常減壓裝置技術改造

賈中輝（中國石油大港石化公司）

引言

中國石油大港石化公司常減壓蒸餾裝置設計加工能力為500×104t/a，加工原料主要以大港混合原油為主，原油基屬為低硫中間基；裝置為燃料型常減壓蒸餾裝置，其中電脫鹽部分為2臺Φ5600 mm×30 000 mm電脫鹽罐串聯運行，采用雙進油雙電場高效脫鹽脫水技術。隨著生產周期延長罐底淤泥淤積嚴重，導致原油在電脫鹽罐中的實際停留時間大大縮小，電脫鹽運行效果變差，電能做了大量的無用功，不利于煉油廠的節能[1]。目前原油乳狀液的破乳方法一般可分為化學破乳、物理破乳、生物破乳和聯合破乳等。物理法破乳技術中，超聲波破乳法具有普適性強、破乳效率高等特點，所以可適用于各種類型的乳狀液，而且可以在較低溫度甚至在室溫下就可以實現破乳，從而達到節能的目的[2]。

常壓系統由于隨著油田采油進入中后期，管輸過程中混和原油中含有的泥沙、驅油劑等聚合物逐年增多，造成原油及塔頂部石腦油中氯化物含量增加，低溫部位發生HCl-H2S-H2O腐蝕[3]。需要優化電脫鹽操作，降低原油鹽含量，同時根據生產及塔內設備構件情況，對塔頂回流分布進行合理改造。

現裝置的減壓拔出率不高，減壓渣油含有一定的輕油餾分，減壓側線產生的催化裂化原料量小，影響了裝置的經濟效益。目前國內一般規定實沸點切割點溫度在540℃以上就屬于減壓深拔，發展方向主要有采用低壓降和低溫降的轉油線，維持塔頂的高真空度，采用空塔噴淋傳熱技術、強化原油蒸餾法等；采用低壓降的新型塔填料和內件、開發新型的進料分布器和液體分布器[4]、改進洗滌段的設計和操作、優化塔頂真空系統等。國外減壓深拔技術主要包括美國KBC公司減壓深拔技術，其特點是嚴格控制減壓爐爐管在低于結焦溫度下進行，使減壓爐在425℃以下的較高爐出口溫度下長時間運行；荷蘭Shell公司減壓深拔技術的優點是減少填料的同時減低全塔壓降，適用于新建減壓塔裝置的設計；美國Mobil公司減壓深拔技術的主要優點是保證在最低的壓力和最高的溫度下以提高減壓瓦斯油的收率和瓦斯油的精確分離[5]。針對以上情況為延長裝置運行周期，提升裝置經濟效益，在2017年檢修時對裝置進行了技術改造。

1　技術改造

1.1　電脫鹽部分

超聲波破乳工作原理：超聲波在傳播過程中產生的機械作用，帶動了原油乳狀液的劇烈振動，降低了乳化液界面上的吸附量，削弱了保護膜，降低了乳化液滴的表面張力，從而有利于液珠的凝結[6]。

智能響應工作原理：把電脫鹽工藝中油水聚集沉降的脫鹽工藝過程與電力電子技術和自控技術結合起來，電脫鹽設備與電脫鹽工藝工況形成智能調壓，使設備和工藝工況優化配合，改變了單一高壓輸出的情況，使各種原油都達到了較好的脫鹽脫水效果[7]。

1）增加超聲波破乳。在原油進電脫鹽罐之前、混合器與混合閥之后管路上增加一條副線，將超聲波作用區安裝在副線上（一、二級分別安裝2個超聲波作用區）。

2）增加電脫鹽強適應性成套電脫鹽控制技術。取消上部進料及上部反沖洗管線，拆除電脫鹽罐內雙進油雙電場結構；重新布置垂掛式交直流電極板，提高罐內極板高度，充分利用上部電場空間；每個罐電極板主要包括軸向4根平行的電極主梁，125塊垂掛式電極板以及72個高壓絕緣吊掛；每個罐設計3臺160 kVA的智能響應專用變壓器，保護電流按照290 A整定，同時新增3臺智能響應控制柜。

3）水沖洗系統進行改造。拆除罐內現有水沖洗系統，每臺電脫鹽罐新上一套V型噴嘴新型水沖洗系統，改造后每臺電脫鹽罐共有水沖洗噴嘴240只。

1.2　常壓系統

原因分析：原油中無機鹽水解、硫化物分解反應生成的HCl、H2S等揮發性氣體隨著原油輕組分及水汽一起揮發，在塔頂冷凝系統的冷凝區域出現液體水后，即溶于水生成鹽酸和氫硫酸，形成強腐蝕性的HCl-H2S-H2O電化學腐蝕體系；常頂空冷器的分配方式為單側進料，入口介質流動存在嚴重的偏流現象，出口彎頭較多，腐蝕部位處于一種干濕交替的狀態，腐蝕產物被不斷沖刷掉。

