当前位置：文档之家 › 高压换热器结盐原因分析及解决措施

高压换热器结盐原因分析及解决措施

  • 格式：pdf
  • 大小：271.37 KB
  • 文档页数：6
2 解决措施
自 2016 年 1 月开始，车间尝试通过调整高压换热器取热量，将 E-102 入口温度提高至 220℃以上后，高压系统压降趋于平稳，无上升趋势，从而印证提高换热器运行温度高于氯 化铵析出温度 217℃可以有效防止氯化铵析出沉积，避免系统压降持续升高。鉴于此次试验 的显著作用，车间在 2016 年柴油国Ⅴ质量升级改造项目中提出措施并组织实施。
-1034-
2017 年炼油加氢技术交流会论文集
2.1 控制换热器运行温度
控制换热器运行温度从三方面着手： （1）根据核算：换热器 E-101A/B 堵管 642 根，减小换热面积，从而降低换热器的取热 量，提高换热器 E-102 入口温度在 235℃或以上； （2）减少换热器 E-102 壳程取热，控制管程出口温度在 210℃或以上；壳程介质汽提塔 进料不足热量通过精柴/汽提塔进料换热器 E-204A/B 换热器弥补； （3）控制原料组成性质基本稳定，避免原料中氯离子及氮含量稳定。
Al
6.71
6.21
S
0.83
0.65
Cl
60.05
42.34
Fe 总量
4.44 100.00
1.99 100.00
（2）2014 年 7 月，高压系统压降增大至 1.3MPa，装置停工检修，换热器 E-102 管束内
结垢较上一周期更为严重，垢物同样为氯化铵，同时检测发现 2 根换热管存在腐蚀泄漏风险，
-1033-
反应产物中的氮含量摩尔数即为氨气摩尔数。
HCl（mol）=Cl（mol）
（4）
反应产物中的氯离子摩尔数即为氯化氢摩尔数。
气相（mol）=循环氢（mol）
（5）
高压换热器 E-102 管程运行温度区间，气相摩尔数基本近似为循环氢摩尔数。
（2）NH3（mol） 由式（3）NH3（mol）=N（mol）=(300-3)*300/14=6364 mol （3）HCl（mol）
1.32
223/188
壳程进出口温度/℃ 124/162 120/161 121/160 122/153 127/168 119/145 127/164 120/143 122/141 118/140 119/143
说明：[1]高压换热器 E-102 管程出口温度测点在注水点后，根据实际测试管程出口实际温度较之高 10～15℃；
-1032-
2017 年炼油加氢技术交流会论文集
1.2 氯化铵析出温度确定
以上几次检修均在高压换热器 E-102 和 E-101B 的管束内发现大量氯化铵，堵塞管束并 且腐蚀换热管；表 3 为柴油加氢装置高压换热器 E-102 在 2012-2016 年间的运行数据，该换 热器管程入口温度普遍在 205±5℃，由于设计注水点在换热器 E-102 之后，无法及时冲洗析 出的氯化铵，导致换热器管束堵塞并引起腐蚀，造成高压系统压降增大影响装置正常运行。
图 1 反应产物换热流程简图
自 2012 年 6 月装置运行以来，因换热器压降异常增大和管束内漏检修四次，其中： （1）2013 年 3 月，反应产物-低分油换热器 E-102 管束内漏检修，发现管束出口结垢严 重，垢样分析氯化铵（见表 2）；且自 2012 年 9 月起，高压系统压降从 0.6MPa 快速升高至
关键词：柴油加氢 高压换热器 结垢原因 措施
1概况
高压换热器是柴油加氢装置的关键设备之一，其管程介质是加氢反应后的反应产物，主 要成分是加氢反应后的柴油和氢气以及反应生成的硫化氢、氨气、水和硫氢化铵等[1]，当换 热器操作温度低于铵盐析出温度时，铵盐在换热器管束中沉积，造成换热效果变差，管程压 降持续增大，严重影响装置的长周期安全运行；同时铵盐析出在管束中沉积，容易产生垢下 腐蚀，导致管束内漏。兰州石化公司 3Mt/a 柴油加氢装置运行四年以来，由于高压换热器压 降增大和管束腐蚀内漏而导致装置频繁检修。
由式（6）
HCl（mol）=39.3*20/35.5+312.4*5.5/35.5=70.4 mol
（4）气相（mol）
由式（5）气相（mol）=125000*1000/22.4=5580357 mol
（5）Kp(NH4Cl) 由式（2）Kp(NH4Cl)=6364*70.4*(7.8*103/6.895)2/55803572=1.84*10-2 （6）氯化铵析出温度
7.8
精柴硫含量/mg.L-1
循环氢流量/Nm3.h-1 原料硫含量/mg.L-1 原料氯含量/mg.L-1
125000 1800 未实测
精柴氯含量/mg.L-1 精柴氮含量/mg.L-1 汽提塔顶冷凝水氯化物/mg.L-1
