淺談石化廠煉油循環(huán)水處理存在的問題與對策
時間: 2014-10-20 09:33:19 來源: 東莞市海韻水處理科技有限公司
一 、系統(tǒng)存在的問題及原因
循環(huán)水系統(tǒng)為近70臺冷卻器提供冷卻水，設(shè)備主要材質(zhì)為碳鋼，設(shè)計循環(huán)水量與保有水量非常接近（1：1.4），要求濃縮倍數(shù)達(dá)到2-3，實際濃縮倍數(shù)只有1.3-2.2，系統(tǒng)設(shè)計為有壓回水和無壓回水兩部分，無壓回水主要來自機泵密封冷卻水和少數(shù)水冷器回水，目前系統(tǒng)存在下列問題：
1、濃縮倍數(shù)低
達(dá)不到設(shè)計的濃縮倍數(shù)，主要原因是系統(tǒng)存在漏點，無壓回水管線全部埋地1.5米，無法查找漏點，目前發(fā)現(xiàn)的兩個較大的漏點是催化主風(fēng)機房兩個φ100的無壓回水地漏向污水溝跑水，由于工藝原因暫時還無法處理；此外，今年11月份我們還查到循環(huán)水竄入新水現(xiàn)象，常壓、催化、空壓站都設(shè)有循環(huán)水和新水連通線，防凍期連通線打開，以上情況都造成補水量驟增，濃縮倍數(shù)很低，濃縮倍數(shù)越低，系統(tǒng)消耗的新鮮水越多，計算補水量20m3/h，實際補水量27m3/h，高峰時補水達(dá)60 m3/h，一年多補5.6萬方新鮮水，多消耗3噸水穩(wěn)劑，經(jīng)濟損失很大。
2、工藝物質(zhì)泄漏
物質(zhì)泄漏造成的污染對水處理是極大的挑戰(zhàn)，隨著設(shè)備的老化，尤其是裝置加工含硫量高的原油以來，2001年水冷器頻頻泄漏，煉油循環(huán)水長期帶油運行，對查出7臺內(nèi)漏的水冷器分析泄漏原因主要有：
1、水冷器的工藝側(cè)硫腐蝕
2、水側(cè)電化學(xué)腐蝕和生物化學(xué)腐蝕，漏油造成生物粘泥急速生長，垢下腐蝕加劇，嚴(yán)重腐蝕又導(dǎo)致內(nèi)漏，形成惡性循環(huán)；
3、檢修公司在檢修水冷器時試壓、安裝質(zhì)量不合格；
水冷器內(nèi)漏嚴(yán)重時循環(huán)水含油量高達(dá)50 mg/l。漏油為微生物滋長提供了營養(yǎng)物質(zhì)，引起水的濁度增大，大量的粘泥附著在水冷器管束內(nèi)壁、封頭以及流速較低處，大大降低了換熱器熱效率，內(nèi)漏最嚴(yán)重的催化吸收油冷卻器打開時發(fā)現(xiàn)管束內(nèi)表面結(jié)垢較往年不同，垢層厚度有3-5mm，有分層現(xiàn)象，80%的垢層是生物粘泥，10%為附著在粘泥外表面的油垢，由此可推斷大部分水冷器粘泥附著嚴(yán)重，長期漏油導(dǎo)致煉油循環(huán)水系統(tǒng)無法滿足一年一清洗的最基本要求。
3、水處理配方無法滿足生產(chǎn)要求
我廠化肥循環(huán)水與煉油循環(huán)水工況不同，但使用的配方主劑都是仿日本栗田公司S-113產(chǎn)品，主要由共聚物、HEDP和苯丙三氮唑（銅緩蝕劑）組成，該藥劑是由具有分散性能的磺酸鹽共聚物作為主劑，阻垢性能較強，適應(yīng)于高濃縮倍數(shù)（2.5-3.5）下運行，在結(jié)垢趨勢變強、腐蝕趨勢變?nèi)醯母邼饪s倍數(shù)情況下才能有效發(fā)揮其緩蝕阻垢作用，反之，在濃縮倍數(shù)小于2.5倍時則暴露其弱點，即不能抑制腐蝕，阻垢效果又發(fā)揮不出來，這就是為什么同樣的配方，在化肥循環(huán)水（高濃縮倍數(shù)）應(yīng)用情況良好而在煉油循環(huán)水不盡人意的原因。
此外，煉油水處理配方中設(shè)計使用1227剝離劑，在含油循環(huán)水系統(tǒng)中會失效，因為該藥劑是一種表面活性劑，易使油類乳化，這一競爭反應(yīng)使1227的殺生作用大大降低，漏油嚴(yán)重時剝離劑加到100ppm以上，系統(tǒng)濁度上升仍不明顯，因此目前的藥劑配方需要針對漏油、生物粘泥量大、濃縮倍數(shù)低等特點進行調(diào)整。
4、系統(tǒng)循環(huán)水量分配不均勻，無計量和平衡措施
煉油各裝置循環(huán)水供水管線管徑不同，布水情況較復(fù)雜，我們曾對煉油各裝置循環(huán)水量實測：常壓進水總量287m3/h，負(fù)擔(dān)16臺水冷器；催化進水總量420m3/h，負(fù)擔(dān)22臺水冷器，3臺氣壓機冷卻；液化氣進水總量502m3/h，負(fù)擔(dān)7臺水冷器，5臺冰機氣缸冷卻，測量數(shù)據(jù)顯示供水量不平衡，各裝置進水沒有流量計，造成水量無法按需求平衡調(diào)整，循環(huán)水場出口壓力表顯示6kgf/cm2，送到給水量最大的液化氣有4kgf/cm2，而到催化裝置只有2 kgf/cm2左右。
