加氢裂化高压空冷器泄漏分析与防护措施技术报告 本文关键词：裂化，泄漏，高压，防护，措施
加氢裂化高压空冷器泄漏分析与防护措施技术报告 本文简介：加氢裂化装置高压空冷器泄漏分析与防护措施技术报告加氢裂化装置高压空冷器泄漏分析与防护措施摘要中石化北京燕山分公司炼油一厂加氢裂化装置由中国石化工程建设公司（SEI）设计，采用中国石油化工集团公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的加氢精制和加氢裂化催化剂，流程属于双剂串联、一次通过的加氢裂化工艺，于
加氢裂化高压空冷器泄漏分析与防护措施技术报告 本文内容：
加氢裂化装置高压空冷器泄漏分析与防护措施技术报告
加氢裂化装置高压空冷器泄漏分析与防护措施
摘要
中石化北京燕山分公司炼油一厂加氢裂化装置由中国石化工程建设公司（SEI）设计，采用中国石油化工集团公司石油化工科学研究院（RIPP）开发的加氢精制和加氢裂化催化剂，流程属于双剂串联、一次通过的加氢裂化工艺，于2007年6月建成投产。该装置主要加工进口含硫原油的减压蜡油和焦化蜡油，生产符合欧Ⅳ以上排放标准的清洁油品和优质乙烯裂解料。截至2015年7月25日A-3101/E泄漏，高压空冷器A-3101/A-H使用刚满8年。针对高压空冷泄漏问题直接影响装置长周期稳定运行，特制定相应措施，并长期严格按要求进行落实，通过对高压空冷腐蚀的分析，及时通过调整注水和监控原料油性质等方法,确保装置长周期运行提供了保障
。
关键词：
高压空冷器
氮含量
氯含量
注水
前
言
2
Mt
/
a
加氢裂化装置是中国石化北京燕山分公司炼油厂10
Mt
炼油改造重点工程之一,采用石油化工科学研究院
(
R
IP
P)
开发的提高尾油质量的加氢裂化技术及配套催化剂,由中国石化工程建设
公司
(
S
EI)
设计,于
2007
年
6
月建成投产。该装置主要加工高硫劣质进口原油的减压蜡油和焦化蜡油,生产符合欧
Ⅳ
以上排放标准的清洁油品和优质乙烯裂解料,对首都北京的环境改善和燕化公司总体经济效益的提升都有重要的现实意义
。在长期加工高硫原油的情况下
，设备腐蚀问题不容忽视,尤其是在生产过
程中
曾
遇到
高压
空
气冷
却器
(高压空冷器)
管束泄漏问题,给装置正常生产运行带来了隐患
。据资料分析[
3
],因高压空冷器腐蚀泄漏而导致加氢裂化装置非计划停工的不在少数,可见通过对其腐蚀分析与监测,并采取有效的防腐措施对装置长周期运转有着重要意义
。
2
装置流程与设计条件
2.1
工艺流程
2
Mt
/
a
加氢裂化装置反应流出物及其注水示意流程见图
1
。反应产物与混氢原料油换热后进入热高压分离器,反应产物在热高压分离器中进行油气分离,热高分气体分别与冷低分油
循环氢换热,再经高压空冷器冷却至约50
℃
进入到冷高压分离器进一步进行油气分离
。为了防止反应生成的
H2
S
和
N
H3在低温下生成铵盐结晶析出,堵塞空冷器,在热高分气进入空冷器前注入软化水,以溶解铵盐
。
其中高压空冷器介质设计条件为:入口温度
150
℃,出口温度
50℃;入口压力13.35MPa,出口压力12
.7M
Pa
；介
质
含
硫
化
氢
体
积
分
数
为1
%,含氨(
N
H3
)体积分数为
0
.2
%
。高压部分设置三个注水点用于洗涤铵盐,高压换热器管程前为间断注水点,高压空冷器入口前为连续注水点
。注水设计条
件为
:
温
度
40
℃,压
力13
.6M
Pa,流
量25000
kg/
h
。
2.2
高压空冷器设计参数
高压空冷器管箱材质为
16M
n
(HIC),管束材质为
10
号,且管束管端入口衬
350
mm
钛管
;进口温度
140
℃,出口温度
50
℃,操作压力
13.5
M
Pa
;设计腐蚀系数K
p为
0.2,入口介质流速
6.18m/s,出口介质流速2
.79m/s,排水中硫氢化铵质量分数4.2
