高氯原料对柴油加氢精制装置的影响及应对措施

柴油加氢装置加工高氯原料,造成高压换热器和高压空冷器氯化铵盐结晶,反应系统差压增大。在反应器出口利用0.4%碱水冲洗铵盐,使反应系统差压由2.45 MPa降至1.75 MPa,系统恢复正常。氯化铵盐结晶温度一般在150~200℃,随反应系统压力、循环氢流量、原料氯含量、原料氮含量的变化而变化。通过严格监控装置原料数据,前移注水位置,增大循环氢量,提高氢油比,提高热高压分离器入口温度,建立高压换热器差压和高压换热器换热效率监测数据,建立氯化铵盐结晶温度监控数据等措施,保证了装置长周期运行。     

高压换热器内腐蚀原因的判别与预防

对润滑油高压加氢装置循环氢/热高分油气换热器内腐蚀进行宏观检测、远场涡流检测、常规涡流检测以及垢样分析,采用热力学定量计算判定了腐蚀原因,并提出了相应的预防措施。结果表明,腐蚀集中在管程出口处以及靠近管板部分的换热管,腐蚀产物中存在大量氯化铵盐结晶,腐蚀发生的原因为氯离子腐蚀和NH4Cl盐垢下腐蚀。实践表明在管壳程温度相对较低工况时,将注水由空冷前改为换热器管程入口前,并适当提高注水量和循环氢流量可以有效消除管程内的氯化铵盐,防止管束堵塞,在正常生产中严格控制管程出口温度不低于135℃,可以防止液态水的生成,消除氯化铵盐溶解带来的对奥氏体不锈钢敏感的氯离子腐蚀、铵盐垢下腐蚀和电化学腐蚀。     

1.8Mt/a加氢裂化装置铵盐结晶分析及处理

中国石油化工股份有限公司武汉分公司1.8 Mt/a加氢裂化装置在运行过程中生成的副产物氯化铵盐与硫氢化氨盐,在热高分气相高压换热器及高压空冷器结晶析出,堵塞设备管束使系统压力降上升,致使循环氢量下降,能耗增加,需注水溶解铵盐。因为高压空冷器注水器堵塞,不能正常注水,通过增加高压空冷器前一个高压换热器注水点的注水量,所注的水随工艺介质进入高压空冷器对溶解铵盐起到了很好的效果。高压换热器E6103运行温度195~220℃接近氯化铵结晶温度180~200℃,仍存在少量氯化铵结晶,加之原料蜡油中氯离子超标,造成E6103结晶量增加,设计的间断注水不能满足要求,连续少量注水可冲洗掉氯化铵结晶。采用上述措施后,加氢裂化装置可降低能耗51.96 MJ/t,创经济效益325.9万元/a。     

氯化铵盐结晶对加氢装置长周期运行的影响

柴油加氢装置高压换热器由于原料含氯、带水、操作温度低等原因,导致氯化铵在高压换热器管束(0Cr18Ni10Ti)结晶析出,引发换热器管束内漏,导致装置被迫停车抢修。通过分析高压换热器腐蚀原因,从优化工艺操作角度出发,提出有效控制原料氯质量浓度小于2 mg/L;尽可能降低原料水含量;提高高压换热器出口温度至240℃以上等措施来有效延长换热器管束使用周期。建议通过调整工艺操作温度等参数,控制结盐处在合理的位置区域,解决结盐引起的压力降上升、换热效率降低、压缩机喘振等危害;通过科学的注水(含注水量、注水方式、注水喷头设计)和洗涤,解决结盐引起的腐蚀泄漏等危害,确保加氢装置安全、稳定、长周期运行。     

加氢装置高压换热器的铵盐腐蚀及预防措施

某石化公司汽柴油加氢装置由于原料含氯,重整氢和新氢中氯化氢含量超标,导致氯化铵在高压换热器管束(Incoloy 825)结晶析出,引发换热器管束腐蚀内漏,甚至装置被迫停工抢修。通过分析高压换热器腐蚀原因,提出以下防护措施:有效控制原料氯质量浓度小于1 mg/L,提高高压换热器出口温度到215℃及以上,将两路连续注水方式改为一路连续注水并适当增加注水量。采取这些措施后有效地延长了换热器管束使用周期。     

加氢裂化装置换热器结盐原因分析

针对中国石油锦州石化公司加氢裂化装置经常出现高压换热器结盐情况,特别是掺炼焦化蜡油后结盐速率明显加快的问题,分析了该装置换热器中盐垢的主要成分,测定和监测了原油、加氢裂化原料油、重整氢、焦化蜡油中的杂质元素含量。结果表明：加氢裂化换热器中的盐垢主要为氯化铵;加氢裂化原料油的氯含量有时超标,是高压换热器管程结盐的主要原因;焦化蜡油中氮含量高,加氢裂化原料掺焦化蜡油后,加氢裂化原料中氮含量超过了原料控制指标,是高压换热器结盐速率加快的主要原因。     

