加氢裂化装置高压换热器故障情况及原因分析

王 静，李淑娟

(中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司，北京 102500)

某石化公司炼油系统高压加氢裂化装置于2007 年7 月投产，自2009 年以来，热高分之后的3 台高压换热器陆续出现腐蚀泄漏问题。对高压换热器泄漏情况进行了介绍，对其原因进行了分析，并对目前采取的措施方案进行了介绍。

1 高压换热器运行及泄漏情况

1.1 简要流程及运行参数

加氢后的反应产物经热高分离器(D-3103)分离后，热高分气体分别与冷低分油(E-3013A/B)、循环氢(E-3102)换热，再经空冷(A-3101)进入冷高压分离器(见图1)，高压换热器的主要运行参数见表1。

图1 加氢裂化装置简要流程

1.2 泄漏情况介绍

自2009 年以来，热高分之后的3 台高压换热器陆续出现腐蚀泄漏问题，对其泄漏、维修情况进行初步统计(见表2)。

(1)E3103/A 腐蚀情况

2013 年检修期间打压堵管38 根，2014 年5月检修期间打压未发现泄漏。对E3103/A 各管口法兰拆解后进行检查，发现管程出口接管以及下管板存在铵盐结晶情况(见图2 和3)。

表1 高压换热器技术参数

表2 高压换热器泄漏维修情况统计

图2 E3103/A 管程出口接管铵盐结晶情况

图3 E3103/A 下管板铵盐结晶情况

(2)E3103/B 腐蚀情况

2009 年10 月份E-3103B 内漏，装置紧急停车处理，对其进行修复，共堵管87 根，用内窥镜检查，发现管束内部存在铵盐结晶情况(见图4)。

图4 E-3103B 管束内铵盐结晶情况

2010 年对换热器更新，管束材质升级为2205双相钢。对旧管束剖开检查，发现管束内壁存在明显的点蚀坑。2013 年8 月装置大检修期间打压检查未发现泄漏情况。2014 年5 月抢修期间打压发现泄漏，更换处理，对更换下来的管束剖开检查，发现条状腐蚀沟槽(见图5 和6)。

图5 E3103/B 管束内部条状沟槽形貌

图6 E3103/B 管束穿孔情况

(3)E-3102 腐蚀情况

2013 年8 月装置大检修期间发现E3102 约有20 根换热管腐蚀穿孔。打压后E-3102 最终堵管1 137 根，剩余管束48 根。2014 年5 月份更换新管束(材质升级为2205 双相钢)，对旧管束(材质316L)剖开检查，发现条状、点状腐蚀坑(见图7)。

图7 E3102 管束内部条状沟槽形貌

2 原因分析

2.1 原料性质分析

《中国石化炼油工艺防腐蚀管理规定》“加氢裂化原料蜡油中铁离子质量分数不大于1 μg/g，氯离子质量分数不大于1 μg/g”，统计2013 年高压加氢原料中氯离子超标率为84.2%(见图8)。高压加氢原料油氮质量分数控制指标为0.14%，但实际运行原料中存在超标情况，2012 年氮超标率为12.4%(见表3)。氯化铵盐干态没有腐蚀性，溶于水后形成酸性溶液对钢材造成腐蚀，低浓度的溶液腐蚀性不强，但在吸水潮解形成高浓度溶液时腐蚀加重。

图8 高压加氢装置原料氯离质量分数趋势

表3 高压加氢装置原料氮含量超标情况分析

2.2 材质理化分析及垢物分析

对失效管束进行理化分析，结果表明材质成分、硬度、非金属夹杂等指标均符合相关标准。对失效管束取垢样进行了EDX(能量色散X 射线荧光光谱分析)，分析结果显示，样品中含有C，N，O，S，Cl，Fe 和Cr 等元素，其中氯元素质量分数为0.28%～0.76%、氮元素质量分数为21.71%～25.01%，Fe 和Cr 来自管束腐蚀产物，垢物中含有部分有机物，大量氮元素的存在说明垢样中含有铵盐。

结合现场换热器结盐情况、管束腐蚀形貌，以及高压换热器的实际操作情况，3 台换热器管程介质操作温度在125～230 ℃，基本处在氯化铵盐结晶温度区域(结晶温度130～210 ℃)，判定管束腐蚀原因为:生产过程中出现氯化铵盐结晶，氯化铵盐水解形成强酸对不锈钢产生局部腐蚀［1］。

原料油中氯含量偏高，加重了氯化铵结盐倾向，装置的注水清洗注水量不够，影响清洗效果，加重了腐蚀。装置采取的连续注水操作，使不锈钢换热管长时间连续与含氯腐蚀性溶液接触，在材料局部薄弱部位(沟槽、钝化膜破损部位、夹杂物、位错露头部位)点蚀形成、发展，引起换热管的腐蚀穿孔。

3 措 施

高换管束选材符合最新石化行业标准《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》(SH/T3096—2012)中选材要求，鉴于上述分析结果，目前针对运行期间换热器管束内壁腐蚀，需要重点从工艺防腐角度考虑防腐措施。

(1)调整运行操作温度，改变铵盐结晶点位置。目前控制高压换热器E3103A 出口温度不小于215 ℃，确保氯化铵盐结晶(氯化铵盐结晶温度在130～210 ℃)在注水点之后，以保护E-3103A。高压空冷入口温度控制在不小于135 ℃，以防止硫氢化铵在高压空冷前结晶对E3102 形成垢下腐蚀以及对高压空冷入口形成冲刷腐蚀。

(2)采取科学合理的注水工艺防腐措施。E3103B 及E3102 前采用间断注水，当管程压差大于0.05 MPa，进行注水清洗，控制注水流量12 t/h 左右，保持连续冲洗直至压差降低到0.02 MPa 停注水。

装置自2014 年5 月检修开工后，按此控制调整，高换运行正常，考虑到装置的长周期运行，如何有效降低原料中的氯含量及如何采取有效的监检测手段及时掌握运行期间高换管束内壁的腐蚀状况仍是需要思考的课题。

［1］杨建成.汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀与对策［J］.石油化工腐蚀与防护，2012，29(1):20-22.