常減壓裝置電脫鹽系統改造和優化

郭 鋒

（中國石油玉門油田公司煉油化工總廠常減壓車間）

常減壓蒸餾是煉油廠一次加工工序，脫鹽脫水作為原油加工預處理過程， 對減緩設備腐蝕、減輕換熱器設備結垢、 減輕分餾塔塔盤結鹽、降低裝置能耗、改善產品質量、保護下游裝置催化劑的活性均有一定影響。 常減壓裝置現有一套三級電脫鹽成套設備，1997 年建成投用， 采用長江三星能源科技股份有限公司交直流電脫鹽技術。原油性質穩定時，運行工況較好，脫后含鹽比較穩定。 由于筆者所在單位摻煉吐哈稠油比例持續偏高，原油持續重質化、劣質化，電脫鹽設備運行時間較久，原油脫后含鹽效果一直不太理想。 當原油乳化時，運行工況較差，脫后含鹽波動極大，不能滿足脫后含鹽小于3mgNaCl/L 的指標，造成常減壓蒸餾裝置腐蝕嚴重，給裝置安全生產造成隱患，給下游其他裝置的正常開煉帶來一定的困難。

1 電脫鹽系統存在的問題

電脫鹽系統存在的問題如下：

a. 應對原油劣質化時抗沖擊能力較差。 目前，裝置加工原油趨于重質化、劣質化，增加了脫鹽、脫水的難度，因為一些高比重、高黏度、高含鹽、 高酸值的原油在電脫鹽罐內極易發生乳化，形成穩定的難以破除的乳化物，造成電脫鹽設備運行電流比較高。 一旦形成穩定的乳化層，電脫鹽電流會在很短的時間內快速上升， 發生短路、報警及設備跳閘等現象， 嚴重影響裝置正常運行，對后續裝置的長周期平穩運行帶來很大的影響。2018 年脫后含鹽平均值為2.720mgNaCl/L，合格率達到99.81%，2018 年4 月加工北疆劣質原油時脫后含鹽最高值達16.0mgNaCl/L， 均值為6.0mgNaCl/L，合格率僅為16.7%，說明現有電脫鹽系統對復雜易乳化原油適應性較差［1］。

b. 電脫鹽罐容積過小停留時間不足，導致脫后污水含油嚴重。 目前電脫鹽罐體尺寸為φ3200mm×21000mm（T/T），按年處理量250 萬噸計算，原油在罐內的總停留時間僅31.2min，電場中總停留時間僅11.7min， 原油在罐體最大截面處的上升速度達到1.35mm/s，現有電脫鹽罐體尺寸無法滿足原油在罐內的總停留時間、電場停留時間和罐體最大截面處的上升速度，導致電脫鹽排污帶油嚴重超標。 2018 年正常取樣均值為1 008.3mg/L，合格率為62.32%，抽查樣均值為6 472.0mg/L，合格率僅為5.06%，總排水間歇性顏色發黑且帶有較多的油泥和渣滓。 污水含油大幅增加下游水處理車間的運行壓力，同時也帶來了極大的環保隱患。

c. 超聲波破乳工藝無法滿足脫后污水含油和深度脫鹽（含鹽小于2mgNaCl/L）的要求。 隨著原油結構的調整，近幾年塔指原油和玉門原油已經成為常減壓裝置主要的加工原料。 2018 年，以加工塔指原油為主， 比例高達78%， 密度升高（856.8kg/m3），固含高（5.52g/L）。 由于原油中固含的增加，液滴之間相互排斥碰撞的能量不足以破壞界面膜， 導致超聲波破乳運行效果大打折扣。2016～2018 年混合原油瀝青質和膠質含量逐年增加，2018 年混合原油瀝青質和膠質含量高達31.45%，屬于多膠原油。 瀝青質和膠質是天然乳化劑，靠吸附作用富集在油水界面上，組成牢固的分子膜，形成穩定的乳化層，不利于原油破乳脫鹽，同時加劇了電脫鹽排污含油量。 2019 年裝置進行電脫鹽技術改造后，要保證原油脫后含鹽達到不大于2mgNaCl/L 的技術指標，需要使用對所加工原油具有較強針對性的高效油溶性破乳劑，僅依靠超聲波破乳工藝已無法滿足深度電脫鹽的要求［2］。

d. 電脫鹽設備老化嚴重，存在運行隱患。 現每臺電脫鹽罐體上設置3 臺125kVA 交直流全阻抗變壓器，這些變壓器均已運行超20 年，老化比較嚴重，電耗較高。 當加工乳化嚴重或含水量較高的原油時，電脫鹽運行電流偏大，為保護電氣設備，電脫鹽需進行斷電操作，嚴重影響電脫鹽運行效果。另外，本周期電脫鹽罐電極棒已擊穿3次，嚴重影響電脫鹽裝置的安全、高效和平穩運行。

