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高壓蒸汽發(fā)生器泄漏原因分析及改造措施

文檔作者：李波，張偉范文剛文檔來源： 1．中國石油吉林石化公司 2．吉林燃料乙醇公司		點擊數：	更新時間： 2021年12月16日
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中石油吉林石化分公司合成
氨裝置高壓蒸汽發(fā)生器(E一0701)
為進口設備， 制造商為意大利
RESTA公司。該設備2001年設計制
造，2003年投人運行，從2005年開
始陸續(xù)出現管束內漏現象。該設
備整體為立置U形管式換熱器，合
成氣走管程，鍋爐水、蒸汽走殼
程。合成氣入口和出口為組合式
結構，管板為不可拆結構，換熱管
布管采用內外區(qū)方式，管板及換
熱管接頭受力狀況較好。殼程設
置雙襯筒結構，襯筒將管束的內
外區(qū)分開，外區(qū)下端直管段為鍋
爐給水預熱段， 內區(qū)下端直管段
及內襯筒上端面以上為蒸汽發(fā)生
器的蒸發(fā)段，在設備頂部為一立
式汽包。襯筒結構增大了傳熱溫
差校正系數，使得合成氣可以被
冷卻到290℃以下。
高壓蒸汽發(fā)生器泄漏原
因分析及改造措施
李波，張偉 范文剛
(1．中國石油吉林石化公司化肥廠吉林1 32021】
(2．吉林燃料乙醇公司吉林1 32021)
【摘要】合成氨裝置高壓蒸汽發(fā)生器(E一0701)為進口設備， 自2005
年開始陸續(xù)出現管束內漏現象。為保障裝置的長周期運行，對該設備進
行了技術改造，取得了較好的效果。
【關鍵詞】高壓蒸汽發(fā)生器合成氨泄漏原因分析改造措施
1．1設計與操作參數見表1
1．2合成氣組成見表2
2 設備失效情況
設備投運至今已累計發(fā)現十
九根換熱管內漏失效(如圖1)，造
成合成氣(H．：N =3：1)竄進高壓
蒸汽，雖然都進行了焊接消漏，但
是設備的換熱效果明顯下降， 同
時給設備的安全運行和穩(wěn)定操作
帶來很大的影響。
3 原因分析
該設備殼體為不可拆卸結構，
李波(1 971一) 工程師，吉林省吉林市人。畢業(yè)于長春大學機械制
造專業(yè)，現任中國石油吉林石化公司化肥廠合成氨車間設備主任。
故無法檢測判斷管束具體的泄漏
點。管板端面及換熱管管頭未見
泄漏失效點，內漏應在換熱管上。
根據該設備廠商設計文件和操作
數據，現分析設備失效的幾個原
因。
3．1溫差應力
該設備冷熱介質進出口溫度
點存在交叉，因此在殼程設置襯
筒結構，人為地將殼程換熱區(qū)域
分為預熱區(qū)和蒸發(fā)區(qū)。預熱區(qū)內
鍋爐水無相變，鍋爐水側為傳熱
控制側，此區(qū)域內換熱管壁溫接
近于鍋爐水溫度，且沿換熱管長
度方向為連續(xù)變化的溫度梯度；
蒸發(fā)段內鍋爐水側膜傳熱系數遠
大于管程工藝氣，此部分換熱管
壁溫接近于蒸汽溫度，致使u 形
換熱管高溫段和低溫段沿長度方
向產生了較大溫差應力，內側換
熱管的熱膨脹量勢必大于外側的
伸長量，為變形協調，換熱管直管
段母線將偏離原始位置，易使換
熱管泄漏。此換熱器換熱管直管
2o09舶 石油和化工設備j 39
序號 項目 管程 殼程
1 介質名稱 合成氣 鍋爐水、汽
2 流量，t／h 1 54 39