原料氮含量/mg.L-1 汽提蒸汽/t.h-1
300
酸性水氯化物/mg.L-1
高压换热器结盐原因分析及解决措施
-1031-
1.0MPa；由于管束腐蚀较严重，管束更换并由 15CrMo 升级为 0Cr18Ni10Ti。
表 1 高压换热器数据表
名称
反应产物-混氢油换 热器 E-101A/B 反应产物-低分油换 热器 E-102 反应产物-冷混氢油 换热器 E-104A/B
位置
管程 壳程 管程 壳程 管程 壳程
介质
反应产物 混氢油 反应产物 低分油 反应产物 冷混氢油
设计温 度/℃ 417 370 260 220 230 190
操作温 度/℃ 397/240 170/350 240/209 160/200 209/128 82/170
设计压 力/MPa
8.15 9.24 7.95 6.36 7.85 9.35
表 3 高压换热器 E-102 运行数据表
系统压降/MPa
管程进出口温度/℃
0.61
202/168[1]
0.78
205/169
0.83
207/173
1.01
210/180
0.65
203/173Байду номын сангаас
1.29
212/187
0.96
210/185
1.40
228[2]/193
1.40
226/190
1.37
225/189
值，即氯化氢和氨的分压乘积：
Kp=[HCl]×[NH3] 其值越大，氯化铵析出温度越高。
（1）
表 4 为 2015 年度柴油加氢装置部分运行数据统计，以该年度装置运行数据为基础计算
Kp 值。
表 4 柴油加氢装置 2015 年运行数据表
项目
年度平均
项目
处理量/t.h-1 操作压力/MPa
300
除盐水/t.h-1
5.5
（1）依据 Kp 值定义氯化氢和氨的分压乘积将式（1）优化为式（2）[2]
Kp(NH4Cl)=[NH3(mol)*HCl(mol)*(操作压力)2]/(气相(mol))2
其中：NH3（mol）=N（mol）
年度平均 20 20 0 3
312.4 39.3
（2） （3）
高压换热器结盐原因分析及解决措施
高压换热器结盐原因分析及解决措施
参考文献
[1]李大东.加氢处理工艺与工程.北京：中国石化出版社 2004，93～118 [2]李大东.加氢处理工艺与工程.北京：中国石化出版社 2004，661～662
操作压 力/MPa
7.6 8.8 7.3 1.1 7.2 8.9
材质
0Cr18Ni10Ti 12Cr2Mo1R 0Cr18Ni10Ti
Q345R 15CrMo 15CrMoR
表 2 高压换热器 E-102 管束内表面垢样分析表
元素
重量百分比，%
原子百分比，%
备注
N
22.89
40.86
O
5.08
7.94
管程进出口和 E-101B 管程出口结垢严重（见图 2），经分析均为氯化铵成分，检测发现 E-102
有 11 根换热管存在腐蚀泄漏风险，堵管处理。
图 2 换热器 E-101B 管束氯化铵结垢图
（4）2016 年 8 月，装置检修发现，换热器 E-102 管程进出口和 E-101B 管程出口氯化铵 结垢较为严重；其中 E-102 管束腐蚀严重，更换管束，E-101B 管程出口（左下部）36 根换 热管内部腐蚀较严重存在泄漏风险，堵管处理。
由于装置原料中氯离子含量未进行分析，只能通过理想化的计算得出，鉴于精制柴油分
析中氯离子含量为零，故原料中所有的氯全部转化成 HCl，且所有的 HCL 随着装置外排污
水排出；装置外排污水主要有冷高分、冷低分的酸性水和汽提塔顶冷凝的含硫污水及分馏塔
顶回流罐中少量的含油污水。即：
HCl（mol）=外排污水 Cl（mol）=酸性水量 Cl（mol）+含硫污水 Cl（mol） （6）
时间 2012.09.03 2012.10.13 2012.11.07 2012.12.09 2013.04.20 2014.06.25 2015.05.13 2016.01.21 2016.02.25 2016.03.24 2016.04.28
加工量/t.h-1 324 335 327 332 342 310 338 316 309 310 300
根据计算所得 Kp(NH4Cl)查图 3，得氯化铵析出温度为 217℃
图 3 氯化铵结晶热平衡对照图[2]
1.3 结垢原因分析
由表 3 柴油加氢装置高压换热器 E-102 在 2012～2016 年间的运行数据看出，该换热器 管程入口温度普遍在 205±5℃，低于氯化铵析出温度，故导致高压换热器 E-101B 和 E-102 管束中氯化铵析出沉积，进而引起高压系统压降快速增大导致换热管腐蚀泄漏。
-1030-
2017 年炼油加氢技术交流会论文集
高压换热器结盐原因分析及解决措施

