李 贵，王胜潮，杨丰华，钟海博
(中海石油宁波大榭石化有限公司，浙江 宁波 315812)
某石化企业2.2 Mt/a催化裂解(DCC)装置采用中石化石油化工科学研究院有限公司研发的DCC-plus专利技术[1-5]，以常压渣油和加氢裂化尾油为原料，以乙烯、丙烯等低碳烯烃为目的产品，副产富含芳烃的裂解石脑油[6]。装置主要包括反应-再生系统、分馏系统、吸收稳定系统和烟气脱硫系统。自2016年6月装置首次开工以来，稳定塔塔底重沸器多次发生泄漏，不仅影响经济效益，而且严重影响装置的长周期安全运行。为此，对稳定塔塔底重沸器泄露原因进行分析，并进行稳定塔工艺参数优化和重沸器改造，以下对此进行介绍。
DCC装置吸收稳定系统稳定塔的作用是将脱乙烷汽油进一步分离出液化气和蒸气压合格的稳定汽油，工艺流程见图1。稳定塔塔底设有2台重沸器，第一、第二重沸器管程分别以分馏塔第二中段循环油(简称分馏二中油)、3.5 MPa中压过热蒸汽作为热源，壳程介质为稳定汽油，其中第二重沸器管程、壳程的操作压力分别为4.0 MPa和1.49 MPa。
图1 稳定塔工艺流程示意
2.1 存在的问题
在装置首次开工半年后，稳定塔出现了若干问题。
(1)在加工负荷不变的情况下，稳定塔塔底温度变化情况见图2。从图2可以看出，随着装置运行时间的增加，稳定塔塔底温度出现缓慢下降现象，由175 ℃逐步降低，最低至158 ℃。稳定汽油蒸气压变化情况见图3。从图3可以看出，稳定汽油蒸气压经常出现不合格现象(最高达80 kPa)。
图3 重沸器改造前后稳定汽油蒸气压变化趋势
(2)第二重沸器热源3.5 MPa中压过热蒸汽耗量明显增加，由22.4 t/h增加到28.2 t/h，造成稳定塔塔顶冷却负荷明显增大。夏季塔顶空气冷却器全开仍不能满足冷却要求，严重制约了装置的加工负荷。另外，塔顶回流罐罐底酸性水界位逐渐上涨，界位阀开度由0升至约20%。
(3)凝结水含油量显著上升，油质量浓度由0.1 mg/L上升至4.11 mg/L，同时发现凝结水有明显油气味。
综合以上现象，确定稳定塔第二重沸器管束发生内漏，存在中压蒸汽和稳定汽油互串现象，造成稳定汽油带水，凝结水带油。2016年6月至2021年4月两个生产周期内，重沸器先后发生3次管束泄漏，被迫采取非常规应急措施维持生产。2020年4月因管束泄漏情况加剧，装置被迫停工消缺。
2.2 应急处理措施
2.2.1调整工艺操作参数，维持平稳生产
(1)采取控制重沸器管程压力略大于壳程压力的应急办法减轻泄漏量。控制凝结水缓冲罐压力稍高于稳定塔塔底压力，压差约0.06 MPa，利用中压蒸汽封住泄漏点。为保证凝结水缓冲罐压力尽可能平稳，将凝结水缓冲罐的控制方式由原来的液位控制改为压力控制(见图1)，同时凝结水缓冲罐采取满液位操作。即允许泄漏的少量蒸汽进入稳定塔，抑制稳定汽油窜入凝结水。泄漏的蒸汽经过塔顶冷凝后从回流罐液包排出，不会对液化气产品质量造成影响。
(2)优化稳定塔操作参数，保证产品质量合格。
为了保证稳定塔的正常操作，使液化气及稳定汽油产品质量控制在指标范围内，防止管束内漏扩大出现非计划停工事故，对稳定塔操作参数进行了优化，如表1所示。从表1可以看出，稳定塔操作优化后，重沸器管/壳程压差降低0.02 MPa，凝结水泄漏量减少1.3 t/h，有效抑制了管束泄漏。管束泄漏期间，为了保证产品质量合格，重沸器3.5 MPa蒸汽消耗量较大，造成了能量浪费。
表1 稳定塔优化前后及重沸器改造后操作参数对比
2.2.2监控重沸器泄漏量，保证凝结水系统安全运行
(1)监控重沸器管、壳程压差，防止汽油和凝结水互窜。定时由放空阀检查凝结水含油情况，若发现油气味或化验分析含油质量浓度大于1 mg/L，及时调整凝结水缓冲罐和稳定塔塔底的压差。
