电脱盐切水换热器结垢技术改进

蔡帮伟，侯利国，杨 威，杨洪凯，边绪亮

（中海油惠州石化有限公司公司炼油一部，广东惠州516086）

电脱盐装置是原油蒸馏的首道处理工序，其原理是通过在原油中注水、破乳剂，将原油中的盐得以溶解同时破坏原油中乳化水的稳定性，利用油水密度差作用，使其在电场中分离［1］。电脱盐脱水后至污水处理厂通过生化处理、深度处理合格后外排，当出现电脱盐切水发黑带油情况需通过膜传质处理将油与油泥分离，剩下污水通过处理后外排。电脱盐产生黑水将大大提高处理成本。

1 改造背景

某公司常减压蒸馏设计加工量1 200×104t/a，操作弹性设计为60%～110%，装置采用3 级电脱盐工艺流程。常减压装置所加工原油掺炼劣质原油，其中含部分老化油［2］，造成电脱盐系统紊乱、电脱盐罐乳化严重、排水频繁发黑［3］。排水频繁发黑主要产生问题：（1）常减压装置电脱盐外排含盐污水系列换热器结垢严重，该系列共有7 台换热器，2017 年共清洗换热器43 台，频繁清洗换热器给装置的安全平稳运行产生极大影响；（2）产生大量黑水给污水处理场造成较大处理负担及成本压力。

2 换热器结垢原因分析

2.1 蓬莱19-3老化原油性质分析

该公司常减压装置设计加工100%蓬莱原油，近几年原油轻质化，蓬莱原油比例降至25%～50%，蓬莱原油仍是主力加工原油。蓬莱原油中含部分老化油，由于老化油性质较差易造成原油乳化严重导致排水发黑，针对加工蓬莱原油期间装置电脱盐罐排水频繁发黑情况，装置外委分析蓬莱老化油，具体性质见表1。

经分析，老化原油20 ℃密度为0.957 5 g/cm3，属于重质原油；含水量为47.5%左右，盐含量高达1 013.7 mg/L，同时老化油中的金属含量远高于正常原油。过高的金属含量导致其沉淀物含量高达1.88%，灰分含量高达1.43%。未经处理的老化油中P 含量为80.2 mg/L，Ni含量为34.6 mg/L，Al含量为537 mg/L。老化油中的胶质、沥青质以及S、N和金属化合物等成为天然乳化剂的存在，有利于在油水界面形成稳定的界面膜；另外，老化油的酸值高达4.6 mgKOH/g，有机酸同含金属的微小颗粒（如、硫化亚铁、硫酸钙等）产生很强的化学作用，将固体颗粒物分散在油水界面，形成强度更高的界面膜，单纯靠重力自然沉降分离不可能实现［4］。

综上所述，蓬莱老化油密度、粘度、沥青胶质含量高，还含有Fe、Na、Ca、Mg 等金属元素，这些成分是引起老化油高含水、脱水难的主要因素。

表1 蓬莱19-3老化原油一般性质

2.2 蓬莱19-3老化原油性质分析

在电脱盐排水发黑情况下，采集黑水样进行外委分析，发现电脱盐排水中含有大量的污油。将电脱盐排水水样，加热升温，油水分层后，对水质进行分析。排水中的电导率、悬浮物、Ca2+、水中含油及总有机碳含量都非常高，分析结果见表2。

表2 电脱盐排水（黑水）分析结果

2.3 排水换热器结垢原因

（1）加工原油性质较差，杂质及沥青质、胶质含量及水含量高，且水以高度乳化形式存在［5］，造成加工含老化油的蓬莱原油期间电脱盐破乳困难，排水频繁发黑，水质以1级电脱盐切水最差。

（2）因电脱盐破乳效果不好，导致电脱盐切水带油，大量污油进入换热器，污油附着换热器管束内表面形成油垢。同时在20%的无机盐中，碱式硫酸铁（Fe（OH）SO4）是1 种水处理絮凝剂，能将固体颗粒物包裹形成絮凝状态，在管束内粗糙表面沉积，形成垢物。换热器结垢样品分析见表3。

表3 换热器垢样分析

3 解决方案对比

针对以上2种主要造成换热器频繁结垢原因，装置经过多方筛选，可行方案有3 种。（1）优化原油质量。但上游开采原油难度大，老化油不可避免，研究老化油加工方案是长期过程；（2）增加助剂，缓解换热器结垢。对于助剂筛选需要做大量研究实验，且助剂加注需要高额成本；（3）流程上做简易改动缓解换热器结垢。

原油先经过1 级电脱盐罐然后至2 级、3 级脱盐罐，故1级电脱盐罐切水水质最差，2级切水水质较好。经过讨论，决定将2 种水质分开，分别换热出装置，减少换热器污染。故决定实施第3 种方案，该方案成本最低，见效最快。

4 工艺流程变更前后对比

改造前，电脱盐1 级、2 级切水至换热器E01～E07 等7 台换热器，冷却后至污水处理厂。当电脱盐切水发黑时，1 级、2 级切水同时进入事故罐，但是实际情况表现为1级切水发黑，2级切水正常，受流程限制将导致大量污水进入事故罐，同时经过流动过程介质的混合造成油与水过度乳化，难以分成，需要至膜传质单元进行处理。

改造后，将切水流程由串联改为并联。将水质较差的1 级切水通过E-03、E-04 换热后至污水处理厂，并增加1 路至事故罐流程。水质较好的1级切水通过E-01、E-02、E-05、E-06、E-07 换热后与1级切水合并至污水处理厂，避免该流程换热器受污染。1 级切水增加单独至事故罐流程，保证2级切水正常至污水处理厂调节罐，避免事故罐超负荷，同时降低污水处理费用。改造前的工艺流程见图1，改造后工艺流程见图2。

图1 改造前工艺流程

图1 改造后工艺流程

5 实际应用效果与效益

5.1 实际应用效果

（1）该流程于2018年1月投用，下半年清洗含盐污水换热器3 台，2019 年4 月18 日开工后至9 月20 日含盐污水换热器只清洗1 台（E503A），同时出装置混合温度控制在≤45 ℃，较2017 年清洗43 台明显下降。按目前控制可以实现含盐污水换热器清洗台数控制在8台以内，较2017年下降81.4%。

（2）以2018 年电脱盐排水发黑35 次计算，利用该改造流程将电脱盐1 级切水单独走事故罐流程，B 罐切水走调节罐流程可降低黑水量12 250 t（以每次排黑水过程5 h，B罐切水以70 t/h计算）。

5.2 经济效益

（1）减少换热器清洗35 台/a，按照检修费用2×104元/台计算，可节约检修费用70×104元；

（2）减少污水产生12 250 t/a，正常污水处理费用26 元/t，黑水处理费用700 元/t（沉降后），每t 黑水大约有40%水可以脱除至正常调节罐，污水处理费用节约：（700-26）×12 250=482.6×104/a，总经济效益：70+482.6=552.6×104元/a。

6 结论

电脱盐排水换热流程的变更可以降低黑水产量12 250 t/a。通过电脱盐排水换热器流程的变更可节约施工费及污水处理费用总计622×104元/a。换热器检修频次降低可以减少设备检修造成的安全风险，同时降低员工劳动强度。