本文是一篇工程硕士论文，笔者对比了电脱盐系统三种改造方案，选择了无需切除原运行电脱盐罐，且改造施工过程中不影响脱后原油盐含量的方案。
第1章绪论
1.1大庆炼化公司350万吨/年常减压装置简介
本装置是20万吨/年润滑油工程的龙头，是加工大庆原油的润滑油型常减压装置。设计生产能力为350万吨/年大庆原油，年开工8000小时。本装置由中国石化总公司北京设计院设计，由大庆石油管理局油建公司和大庆市第二建筑公司等单位共同施工建设。装置于1996年3月破土动工，1997年8月7日进原油试运开工，10日10时生产出合格产品，投产一次成功。
该装置主要由电脱盐系统、初馏系统、常压分馏系统、减压分馏系统，主要产品有汽油、3＃航空柴油、0＃柴油、–35＃柴油、军用柴油、中性润滑油基础油、渣油等产品。
随着原油开采的不断深入，浅层高质量原油减少，劣质原油不断增多，对于原油预处理技术（电脱盐脱盐脱水技术）的要求不断提高。目前大庆炼化公司常减压装置面临的原油劣质化问题尤为突出，脱后原油盐含量经常出现超标。
350万吨/年常减压装置电脱盐系统采用两级电脱盐罐，在2018年至2019年期间对电脱盐罐的电极结构与电控系统进行改造：将电极板间距250缩小至150mm；取消弱电场，极板总高度约1000压缩至300mm；极板安装高度提高至中线以上300mm，并将电极系统的由格栅式改为纯钢板式。改造后原油在电极板间的停留时间由原来的15分钟以上降低至5分钟以下，最高电场强度由760V/cm提高至1667V/cm。改造后脱后原油盐含量有所降低，但未达到理想效果。
如表1.1所示，2020年1-9月的脱前原油盐含量平均值为9.84mg/L，因大庆原油属于低硫原油，盐含量不高，对进入常减压装置的原油盐含量未设置管控指标。根据《炼油装置工艺防腐运行管理规定》，脱后原油盐含量（≤3mg/L）合格率＞98.5%，350万吨/年常减压装置2020年1-9月合格率平均值为57.62%，均不达标，最低仅为19.35%。
1.2石油炼制过程中除盐、除水的目的
随着石油的连续开采，各大油田已进入采油的中末期，石油开采难度日益增大，原油重质化及劣质化的趋势日益明显。原油中本身含有大量的无机盐，如钠、钙、镁盐等，另外一部以油溶性的有机化合物的形式存在，如环烷酸盐、酚盐等[6]，在开采过程中，不可避免的混入较多的泥沙、机械杂质等，随着石油深度开采和第三次采油技术的应用，各种油田助剂、驱油剂、高分子聚合物被使用到开采过程中，这些化学物品混入原油，与原油一起输送至炼油装置，若不对其进行脱除，将给石油炼制设备带来严重的腐蚀和结垢，如造成常减压蒸馏装置塔顶冷凝系统的腐蚀[7]，且会对二次加工装置造成严重影响，如使催化裂化装置中的催化剂失活，使加氢装置床层堵塞[8]，轻则影响设备的传热效率，给产品质量控制带来一定难度，增加装置的生产成本，重则导致管线堵塞或泄漏被迫停工检修，甚至引发安全问题[9]。因此，必须通过电脱盐设备，将原油中的盐类除去。实践表明，在炼油厂电脱盐操作中，会同时将相当数量的可滤性固体物质脱除出来，这也有利于减速装置冷换设备和加热炉管的污垢，提高传热效率，延长开工周期。
原油中的水对常减压蒸馏装置的影响更为明显和直接，如果原油中的水脱除效果差，会造成初馏塔顶压力升高，初馏塔安全阀起跳，严重影响装置平稳运行。
第2章电脱盐系统改造方案
2.1改造的背景
根据《炼油装置工艺防腐运行管理规定》要求，常减压装置脱后原油的含盐指标需≤3mg/L，合格率≥98.5%。而在电脱盐系统改造前，大庆炼化公司350万吨/年常减压装置2020年1-10月脱后原油合格率仅为42.12%，远低于炼油板块98.5%的指标要求，对自身装置及后续装置的腐蚀管控造成了很大影响。因此，电脱盐系统的优化改造迫在眉睫。
装置在改造之前已尝试过多个厂家提供的破乳剂，效果均不明显。为了彻底解决脱后原油含盐高的问题，经与公司相关部门沟通，装置决定对电脱盐罐进行升级改造。由于常减压装置肩负着后续多套装置的原料供应，若将装置停工进行改造，势必造成多套装置停工，造成巨大的经济损失。为了最大程度地减少损失，经过与公司沟通交流，装置最后决定进行在线升级改造，在原有两级电脱盐罐的基础上，增加一级电脱盐罐，且为了进一步提高原油性质，在储运部同时进行相应的储罐升级改造，提高原油在储罐中的沉降时间，提高油水分离效果，降低进装置原油中的水分。
2.2改造前流程介绍
2.2.1原油流程介绍
