煤柴油加氢装置高压换热器铵盐结晶原因分析及处理(4.12修改后).doc

高压换热器铵盐结晶原因分析及处理刘孝川(中海炼化惠州炼油分公司 广东惠州 516086)摘要：对中海炼化惠州炼油分公司 360万吨/年煤柴油加氢裂化装置运转过程中出现的反应系统压降升高问题进行了分析，介绍了反应系统压降升高对装置造成的影响，以及在装置高压换热器管壳程均出现铵盐结晶问题时的处理过程等。关键词：加氢裂化；高压换热器 ；氯化铵 ；结晶Cause Analysis and Countermeasures of Ammonia Salt Crystallzation in High Pressure Heat ExchangerLiu Xiao-chuan(CNOOC Huizhou refinery,Guangdong Huizhou 516086,China)Abstract：This article analyses the causes and countermeasures of pressure drop increase in reaction system of Huizhou refining 3600 kt/a Hydrocracking unit, as well as its impact on the unit, pointing out that ammonia salt crystallzation in the shell and tube of high pressure heat exchanger is the main contributing factor.Key Words：Hydrocracking； High Pressure Heat Exchanger； Ammonium Chloride；Crystallization1 概述惠州炼油360万吨/年煤柴油加氢裂化装置采用北京石油化工科学研究院开发的RMC专利技术。装置于2009年4月建成投产，以常减压直馏煤柴油掺炼部分催柴为原料，氢气主要采用重整氢，部分补充系统氢气。装置在2010年4月发现整个反应系统压降上升比较快，循环氢量明显下降，循环氢压缩机喘振阀开度较大，反应氢油比不足，经过分析发现为高压换热器存在铵盐结晶问题，严重影响了装置的正常运行，装置被迫于2010年8月21日至2010年9月9日，停工对高压换热器进行了清洗。2高压换热器铵盐结晶原因分析及处理21热高分气换热流程简介装置反应器生成物先后经过反应流出物/混氢换热器E101管程，反应流出物/混氢油换热器E102A/B/C管程和反应流出物/混氢换热器E103管程，冷却至239左右进入热高压分离器D103，D103内气相经热高分气/冷低分油换热器E104管程、热高分气/混氢换热器E105管程、空气冷却器A101，冷却至50进入冷高压分离器D105。在E104管程和A101入口设有注水点，其中E104管程入口为间断注水。换热流程见图一。22铵盐结晶现象装置在2010年4月发现整个反应系统压降上升比较快，循环氢量明显下降，循环氢压缩机喘振阀开度较大，反应氢油比不足，E104、E105换热效果变差。对整个反应系统的压降分成几部分单独做每部分的压降分析，通过对比图二、图三发现E104和E105管程、E105的壳程压降较高，是造成反应系统压降上升较快的主要原因。图二 反应系统压降图三 高压换热器压降23铵盐形成原因分析 加氢工艺条件下氯化铵结晶温度是180200，硫氢化铵结晶温度是150。因为结晶温度不同，使得系统中析出的部位不同。氯化铵一般是在最后两台高压换热器处析出，而硫氢化铵一般在高压空冷析出1。装置在正常生产中，E-104管程入口温度约为239，出口温度约为175；E-105管程入口温度约为175，出口温度约为150；E104、E105均达到了氯化铵结晶的温度，E105还存在硫氢化铵结晶的可能。通过定期对混合原料油中的氯离子含量的分析，发现混合原料油中的氯离子含量控制1ppm，偶尔出现超标的情况，原料油中携带的氯离子经过反应器后生成的氯化氢与氨反应生成氯化铵，在高压换热器E104、E105长期积聚结晶，造成了高压换热器的堵塞。原料油携带的氯离子生成的氯化铵在E104、E105管程结晶可通过间断注水清除掉，但是E105壳程出现压降上升如此快又是什么原因呢？通过现场对新氢中氯离子含量检测分析，发现在新氢中氯离子含量约为0.5ppm，同时通过对循环氢中氨含量进行分析，发现循环氢中氨含量约为20 ppm，由于E105壳程入口温度约为95，出口温度约为150，因此初步判断E105壳程出现压降上升如此快的原因也是因为氯化铵结晶堵塞了换热器。24 处理过程 由于在E104管程入口设有间断注水点，在2010年5月19日，采取在E-104管程入口经过间断注水以洗涤铵盐，由图三可以看出效果很明显，反应器出口至D105顶出口段压降由1.8MPa降至1.14MPa，整个反应系统压降由2.93MPa降至2.56MPa，但是E105壳程压降却由0.33MPa升至0.44MPa，此后此段压降一直成很明显的上升趋势。经过分析为对E-104管程入口经过间断注水后，由于换热效果变好，E-105管程出口温度由160左右降至150左右，降低了E-105的换热温度，加剧了铵盐在E-105壳程结晶。装置在2010年7月2日采取措施将E-104壳程副线阀打开以提高E-105换热温度，此举使E105壳程压降由0.63MPa降至0.58MPa具有一定的效果。但是此后由于高压换热器E105壳程铵盐结晶问题日益严重，由图三可以看出E105壳程压降上升很快。严重影响了装置的正常运行，装置被迫于2010年8月21日至2010年9月9日，停工对高压换热器进行了清洗。在对管线拆装过程中发现，E105壳程入口管线中存在明显的氯化氨盐结晶体，对水洗后的水采样分析，发现水中氯离子含量高达96530.6ppm，氨氮含量为86500ppm,证实了当初关于E105壳程氯化氨结晶的判断。由于装置所用氢气主要是重整氢，事后在现场对重整氢进行氯离子含量在线分析，发现氯离子含量约有5ppm，这主要是由于重整装置长时间没有更换脱氯剂，造成氯离子穿透，直接造成了本装置E105壳程氯化氨盐结晶，造成反应系统压降升高，影响了装置的长周期运行。3 结论及建议(1)煤柴油加氢装置高压换热器管程铵盐结晶可以通过E104管程入口间断注水解决，但是E105壳程一旦出现铵盐结晶，很难清除掉，将影响装置的长周期运行。E105壳程铵盐结晶物主要是氯化铵，氯离子主要来源是重整氢。在生产过程中必须严格控制好重整氢的氯离子含量，要定期对重整氢进行氯离子含量分析，一旦发现氯离子超标，要通知重整装置及时更换脱氯剂。(2)由于氯化铵结晶温度较高，在操作温度低于200的高压换热器管束均存在氯化铵结晶的可能，因此可以考虑在装置大检修时将换热流程进行改造，将E105移至E104前，让热高分气先与热高分气/混氢换热器E105换热，再与热高分气/冷低分油换热器E104换热，这样可以保证E105换热后温度较高，防止氯化铵在E105壳程结晶堵塞换热器。参考文献1金德浩，刘建晖，申涛.加氢裂化装置技术问答M.北京:中国石化出版社,2006：136