e. 反沖洗系統損壞， 降低沉降的有效空間。進廠原油固含呈逐年上升的趨勢，原油中的固含屬于無效組分，不能轉化為汽柴油產品，固含升高直接導致原油加工過程中出現較大損失，2018年管輸原油平均固含5.52g/L。 2018 年共加工南站管輸原油168 萬噸， 其中固含量為1.08 萬噸，在電脫鹽罐底部形成油泥和渣滓，因電脫鹽反沖洗系統損壞多年，無法在線清除，降低了沉降的有效空間，影響電脫鹽運行效果。

f. 除油器運行效果不佳，排水含油時常超標。含油污水除油器設置4 個腔室， 包括旋流器腔、六角蜂窩填料腔、鮑爾環填料腔和清水腔。 腔室間用擋板隔離開、通過分配管實現各腔室之間的連接，腔室之間存在壓力差，壓力依次降低。 收油包設置在鮑爾環填料腔，除油器上部油層收集效果不好，在罐體上部未靠近收油包的位置存在油層的死區，運行一段時間后，油層在罐內越積越多，最后被水攜帶出罐體，可能會導致排水含油量超標。 由于收油包未設采樣口，因此不能對之進行實時在線放樣觀察。

綜上所述，現有的電脫鹽系統已經無法滿足原油劣質化的發展趨勢， 會帶來較大的環保隱患，更無法實現深度電脫鹽的目標，需要對電脫鹽系統進行技術升級改造，以優化電脫鹽系統運行，解決目前電脫鹽系統存在的問題。

2 深度脫鹽改造方案

2.1 電脫鹽系統改造方案

2.1.1 智能響應交直流電脫鹽技術

智能響應交直流電脫鹽技術是一種在充分總結和繼承了交直流電脫鹽技術的技術特點，并針對劣質復雜原油加工研制開發的先進的智能化電脫鹽技術。 智能響應交直流電脫鹽技術可以根據加工不同原油的性質和特點，通過預先編程設定的波形曲線工作或通過控制器可以動態調整輸出控制曲線和控制參數，在處理不同的油品時可以在線設定和修改動態調壓曲線參數，以向不同的油品施加更適合該油品的電場強度和時間，改變了單一高壓輸出的情況，使各種原油都達到較好的脫鹽脫水效果。

同時智能響應電源也可輸出恒壓直線，在此種工況下， 類似于交直流變壓器的一個固定擋位， 但此種恒壓是0～25kV 之間任意一個點的恒壓，比采取固定擋位的交直流電脫鹽變壓器更有優勢。 針對不同原油進行動態設定和調整二次電壓輸出控制曲線和控制參數可以在智能響應電脫鹽控制器PLC 上完成。

由于智能響應電脫鹽采用了專門針對油水界面乳化層破除的技術原理，在電極板上施加了很高的可調電壓，打破油水界面處細小水滴的受力平衡，破乳能力強，適用于處理易發生乳化的高黏度、高酸值、高含水且高導電率重質原油的脫鹽脫水處理［3，4］。

與100%全阻抗電源相比， 智能響應交直流電脫鹽技術在4 個方面的技術創新使該技術具有良好的節能降耗效果：

a. 取消了內置在變壓器內的100%電抗器，降低了損耗在電抗器上的電壓，減少了無用功消耗，特別是避免了乳化發生時的高能耗。

b. 能根據原油乳化液的性質自動調整和優化施加在原油乳化液的高壓，使輸出的高壓更適合所加工原油的性質，避免了固定擋位高壓輸出的能耗。

c. 變壓器輸出曲線不是四分之一圓，有效工作區域從30%擴展到90%左右，提高了電源的效率。

d. 采用智能自控技術調整變壓器的電壓電流，不用100%全阻抗犧牲破乳效率增加能耗，所設計的變壓器的額定容量大幅減小。

2.1.2 電脫鹽系統改造方案

電脫鹽系統改造的3 個方案如下：

a. 方 案A。 保 留 現 有3 臺φ3200mm×21000mm（T/T）的電脫鹽罐體，對現有電脫鹽流程進行更改，將原一、二兩級電脫鹽罐并聯，然后跟三級罐串聯，采用兩級電脫鹽工藝流程。 同時按上面所述將一、 二、 三級電脫鹽的混合系統、 水沖洗系統、 高壓輸出和罐內電場進行改造，采用智能響應交直流電脫鹽技術。 采用方案A 雖然在并聯的一級罐內停留時間較長、 油流上升較慢，對單級脫鹽率的提高有一定作用，但是由于級數變少， 反而不利于提高整個電脫鹽系統的脫鹽率， 很難達到脫后含鹽小于2mg/L的技術指標。 按原油脫前含鹽100mg/L 計算，采用此方案按一級高脫鹽率85%， 二級高脫鹽率80%計算，脫后含鹽也僅能達到3.0mg/L；而采用三級電脫鹽，按一級脫鹽率80%，二級脫鹽率70%，三級脫鹽率60%計算，脫后含鹽量理論上可以達到2.4mg/L。

