浅谈石化厂炼油循环水处理存在的问题与对策
时间: 2014-10-20 09:33:19 来源: 东莞市海韵水处理科技有限公司
一 、系统存在的问题及原因
循环水系统为近70台冷却器提供冷却水，设备主要材质为碳钢，设计循环水量与保有水量非常接近（1：1.4），要求浓缩倍数达到2-3，实际浓缩倍数只有1.3-2.2，系统设计为有压回水和无压回水两部分，无压回水主要来自机泵密封冷却水和少数水冷器回水，目前系统存在下列问题：
1、浓缩倍数低
达不到设计的浓缩倍数，主要原因是系统存在漏点，无压回水管线全部埋地1.5米，无法查找漏点，目前发现的两个较大的漏点是催化主风机房两个φ100的无压回水地漏向污水沟跑水，由于工艺原因暂时还无法处理；此外，今年11月份我们还查到循环水窜入新水现象，常压、催化、空压站都设有循环水和新水连通线，防冻期连通线打开，以上情况都造成补水量骤增，浓缩倍数很低，浓缩倍数越低，系统消耗的新鲜水越多，计算补水量20m3/h，实际补水量27m3/h，高峰时补水达60 m3/h，一年多补5.6万方新鲜水，多消耗3吨水稳剂，经济损失很大。
2、工艺物质泄漏
物质泄漏造成的污染对水处理是极大的挑战，随着设备的老化，尤其是装置加工含硫量高的原油以来，2001年水冷器频频泄漏，炼油循环水长期带油运行，对查出7台内漏的水冷器分析泄漏原因主要有：
1、水冷器的工艺侧硫腐蚀
2、水侧电化学腐蚀和生物化学腐蚀，漏油造成生物粘泥急速生长，垢下腐蚀加剧，严重腐蚀又导致内漏，形成恶性循环；
3、检修公司在检修水冷器时试压、安装质量不合格；
水冷器内漏严重时循环水含油量高达50 mg/l。漏油为微生物滋长提供了营养物质，引起水的浊度增大，大量的粘泥附着在水冷器管束内壁、封头以及流速较低处，大大降低了换热器热效率，内漏最严重的催化吸收油冷却器打开时发现管束内表面结垢较往年不同，垢层厚度有3-5mm，有分层现象，80%的垢层是生物粘泥，10%为附着在粘泥外表面的油垢，由此可推断大部分水冷器粘泥附着严重，长期漏油导致炼油循环水系统无法满足一年一清洗的最基本要求。
3、水处理配方无法满足生产要求
我厂化肥循环水与炼油循环水工况不同，但使用的配方主剂都是仿日本栗田公司S-113产品，主要由共聚物、HEDP和苯丙三氮唑（铜缓蚀剂）组成，该药剂是由具有分散性能的磺酸盐共聚物作为主剂，阻垢性能较强，适应于高浓缩倍数（2.5-3.5）下运行，在结垢趋势变强、腐蚀趋势变弱的高浓缩倍数情况下才能有效发挥其缓蚀阻垢作用，反之，在浓缩倍数小于2.5倍时则暴露其弱点，即不能抑制腐蚀，阻垢效果又发挥不出来，这就是为什么同样的配方，在化肥循环水（高浓缩倍数）应用情况良好而在炼油循环水不尽人意的原因。
此外，炼油水处理配方中设计使用1227剥离剂，在含油循环水系统中会失效，因为该药剂是一种表面活性剂，易使油类乳化，这一竞争反应使1227的杀生作用大大降低，漏油严重时剥离剂加到100ppm以上，系统浊度上升仍不明显，因此目前的药剂配方需要针对漏油、生物粘泥量大、浓缩倍数低等特点进行调整。
4、系统循环水量分配不均匀，无计量和平衡措施
炼油各装置循环水供水管线管径不同，布水情况较复杂，我们曾对炼油各装置循环水量实测：常压进水总量287m3/h，负担16台水冷器；催化进水总量420m3/h，负担22台水冷器，3台气压机冷却；液化气进水总量502m3/h，负担7台水冷器，5台冰机气缸冷却，测量数据显示供水量不平衡，各装置进水没有流量计，造成水量无法按需求平衡调整，循环水场出口压力表显示6kgf/cm2，送到给水量最大的液化气有4kgf/cm2，而到催化装置只有2 kgf/cm2左右。
