加氫裂化裝置換熱管泄漏分析

高向東

(中國石油化工股份有限公司金陵分公司，江蘇 南京 210003)

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加氫裂化裝置換熱管泄漏分析

高向東

(中國石油化工股份有限公司金陵分公司，江蘇 南京 210003)

介紹了加氫裂化裝置熱高分氣/冷低分油換熱器E1006爆管情況，結(jié)合該換熱器管殼層工作條件，利用宏觀形貌分析、材質(zhì)及力學(xué)性能分析、強度計算及渦流檢測等方法對爆管位置樣品進行了分析研究。結(jié)果表明：換熱管外壁結(jié)垢引發(fā)的垢下腐蝕是導(dǎo)致?lián)Q熱管束爆管泄漏的主要原因。并通過對腐蝕機理的分析，確立了爆管失效的主要部位和可能存在的風(fēng)險區(qū)，及時采取了有針對性的預(yù)防性堵管措施，大大縮短了檢修周期，避免了材質(zhì)的盲目升級，已連續(xù)安全運行近兩年，節(jié)省投資費用近百萬，保證了裝置安穩(wěn)長周期運行。

加氫裂化 換熱器 泄漏 垢下腐蝕

中國石油化工股份有限公司金陵分公司(金陵分公司)Ⅱ加氫裂化裝置設(shè)計處理能力為1.5 Mt/a，2005年4月6日建成投產(chǎn)，以沙輕直餾蠟油和焦化蠟油的混合油為原料，生產(chǎn)噴氣燃料、柴油、液化石油氣、輕石腦油及重石腦油。加氫裂化裝置設(shè)有熱高分氣/冷低分油換熱器，其主要作用是通過冷低分油與熱高分的換熱實現(xiàn)熱量的回收，節(jié)能減耗。

許多加氫裂化裝置的熱高分氣/冷低分油換熱器都時有發(fā)生換熱管束爆管事故，給安全生產(chǎn)帶來極大影響，而采取的處理措施多是升級材質(zhì)的方式，會導(dǎo)致成本增加[1]。為了避免此類安全事故的發(fā)生，針對金陵分公司Ⅱ加氫裂化裝置中換熱器E1006爆管情況，通過對爆管原因的深入分析，提出了較為合理有效的措施與建議。

1 換熱器工作條件

加氫裂化裝置熱高分氣/冷低分油換熱器E1006管程介質(zhì)為高分氣(260～220 ℃和15.4 MPa)，殼程介質(zhì)為冷低分油(45～200 ℃和2.6 MPa、密度812 kg/m3)，其中管程高分氣介質(zhì)組分見表1，殼程介質(zhì)為冷低分油。

表1 管程介質(zhì)組分 w,%

從表1可看出，管程介質(zhì)中存在H2S和H2等成分，存在發(fā)生腐蝕的可能性。殼程介質(zhì)中冷低分油成分相對較為復(fù)雜，有待于進一步分析。

2 泄漏情況

加氫裂化裝置熱高分氣/冷低分油換熱器E1006于2005年4月投用，分別在2009年11月20日及2014年7月24日發(fā)生爆管泄漏，其爆管形態(tài)見圖1和圖2。

由圖1和圖2可以看出，管束外表面腐蝕嚴重，存在大量蝕坑，管壁外表面爆管附近的區(qū)域出現(xiàn)明顯減薄，而爆管處內(nèi)壁基體相對較為平整，腐蝕輕微，呈均勻腐蝕形態(tài)。

圖1 2009年爆管管束形態(tài)

圖2 2014年爆管管束形態(tài)

3 原因分析

3.1 管束材質(zhì)成分及力學(xué)性能

E1006換熱器管束材質(zhì)為08Cr2AlMo，對其成分及力學(xué)性能進行分析，并與企標對比，結(jié)果見表2和表3。

表2 08Cr2AlMo 鋼的化學(xué)成分 w,%

表3 08Cr2AlMo 鋼的力學(xué)性能

由表2和表3可知，該換熱管材質(zhì)化學(xué)成分及力學(xué)性能符合企業(yè)標準 QB9901—1999《08Cr2AlMo無縫鋼管》規(guī)范及熱處理供貨狀態(tài)要求。