b. 方 案B。 保 留 現 有3 臺φ3200mm×21000mm（T/T）的電脫鹽罐體，將一、二、三級電脫鹽的混合系統、水沖洗系統、高壓輸出和罐內電場進行改造，采用智能響應交直流電脫鹽技術。

c. 方案C。 拆除原一級φ3200mm×21000mm（T/T）的電脫鹽罐體，新上一臺規格為φ3800mm×22000mm 的電脫鹽罐體，同時將二、三兩級電脫鹽的混合系統、水沖洗系統、高壓輸出和罐內電場進行改造，采用專利智能響應交直流電脫鹽技術。 采用φ3800mm×22000mm（T/T）的罐體，由于罐體直徑較大，水層高度較高，罐內的水層停留時間較長，可顯著降低脫后排水含油，同時，由于可將原油中攜帶固體物沉降分離，降低了對后續設備的影響。

3 個改造方案對比數據見表1。

表1 3 個改造方案技術指標對比

方案A 和方案B 中的3 套內件改造投資估算分別為360 萬。 方案C 需更換1 臺大罐體110 萬元加上更換內件150 萬元， 更換兩套內件220 萬元，合計為480 萬元。綜合對比改造后技術指標和投資改造費用，最終按照方案C 進行改造。

2.1.3 加注原油破乳劑

為了降低原油脫后含鹽、含水，延緩設備腐蝕速率，在方案C 的改造基礎上，向原油中注入原油破乳劑。 原油破乳劑具有脫水速度快、脫出水顏色清、加劑量小及脫水率高等優點，不影響裝置餾分油性質，不會影響二次加工裝置的后續生產。 原油破乳劑為原液加注， 加注濃度為40ppm（1ppm=0.001‰），根據脫后含鹽、含水化驗分析數據和原油乳化狀況調整加注量。 加注點為原油泵進口，通過計量泵連續加注（圖1）［5］。

圖1 原油破乳劑加注流程示意圖

2.2 電脫鹽排水除油器改造方案

2019 年檢修期間整改優化除油器罐內結構，降低除油器內各個油水分離區壓降，以確保除油器內能夠實現滿罐操作，使分離出的浮油可以順利進入收油包。 同時對除油器內部填料進行更新， 將鮑爾環改為六角蜂窩斜管填料， 采用第3代CYL-70 水力旋流器， 保留六角蜂窩斜管填料及其支撐、罐體下部的水沖洗管線、六角蜂窩填料上部水沖洗管線、鮑爾環填料支撐，各腔室之間的隔板部分保留。 拆除六角蜂窩斜管填料腔室與旋流器腔室之間的上部隔板、六角蜂窩斜管填料腔室內分配管線、六角蜂窩斜管填料腔室與鮑爾環填料腔室之間的隔板和水管、罐內鮑爾環填料、鮑爾環填料內部水沖洗管線、鮑爾環填料腔室與清水腔室之間的下部隔板和鮑爾環填料下部支撐板。

此次污水除油系統改造優化在旋流器底部出口處增加彎頭和一小段直管朝向封頭處，防止對罐底部泥沙和油水界位造成沖擊，將鮑爾環填料腔中部水沖洗開口焊死，將罐體內部水分布管的開在隔板上的2 個開口焊死，將鮑爾環填料腔室與清水腔室之間隔板上的人孔焊死。 在六角蜂窩斜管填料上部增加固定壓板， 間距300mm，設計為可拆卸結構。 增加鮑爾環填料下部支撐格柵板和罐內右側凈水區的擋板（圖2），圖中紅色為拆除部件、綠色為增加部件。

圖2 除油器改造前后對比圖

2.3 電脫鹽注水流程改造

由于電脫鹽注水溫度偏低， 影響了脫鹽效果，在大檢修期間車間實施了電脫鹽注水與預熱器熱煙氣換熱流程改造，電脫鹽注水經E-131/1.2換熱后，引到空氣預熱器水換熱模塊與熱煙氣進行換熱，從而提高注水溫度，降低排煙溫度。 流程優化后， 電脫鹽注水溫度由70℃提高至95℃，為電脫鹽系統高效運行提供有利條件。

