常减压装置技术改造

2018-04-04贾中辉中国石油大港石化公司

石油石化节能 2018年2期

贾中辉（中国石油大港石化公司）

引言

中国石油大港石化公司常减压蒸馏装置设计加工能力为500×104t/a，加工原料主要以大港混合原油为主，原油基属为低硫中间基；装置为燃料型常减压蒸馏装置，其中电脱盐部分为2台Φ5600 mm×30 000 mm电脱盐罐串联运行，采用双进油双电场高效脱盐脱水技术。随着生产周期延长罐底淤泥淤积严重，导致原油在电脱盐罐中的实际停留时间大大缩小，电脱盐运行效果变差，电能做了大量的无用功，不利于炼油厂的节能[1]。目前原油乳状液的破乳方法一般可分为化学破乳、物理破乳、生物破乳和联合破乳等。物理法破乳技术中，超声波破乳法具有普适性强、破乳效率高等特点，所以可适用于各种类型的乳状液，而且可以在较低温度甚至在室温下就可以实现破乳，从而达到节能的目的[2]。

常压系统由于随着油田采油进入中后期，管输过程中混和原油中含有的泥沙、驱油剂等聚合物逐年增多，造成原油及塔顶部石脑油中氯化物含量增加，低温部位发生HCl-H2S-H2O腐蚀[3]。需要优化电脱盐操作，降低原油盐含量，同时根据生产及塔内设备构件情况，对塔顶回流分布进行合理改造。

现装置的减压拔出率不高，减压渣油含有一定的轻油馏分，减压侧线产生的催化裂化原料量小，影响了装置的经济效益。目前国内一般规定实沸点切割点温度在540℃以上就属于减压深拔，发展方向主要有采用低压降和低温降的转油线，维持塔顶的高真空度，采用空塔喷淋传热技术、强化原油蒸馏法等；采用低压降的新型塔填料和内件、开发新型的进料分布器和液体分布器[4]、改进洗涤段的设计和操作、优化塔顶真空系统等。国外减压深拔技术主要包括美国KBC公司减压深拔技术，其特点是严格控制减压炉炉管在低于结焦温度下进行，使减压炉在425℃以下的较高炉出口温度下长时间运行；荷兰Shell公司减压深拔技术的优点是减少填料的同时减低全塔压降，适用于新建减压塔装置的设计；美国Mobil公司减压深拔技术的主要优点是保证在最低的压力和最高的温度下以提高减压瓦斯油的收率和瓦斯油的精确分离[5]。针对以上情况为延长装置运行周期，提升装置经济效益，在2017年检修时对装置进行了技术改造。

1　技术改造

1.1　电脱盐部分

超声波破乳工作原理：超声波在传播过程中产生的机械作用，带动了原油乳状液的剧烈振动，降低了乳化液界面上的吸附量，削弱了保护膜，降低了乳化液滴的表面张力，从而有利于液珠的凝结[6]。

智能响应工作原理：把电脱盐工艺中油水聚集沉降的脱盐工艺过程与电力电子技术和自控技术结合起来，电脱盐设备与电脱盐工艺工况形成智能调压，使设备和工艺工况优化配合，改变了单一高压输出的情况，使各种原油都达到了较好的脱盐脱水效果[7]。

1）增加超声波破乳。在原油进电脱盐罐之前、混合器与混合阀之后管路上增加一条副线，将超声波作用区安装在副线上（一、二级分别安装2个超声波作用区）。

2）增加电脱盐强适应性成套电脱盐控制技术。取消上部进料及上部反冲洗管线，拆除电脱盐罐内双进油双电场结构；重新布置垂挂式交直流电极板，提高罐内极板高度，充分利用上部电场空间；每个罐电极板主要包括轴向4根平行的电极主梁，125块垂挂式电极板以及72个高压绝缘吊挂；每个罐设计3台160 kVA的智能响应专用变压器，保护电流按照290 A整定，同时新增3台智能响应控制柜。