合集下载

换热器结垢腐蚀四大原因及防腐六大措施！

换热器结垢腐蚀四大原因及防腐六大措施！

换热器结垢腐蚀四大原因及防腐六大措施！化工厂换热器在换热过程中都存在着结垢堵塞和腐蚀问题，影响化工厂安全生产，针对换热器结垢和腐蚀的原因和危害，小7总结了常见的结垢和腐蚀处理措施，为解决换热器结垢和腐蚀问题提供借鉴！换热器在化工生产中占有重要地位，而换热器机组结垢腐蚀，导致传热不够而被迫停车清洗或者换热器的更换，严重时会影响安全生产的进行，更会增加企业运行的成本。

结垢原因1颗粒污垢悬浮于流体的固体微粒在换热表面上的积聚，一般是由颗粒细小的泥沙、尘土、不溶性盐类、胶状物、油污等组成。

当含有这些物质的水流经换热器表面时，容易形成污垢沉积物，形成垢下腐蚀，为某些细菌生存和繁殖提供温床。

当防腐措施不当时，最终导致换热表面腐蚀穿孔而泄漏。

2生物污垢除海水冷却装置外，一般生物污垢均指微生物污垢。

循环水系统中最常见的微生物主要是铁细菌、真菌和藻类。

铁细菌能把溶于水中的Fe2 转化为不溶于水的Fe2O3 的水合物，在水中产生大量铁氧化物沉淀以及建立氧浓差腐蚀电池，腐蚀金属。

且循环水系统中的藻类常在水中形成金属表面差异腐蚀电池而导致沉积物下腐蚀。

块状的还会堵塞换热器中的管路，减少水的流量，从而降低换热效率。

3结晶污垢在冷却水循环系统中，随着水分的蒸发，水中溶解的盐类（如重碳酸盐）的浓度增高，部分盐类因过饱和而析出，而某些盐类则因通过换热器传热表面时受热分解产生沉淀。

这些水垢由无机盐组成、结晶致密，被称为结晶水垢。

3腐蚀污垢具有腐蚀性的流体或者流体中含有腐蚀性的杂质对换热表面腐蚀而产生的污垢。

腐蚀程度取决于流体中的成分、温度及被处理流体的pH 值等因素。

通常，冷却管中的污垢冷却管一般为紫铜管和黄铜管，金属腐蚀主要是较高温度下(40～50℃)的氧腐蚀，污垢以铜或铜合金腐蚀产物和钙镁沉淀物为主，从而造成大量腐蚀污垢。