润滑油加氢高压换热器腐蚀分析与防护

某石化公司0.2 Mt/a润滑油加氢装置定期检查中，发现加氢高压换热器管程存在严重腐蚀现象，主要集中在换热管下半部温度较低区域，经腐蚀产物分析，主要是NH₄Cl结晶垢下腐蚀。对装置运行状况分析表明，影响NH₄Cl结晶因素主要有原料油中氯含量、换热器注水效果、换热器操作温度等。在换热器防腐升级改造中，采用专用脱氯剂，有效降低了原料油的氯含量，提高管程出口温度降低了NH₄Cl结晶的可能性，改善注水冲洗效果降低了NH₄Cl浓度及在换热面停留时间，材质升级改造提高了换热面金属抗腐蚀能力。升级改造后的3 a运行期间，换热器管程侧未出现铵盐结晶，防止了铵盐垢下腐蚀的发生，保证了润滑油加氢装置的正常运行。     

加氢裂化装置热高分气换热器结盐分析与控制

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。     

重整预加氢产物换热与分离系统腐蚀及防护

通过宏观检查、超声波测厚对重整装置预加氢产物换热与分离系统进行了腐蚀调查,发现换热系统中有四台换热器E-101D/E/F/G管束存在明显的减薄和穿孔现象。同时结合工艺参数对其腐蚀原因进行了分析,结果表明换热器的E-101D/E/F/G的温度在220~105℃,大量的氯化铵在换热器E-101D/E/F/G上结晶沉积,而且注水工艺中的注水量较小,难冲掉管程管束上沉积的铵盐,从而引起氯化铵盐垢下腐蚀,导致管束腐蚀穿孔,对此提出了有效的防腐建议。     

加氢裂化装置高压换热器故障情况及原因分析

加氢裂化装置3台高压换热器自2009年以来,陆续出现腐蚀泄漏问题。结合现场换热器结盐情况、管束腐蚀形貌以及装置原料腐蚀介质情况和高压换热器的实际操作情况,分析认为管束腐蚀原因为生产过程中出现氯化铵盐结晶,氯化铵盐水解形成强酸对不锈钢产生局部腐蚀。根据分析原因,目前采取调整运行操作温度,改变铵盐结晶点位置,同时采取科学合理的注水工艺防腐蚀措施以减缓高压换热器的腐蚀风险。装置自2014年5月检修开工后,按此控制调整,高压换热器目前运行正常。     

加氢精制高压换热器管箱隔板脱落原因及分析

介绍了青岛石油化工有限责任公司加氢精制装置高压换热器E102管程压力差不断上升,最高至0.9 MPa,经分析后确定为氯化铵盐结垢堵塞管束,导致管程压力降异常。文章阐述了对换热器进行注水处理的过程并列举了相关化验数据,数据显示系统内Cl-质量浓度较高明显超过25 mg/L。再次投用换热器后换热温差最高仅5℃,完全没有换热效果。拆检换热器发现管箱隔板脱落,导致管程短路,造成设备失效。对连多硫酸腐蚀、Cl-应力腐蚀开裂的原理及设备故障情况进行了分析判断。该换热器故障的主要原因为奥氏体不锈钢的Cl-应力腐蚀,从而导致角焊缝处开裂,致使焊接处强度变弱,在物料的冲击下,管箱隔板脱落。针对加氢精制装置原料Cl-超标后带来的危害以及在处理过程中需要注意的问题提出了建议。     

S Zorb装置原料换热器结焦问题分析研究

随着环保标准的日益提高,S Zorb反应吸附脱硫技术用于生产超低硫清洁汽油是减少环境污染的重要途径。S Zorb装置中原料换热器作为原料汽油与反应产物进行热量交换回收热能的重要设备,以三台一组、两组并联的方式换热。管束结焦容易导致并联换热器换热效果下降、管程偏流,严重影响装置长周期运行。该文通过对生产过程中多个运行周期中两组换热器的换热系数、热阻比值进行分析,对比结果表明热阻值大的单组换热器换热效果差,结垢严重,且流量较低,管程出口温度较高;换热器管程出口总管温度降低表明整体换热器效果降低,偏流情况较严重。因此总结经验规律可以直观清晰判断原料换热器结焦偏流的情况,为检修计划提供理论规律参考。     

柴油加氢装置高压换热器管束铵盐结晶原因分析及对策

茂名分公司Ⅰ套柴油加氢装置2005年11月份以来高压换热器管束因铵盐结晶造成换热效率下降,管程出口温度下降,反应系统压力降逐步上升,循环氢量明显下降,反应氢油比不足,循环氢压缩机喘振.针对高压换热器管束结晶问题查找原因,对出现铵盐结晶的原因及结晶形成过程进行深入分析,提出了改造措施,取得了较好的效果.     

