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高速电脱盐技术特点及运行考核
中国石化镇海炼油化工股份有限公司袁樟永
Ⅲ套常减压电脱盐系统改造设计为解决场地小的问题, 并根据应用新技术的要求, 采用高速电脱盐工艺, 即引进了Petrolite公司电脱盐专利技术。该专利技术的工艺流程基本和国内的流程相同( 不另列简图) 。
该技术对比本公司Ⅰ套常减压87年引进的Petrolite技术又有了新的突破。其中最关键的专利点是在原油分配器的结构设计及原油进入电场位置的确定上。开工考核表明, 该结构及整个电脱盐技术是成熟的, 特别适合于较宽重度和粘度范围的原油脱盐。高速电脱盐技术的成功投用, 为集团公司组织攻关的《开发原油深度脱盐技术, 确保渣油加氢原料合格》课题提供了借鉴经验。本文从电脱盐的设备、 调试、 考核等方面进行论述。
一． 引进的主要设备
1、 电气设备:
⑴、 100%电抗变压器
⑵、 电极组件
⑶、 支承绝缘子
⑷、 引入线绝缘套( 聚四氟乙烯)
2、 仪表设备
⑴、 电容探头及其界位仪
⑵、 安全浮子开关
⑶、 手动/自动混合阀
3、 工艺设备
⑴、 原油进罐分配器及出囗收集器
⑵、 沉渣冲洗管和喷咀
二、 静态调试及投用
电脱盐内外部设备安装由外商直接指导, 外商第二次耒公司主要是对电源设备相测试或短路测试; 开路测试。
电气调试同时对安全浮子开关进行闭合、 断开试验, 符合安全运行要求后即封闭人孔。此后, 在无外商到场情况下, 按开工方案于11月5日引原油进电脱盐罐, 随后注破乳剂、 送电、 注水及控制界位、 调节混合阀压降等, 实现安全投用一次成功。电脱盐主要操作条件见附表1。
三、 合同考核
经中外双方商定, 于11月9日14: 00~12日14: 00对电脱盐系统进行72小时考核。考核油种为沙中油, 日均加工量16288吨, 由于为先满足生产高等级道路沥青的需要, 加工量尚未达到800万吨/年的满负荷要求。具体操作条件和化验分析数据见附表1、 表2。从操作条件看, 脱盐温度134℃、 注水量6.2%、 注破乳剂5.3PPm、 水位控制稳定( 界位在60%左右) 、 送电正常且电耗约为0.08度/吨,达到国内先进水平。特别从脱出水看, 水色清白, 分析含油都在35PPm以下, 远小于合同保证值100PPm( Petrolite低速脱盐技术的保证值为350PPm) 。可是脱后原油含盐为1.39Ptb( 要求＜0.5Ptb) 、 含水为0.3%( 要求＜0.2%) ,二项指标都未达到合同保证值中要求。现双方对分析方法( 滴定法) 、 分析精度有争议外, 若在界位控制、 注水量, 特别是在混合阀压降等方面继续摸索, 能够达到＜2.5ppm含盐要求, 并力争达到合同保证值要求。
四、 从电脱盐基本概念, 对高速电脱盐技术的讨论
1、 电位梯度E
聚集力公式为f=bεE2d2(d/a)4
电分散关联式d=C2/E2σ
说明当E增高时, 电场使微小水滴聚集加强, 同时大水滴分散的作用也增强, f表示直径为d, 中心距为a的两个分散水滴间的静电力。实践表明: E=1~2千伏/cm范围内, 聚集居主要地位, 脱盐效率η随E增大而显着提高。但在E＞2时, 分散作用逐渐增强, 增加E时, η提高很少, 而电耗q却随E增强而迅速增大。
q与E的关系为: q=108／b (τKE2+τ’K’E’2)度/米3原油 τ、 τ’为原油在强、 弱电场中停留的时间( 分)
K、 K’为原油在强、 弱电场中平均体积导电率Ω/cm
E、 E’为原油在强、 弱电场中的电位梯度( KV/cm)
