重油蒸汽發生器失效分析與對策

王兆堃，陳 滿，張 富，張型波，楊春天，哈國濤，馬玉鳳

（1.甘肅藍科石化高新裝備股份有限公司，甘肅 蘭州 730070；2.甘肅省民航建設（集團）有限公司，甘肅 蘭州 730070）

某公司重油蒸汽發生器投用后存在滿負荷時產汽量不足，并于兩年后出現管束泄漏失效。應該公司需求，對該重油蒸汽發生器進行失效分析并提出整改建議。

1 設備結構、參數及流程

1.1 參數

重油蒸汽發生器為臥式浮頭式換熱器結構，其設計參數見表1、表2。

表1 設計工藝參數表

表2 結構參數表

1.2 流程

重油蒸汽發生器管程走重油，殼程進口為水、出口為水和蒸汽。初始設計重油由管程上部接管流入，經管束換熱后由經管程下部接管流出；給水先進入重油蒸汽發生器頂部汽包與汽包內熱水混合后由汽包下降管流入重油蒸發器，在殼體內經與管束內重油換熱后產生蒸汽與熱水混合后由殼體上部接管進入上升管流入汽包，所產生蒸汽由汽包頂部蒸汽接管流出[1-2]。如圖1 所示。

圖1 流程及結構示意簡圖

2 運行問題

2.1 產汽量不足

當裝置滿負荷運行時，產汽量不達標，裝置能耗升高。重油蒸汽發生器典型運行參數見表3。

表3 典型運行參數表

根據原設計結構和現滿負荷典型運行參數數據，由工藝選型模擬軟件（HTRI8.1）進行模擬運行參數見表4。

表4 模擬運行參數表

對比表3 和表4，在已考慮污垢影響的條件下，重油蒸汽發生器現場操作比設計少產蒸汽1.6t/h，實際產汽量未達標。

2.2 管束失效

管束從殼程下降管入口部分換熱管出現多處波狀凹槽或凹坑缺陷，缺陷由管束下部到管束上部逐漸減少，并在管程重油入口端較為嚴重，凹坑最深處已出現穿孔[3]。

管束殼程入口處典型失效圖片如圖2 所示，截取管束殼程入口處典型失效換熱管的如圖3 所示。

圖2 典型管束殼程入口失效圖片

圖3 典型換熱管失效圖片

重油蒸汽發生器失效已嚴重影響了裝置的能耗和正常使用。為降低裝置能耗、降低重油蒸汽發生器失效風險、使裝置能夠正常運行，本文對該工位重油蒸汽發生失效原因進行了分析并提出了改進措施。

3 產汽量不達標分析

經重油蒸汽發生器原設計圖與現場設備安裝對比發現：原設計圖與現場設備圖結構一致，但重油流程不同。原設計流程中重油蒸汽發生器重油由管箱上方接管流入、換熱后由管箱下方接管流出；而現場重油由管箱下方接管流入、從管箱上方接管流出，與原設計圖相反。該差異造成的結果為原設備冷熱流體流程為交錯流＋逆流，現場設備冷熱流體為交錯流＋順流，如圖4 所示[4]。

圖4 現場與設計流程對比圖

經工藝核算，按現場典型運行參數，現場設備有效對數傳熱溫差為53.5℃,而按原設計流程有效對數傳熱溫差應為63.5℃。根據換熱器對流傳熱計算公式：

其中Q 為熱負荷，K 為總的對流傳熱系數，S 為換熱面積，ΔT 為有效對數傳熱溫差。

可知換熱量與有效對數傳熱溫差成正比，而產汽量大小又與換熱量成正比，進而產汽量與有效對數傳熱溫差成正比。由于現場設備有效對數傳熱溫差降低，產汽量會明顯減少。該重油蒸汽發生器產汽量不足也多因于此。

