蜡油加氢装置高压换热器内漏分析及处理

张 辉

(中化泉州石化有限公司设备部,福建 泉州 362103)



蜡油加氢装置高压换热器内漏分析及处理

张 辉

(中化泉州石化有限公司设备部,福建 泉州 362103)

介绍了某公司2.1 Mt/a蜡油加氢裂化装置高压螺纹锁紧环换热器1110-E01006在投料试车催化剂预硫化阶段发生的管束内漏事故，从换热器管箱结构特点、工艺流程、查漏裂纹形态及特征等多方面，综合分析了该换热器内漏的原因，并提出了相应的处理措施和建议。

加氢裂化 螺纹锁紧环换热器 裂纹修复 应力腐蚀开裂

1 概 述

2.1 Mt/a蜡油加氢裂化装置是某公司炼油化工一体化项目中的一套重要装置，该装置于2009年6月建成投产。该加氢装置7台高压临氢系统换热器均采用螺纹锁紧环型式。所述换热器位号为1110-E01006，型号为：DIU1200-11.76/14.7-395-4.75/19-2/2，B=300，是高低压型螺纹锁紧环换热器，双弓U型管，双壳程，其管程介质为热高分气，壳程为冷低分油，于2007年11月初交货。2009年6月中旬加氢裂化装置在投料试车催化剂预硫化过程中，根据工艺流程上下游关联，从换热温度差、系统压力差以及介质混料等方面进行综合评估和判断，认为该换热器出现了内漏，遂停车检查，发现其管板及换热管焊缝发生大面积裂纹。该换热器主要技术参数见表1。

表1 1110-E01006主要技术参数

2 换热器的结构和特点

螺纹锁紧环换热器具有结构紧凑、耐高温高压、泄漏点少等特点，故被许多炼油厂的高压加氢装置采用。其管箱用大型螺纹环承担全部压力，省掉了传统换热器两个大型法兰和相应的一套重型螺栓、螺母，因此其体积小、结构紧凑。另外从密封角度上讲，压紧垫片的螺栓只承受垫片压紧力，与换热器内压力几乎无关，且运行过程中出现小泄漏时，也不必停车，只需紧固外面的螺栓即可达到密封要求，因此其结构是合理的，密封有保证，操作安全可靠。但是，螺纹锁紧环式换热器的结构比较复杂，内构件多，装配复杂，拆装需要借助专用工装[1]。

2.1 管箱结构

螺纹锁紧环式换热器的结构独到之处在于管箱部分，按照压力不同可分为管壳程均为高压(H-H型)和管程高压壳程低压(H-L型)两种型式。H-H型螺纹锁紧环式管箱密封结构见图1。

图1 螺纹锁紧环换热器管箱的结构

1—管板；2—壳程垫片；3—内隔筒箱；4—填料；5—填料压盖；6—内法兰；7—分合环；8—内法兰螺栓；9—管程垫片；10—垫片压板；11—外压环；12—外圈压紧螺栓；13—外圈顶梢；14—螺纹锁紧环；15—管箱盖板；16—内圈压紧螺栓及顶箱；17—内压环；18—支撑圈；19—内套筒

2.2 管箱结构特点

从图1可以看出，螺纹锁紧环换热器采用管、壳程一体的结构，在管箱端部通过一张带有柔性段的密封垫片压板将介质与外界隔绝，螺纹锁紧环与管箱端部通过大梯形螺纹相连。其力矩传递和密封形式如下[2]：

(1)管程压力的传递过程。管程内的压力所产生的轴向力，由管箱盖板通过螺纹锁紧环的外螺纹和管箱体的内螺纹啮合，传递给管箱体。

(2)壳程压力的传递过程。管板两侧压差产生的轴向力，由管板通过内隔筒箱、内法兰螺栓、内法兰、分合环传递给管箱体。

(3)管程密封结构。密封结构由管程垫片、垫片压板、外压环、外圈螺栓和管箱盖板所组成。调节外圈螺栓的力矩，密封面比压随之改变，从而达到控制密封的目的。

(4)壳程密封结构。壳程密封结构由壳程垫片、管板、内隔筒箱、内套筒和内法兰螺栓所组成。调节内法兰螺栓，可控制密封面比压。为使管程和壳程之间不串漏，密封垫片应充分压紧，要达到密封所需的压紧力，其方法是在安装时用内法兰螺栓第一次压紧，如生产过程中发现有内漏现象时上紧内圈螺栓即可达到密封。