%
。
3
高压空冷器泄漏情况与处理
3.1高压空冷器A-3101/A-H使用情况介绍
燕山分公司炼油一厂高压加氢装置高压空冷器在2007年6月开工过程中出现过管箱丝堵泄漏，后经停工处理开工正常，2013年7月大检修时，选择打开A-3101/E、F部分丝堵，用内窥镜检查，除发现内侧管壁有腐蚀产物外，未发现异常，即恢复丝堵。高换及空冷相关流程具体如图1所示。
图
1
2
Mt/
a
加氢裂化装置反应流出物及其注水流程示意
3.2高压空冷器A-3101/E管束泄漏事故经过
2015年7月25日约7时40分，外操巡检过程中发现A-3101/E管束泄漏，后经确认，泄漏部位位于空冷器入口第1层第18根管（从右至左）离管束入口端1065mm处,形似砂眼，决定装置紧急停工，对泄漏的高压空冷器A-3101/E吊出，对泄漏的管束采取打楔子焊死处理，再打压查漏。
图1
A-3101/E泄漏部位图片
3.3
A-3101/E泄漏后装置停工过程中处置措施
2015年7月25日凌晨约7时40分外操发现空冷器A-3101/E管束泄漏后，装置紧急停工，为防止停工过程中对高压换热器E-3101/B、E-3102和高压空冷器造成腐蚀伤害，采取了严格的工艺防腐处置措施，具体控制过程如下表所示。
表2
高压加氢装置停工工艺防腐处置过程表
序号
停工处置时间
防腐措施
备注
1
7月25日8:00～16:00
高压空冷在系统降温降量和柴油置换过程中进行连续注水冲洗，每路注水流量控制6t/h
2
7月25日16：00～18:00
装置热氢带油过程中将注水由高压空冷前改至高换E-3102前，水量控制在20t/h
3
7月25日18：00～21:00
装置热氢带油过程中将注水由高换E-3102前改至高换E-3103B前，水量控制约20t/h
4
7月25日21：00～22:00
因高换E-3102冲洗时间较短，为保证冲洗效果，将注水改至E-3102前，冲洗1小时
5
7月25日22：00～24:00
将注水改至高压空冷前，控制每路注水流量6/h，确保高压空冷系统处理干净
6
7月26日00：00～04:00
高换、高压空冷系统恒温干燥，以后路冷高分界位不再上涨为节点，确保高换、高压空冷干燥彻底
7
7月26日04：00～7月28日12:00
系统降压、氮气置换，反应系统充氮气保持微正压保护设备
在装置停工处置过程中，为防止高压空冷器有其它泄漏管束未被发现，采取了一系列的查漏措施，具体措施如表3：
表3
高压加氢装置高压空冷器A-3101/A-H查漏过程
步骤
处置时间
处置条件
处置措施
检测单位
是否发现其它管束泄漏
1
2015年7月25日上午9时07分
系统压力120公斤
高精度VOC红外成像仪
公司安全环保大队
除A-3101/E一处泄漏外，没发现其它管束泄漏
2
2015年7月26日上午7时
系统压力25公斤
硫化氢报警仪逐台检测
炼油一厂
除A-3102/E一处泄漏外，没发现其它管束泄漏
3
2015年7月26日上午8时30分
系统压力25公斤
高精度红外成像仪
公司安全环保大队
除A-3103/E一处泄漏外，没发现其它管束泄漏
4
2015年7月26日上午9时
系统压力25公斤
可燃气报警仪
炼油一厂
除A-3104/E一处泄漏外，没发现其它管束泄漏
图2高精度VOC红外成像仪监测到的泄漏部位（所圈部位）
如图2为2015年7月25日上午9时07分环保监测大队用高精度VOC红外成像仪监测到的泄漏油气，除这一点泄漏外，没发现其它泄漏点。
现场查漏结束之后，2015年7月26日下午14：20将空冷器A-3101/E吊出运至正邦基地做进一步处理,在吊出前，用塑料纸对A-3101/E出入口进行了封堵，将与空冷器相连接管口加装了盲盖，同时系统充氮保持微正压以保护其它设备。
3.4
A-3101/E处置过程及泄漏原因分析
3.4.1
管束厚度检测
