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凝結水進入凝結水閃蒸罐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凝結水與系統(tǒng)來的0.4MPa凝結水經(jīng)凝結水換熱器E-103回收熱量后進入凝結水罐V-101。凝結水由凝結水回收罐V-101收集后經(jīng)凝結水泵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，遠低于互供料指標≯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，且最大值遠超過互供料指標。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

由于進換熱站凝結水分為1.0MPa凝結水與0.4MPa凝結水。6月21日～23日，化驗室分別取界區(qū)0.4MPa凝結水樣及1.0MPa凝結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

通過分析結果可以看出，界區(qū)來的1.0MPa凝結水與0.4MPa凝結水二氧化硅的含量與4月以前外送凝結水平均值較接近，所以排除其他裝置或系統(tǒng)竄介質進入凝結水系統(tǒng)導致二氧化硅含量升高的因素，進一步縮小范圍至換熱站。

通過分析換熱站凝結水流程：凝結水→V-103→E-103→V-101→P-103→外送至系統(tǒng)。通過對此段流程排查，只有凝結水在換熱器E-103中才有可能和其他介質互竄。換熱器E-103管程走低溫熱水，殼程走凝結水，6月24日對凝結水出E-103取樣進行二氧化硅含量分析，其結果為1.6mg/L，與外送凝結水二氧化硅含量一致。因此可以得出初步結論：E-103內漏，管程中的低溫熱水竄入殼程中凝結水中，導致凝結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，冷卻器凝結水進口殼層處出現(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行修復處理。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)凝結水的沖刷腐蝕是導致?lián)Q熱器泄漏的直接原因。

(2)生產(chǎn)操作波動，凝結水帶汽，混合相的凝結水進入換熱器，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 預防措施

(1)對換熱器防沖板進行加厚加寬處理。

(2)對泄漏管束及有明顯沖刷痕跡的管束進行封堵。

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

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

6 建議

在換熱器前增設一臺凝結水緩沖罐，對凝結水進行閃蒸，減小凝結水對換熱器的沖刷。

◆參考文獻

[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，2002，19(3)：62-64.