所要讨论的1110-E01006换热器就是高低压(H-L型)螺纹锁紧环换热器，其密封基本原理与高高压(H-H)是一致的，即由管程内压引起的轴向力通过管箱盖和螺纹环而由管箱本体承受，管程的主密封是通过拧紧螺纹锁紧环上的主密封螺栓来压紧管箱垫片以达到密封目的[3]。

3 换热器内漏原因分析

3.1 工艺流程

1110-E01006换热器是热高分气(管程)与冷低分油(壳程)换热器。热高分气自热高分顶部进入E01006管程与壳程的冷低分油换热，之后再经过换热后经高压空冷器冷却后进入冷高分；壳程的冷低分油与热高分气换热后进入脱硫化氢汽提塔，进行汽提蒸馏。

2009年6月24日，加氢裂化装置催化剂预硫化结束后，反应系统恒温保压等待进低氮油阶段，操作人员发现反应系统压力维持困难，新氢增压机向系统补氢量明显增多且次数较为频繁，且脱硫化氢汽提塔顶C201气相流量逐渐增大，塔顶气经采样分析其H2S体积分数较高，甚至在10 000 μL/L以上。而此时分馏系统正在进行热油运行，塔顶气量不可能那么大，且塔顶气中也不可能有很高的H2S含量。催化剂硫化过程中，E01006管程热高分气中H2S含量会比较高，于是判断E01006管程热高分气向壳程冷低分油泄漏。

3.2 裂纹形态

E01006管板和管箱是焊接在一起的，管箱和壳程筒体之间使用大螺栓连接，不存在管壳程垫片内漏的情况，因此认为是管板角焊缝有裂纹或换热管出现爆管。装置停工降压置换合格后，拆开大螺纹及盖板，壳程充氮试漏，发现在管板管头部位存在大量裂纹(见图2和图3)。

图2 换热器管板试漏

图3 换热器管板裂纹

裂纹走向开始于管端,穿透角焊缝止于管板，深度为2～8 mm。上部管程有23个管口存在裂纹为76处，最长处15 mm；下部管程有55个管口存在裂纹98处，最长处达到了15 mm。

经光谱材质分析，换热器管板、换热管和角焊缝材料均与设计要求相符。但是在给管头焊缝和管板进行硬度检测时发现：管头角焊缝硬度明显偏高，最高有HB288，最低HB140，一般HB200～240；而管板硬度最高HB210，最低HB130，平均为HB150。

3.3 裂纹产生的原因

从裂纹的形态可以看出，管板焊缝裂纹呈现典型的应力腐蚀开裂特征，尤其是在管头胀管焊缝处，出现裂纹较多，说明此处存在较大的残余应力。仔细观察发现绝大部分裂纹起裂于管端，穿透焊缝，向管板延伸。这说明管端残余应力最为集中。角焊缝开裂是在催化剂干燥之后的预硫化过程中。催化剂干燥过程中会产生水分，而该换热器又恰好处于工艺流程中的低点，因此在其管程或多或少存有积水;在催化剂预硫化过程中又生成大量的H2S，H2S与液态水结合，产生湿H2S腐蚀。高温、湿H2S对换热器管束1Cr5Mo造成开裂，而管端焊缝处应力最为集中，所以在管头焊缝处最容易出现应力腐蚀开裂裂纹。而这些因素可能是在设备生产制造、运输安装或在开工试车过程中产生的。

在设备制造和热处理过程中，有多种残余应力来源:

(1)焊接残余应力。管板+换热管的特殊结构(多管孔、薄焊缝+230 mm厚管板+3 mm厚管壁)，且焊缝主要集中在偏向焊接面的仅3 mm深度的管板端面上，焊接残余应力极大、这种应力水平远远大于大直径的工艺管道焊缝残余应力，因而在同等条件下，往往管板+1Cr5Mo换热管接头较1Cr5Mo工艺管线容易出现应力腐蚀开裂。

