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1、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)摘要:加氢裂化装置3台高压换热器自2009年以来,陆续出现腐蚀泄漏问题。结合现场换热器结盐情况、管柬腐蚀形貌以及装置原料腐蚀介质情况和高压换热器的实际操作情况,分析认为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。根据分析原因,目前采取调整运行操作温度,改变铵盐结晶点位置,同时采取科学合理的注水工艺防腐蚀措施以减缓高压换热器的腐蚀风险。装置自2014年5月检
2、修开工后,按此控制调整,高压换热器目前运行正常。关键词:腐蚀氯化铵盐水解结晶某石化公司炼油系统高压加氢裂化装置于1高压换热器运行及泄漏情况2007年7月投产,自2009年以来,热高分之后1.1简要流程及运行参数的3台高压换热器陆续出现腐蚀泄漏问题。对加氢后的反应产物经热高分离器(D一3103)分离高压换热器泄漏情况进行了介绍,对其原因进后,热高分气体分别与冷低分油(E一3013A/B)、循环行了分析,并对目前采取的措施方案进行了氢(E-3102)换热,再经空冷(A一3101)进入冷高压分介绍。离器(见图1
3、),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泄漏情况介绍月检修期间打压未发现泄漏。对E3103/A各管自2009年以来,热高分之后的3台高压换热口法兰拆解后进行检查,发现管程出口接管以及器陆续出现腐蚀泄漏问题,对其泄漏、维修情况进收稿Et期:2015—07—07;修改稿收到日期:2015—08—01。行初步统计(见表2)。作者简介:王静,硕士,工程师,2006年毕业于西安石油大(1)E3103/A腐蚀情况学。现为该公司机械动力部业务主管,从事防腐蚀相关工2013年检修期间打压堵管38
4、根,2014年5作。E—mail:wangjing03.yssh@sinopec.com522.2材质理化分析及垢物分析原油加工装置设备和管道设计选材导则》(sI{对失效管束进行理化分析,结果表明材质成T3096-2012)中选材要求,鉴于上述分析结果分、硬度、非金属夹杂等指标均符合相关标准。对目前针对运行期间换热器管束内壁腐蚀,需要失效管束取垢样进行了EDX(能量色散x射线荧点从工艺防腐角度考虑防腐措施。光光谱分析),分析结果显示,样品中含有c,N,(1)调整运行操作温度,改变铵盐结晶点1O,S,C1,
5、Fe和cr等元素,其中氯元素质量分数为置。目前控制高压换热器E3103A出口温度不/0.28%一0.76%、氮元素质量分数为21.7l%~于215oC,确保氯化铵盐结晶(氯化铵盐结晶温25.0l%,Fe和cr来自管束腐蚀产物,垢物中含在130—210qC)在注水点之后,以保护E-3103A有部分有机物,大量氮元素的存在说明垢样中含高压空冷入口温度控制在不小于135oC,以防止有铵盐。氢化铵在高压空冷前结晶对E3102形成垢下腐t结合现场换热器结盐情况、管束腐蚀形貌,以及对高压空冷人口形成冲刷腐蚀。以及高压
6、换热器的实际操作情况,3台换热器管(2)采取科学合理的注水工艺防腐措施程介质操作温度在125—230cC,基本处在氯化E3103B及E3102前采用间断注水,当管程压铵盐结晶温度区域(结晶温度130~210oC),判大于0.05MPa,进行注水清洗,控制注水流量1定管束腐蚀原因为:生产过程中出现氯化铵盐t/h左右,保持连续冲洗直至压差降低到0.C结晶,氯化铵盐水解形成强酸对不锈钢产生局MPa停注水。部腐蚀。装置自2014年5月检修开工后,按此控制自原料油中氯含量偏高,加重了氯化铵结盐倾整,高换运行正常,考
7、虑到装置的长周期运行,j向,装置的注水清洗注水量不够,影响清洗效果,何有效降低原料中的氯含量及如何采取有效的加重了腐蚀。装置采取的连续注水操作,使不锈检测手段及时掌握运行期间高换管束内壁的腐t钢换热管长时间连续与含氯腐蚀性溶液接触,在状况仍是需要思考的课题。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,引起换热管参考文献的腐蚀穿孔。[1]杨建成.汽柴油加氢装置反应流出物系统的腐蚀与对3措施[J]·石油化工腐蚀与防护,o,():o。2_高换管束选材符合最新石化行业标准《高硫(
8、编辑张向TroublesofHPHeatExchangersinHydrocrackingUnitandCauseAnalysisWangJing,LiShujuan(SINOPECBeYanshanPetrochemicalCo.,Ltd.,Beijing102500,China)Abstract:Thecorrosionleakingsoccurredin3HPheatexchangersofHPhydrocracking
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