1）改造常壓塔頂油氣冷凝冷卻系統。采用常頂油氣與原油換熱，調整原油電脫鹽前換熱流程，使原油進常頂油氣換熱器的換后溫度維持較高溫度，保證常頂油氣的換后溫度調節較為靈活；增設常頂熱回流罐、熱石腦油泵及相關流程。

2）取消常頂循系統。

3）將原有常頂空冷后至水冷器前管線全部升級為雙相鋼，空冷與水冷器管束材質為鈦材，提高抗腐蝕能力。

4）調整空冷出口管線走向，減少彎頭，優化布局，防止出現偏流。

1.3　減壓系統

裝置采用SEI減壓深拔技術進行減壓深拔技術改造，主要包括減壓深拔減壓塔的整體設計，減壓深拔減壓爐的整體設計，減壓深拔減壓轉油線設計，高負荷高真空減壓抽真空系統的節能設計。

1）減壓爐：減壓爐進料由6管程改造為4管程，對急彎彎管和爐內轉油線進行改造，將減壓爐出口轉油線由2.2 m改造為1.2 m；輻射爐管每管程由 φ168 mm（11根）/φ219 mm（1根）/φ273 mm（1根）/φ325 mm（1根）改為每管程為φ168 mm（19根）/φ193 mm（1根）/φ219 mm（1根）/φ273 mm（1根），增加輻射段注汽，共計1000 kg/h；將對流段部分釘頭管爐管更換為翅片管，同時將對流段過熱蒸汽爐管位置上移；12臺燃燒器全部更換為低NOx氣體燃燒器；新增36支熱電偶，監測爐管表面溫度；加熱爐主煙道擋板由氣動驅動改為液壓控制執行機構，現場設置液壓控制柜；拆除減壓爐燃料油流程，同時增加機械清焦功能；將空氣預熱器更換為組合鑄鐵板式空氣預熱器，形式由原臥式改為立式布置。

2）減壓塔本體及內件：減壓塔塔徑由φ5200 mm/φ7400 mm/φ8200 mm/φ5000 mm改為 φ5200 mm/φ7400 mm/φ9800 mm/φ8200 mm/φ5000 mm，共更換筒體16.42 m，減三段、過氣化油段塔體局部擴徑，降低減三段及過氣化油段操作線速；塔內件及填料材質升級，由317L升級為鉬6，塔筒體襯板由316L升級為625；加高減一下抽出集油箱4根DN80降液管，實現液體全抽出，降低減頂氣相負荷；減二線及減一中集油箱（床層3）、減二中及減三線抽出集油箱（床層4）采用帶膨脹環的新型熱補償式集油箱，減二中換熱段采用復合填料層，回流液體分布器采用新型導板連通槽式液體分布器，與多點變孔徑進料預分布管配合布置；洗滌段（床層5）采用復合填料層，其中頂部利舊0.6 m原TUPAC2.0A填料；洗滌油液體分布器采用新型導板連通槽式液體分布器，與多點變孔徑進料預分布管配合布置；過汽化油抽出集油箱采用帶膨脹環的熱壁式集油箱（集液槽、升氣帽、集液渠均為傾斜機構），集油箱的集液槽向集液渠傾斜，集液渠底板向抽出斗傾斜；將汽提段原液體收集盤全部拆除，改為立環收集器；拆除原2層固閥塔盤，更換為6層固閥塔盤，更換塔盤下方的汽提蒸汽分布管，新增急冷油分布管。

3）減壓工藝流程：新增汽提蒸汽分布管，增加流量控制系統，塔底設計汽提蒸汽量為1000 kg/h；新增減渣急冷油流程，增加急冷油2個開口及分布管，設計急冷油量為67 955 kg/h；

