急冷水塔裂解汽油帶水原因分析及技術改造

呂升輝

（中化泉州石化有限公司，福建泉州 362100）

某石化二期100萬t/a乙烯裝置采用KBR工藝，于2020年9月投料開車。裝置開工后發現急冷水塔（設備位號為C-202）裂解汽油帶水嚴重（采樣器樣品中水含量在40%~60%），裂解汽油泵入口低點導淋接臨時管線排放，水始終排不凈，急冷水塔油水界位間斷性波動，急冷水持續乳化，同時汽油槽液位常瞬間大幅下降，難以維持穩定。由于裂解汽油回流嚴重帶水，導致急冷油塔盤油、輕燃料油帶水，盤油循環段液位波動較大，嚴重影響了急冷系統的正常運行。

1 裂解汽油帶水原因分析

首先判斷急冷水乳化造成的裂解汽油回流帶水，導致急冷水乳化的主要原因有急冷油塔頂溫高、汽油組分過重、急冷水PH值高、急冷水溫度高等[1]，通過采取外接高壓鍋爐給水進行急冷水置換、向急冷水循環系統注入破乳劑、減少中和胺注劑注入量降低急冷水PH值、壓低急冷油塔頂溫及急冷水塔釜溫等措施，急冷水乳化及裂解汽油帶水情況并沒有得到好轉，在裂解汽油泵出入口排放導淋低點連續排水，水依然難以排凈。同類裝置經驗中，有另某石化46萬t/a乙烯裝置（同為KBR工藝）在原始開車時同樣發現急冷油塔裂解汽油回流帶水嚴重，經分析是由于急冷水塔汽油槽存在漏點造成裂解汽油帶水，通過技術改造，在裂解汽油線上增加一個分水罐，從急冷水塔抽出的裂解汽油先進入分水罐，脫水之后再進入裂解汽油回流泵，分水罐底分離出的水通過新增泵送回急冷水塔內，解決了裂解汽油帶水問題，保證了裝置長周期正常運行。但本塔內件設備的泄露問題無法在生產運行期間確認，因此只能作為可能造成裂解汽油持續帶水的參考原因之一待查。

經過逐步觀察分析，發現在后系統干燥器通過氣相返急冷水塔管線泄壓過程中波動尤其明顯，以2020年9月30日該次波動為例，實際影響情況如圖1所示。

當氫氣干燥器D-406A開始泄壓操作時，急冷水塔油水界位在1 min內迅速由55%下降至50%左右并持續波動；汽油槽液位隨之在5 min內迅速下降30%，汽油槽接近空液位。根據這一現象核查裝置現場返急冷水塔氣相管線，發現氣相管線實際位置接在了急冷水液相以下。急冷水塔塔釜油水分離結構如圖2所示，主要是根據水和油的密度差，利用重力沉降原理完成油相和水相的分離，裂解汽油經過上方油盤溢流至汽油槽，通過設置一組“V”字形折流板，一方面加強了橫向混合，給分散相液滴在折流板表面的粘附聚結和液滴之間的碰撞聚結提供了更多的機會；另一方面，多層通道縮短了分散相的沉降或浮升距離（淺池原理），從而提高了油水分離效率。由于現場氣相管線位置接口問題，持續的氣相從油水混合液相以下注入，嚴重破壞了油水靜止分層，影響了油水分離效果，從而從根源上導致急冷水乳化嚴重，汽油槽持續嚴重帶水，特別是在干燥器泄壓期間，氣相壓力及流量大幅提高，對急冷水塔擾動程度增大，造成油水分離效果進一步下降，乳化情況加劇，汽油量進一步減少，導致油水界位下降，汽油槽液位迅速下降。

圖2 急冷水塔塔釜油水分離結構

2 裂解汽油帶水危害表現

（1）導致急冷水乳化惡性循環。裂解汽油帶水嚴重時，為了保證急冷油塔塔頂溫度，不使蒸汽在急冷油塔內冷凝，則需降低裂解汽油回流量，此時雖然表面上控制急冷油塔頂溫在指標范圍內，但由于裂解汽油回流量過低導致裂解氣分離效果差，急冷油塔頂部的裂解氣會夾帶重油組分進入水塔，進一步加大油水分離難度，讓急冷水乳化惡性循環。

（2）威脅裂解氣壓縮機平穩運行。急冷油塔裂解汽油回流量低，且大量水回流到急冷油塔后又蒸發至急冷水塔，同時急冷水持續乳化降低了與各急冷水用戶之間換熱器的傳熱效果，易造成急冷水塔熱負荷過高，頂溫升高，更多汽油組份進入壓縮機段間罐，調整不及時有引發壓縮機段間罐高液位聯鎖的風險。