加氢精制高压换热器压力降升高的原因及对策

对中国石油化工股份有限公司塔河分公司汽柴油加氢精制装置高压换热系统压力降持续上升的原因进行分析,发现原料中氯、硫、氮等杂质含量升高、氯化铵盐与硫酸盐在高压换热系统内结晶析出,堵塞了部分换热管。采用高压换热器在线间断水洗,加缓蚀剂,控制介质温度在130℃以上这三项措施,解除了这一装置生产的瓶颈,满足了安稳长运行的要求。     

加氢裂化装置高压换热器的腐蚀与防护

加氢裂化装置的高压换热经常发生腐蚀泄漏,严重影响了装置的平稳运行。文章介绍了加氢裂化装置高压换热器的腐蚀问题。针对高压换热器管束结晶问题,通过对原料性质、运行条件、防腐措施等情况进行了分析,发现原料中硫氯元素严重超标,其中氯质量分数最高为5.6μg/g,是标准的2.3倍,从而认为高压换热器产生腐蚀的主要原因是原料中的氯化物、硫化物超标,运行温度在氯化铵结晶范围内及注水量不足所致。提出了监控原料中的腐蚀介质、采用原油脱氯技术、优化现有防腐措施等建议。     

绕管式换热器在天然气处理中的应用浅析

绕管式换热器应用于天然气处理工艺时效果不稳定,频繁出现冻堵且换热效率大幅度下降。通过分析绕管式换热器结构及除垢工艺,掌握其换热和运行、维护的特点,并以克拉美丽天然气处理厂的原料气预冷器为例,找出冻堵和换热效率低的原因,结合绕管式换热器和天然气处理工艺特点提出了关于绕管式换热器应用的建议:根据气质条件确定换热器物流安排;严格控制原料气杂质含量;均匀注入防冻剂,为绕管式换热器在天然气处理工艺中的安全平稳运行及节能提供了解决方案。     

氢气中的氯对柴油加氢装置的影响及措施

氢气带氯会造成柴油加氢精制装置新氢机系统、高压换热器管/壳程、热高压分离器液力透平密封等部位发生氯化铵盐结晶,引起反应系统差压增大,高压换热器管束氯化铵盐腐蚀泄漏。通过增加重整氢脱氯罐、提高重整氢化验分析频率等措施,可防治重整氢带氯对柴油加氢装置的影响。     

加氢高压换热器腐蚀泄漏分析及对策

某公司2号汽柴油混合加氢装置原料S、N、Cl杂质含量较高,自开工以来反应产物/低分油高压换热器E102A多次发生腐蚀泄漏。从该换热器的泄漏现象、腐蚀原因、改进措施三方面进行分析认为,换热器的腐蚀泄漏是由管程内NH_4Cl盐垢板结引起的,进而引起管束的垢下腐蚀,加氢原料有机氯含量高是引起高压换热器结垢和腐蚀的主要原因,保证合理的注水量和注水水质是解决高压换热器管程腐蚀的关键,在高压注水中加入高温缓蚀阻垢剂,可以有效减缓加氢装置高压换热系统的结垢和腐蚀。     

煤油和柴油加氢联合装置长周期运行的瓶颈及对策

国内某炼油厂煤油加氢装置与柴油加氢装置联合布置,联合装置长周期运行中针对柴油加氢新氢压缩机氯化铵腐蚀隐患;煤油加氢原料/反应产物换热器结垢、结盐,反应加热炉热负荷高,系统冷却能力偏低;柴油加氢装置原料/反应产物换热器串漏,柴油加氢热高分气/循环氢换热器腐蚀内漏等问题。提出了:煤油加氢反应产物换热器增加注水设施,单独增加循环氢压缩机,氢气混合后增设缓冲罐(内装填料);柴油加氢装置通过优化操作,降低原料/反应产物换热器管壳程差压,使用双金属自密封波齿垫代替波齿复合垫,优化补充氢气流程及将换热器管束材质升级为S32707超级双相钢等措施。解决联合装置长周期运行的问题。     

镇海炼化Ⅱ加氢裂化装置换热器(E1001)放空接管泄漏原因分析及处理

简要介绍了Ⅱ加氢裂化装置的反应流出物/混合进料绕管式换热器(E1001)的结构及发生泄漏的部位,分析了放空管泄漏的原因,重点介绍了该换热器修复的难点及修复程序。