大型氨冷凝换热器腐蚀失效分析与预防措施

某大型氨冷凝换热器投料试车时换热管发生穿孔导致氨泄漏。通过对循环水、腐蚀垢层和换热管材质等方面进行腐蚀失效原因分析,结果表明垢下缝隙腐蚀是导致换热管腐蚀失效的主要原因。同时,结合工程实际应用经验提出了有效的预防措施,对避免类似事故的发生具有一定的借鉴意义。     

溴化锂制冷机组换热管穿孔泄漏的原因

为查明某溴化锂制冷机组在化学清洗换热管时出现的穿孔泄漏事故原因,采用宏观检查、理化性能检测、扫描电镜观察与能谱分析以及对机组内的垢样、机组循环水水质分析等方法进行了分析。结果表明,该机组换热管穿孔泄漏的原因是由于该机组缺乏水质处理和维护保养,造成机组管束内出现较多的疏松结垢,从而发生了严重的垢下点腐蚀,导致机组铜管穿孔失效,化学清洗时又加剧了管束的腐蚀泄漏。同时提出了该溴化锂制冷机组的冷却水水质管理和维护保养措施。     

硫磺回收装置循环水换热器的腐蚀原因分析

某石化厂硫磺回收装置的循环水换热器发生了严重腐蚀,通过分析现场腐蚀状况、腐蚀产物及循环水水质报告等对换热器腐蚀原因进行分析。结果表明:该换热器的腐蚀以点蚀为主,微生物腐蚀为辅。由于循环水中存在大量杂质离子,导致换热器内部环境变为弱碱性,引起点蚀;另外,换热器循环水中存在的少量异养菌是导致微生物腐蚀的主要原因。     

水冷器腐蚀失效原因分析

对中石化洛阳分公司水冷器换热管的宏观形貌、腐蚀产物、腐蚀特征进行分析,结果表明腐蚀失效的原因主要是水冷器水侧换热管由点蚀、垢下腐蚀和细菌腐蚀协同腐蚀作用的结果.同时提出了从控制腐蚀环境、采用涂层技术、工艺等方面的防护措施.     

炼油厂渣油循环水换热器腐蚀原因

以某炼油厂的渣油循环水换热器腐蚀为例,对循环水水质进行分析,利用扫描电镜 (SEM)、能谱分析 (EDS) 和X射线衍射 (XRD) 等手段,结合循环水的水质分析结果和内表面腐蚀产物分析确定了换热管内壁腐蚀属于垢下的微生物SRB腐蚀,XRD分析出外壁腐蚀产物有Cl和S共存,确定了外壁腐蚀属于HCl与H₂S的循环腐蚀。本文综合各类防腐方法,采用粉末渗锌法缓解此类腐蚀的措施,提出了利用磁性换热管抗腐蚀新的防腐方法。     

TP304不锈钢凝汽器管在不同工况下的腐蚀行为

采用动电位阳极极化法测定了不同工况下TP304不锈钢凝汽器管的点蚀电位,研究了TP304不锈钢发生点蚀的规律。结果表明,TP304不锈钢在凝汽器正常运行和结垢情况下均具有较强的耐点蚀能力,一般不会发生大面积的快速腐蚀穿孔;当循环水中加入不同含量盐酸后,TP304不锈钢在有氧条件下的耐点蚀能力产生较大差异。盐酸质量浓度0.03%时,耐点蚀能力较强;盐酸质量浓度为0.07%与0.2%时,不耐点蚀,容易发生快速点腐蚀穿孔;盐酸质量浓度0.5%时,主要发生快速均匀腐蚀减薄。根据分析结果,提出了防止TP304不锈钢凝汽器管腐蚀泄漏的建议。     

凝汽器管束的泄漏失效原因

通过宏观检查、化学成分分析、微观形貌观察和能谱分析等手段对某化肥厂凝汽器管束泄漏的原因进行了分析。结果表明：管束发生了垢下氯离子点蚀,并因化学清洗药品中含氟离子,经过清洗-吹扫-开车过程的两个停工期,在自然蒸发作用下氯离子和氟离子发生聚集浓缩,点蚀加剧,造成腐蚀穿孔。     

醇氨气化装置换热器腐蚀失效分析及对策

某石化企业醇氨气化装置换热器在循环水冷却高压密封水过程中发生了腐蚀穿孔失效。通过对该换热管腐蚀部位材料化学成分、循环水水质质以及腐蚀产物的化学成分进行检验,分析了换热管失效的原因。结果表明：由于设计不当,该换热器壳程入口处流体流速较低,使循环水中的大量硫、氯腐蚀性离子沉淀在管道上,最终导致换热管腐蚀。通过壳程入口结构改进,腐蚀部位流速从0.7 m/s提高到1 m/s以上,使腐蚀性离子不再停滞在换热管上,从而改善了换热器的腐蚀。     

丙烯冷却器泄漏失效分析及改进

对丙烯冷却器的失效原因及其机理进行了分析，对管材的化学成分、金相组织和水质等进行了检测分析，综合分析结果表明，由于循环水流速过低，内壁沉积物下发生垢下腐蚀导致穿孔失效。     

制氢装置6E-4换热器管束腐蚀原因分析

介绍了某石化公司制氢装置低变气换热器6E-4管束泄漏失效情况,通过分析确定管束泄漏是由于0Cr18Ni10Ti不锈钢的应力腐蚀破裂造成的。原因是壳程冷却水含氯离子,管束过热导致结垢严重,垢下腐蚀部位形成应力腐蚀裂纹源,垢下氯离子富集加速了换热管的应力腐蚀开裂。通过材质升级、水质控制和工艺技术改造等措施,确保了该换热器的长周期运行。     

