煤柴油加氢装置高压换热器铵盐结晶原因分析及处理(412修改后).docVIP

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 Exchanger Liu 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；Crystallization 1 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 2．1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。 2．2?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 ?2．3?铵盐形成原因分析 ? 加氢工艺条件下氯化铵结晶温度是180～200℃，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。 2．4 处理过