摘要：某石化公司190×104 t/a航煤加氢装置开工两年后原料/反应产物换热器管束铵盐结晶造成换热效率下降，换热器管程出口温度下降，出入口压差逐步上升，针对原料/反应产物换热器管束铵盐结晶问题，通过对比原料性质、工艺流程，运行条件，对铵盐结晶形成的原因及过程进行深入分析，提出增加原料/反应产物换热器注水线间断注水，取得了控制铵盐结晶较好的效果。

　　关键词：航煤；加氢精制；原料/产品换热器；铵盐结晶；措施

　　1概况

　　190×104 t/a航煤加氢装置是某石化公司二期22 Mt/a炼油改扩建工程的一个项目，采用抚顺石油化工研究院加氢处理工艺技术。

　　1.1装置生产情况介绍

　　190×104 t/a航煤加氢装置于2017年9月建成投产，装置以Ⅰ期常减压装置及Ⅱ期常减压装置提供的直馏煤油为原料，氢气主要采用天然气制氢氢气，部分补充系统氢气。经过加氢反应，生产满足我国GB 6537—2006标准要求的3#喷气燃料。装置在2019年8月发现反应系统压降增长较快，原料/反应产物换热器管程出口温度明显下降，经过分析发现为原料/反应产物换热器出现铵盐结晶问题，于2020年5月在E-101C/D前增加临时注水线进行间断注水溶解冲洗管束内的铵盐。

　　1.2反应产物与原料换热流程简介

　　装置反应部分原料油和氢气的混合采用炉前混氢方案，为高效利用加氢反应产生的热量，降低装置能耗，在反应系统设置了4台高压换热器为反应产物与混氢油换热器E-101A/B/C/D。换热器壳程流程：反应进料泵将原料油从原料罐D-101抽出加压至6.2 MPa与混合氢混合后进入E-101D/C/B/A换热至270℃,在进入F-101加热至290℃进入反应器。换热器管程流程：反应产物自反应器R-101出来先后经过E-101A/B/C/D与反应进料进行换热冷却到105℃进入空冷A-101。该换热器管程流程未设置注水线。反应产物与混氢原料换热流程如图1所示。

　　2原料/反应产物换热器铵盐结晶现象与原因分析

　　2.1铵盐结晶现象

　　装置在2019年8月发现反应系统压降增长较快，原料/反应产物换热器管程E-101C/D出口温度明显下降，通过对反应系统各部分做压力降分析，发现E-101管程压降较高，对比图2、图3可以看出E-101压差变化和管程温度下降情况。

　　2.2铵盐形成原因分析

　　加氢精制反应生成物中含有一定量的NH3、H2S和HCl等气体，这些物质在一定的低温下（其中NHHCO，结品温度为35℃),便会反应生成固体晶粒，沉积在空冷换热器和其他换热器的管子中，既降低了冷换设备的换热能力，又引起压力降增大。由于结晶温度不同，铵盐在系统中的析出部位也不同。在176~232℃时形成氯化铵（NH4Cl）结晶，在121℃时形成硫氢化铵（NH4HS）结晶温度。氯化铵的析出温度高，一般在最后两台高压换热器处析出；硫氢化铵的析出温度低，一般在高压空冷处析出。这些结晶容易引起垢下腐蚀、堵塞管束增加反应系统压降。正常生产操作条件下E101A/B管程入口温度为286~297℃,出口温度为170~180℃,其后两台换热器E101C/D管程出口温度在110℃左右，E101C/D工作温度范围在铵结晶温度范围之内，存在铵盐结晶的可能。

　　通过对原料中氮含量的分析（w（N）=0.001%-0.002 3%），一期常一线原料w（N）最高达0.002 92%，超过设计上限0.002%的要求；装置原料及氢气是按照无氯进行设计的，实际生产中原料和氢气中的氯含量为w（N）=0.000 05%~0.000 06%。原料中携带的氯离子经过反应器后生成氯化氢，与氨反应生成氯化铵，在反应产物和原料换热器E-101长期集聚结晶，造成换热器的堵塞。

　　3应对措施及效果

　　3.1应对措施

　　高压换热器铵盐结晶处理通常采用注水将铵盐冲洗掉。装置在设计时未在原料/反应产物换热器的后两台换热器前设置注水线，只设置了高压空冷A101前注水线，注水使用的是高压除氧水。根据现场流程，可以利用除氧水至A101流程，增加一条至E101B出口的除氧水线，利用E101B低点排凝导淋作为临时注水点，当换热器换热效果下降，出现氯化铵结晶管程压降升高时及时注水进行溶解冲洗，降低反应系统压降，保证装置长周期运行。

