加氫裝置高壓換熱器腐蝕問題分析及措施

段永鋒，于鳳昌，陳崇剛

(1.中國石化煉化工程股份有限公司洛陽技術(shù)研發(fā)中心，河南 洛陽 471003；2.中國石化洛陽工程有限公司)

加氫裝置高壓換熱器腐蝕問題分析及措施

段永鋒1，于鳳昌1，陳崇剛2

(1.中國石化煉化工程股份有限公司洛陽技術(shù)研發(fā)中心，河南 洛陽 471003；2.中國石化洛陽工程有限公司)

針對(duì)加氫精制裝置反應(yīng)流出物高壓換熱器銨鹽沉積和腐蝕問題，系統(tǒng)分析氯化物的來源及腐蝕原因，通過增加原料中間罐降低原料中水含量、提高系統(tǒng)壓力、增加循環(huán)氫流量、提高反應(yīng)流出物混合進(jìn)料換熱器出口溫度、增加反應(yīng)流出物低分油換熱器前注水量、降低總注水量至設(shè)計(jì)范圍內(nèi)等一系列措施的實(shí)施，有效解決了該加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)的銨鹽沉積和腐蝕問題，同時(shí)單位能耗從596.87 MJt降到了451.44 MJt。

加氫裝置 高壓換熱器 氯化銨 腐蝕 防腐措施

加氫技術(shù)是提升原油產(chǎn)品質(zhì)量和生產(chǎn)石油化工原料的主要手段，經(jīng)過近幾十年來的飛速發(fā)展，已經(jīng)成為煉油行業(yè)的支柱技術(shù)。近年來，隨著煉化企業(yè)加工含氯、高氮、高硫、高酸等劣質(zhì)原油比例的不斷增加，因加氫原料中氯離子濃度升高造成加氫反應(yīng)流出物系統(tǒng)設(shè)備的銨鹽堵塞及腐蝕問題，成為加氫裝置安全連續(xù)運(yùn)行的不穩(wěn)定因素之一，引起了業(yè)內(nèi)的廣泛重視[1-6]。中國石化煉化工程股份有限公司針對(duì)國內(nèi)某煉化企業(yè)加氫裝置高壓換熱器銨鹽堵塞及腐蝕問題，通過分析銨鹽來源

及腐蝕產(chǎn)生的原因，實(shí)施了一系列改進(jìn)措施，運(yùn)行效果良好。

1 加氫裝置高壓換熱器的工況簡介

該裝置2004年11月開工，自2006年底反應(yīng)流出物系統(tǒng)壓降突然升高，裝置被迫停工，發(fā)現(xiàn)換熱器E2101管壁側(cè)有大量的白色結(jié)晶物，經(jīng)分析為氯化銨，停工期間分別在E2101AB、E2102AB之前增加了注水線。裝置運(yùn)行期間在E2102AB前連續(xù)注水，當(dāng)系統(tǒng)壓降達(dá)到1.65 MPa時(shí)，采取降量、降溫操作，徹底水洗E2101AB和E2102AB來降低系統(tǒng)壓降，維持生產(chǎn)的正常進(jìn)行。2007年5月—2010年5月的降溫水洗次數(shù)見圖2。反應(yīng)流出物系統(tǒng)的銨鹽沉積，嚴(yán)重影響裝置的正常生產(chǎn)，造成裝置能耗的大幅度增加，例如2007年加熱爐燃料氣消耗由開工初期的150～200 m3h(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài))上升到最高620 m3h(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài))，2007年總能耗達(dá)到596.87 MJt。

2 高壓換熱器積鹽及腐蝕原因分析

加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)換熱器的積鹽經(jīng)分析為氯化銨。氯化銨結(jié)晶主要是由原料中帶入的氯造成，該加氫裝置氯含量分析結(jié)果見表2。

由表2可知，加氫裝置原料中的氯離子主要來自于焦化柴油。該企業(yè)渣油焦化裝置分餾塔上部及頂循系統(tǒng)存在積鹽問題，需要采用在線注水沖洗方式維持生產(chǎn)正常運(yùn)行，沖洗周期為15～30天，一旦焦化分餾塔實(shí)施注水沖洗操作，沖洗水沿分餾塔下行到柴油抽出段，從而使大量的銨鹽進(jìn)入柴油餾分，導(dǎo)致加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)壓降大幅度增加。