（3）影響裂解汽油加氫裝置正常運行[3]。當急冷水塔裂解汽油帶水嚴重且流程設定至裂解汽提塔或裂解汽油外送線時，會導致裂解汽油產品帶水；此時下游裂解汽油加氫裝置進料緩沖罐若脫水不及時，會影響脫碳五塔和脫碳九塔的分離效果，嚴重時易發生乳化現象導致機泵上量，甚至造成裝置停工、物料聚合堵塞管線。裂解汽油帶水嚴重，若進入反應區域會降低催化劑壽命，嚴重時會造成催化劑粉化甚至報廢。由于此時急冷油塔的重油組分持續進入急冷水塔，裂解汽油C9以上重組分多，干點偏高，會增加脫碳九塔塔底泵的負荷，限制了裂解汽油加氫裝置處理能力。

（4）造成機泵抽空，泵內件磨損。裂解汽油回流帶水后進入急冷油塔，造成急冷油塔頂溫持續下降，在塔內產生“爆沸”現象[2]，盤油段液位波動大，易引起盤油泵、甚至急冷油泵抽空損壞設備，給裝置造成運行風險。裂解汽油中帶水嚴重，裂解汽油泵易發生氣蝕現象，導致泵內件長期磨損。特別是在急冷水塔汽油槽液位瞬間迅速下降時，外操須及時趕到現場打開至急冷水塔開工汽油管線手閥外補汽油，現場裂解汽油泵為屏蔽泵（借助自身工藝介質循環冷卻潤滑）；外補汽油不及時極易發生裂解汽油泵抽空，造成軸承串動及葉輪磨損，嚴重損壞設備。實際工況下發生過兩臺裂解汽油泵同時不上量的情況，此時不得不通過外接臨時泵來留出緩沖時間檢修裂解汽油泵，嚴重擾亂了急冷系統的正常運行。

3 急冷系統技術改造過程

急冷水塔氣相返回線（10”）由于施工配管原因接錯位置，接口處于急冷水液相以下，破壞了油水分離效果，從根源上導致了裂解汽油帶水嚴重，急冷水持續乳化，油水界面、油槽液位不穩定，尤其在后系統干燥器泄壓期間波動更加劇烈。為解決上述問題，按圖3所示進行技術改造，現場將氣相返回線的返塔位置引到塔釜液面以上，通過帶壓開孔，把氣相返塔位置改接至急冷水塔裂解氣進料線（108”），返回氣相通過來自急冷油塔塔頂裂解氣管線進入急冷水塔。通過帶壓封堵，將原氣相管線靠近塔體側截斷，斷口兩側分別以盲法蘭封堵，并在氣相線低點新增一條管線排至含油污水罐，用于定期排放，防止積液。

圖3 返急冷水塔氣相管線技術改造示意

4 急冷系統技術改造效果

急冷系統經過技術改造前后部分參數對比見表1所示。

表1 改造前后急冷系統部分參數對比

在完成帶壓開孔作業并打通氣相返回線引至急冷水塔裂解氣進料線流程后，室外保持每15 min在裂解汽油泵入口低點導淋采樣一次，室內保持監控急冷油塔頂溫，及時調整汽油回流量控制急冷油頂溫穩定保持在指標范圍內（100-102℃）。經觀察，采樣裂解汽油中目測含水量在1 h內從40%-60%逐步降低直至裂解汽油中不再帶水，同時裂解汽油回流量裂解汽油回流量151.5~161.4 t/h加大至218.7~224.6 t/h。技術改造完成后，急冷水塔裂解汽油狀態恢復正常，油水界位、汽油槽界位不再波動，急冷水中石油類含量從30%~40%降至0.5%~2%，急冷水乳化程度大幅降低，隨之急冷油塔運行恢復正常，盤油、輕燃料油不再帶水，盤油段液位穩定，在保證急冷油頂溫的情況下，裂解汽油回流量提高至正常值，避免了急冷油塔重組分持續上移導致急冷水乳化持續惡性循環的狀況，裂解汽油終餾點由263.1~281.2℃降至197.2~205.2℃，盤油終餾點由353.2~370.8℃降至270.6~274.0℃，急冷系統各段熱負荷分配恢復正常，機泵運行平穩后，系統干燥器泄壓操作不再對急冷系統造成波動影響。由于返急冷水塔氣相管線從液相以下改造至裂解氣管線，工藝凝液汽提塔與裂解汽油氣體塔塔壓也下降至正常值，工藝凝液汽提塔頂部氣相流量增大，汽提效果得到了明顯改善。