3 操作溫度， oC (進口／出口) 44O／290 187／310
4 操作壓力， MPa(G) l 5．6 10．8
5 允許壓力降，MPa 0．1 {
6 設計溫度， ℃ 470 335
7 設計壓力， MPa(G) 1 7．3 1 2
8 腐蝕裕量， Inm 3 1
9 焊接接頭系數 1 l
l0 凈重， kg 620O0
1 1 操作重量， kg 78000
組分 氫氣 氮氣 氬氣 甲烷 氨
mo1 ％ 58．96 l9．66 O．358 0．005 21．01
長度約8米，長度較長，換熱管與
折流板的裝配精度對換熱管的約
束較大。此溫差應力也將作用于
換熱管與管板連接的管頭上，外
側換熱管與管板連接為雙管板結
構，換熱管與厚管板為焊接連接，
與薄管板為脹接連接；而內側換
熱管僅與厚管板焊接連接。兩端
不同的連接結構造成兩端換熱管
連接強度與剛度的差異，換熱管
熱變形作用到管頭上的熱應力與
壓力引起的作用力相互疊加，在
換熱管管頭處易出現應力超差。
根據廠商設計文件，N4接口離換
熱管外壁太近，鍋爐水進入預熱
4。l石油和化工設備．2o09．。
段后無緩沖空間來不及擴散再分
布，直接沖蝕到最近的換熱管外
壁面，在此造成局部過冷低溫區(qū)，
靠近N4 接口的換熱管易產生失
效。
3．2循環(huán)不暢。設備操作不穩(wěn)定
蒸發(fā)傳熱為體積增大的相變
過程，一般要求殼程流場應比較
暢通，便于汽泡逸出。但原設備管
束采用折流板，產生的蒸汽不是
自然向上流動，使蒸汽受到壓抑，
水流分布極不均勻，引起局部換
熱管的汽化過熱。原高壓蒸汽發(fā)
生器鍋爐水主要由N4接口流入設
備，經過預熱產生蒸汽，一方面致
使N4入口處換熱管局部低溫，加
劇換熱管的失效破壞。從N3接口
進入的鍋爐水與自然循環(huán)的飽和
水混合后，通過管束底部進入蒸
發(fā)腔時，過冷度高，致使冷鍋爐水
進入蒸發(fā)腔后，預熱與蒸發(fā)同時
進行，增大了設備操作的不穩(wěn)定
性
3．3鍋爐給水質量不合格
因設備原因合成氨鍋爐給水
質量長期不達標，鍋爐水中溶解氧
含量在30—50 g／L之間波動，PH值
長期低于7。而國家標準要求鍋爐
給水的溶解氧含量應小于7 g／L，
PH值應控制在8．9—9．2之間。因為
鍋爐給水溶解氧及PH值兩項指標
長期不合格，結果對鍋爐水管束
外表面造成高溫氧腐蝕和酸性腐
蝕。
(1)高溫氧腐蝕。鋼鐵在不同
環(huán)境的鍋爐水中其產生的反應是
不一樣的，在無氧的鍋爐水中，鐵
與水應生成Fe，0 保護膜。該保護
膜是致密的，在金屬表面附著后，
對金屬表面起著保護防腐作用。
但當鍋爐水中含氧后鐵與水和氧
反應便生成了Fe 0 、FeO及Fe O
的混合物。這種混合物比較疏松，
形成不了保護膜，對金屬本身沒
有保護性。所以一旦在金屬表面
的某一點上發(fā)生腐蝕，就會繼續(xù)
進行下去，形成腐蝕坑。水中的氧
含量及溫度越高，其對鋼鐵的腐
蝕速度也越快。
(2)酸性腐蝕。鍋爐搠寸金屬
產生酸性腐蝕的原因主要是PI-I值
控制不好，低于規(guī)定值。國家標準
規(guī)定鍋爐水PH值應該在8．8—9．2之
間。而該裝置鍋爐水PH值長期在
5-8之間波動，這對金屬將產生很
強的腐蝕。鍋爐水顯酸性，其主要
原因一是鍋爐補水或凝氣器泄漏的
冷卻水中的碳酸化合物和重碳酸
化合物，受熱分解放出CO．，CO，遇
