（中海石油化学股份公司，海南 东方572600）
［中图分类号］TQ 113.26+4.3［文献标识码］B［文章编号］1004-9932（2013）
中海石油化学股份公司富岛一期合成氨装置采用ICI-AMV工艺，以天然气为原料，生产能力1 000 t/d。该装置低变气经脱碳后进入甲烷化工段。甲烷化工段由甲烷化炉（06R001）、3台换热器（06E001A/B、06E003、06E002）、2台分离罐（06F001、06F002）组成。从CO2吸收塔（05C001）出来的CO2含量小于0.1%的工艺气与甲烷化出口工艺气换热，升温至300~315 ℃，如果热量不足，由开工加热器06E003补充供给，然后进入甲烷化炉进行甲烷化反应，出甲烷化炉气体温度为345 ℃，（CO+CO2）含量<5×10-6。
1 问 题
甲烷化工段的流程如图1。 2010年9月下旬，甲烷化工段压差（CO2吸收塔出口与甲烷化炉出口压力之差）逐渐升高，由0.1 MPa逐步上涨到0.3 MPa（设计压差为0.11 MPa），且甲烷化开工加热器（06E003）蒸汽量投用逐步加大，每小时多耗高压蒸汽1~2 m3。
2 原因分析与排查
2.1 可能原因
（1） 催化剂床层压差高
① 运行过程中催化剂超温，出现烧结、粉化、中毒、老化，催化剂微孔被粉尘堵塞，导致床层压差升高；
② 运行时的系统波动，开停车充、泄压过快，会对催化剂造成冲击，造成催化剂粉化，引起甲烷化工段压差升高。
（2）换热器间压差高
工艺气经过3台换热器（06E001A/B、06E003、06E002），4次换热，若碱液分离罐06F001分离效果不佳（除沫网故障），会使工艺气夹带碱液，并在工艺气流经换热器管程或壳程中累积结晶，堵塞管束，引起压差增大。
2.2 问题排查
查阅操作记录，运行过程催化剂床层并没有出现过超温，且甲烷化出口微量一直在控制指标之内，没有引起超温烧结的因素。如果说是催化剂的问题，那就可能是因为该炉催化剂使用时间过长（已使用了15 a），长期使用后催化剂粉化情况变得严重了，长期的粉尘累积导致催化剂床层压差不断上升。为此2010年9月29日使用排查法对问题进行查找：在不影响正常生产的情况下在导淋或导压管等处加装就地压力表（见图1），对实际压力进行测量，并将实测值与主控显示对比（见表1）。
根据表1，甲烷化炉06R001、06E001A/B壳程、06E002壳程、06F002及管道的总压差为3.12-3.08=0.04 MPa，PV06001到甲烷化炉入口压力降为3.38-3.12=0.26 MPa，甲烷化工段压差为3.38-3.08=0.3 MPa。
主控显示甲烷化工段压差与实际压差相同，是设计值的3倍。但甲烷化炉本身压差并不高，低于0.04 MPa，甲烷化系统压差主要集中在 06E001管程和06E003壳程之间，为0.26 MPa。
进一步排查发现06F001有液位，打开导淋发现有碱液排出，而正常生产情况下06F001是不应该有碱液的，说明出CO2吸收塔的工艺气夹带碱液。
确认甲烷化工段压差主要集中在06E001管程和06E003壳程后，工艺人员尝试打开06E001壳程导淋，却发现导淋已堵，尝试疏通也未获成功，证明06E001壳程严重结垢