2.4 優化電脫鹽系統運行參數

根據摻煉原油性質， 優化電脫鹽罐進口溫度、超聲波功率、混合壓差、智能響應變壓器電壓強度及油水界位等參數， 確定最佳工藝參數，具體如下：

電脫鹽進口溫度 125～130℃

電脫鹽壓力 1.20～1.25MPa

混合壓降 55kPa （一級）、45kPa （二級）、45kPa（三級）

油水界位 48%（一級）、28%（二級）、22%（三級）

電壓 11kV（一級）、10kV（二級）、12kV（三級）

破乳劑注入量 40ppm

超聲波功率 310W

注水量 8t/h（一級）、5t/h（二級）、5t/h（三級）

根據電流情況，將電脫鹽油水界位控制在臨界狀態，最大程度地強化水層洗滌作用，降低電脫鹽排污含油。 當電脫鹽罐電流上升至100A 以上時，電流指示開始上下晃動，在電壓指示未出現上下晃動的情況下，及時通過電脫鹽罐看樣管查看原油乳化情況，適當降低油水界位，適當提高破乳劑注入量。 如果電流和電壓指示都上下晃動時，可以適當調低電脫鹽罐電壓。 等電脫鹽系統運行條件改善后，恢復正常運行，確保脫后含鹽、含水和排污含油合格。 定期沖洗電脫鹽罐底，清除罐底沉積物，避免因沉積物過多而減少沉降的有效空間，確保脫鹽效果。

除油器技術改造后，與智能響應交直流電脫鹽組合運行，優化除油器操作參數，除油器操作壓力為0.4～0.6MPa，油水界位為80%左右，除油器集油包及時退油，定期沖洗除油器，確保除油器運行效果。

3 改造后效果分析

3.1 電脫鹽脫后含鹽分析

根據常減壓裝置電脫鹽系統改造前7 月1～30日和改造后10 月1～30 日的含鹽數據進行標定 （圖3）， 可見原油脫后含鹽均值由改造前的2.638mgNaCl/L 降 至 1.862mgNaCl/L， 小 于2.000mgNaCl/L， 占比由改造前的0.00%提高至56.67%，提高電脫鹽脫鹽效果，延緩設備腐蝕速率。

3.2 電脫鹽排污含油分析

智能響應交直流電脫鹽投入使用，根據改造前7 月1～30 日和改造后10 月1～30 日的含鹽數據進行標定，優化運行參數，電脫鹽排污含油均值由改造前的1 521mg/L 降至265mg/L（圖4），降低脫鹽污水含油量，降低原油脫損，預計年減少原油損失約254t，減輕了下游水處理裝置運行壓力。

圖3 電脫鹽改造前后原油脫后含鹽數據對比

圖4 電脫鹽改造前后排污含油數據對比

4 電脫鹽系統改造經濟效益分析

常減壓蒸餾裝置的電脫鹽采用三級交直流電脫鹽技術，改造前后2019 年6 月28 日9 時50分至14 時50 分運行電耗情況見表2。

改造前每具電脫鹽罐配置3 臺變壓器， 供電電壓為19kV，電脫鹽系統總功率為99kW；改造后每具電脫鹽罐配置2 臺變壓器， 供電電壓為10kV，電脫鹽系統總功率為30.5kW。 每年節省用電6.0×105kW·h，每年可以節能增效近28.8 萬元。

本次改造前裝置排出污水含油約為1 000ppm，經改造后可確保電脫鹽排出污水含油不大于300ppm， 可大幅減少電脫鹽排水帶油現象。改造后脫后原油含鹽不大于2mg/L，對常減壓裝置的整體防腐控制有著顯著的作用，同時可以降低后續原油深加工過程中催化劑的消耗，具有更加長遠的經濟效益。

5 電脫鹽系統的優化措施

電脫鹽系統的優化措施如下：

a. 穩定玉門自產原油的摻煉比例，在實際運行條件允許的情況下，盡量把玉門油的比例控制到20%以上，可以有效提高原油的進罐溫度。

b. 優化破乳劑加注流程， 提高破乳效果，原油破乳劑加注流程原設計在原油泵進口，實際運行過程中通過破乳劑加注前后數據對比，反映出破乳劑對穩定電脫鹽罐油水有較好的作用，破乳效果良好，但是脫后含鹽變化不大，經過技術分析，改為在3#罐進口單獨加注破乳劑，提高3#罐脫鹽率， 因為3#電脫鹽罐沒有超聲波破乳系統，脫鹽率沒有1#、2#罐高，通過單獨加注破乳劑，進一步提高3#罐的脫鹽率，從而進一步降低脫后含鹽［6］。

6 結束語

常減壓裝置實施的電脫鹽系統優化改造，使電脫鹽系統在運行過程中能夠充分發揮作用，有效解決了電脫鹽長周期運行存在的問題。 改造后， 原油脫后含鹽由2.638mgNaCl/L 降至1.863mgNaCl/L， 原油脫后含水由0.100%降至0.098%， 電脫鹽排水含油由1 521mg/L 降至265mg/L。 對減輕常減壓裝置設備結垢和腐蝕、防止催化劑中毒、降低催化劑單耗和減輕污水處理壓力都具有重要意義。