(2)重沸器3.5 MPa中压蒸汽采取定量控制，避免因频繁调节导致管束振动加剧，同时增加第一重沸器分馏二中油取热负荷，以达到降低第二重沸器运行负荷的目的。
(3)加强稳定塔塔底及进料层灵敏板温度的监控。根据温度变化判断重沸器内漏情况，并据此及时调整工艺参数以抑制泄漏扩大。
通过这种方式维持重沸器平稳运行两年左右，因此对于临近检修的装置不需要额外停工抢修重沸器，待停工检修时统一处理[7]。
2018年12月大检修期间，发现重沸器13根管束泄漏，并未查出泄漏原因，只进行了堵管处理。2019年1月至2021年4月第二个生产周期内，重沸器先后发生2次管束泄漏。2020年4月因管束泄漏加剧，装置停工消缺，在对重沸器更换芯子时发现，旧芯子部分管束出现异常磨损断裂(见图4)。根据换热管泄漏位置的分布，磨损断裂的管束主要集中在壳程入口第一排换热管(见图5)。
图4 管束断裂和磨损情况
图5 管束主要泄漏部位
2021年4月大检修期间检查发现重沸器多根管束损坏严重(与2020年4月消缺时现象相同)，且管束与折流杆接触位置有明显的磨损切口，甚至已经断裂。经初步分析，造成这种现象的主要原因是振动管束与折流杆不断发生碰撞摩擦，折流杆对管束产生锯割作用导致管束出现切口，直至断裂[8]。因此，可以确定管束损坏、断裂是造成重沸器泄漏的主要原因。
3.1 管束振动、碰撞摩擦损坏
3.1.1管束产生振动、碰撞摩擦损坏的原因
(1)重沸器结构设计不合理。该重沸器管束采用的是折流杆式U型管束，壳程流体虽然总体上为纵向流，但在壳程进出口区域仍然以横向流占主导地位，由于横向流对管子的激励作用较强，而折流杆对管子的支承作用较弱，因此折流杆换热器仍可能在壳程流体进出口区域发生管子振动破坏[9]。尤其是在壳程流量大、较强烈的激励环境下，容易造成管束振动、折流杆与换热管反复碰撞摩擦，产生锯割作用，导致换热管减薄、泄漏甚至断裂。
(2)壳程入口处未设置防冲板或导流筒。重沸器壳程入口稳定汽油流量设计值为610 t/h，在进入壳体后，壳程内介质处于气液两相(设计值气相122 t/h，液相488 t/h)，汽化率达20%。壳程入口未设置防冲板或导流筒，导致管束受到的冲击较大。根据2020年4月更换芯子后仅半个月再次发生泄漏，以及部分断口无明显摩擦痕迹的情况，判断部分管束断裂是由于介质汽化形成向上的冲击力，导致管束与折流杆发生强烈碰撞造成的。
(3)第一排换热管与折流圈挡板间距过大。第一排换热管设计间距为100 mm(见图6)，折流圈挡板设计规格为18 mm×12 mm(见图7)，折流圈挡板与换热管的间距达到41 mm，挡板对第一排换热管的固定作用有限。另外，检查中发现第一排换热管处于明显的轻微自由活动状态。
图6 第一排管设计间距
图7 折流圈挡板设计规格
(4)折流杆单向支承的局限性。胡明辅等[9]对比了无支承(仅由管板支承)、圆钢杆单向支承、圆钢杆双向支承、折流板支承4种支承方式对于管子抗振性能的影响，若仅从机械抗振角度来看，折流杆换热器对管子的支承方式远不如折流板换热器的支承方式有效。由于折流杆对管子的支承作用较弱，管束振动会在第一排管子处产生较高的接触应力，对换热管产生锯割作用(见图4)，长时间的磨损、减薄而导致泄漏，且泄漏位置主要集中在换热管与折流杆接触的部位。
3.1.2工艺介质流体传热产生振动
稳定汽油进入重沸器底部进行换热，部分介质发生汽化，造成壳程介质出现局部流型复杂、不稳定的两相流状态。由于汽化后引起的流体流速增加，换热管将产生绕流的漩涡脱落、紊流振动和流体弹性激振等问题[10]。旋涡交替产生和脱落时，流体对管束会产生一个周期性的交变横向作用力，产生周期性的升力与阻力，导致管子振动。当流体诱发振动的频率与管束的固有频率接近时，会造成管束振动急剧增大，导致管束的损坏。
3.1.3重沸器气相返塔管线无吸收振动设计
