硫酸再生装置导热盐换热器管束泄漏原因分析.docx

          硫酸再生装置导热盐换热器管束泄漏原因分析                    摘要：某硫酸再生装置因导热盐换热器泄漏导致停工检修，应用故障的根原因分析法对该导热盐换热器泄漏原因进行分析、总结和处理，排除干扰因素，有利于故障的准确判断和制定有效的维护策略，以满足装置的长周期平稳运行关键词：导热盐换热器 过程气露点腐蚀 故障分析1. 设备概况和运行问题某硫酸再生装置，用于处理含硫和有机成分的废气、废液，由于工艺气中含有水蒸汽，也称为湿法制酸导热盐换热器在工艺流程上起到取出反应热量，控制过程气温度的作用，地位关键此次故障设备位于装置第一反应器的底部该换热器结构为多管程蛇形翅片管换热器，于2020年9月进行常规检修，未见异常，截止故障前累计运行约28个月2. 换热器故障分析该导热盐换热器为上下串联式结构，分为A、B两组，故障导热盐换热器操作参数见表1项目导热盐换热器B的管程入口温度导热盐换热器A的管程出口温度导热盐换热器A的壳程入口温度导热盐换热器B的壳程出口温度介质导热盐导热盐SO2、SO3、空气SO2、SO3、空气设计温度℃550550550550操作温度℃259.2390.7447.4292设备故障经过：3月29日1时导热盐罐液位异常降低,分析认为第一反应器内导热盐换热器B可能发生内漏，装置紧急停工；4月3日14时拆下导热盐换热器B，检查发现底部管束腐蚀穿孔，4月5日14时维修完毕，试压正常。

调取该设备故障前的运行参数，酸性气和废酸进料在故障前流量、压力较平稳，工艺无大幅度调整，各反应器压力、温度平稳，排除工艺运行因素影响该换热器2020年9月进行常规检修，检查未见异常，截止目前累计运行约28个月且本次拆卸后进行外观检查，管束及翅片未见明细磕碰伤，排除检修安装因素查阅该换热器检修历史，开工至今，仅在2020年9月进行常规检修，检查未见异常经咨询同行业几乎同期开工的相同工艺技术的其他单位，均未发生过因质量问题造成的换热器泄漏问题，且对泄漏部位拆检发现，管束截面内径尺寸正常，外径均有不同程度的减薄，且泄漏和减薄部位只发生在该换热器的最低层一排管子上，基本可排除产品质量问题因素从 拆检情况看，管束排列共20层，每层20根，漏点位于该换热器最底部的第20层的管束与管板接合部位，共检查出泄漏点8处，该层的其他管子外壁也有不同程度腐蚀减薄，呈均匀减薄形态，各管子内径尺寸正常；第19层管子外径和内径均正常，未见异常腐蚀，腐蚀形貌如图1示图1 管束泄漏位置及腐蚀形貌第一反应器出口锥管段腐蚀严重，方形法兰底角腐蚀穿孔，可测位置最小厚度3.24mm(原始厚度5mm)，腐蚀情况见图2图 2 第一反应器出口锥管段腐蚀形貌第一反应器至第一冷凝器连接管道（材质904L）的底部（60°弧度范围）相对腐蚀较重，截面底部厚度3.98-4.15mm，其他部位厚度4.3-4.5mm。

综上所述，引起此次导热盐换热器内漏的直接原因是导热盐换热器B底部管束外壁腐蚀减薄穿孔导热盐换热器B最底部的换热管发生露点腐蚀含有SO2、SO3、空气、燃烧生成的水汽的过程气自上而下穿过第一反应器，在一反底部与导热盐换热器E9260B（导热盐下进上出）进行换热冷却后，过程气进入第一冷凝器，导热盐换热器E9260B底部的管程和壳程均为温度最低点，在此处过程气中水蒸汽达到饱和产生硫酸凝露，管束外壁发生露点腐蚀，换热器下游的过程气出口锥管段和连接管道不同程度的腐蚀也是由过程气露点腐蚀引起的采取措施对换热器底部两层换热管全部堵管处理，同时更换腐蚀严重的一反底部锥管段方形法兰对导热盐泵出口至E9260B入口线和第一反应器底部至第一冷凝器入口重新保温，减少热量损失工艺操作上提高E9260B入口导热盐温度，提高5℃研究对一反至一冷连接管道外壁处增加温度监控，摸索过程气露点腐蚀温度情况3. 结论过程气的露点腐蚀作用发生温度与烟气水蒸汽含量、三氧化硫含量，甚至烟气粉尘浓度均有较大影响，装置将继续与同类装置交流，且在下次检修期间重点关注低温部位的露点腐蚀减薄情况，留存基础数据，进行对比分析处理涉及到硫酸介质的装置，泄漏问题一直是影响装置长周期运行的主要因素，对泄漏原因进行根原因分析法，可以排除多余的干扰因素，准确定位到故障的根本原因，对同类设备故障的分析、诊断有一定的参考和应用价值。

参考文献1. 《硫酸工艺设备计算和选定》 刘少武，化学工业出版社2. 《硫酸生产技术定》 徐邦学，广西电子音像出版社4  -全文完-。