高压换热器管头开裂原因分析

时丕斌

（中国石油辽河石化公司第三联合运行部，辽宁盘锦124022）

高压换热器管头开裂原因分析

时丕斌

（中国石油辽河石化公司第三联合运行部，辽宁盘锦124022）

加氢装置高压换热器多选用U型管束，换热管与管板的连接接头属于管束常见失效泄漏部位。文中针对某高压换热器管板及管头开裂现象进行了结构分析、宏观检查及结晶物化验，确定了是由应力腐蚀引起的管板及管头开裂，并提出了相应的改进方案。

高压换热器；应力腐蚀；泄漏；氯离子

隔膜密封盘式高压换热器的隔膜密封盘是边缘和中心部位稍厚的金属薄圆盘，边缘及中心部位厚度约15 mm，中间的1个环形区域较薄，厚度仅5 mm，这样的结构使隔膜密封盘具备弹性，当设备承受内压及高温时，避免产生较大应力［1］。换热器运行过程中，与管箱端部焊接连接的隔膜密封盘起密封作用，螺栓连接的平盖封头则承受管箱压力载荷。U型管束通过埋头螺栓、管板缠绕垫片安装于筒体内［2］。

1 换热管接头开裂原因分析

拆检发现换热管接头开裂后，结合换热器运行情况，并采用宏观检查、结晶物分析等方法，对换热管接头开裂原因进行了分析。

1.1 宏观检查

换热器拆除检修过程中，发现换热器管束管板端面附着有大量的结晶物，而且管板下半圆周（介质流出段）范围内结晶物较多。

由于换热管管板端面沉积物较多，为降低结晶物在大气环境下吸湿腐蚀风险，将该管束运送至高压清洗厂清洗。管束彻底清洗后，检查发现管板及焊接接头处存在大量裂纹，部分裂纹贯穿换热管管头，且裂纹沿换热管管孔呈辐射状分布，裂纹主要分布在管束下半圆周内（介质流出段），上半圆周（介质流入段）则未见裂纹。

进一步检查换热器接头裂纹发现，裂纹主要分布在换热管管头、管头焊缝及热影响区部位，而且主裂纹末端有较多分叉，呈树枝状。换热器管板开孔区边缘的非开孔部位亦有少量微裂纹，沿主裂纹分布有大量的细小树枝状分叉［3］。

1.2 结晶物分析

为进一步分析确定结晶物的组成，对换热器管板表面结晶物进行采样分析，数据见表1。

表1 管板端面结晶物组成

通过化验分析可知，管板表面结晶物主要成分为氯化铵晶体。分析认为由于装置原料氯含量较高，氯化物经加氢反应后，生成气态氯化氢，在低温部位，与氮化物加氢生成的氨气结合析出氯化铵晶体［4］。

1.3 失效原因分析

U型管束管板端面属应力集中区域，生成运行过程中，由于壳程工作压力高于管程工作压力，因此，换热器管板有凸向管箱的趋势，换热器管板外端面承受拉应力。此外，换热管与管板胀接过程中，换热管发生塑性变形的同时，管板也将发生一定程度的塑性变形，为了保证胀接效果，通常保证换热管与管板连接接头有足够的胀后残余应力［5］。且由于换热管焊接接头受载较为特殊，它除了受管程和壳程压力差外，还有管板变形，甚至是温差应力等。另外，管板焊接接头本身是一个厚度差异较大的角焊缝，应力集中现象突出，再加管板为密集开孔区域，换热管焊接过程中热影响区较大，应力集中现象严重。应力（尤其是拉应力）通常是腐蚀开裂的驱动力。

结合宏观检查情况，换热器管束结晶物沉积区域及开裂区域均位于管束下半圆周范围内，即介质流出段，根据U型管换热器管程介质流动规律及换热器运行参数可知，该部位工作温度约205～260℃。氯化铵晶体结晶温度为210℃，当介质中氯含量及氨氮含量升高时，该结晶温度也将随之提高，曾发现部分加氢装置在300℃的高温部位有铵盐结晶沉积现象。显然，该换热器流出段运行在铵盐结晶温度区域内，当管程介质氯含量及氨氮含量达到较高水平时，伴随介质流动降温，流经该部位时，将有氯化铵晶体析出并沉积在金属表面上。

