編 輯 | 化工活動家

來 源 | 石油化工設備技術、沈陽中科韋爾

作 者 | 劉殿如等

關鍵詞 | 加氫裝置  高壓換熱器  開裂

共 3359 字 | 建議閱讀時間 15 分鐘

導 讀

某煉油廠加氫裂化裝置原料油主要是常減壓直餾蠟油，可以摻煉部分焦化蠟油抽余油和外購蠟油。氫氣由制氫裝置及氫氣提純裝置提供。

2018年7月17日，因脫丁烷塔安全閥啟跳，無法復位，且脫丁烷塔頂干氣含氫氣78%，因此確認高壓換熱器出現內漏，裝置開始停工檢修。經打壓試漏發現，高壓換熱器反應餾出物/低分油換熱器（E106A）管束出現泄漏。

工藝概況

高壓換熱器E101、E102、E103、E104A/B、E105、E106A/B串聯連接，反應產物自E106A上半管程流入，流入溫度為230℃，從E106B下半管程流出，流出溫度為160℃。殼程為低分油，逆向進行換熱，E106B殼程進口溫度為50℃，E106A殼程出口溫度為198℃。換熱網絡見圖1。

E106A管程操作壓力為16.41MPa，殼程操作壓力為1.90MPa，操作壓差為14.51MPa。

為防止高壓換熱器銨鹽析出，在E105（反應流出物/循環氫換熱器）前、E106前、A101（空氣冷卻器）前設置注水點，當反應產物流經換熱器后換熱效率下降或者壓降過大時，通過采用E106A前臨時注水的方式對析出的NH4Cl進行沖洗，緩解壓降并改善換熱效率。注水方式均采用一股水直接注入系統的方式。

E106A為U形管式換熱器，雙管程、單殼程。其殼體材質為15CrMo（H）/Q345R；管束材質為0Cr18Ni10Ti，規格為6000mm×19mm×2mm（換熱管長度×直徑×壁厚）。

檢驗分析

1

內窺鏡檢驗

采用內窺鏡對管束出現內漏的E106A內部進行檢查，發現該管子距管板6.2ｍ處內彎部位斷裂（正處于U形彎部位），見圖2。

觀察換熱管斷口，未發現管壁厚顯著減薄，其中一側斷面較為規則，大致與換熱管軸向呈一定夾角，近似垂直。

2

垢樣分析

打開換熱器發現，管口和管束內部附著白色結晶物。采用XRD和能譜對結晶物成分和各元素含量進行分析，圖3和表1為能譜分析結果。由圖3和表1可見，結晶物主要含有C、O、S、Cl，還含有少量的Fe和Cr。

在能譜分析確定好相應的元素含量后，采用XRD衍射分析來確定具體的物質構成，結果如圖4所示。

與標準譜圖對比分析發現，白色結晶物主要為NH4Cl。

3

換熱管的材質分析

將換熱器更換下來，從斷裂的換熱器管子上切取塊狀樣品，并依據相關標準，使用光譜儀對其材質進行化學分析。結果表明：斷裂管子材質為0Cr18Ni10Ti，其化學成分滿足GB/T20878-2007《不銹鋼和耐熱鋼牌號及化學成分》要求，各元素含量未見有超標現象（見表2）。

4

換熱管的金相分析

在斷裂的換熱器管子斷口附近切取金相樣品，經預磨、拋光、腐刻后，在顯微鏡下進行觀察分析，并使用顯微硬度計，進行硬度測試。圖5所示為換熱管縱向金相組織。

由圖5可見，金相組織為奧氏體，裂紋源在換熱管內壁，裂紋呈現樹枝狀，既有主干又有分支，屬于穿晶型腐蝕裂紋，具有典型的應力腐蝕開裂特征。樣口顯微硬度分別為

 

轉換成HB為183.7、192.6、212.0。一般情況下，0Cr18Ni10Ti不銹鋼管冷加工固溶處理后，硬度應小于HB185。由上述測試結果可見，該換熱器硬度不均，且局部硬度偏高。

5

換熱管的電鏡分析

在斷口上切取樣品，采用掃描電鏡進行觀察（見圖6）。

微觀斷口可觀察到大量的河流狀花樣、魚骨狀花樣以及撕裂棱，且有可見的二次裂紋，這是管子中殘余應力導致的。

原因分析

（1）由于加工原料變化較大，而未對結鹽溫度進行核算，導致高壓換熱器E106A出現結鹽加重現象。通過采取E106A前臨時注水的方式對銨鹽進行沖洗，但因注水系統流量的限制，使得注水量不足，導致NH4Cl不能全部被沖洗掉。殘留的NH4Cl吸收水分形成水溶液，并水解形成酸性Cl-腐蝕環境，其pH越低，奧氏體不銹鋼對Cl-應力腐蝕敏感性越強。

 

（2）奧氏體不銹鋼材質換熱管的U形彎處，存在較大殘余應力，管束內彎與反應產物接觸的管子內壁為拉應力集中區域，且管內外壓力差比較大，為14.51MPa。殘余應力和外加載荷是誘導應力腐蝕開裂的力學條件。同時在酸性環境和Cl-腐蝕的共同作用下，管子逐漸產生腐蝕裂紋源并擴展，導致強度減弱。在管內外壓差作用下，造成奧氏體不銹鋼0Cr18Ni10Ti換熱器Cl-應力腐蝕開裂并最終導致爆管。

建議措施

1

加強原料控制

（1）建立加氫裂化裝置原料油總Cl分析平臺，包括分析設備和方法。加強原料總Cl分析監測，健全高低壓分離器脫除水分析項目，加強對重整氫的HCl含量分析。

 

（2）根據原料中Cl、N含量的分析數據，對原料進行適當摻煉，確保Cl、N含量不超出裝置設防值。

 

（3）提升連續重整裝置重整氫脫Cl效果，可有效降低包括加氫裂化在內的所有使用重整氫裝置的Cl腐蝕和結鹽風險。

2

優化工藝控制措施

（1）對運行狀況進行監測，及時調整注水。發現壓降較大時，及進在E106A前進行注水，對析出的氯化銨鹽進行沖洗，緩解NH4Cl對管束的堵塞和腐蝕。

 

（2）對工藝注水設施進行優化。對E106A注水系統進行核算，確保能夠提供足夠的注水量，并保證注水量的25%為液態水；在注水點后果安裝混合器，確保注水的水能夠均勻混合。注水時應采用專用注水噴頭，避免對主管線造成沖刷腐蝕，使管線局部腐蝕減薄。

 

（3）對結鹽溫度進行計算與控制。根據原料中Cl和N的含量對結鹽溫度進行及時核算，并把結鹽溫度接入DCS，控制換熱器出口溫度高于結鹽溫度15℃以上，避免該換熱器發生結鹽。

3

合理選材

根據SH/T3096-2012《高硫原油加工裝置設備和管道設計選材導則》，建議將管束材質升級為825合金或者15CrMo，避免出現奧氏體不銹鋼應力腐蝕開裂現象。

4

加強檢驗檢測

加強裝置檢修期間的設備腐蝕檢測。在裝置檢修時，應采用內窺鏡檢測、滲透檢測、渦流檢測等方式對高壓換熱器反應流出物側的管板和管束內部進行重點檢測，確保腐蝕缺陷能及時被發現并得到有效控制。