另外催化装置部分冷却器水量存在不平衡问题，如催化框架3层冷201/1#实测流量37.2 m3/h，2#只有6.81 m3/h，2台换热器共用一根支管供水，距该换热器理论需水量相差较远，今年大检修将这两台水冷器进水管改为并联接到供水总管上后，换热效果较以前有很大提高，因此工艺上平衡调整装置和换热器的冷却水量是保证换热效果的基本要素。
如果今后炼油装置改扩建仍采用原配套循环水，那么对循环水系统的改造是很有必要的，改造的目的是合理配置水量，确保送到各装置的循环水压力、流量充分满足工艺需要。
5、催化装置供水压力低
催化装置处于供水线路的末端，地面供水压力只有1.5kgf/cm2，导致了低流速区沉积加剧，换热效率大大降低，无法满足生产需要。今年大检修常压、重整、液化气装置停工后，催化水压上升到2.5 kgf/cm2，冷却效果较好。
6、查漏制度不完善，漏点长期查不出来，对系统影响严重
泄漏对系统造成的危害众所周知，快速切除漏点可将危害程度降到最低，而我厂查漏工作进行的十分困难，主要表现在：
1、各装置进水和回水都没有取样点，无法缩小范围查找，水冷器水侧出口均无取样点，无法对单台水冷器查漏；
2、缺乏有效的监测机制，除重油外，漏油后无法确定是什么油；油含量分析有出口油含量低于进口油含量的现象；炼油循环水油含量分析每月才做一次，无法及时掌握泄漏情况。
3、工艺车间对泄漏重视不够，认为影响的不是自己车间；由于缺乏有效手段，水冷器每次查漏需要将水侧进出口切死，易造成阀芯脱落、泄漏等问题，有些换热器温度在200℃以上，切死冷路是非常危险的，这些都造成车间不愿查漏。
观察内漏的水冷器，管程内表面粘泥上覆盖着油膜，油膜又吸附了滋生的粘泥，如此循环往复，形成一层层颜色不同的垢层，不及时查出漏点导致水冷器管程比壳程还脏。
7、水质监测不完善
水处理目的在对腐蚀速度、结垢速度的控制和水冷器热效率的提高，目前我厂只停留在水质指标的监测，对处理效果（如腐蚀率、结垢速度、生物粘泥量）都没有掌握，这种管理方式是被动的，无法及时调整操作和配方，造成了日常指标都合格、处理效果反而不好的怪现象。
二、解决问题的办法
1、为尽可能提高浓缩倍数，系统回水尽量改为有压回水，将主风机中冷器回水、气压机冷却回水、空压站回水改造为有压回水；割除循环水与新水连通线，杜绝两水互窜；彻底清查跑水点，减少水量和药剂损失；
2、水冷器试压、安装、热紧有专人监督，杜绝这些环节有可能造成的水冷器内漏事故；
3、大力推广炼油换热器的PVD防腐；
4、委托水处理剂评定中心筛选适合的水处理配方，采用性能优良、技术服务可靠的药剂配方；
5、与供药厂家签定技术服务协议，保证腐蚀率和结垢率控制在股份公司规定的范围之内。
6、在炼油各装置循环水进口安装流量计，改造配水管线，根据需要量精细调节，确保系统水量平衡；
7、由于催化装置供水压力低，在该装置循环水进水安装一台管道增压泵（并增加一条旁路，防止泵坏），提高装置循环水压力；
8、在各装置循环冷却水总管上安装可控取样点，在关键水冷器水侧进出口安装可控取样点，便于及时查出漏点。
9、安装炼油循环水监测换热器，定期进行水质监测，掌握水处理效果，及时调整配方，
10、加大管理力度，建立循环水冷器查漏制度、水质监测制度，对炼油循环水浊度控制、水池入口过滤网设置、旁滤池控制、生物粘泥量控制严格考核。
有效的冷却直接关系到装置的产量和利润，为确保我厂炼油装置的长周期高负荷低能耗运行，对炼油循环水的技术改造势在必行，水质管理工作需要长抓不懈。