基于該裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)的實(shí)際操作條件計(jì)算氯化銨結(jié)晶溫度[7]，不同氯離子含量條件下的氯化銨結(jié)晶溫度見圖4。

根據(jù)圖4的氯化銨結(jié)晶溫度核算，當(dāng)原料中氯離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4 μgg左右時(shí)，反應(yīng)流出物系統(tǒng)氯化銨結(jié)晶溫度為186.9 ℃，而該裝置換熱器E2101B出口溫度多數(shù)條件下低于180 ℃，導(dǎo)致加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)換熱器E2101銨鹽的沉積。

2010年6月現(xiàn)場對(duì)換熱器E2102B(下層換熱器)進(jìn)行紅外成像分析，結(jié)果見圖5。由圖5可見，在換熱器E2102B的U形彎管下部殼層側(cè)的溫度(點(diǎn)1)明顯低于其它殼層部位的溫度。該換熱器的殼層側(cè)介質(zhì)為加氫裝置低分油，低分油在殼層封頭下部區(qū)域流速較低，出現(xiàn)滯留區(qū)，當(dāng)?shù)头钟退枯^高時(shí)，低分油中的水在該部位發(fā)生聚積。結(jié)合近兩年的工藝操作數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，低壓分離罐的分離效果不好，使低分油水含量較高，一般在1 000 μgg左右，高時(shí)達(dá)到3 200 μgg，殼程中低分油流速較低，在換熱器U形彎管處流速更低，所以低分油中水容易發(fā)生沉積而聚積在U形彎管處。

3 解決措施及效果

3.1 解決措施

3.1.1 增加原料中間罐、降低原料水含量 由于焦化分餾塔沖洗過程中有大量的銨鹽隨水溶液下流進(jìn)入柴油中，大大加重了加氫裝置的銨鹽沉積。加氫裝置的混合柴油原料罐是2個(gè)2 000 m3的拱頂罐，原料油水含量較高，通常在500 μgg以上，最高時(shí)達(dá)到1 688 μgg；2010年增加了1個(gè)5 000 m3原料中間罐，從而增加了原料油在緩沖罐中停留時(shí)間，使原料中的水有效分離，因此原料水含量明顯下降，平均水含量降至300 μgg以下。

3.1.2 提高系統(tǒng)壓力、增加循環(huán)氫流量 為了控制加氫積鹽問題，進(jìn)行了提高系統(tǒng)壓力、增加循環(huán)氫流量的操作優(yōu)化，從而降低了加氫反應(yīng)流出物中氨和氯化氫的分壓。高壓分離器壓力由5.0 MPa提高至5.65～5.80 MPa，循環(huán)氫量自69 000 m3h(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài))提高至78 000～81 000 m3h(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài))；提壓后精制柴油、穩(wěn)定汽油、輕石腦油均合格，循環(huán)氫純度為87.3%，與提溫后的純度比較并無變化，硫化氫含量基本控制在1.5%以下，各項(xiàng)參數(shù)控制良好。反應(yīng)流出物系統(tǒng)換熱器E-2101AB壓降由0.31 MPa升高至0.38 MPa，換熱器E2102AB壓降由0.30 MPa下降至0.21 MPa。

3.1.3 提高反應(yīng)流出物在換熱器E2101B的出口溫度 為了避免E2101內(nèi)部的氯化銨沉積，提高E2101反應(yīng)流出物出口溫度。根據(jù)氯化銨沉積溫度核算結(jié)果，以及生產(chǎn)裝置的實(shí)際情況，將E2101反應(yīng)流出物出口溫度由原來的170～175 ℃提高至190～195 ℃。

3.2 運(yùn)行效果

通過采取上述一系列措施，該加氫裝置系統(tǒng)壓降在2010年6月得到了有效的控制，自2010年6月以來壓降波動(dòng)平穩(wěn)，至今未再進(jìn)行水洗，裝置運(yùn)行正常，壓降得到了有效的控制，加氫精制裝置系統(tǒng)壓降變化情況見圖6。低分油水含量得到了有效的控制，自2010年6月以來低分油水含量持續(xù)降低，該裝置低分油水含量的變化情況見圖7。

