王燎原 中國石油四川石化有限責任公司 成都 611930

某常減壓蒸餾裝置設(shè)計規(guī)模為1000萬t/a，屬燃料型常減壓蒸餾。電脫鹽單元是常減壓裝置不可或缺的原油脫鹽脫水設(shè)施，電脫鹽主要是在原油與水混合后加入破乳劑，破壞油水乳化狀態(tài)，在電場的作用下，使微小水滴聚結(jié)成大水滴，在油水密度差的作用下實現(xiàn)油水分離；同時原油中的大部分鹽類溶解在水中，脫水同時實現(xiàn)原油脫鹽。

電脫鹽排水中石油類的含量，直接影響后續(xù)污水處理工藝的負荷和難度，并進一步影響廢水總排口的石油類指標，同時直接影響污水處理廠廢氣的非甲烷總烴濃度指標。

分析電脫鹽排水中石油類指標監(jiān)測數(shù)據(jù)的變化規(guī)律及常減壓蒸餾裝置影響電脫鹽排水石油類指標的影響因素，意義重大。重要性主要體現(xiàn)有二：一是通過分析電脫鹽排水中石油類指標監(jiān)測數(shù)據(jù)的變化規(guī)律，能摸排和分析出變化誘因，精準采取措施解決問題，達到源頭治理的目的，不需對后續(xù)廢水廢氣處理工藝進行改進或升級；二是分析不同階段監(jiān)測數(shù)據(jù)的變化規(guī)律，通過現(xiàn)象看穿本質(zhì)，為后續(xù)污水廢氣處理工藝的改進提供理性的依據(jù)，避免盲目根據(jù)階段性監(jiān)測數(shù)據(jù)的表征，誤判為長期狀態(tài)，進而進行過度設(shè)計，造成環(huán)保污防設(shè)施負荷不適宜情況。

1 某常減壓電脫鹽流程及排水石油類指標變化過程

1.1 裝置流程簡述

某常減壓裝置電脫鹽流程圖見圖1。

圖1 某常減壓裝置電脫鹽流程圖

采用兩級高速電脫鹽串聯(lián)的工藝流程。凈化水(電脫鹽注水)自裝置外引入注水罐后，由二級電脫鹽注水泵升壓后經(jīng)電脫鹽排水-注水換熱器換熱至102℃后注入二級電脫鹽混合器前；二級電脫鹽排水經(jīng)一級電脫鹽注水泵升壓后注入一級電脫鹽混合器前。一級電脫鹽罐排水經(jīng)電脫鹽排水-注水換熱器換至60℃后經(jīng)電脫鹽排水除油罐除油，再經(jīng)電脫鹽排水后冷器冷卻至50℃出裝置。

1.2 電脫鹽排水石油類指標變化過程

環(huán)境監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示，2019年10月至11月，常減壓電脫鹽污水排放口(此排放口位于電脫鹽排水后冷器出口，為中間排口，出裝置后并入污水處理廠總?cè)肟诠芫€)的石油類分析項目不合格次數(shù)較多，超出內(nèi)部控制限值800mg/L的次數(shù)分別共計24次、53次；2019年12月份，常減壓電脫鹽污水排放口的石油類分析項目，共計4次不合格；2020年1月至2020年2月，常減壓電脫鹽污水排放口的石油類分析項目基本合格，未超控制限值。

2 電脫鹽排水石油類指標的影響因素分析

本文的影響因素分析，只結(jié)合周期內(nèi)裝置現(xiàn)場的實際操作變動和排水水質(zhì)效果變化進行，對于周期內(nèi)的基本未變化的影響因子(例如操作溫度、壓力、破乳劑種類等未變化因素)和確定未起作用的變化因素(例如電場強度、注水量的變化)不做贅述。

從1.2節(jié)電脫鹽排水石油類指標變化過程來看，自2019年10月至2020年2月，指標合格率明顯提高，原因分析如下：

(1)由AB兩級電脫鹽罐串聯(lián)運行改為B罐單罐電脫鹽、A罐沉降分離運行的操作變動，是合格率明顯提高的主要原因。

電脫鹽自2019年11月中旬以來調(diào)整為單罐運行，原油直接跨過A罐進B罐，B罐切水回注A罐，A罐停電，作為沉降罐，油水分離較正常流程更充分。監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示，自11月下旬以來，電脫鹽石油類指標均基本合格?？梢姶瞬僮髯儎訉Ω纳齐娒擕}排水質(zhì)量切實有效。其優(yōu)勢還體現(xiàn)在：① 該變動可以高控A罐界位，即使失控導致界位過高也只是對B罐界位造成沖擊，不會導致脫后原油的直接帶水；② A罐作為沉降罐使用，所積累的罐底沉積物仍能通過反沖洗的方式進行定期清除；③ 其切實有效的排水效果也證明充分的停留時間(沉降時間)對油水分離是十分關(guān)鍵和有利的，對兩級高速電脫鹽系統(tǒng)的技改具有重要參考價值，可指導第三級電脫鹽罐的選型和設(shè)計。