另外，重油污垢系數大、換熱管內結垢嚴重，從一定程度上降低了重油蒸汽發生器傳熱效率，設備產汽量減少。

4 失效分析

通過掃描電鏡對換熱管外壁凹槽部位形貌進行觀察，如圖5 所示。

圖5 換熱管外壁電鏡掃描圖

凹槽底部呈酸性水腐蝕特征，晶界清晰、截面光滑；凹槽邊緣呈沖刷特征，存在多條平行波紋狀溝槽，波紋方向與宏觀溝槽方向基本一致。

對換熱管外壁及現場殼程垢物進行EDS 分析，分析結果見表5。

表5 換熱管外壁及現場殼程垢物EDS 分析

管外壁垢物及現場殼程垢物中均含有較多黑色致密的Fe 的氧化物，并含有一定量的Si 元素，這種垢物是在換熱器運行過程中產生的，疑為殼程水質的氧和硅含量超標，換熱管在運行中發生結垢并由此引發垢下腐蝕。垢物中含有的少量硫元素，疑為殼程水質中含有的微量硫酸鹽濃縮產物，或是換熱管泄漏后，清洗和水壓試驗的余水濃縮后的沉積物。

根據GB/T 223 鋼鐵及合金化學分析方法對換熱管進行化學成分分析，結果見表6。表中數據表明：換熱管化學成分符合GB/T 699 中10 鋼的要求。

表6 換熱管化學成分分析

依據GB/T 13298 的評定，試樣經機械拋光，采用硝酸酒精溶液腐蝕，金相組織為鐵素體+珠光體，換熱管外壁存在腐蝕產物及腐蝕坑，如圖6 所示。

圖6 金相組織和腐蝕形態

由換熱管的失效腐蝕特征初步判斷，換熱管失效主要來自于管外側，主要原因為沖刷腐蝕或氣蝕減薄。

初始設計時，管程側熱流重油的上進下出，管束上部為高溫區域和主要產汽區域，所產蒸汽經過較小的阻力，經殼程上部上升管流出設備，整體流程順暢，基本不會發生氣泡上升時由于阻力太大而出現的氣錘和氣蝕現象。而現場結構管程側重油下進上出，使管束下部成為高溫區域和主要產汽區，在該區域內所產生蒸汽需經管束截面由下往上流動，上升過程中不斷經過換熱管而產生較大阻力產生氣泡爆裂，會對換熱管產生氣錘和氣蝕，從而造成管束失效[5]。

此外，該重油蒸汽發生器安裝于地面基礎上，汽包安裝高度約10m，較高的汽包安裝高度造成汽水循環倍率較大，設備管束殼程進口流速較高。殼程進口位于設備現場安裝的第一、二管程，而此處為管束高溫區域，高溫區域管束產汽量較大，在此區域產生較大氣泡會被進入此區域的高速水流沖破，被沖破的氣泡破裂形成真空低壓區，進入該真空低壓區的高壓、高速水流對換熱管表面形成打擊破壞，擊打換熱管頻次過多，會造成管束汽蝕失效。

原設計裝置重油流量為200t/h，現裝置重油流量為210t/h，失效設備超負荷運行導致重油流速升高，高流速對應高傳熱效率，最后殼程蒸發速率會升高，進而加速了管束汽蝕。

5 結論

重油蒸汽發生器產汽量不達標的主要誘因包括：

（1）重油側流程的與原設計的差異導致傳熱溫差降低，影響重油蒸汽發生器傳熱效率，產汽量降低。

（2）重油側污垢系數大，換熱管內嚴重結垢，影響重油蒸汽發生器傳熱效率，產汽量降低。

重油蒸汽發生器管束失效主要原因是汽蝕。結合設備現場使用情況，其主要誘因包括：

（1）管程側重油的下進上出結構；

（2）汽包安裝高度較高；

（3）裝置的超負荷運行；

（4）換熱管內結垢嚴重。

6 建議與對策

6.1 流程改造

為與原設計保持一致，將重油蒸汽發生器管程原油下進上出變更為上進下出，增大重油蒸汽發生器傳熱溫差、提高產汽量，管束高溫區也由下部轉變為上部。

6.2 結構改進

管束殼程進口處增加防沖板或防沖管，避免殼程流體對管束的沖擊。

6.3 操作建議

（1）由于現場無法變更汽包安裝高度，所以在操作上盡量維持在滿負荷或低于滿負荷運行。

（2）當重油蒸發器結垢嚴重時，即設備管程壓降明顯增高時，應及時清理管束內污垢，恢復設備傳熱效率。

（3）應嚴格控制殼程給水水質，避免因水質不達標誘導或加重設備腐蝕失效。

7 結論

改造后重油蒸汽發生器一次性試車成功，至今運行狀況良好，未出現產汽量不足和管束失效等狀情況，裝置能耗已達標，并保證了裝置的長周期安全穩定運行。