高向东

(中国石油化工股份有限公司金陵分公司，江苏 南京 210003)



加氢裂化装置换热管泄漏分析

高向东

(中国石油化工股份有限公司金陵分公司，江苏 南京 210003)

介绍了加氢裂化装置热高分气/冷低分油换热器E1006爆管情况，结合该换热器管壳层工作条件，利用宏观形貌分析、材质及力学性能分析、强度计算及涡流检测等方法对爆管位置样品进行了分析研究。结果表明：换热管外壁结垢引发的垢下腐蚀是导致换热管束爆管泄漏的主要原因。并通过对腐蚀机理的分析，确立了爆管失效的主要部位和可能存在的风险区，及时采取了有针对性的预防性堵管措施，大大缩短了检修周期，避免了材质的盲目升级，已连续安全运行近两年，节省投资费用近百万，保证了装置安稳长周期运行。

加氢裂化 换热器 泄漏 垢下腐蚀

中国石油化工股份有限公司金陵分公司(金陵分公司)Ⅱ加氢裂化装置设计处理能力为1.5 Mt/a，2005年4月6日建成投产，以沙轻直馏蜡油和焦化蜡油的混合油为原料，生产喷气燃料、柴油、液化石油气、轻石脑油及重石脑油。加氢裂化装置设有热高分气/冷低分油换热器，其主要作用是通过冷低分油与热高分的换热实现热量的回收，节能减耗。

许多加氢裂化装置的热高分气/冷低分油换热器都时有发生换热管束爆管事故，给安全生产带来极大影响，而采取的处理措施多是升级材质的方式，会导致成本增加[1]。为了避免此类安全事故的发生，针对金陵分公司Ⅱ加氢裂化装置中换热器E1006爆管情况，通过对爆管原因的深入分析，提出了较为合理有效的措施与建议。

1 换热器工作条件

加氢裂化装置热高分气/冷低分油换热器E1006管程介质为高分气(260～220 ℃和15.4 MPa)，壳程介质为冷低分油(45～200 ℃和2.6 MPa、密度812 kg/m3)，其中管程高分气介质组分见表1，壳程介质为冷低分油。

表1 管程介质组分 w,%

从表1可看出，管程介质中存在H2S和H2等成分，存在发生腐蚀的可能性。壳程介质中冷低分油成分相对较为复杂，有待于进一步分析。

2 泄漏情况

加氢裂化装置热高分气/冷低分油换热器E1006于2005年4月投用，分别在2009年11月20日及2014年7月24日发生爆管泄漏，其爆管形态见图1和图2。

由图1和图2可以看出，管束外表面腐蚀严重，存在大量蚀坑，管壁外表面爆管附近的区域出现明显减薄，而爆管处内壁基体相对较为平整，腐蚀轻微，呈均匀腐蚀形态。

图1 2009年爆管管束形态

图2 2014年爆管管束形态

3 原因分析

3.1 管束材质成分及力学性能

E1006换热器管束材质为08Cr2AlMo，对其成分及力学性能进行分析，并与企标对比，结果见表2和表3。

表2 08Cr2AlMo 钢的化学成分 w,%

表3 08Cr2AlMo 钢的力学性能

由表2和表3可知，该换热管材质化学成分及力学性能符合企业标准 QB9901—1999《08Cr2AlMo无缝钢管》规范及热处理供货状态要求。

3.2 强度计算及取样

1)斜面长度3 mm；2)针尖倒角(17±2)°；3)针尖曲率半径(2.5±0.5) μm。XLPE水树老化样本如图1所示。

在一定温度及压力条件下，满足换热器正常使用的最小壁厚可由中径公式[2]计算，公式如下所示。

(1)

式中：S——强度计算壁厚，mm;P——设计压力，MPa;Di——内径，mm; [σ]t——设计温度下材料许用应力，MPa;φ——焊缝系数。

由式(1)计算可得换热管在200 ℃、管内压力15.4 MPa条件下，换热器正常使用的最小壁厚为0.45 mm。当局部管壁小于临界壁厚时，管束将发生爆管。

为进一步确定换热器爆管的真正原因，对2009年和2014年爆管位置及其对称位置共5根换热管进行编号剖管取样(C1为2009年爆管、A1为2014年爆管)，见图3。分别对每根取样管选取3个截面测量换热管内外径，每个截面选取4个点测量壁厚测量分析。5根取样管测量分析数据见表4。

