彭冠宇，劉鋒，張海泉，余仁杰，王勇

（中國(guó)石化燕山分公司，北京102200）

中國(guó)石化燕山分公司乙烯裝置（以下簡(jiǎn)稱燕山乙烯）為我國(guó)首套由國(guó)外引進(jìn)，產(chǎn)能30萬(wàn)t/a。該裝置采用魯姆斯（Lummus）順序分離工藝，經(jīng)過(guò)兩次大規(guī)模擴(kuò)能改造，設(shè)計(jì)乙烯產(chǎn)能達(dá)到80萬(wàn)t/a，形成了“兩頭一尾”的格局，老區(qū)與新區(qū)分別擁有一套裂解爐、急冷、壓縮系統(tǒng)，裂解氣加壓至3.61 MPa后匯合進(jìn)入分離單元進(jìn)行深冷分離。裂解單元急冷水系統(tǒng)處于老區(qū)裂解爐區(qū)和壓縮工序之間，作為裂解氣預(yù)分餾裝置的一部分，能夠冷卻裂解氣，回收低位熱能，同時(shí)分離出裂解氣中的絕大部分水和汽油，其運(yùn)行狀況對(duì)壓縮系統(tǒng)、稀釋蒸汽發(fā)生系統(tǒng)以及汽油分餾塔熱負(fù)荷分布等有重要影響[1]。

1 急冷水系統(tǒng)

1.1 工藝流程

裂解老區(qū)急冷水系統(tǒng)的主要任務(wù)是通過(guò)兩段急冷水循環(huán)將汽油分餾塔送來(lái)的裂解氣進(jìn)一步降溫，同時(shí)將稀釋蒸汽冷凝，進(jìn)行循環(huán)使用，多余部分用于發(fā)生稀釋蒸汽或排污。冷卻的裂解氣輸送至后系統(tǒng)升壓后再逐步進(jìn)行分離。從裂解氣中冷凝下來(lái)的水和裂解汽油在塔釜通過(guò)自然沉降進(jìn)行油水分離。汽油槽內(nèi)的裂解汽油經(jīng)汽油循環(huán)泵送至汽油分餾塔作回流，部分作為重汽油產(chǎn)品送出界區(qū)；塔釜熱的急冷水大部分用于裂解原料預(yù)熱及冷區(qū)部分分離塔再沸器的熱源，再通過(guò)冷卻水換熱器進(jìn)一步冷卻返回急冷水塔。少部分急冷水經(jīng)過(guò)加料泵（GA-106A/B/C）加壓輸送至工藝水汽提塔塔，經(jīng)過(guò)汽提后的工藝水送入稀釋蒸汽發(fā)生器汽包，產(chǎn)生稀釋蒸汽。工藝流程見(jiàn)圖1。

1.2 存在問(wèn)題

1）原料輕質(zhì)化后急冷水系統(tǒng)偏離設(shè)計(jì)工況

近年來(lái)，隨著乙烯裝置原料結(jié)構(gòu)的調(diào)整，原料品質(zhì)逐漸趨向于輕質(zhì)化，輕石腦油、氣體原料的占比越來(lái)越高，因此裂解氣中輕組分收率增加，攜帶熱量進(jìn)入后系統(tǒng)，使急冷系統(tǒng)的熱負(fù)荷后移，偏離原始設(shè)計(jì)工況，給操作帶來(lái)較大困難。

2）急冷水乳化趨勢(shì)明顯

急冷水乳化是指急冷水呈乳白色，在急冷水塔DA-103內(nèi)油水混合不能分層。引起急冷水乳化的原因主要有急冷油塔塔頂溫度過(guò)高、急冷水pH值過(guò)高、急冷水塔回流溫度過(guò)高、重油進(jìn)入急冷水系統(tǒng)等。2017年11月14日，DA-103曾出現(xiàn)玻璃板內(nèi)油水界面消失的情況，通過(guò)及時(shí)補(bǔ)入新鮮水，界面得到暫時(shí)恢復(fù)。

輕度的乳化會(huì)造成汽油帶水、工藝水帶油而使急冷系統(tǒng)大面積紊亂，如果引發(fā)稀釋蒸汽帶油較多還會(huì)影響裂解爐的燒焦進(jìn)程，同時(shí)也會(huì)對(duì)急冷水用戶的加熱能力造成影響。重度的急冷水乳化將造成外排水嚴(yán)重超標(biāo)甚至裝置被迫大面積停車的生產(chǎn)事故。

圖1 燕山乙烯裝置急冷水系統(tǒng)流程

2 技術(shù)分析與解決措施

2.1 維持汽油分餾塔回流量

根據(jù)SPYRO模擬結(jié)果，急冷重質(zhì)裂解汽油組分收率隨原料變化相差較大，裂解NAP、LNAP、LPG產(chǎn)生的C9含量分別為1.77%、0.36%、0.035%。因此，原料輕質(zhì)化后重汽油不僅產(chǎn)量明顯減少，而且由于分子量變小，C9重組分在急冷水塔中的冷凝量也減少，影響汽油分餾塔DA-101的汽油回流量。在DA-101回流量不足時(shí)，過(guò)多的重組分會(huì)隨塔頂裂解氣進(jìn)入DA-103塔，增加了急冷水乳化的趨勢(shì)。2017年10月以來(lái)，DA-103塔汽油干點(diǎn)數(shù)據(jù)如圖2所示，均高于設(shè)計(jì)值205℃，是急冷水出現(xiàn)乳化的潛在原因之一。