奥氏体不锈钢换热管接头出现开裂现象，是由于换热管在胀接、焊接过程中存在较大的残余应力。而且，在工作载荷的条件下，换热器管板将产生变形，带来较大的附加应力。这些高应力区域沉积有大量的氯化铵盐，当该部位接触水后，将形成特定的氯离子腐蚀环境，并诱发应力腐蚀开裂现象。

2 改进措施

2.1 降低加氢原料氯化物含量

原料油是加氢装置氯化物的主要来源，为降低氯化铵结晶腐蚀风险，要加强原料油氯化物含量分析，保证其总氯含量不高于2×10-6的指标。此外，重整氢也是氯化物的重要来源，在生产过程中，要定期对重整氢气进行氯化物含量分析，一旦发现氯化物超标，应及时更换重整装置脱氯剂。因此，需持续加强源头氯含量控制，建议总氯不大于1×10-6，总氮不高于2 500×10-6，以降低反应产物中的氯化物及氨氮含量，减缓铵盐结晶速度。

2.2 加强生产运行及开停工过程管理

装置生产运行过程中，应加强反应系统注水管理，保证一定流量的液相注水，可以最大程度的洗涤铵盐，防止氯化物沉积析出，降低腐蚀风险。加氢装置可参照相关标准计算确定氯化铵结晶温度，当结晶温度高于注水点处工作温度时，需考虑在结晶点前高温部位增设注水点，以避免结晶物附着在设备及管壁上，从而减缓结晶沉积速度，保证装置正常生产。此外，需严格控制装置开停工过程，以防高压换热器等不锈钢设备接触水而形成腐蚀环境。检修过程中，管束抽出后应尽快安排清洗，如长时间不用，可考虑碱洗后再使用氮气吹扫干净，并使用氮气保护，减少设备腐蚀发生。

3 结束语

高压换热器是加氢装置的关键设备，原料劣质化、运行工况苛刻化对设备的安全运行构成了威胁。尤其氯化铵盐结晶腐蚀问题成为了加氢装置高压换热器泄漏失效的主要原因，生产过程中，需持续加强装置原料质量管理，建立氯化物及氮化物含量预警机制，并通过调整运行参数、优化注水流程等方式，减缓氯化铵结晶沉积，降低腐蚀风险，保证装置安全长周期平稳运行。

［1］陈凤，刘桐生，桑芝富，等.双壳程U型管换热器管子与管板连接失效分析［J］.石油化工设备技术，2004，33（4）：11-14.

［2］何平.螺纹锁紧环换热器与隔膜密封换热器的结构分析［J］.石油化工设备技术，2009，30（6）：19-20.

［3］龚雪，谢禹钧.隔膜密封换热器中隔膜密封盘的应力分析计算［J］.当代化工，2011，40（11）：1202-1204.

［4］张树生，程延海，程林.U型管换热器管—管板焊接工艺［J］.石油化工腐蚀与防护，2005，26（2）：56-57.

［5］倪婉芳.大型管壳式换热器管—管板连接的可靠性措施［J］.石油化工设备技术，2002，23（5）：14-20.

Cause analysis of tube head cracking of high pressure heat exchanger

Shi Pibin
（PetroChina Liaohe Petrochemical Company，No.3 Joint Operation Department，Panjin 124022，China）

Hydrogenation units mostly uses U-shape tube bundles,and the attachment joins of the heat exchanger tubes and tube sheets belong to the common failure leakage position.This paper made structural analysis,macroscopic examination and crystal substance’s chemical analysis of the cracking phenomenon of the tube sheets and tube ends of a high pressure heat exchanger,and determined that the tube sheet and tube end cracking were caused by the stress corrosion,and put forward relevant improvement scheme.

high pressure heat exchanger;stress corrosion;leakage;chloridion

TE965

B

1671-4962（2017）06-0043-02

2017-09-11

时丕斌，男，工程师，2009年毕业于辽宁石油化工大学过程装备与控制工程专业，现从事炼油设备维护与管理工作。