炼油厂高压隔膜式换热器泄漏原因分析及检修方案

王宏伟

（中国石油大庆炼化公司检维修中心，黑龙江大庆 163411）

1 高压隔膜式换热器泄漏及原因分析

高压隔膜式换热器由导流筒、隔膜密封盘、U 形换热管束等组成，由于制造工艺、使用年限、工作环境等诸多因素的影响，在投入运行一段时间后容易出现泄漏故障。介质泄漏是其常见的一种故障，由于设备结构复杂，必须查明泄漏位置和泄漏原因才能彻底解决问题。

某炼油厂的E-101 型高压隔膜式换热器于2014 年8 月投入使用，2020 年4 月出现泄漏问题。结合以往的检修经验，常见的泄漏位置有以下3 个。

（1）U 形换热管束与壳程进出口法兰连接处。法兰密封面有金属垫环，随着设备使用年限的延长，金属垫环可能会因为机械磨损或锈蚀等原因被损坏，无法保证接口处的密封效果，进而出现泄漏。另外，用于固定U 形换热管束和进出口法兰的螺栓出现松动，也会导致密封不良，进而发生泄漏。

（2）隔板密封盘。其功能是分隔壳程，主要构件是由多层0.1 mm 厚不锈钢条组成的隔板密封条。泄漏原因主要有两个，一是多层不锈钢条的夹层中掉落杂质，导致不锈钢条不能紧密贴合，形成多处空隙，壳程介质容易沿着这些空隙流出，引起泄漏；二是密封条压条的预紧力不足。在运行几年后，压条受疲劳应力的影响，密封紧固效果变差，加上长时间受到壳程介质的冲击，逐渐松动并发生泄漏。

（3）导流筒与管板之间的密封面。密封面使用的密封垫面为不锈钢丝网加强的石墨垫，在受到振动、碰撞时容易碎裂进而导致密封不良，引起渗漏。另外，密封面的平面度超标，导致导流筒断面和管板断面不能正常对接，也会造成密封面泄漏。

2 高压隔膜式换热器泄漏检修方案

2.1 检修准备工作

首先结合E-101 设备图纸，掌握该型号换热器的结构组成、技术要求等相关信息。然后查看现场布置，包括设备高度、重量等，根据检查调查结果选择相应吨位的吊车，方便设备拆装、检修。最后，编制检修方案并做好技术交底。另外，本次检修作业中还使用到了液压螺杆拉伸器、汽车吊、上托式抽芯机、试压泵等设备。经过检查，确保设备工况良好后进场待用。

2.2 检修要点

2.2.1 螺栓及管箱法兰盖检修

使用液压螺杆拉伸器拆除换热器顶部螺栓，为避免拆除过程中因重力原因导致的螺栓变形，需要按照“自下而上”的顺序依次拆除。在吊车的配合下，首先拆除下部重达2.0 t 的管箱法兰盖，然后再拆除6 根螺栓。拆除时应避免碰撞，保护螺纹不受破坏。

拆除后进行检修，发现管箱法兰螺柱与管箱螺纹口有明显的咬合情况，导致拆除难度变大，但未发现密封不良情况，说明泄漏问题不在此处。拆除后续采取的措施有：可以正常拆除的，拆除后要用石棉填塞螺栓孔，起到保护作用；无法正常拆除的，则在螺栓外套上保护套。另外，后期检修完毕重新安装时，需要将填塞石棉与保护套重新取下，并使用风机吹干净。

2.2.2 隔膜密封盘检修

拆除隔膜密封盘前，需要提前对密封焊缝做标记，然后采用气刨方式沿着标记线进行切割。由于气刨时会产生较大能量，因此拆除隔膜密封盘时要采取分段作业的方式。通常分成2～3 段，可以有效避免拆除作业中隔膜密封盘变形的问题。同时，考虑到密封焊的焊缝与螺栓孔之间的距离较近，因此气刨作业时还要注意防止损坏螺柱。拆开隔膜密封盘后，依次检查管束隔板、密封条压条和密封条。发现管束隔板固定良好，密封条压条没有松动情况。密封条的多层不锈钢条表面有少量灰尘和油污，但是整体贴合紧密，因此可以排除该处泄漏。

2.2.3 换热器管束检修

拆除导流筒后开始壳程水压试验，以判断换热器U 形管束是否泄漏。结合E-101 型隔膜式换热器的说明书，该设备正常工况下的水压为4.0 MPa，因此水压试验中设定水压为4.0 MPa。观察发现，在U 形管束的密封端有水渗出，对渗漏点做好标记。然后关停注水设备，使用丝堵对渗漏点做封堵处理，在重新启动注水设备后继续观察，发现密封端不再有渗水情况，则说明泄漏故障得以解决。

2.3 换热器回装

2.3.1 管束回装

在换热器泄漏故障维修结束后，需要重新回装各构件。回装前，仔细清洗管箱法兰盖、导流筒、U 形管束等，螺栓孔使用柴油清洗后，可以涂刷一层专用的防咬合剂，避免在高温环境下发生咬合情况，为下一次检修提供便利。检查管板与壳程筒体的密封法兰垫片是否有明显的磨损、锈蚀情况，如果有需要及时更换新的垫片，防止密封端出现渗漏。

使用吊车将U 形管束吊起，使管束与管板处于同一水平位置，并逐渐靠拢、对接。使用管板外侧的螺栓孔辅助定位，保证螺栓能够顺利插入螺栓孔，说明管束与管板对齐，然后拧紧螺栓，即可完成U 形管束的回装。