高压加氢装置高压空冷器A-3101/E运至正邦打压基地后，拆掉第18根泄漏管束外部的翅片管后进行漏点部位检测，检测结果如下：
图3
第18根管束泄漏部位和第19根管束相同位置检测对比
图3中第18根管束泄漏点周围最薄处1.4mm，作为对比，第19根管束相同部位最薄2.7mm（管束规格Φ25×3.0mm）,在安全厚度范围以内。为进一步了解第18根管束泄漏部位内部腐蚀形貌，截取泄漏部位一段管束，沿纵向剖开，发现泄漏点位于管束顶部一腐蚀凹坑的最顶端位置，即腐蚀穿孔。同时对第18根管束泄漏点正对的下部进行厚度检测，最薄厚度2.8mm以上，在安全厚度范围，另外从其内表面看不出腐蚀凹坑，见下图4，说明管束下部腐蚀减薄不明显。
管束内部上半侧圆形腐蚀坑，已穿透
图4
第18根管束漏点处剖管后形貌（距离管板1065mm处，图上、下分别为管束上部、下部）
3.4.2
涡流检测
经与机动部协商，决定拆掉另外10个丝堵（第18根泄漏管束周围5个，空冷器右侧入口3个，左侧入口2个），请特检院做涡流检测和内窥镜检查以发现管束内部有无减薄缺陷。涡流检测结果见表4统计。
表4
涡流检测异常管束统计表
序号
管束位置
检测范围（出口端向入口端）
异常信号位置（距离钛管端口）
壁厚检测（mm)
1
行1
列17
＋11.3米
约1.9米
2.29/2.24
2
行1
列19
＋11.3米
约1.32米
2.55/2.64/2.59/2.49
3
行2
列16
＋11.3米
约3.8米
第二排管无法测厚
对比1
Φ25×3mm远场涡流对比样管
2.94/2.90/2.91
对比2
已泄漏管束（行1
列18）
泄露孔附近：1.63/1.4
泄露孔背面：2.93
未泄露区域：2.81/2.98
从表4可看出，第1行第17、19根分别离入口端约1.9米和1.32米的部位信号异常，拨开翅片管经检测两管束上部最薄厚度分别为2.24mm和2.49mm，在安全厚度；第2行第16根管束虽信号异常，但位于第2行，无法检测，所以厚度不可知。
内窥镜检测10根管束没有发现较大腐蚀缺陷。
综合上述检测，可得以下结论：
（1）
空冷入口端第一行管束腐蚀泄漏风险极大，且泄漏点在管束上部顶端；
（2）
空冷器管束腐蚀范围大约在离入口端500mm至1500mm之间的管段；
（3）
此段腐蚀形貌均成凹坑状，严重的话，凹坑可能连成片。
3.4.3
堵楔子焊死管束
几项检测之后，开始对第18根泄漏管束从两侧进行了楔子封堵并焊死。为保证焊接质量，确保除氢效果，在焊前焊后分别对所焊部位用乙炔焰加热至350℃恒温1小时，清除管箱底部的焊渣后,然后回装打开的丝堵，并封堵空冷器出入口法兰口，灌水打压。
2015年7月28日6时38分，当A-3101/E打压压力上升至150公斤时，发现第23根翅片管（从右至左数）距入口端550mm处，出现泄漏点，经测厚检测结果见下图5。泄漏点附近最小剩余壁厚为1.8mm；剖开后，管内壁穿孔处存在较大较深的多个相连腐蚀坑，见图6。即联系哈空调售后服务人员对该管束进行了堵楔子和焊死处理，同样为保证焊接质量，在处置过程中严格遵守除氢操作程序。
泄漏点
图5
第23根翅片管试压时泄漏点测厚数据
图6
第23根翅片管泄露点剖开照片
3.4.4
打压、检查和回装
焊接完成冷却后，对打开的丝堵进行回装，重新灌水打压至150公斤，在保压过程中多人多批次对空冷管束进行了严格的查漏，没有再发现泄漏管束，保压45分钟后；为进一步检验打压效果及查漏，将空冷打压压力降至100公斤，然后再快速升至160公斤，仔细检查无管束泄漏后，确认打压合格，然后开始缓慢泄压至零压力，放水完毕后，用塑料纸封堵空冷器出入口，起吊装车，2015年7月28日17时32分A-3101/E运至现场，在对空冷器出入口及相连接管口高压法兰口密封面进行研磨合格后，开始进行回装，至2015年7月28日23时52分，回装工作全部完成，进入开工程序。