3）水冲洗系统进行改造。拆除罐内现有水冲洗系统，每台电脱盐罐新上一套V型喷嘴新型水冲洗系统，改造后每台电脱盐罐共有水冲洗喷嘴240只。

1.2　常压系统

原因分析：原油中无机盐水解、硫化物分解反应生成的HCl、H2S等挥发性气体随着原油轻组分及水汽一起挥发，在塔顶冷凝系统的冷凝区域出现液体水后，即溶于水生成盐酸和氢硫酸，形成强腐蚀性的HCl-H2S-H2O电化学腐蚀体系；常顶空冷器的分配方式为单侧进料，入口介质流动存在严重的偏流现象，出口弯头较多，腐蚀部位处于一种干湿交替的状态，腐蚀产物被不断冲刷掉。

1）改造常压塔顶油气冷凝冷却系统。采用常顶油气与原油换热，调整原油电脱盐前换热流程，使原油进常顶油气换热器的换后温度维持较高温度，保证常顶油气的换后温度调节较为灵活；增设常顶热回流罐、热石脑油泵及相关流程。

2）取消常顶循系统。

3）将原有常顶空冷后至水冷器前管线全部升级为双相钢，空冷与水冷器管束材质为钛材，提高抗腐蚀能力。

4）调整空冷出口管线走向，减少弯头，优化布局，防止出现偏流。

1.3　减压系统

装置采用SEI减压深拔技术进行减压深拔技术改造，主要包括减压深拔减压塔的整体设计，减压深拔减压炉的整体设计，减压深拔减压转油线设计，高负荷高真空减压抽真空系统的节能设计。

1）减压炉：减压炉进料由6管程改造为4管程，对急弯弯管和炉内转油线进行改造，将减压炉出口转油线由2.2 m改造为1.2 m；辐射炉管每管程由 φ168 mm（11根）/φ219 mm（1根）/φ273 mm（1根）/φ325 mm（1根）改为每管程为φ168 mm（19根）/φ193 mm（1根）/φ219 mm（1根）/φ273 mm（1根），增加辐射段注汽，共计1000 kg/h；将对流段部分钉头管炉管更换为翅片管，同时将对流段过热蒸汽炉管位置上移；12台燃烧器全部更换为低NOx气体燃烧器；新增36支热电偶，监测炉管表面温度；加热炉主烟道挡板由气动驱动改为液压控制执行机构，现场设置液压控制柜；拆除减压炉燃料油流程，同时增加机械清焦功能；将空气预热器更换为组合铸铁板式空气预热器，形式由原卧式改为立式布置。

2）减压塔本体及内件：减压塔塔径由φ5200 mm/φ7400 mm/φ8200 mm/φ5000 mm改为 φ5200 mm/φ7400 mm/φ9800 mm/φ8200 mm/φ5000 mm，共更换筒体16.42 m，减三段、过气化油段塔体局部扩径，降低减三段及过气化油段操作线速；塔内件及填料材质升级，由317L升级为钼6，塔筒体衬板由316L升级为625；加高减一下抽出集油箱4根DN80降液管，实现液体全抽出，降低减顶气相负荷；减二线及减一中集油箱（床层3）、减二中及减三线抽出集油箱（床层4）采用带膨胀环的新型热补偿式集油箱，减二中换热段采用复合填料层，回流液体分布器采用新型导板连通槽式液体分布器，与多点变孔径进料预分布管配合布置；洗涤段（床层5）采用复合填料层，其中顶部利旧0.6 m原TUPAC2.0A填料；洗涤油液体分布器采用新型导板连通槽式液体分布器，与多点变孔径进料预分布管配合布置；过汽化油抽出集油箱采用带膨胀环的热壁式集油箱（集液槽、升气帽、集液渠均为倾斜机构），集油箱的集液槽向集液渠倾斜，集液渠底板向抽出斗倾斜；将汽提段原液体收集盘全部拆除，改为立环收集器；拆除原2层固阀塔盘，更换为6层固阀塔盘，更换塔盘下方的汽提蒸汽分布管，新增急冷油分布管。

3）减压工艺流程：新增汽提蒸汽分布管，增加流量控制系统，塔底设计汽提蒸汽量为1000 kg/h；新增减渣急冷油流程，增加急冷油2个开口及分布管，设计急冷油量为67 955 kg/h；

