換熱站凝結(jié)水冷卻器泄漏原因分析及處理措施

雷建，徐晨曦，李鵬飛，孟建明

（中國石油獨山子石化分公司煉油廠第二聯(lián)合車間， 新疆 獨山子 833699）

1 流程簡介

系統(tǒng)來的1.0MPa凝結(jié)水進(jìn)入凝結(jié)水閃蒸罐V-103閃蒸，閃蒸出的0.4MPa蒸汽并入低壓蒸汽管網(wǎng)，V-103產(chǎn)生的0.4MPa凝結(jié)水與系統(tǒng)來的0.4MPa凝結(jié)水經(jīng)凝結(jié)水換熱器E-103回收熱量后進(jìn)入凝結(jié)水罐V-101。凝結(jié)水由凝結(jié)水回收罐V-101收集后經(jīng)凝結(jié)水泵P-103升壓后送至動力站、常減壓及換熱站熱水補水系統(tǒng)，流程見圖1。

圖1 換熱站凝結(jié)水回收系統(tǒng)流程圖

2 情況經(jīng)過

2016年6月19日，信息反饋近期動力站反映煉油凝結(jié)水中二氧化硅含量較高，影響鍋爐補水回用。車間查看Limis動力站2016年上半年煉油工藝凝液二氧化硅時發(fā)現(xiàn)，1月至4月二氧化硅的分析平均值在26.05μg/L，最大值58.20μg/L，遠(yuǎn)低于互供料指標(biāo)≯100μg/L。但4月至6月，一煉油工藝凝液中二氧化硅分析平均值在93.62μg/L，最大值540μg/L，上升較明顯，且最大值遠(yuǎn)超過互供料指標(biāo)。具體數(shù)據(jù)見表1。1-6月動力站煉油工藝凝液中二氧化硅分析數(shù)據(jù)見圖2。

圖2 1-6月動力站煉油工藝凝液中二氧化硅分析數(shù)據(jù)圖

由于進(jìn)換熱站凝結(jié)水分為1.0MPa凝結(jié)水與0.4MPa凝結(jié)水。6月21日～23日，化驗室分別取界區(qū)0.4MPa凝結(jié)水樣及1.0MPa凝結(jié)水樣做二氧化硅含量分析。具體數(shù)據(jù)見表1。

表1 SiO2化驗數(shù)據(jù)對比

通過分析結(jié)果可以看出，界區(qū)來的1.0MPa凝結(jié)水與0.4MPa凝結(jié)水二氧化硅的含量與4月以前外送凝結(jié)水平均值較接近，所以排除其他裝置或系統(tǒng)竄介質(zhì)進(jìn)入凝結(jié)水系統(tǒng)導(dǎo)致二氧化硅含量升高的因素，進(jìn)一步縮小范圍至換熱站。

通過分析換熱站凝結(jié)水流程：凝結(jié)水→V-103→E-103→V-101→P-103→外送至系統(tǒng)。通過對此段流程排查，只有凝結(jié)水在換熱器E-103中才有可能和其他介質(zhì)互竄。換熱器E-103管程走低溫?zé)崴瑲こ套吣Y(jié)水，6月24日對凝結(jié)水出E-103取樣進(jìn)行二氧化硅含量分析，其結(jié)果為1.6mg/L，與外送凝結(jié)水二氧化硅含量一致。因此可以得出初步結(jié)論：E-103內(nèi)漏，管程中的低溫?zé)崴Z入殼程中凝結(jié)水中，導(dǎo)致凝結(jié)水中二氧化硅含量增高。

3 換熱器拆檢情況

冷卻器防沖板沖刷穿孔，一根管束穿孔，六根管束出現(xiàn)明顯沖刷痕跡，冷卻器凝結(jié)水進(jìn)口殼層處出現(xiàn)明顯沖刷痕跡，見圖3。換熱器殼層厚度為14mm，腐蝕余量3mm，沖刷最深處為1.6mm，符合要求，計劃下次大修對換熱器殼層進(jìn)行修復(fù)處理。從分析數(shù)據(jù)看，換熱器消漏后二氧化硅的含量已達(dá)到正常水平，符合要求。

圖3 換熱器處理前后圖片對比

4 原因分析

(1)凝結(jié)水的沖刷腐蝕是導(dǎo)致?lián)Q熱器泄漏的直接原因。

(2)生產(chǎn)操作波動，凝結(jié)水帶汽，混合相的凝結(jié)水進(jìn)入換熱器，加劇了防沖板及管束的沖刷腐蝕，是換熱器泄漏的間接原因。

5 預(yù)防措施

(1)對換熱器防沖板進(jìn)行加厚加寬處理。

(2)對泄漏管束及有明顯沖刷痕跡的管束進(jìn)行封堵。

(3)調(diào)節(jié)操作，減小凝結(jié)水帶汽，削弱凝結(jié)水進(jìn)入換熱器時發(fā)生相變對換熱器的沖刷。

(4)每次大修將換熱器芯抽出進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)問題及時處理。

6 建議

在換熱器前增設(shè)一臺凝結(jié)水緩沖罐，對凝結(jié)水進(jìn)行閃蒸，減小凝結(jié)水對換熱器的沖刷。

◆參考文獻(xiàn)

[1] 安景武，李小紅. 換熱器防腐蝕方法介紹[J].石油化工腐蝕與防護(hù)，2002，19(3)：62-64.