4、对空冷腐蚀机理分析与防护措施
4.1
腐蚀机理
在加氢裂化装置中,流经高压空冷器的介质有氯化氢、硫化氢、氯化铵、
、硫氢化铵等。在上述介质条件下,空冷器腐蚀主要有如下原因:①
在
温
度200°C以下氯化铵盐结晶形成,干态不腐蚀,极易吸潮形成强酸环境,腐蚀形态是点腐蚀和侵蚀;在温度
121
℃
以下形成硫氢化铵盐结晶,造成水溶液高速下的冲刷腐蚀和低速下的垢下侵蚀;②
反应注水质量不好会引起硫化亚铁保护膜破坏,分配不均会引起局部严重冲刷腐蚀;③
介质高流速会引起高压空冷器管入口端冲刷腐蚀,低流速会引起管内结垢;④原料油性质变化以及操作工况变化会造成高压空冷器的失效
。
4.2原料监控减少空冷腐蚀
高压加氢原料中氯氮含量的高低直接影响铵盐结晶及垢下腐蚀的发生，因此高度关注其含量变化，及时采取措施，减少铵盐结晶，减缓氯离子点蚀或垢下腐蚀发生程度。目前高压加氢滤后混合原料中氯、氮含量的分析频次由每周1次，而装置现加工原油油种比例调整较为频繁，无法保证原料氮氯含量的有效监控，所以检修开工后与质检中心联系沟通，将样品频次改为每周3次，具体如表4-1所示。
表4-1
高压加氢原料监控分析统计表
控制项目
分析项目
单位
控制指标
分析频次
备注
高压加氢滤后混合原料
氯
ppm
≯2
3次/周
氮
%
≯0.14
3次/周
重整氢
氯
ppm
1次/周
装置现加工原料主要四蒸馏减压蜡油和部分焦化蜡油组分，分析混合原料氮、氯含量出现超标情况，则具体对减压蜡油和焦化蜡油进行单独分析，查清原料超标根源。
同时因焦化蜡油原料性质较差，对装置原料影响较大，所以为有效降低焦化蜡油对装置的影响，将焦化蜡油的干点按≯440℃控制，有效缩减焦化蜡油进入加氢装置比例，减缓对高换的影响。
4.3高换注水方式优化减少空冷腐蚀
因高压加氢装置空冷出现泄漏问题，其与高换间和空冷前注水有着直接的关联，通过对腐蚀机理的分析发现，干态的氯化铵结晶是没有腐蚀的，也不会发生点蚀，但是在有水参与下，氯化铵由干态变为湿态，氯离子浓度急剧增大，超过合金耐受氯离子浓度最大值，就会发生严重的点蚀，如果水冲洗铵盐过于频繁，就会使合金钢局部频繁经受高浓度氯离子冲击，极易点蚀，另外，频繁冲洗，还会形成沟槽状的腐蚀形态，因此，控制合理的水冲洗频次，尽可能降低水冲洗频次有利于高换管束防腐，所以结合装置自开工来冲洗方式可以看出，确定注水冲洗方式采用换热器管程压差进行定期水冲洗，具体操作要求如下：
①高压加氢装置要求满负荷情况下，要求高压系统反应注水按≮27t/h进行控制。
②高压空冷A-3101入口前为连续注水，每路注水流量控制在6t/h，同时控制四路每路流量偏差≯200kg/h，要求操作及时进行调整。
③E3103B管程压差PDI-3108≯0.05Mpa控制，压差快接近时，将除盐水注入E3103B前部溶解铵盐。控制E3103B前注水流量12t/h左右，保持30分钟连续冲洗。若30分钟后仍不能降低E3103B管程压差，则继续注水至压差（PDI-3108）降低到0.02Mpa停注水。
④E3102管程压差PDI-3109大于0.05Mpa，压差快接近时，将除盐水注入E3102前部溶解铵盐。具体操作：开E3102前注水线截止阀，控制E3102前注水流量12t/h左右，保持30分钟连续冲洗。若30分钟后仍不能降低E3103B管程压差，则继续注水至压差（PDI-3109）降低到0.02Mpa停注水。
5
结束语
高压加氢装置自空冷泄漏停工抢修后，通过采取从原料监控，加强样品分析频次及各股原料情况跟踪分析，同时合理控制高换管程入口温度，避免处于装置运行情况下铵盐结晶温度区，减缓管程压降上升趋势，此外优化高换注水方式，减少水冲洗频次，减缓铵盐溶解后垢下腐蚀，并加强日常的巡检保证装置长周期运行，现总体运行情况良好。
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