過汽化油自床層5下集油箱自流入減壓過汽化油罐，過汽化油罐增設急冷油系統；新增減頂氣脫硫設施。

2　實施效果及存在問題

2.1　電脫鹽系統

檢修改造前脫鹽后鹽質量濃度平均值為2.03 mg/L，改造后在停用油溶性破乳劑情況下脫鹽后鹽質量濃度為1.22 mg/L，較之前降低39.9%（表1）；改造前電脫鹽切水中油質量濃度平均值為89 mg/L、COD質量濃度平均值為942 mg/L，改造后切水中油質量濃度平均值為75 mg/L、COD質量濃度為1303 mg/L（表2）。從表1、表2可以看出，在超聲破乳與智能響應技術聯合作用下，電脫鹽運行效率得到提升，脫鹽后含鹽量、切水含油下降明顯。但是在原油換罐或者是摻煉污油情況下水質較差，水中含有黑色細小顆粒，對下游污水場操作帶來一定難度，需要進一步優化混合壓差與超聲波強度、整定電脫鹽罐油水界位、調整注水水質以及降低污油摻煉比例等措施來改善水質情況。

表1　改造脫鹽后含鹽量

表2　改造后切水

改造前電脫鹽使用100%全阻抗的變壓器，輸出電壓為19 kV，而智能響應電脫鹽技術所采用的變壓器能輸出0～25 kV連續可調整的高壓電，變壓器輸出曲線有效工作區域從30%擴展到90%，可以減少無用功消耗（表3）。從表3可以看出，智能響應電場能根據原油含水情況及時調整電壓，同時超聲波作用區根據電流變化調整輸出功率，在消減乳化層和穩定運行上優于常規電場和加注破乳劑的工況。改造后電耗僅為0.104 kWh/t，較改造前的1.121 kWh/t降低了90.7%，節能效果明顯。

表3　改造前后電耗對比

2017年7月21日投用超聲波后停用原油破乳劑，按照每年500×104t/a加工負荷，注入比例為8×10-6，破乳劑每噸30 000元計算，一年節省120萬元；同時在8月30日停注脫鈣劑，停注后脫鈣率由之前平均52.2%提高至74.8%（表4）。由表4可知，超聲破乳及智能響應技術不僅能脫鹽脫水，還對大港混合原油中有機鈣具有較強的適應性，可以有效降低三劑成本，有效減緩對下游裝置腐蝕。

表4　脫鈣效率對比

2.2　常壓系統

改造后常頂回流罐操作溫度為110℃，油氣經空冷后出口溫度維持在75～80℃之間，出口溫度分布比較均勻，露點腐蝕相變區上移至空冷器管束中，而常頂空冷管束材質為耐腐蝕性能的鈦材，可以明顯減緩腐蝕速度，保證裝置長周期運行。同時生產操作過程中將常壓塔底吹汽由之前的6.2 t/h降低至4.5 t/h，既避免了常頂油氣換熱器內出現游離水而腐蝕常壓塔頂冷凝系統的設備和工藝管道，又節約了裝置的蒸汽消耗。

但由于常壓系統壓力控制在55 kPa，較之前33 kPa提高較多，造成在原油換罐或者分層嚴重時常頂氣壓縮機能力受限，調節困難；同時當常頂回流罐內出現游離水問題時啟動熱石腦油泵將其送至常頂產品罐，而常頂產品罐汽油干點為177℃時常頂回流罐內汽油干點達到188℃，外送后影響汽油質量。下一步需要研究常壓塔進行降壓操作可行性，保證異常情況下產品質量合格。

2.3　減壓系統

2017年9月18日投用減壓抽真空一、二級備用汽抽子45%部分，當四路爐管注汽并且每路控制在50 kg/h時減壓塔頂真空度出現大幅度波動，由正常值99.6 kPa降低至98.2 kPa，嚴重影響減壓操作；而爐管注汽設計值為每路250 kg/h，顯現出抽真空系統能力不足問題，當天停用爐管注汽。19日開始逐步將減壓爐出口總管溫度由391.5℃調至397.5℃，考慮到全廠物料平衡未將爐溫提至設計值412℃。調整后四路爐出口分支溫度與爐管壁溫度上升曲線一致，其中最高點爐管壁溫度為437℃，處于設計安全值460℃以下。提溫后在保證減二線95%餾出溫度、色號等產品質量穩定前提下，減一及減三外送流量均有明顯增加，減壓拔出率升高（表5）。從表5可以看出，提溫后減壓拔出率較之前增加2.74%，有效提升了經濟效益。

表5　減壓拔出率對比

3　結論

在電脫鹽系統中采用智能響應及超聲波技術后，脫鹽后含鹽量及藥劑耗量明顯下降；常壓系統及減壓系統在經過管線、塔內件材質升級及工藝流程變更后，耐腐蝕能力及經濟效益得到進一步提高，為裝置安全、平穩、長周期運行提供有利保障，整個技術改造達到預期效果。

參考文獻：

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