝区等部位的组织及化学成分由母材、焊材和焊接工艺共同决定。通常管束、管板和焊丝的选择参照相关压力容器焊接标准即可，但当焊接工艺参数（焊接电流、电压和热输入等）选择不当时，会导致某些区域的组织及化学成分不理想，特别是对于不锈钢，焊接不当时会导致其晶间腐蚀的可能性增加。相对于管板及管束，焊缝处的面积要小很多，当焊缝处电位较低时，焊缝与管束或管板形成“大阴极小阳极”电偶，加速焊接接头处的腐蚀，最终导致焊缝失效。 04 安装位置及生产管理的影响 换热