相對正常流程，該操作變動風險分析如下：① 原油脫后含鹽量較高、易造成后續(xù)換熱器的結(jié)垢堵塞及垢下腐蝕。易造成塔頂揮發(fā)線等塔頂系統(tǒng)低溫硫腐蝕，并對下游裝置催化劑的長期安全運行造成不利影響；② 原油帶水較多情況下，沒有一級電脫鹽罐A的緩沖和加大切水調(diào)整，易直接造成B罐超電流，B罐壓力超高(1.6MPa(G))、閃蒸塔、常壓塔壓力超高(0.18MPa(G))，二級B罐注水由于電脫鹽系統(tǒng)壓力超高而無法正常注入。常壓塔系統(tǒng)由于壓力超高導致各側(cè)線汽提塔來油困難，影響下游裝置正常供料。隨著壓力持續(xù)升高，電脫鹽罐安全閥起跳后泄放至閃蒸塔、常壓塔系統(tǒng)，導致原油中斷而被迫緊急停工。

正常兩罐串聯(lián)流程的帶水，通過A罐的加大切水、停A罐注水等措施，一般均能避免對B罐的沖擊，而對閃蒸塔、常壓塔系統(tǒng)的沖擊基本可以避免。

(2)為保證生產(chǎn)航空煤油產(chǎn)品質(zhì)量合格，期間原油性質(zhì)穩(wěn)定，污油摻煉量少，電脫鹽操作相對平穩(wěn)，有助于石油類指標合格率的提高。

(3)電脫鹽A罐于2019年9月中旬進行了切除檢修，對A罐的進料噴口絕緣板進行了調(diào)小，防止絕緣板面積過大在高溫下變型，造成罐內(nèi)流體擾動；清除罐底淤積六十噸左右，增大了罐內(nèi)有效沉降空間，也消除了罐底存泥對排水的影響，有助于石油類指標合格率的提高。

(4)加大了電脫鹽系統(tǒng)反沖洗頻次，有效避免罐底污泥沉積對電脫鹽罐的運行干擾。反沖洗由每周一次改為每周兩次，后調(diào)整為每天夜班一次，有助于石油類指標合格率的提高。

(5)處理量降低，有助于石油類指標合格率的提高。

2018年大檢修以來，裝置處理量一直在1000t/h以上，負荷率約為86%，電脫鹽排水含油較多。19年10月、11月、12月、20年1月裝置負荷率分別為86%、82%、82%、74%。處理量低，使原油在電脫鹽罐內(nèi)的停留時間、油相進料的注水原油在電極板之間電場和電極板與油水界面之間電場中的停留時間增大，有助于電脫鹽罐內(nèi)的油水充分分離。電脫鹽罐內(nèi)停留時間或電場內(nèi)停留時間，即為固定有限的電脫鹽罐內(nèi)油相所占體積或固定的電極板間電場空間體積除以進料原油的體積流量V，所以處理量小，體積流量小，電脫鹽罐內(nèi)空間體積不變，則停留時間變長。

常減壓處理量變化情況與電脫鹽罐停留時間分析如下。

常減壓裝置原油月加工量趨勢圖見圖2，常減壓裝置原油停留時間趨勢圖見圖3。

圖2 常減壓裝置原油月加工量趨勢圖(2019年1月至2020年1月)

圖3 常減壓裝置原油停留時間趨勢圖(2019年1月至2020年1月)

比較分析圖2與圖3可知，原油加工量與電脫鹽罐停留時間一一對應，變化規(guī)律相反。

(6)電脫鹽罐乳化液的收集處理，減少了乳化液量，避免了乳化液的全廠惡性循環(huán)，有助于石油類指標合格率的提高。該影響因素短期內(nèi)效果不明顯，待乳化液基本處理完畢后可評價效果。

3 結(jié)語

(1)電脫鹽流程由AB兩級電脫鹽罐串聯(lián)運行改為B罐單罐電脫鹽、A罐沉降分離運行的操作變動，能有效提高排水石油類合格率。證明充分的停留時間(沉降時間)對油水分離是十分關(guān)鍵和有利的，對兩級高速電脫鹽系統(tǒng)的技改具有重要參考價值，指導第三級電脫鹽罐的選型和設(shè)計。

但存在原油脫后含鹽量較高易造成后續(xù)換熱器的結(jié)垢堵塞及垢下腐蝕，以及影響下游裝置催化劑長期安全運行的風險。并在原油帶水較多情況下造成B罐超電流，B罐、閃蒸塔、常壓塔壓力超高，B罐注水無法正常注入等不利影響。增設(shè)合適選型的第三級電脫鹽罐，同等操作變動條件下，可避免風險和消除不利影響。

(2)常減壓裝置的原油處理量，是影響電脫鹽排水石油類指標合格率的重要因素。原油處理量降低，有助于石油類指標合格率的提高。為同時保證裝置處理量和排水效果，一是綜合考慮脫后原油含鹽效果引入第三級電脫鹽罐的設(shè)計，并保證足夠的停留時間；二是在保證原油處理量的前提下，引入聚結(jié)和氣浮除油設(shè)施，將經(jīng)除油后的電脫鹽排水再次除油，改善水質(zhì)。

(3)不摻煉污油或減少摻煉量、通過電脫鹽罐內(nèi)檢修清淤及調(diào)小進料噴口絕緣板，以減少擾動、收集處理并消除乳化液、加大電脫鹽系統(tǒng)反沖洗頻次等措施，有助于石油類指標合格率的提高，實踐中均有改善效果。