4凝固污垢流体在过冷的换热面上凝固而形成的污垢。

例如当水低于冰点而在换热表面上凝固成冰。

温度分布的均匀与否对这种污垢影响很大。

加氢装置换热系统结盐原因分析及解决措施

加氢装置换热系统结盐原因分析及解决措施


文献 标 识 码 ： Ａ
文 章 编 号 ： １６７１—０４６０ （２０１８）０５—１０２２—０４
Ｃａｕｓｅ Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ ｏｆ Ａ ｍ ｍ ｏｎｉｕｍ Ｓａｌｔ Ｆｏｕｌｉｎｇ ｏｆ Ｈ ｅａｔ Ｅｘｃｈａｎｇｅｒｓ ｉｎ Ｆｕｅｌ Ｏ ｉｌ Ｈ ｙｄｒＯｇｅｎａｔｉＯｎ Ｕｎｉｔ
机容 易造 成 喘振 ，严重 制 约装置 安全 生产 。
导致 系统 压 降上 升 的因素有 很 多 ，其 中装置 处
理量 、循环 氢压 缩机 转 速 ，循 环 氢纯 度 、新氢 纯 度 ，
加工负荷 、催化剂床层压降以及设备管线净压降等
影 响 系统压 降是 主要 因素 。如 何判 断压 降 出现 在 哪
Ｙｉ－ｚｈｉ，ＺＨＡＮＧ Ｚｈｏｎｇ－ｙａｎｇ，ＳＯＮＧ Ｄａ—ｗｅｉ
（１．ＣＮＯＯＣ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ（Ｔａｉｚｈｏｕ）Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｊｉａｎｇｓｈｕ Ｔａｉｚｈｏｕ ２５２３００，Ｃｈｉｎａ；
２．ＣＮＰＣ Ｆｕｓｈｕｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ Ｎｏ．３ Ｒｅｆ ｉｎｅｒｙ，Ｌｉａｏｎｉｎｇ Ｆｕｓｈｕｎ １ １３００１，Ｃｈｉｎａ）
摘 要 ：燃料油加氢精制装置在运行过程 中，出现高压换热器出入 口压差高 ，且铵盐结垢后容易产生垢下
腐蚀造成管束泄漏 。根据铵盐溶解于水 的特点 ，对高压换热器采取洗盐的措施 ，降低出入 ＫＩ差压 ，取得 明显效
果 ，确保装置安全满负荷运行 。
关 键 词 ：加氢精制；铵盐结垢；洗盐；效果
中 图分 类 号 ：ＴＥ６２４．４ ３
１．７ Ｍｔ／ａ燃 料油 加氢 装置 由镇 海石 化工 程股 份 有 限公 司承包 设 计 ，中 国化 学十 四化 建承 建，采用 壳 牌 标 准 公 司开 发 的催 化 剂 超 深 度 加 氢脱 硫 催 化 剂 ＤＮ一３５３ １，催 化 剂采 用稀 相装 填 方式 。装 置 设计 外 购 （直 馏燃 料油 、常减压 装 置直馏 燃料 油 、焦化 装 置 石脑 油 和馏分 油 为原料 ，生产合 格 国 Ｖ柴 油 ，同 时副产 部分 轻烃 、石 脑油 。
加氢裂化装置热高分气换热器结盐分析与控制