由上式可见, 本厂Ⅲ套常减压原油处理量很大, 则电场停留时间短, 电耗低。同时降低E是节能的关键, 现各炼厂E值为0.8~1.5KV/cm范围( 若不注破乳剂, 则E应选择为1500V/cm以上) 。该技术设计电场强度为825V/cm, 每个脱盐设备的预期负荷为45KW, 而实际电耗约为28.25KW, 节电效果十分明显。
2、 原油在强电埸停留时间τ与极板距离b
关系式为b=ws.τ其中ws∝1/E4
若E选定, 原油上升速度确定, ws一般为10~20cm/分钟范围, 现本公司Ⅰ常为7cm/分钟左右。Ⅲ常已达25cm/分钟左右。
显然, 停留时间是选择极板距离的重要参数, 国内原为5~9分钟, 现为＜2分钟。
本公司选择极板距离为20cm, 电压为16500V, 则E=825V/cm是适宜的。
3、 极板层数及喷头位置
四或三层极板结构, 其中三层极板送电, 一是停留时间长, 二
是E大, 电耗( q) 上升, 而对提高η作用不大, 现在普遍趋势是改为三层极板, 仅中层极板送电, 上下极板接地。低速电脱盐技术设置的原油进料囗在水相, 低于下极板1米, 它的分配器是倒槽式或管式分配头。而高速脱盐技术设置的原油进料囗在每层极板之间( 设三组六个喷头) 以水平方向薄片状向四周喷出, 速度不大于2.5米/秒,油、 水的乳化液在两层极板的电埸中分离, 原油向上, 水向下, 水没有受到原油上升的阻力, 便于油水分离, 水相扰动少, 界位稳定, 可控制高水位防止出水带油。高速脱盐技术的极板结构及喷头位置是该专利的关键, 也极有利于节电。
4、 边壁电场
极板与壁间间的水平距离b″, 若＞200mm, 则场强不够, 油走短路, 影响
脱盐效果。Ⅲ常电脱盐边壁距为200mm左右, 则电压在16500时, E″亦达到825V/cm, 避免了油走短路现象。
5、 弱电场
E＇在0.2KV/cm时,便能使水滴开始聚集, 一般选择为0.5~E/2KV/cm间。
本厂Ⅲ常结构, 弱电场间距为下极板与水层间间距。在操作中, ”乳化层”高低能自身调节E＇和聚集作用。但不允许高含水乳化液进入强电场, 反引起脱盐效率降低, 甚至造成短路跳闸。
选择E＇=0.5KV/cm,则b＇=16500/500=330mm
即水界位可控制在下极板以下330mm左右,相当于界位100%。
6、 操作温度
对d204＜0.98的原油, 操作温度提高, 能降低油的粘度和形成乳化液的能力, 使油水比重增大, 有利于水滴沉降, 但电耗随温度升高而增大, 本公司Ⅲ常选择在120~135℃, 比较适宜。
7、 排水设施
排水设施的要求:
a.排水管以最大可能排水量选择管径, 流速在0.4~0.8米/秒;
b.净水层停留时间≮10分钟;
c.下降水速≯8cm/分, 以免切水带油。
本公司Ⅰ套常减压切水管原为Dg50, 检修时改为Dg100。现Ⅲ套常减压达
Dg150, 以保证最大脱水量, 满足了上述三条要求。
8．注水
总注水量以6%左右为宜, 过多会影响电场操作, 电耗增加, 但不能太少, 否则, 原油中盐无法溶解进入水相, 未达到脱盐目的。
从计算可知, 一级注水的脱盐效果无疑是比二级注水效果差, 因此, 以前
一般进行二级注水, 二级加破乳剂, 二级送电。现Ⅲ套常减压是二级罐注新鲜水, 一级罐为回注水, 一级注破乳剂, 二级送电。
注水水质可用: A、 二级罐注软化水, 或含硫酸盐、 碳酸盐不高的新鲜水,
二级罐排水可作一级罐注水回用。B、 注常三电精制碱洗水。但需防止形成环烷酸钠浮化液。C、 注脱硫净化水, 现已在Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ常使用。
关于水与油的混合, 当前已改变在原油泵入口、 换热器处或使用”电脱盐用静态混合器”混合办法, 靠混合伐调节压降耒达到混合强度, 同时对混合伐有较高的要求。