水溶解，生成HCO 一呈酸性；二是
補水及冷凝器泄漏冷卻水中帶有
有機物，受熱分解成碳酸物質。當
給水系統中所加氨不足以中和這
些酸時，就會對鍋爐系統造成酸
性腐蝕。
4 改造措施
經有關單位充分討論，針對
本設備的特點，提出以下具體技
術改造方案。
4．1總體方案
整體設備采用雙管程立式u
形管式結構，總體設備方案保持
不變，安裝圖如圖2。
具體改進如下：
(1)蒸發(fā)段
a)增大折流板流通面積，改
善殼程循環(huán)殼側為鍋爐水汽化蒸
發(fā)過程，膜傳熱系數較大，折流板
所起的流動強化傳熱作用非常有
限。一方面增大折流板開孑L直徑，
由原設計的 11改變?yōu)?13，通流
面積增加約40％；同時在折流板外
邊緣開缺口進一步增大汽泡上升
通流面積，降低殼側循環(huán)阻力，改
善殼程循環(huán)，避免流體誘導振動，
流動更為均勻，流態(tài)分布更為穩(wěn)
定。
b)上端襯筒內徑由 460mm
增至 600mm，增大汽、水混合物
流通截面積，減小汽、水混合物流
動阻力，使鍋爐水循環(huán)通暢，設備
操作穩(wěn)定。
c)去掉中心12U換熱管管束
中部布管區(qū)，管板附近局部熱強
度高，鍋爐水中鹽分濃集速度快，
為改善管束中部運行環(huán)境，去掉
中心12U換熱管，使管束中部排污
及時、通暢，降低管束底部鹽分濃
度。經工藝核算，去掉內圈12U換
熱管不影響設備的整體性能。但
為保證設備換熱面積保持足夠的
安全裕度，換熱管直管段長度增
管箱 管箱內襯筒 管板 換熱管 殼體
蒸汽發(fā)生器 2 SB 409
． 25Cr1Mo UNS N08810 2．25Cr1Mo 12Cr2Mo 1 8MnMoNbR
預熱器 2．25Cr1Mo 2．25Cr1Mo 12Cr2Mo 1 8MnMoNbR
加250mm，換熱面積保持不變。襯
筒錐殼相應提高250mm，外部接管
位置保持不變。增加換熱管長度
不影響殼程循環(huán)倍率，對設備無
任何負面影響。本設備換熱管制
管段已經超出常規(guī)定尺，應單獨
定長訂貨，經咨詢訂貨有保障。
(2)預熱段
增加下部鍋爐水進口數量
(N4口由原來1個增加為2個)，增
設導流板，降低冷鍋爐水對入口
處換熱管的沖蝕，盡量使鍋爐水
進入設備后均勻散開，降低人口
處的局部過冷度。
(3)材料材質
設備主要受壓元件材質，如
表3。
(4)相關變化
增加了進水口數量，工藝管
線需作相應調整。
5 制造
本設備設計壓力超過1 OMPa，
屬高壓三類壓力容器。管程屬臨
氫環(huán)境，材料為鉻鉬鋼；殼程介質
常規(guī)，但為控制殼體壁厚，殼體材
料采用高強鋼(抗拉強度大于
540MPa)，因此設備制造應制定單
獨的技術規(guī)格書，嚴格控制制造
環(huán)節(jié)，保證設備制造質量。設備制
造的主要質量控制環(huán)節(jié)如下：
5．1材料復驗
用于制造設備管箱、管箱內
襯筒、管板、換熱管、殼體、殼體
封頭等主要受壓元件的材料，必
須進行復驗。鋼板復驗內容包括：
2o09．。。．石油和化工設備I 4
逐張檢查表面質量和材料標志；按
爐復驗化學成分；按批復驗力學性
能、冷彎性能；鋼廠未提供鋼板超
聲檢測保證書的應逐張進行超聲
檢測復驗。外協鍛件復驗內容包
括：逐件進行硬度、化學成分及力
學性能復驗。
5．2關鍵零部件制造
(1)管板