　　3.1.1注水流程改造

　　由于装置处于正常生产阶段，无法设置正式的注水流程，所以选用将A-101注水线配管连接至E101B低点排凝线做临时注水管线，通过间断注水解决目前换热器铵盐结晶引起的系统压力偏高问题，待装置停工检修时再增加注水正式管线接口。图4为增加引空冷注水至E-101B线。

　　3.1.2 A-101注水线隔离，E-101临时注水线配管安装，并对临时注水线进行吹扫、冲洗、投用

　　1）A-101注水线隔离。4月21日，为配合增加E-101注水线配管，将现有空冷A-101注水停掉，待配管施工完成后再投用。通知调度129单元准备停空冷注水，隔离除氧水线，将除氧水至A101四路注水双手阀关闭，除氧水线界区盲板前双手阀关闭，将调节阀FV11101全开，打开调节阀FV11101低点排放手阀，排尽管线存水，将除氧水线界区8字盲板导盲增加除氧水线至A101注水线四路临时盲板。A-101注水线隔离流程如图5所示。

　　2）注水线吹扫置换。确认好管线施工已完成，拆开新加除氧水线第一道手阀（见图6）作为吹扫口，在吹扫口位置做好隔离，无关人员不要进入吹扫区域，从FV11101前导临处接非净化风线给气进行吹扫至系统无杂质，期间多次开大、关小给气阀门，确保将管道内的杂质吹扫干净。E-101C/D临时注水线吹扫流程如图6所示。

　　3）注水线水冲洗。确认除氧水线吹扫合格后，通知调度129单元准备投用除氧水线，将除氧水线界区8字盲板倒通，打开界区除氧水线手阀，控制水量对管线进行冲洗，至出水干净为止，关闭界区除氧水线手阀，确认A101各路注水线关闭，连接好临时注水流程，拆除至A101注水线上临时盲板，打通除氧水至注水点之前流程，关闭E101B导临手阀，缓慢打开除氧水线界区手阀，将管线内充满水进行压力测试，检查确认管线没有泄漏。E-101C/D临时注水线水冲洗流程如图6所示。

　　4）投用注水线注水。每个支路注水500 kg/h，逐步调整空冷注水到正常水平，缓慢打开临时注水线后第一道手阀，观察FT11101除氧水量，缓慢开大E-101临时注水线后第一道手阀，根据流量计调整除氧水流量至4.0 t/h，期间观察D103水包界位上升速度，调整注水量控制好D103界位，当D103界位上涨至60%时打开阀门向装置外输送含硫污水，注水后D103液位上涨即可进行采样，记录样品pH值进行连续采样（采样频率为30 min/次），待pH值到中性时停止采样，如果D103界位持续上涨，减小注水量，同时观察D201界位上涨情况，如果持续上涨，减小注水量，此时中控室检查分馏塔C201运行工况，当注水增加时分馏塔温度将会发生变化，同时注意E101C/D前后压降变化情况，关注K102A/B出入口压力在注水后变化，及时调整系统压力。

　　3.2效果

　　通过采取增加临时注水线在E-101C/D前注水，使E-101差压由最高0.2 MPa降至0.05 MPa，原料经E-101C/D换热后温度由127℃上升至170℃,同时反应加热炉F-101燃料气耗量降低明显。

　　从图7—图9对比换热器注水前后的相关参数，可以看出，通过对E-101注水，大大降低了E-101管程差压，增加了换热器的换热效果，同时也节省了大量的燃料气（300 m3/h），达到了节能降耗的作用，为装置长周期运行提供了保障，从而也验证了E-101C/D管束内积聚结晶了大量铵盐。

　　4结论及建议

　　1）190×104 t/a航煤加氢装置通过对原料/反应产物换热器E-101B出口增加临时注水线以间断注水的方式冲洗掉E-101C/D管束内的铵盐，解决了高压换热器铵盐结晶引发的系统压降上涨、换热器热效率变低的问题。达到了节能降耗的作用，延长装置长周期运行时间，降低了操作风险，对装置平稳运行起积极作用。

　　2）由于装置设计时未在E-101B出口设置注水线，本次使用的为临时注水口，因此在装置检修期间将该注水流程进行改造，选取注水点一般在反应产物进空冷前最后一台和换热器入口处，作为备用的间断注水点，当换热器换热效率下降，出现氯化铵结晶时，注水进行溶解冲洗，以延长装置运行周期。

　    参考文献：

　　[1]史开洪，艾中秋.加氢精制装置技术问答[M].北京：中国石化出版社，2014：75-76.

　　[2]中国石油化工集团公司人事部，中国石油天然气集团公司人事服务中心.汽（煤、柴）油加氢装置操作工[M].北京：中国石化出版社，2017：94-95.

　　[3]刘孝川.高压换热器铵盐结晶原因分析及处理[J].广州化工，2011，39（12）：140-141.