螺紋鎖緊環換熱器殼體裂紋成因分析與改進措施

許思維，譚曉武，韓杰彪，朱正東，劉莉

（中國石油天然氣股份有限公司廣西石化分公司，廣西欽州 535000）

0 引言

某公司加氫裂化裝置公稱規模220 萬噸/年，裝置原料與經加熱的混合氫混合后進入反應器，反應流出物依次流經過殼程換熱后進入熱高壓分離器，熱高分氣體流經過管程換熱后進高壓空冷器卻至50 ℃進入冷高壓分離器，冷高分氣體進入循環氫壓縮機升壓后分成3 路：一路作為反應器急冷氫，一路與新氫混合成為混合氫，一路作為防喘振控制，經過殼式換熱器和加熱爐加熱后與原料油混合進入反應器。問題熱高分氣/冷混合氫換熱器基本情況見表1。

表1 熱高分氣/冷混合氫換熱器基本情況

1 問題

2021 年裝置崗位人員巡檢過程中發現現場存在異響，經排查確認熱高分氣/冷混合氫換熱器殼程筒體與管箱焊縫在4 點鐘位置有一處約35 mm 長裂紋泄漏（圖1），隨后緊急停工，反應系統置換隔離，換熱器交付檢修。對焊口進行無損檢測，經過RT、UT、MT 檢測確認缺陷僅泄漏部位一處貫穿性裂紋，長度35 mm。

圖1 裂紋泄漏部位

2 原因分析

2.1 宏觀檢查及壓力容器檢驗

裝置停工檢修期間對換熱器進行檢查，殼體內壁存在局部坑蝕，內部少量結垢。大修期間此換熱器壓力容器檢驗，對殼體環焊縫與縱焊縫T 形連接部位進行磁粉檢測和超聲檢測，范圍為縱焊縫中心上下各340 mm，未見異常（但未覆蓋開裂部位）。對各接管焊縫部位著色滲透檢測，未見異常。對殼體進行測厚，最小剩余壁厚約為67.3 mm（設計壁厚66 mm），未見明顯減薄。

本次檢測殼體開裂部位外壁和內壁形貌見圖2，開裂部位位于殼體5 點鐘位置（西側觀察），為焊縫橫向裂紋，貫穿整個焊縫，長度約35 mm。裂紋產生于焊縫區域，未進入母材。殼體內壁存在局部坑蝕，主要集中在開裂的B3 焊縫向內至B1 焊縫之間筒體，具體部位如圖3 所示。腐蝕坑最深約1 mm，腐蝕形貌符合垢下腐蝕特征（圖4）。

圖2 開裂部位外壁和內壁形貌

圖3 開裂腐蝕部位示意

圖4 殼體垢下腐蝕形貌

2.2 金相檢驗

對焊縫開裂部位進行金相檢驗，結果符合應力腐蝕開裂特征。圖5a）為裂紋尖端形貌，裂紋擴展在焊縫中，未進入筒體母材；圖5b）為裂紋形貌，裂紋平直，兩端未發生塑性變形，為脆性開裂；圖5c）為焊縫組織形貌，可見貝氏體組織，為Cr-Mo 鋼正火—回火組織，正火冷卻速度較快；圖5d）為裂紋形貌，裂紋細長曲折，具備應力腐蝕特征；圖5e）為焊縫中的點狀夾雜物的形貌，說明焊縫金屬不夠純凈；圖5f）可見裂紋通過夾雜物，并連接夾雜物進行擴展。

圖5 開裂部位金相檢驗結果

2.3 材料檢測

采用便攜式光譜儀對殼體材料行檢測，主要合金元素含量符合GB 713—2014《鍋爐和壓力容器用鋼板》中12Cr2Mo1R 相關規定。

2.4 硬度檢測

對殼體各焊縫及其周邊部位進行硬度檢測。結果顯示B3焊縫硬度207～333 HB，開裂部位及其周邊的硬度在300 HB以上，明顯高于其他部位，具體數據參見圖6。說明該設備制造過程中焊后熱處理不到位，焊縫區存在高硬度組織，焊接殘余應力未得到充分釋放。設計文件要求焊縫焊后熱處理后硬度≤220 HB，設備出廠檢測各焊縫硬度均滿足要求，其中B3 焊縫硬度隨機檢測兩點，分別為181 HB 和187 HB，但泄漏發生后現場硬度檢測結果明顯超出以上數值。

圖6 B3 焊縫硬度檢測結果（HB）

2.5 磁粉檢測

對換熱器內壁焊縫全部進行磁粉檢測，除開裂部位外其他未見異常。

2.6 工藝防腐數據分析

裝置原料硫含量設防值2800 mg/kg，日常控制700～1100 mg/kg；氮含量設防值2000 mg/kg，日常控制650～850 mg/kg；循環氫中H2S 含量控制指標為≤1385 mg/m3，日常控制50～500 mg/m3；循環氫中HCl 含量控制指標為≤0.5 μl/L，裝置新氫采用制氫裝置供氫，日常分析均未檢出。但裝置停工檢修期間換熱器開蓋檢查，殼體內部存在少量結鹽。裝置進料所含硫化物、氮化物和氧化物，經過加氫反應生成H2S、NH3和H2O。雖然反應流出系統采取注水洗滌和分液罐分離，但無法實現完全脫除。少量H2S、NH3和H2O 會隨循環氫進入冷混合氫中，并對循環氫系統和混合氫系統造成一定腐蝕。殼程進口溫度75 ℃，具備NH4HS結鹽條件。設備使用過程中所生成銨鹽逐步累積，同時吸收循環氫中微量水發生潮解，存在垢下腐蝕環境。高濃度NH4HS含量還會進一步形成銨離子絡合物，剝離金屬表面的保護層。反應式為：