另外催化裝置部分冷卻器水量存在不平衡問題，如催化框架3層冷201/1#實測流量37.2 m3/h，2#只有6.81 m3/h，2臺換熱器共用一根支管供水，距該換熱器理論需水量相差較遠(yuǎn)，今年大檢修將這兩臺水冷器進水管改為并聯(lián)接到供水總管上后，換熱效果較以前有很大提高，因此工藝上平衡調(diào)整裝置和換熱器的冷卻水量是保證換熱效果的基本要素。
如果今后煉油裝置改擴建仍采用原配套循環(huán)水，那么對循環(huán)水系統(tǒng)的改造是很有必要的，改造的目的是合理配置水量，確保送到各裝置的循環(huán)水壓力、流量充分滿足工藝需要。
5、催化裝置供水壓力低
催化裝置處于供水線路的末端，地面供水壓力只有1.5kgf/cm2，導(dǎo)致了低流速區(qū)沉積加劇，換熱效率大大降低，無法滿足生產(chǎn)需要。今年大檢修常壓、重整、液化氣裝置停工后，催化水壓上升到2.5 kgf/cm2，冷卻效果較好。
6、查漏制度不完善，漏點長期查不出來，對系統(tǒng)影響嚴(yán)重
泄漏對系統(tǒng)造成的危害眾所周知，快速切除漏點可將危害程度降到最低，而我廠查漏工作進行的十分困難，主要表現(xiàn)在：
1、各裝置進水和回水都沒有取樣點，無法縮小范圍查找，水冷器水側(cè)出口均無取樣點，無法對單臺水冷器查漏；
2、缺乏有效的監(jiān)測機制，除重油外，漏油后無法確定是什么油；油含量分析有出口油含量低于進口油含量的現(xiàn)象；煉油循環(huán)水油含量分析每月才做一次，無法及時掌握泄漏情況。
3、工藝車間對泄漏重視不夠，認(rèn)為影響的不是自己車間；由于缺乏有效手段，水冷器每次查漏需要將水側(cè)進出口切死，易造成閥芯脫落、泄漏等問題，有些換熱器溫度在200℃以上，切死冷路是非常危險的，這些都造成車間不愿查漏。
觀察內(nèi)漏的水冷器，管程內(nèi)表面粘泥上覆蓋著油膜，油膜又吸附了滋生的粘泥，如此循環(huán)往復(fù)，形成一層層顏色不同的垢層，不及時查出漏點導(dǎo)致水冷器管程比殼程還臟。
7、水質(zhì)監(jiān)測不完善
水處理目的在對腐蝕速度、結(jié)垢速度的控制和水冷器熱效率的提高，目前我廠只停留在水質(zhì)指標(biāo)的監(jiān)測，對處理效果（如腐蝕率、結(jié)垢速度、生物粘泥量）都沒有掌握，這種管理方式是被動的，無法及時調(diào)整操作和配方，造成了日常指標(biāo)都合格、處理效果反而不好的怪現(xiàn)象。
二、解決問題的辦法
1、為盡可能提高濃縮倍數(shù)，系統(tǒng)回水盡量改為有壓回水，將主風(fēng)機中冷器回水、氣壓機冷卻回水、空壓站回水改造為有壓回水；割除循環(huán)水與新水連通線，杜絕兩水互竄；徹底清查跑水點，減少水量和藥劑損失；
2、水冷器試壓、安裝、熱緊有專人監(jiān)督，杜絕這些環(huán)節(jié)有可能造成的水冷器內(nèi)漏事故；
3、大力推廣煉油換熱器的PVD防腐；
4、委托水處理劑評定中心篩選適合的水處理配方，采用性能優(yōu)良、技術(shù)服務(wù)可靠的藥劑配方；
5、與供藥廠家簽定技術(shù)服務(wù)協(xié)議，保證腐蝕率和結(jié)垢率控制在股份公司規(guī)定的范圍之內(nèi)。
6、在煉油各裝置循環(huán)水進口安裝流量計，改造配水管線，根據(jù)需要量精細(xì)調(diào)節(jié)，確保系統(tǒng)水量平衡；
7、由于催化裝置供水壓力低，在該裝置循環(huán)水進水安裝一臺管道增壓泵（并增加一條旁路，防止泵壞），提高裝置循環(huán)水壓力；
8、在各裝置循環(huán)冷卻水總管上安裝可控取樣點，在關(guān)鍵水冷器水側(cè)進出口安裝可控取樣點，便于及時查出漏點。
9、安裝煉油循環(huán)水監(jiān)測換熱器，定期進行水質(zhì)監(jiān)測，掌握水處理效果，及時調(diào)整配方，
10、加大管理力度，建立循環(huán)水冷器查漏制度、水質(zhì)監(jiān)測制度，對煉油循環(huán)水濁度控制、水池入口過濾網(wǎng)設(shè)置、旁濾池控制、生物粘泥量控制嚴(yán)格考核。
有效的冷卻直接關(guān)系到裝置的產(chǎn)量和利潤，為確保我廠煉油裝置的長周期高負(fù)荷低能耗運行，對煉油循環(huán)水的技術(shù)改造勢在必行，水質(zhì)管理工作需要長抓不懈。