变换工序换热器腐蚀及防护..docVIP

变换工序换热器的腐蚀及防护yh 发布时间：2007年2月8日 Audo look6.0下载 我厂合成氨采用加压变换工艺,工作压力1.2MPa,第一热交换器(以下简称为甲交)前后的流程大致为:半水煤气经由饱和塔与热水直接接触被加热、加湿,然后仅通过混合器添加部分过热蒸汽便直接进入甲交下封头,再经管内与管间的热变换气间接换热,流程中出饱和塔的被加热、加湿的半水煤气未经气水分离。1985年在进行25kt/a合成氨改扩时,新增1台不锈钢芯甲交。该甲交于1999年因下部壳体(壳程走经变换炉转化后的高热、高湿的变换气)腐蚀而退出运行,但不锈钢芯却完好如初。依据电化学原理,这是个典型的电化学腐蚀中的电偶腐蚀,即活泼的碳钢壳体被腐蚀,腐蚀部位在壳体(筒体)下部,即降温后变换气出口。当操作过程中因追求过高的CO变换率而添加过量的蒸汽及变换炉Ⅱ、Ⅲ段的冷激水气化后的蒸汽因降温的作用,便完全可能使变换气温度在甲交下部低于露点,介质中H2S、CO2等酸性组分和残余的O2就为电化腐蚀提供了条件,从而形成酸性电池,并产生化学腐蚀。1999年重新更换了1台同型号同材料的甲交,2001年10月因管束和管板(其材质均为1Cr18Ni9Ti)遭腐蚀而无法继续运行,腐蚀部位在下管板及管束下部。本文就该换热器不锈钢内件被腐蚀现象进行分析,力求找到腐蚀原因和防护办法。1　甲交腐蚀情况1.1　甲交结构、材质这台损坏的换热器属典型的固定管板换热器,上下管板及列管管束的材质均为1Cr18Ni9Ti,壳体上有膨胀节,壳筒体及封头均为碳钢。为防止气流冲蚀管束,壳程上、下进出气端均设有环形导气档圈。1.2　甲交腐蚀情况甲交腐蚀部位见图1。运行环境见图2。(1)腐蚀部位集中在下管板和下管板之上500mm段的所有列管。(2)从外观上看,下管板及其以上500mm列管均已失去了原有的不锈钢金属光泽而变成了黑褐色,且表面有大量不规则的粗裂纹。尤其是在下管板的上方250mm处的列管已经完全失去了钢的韧性,大部分列管在此部位被拉断,且管子表面布满沿经向分布的裂纹,轻敲此处管子就会破裂。(3)被腐蚀的断面均呈黑青色,这说明已经是深度化学腐蚀,而非通常意义上的表面化学腐蚀。(4)沿列管由下往上,列管同一截面上被腐蚀的程度呈现出管内大于管外的趋势,而沿列管的轴向自下往上的腐蚀程度则依次呈重度、轻度、点蚀(孔蚀)再到正常的渐进趋势。由此可以看出,甲交列管腐蚀过程是由下而上和由管内至管外进行的,腐蚀的活性物质应来自管内的半水煤气。(5)壳体及封头部位的腐蚀情况尚在正常范围内。2　甲交腐蚀原因分析2.1　腐蚀原因的大致定性甲交损坏后进行了解体,从各方面情况综合分析,可以作如下判断:(1)可以排除单纯的应力破坏,因为不可能导致材料化学性质的变化。(2)可以排除半水煤气气体介质中酸性气体组份对金属表面产生氧化-还原反应造成的电化腐蚀的破坏。因为在甲交运行的环境中,难以发生单质铁与这2种酸性气体形成的酸进行置换反应,这一反应即使存在也应属于电偶腐蚀,即作为阴极的碳钢壳体和碳钢封头被腐蚀,而不会是作为阳极的具有致密氧化膜保护的不锈钢列管和不锈钢管板遭腐蚀。(3)应该是电化腐蚀和应力腐蚀同时作用的结果。2.2“氯脆”是不锈钢芯甲交损坏的主因根据现场勘察并综合甲交运行环境、不锈钢的适用条件等分析,认为这次甲交损坏完全符合铁素体不锈钢及奥氏体不锈钢的“氯脆”腐蚀而产生的应力腐蚀破裂的3个特征。(1)环境特征。铁素体不锈钢(Fe-Cr-C)或奥氏体不锈钢(Fe-Cr-Ni-C)发生应力腐蚀破裂的环境条件是有氯离子或氯化物+蒸汽、温度70℃。生产过程中不但温度达200℃以上,而且还是高浓度的氯化物和水蒸气同时存在,从而使不锈钢遭受氯腐蚀速度加剧。(2)应力特征。拉应力是应力破裂的首要前提,而甲交列管内外压差只有0.3MPa,其对列管的应力破坏很小,拉应力应来自半水煤气带水(水温130℃)或者是半水煤气温度骤然降低,下管板和列管突然收缩而产生强大的拉应力,壳体上的膨胀节不能迅速补偿,致使甲交下管板和列管产生疲劳裂纹。这种裂纹的出现不仅降低了材料的强度,更主要的是破坏了材料表面的氧化(钝化)膜,为活性物质进行化学腐蚀创造了条件。(3)开裂形式特征。应力破裂的裂纹通常垂直于拉应力的作用方向,从外观上看,甲交被腐蚀部位的粗裂纹正好与拉应力方向垂直。依据以上特征分析,可以认为是不锈钢发生了“氯脆”过程和应力腐蚀破裂,最终造成换热器损坏2.3　Cl-对不锈钢的腐蚀当介质中存在Cl-等活性离子时,Cl-可在不锈钢的某些脆弱区域(裂纹处)逐步置换不锈钢钝化膜(金属氧化物)中的氧并转变成可溶性金属氯化物。受到面部破坏的和周围仍处于钝化状态的区域与阴极相连接,形成了大阴极小阳极的腐