316L不锈钢CO2输送管线的垢下腐蚀行为

为明确316L不锈钢CO₂输送管线的垢下腐蚀行为,在模拟垢下腐蚀环境中对316L不锈钢进行了电化学测试及高温高压浸泡试验。结果表明：砂垢和碳酸钙垢均会增加316L不锈钢的垢下腐蚀敏感性,削弱其再钝化能力,砂垢会导致亚稳态点蚀发生,较厚的碳酸钙垢会降低该不锈钢的自腐蚀电位;在100℃、5 MPa CO₂环境中,316L不锈钢对垢下腐蚀具有较好的耐受度,但是,当沉积垢与材料形成合适的狭缝时,其具有一定的垢下腐蚀风险。对于高温高含CO₂的316L不锈钢管线需注意防垢、除垢问题。     

某电厂锅炉水冷壁管爆裂原因分析

通过宏观分析、金相、SEM、能谱、XRD等手段分析了水冷壁管失效原因。结果表明,水冷壁管发生了酸性氢腐蚀,锅炉长期水质较差,且运行过程中pH值偏低是其腐蚀减薄的主要原因,而腐蚀产物中沉积的Cu及其氧化物,形成垢下腐蚀环境,加速了水冷壁管的腐蚀,最终在锅炉介质应力作用下发生脆性爆管。     

加氢装置不锈钢换热器管失效分析

某加氢装置0Cr18Ni10Ti不锈钢换热器管在服役过程中发生了穿孔。通过化学成分分析、金相观察、宏观和微观腐蚀形貌观察、腐蚀产物分析、工况分析等分析方法,确定了换热管失效的原因。结果表明:失效管段存在两种形貌的点蚀坑,一种点蚀坑相对较小,形貌不规则,另一种点蚀坑相对较大,呈近似半球状,边缘较光滑,部分点蚀坑底部具有沿晶型腐蚀的特征;不规则点蚀坑主要是由连多硫酸腐蚀造成的,而规则状点蚀坑是由连多硫酸腐蚀和氯化铵沉积腐蚀共同造成的,其中后者起主要作用;较大的规则状点蚀坑最终导致失效,由此确定造成某0Cr18Ni10Ti不锈钢换热器管失效的主要原因是氯化铵沉积腐蚀,而连多硫酸腐蚀对失效的发展起到了促进作用。     

某油田生产井J55油管腐蚀穿孔原因

通过宏观形貌观察、化学成分分析、水质分析、腐蚀产物分析和模拟腐蚀试验等方法,分析了某油田生产井J55油管腐蚀穿孔的原因。结果表明：该生产井内存在CO₂腐蚀,油管穿孔起源于油管外壁非金属夹杂物诱发的点蚀坑,井下高浓度Cl^-环境进一步促进点蚀的生长,最终使油管发生点蚀穿孔。     

火电厂循环水系统凝汽器B30管材耐蚀性能研究

火力发电厂凝汽器所用B30白铜管材耐蚀性能比黄铜高，不易发生腐蚀，但是当凝汽器运行出现异常情况时容易引发点蚀，特别是表面有附着物时易引发沉积物下闭塞电池点蚀，同时表面膜的状态、冷却水中侵蚀性介质浓度、水温、流速等的异常也会造成火力发电厂凝汽器运行腐蚀故障。     

炼油循环水系统点蚀问题原因分析及措施

针对炼油循环水系统出现的点蚀问题,综合分析查找循环水出现点蚀的原因,采取加强查漏、加大杀菌措施、稳定水质,短时调整药剂增加锌盐提高无机磷含量,减小和控制了循环水腐蚀的趋势。     

炼油循环水系统水冷器失效案例分析

炼油循环水系统水冷器失效的多因为管束泄漏，管束管板焊缝处腐蚀所致。对几起失效水冷器检测分析后，确定该设备失效的主要原因有：因异物堵塞导致生物粘泥及污垢沉积形成垢下腐蚀，因管板和管子补焊质量差造成涡流磨损和电偶腐蚀等，应加强循环水的工艺监测及管理。     

G105钢制钻杆腐蚀失效的原因

某φ127mm G105钢质钻杆表面在服役过程中发生了严重的局部腐蚀。通过力学性能分析、宏观及微观腐蚀形貌观察,并结合能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法研究了该钻杆腐蚀失效的原因。结果表明:钻杆管体表面发生严重了点蚀且呈条带状分布;在钻杆管体和接头的过渡区也发生了严重的点蚀;引起点蚀的主要原因是氧腐蚀、Ca2+等离子引起的垢下腐蚀;氯离子的存在加速了钻杆的局部腐蚀。     

高压水冷器(E5104)的换热管腐蚀原因分析

应用光学显微镜、扫描电镜能谱和X射线衍射分析对 炼油厂加氢精制装置高压水冷器(E5104)的换热管腐蚀原因进行了分析.结果表明，循环水 中的溶解氧腐蚀导致换热管外壁产生鼓包，最终使鼓包处穿孔，是换热管腐蚀损坏的主要原 因.     

高含硫天然气净化装置胺液冷却器换热管腐蚀失效分析

某高含硫天然气净化厂的中间胺液冷却器换热管多次发生腐蚀泄漏,采用宏观检查、化学成分分析、金相检验、扫描电镜观察、腐蚀产物成分分析等方法,对换热管进行了失效原因分析。结果表明:管束的失效形式为局部腐蚀减薄;由于管束的内涂层局部破损,在破损部位发生冷却水腐蚀,生成的腐蚀产物覆盖在破损部位表面,引起垢下腐蚀导致管壁局部腐蚀穿孔。