安装过程中要特别注意，管束与壳程筒体法兰之间的缠绕垫容易散开，因此在安装时应提前用细铁丝将其固定在管板螺栓孔上，然后再紧固管束，以保证密封效果。

2.3.2 隔膜密封盘安装与焊接

该设备已经投用7 年，隔膜密封盘长时间处于高温、临氢环境下，游离氢对材料的焊接性能有不良影响。安装隔膜密封盘时，如果直接焊接则很容易出现裂纹，因此安装前必须对隔膜密封盘做脱氢处理。将隔膜密封盘置于承台上，将加热炉温度设定在250 ℃，恒温加热8 h 后自然冷却至常温。完成脱氢热处理后，还需要使用砂轮或砂纸进行打磨，保证密封盘承台的边缘光滑无毛刺。然后检查隔膜密封盘表面的平整度，并测量密封盘外径的偏差是否在允许范围之内。例如，E-101 型高压隔膜式换热器要求密封盘的直径偏差不大于±0.5 mm，平面度允许偏差不大于±0.8 mm，只有符合该要求方可进行焊接。

现场焊接作业时，应选择“小电流、低电压、氩弧焊”模式，同时注意保持层间温度小于180 ℃。以纯度为99.999%的氩气作为保护气体，焊接速度维持在8～10 cm/min。焊接采用的是钨极气体保护焊（GTAW），焊材牌号为H0Cr20Ni10Ti，焊材直径2.5 mm，极性为正接。为防止封盘出现变形，在现场作业中使用刚性固定法固定隔膜密封盘，将密封盘与承台进行点焊固定，再使用螺栓保护套对密封盘进行刚性固定。焊接采用双人对称分段焊接的方式完成，焊缝分两层施焊，层间接头要求错开至少120 mm，且密封焊焊缝的焊脚高度不小于8 mm。

焊接作业结束后，工作人员还要检查焊缝的渗透情况，要求达到NB/T 47013.5—2015《承压设备无损检测 渗透检测》规定的I 级。

2.4 导流筒回装

导流筒故障引起的高压隔膜式换热器泄漏，主要是因为导流筒密封面出现贯穿性缺陷或有密封面变形、螺栓松动、垫片损坏等问题。因此，重新安装导流筒时需要把握好以下要点：①做好导流筒的清洁工作，使用较长时间后导流筒密封面容易积累较多的污垢，因此要清理密封面后再继续回装；②检查管板载丝螺栓孔是否堵塞，如有堵塞则要用丝锥清理污物，然后用工业吹风机吹干净，保证螺栓孔内壁干净、光滑；③检查导流筒垫片情况，如果垫片完好但位置偏移的，需要重新放置垫片到合适的位置，使垫片与螺栓孔对齐，如垫片已经损坏则需要更换新的垫片；④导流筒与管程接管之间要填塞陶纤绳，待导流筒就位后再旋转法兰螺栓、将陶纤绳压紧；⑤最后拧紧导流筒上的所有螺栓，即可完成回装作业。

2.5 管箱法兰盖安装

检查焊接质量，确保焊缝合格后即可重新回装法兰盖。

（1）使用吊车固定好管箱法兰盖，然后缓缓吊起并移动至密封盘的正上方。

（2）放下法兰盖，在人工辅助下让法兰盖上的螺栓孔对准密封盘上的螺栓，使螺栓顺利穿过螺栓孔。

（3）使用Petron Pump 液压螺杆拉伸器进行螺栓紧固。设备上所有螺栓共分为9 组，9 组螺栓全部完成紧固后为1 遍。为保证紧固效果，需要分6 遍对称紧固：第1 次紧固时，紧固力为最大紧固力的40%（24.37 kN），第2 次为60%、第3 次为80%，第4～6 次时均为100%。紧固时需要标记第1 组紧固螺栓的位置，在进行第2 遍紧固处理时，也需要按照相同的顺序依次完成1～9 组紧固。

（4）完成6 遍紧固后，工作人员手持游标卡尺对法兰密封面的平行度进行复查，要求尺寸偏差不大于0.1 mm。如果局部尺寸偏差超过该值则需在重新紧固后再次测量，直到所有位置均满足平行度要求。

2.6 隔膜换热器水压试验

密封盘焊接完毕后进行渗透试验，检测确保密封良好后盖上管箱法兰盖，并拧紧螺栓加以固定，之后开始水压试验。试验分为两种，一种是管程单独水压试验，目的是检验隔膜密封盘焊缝的焊接效果，通过持续加压的方式，逐渐将试验压力增加至管程、壳程压力差的最大值，维持在最大值30 min，如果未出现渗漏即为合格；另一种是管程、壳程联合水压试验。根据E-101 型隔膜式换热器的设计说明书，管程设计压力为10.5 MPa，水压试验压力为13.90 MPa；壳程设计压力为10.0 MPa，水压试验压力为13.90 MPa。管程、壳程允许的最大压力差为4.0 MPa。试验开始后，仍然采用持续加压的方式，将实际压力升高至设计压力后，将管程、壳程用试压管线连通。管程、壳程联合水压试验中，压力表的压力示数稳定、无明显波动，就说明水压稳定、无渗漏情况。

本次检修不仅明确了渗漏位置、渗漏原因，而且经过修理后换热器渗漏问题得到彻底解决，保证设备以良好工况投入运行。

3 结束语

高压隔膜式换热器作为炼油厂的重要设备，由于长时间处于高温、高压、临氢环境下，各个零部件容易出现锈蚀、松动、磨损等质量问题，导致换热器出现泄漏。在日常检修中，技术人员首先要查明泄漏位置、分析泄漏原因，在此基础上制定检修方案，为泄漏故障处理提供必要的参考。根据该方案进行换热器的拆卸、维修，之后重新安装并进行水压试验，在确定不存在渗漏问题之后再恢复设备正常使用。