3.2 強度計算及取樣

1)斜面長度3 mm；2)針尖倒角(17±2)°；3)針尖曲率半徑(2.5±0.5) μm。XLPE水樹老化樣本如圖1所示。

在一定溫度及壓力條件下，滿足換熱器正常使用的最小壁厚可由中徑公式[2]計算，公式如下所示。

(1)

式中：S——強度計算壁厚，mm;P——設(shè)計壓力，MPa;Di——內(nèi)徑，mm; [σ]t——設(shè)計溫度下材料許用應(yīng)力，MPa;φ——焊縫系數(shù)。

由式(1)計算可得換熱管在200 ℃、管內(nèi)壓力15.4 MPa條件下，換熱器正常使用的最小壁厚為0.45 mm。當(dāng)局部管壁小于臨界壁厚時，管束將發(fā)生爆管。

為進一步確定換熱器爆管的真正原因，對2009年和2014年爆管位置及其對稱位置共5根換熱管進行編號剖管取樣(C1為2009年爆管、A1為2014年爆管)，見圖3。分別對每根取樣管選取3個截面測量換熱管內(nèi)外徑，每個截面選取4個點測量壁厚測量分析。5根取樣管測量分析數(shù)據(jù)見表4。

圖3 爆管管束編號分布

截面換熱管內(nèi)徑換熱管外徑壁厚1壁厚2壁厚3壁厚4A1截面113.6116.911.2051.0921.2161.448A1截面213.4416.572.4941.7162.5231.486A1截面313.4916.892.5021.7802.4341.482A2截面113.5818.542.5605.5462.5762.578A2截面213.6218.542.5322.5342.4862.546A2截面313.6117.502.5722.4762.5262.478B1截面113.6017.901.7822.0182.5142.506B1截面213.5818.702.4721.7182.0942.496B1截面313.5918.682.4482.4362.5542.449B2截面113.8418.252.4702.2241.3921.914B2截面213.8017.582.4442.4692.4462.450B2截面313.8117.962.5022.1021.9082.564C2截面113.9418.102.3662.3282.3302.338C2截面213.8418.542.5742.5642.6012.361C2截面313.7918.362.2882.4682.3422.306

由表4可以看出,換熱管內(nèi)徑尺寸基本無變化，外徑尺寸變化較大，換熱管局部位置壁厚減薄嚴重，換熱管原始壁厚2.5 mm，現(xiàn)測量A1管最薄處僅有1.09 mm。

3.3 渦流檢測

利用渦流檢測探傷儀對換熱器30%管束(351根)進行分析，渦流檢測結(jié)果表明，92.3%的管束壁厚在2.25 mm以上，沒有壁厚在2.1 mm以下的管束。(由于最下排管束已堵，沒有對最下排檢測)。

通過對換熱器管束爆管泄漏情況和結(jié)垢位置的研究，并結(jié)合取樣管束的壁厚測量結(jié)果及渦流檢測的結(jié)果可以判斷爆管的主要原因是換熱管外壁結(jié)垢從而發(fā)生垢下腐蝕，導(dǎo)致結(jié)垢部位管束外壁腐蝕減薄，從而導(dǎo)致?lián)Q熱管爆管泄漏。

換熱器打開抽芯后發(fā)現(xiàn)換熱管下部管束(發(fā)生爆管的部位)上有較重的結(jié)垢現(xiàn)象，結(jié)垢情況見圖4。

圖4 換熱管管束下部結(jié)垢情況

3.4 垢下腐蝕

垢下腐蝕[3]是一種特殊的局部腐蝕形態(tài)，其機理是由于受設(shè)備幾何形狀和腐蝕產(chǎn)物、沉積物的影響，使得介質(zhì)在金屬表面的流動和電介質(zhì)的擴散受到限制，造成被阻塞的的空腔內(nèi)介質(zhì)化學(xué)成分與整體介質(zhì)有很大差別，空腔內(nèi)介質(zhì)pH值發(fā)生較大變化，形成加速作用的阻塞電池腐蝕。介質(zhì)中的硫化物與鋼鐵表面形成一定厚度的非致密硫化膜有利于維持阻塞區(qū)的水份，并妨礙阻塞區(qū)介質(zhì)向外擴散，從而加速了阻塞電池的形成和孔蝕的發(fā)展[4]。