由于H2S 的存在，垢下會發生金屬的腐蝕溶解，造成金屬陽離子（Fe）的聚積，溶液的正電荷過剩，外部的HS-在電泳作用下，遷移至腐蝕發生部位，進一步水解導致局部的pH 值降低。同時已經生成的FeS 保護膜也會受到NH4HS 的破壞（或者使FeS 保護膜無法生成），從而使腐蝕進一步加劇，這樣又生成更多陽離子，繼續吸引更多陰離子，如此循環往復，形成一個自催化過程，造成局部腐蝕。

2.7 開停工過程分析

2.7.1 開停工過程吹掃和置換情況

裝置停止進油后，首先熱氫帶油，然后降壓降溫，氮氣置換合格，交付檢修。開工時首先氮氣置換，H2氣密合格，然后升溫升壓，催化劑預硫化，硫化結束切換原料油產出合格產品。在此過程裝置落實了開停工過程中壓力和溫度控制要求，總體滿足氫腐蝕、鉻鉬鋼回火脆化等腐蝕管控要點。

2.7.2 催化劑預硫化控制

裝置大修期間對催化劑進行了更換，采用UOP 催化劑集配裝填。精制劑牌號為UF-75、UF-210r 和HYT-6219，裂化劑牌號為HC-140LT 和DHC-32rLT。開車過程中，在UOP 技術人員指導下對催化劑進行了濕法預硫化，總體滿足要求。從圖7 可以看到，預硫化過程中循環氫中H2S 含量最高達到20 000 mg/m3。同時催化劑預硫化會生成一定量的H2O，在循環氫系統和混合氫系統低溫部位形成濕H2S 腐蝕環境。

圖7 催化劑預硫化過程

3 結論

換熱器制造過程中最終熱處理不到位，導致焊縫局部硬度超標，焊接應力未能完全消除；循環氫中含有0.12 Mol%的水蒸氣，循環氫在殼程入口附近溫度較低（入口溫度75 ℃左右），且正常工況下介質中含有濃度300 ppm（3×10-4）硫化氫，符合I 類濕H2S 腐蝕環境，存在應力腐蝕開裂可能。

結合裝置工藝流程以及現場檢查數據，確定換熱器殼體開裂原因為焊縫硬度超標，在NH4HS 垢下腐蝕和H2S+H2O 腐蝕作用下發生硫化物應力腐蝕開裂（SCC）。

4 整改措施

4.1 工藝運行控制

（1）由于換熱器暫時不具備更換條件，為確保設備安全平穩運行，建議對裝置進料進行控制，在滿足公司整體物料平衡條件下，盡量降低原料中硫、氮含量，減少反應產物中H2S 和NH3的生成；加大裝置反應流出系統注水量，同時增加冷低分酸性水的分析，利用進口檢測管配合現場檢測的方式，開展循環氫中HCL 和H2S 的分析工作，依據監測結果指導注水方案的調整，提高洗滌效果，盡量降低循環氫中H2S 和NH3含量，減少NH4HS 生成量；加強循環氫分液罐脫水操作，盡可能降低系統中微量水的存在。

（2）各加氫裝置開停工過程，應嚴格執行“開工先升溫后升壓，停工先降壓后降溫”、“在系統壓力降至設計值的1/4 前，反應器器壁最低溫度不低于93 ℃”的要求。升降溫速度嚴格控制在25 ℃/h 之內，如條件允許最好控制在10～15 ℃/h。如設置有循環氫脫硫設施，停工過程中應盡量延長胺液循環時間，如催化劑有H2S 濃度要求，盡量維持低H2S 指標控制。停工過程中盡量延遲停反應注水時間，最好推遲到停循環機前停注水。降低濕H2S 損傷、氫腐蝕、鉻鉬鋼回火脆化腐蝕等的發生概率。

（3）各加氫裝置催化劑預硫化過程中，在滿足催化劑專利商預硫化相關技術要求的同時，盡量降低循環氫中H2S 濃度，到達硫化終點后，應及時停止注硫，切換原料油，降低設備在高H2S環境下的暴露時間。為防止預硫化期間設備腐蝕，應避免無關設備如沖洗氫線、反應器差壓線等與循環氫發生接觸。同時對于系統中存在濕H2S 腐蝕環境的碳鋼和低合金鋼設備應加強監測，出現異常及時采取措施。

4.2 設備設計、采購和檢維修

（1）若此換熱器進行更換，建議對殼程材料進行升級，采用12Cr2Mo1R 雙層堆焊TP309L+TP347，提高設備耐蝕能力。

（2）殼體修復后對焊縫進行硬度檢查，確保硬度≤220 HB，避免應力腐蝕開裂的再次發生。

（3）嚴格制造質量控制，對于制造過程中熱處理后焊縫硬度，射線探傷等關鍵工序質量進行復檢。

（4）嚴格執行TSG 21—2016《固定式壓力容器安全技術監察規程》相關要求，同時對于存在濕H2S 腐蝕環境、材料為碳鋼或Cr-Mo 鋼的高壓容器宏觀檢查存在明顯腐蝕狀況下，建議對容器內表面焊縫進行100%磁粉檢測或滲透檢測，同時對焊縫進行硬度檢查。

5 結語

引發設備泄漏的原因有設計、制造、安裝、檢修、使用、檢測和日常維護保養等方面的因素，保證設備全生命周期內的安全運行，需要抓住每一個環節的關鍵控制點。同時還要具有全生命周期理念，將設備從設計到報廢的每個環節串聯起來全盤考慮，才能最大化地實現設備的平穩運行。