(2)消应力后残留应力。资料显示，一般情况下，焊接残余应力在消除应力热处理后至少还会残留40%以上，鉴于该换热器管箱结构的特殊性,导致的热处理难度大，热处理后残留应力水平会高于残余应力的40%。

(3)管头胀接应力。1Cr5Mo管材对残余应力十分敏感，在腐蚀介质共同作用下开裂倾向很大。1Cr5Mo换热管与14Cr1Mo管板焊接都需要严格执行的预热、层间温度控制和热处理制度。在管板和管箱筒体焊接前，必须将管箱和管板预热到150 ℃并保持恒温焊接。但考虑到换热器结构的特殊性，在焊接过程中一般很难达到规定预热温度。另外，焊接后的热处理也很重要,但由于换热器管箱和管板较厚，热处理过程中很难达到温度均匀和恒定，残余应力无法完全消除，这也给以后的开裂埋下了隐患。

3.4 裂纹修复

管束泄漏后，该换热器制造厂和设计院专家共同讨论制订出了一套修复方案：先对管板进行消除应力热处理，后测硬度，再打磨掉裂纹、用镍基焊材ERNiCrFe-3补焊，最后进行焊后消除应力处理。根据此方案，管板焊缝修复前必须先进行管板消除应力热处理,此过程中严格控制热处理温度和时间。热处理后进行渗透检测，发现管板裂纹出现大范围扩展，管板上半部分裂纹最大延伸贯通4个管孔，约200 mm长；管板下半部分距边缘150 mm圆弧贯通半周，约1 m长。其他部位也存在不同程度的扩展(见图4)。

图4 热处理前后管板裂纹对比

从图4可以看出，补焊前的消应力热处理，还导致裂纹向长度、深度两个方向扩展，使得大量裂纹埋藏于管板中难以彻底清除。在实际生产中E01006管板两侧承受的压差大于10 MPa，修复后换热器在使用过程中存在巨大的安全隐患，因此放弃这种修复方案。

4 解决方案

发现内漏的换热器已经无修复价值，停止该设备的修复,订购新的换热器。

新换热器对换热管束材质采用1.25Cr0.5Mo代替1Cr5Mo。2009年12月底试压合格出厂，2010年1月中旬加氢裂化装置停工安装投用，使用7年该高压换热器使用正常无泄漏。

5 结束语

高温和湿H2S对1Cr5Mo管束开裂尤其是管头焊缝及高温和湿H2S容易造成1Cr5Mo管束焊缝及管板胀接处应力集中并开裂。应尽量消除残余应力和降低腐蚀性介质含量。

高低压型螺纹锁紧环换热器结构的特殊性决定了其有较高的残余应力，1Cr5Mo在苛刻的结构条件、较大应力水平、较强腐蚀介质条件下开裂的风险很大。因此，1Cr5Mo不适合在这种条件下使用。

[1] 余勇，张凯，王迎君.螺纹锁紧环换热器的制造工艺[J].电焊机，2004，34(5)：12-13

[2] 苏国柱.螺纹锁紧环换热器检修存在问题及对策[J].压力容器,2002，20(1)：48-49.

[3] 赵萍.螺纹锁紧环换热器结构特点及受力分析[J].炼油设计，2002，32(10)：21-22.

(编辑 王菁辉)

Analysis and Treatment of Internal Leakage of High Pressure Heat Exchanger in VGO Hydrogenation Unit

ZhangHui

(EquipmentDepartmentofSinoChemQuanzhouPetrochemicalCo.,Ltd.,Quanzhou362103,China)

Internal leakage of a tube bundle occurred in the stage of catalyst prevulcanization. The tube bundle was located in 1110-E01006 heat exchanger of 2.1 Mt/a VGO hydrocracking unit. Comprehensive analysis of the internal accident was made in several aspects, such as structural characteristics of heat exchanger, process and cracking, and then corresponding measures and suggestions were offered accordingly.

hydrocracking, thread locking ring heat exchanger,crack reeovery,stress corrosicn cracking

2017-02-28；修改稿收到日期：2017-03-23。

张辉，工程师，本科，现在该公司任设备部主管。E-mail:zhanghui8212@126.com