為保證DA-101塔的回流量，尤其是在裝置低負(fù)荷運(yùn)行過(guò)程中，裂解單元在DA-103塔汽油界面低時(shí)，從儲(chǔ)運(yùn)廠油品車間返接重汽油到DA-103塔。當(dāng)油品車間重汽油庫(kù)存較低時(shí)，會(huì)摻入部分碳八裝置抽余油（C8組分）送乙烯裝置。通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，上海石化乙烯裝置返接汽油的位置為裂解汽油泵進(jìn)口，再通過(guò)汽油分餾塔塔頂回流管線進(jìn)入汽油分餾塔頂部，經(jīng)汽化后隨裂解氣進(jìn)入到急冷水塔并冷凝下來(lái)，從而避免將汽油直接補(bǔ)入急冷水塔造成急冷水乳化的問(wèn)題，該流程值得借鑒[4]。

圖2 DA-103汽油干點(diǎn)變化趨勢(shì)

2.2 急冷水換熱器流程優(yōu)化

急冷水塔塔頂溫度控制塔頂出口裂解氣的組成，通?？刂圃?0℃以下。該溫度越低，帶入裂解氣壓縮機(jī)的水分及汽油餾分越少，裂解氣平均分子量越低，裂解氣壓縮機(jī)功耗越低，吸入量提高。塔頂溫度過(guò)高，塔頂裂解氣將夾帶過(guò)量水蒸氣和裂解重質(zhì)汽油，給壓縮系統(tǒng)操作帶來(lái)困難，并增加壓縮機(jī)內(nèi)部結(jié)垢的可能性，還為分離系統(tǒng)裂解氣干燥器增加負(fù)荷。

受急冷水泵GA-104輸送能力的限制，DA-103塔急冷水循環(huán)量在高負(fù)荷時(shí)沒(méi)有太多提升空間。因此，控制DA-103塔頂回流急冷水的溫度是控制頂溫的有效手段。裂解單元急冷水循環(huán)原有流程為：從1#丙烯精餾塔DA-406的再沸器EA-424A/B/C和2#丙烯精餾塔DA-456的再沸器EA-474A/B等急冷水用戶返回的急冷水充分混合后，分別進(jìn)入EA-130A/B/C/D/E和EA-131B使用二次水（IW）冷卻，其中，EA-131A/B經(jīng)過(guò)流程改造后，與EA-151A/B串聯(lián)，急冷水在EA-151A/B內(nèi)用冷卻水（SW）進(jìn)一步冷卻。由于各用戶急冷水側(cè)的壓降不同，因此可能出現(xiàn)競(jìng)爭(zhēng)關(guān)系，并且EA-151A/B的冷卻能力不能充分發(fā)揮。

為解決該問(wèn)題，對(duì)急冷水冷卻流程進(jìn)行了變更，如圖3所示，開(kāi)啟B閥，關(guān)閉A閥及C閥，EA-424A/B/C等急冷水用戶返回的急冷水經(jīng)EA-130A/B流向EA-151A/B后，送DA-103塔回流。EA-474A/B等急冷水用戶返回的急冷水送入EA-130D/E及EA-131B，冷卻后送DA-103塔回流。變更后，DA-103塔頂溫度明顯降低，由37℃將至33℃。流程切換過(guò)程中，為避免DA-406與DA-456兩個(gè)大的急冷水用戶局部聯(lián)鎖停車對(duì)急冷水系統(tǒng)造成沖擊，特制定了相應(yīng)的應(yīng)急預(yù)案。

為驗(yàn)證流程變更后各換熱器的熱負(fù)荷分布，及時(shí)發(fā)現(xiàn)偏流等非理想工況，使用超聲波測(cè)量冷卻水和急冷水的流速，得到的數(shù)據(jù)如表1所示。根據(jù)測(cè)量結(jié)果，并聯(lián)的換熱器組合，包括EA-130A/B，EA-130E/D，EA-151A/B，急冷水側(cè)流量基本一致，未出現(xiàn)明顯偏流。在下一步的工作中，為保障急冷水各換熱器的換熱效果良好，建立急冷水換熱器臺(tái)賬，及時(shí)判斷換熱器的換熱器效果，對(duì)換熱效果變差的換熱器，及時(shí)切出清焦，以保障急冷熱量能得到有效回收，防止熱量在急冷水塔內(nèi)積累，造成急冷水溫度過(guò)高。同時(shí)，由于EA-130A/B出口的急冷水在EA-151B入口前出現(xiàn)了逆流，即部分急冷水流向FIC-125，未能進(jìn)入EA-151B充分冷卻，若能將該管段進(jìn)行封堵，可以進(jìn)一步提高DA-103塔頂、塔釜溫度的操作彈性。