如图2.1所示，脱前原油经换热器预热至120℃左右后，经过注破乳剂、注水，再经静态混合器充分混合后，从电脱盐罐D-1/1底部进入，在电脱盐罐D-1/1经过油水分离后，原油从顶部离开，再次经过注破乳剂、注水，以及静态混合器混合后，进入电脱盐罐D-1/2，经过油水分离，原油从电脱盐罐D-1/2顶部离开，进入脱后原油预热系统。原油在进入电脱盐罐D-1/1之前，有两条跨线可分别跨至电脱盐罐D-1/2的入口和出口，可分别实现电脱盐罐D-1/1切除以及电脱盐罐D-1/1和D-1/2同时切除，用于对电脱盐罐的检修，如图2.1中粗黑色线条所示。
2.2.2注水流程介绍
为了节约用水，电脱盐注水方式采用的是循环注水。如图2.1所示，电脱盐注水罐D-16内的净化水，经电脱盐罐注水泵P-25升压后，经过换热器E-49、E-48加热至110-
120℃后注入至电脱盐罐D-1/2原油入口，注水原油在电脱盐罐内经过油水分离后，含盐污水从电脱盐罐D-1/2底部切出，经过循环注水泵P-34/1.2增压后，再注入至电脱盐罐D-1/1原油入口，电脱盐罐D-1/1内油水经过充分混合后分离，含盐污水从电脱盐罐D-1/1底部切出，经换热器E-49、EW-14降温至60-70℃后输送至污水处理装置。电脱盐注水泵P-25注水线有一条跨线可直接注入至电脱盐罐D-1/1入口，此流程一般在电脱盐罐D-1/1检修时使用，用于置换电脱盐罐D-1/1中的原油，如图2.1中蓝色线条所示。
在较早的常减压蒸馏装置中，为提高油水混合强度，电脱盐注水点在原油泵入口，但考虑到离心泵的过度混合，增加破乳难度，目前大部分装置将注水点移至换热系统后进脱盐罐前。也有的将注水点放在原油泵出口进换热系统前，可使油水充分混合，取消静态混合器，又避开离心力的过度混合；洗涤水的注入还可减少无机盐和悬浮物在换热器中结垢，有利于提高传热系数。本装置原油泵出口的换热流程中设置了注水点，实际操作中，根据原油的含盐、含水量来进行调整，对于易乳化原油，注水点应在混合阀前，对于含盐较高的原油，可在原油泵之后的换热流程中注入，而且要提高注入量。
第3章超声波破乳工艺研究......................25
3.1原油中的乳化液..................................25
3.2原油的破乳方式.................................25
3.3破乳剂破乳机理...............................26
第4章电脱盐系统工艺参数优化..........................30
4.1原油性质分析...................................30
4.2脱后原油分析方法介绍...................31
4.3电脱盐运行参数优化调整..................................34
结论...........................49
第4章电脱盐系统工艺参数优化
4.1原油性质分析
调整过程中，原油性质如表4.1所示，可以看出，大庆原油硫含量为1230ug/g，小于0.5%，属于低硫原油。
结论
对比了电脱盐系统三种改造方案，选择了无需切除原运行电脱盐罐，且改造施工过程中不影响脱后原油盐含量的方案。改造后对系统进行检查、调试、吹扫、处置，快速实现投用，并在此基础上，进一步对超声波破乳系统进行了改造，停用了原油注破乳剂，投用了超声波破乳系统。对改造后电脱盐系统运行参数进行优化，改造及优化前后电脱盐系统脱盐效果如下：
（1）三级电脱盐系统改造后脱后原油盐含量（≤3mg/L）合格率由63.33%提高至100%，脱后原油盐含量（≤2mg/L）合格率由0%提高至19.35%，脱盐率由71.54%提高至75.17%。
（2）超声波系统改造后脱后原油盐含量（≤2mg/L）合格率由19.35%提高至41.93%，脱盐率与改造前基本持平。
（3）通过对影响电脱盐系统的各项参数进行优化调整，确定了电脱盐系统的最优运行参数，电脱盐罐温度135℃、压力0.75-0.85MPa、混合强度55-65kPa、界位30-40%、电流22-25A、注水量5-6%。
（4）电脱盐系统运行参数优化后脱后原油盐含量（≤2mg/L）合格率由41.93%提高至96.78%，脱盐率提高至84.75%。
（5）在对电脱盐系统的各项参数优化调整过程中，脱后原油盐含量均存在不同的变化，而脱后原油水含量却始终保持在0.25%-0.3%之间，变化幅度较小。从目前来看，通过调整电脱盐系统运行参数可能无法解决脱后原油含水较高的问题，需进行进一步研究。
参考文献（略）