攜帶的黏泥等雜質(zhì)容易沉積形成泥垢，造成了垢下腐蝕，溶液中氧的質(zhì)量濃度越大，在水、垢兩相中質(zhì)量濃度差就越大，則陰陽兩極的電位差也越大，F(xiàn)e越易與氧反應(yīng)產(chǎn)生腐蝕。垢層越厚，則越易在垢下產(chǎn)生腐蝕，并向縱深發(fā)展直至穿孔。

4 結(jié)論及建議

(1)預(yù)防性堵管后剩余的換熱管沒有發(fā)生減薄，目前的管束無需材質(zhì)升級，可繼續(xù)使用。

(2)換熱管內(nèi)壁沒有腐蝕；換熱管局部外壁腐蝕減薄。在爆管部位，存在較多的垢物，局部的垢下腐蝕是外壁腐蝕的主要原因。

(3)殼體下部積水，形成了濕硫化氫腐蝕環(huán)境也是造成管束局部腐蝕減薄的原因。換熱管在爆管對稱位置的管外壁也發(fā)現(xiàn)了局部減薄，不排除吊裝不當(dāng)引起換熱管局部表面損傷，從而導(dǎo)致材料表面電位變化加快了電化學(xué)腐蝕的速度。

(4)建議對可能存在損傷的換熱管進行預(yù)防性堵管處理，避免出現(xiàn)同樣對裝置安全平穩(wěn)生產(chǎn)造成影響的問題；對換熱器折流板底部擴大排液孔，定期切水；防止開停工過程中積水及生產(chǎn)過程中焦泥等雜質(zhì)存留。吊裝過程中使用帶橡膠皮的托板，避免換熱管管束表面損傷為垢下腐蝕提供便利。

[1] 趙萬紅. 揚子石化加氫裂化換熱器結(jié)垢的處理[J]. 江蘇化工, 2006, 31(3): 48-50.

[2] 馬秉騫. 中徑公式應(yīng)用于厚壁圓筒設(shè)計的條件[J]. 石油機械, 1999(6): 45-46.

[3] 王寬心. 石化系統(tǒng)銨鹽結(jié)晶沉積預(yù)測及腐蝕規(guī)律研究[D].杭州: 浙江理工大學(xué), 2014.

[4] 張云聰, 徐 萌, 劉 欣, 等. 天然氣管道腐蝕穿孔失效分析[J]. 全面腐蝕控制, 2013, 27(4): 65-67.

(編輯 寇岱清)

Analysis of Leaking of Heat Exchanger Tubes in Hydrocracking Unit

GaoXiangdong

(SINOPECJinlingPetrochemicalCompany,Nanjing210003,China)

The rupture of tubes of heat exchanger E1006 of hot HP gas/cold LP oil heat exchanger in the hydrocracking unit is introduced. The ruptured samples are analyzed and studied based upon the operating conditions of the shell side and tube side of the heat exchanger by macro-morphology analysis, metallurgy and mechanical performance analysis, strength calculation and eddy current testing. The results show that the under-deposit corrosion caused by the fouling on the external wall of heat exchanger tubes is the culprit of rupture and leaking of tubes. The analysis of corrosion mechanisms has confirmed the main locations of tube rupture and possible risk area. The timely and effective preventive tube blocking measures taken have greatly shortened the maintenance cycle and minimized the material upgrading. The heat exchangers have been operating safely and stably for 2 years, and about one million Yuan (RMB) of investment has been saved.

hydrocracking, heat exchanger, leaking, under-deposit corrosion

2016-01-23；修改稿收到日期：2016-04-08。

高向東(1963-)，碩士研究生，高級工程師，現(xiàn)在該公司機動處主要從事煉油設(shè)備管理和防腐蝕工作。E-mail：gaoxd.jlsh@sinopec.com