循环水换热器的泄漏及判断

1、循环水换热器的泄漏及判断抚顺石化公司石油二厂是一座以生产燃料为主的综合性石油化工企业。主要加工大庆原油，年加工能力500万t。现有两套常减压装置以及与其配套的两套催化裂化、延迟焦化、酮苯脱蜡、MTEE、烷基化、气分、汽油加氢、石蜡加氢等12 套二次加工装置 ,需循环水量1.82万t / h，分别由供排水车间 7座循环水场供给。据统计，在 这 7 座循环水场中 ,南催化裂化循环水场发生泄漏的机率较大1. 换热器泄漏的原因分析装置冷换设备发生泄漏 ,泄漏点主要集中在管束、垫片、小锅等 部位,引起换热器的泄漏主要有如下几方面因素 1)换热介质腐蚀性较强 ,如加工俄罗斯原油 ,硫 化氢的含量较高 ,引

2、起换热器管束介质侧发生泄漏;另外循环水的水质较差,引起垢下或微生物腐蚀 ,引起换热器管束水侧发生泄漏。(2) 检修施工质量较差 ,换热器小锅的安装不到位,引起换热器泄漏。(3) 垫片质量差 ,运行一段时间后 ,垫片损坏 ,引起换热器泄漏。(4) 生产装置操作不平稳 ,介质压力突然升高 ,也会引起换热器短时 间内小锅的泄漏。2 .泄漏物料的判断2.1 苯类物料的泄漏苯类物料换热器发生泄漏后 ,最明显的征兆是循环水水质变红,各项水质指标如浊度、悬浮物、COD腐蚀速率等相应上升。在投加非 氧化性杀菌剂 1227 之后 ,循环水颜色恢复正常 ,但若漏点不切除 ,根据 泄漏量的多少 ,循环水的颜色在不等

3、的时间又会变红。案例 1:石油二厂酮苯脱蜡车间使用的溶剂为甲乙酮、甲苯。 2001年 7 月份酮苯脱蜡水场发生泄漏 ,水质变红 ,这是该水场运行 8 年来首次出现这种情况 ,根据 换热物料进行推断 ,认为是溶剂发生泄漏 ,于是外委抚顺石油化工研究 院环境监测总站对酮苯脱蜡水场循环水进行定性分析 ,鉴定结果表明 循环水中有较高含量的甲苯、 甲乙酮。 判定酮苯脱蜡车间的溶剂甲苯、 甲乙酮进入循环水中后与水中的物质发生化学反应 ,导致水质变红。 泄漏换热器切除之后 ,循环水水质恢复正常。 2002 年 9 月七循环水场 水质也变红，七循环水场供水装置有乙苯、 MTBE、烷基化、气分、汽 油加氢 ,乙

4、苯车间换热器的换热介质中有苯类物质 ,于是查找乙苯车间 换热器 ,确定 E106 二乙苯换热器发生泄漏 ,切除后 ,循环水水质恢复正 常。2.2 催化裂化装置换热器的泄漏南催化裂化循环水场泄漏较频繁,为了加强水质监控 ,在此循环水场的回水管线上安装粘泥监测箱。南催化裂化装置循环水系统,泄漏物料包括汽油、轻柴油、重柴油、压缩富气、液化气以及酸性水汽提部分的净化水、原料 水、氨水等 ,这些物料漏入循环水系统后,从水质表观与数据上会引起各种变化。2.2.1酸性水汽提部分换热器泄漏的判断 “酸性水” 是指催化裂化车间分流塔顶油气分离器及汽压机出口油气分离器分离出来的污水,这种污水硫化物、氨氮的含量较高

5、，均达20006000mg/L,pH值1113。因此酸性水汽提部分换热器发生泄漏后,在最初阶段表现为碱度、pH值上升 ,但泄漏一段时间后 ,循环水中的硫细菌将循环水中的硫化物转 化为硫酸 :2H2S+Q t 2H2O+2S2S+3Q+2H2O 2H2SQ硝化细菌将循环水中的氨态氮转化为硝酸 :2NH3+4O2t2HNO3+H2O循环水的碱度、pH值均会下降,COD上升。案例 2:2001 年 9 月,南催化裂化水场的浓缩倍数3.5 左右,碱度由190mg/L 一周内上升至305.24mg/L, 随 即 下 降 , 半 个 月 后 降 至 80.06mg/L,pH 值 降 至7.73,COD达到

6、 18.8mg/L,随着泄漏时间的延长 ,碱度和 pH 等各项指标持续下降 ,这段时间系统浓 缩倍数变化不大。最后查出酸性水汽提部分净化水换热器发生泄漏。表 1 五循环水场酸性水泄漏期间数据变化日期碱度 /(mg L-1)pHCOD/(mg L-1)2001.9.19222.258.198.82001.9.21150.128.022001.9.10195.168.322001.10.180.067.7318.82001.9.11230.188.42001.10.1560.056.882001.9.12260.218.62001.10.2540.037.362001.9.13290.238.64结语换热介质的泄漏是影响循环水水质指标的首要因素,因此发生泄漏后 ,关键是要掌握各种换热介