图3 爆管管束编号分布

截面换热管内径换热管外径壁厚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,换热管内径尺寸基本无变化，外径尺寸变化较大，换热管局部位置壁厚减薄严重，换热管原始壁厚2.5 mm，现测量A1管最薄处仅有1.09 mm。

3.3 涡流检测

利用涡流检测探伤仪对换热器30%管束(351根)进行分析，涡流检测结果表明，92.3%的管束壁厚在2.25 mm以上，没有壁厚在2.1 mm以下的管束。(由于最下排管束已堵，没有对最下排检测)。

通过对换热器管束爆管泄漏情况和结垢位置的研究，并结合取样管束的壁厚测量结果及涡流检测的结果可以判断爆管的主要原因是换热管外壁结垢从而发生垢下腐蚀，导致结垢部位管束外壁腐蚀减薄，从而导致换热管爆管泄漏。

换热器打开抽芯后发现换热管下部管束(发生爆管的部位)上有较重的结垢现象，结垢情况见图4。

图4 换热管管束下部结垢情况

3.4 垢下腐蚀

垢下腐蚀[3]是一种特殊的局部腐蚀形态，其机理是由于受设备几何形状和腐蚀产物、沉积物的影响，使得介质在金属表面的流动和电介质的扩散受到限制，造成被阻塞的的空腔内介质化学成分与整体介质有很大差别，空腔内介质pH值发生较大变化，形成加速作用的阻塞电池腐蚀。介质中的硫化物与钢铁表面形成一定厚度的非致密硫化膜有利于维持阻塞区的水份，并妨碍阻塞区介质向外扩散，从而加速了阻塞电池的形成和孔蚀的发展[4]。

携带的黏泥等杂质容易沉积形成泥垢，造成了垢下腐蚀，溶液中氧的质量浓度越大，在水、垢两相中质量浓度差就越大，则阴阳两极的电位差也越大，Fe越易与氧反应产生腐蚀。垢层越厚，则越易在垢下产生腐蚀，并向纵深发展直至穿孔。

4 结论及建议

(1)预防性堵管后剩余的换热管没有发生减薄，目前的管束无需材质升级，可继续使用。

(2)换热管内壁没有腐蚀；换热管局部外壁腐蚀减薄。在爆管部位，存在较多的垢物，局部的垢下腐蚀是外壁腐蚀的主要原因。

(3)壳体下部积水，形成了湿硫化氢腐蚀环境也是造成管束局部腐蚀减薄的原因。换热管在爆管对称位置的管外壁也发现了局部减薄，不排除吊装不当引起换热管局部表面损伤，从而导致材料表面电位变化加快了电化学腐蚀的速度。

(4)建议对可能存在损伤的换热管进行预防性堵管处理，避免出现同样对装置安全平稳生产造成影响的问题；对换热器折流板底部扩大排液孔，定期切水；防止开停工过程中积水及生产过程中焦泥等杂质存留。吊装过程中使用带橡胶皮的托板，避免换热管管束表面损伤为垢下腐蚀提供便利。

[1] 赵万红. 扬子石化加氢裂化换热器结垢的处理[J]. 江苏化工, 2006, 31(3): 48-50.

[2] 马秉骞. 中径公式应用于厚壁圆筒设计的条件[J]. 石油机械, 1999(6): 45-46.

[3] 王宽心. 石化系统铵盐结晶沉积预测及腐蚀规律研究[D].杭州: 浙江理工大学, 2014.

[4] 张云聪, 徐 萌, 刘 欣, 等. 天然气管道腐蚀穿孔失效分析[J]. 全面腐蚀控制, 2013, 27(4): 65-67.

(编辑 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。

高向东(1963-)，硕士研究生，高级工程师，现在该公司机动处主要从事炼油设备管理和防腐蚀工作。E-mail：gaoxd.jlsh@sinopec.com