管板厚度較厚，為保證管孑L
加工質量，管孔加工采用專用深
孔加工機床，以保證管孔加工精
度。
(2)管箱
管箱采用鍛焊結構，無縱縫，
環(huán)焊縫采用雙面焊接結構，焊接
質量有保證。
(3)換熱管
換熱管采用整管制成，不允
許拼接和補焊。換熱管組裝前必
須以2倍的設計壓力進行水壓試
驗，合格后方可使用。換熱管彎管
采用專用設備，保證彎管段的質
量。換熱管彎管后進行熱處理。
(4)折流板
為防止折流板上管孔對換熱
管的切割作用，折流板管孑L采用
倒圓角的措施緩解折流板對換熱
管的作用。折流板管孑L采用專用
模板，并采用專用機床加工，保證
鉆孔精度。
(5)接管
所有焊接管觜應比設計值多
留出lOOmm，用于現場安裝調整。
5．3焊接
(1)坡口表面要求
a)坡口表面不得有裂紋、分
層、夾雜等缺陷，所有坡El均機械
加工：
42 l石油和化工設繭 20o9o6
b)管箱、管板、殼體、殼體
封頭及接管的坡口表面應進行磁
粉或滲透檢測；
C)施焊前，應清理坡口及母
材兩側表面20ram 范圍的氧化物、
油污、熔渣及其它有害雜質。
(2)管板與換熱管，換熱管與
厚管板焊接，焊接接頭應進行磁
粉檢測+渦流檢測。外側換熱管與
薄管板脹接。
(3)管箱與管板、殼體的縱環(huán)
縫、殼體與封頭管箱與管板、殼體
的縱環(huán)縫、殼體與封頭的焊接應
進行焊前預熱，焊后消除應力的
熱處理。坡口表面應進行磁粉或
滲透檢測外，焊后應進行100％ 射
線檢測， Ⅱ級合格，加100％ 超聲
波檢測， I級合格。
(4)最后一道環(huán)縫采用氬弧焊
打底，手工焊蓋面的焊接工藝來
保證焊接質量。焊接檢查合格后
進行100％ 超聲波檢測+100％磁粉
檢測。超聲波檢測I級合格；磁粉
檢測I級合格。
5．4熱處理
設備主要受壓元件采用高強
鋼，焊接時應進行焊前預熱，焊后
應進行消除應力的熱處理。
5_5組裝
設備結構復雜，殼程多襯筒結
構，管束組裝難度大；管箱帶內管
箱且雙管板，管頭裝襯管，管箱組
裝工序多，設備整體組裝難度大。
5．6無損檢測
設備的A、B類焊接接頭(除
最后一道環(huán)焊縫不能進行射線檢
測外)，應進行l(wèi) 0 0％ 射線檢測
+100％超聲波檢測，射線檢測Ⅱ級
合格，超聲波檢測I級合格。c、D
類焊接接頭進行磁粉或滲透檢測，
I級合格。最后一道環(huán)焊縫進行
氬弧焊打底，手工焊蓋面的焊接
方式，局部焊前預熱、焊后熱處理；
在外觀檢查合格后，進行超聲波
檢測+磁粉檢測，超聲波檢測I級
合格，磁粉檢測I級合格。
6 水壓試驗
本設備管程設計壓力高于殼
程設計壓力，為了充分考核管頭
的強度和嚴密性，水壓試驗過程
如下：
6．1殼程壓力試驗
(1)壓力試驗；
(2)氨滲透。
6．2管程壓力試驗
管程壓力試驗。
7 結束語
該設備技術改造后使用情況
較好，運行正常。高壓蒸汽發(fā)生器
泄漏原因是多方面的，徹底消除
泄漏有待于各方面的技術攻關。
當前主要通過規(guī)范生產操作，降
低生產波動，盡量避免非計劃開
停車，減少生產波動對設備的損
害，來延長設備的使用壽命?；厝?
? 機械設計通用手冊【M】．北京：中國石化出版社，2007
【2】張展．基礎數據【M】．北京：機械設計出版社，2008

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