重沸器气相返塔管线直接与稳定塔连接，流体产生的振动大部分被管束吸收，间接加剧了振动。
3.2 腐蚀问题
检修时打开设备发现，管束外表面存在点蚀现象且表面螺纹腐蚀损耗严重，在管束外表面和管束之间堆积了较多铁屑和溶解性盐等杂质，管束横切面有明显腐蚀痕迹。
经分析，稳定汽油硫质量分数为242.4 μg/g，长期超过设计值(180 μg/g)。在催化裂化反应温度条件下原料油中的硫化物生成H2S，原料油中有质量分数为1%～2%的氮化物转化为HCN，在吸收稳定系统的温度和水存在条件下，形成了HCN-H2S-H2O型腐蚀环境。通常管束存在应力，在HCN-H2S-H2O环境下很容易产生硫化物应力腐蚀开裂[11]。因此介质中硫化物超标和汽油带水加速了换热管腐蚀，也是换热管泄漏的原因之一。
3.3 操作原因
3.5 MPa中压过热蒸汽进入管程换热后存在气液两相，流型比较复杂，操作不当会加剧管束的振动。开工投用重沸器时加热蒸汽未彻底脱水、升温过快，以及正常生产时频繁调整蒸汽量，均会造成重沸器运行工况不稳定，使管束振动加剧。
(1)改造重沸器结构和气相返塔管线。经与设计院沟通，对重沸器结构进行了重新设计，将重沸器结构由折流杆U形管式改为折流板浮头式，并设置支持板、防振板，减轻气相介质对管束的冲击，降低管束在运行过程中的振动。其次，重沸器气相返塔管线增加U形膨胀弯设计，吸收部分设备振动。
(2)优化原料配比，减少高硫原油掺炼比例，严格控制混合原料油硫含量在设计指标范围内。
(3)在开工阶段重沸器投用时，中压蒸汽充分脱水，重沸器及蒸汽管线提前预热，严格控制升温、升压速率，避免水击和大幅波动造成管束振动。
(4)在正常运行阶段，中压蒸汽流量采取定值控制，尽量使用第一重沸器调节稳定塔塔底温度。
5.1 重沸器实现安全平稳长周期运行
表2为重沸器改造前后产品质量对比。从图2、图3和表2可以看出，改造后稳定塔塔底温度控制平稳，维持在171 ℃左右，塔板分离效果理想，液化气、稳定汽油产品质量合格且控制良好。重沸器改造后已安全运行超过一年时间，未发现泄漏迹象，保证了装置安全高效长周期运行。
表2 改造前后产品质量对比
5. 2 节能效果显著
在装置处理量不变的情况下，重沸器改造前后中压蒸汽消耗量变化趋势见图8。从图8可以看出，重沸器改造后中压蒸汽消耗量明显下降，由28.2 t/h下降到20.5 t/h。另外，由于稳定汽油不再带水，第一重沸器取分馏热量减少，油浆蒸汽发生器多发蒸汽约2 t/h，合计节约中压蒸汽约9.7 t/h。中压蒸汽价格按293.26元/t计算，装置运行时间8 400 h/a，节能产生效益约2 390万元/a。
图8 重沸器改造前后中压蒸汽流量变化趋势
5.3 消除安全隐患，实现装置满负荷生产
重沸器改造后，装置夏季实现了满负荷生产，而且稳定塔塔顶冷却负荷还有部分余量，增加了操作弹性和抗风险能力。另外，重沸器泄漏问题解决后，凝结水系统恢复正常，彻底消除了安全生产隐患。
(1)折流杆式重沸器管束抗振性能较弱，管束与折流杆不断产生碰撞摩擦，产生锯割作用是导致管束磨损、断裂的主要原因。
(2)通过优化设计重沸器结构及气相返塔线走向，不仅解决了重沸器管束由于振动产生的磨损、断裂泄漏问题，而且节能产生经济效益2 390 万元/a，保证了装置的长周期安全高效运行。
(3)对介质流量大、汽化率较高、易引起管束振动的环境，建议采用折流板式换热器。同时还应考虑在壳程介质入口处增加防冲板、导流筒或分流器等设备，以降低流体的流速，避免流体对管束的直接冲击。
(4)对于已经发生泄漏的重沸器管束，通过合理控制管/壳程压差和精细操作，可有效降低管束泄漏程度，维持正常安全生产。
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