过汽化油自床层5下集油箱自流入减压过汽化油罐，过汽化油罐增设急冷油系统；新增减顶气脱硫设施。

2　实施效果及存在问题

2.1　电脱盐系统

检修改造前脱盐后盐质量浓度平均值为2.03 mg/L，改造后在停用油溶性破乳剂情况下脱盐后盐质量浓度为1.22 mg/L，较之前降低39.9%（表1）；改造前电脱盐切水中油质量浓度平均值为89 mg/L、COD质量浓度平均值为942 mg/L，改造后切水中油质量浓度平均值为75 mg/L、COD质量浓度为1303 mg/L（表2）。从表1、表2可以看出，在超声破乳与智能响应技术联合作用下，电脱盐运行效率得到提升，脱盐后含盐量、切水含油下降明显。但是在原油换罐或者是掺炼污油情况下水质较差，水中含有黑色细小颗粒，对下游污水场操作带来一定难度，需要进一步优化混合压差与超声波强度、整定电脱盐罐油水界位、调整注水水质以及降低污油掺炼比例等措施来改善水质情况。

表1　改造脱盐后含盐量

表2　改造后切水

改造前电脱盐使用100%全阻抗的变压器，输出电压为19 kV，而智能响应电脱盐技术所采用的变压器能输出0～25 kV连续可调整的高压电，变压器输出曲线有效工作区域从30%扩展到90%，可以减少无用功消耗（表3）。从表3可以看出，智能响应电场能根据原油含水情况及时调整电压，同时超声波作用区根据电流变化调整输出功率，在消减乳化层和稳定运行上优于常规电场和加注破乳剂的工况。改造后电耗仅为0.104 kWh/t，较改造前的1.121 kWh/t降低了90.7%，节能效果明显。

表3　改造前后电耗对比

2017年7月21日投用超声波后停用原油破乳剂，按照每年500×104t/a加工负荷，注入比例为8×10-6，破乳剂每吨30 000元计算，一年节省120万元；同时在8月30日停注脱钙剂，停注后脱钙率由之前平均52.2%提高至74.8%（表4）。由表4可知，超声破乳及智能响应技术不仅能脱盐脱水，还对大港混合原油中有机钙具有较强的适应性，可以有效降低三剂成本，有效减缓对下游装置腐蚀。

表4　脱钙效率对比

2.2　常压系统

改造后常顶回流罐操作温度为110℃，油气经空冷后出口温度维持在75～80℃之间，出口温度分布比较均匀，露点腐蚀相变区上移至空冷器管束中，而常顶空冷管束材质为耐腐蚀性能的钛材，可以明显减缓腐蚀速度，保证装置长周期运行。同时生产操作过程中将常压塔底吹汽由之前的6.2 t/h降低至4.5 t/h，既避免了常顶油气换热器内出现游离水而腐蚀常压塔顶冷凝系统的设备和工艺管道，又节约了装置的蒸汽消耗。

但由于常压系统压力控制在55 kPa，较之前33 kPa提高较多，造成在原油换罐或者分层严重时常顶气压缩机能力受限，调节困难；同时当常顶回流罐内出现游离水问题时启动热石脑油泵将其送至常顶产品罐，而常顶产品罐汽油干点为177℃时常顶回流罐内汽油干点达到188℃，外送后影响汽油质量。下一步需要研究常压塔进行降压操作可行性，保证异常情况下产品质量合格。

2.3　减压系统

2017年9月18日投用减压抽真空一、二级备用汽抽子45%部分，当四路炉管注汽并且每路控制在50 kg/h时减压塔顶真空度出现大幅度波动，由正常值99.6 kPa降低至98.2 kPa，严重影响减压操作；而炉管注汽设计值为每路250 kg/h，显现出抽真空系统能力不足问题，当天停用炉管注汽。19日开始逐步将减压炉出口总管温度由391.5℃调至397.5℃，考虑到全厂物料平衡未将炉温提至设计值412℃。调整后四路炉出口分支温度与炉管壁温度上升曲线一致，其中最高点炉管壁温度为437℃，处于设计安全值460℃以下。提温后在保证减二线95%馏出温度、色号等产品质量稳定前提下，减一及减三外送流量均有明显增加，减压拔出率升高（表5）。从表5可以看出，提温后减压拔出率较之前增加2.74%，有效提升了经济效益。