2.3 急冷水pH值的控制

圖3 急冷水冷卻系統(tǒng)變更后流程

影響急冷水pH值的主要因素有裂解原料中酸性物質(zhì)含量、裂解過(guò)程中有機(jī)硫的注入量、裂解過(guò)程中生成的酸性氣體量、急冷系統(tǒng)中注入的NaOH堿液量等[2]。

表1 各急冷水冷卻器負(fù)荷分布情況

原料中攜帶的硫化物和裂解過(guò)程中注入的DMDS（如：硫醇、硫醚、噻吩等）在高溫條件下可與氫或水蒸氣反應(yīng)生成H2S和CO2：

裂解過(guò)程中爐管表面的焦炭與水蒸氣可以反應(yīng)生成CO和CO2：

可以看出，伴隨裂解過(guò)程生成的酸性物質(zhì)與氣相裂解原料中的CO2隨裂解氣進(jìn)入急冷水系統(tǒng)，最終溶解到急冷水中。酸性氣體溶解到急冷水中后形成的碳酸、亞硫酸、硫酸、H2S等酸液與注入到急冷水系統(tǒng)中的堿性藥劑（NaOH）直接影響著急冷水的酸堿度。

裝置原有的pH值控制方案為根據(jù)離線分析數(shù)據(jù)調(diào)整注堿量。由于不能及時(shí)掌握急冷水的pH值變化情況，注堿量調(diào)整相對(duì)滯后，造成pH值波動(dòng)明顯，影響急冷水水質(zhì)。為探索優(yōu)化操作方案，將DA-103塔釜急冷水離線取樣點(diǎn)數(shù)據(jù)S-2110與在線pH計(jì)AI-2102對(duì)比，如圖4所示。可以發(fā)現(xiàn)，AI-2102的變化趨勢(shì)與S-2110一致，可以作為調(diào)整注堿量的參考標(biāo)準(zhǔn)。實(shí)施新的調(diào)整方案后，S-2110的pH值能夠穩(wěn)定在8.3，如圖5所示，超標(biāo)次數(shù)明顯減少。

圖4 在線AI-2102與S-2110數(shù)據(jù)對(duì)比

圖5 調(diào)整方案實(shí)施前后急冷水pH值變化趨勢(shì)

2.4 破乳劑的使用

為盡快改善急冷水的乳化趨勢(shì)，選用某公司新型破乳劑，使用計(jì)量泵按照工藝水中破乳劑濃度保持2μg/g的標(biāo)準(zhǔn)，向急冷水中注入。配合pH值優(yōu)化調(diào)整方案，急冷水的乳化情況得到明顯緩解。對(duì)比調(diào)整前后所取的急冷水樣品可以看出，調(diào)整后，急冷水清澈透亮，無(wú)明顯帶油。

2.5 優(yōu)化調(diào)整對(duì)后系統(tǒng)的影響

采用調(diào)整汽油分餾塔回流量、優(yōu)化變更急冷水冷卻器流程、優(yōu)化急冷水pH值調(diào)節(jié)方法等措施后，急冷水系統(tǒng)的運(yùn)行狀況得到顯著改善，汽油分餾塔DA-101、急冷水塔DA-103塔頂溫度得到控制，急冷水系統(tǒng)pH值趨于穩(wěn)定，急冷水乳化趨勢(shì)緩解。同時(shí)改善了乙烯裝置后系統(tǒng)的運(yùn)行狀況。

如圖6所示，急冷水塔DA-103塔頂溫度降低后，冷卻和捕捉裂解氣中汽油和水的能力增強(qiáng)，隨裂解氣進(jìn)入壓縮分離系統(tǒng)的汽油組分減少，從而減少了裂解氣壓縮機(jī)GB-201的負(fù)荷。

急冷水水質(zhì)改善后，急冷水中油含量減少，明顯增強(qiáng)其在丙烯精餾塔再沸器內(nèi)的傳熱能力。在滿足相同傳熱量的前提下，所需要的急冷水熱源的用量明顯減少。這不僅保證了丙烯精餾塔有更好的操作彈性，也降低了丙烯精餾塔所需要的急冷水的入口溫度，即降低了急冷水塔DA-103的塔釜溫度。

圖6 分離單元裂解汽油送出量變化

3 結(jié)論

在燕山乙烯裝置老區(qū)急冷水系統(tǒng)運(yùn)行不平穩(wěn)，出現(xiàn)乳化的趨勢(shì)后，采取了向系統(tǒng)內(nèi)補(bǔ)入汽油維持汽油分餾塔回流量、優(yōu)化變更急冷水冷卻器流程、優(yōu)化急冷水pH值調(diào)節(jié)方案、注入破乳劑等措施，急冷系統(tǒng)的運(yùn)行狀況得到顯著優(yōu)化，不僅抑制了急冷水的乳化趨勢(shì)，同時(shí)降低了分離壓縮系統(tǒng)的運(yùn)行負(fù)荷，增強(qiáng)了裝置的操作彈性，為乙烯裝置的長(zhǎng)周期滿負(fù)荷運(yùn)行提供了保障。