加氢裂化装置热高分气换热器结盐分析与控制

加氢裂化装置热高分气换热器结盐分析与控制赵大伟;郝冲【摘要】The pressure drop between high pressure separators for hydrocracking unit in Jinzhou Petrochemical Company has risen from 0.20 MPa to 0.59 MPa since VGO was blended and hydrogen from CCR Unit was used.The temporary measure to control the rising pressure drop,which reached to 1.17 MPa,was a new water injection at the high-pressure side of hot high-pressure separator.The comparison analysis of sour water from cold high-pressure separator before the salt washing and in the salt washing has found that the main cause is the ammonium salt deposition in the heat exchanger E1003.The sources of ammonia and chloride in ammonia chloride are discussed.The Kp value of ammonia chloride is calculated based upon the variation of ammonia in different feedstocks.The cause of salt deposition and impact factors are analyzed in consideration in consideration of salt deposition temperature and operating temperature of the unit.The continuous long-term water injection upstream of heat exchanger E-t003 has raised its inlet temperature and reduced nitrogen in the mixed feed,which has effectively solved the problem of salt deposition in HP heat exchanger E-1003.%中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司加氢裂化装置掺炼减三线油,并大量采用重整氢作为新氢后,热高分至冷高分间的压力降开始上升(由0.20 MPa上升到0.59 MPa).掺炼焦化蜡油后,压力降最高达到1.17 MPa,只能采取在热高分顶压力引出位置临时注水的方式进行洗盐处理.通过对洗盐前和洗盐过程中冷高分酸性水的采样结果对比分析,认为主要是由于高压换热器E1003氯化铵结盐造成的热高分至冷高分间压力降升高.分析了氯化铵中氮和氯的来源,并根据装置不同进料时氮含量的变化分别计算出氯化铵解离平衡常数Kp值,再结合氯化铵结晶热平衡数据查询结盐温度与装置实际运行温度对比,找出结盐的原因及影响因素,采取在E1003前增加长期连续注水点、提高换热器E1003的入口温度、降低混合进料中的氮含量等控制措施,有效地解决了高压换热器E1003的结盐问题.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2018(048)003【总页数】4页(P27-30)【关键词】加氢裂化;高压换热器;氯化铵;结盐【作者】赵大伟;郝冲【作者单位】中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司,辽宁省锦州市121001;中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司,辽宁省锦州市121001【正文语种】中文加氢裂化技术由于其产品灵活性较高，近年来得到迅速发展。

加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理

加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理

加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理摘要：加氢裂化装置2016年4月份开工以来高压换热器因铵盐结晶造成反应系统压降上升，循环氢量下降以及反应器冷氢阀位增大，为保证反应氢油比以及控制反应器床层温度，提高了循环机转速，但装置反应系统仍然继续上升。

针对反应系统压差上升查找原因，发现压差上升原因为高换铵盐结晶，并对高换出现铵盐结晶的原因进行分析，以及对高换采取了洗盐的措施，并取得了较好的效果。

关键词：加氢裂化；高压换热器；铵盐结晶；反应系统压差1.概述1.1装置生产概述加氢裂化装置于2013年3月建成投产，设计加工能力为240万吨/年，原料为减压蜡油及催化柴油，采用一段串联一次通过流程，生产重石脑油、航煤、柴油和尾油，副产干气、低分气、液化气及轻石脑油。

2016年4月份装置检修恢复生产后，其配套装置润滑油加氢异构也已建成，准备投产，在润滑油加氢异构投产后，两套装置共同运行一个多月后，发现装置反应系统压差上升，同时两套装置的热高分压力也同步上升，循环氢量出现下降，为保证反应氢油比以及反应器床层温度的平稳控制，装置提高循环机转速运行，但反应系统压差依然继续上升。

经分析，造成该问题的原因是加氢异构投产后，由于加氢异构热高分正常操作温度较低，该热高分气并入加裂热高分气后经高换换热，造成了高换入口换热温度较低，铵盐结晶堵塞工艺管道和设备，造成反应系统压差上升。

1.2反应热高分换热以及注水流程简介图-1 热高分换热流程示意图装置反应流出物经高换E101/E102/E103/E104/E105管程换热至240℃左右进入热高分V103，V103顶热高分气经热高分气/冷低分油换热器E107管程换热后，与加氢异构热高分气合并后进入热高分气/循环氢换热器E106管程、高压空冷器A101冷却至45℃进入冷高分V104。

其中，在E106设有间断注水点，在空冷A101以及A102入口设有注水点。

换热流程见图-1。

2.高换铵盐结晶现象装置在2016年3-4月份检修，加氢裂化以及新装置润滑油加氢异构都开工正常后，发现加裂反应系统压降上升较快，主要反应在循环氢压缩及出入口压差有明显上升，同时循环氢量有所下降。