9．注破乳剂
注油溶性破乳剂为好。但国内尚无较好的油溶性破乳剂, 故Ⅲ常开工及考核时均采用外方认可的进囗破乳剂, 从脱水含油数据〈100PPM看, 该破乳剂效果较好, 但由于价格较高, 以后宜重新筛选、 改型。
若用水溶性破乳剂, 应考虑到部分破乳剂进入排出的污水中, 致使其含量不足难以破坏水油浮化液。若过量, 则增加费用。因此, 宜分级加入破乳剂, 以提高二级脱盐效果。同时在罐内乳化层较厚时, 也应增加破乳剂注入量, 以防止原油带水。
10．液面计
原国内试制的液位计共同的问题是受浮化层变化的影响, 易造成误差, 使界位指示位置产生假象, 未能实现界位自动控制。现Ⅲ常使用的是电容探头式界位仪, 检测准确, 达到自控目的, 显然是先进的。
五、 结论
尽管电脱盐考核数据不太理想, 但从以上讨论能够证明, 引进的高速电脱
盐技术是先进、 成熟的, 特别是实现了大处理量下原油不带水, 安全平稳操作, 脱水含油达标的要求。关于原油”分配器”( 喷头) 专利结构, 亦宜在国内同类装置改造时推广应用。另外, 经咨询Petrolite意见, 认为本公司Ⅲ常改造到1000万吨/年时, 该电脱盐设备亦能满足生产要求。
电脱盐装置考核期间实时操作数据
表1
仪表位号
工艺名称
单位
9日14: 00
10日14: 00
11日14: 00
12日14: 00
FRQ106
原油流量
t/d
338.4
336.0
354.9
352.4
FRQ107
原油流量
t/d
328.4
328.0
345.2
350.5
TR107
进罐温度
℃
135.7
136.8
128.4
127.7
PR205
进罐压力
Mpa
1.332
1.175
1.162
1.124
PDRC201
一级压降
Kpa
132.2
94.3
102.2
80.5
FR203
一级注水
t/h
43.6
47.1
44.1
46.4
PDRC203
二级压降
Kpa
142.0
96.4
77.5
65.4
FRC202
二级注水
t/h
38.9
41.0
45.7
44.3
/
注破乳剂
PPm
2.01
1.00
8.21
3.15
/
一级电压
V
338
340
340
340
/
一级电流
A
100
88
80
80
/
二级电压
V
330
340
350
350
/
二级电流
A
80
80
80
65

电脱盐装置考核期间分析数据
表2
项目

9日14: 00
10日14: 00
11日14: 00
12日14: 00
13日14: 00
脱前原油
水含量%
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
水杂%
0.05
0.05
0.05
0.05
0.05
盐含量Ptb
4.91
5.77
4.66
3.85
6.63
一级脱盐
盐含量Ptb
3.19
5.40
4.01
3.60
4.66
水含量%
0.18
0.06
0.70
0.06
0.18
水杂%
0.30
0.30
0.60
0.03
0.20
二级脱盐
滴定法盐含量Ptb
2.54
5.24
2.95
3.27
2.29
空白盐含量Ptb
1.90
2.68
1.47
1.55
1.63
净含盐量ptb
0.64
2.56
1.48
1.72
0.66
盐脱除率%
86.97
55.63
68.24
55.32
90.05
水含量%
1.70
0.18
0.52
0.18
0.60
水杂%
1.20
0.30
0.40
0.10
0.30
脱出水含油量ppm
35.00
24.93
10.80
14.67
13.60