通過上述措施的實(shí)施，從2010年6月至今，該加氫精制裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)換熱器E2101AB沒有出現(xiàn)銨鹽沉積現(xiàn)象，換熱器E2102AB的腐蝕也得到了有效控制。另外，在減少了銨鹽沖洗對(duì)該裝置正常生產(chǎn)干擾的同時(shí)，單位能耗從596.87 MJt降到了451.44 MJt，大大降低了能耗。

4 結(jié)束語

加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)的銨鹽沉積和腐蝕問題主要是由于氯化物隨加工原料進(jìn)入到加氫裝置所導(dǎo)致；另外，反應(yīng)流出物系統(tǒng)高壓換熱器溫度控制不合理及注水工藝的不完善對(duì)系統(tǒng)中銨鹽沉積和腐蝕也具有重要作用。通過增加原料中間罐降低原料中水含量、提高系統(tǒng)壓力、增加循環(huán)氫流量、提高換熱器E2101B出口溫度、增加E2012AB前注水量、降低總注水量至設(shè)計(jì)范圍內(nèi)等一系列措施的實(shí)施，有效解決了該加氫裝置反應(yīng)流出物系統(tǒng)的銨鹽沉積和腐蝕問題，同時(shí)單位能耗從596.87 MJt降到了451.44 MJt。

[1] 王振宇，王征，沈本歡，等.塔河原油中有機(jī)氯來源分析和脫除[J].石油煉制與化工，2013，44(4)：86-90

[2] 高國玉，李立權(quán)，陳崇剛.加氫裝置中氯的危害及其防治措施[J].煉油技術(shù)與工程，2013，43(9)：52-56

[3] 金浩哲，偶國富，王寬心，等.加氫處理系統(tǒng)NH4Cl結(jié)晶沉積預(yù)測及優(yōu)化防控[J].石油學(xué)報(bào)(石油加工)，2014，30(4)：662-667

[4] 偶國富，王寬心，劉慧慧，等.空氣冷卻器系統(tǒng)銨鹽沉積及影響因素研究[J].石油煉制與化工，2012，43(12)：39-43

[5] 劉新陽.加氫反應(yīng)流出物中銨鹽腐蝕及預(yù)防[J].石油化工腐蝕與防護(hù)，2014，31(2)：17-20

[6] 熊衛(wèi)平，劉小輝.原油氯離子升高對(duì)加氫精制裝置的影響及對(duì)策[J].石油化工設(shè)備技術(shù)，2014，35(1)：28-32

[7] API RP932-B-2004，Design，Materials，F(xiàn)abrication，Operation，and Inspection Guidelines for Corrosion Control in Hydroprocessing Reactor Effluent Air Cooler (REAC) Systems[S]

[8] 張艷玲，韓磊，劉小輝.幾種鋼材在NH4Cl環(huán)境中的腐蝕行為[J].腐蝕與防護(hù)，2014，35(7)：711-715

CORROSION IN HIGH PRESSURE HEAT EXCHANGERS OF HYDROGENATION UNIT AND COUNTERMEASURES

Duan Yongfeng1， Yu Fengchang1， Chen Chonggang2

(1.SINOPECEngineeringCo.Ltd.，LuoyangR&DCenterofTechnology，Luoyang，Henan471003； 2.SINOPECLuoyangPetrochemicalEngineeringCo.)

To solve the ammonium salt deposition and corrosion problems caused by Cl-in high pressure heat exchanger of hydrogenation unit， the source of chloride and the causes of corrosion were investigated. Based on the analysis， a series of measures was adopted：(i) adding intermediate feed tank to reduce water content in feed， (ii) increasing system pressure， (iii) increasing circulating hydrogen flow， (iv) raising the outlet temperature of heat exchanger E2101B， (v) increasing the water injection amount before heat exchanger E2101AB， and (vi) reducing the total amount of injection water to the design range. After the complementation of the measures， the problems were effectively controlled， and the energy consumption of hydrogenation unit reduces from 596.87 MJt to 451.44 MJt.

hydrogenation unit； high pressure heat exchanger； ammonium chloride； corrosion； anti-corrosion measure

2015-12-19； 修改稿收到日期： 2016-03-10。

段永鋒，碩士，高級(jí)工程師，主要從事石化設(shè)備腐蝕與防護(hù)方面的工作。

段永鋒，E-mail：duanyf.lpec@sinopec.com。

中國石化科技開發(fā)合同項(xiàng)目(313070)。