原油稳定装置（共7篇）
原油稳定装置 篇1
摘要：苏一原稳站位于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗吉布胡郎图苏木, 由于其地理位置以及环境温度的特点, 对装置进行一系列的摸索与改造, 并在此基础上确定了装置“自平衡”运行方式。通过近2年的考核结果表明, 苏一原稳加热炉燃烧气能够达到自给自足目的, 节约用干气43×104m3/年, 实现装置脱出气“零”排放。并且节约空气压缩系统的建设以及锅炉系统建设的投入。轻烃收率等各项装置参数指标均能符合设计要求, 在技术、经济上均适合偏远“极寒”地区且没有干气气源的正压原稳装置。
关键词：正压原稳,加热炉,自平衡,轻烃收率
1 装置概况
1.1 概况
苏一原稳装置位于海拉尔油田苏131作业区内, 与苏一联合站相邻, 所在地隶属于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗, 由大庆石油设计院设计。
苏一原稳装置采用微正压闪蒸稳定工艺对原油进行稳定。设计原油处理量100×104t/a, 不凝气量241.92×104N m3/a (0.73×104Nm3/d) 。
1.2 装置流程简介
未稳定原油分成两路进入原油缓冲罐。原油经原油泵加压计量后进原油换热器, 原油与稳后原油换热升温至97℃, 再经加热炉加热, 升温至120℃后进入原油稳定塔, 稳定塔操作压力为0.10MPa, 操作温度为120℃。塔顶气相经空冷器冷却后进入三相分离器, 在0.10MPa压力下进行油、气、水三相分离。分离出的轻烃经泵加压进轻烃储罐储存。
2 自平衡系统建立目的与意义
2.1 自平衡系统定义
所谓原稳装置自平衡, 主要就是指无需单独配备干气气源, 不用单独建立装置供热系统 (锅炉房) 、空气压缩系统 (空压站) 等辅助系统, 装置能够安全平稳运行的运行方式, 就是原稳装置自平衡。
2.2 改造前装置运行模式
装置投产初期, 加热炉燃烧系统主要为燃油为主。在实际运行中, 燃油会造成加热炉炉管外表面结焦, 造成加热炉燃烧效率降低。稳定塔脱出气通过火炬系统外放燃烧, 脱出气压力0.9MPa。由于装置所处地理位置冬季最低气温能够达到-50℃。脱出气在火炬放空系统管线内凝析出大量轻烃, 而且燃烧脱出气对环境造成污染, 对资源造成浪费。
3 自平衡系统的建立
3.1 加热炉燃烧系统
3.1.1 塔顶脱出气的应用
将脱出气 (0.1PMa) 作为加热炉的燃料气。这样既解决了脱出气外放燃烧带来的安全隐患, 又节省了燃油。为了防止脱出气进入燃烧器之前凝析出轻烃, 通过改造, 利用加热炉出口温度120℃与脱出气管线共同保温, 达到脱出气增温目的。
由于管线之间的接触面积较小, 导致换热面积不大, 但是通过共同保温的措施, 在实际测量的温度是换热前燃料气温度为20℃左右, 换热后能够达到42℃左右, 并且没有发现凝析出的液态轻烃。利用现有的热源, 解决了因燃烧气温度低而凝析出轻烃的问题。
3.1.2 加热炉燃烧器系统配套改造
通过改造, 选定了可以满足加热炉燃油、燃气、油气混烧三种工况的燃烧器, 燃烧器参数见表1。
为了满足新型燃烧器燃料油的压力为2.0MPa以上的要求, 在原油泵房为燃料油系统配合了燃油增压泵, 使原油由0.5Mpa增加到2.0MPa以上。将利用稳后油泵出口压力, 作为燃料油系统动力源。
3.2 电动阀门控制
大多数原油稳定装置调节阀与开关阀均为气动控制, 气动与电动各有优缺点, 通过实际需要对比分析, 电动阀与气动阀各有优缺点, 但对于海拉尔高寒地区采用电动阀进行控制较为优秀最终确定使用电动阀。
3.3 装置伴热系统应用
通过对装置伴热系统的研究与应用, 在不用增加锅炉系统投入的情况下, 装置能够保证在极寒的环境温度下安全平稳运行。
4 自平衡系统运行考核
在确定自平衡系统运行模式后, 对装置的主要运行参数与装置产能分别进行考核。
通过考核, 自平衡系统能够适应在高寒地区的原稳装置的需要, 而且主要运行参数与装置产能均能够达到设计要求。而且, 通过自平衡系统的应用, 装置年节约干气43×104m3, 燃料油 (原油) 800t。并且节约了相关气动阀 (空压系统) 、蒸汽伴热 (锅炉系统) 的建设投入费用。
5 结束语
通过自平衡研究自平衡系统与实际应用, 拓展了对原油稳定装置适应性开放思维。本着节能降耗的目的, 又能提高原油稳定装置的适应性, 才是此次研究自平衡系统的根本目的。自平衡系统适用于偏远“极寒”地区且没有干气气源的正压原稳装置。
高寒地区的原油稳定装置, 影响其安全平稳运行的最大因素就是冬季环境温度极低, 会造成轻烃系统、污水外排系统等管线、设备发生冻堵与故障, 从而影响整个装置的运行。为了降低环境因素对装置的影响, 对所有关键阀门安装保温箱, 各系统管线增加电伴热。为了确保电力系统能够在短时间停电的情况下仍然能够继续运行, 还安装了柴油式发电机组。
参考文献
[1]陈家庆.环保设备原油与设计.北京:中国石化出版社, 2008
[2]吴庆起.燃气管理.北京:化学工业出版社, 2009
原油稳定装置 篇2
关键词：原油稳定装置,加热炉,空气过剩系数,热效率,排烟温度,烟道挡板
1概述
萨南原油稳定装置加热炉为8.0 MW立式圆筒加热炉,设计处理原油350×104t/a,加热炉出口温度为130℃。该加热炉为负压炉,燃料为天然气,设有8个火嘴,主要由辐射室、对流室、燃烧器、余热回收系统、通风系统构成,采用强制通风方式,空气进入加热炉流程如图1所示。空气先通过加热炉上部空气预热器(余热回收)预热后,经鼓风机增压后进入辐射室,与燃料气混合燃烧,炉膛压力为-10~-60 Pa。运行中加热炉排烟温度在200℃左右,空气过剩系数在1.5左右,热效率在80%左右,耗气量为1.7×104m3/d。为了提高加热炉效率,减少耗气量,本文对空气过剩系数作了分析,通过改造、调整加热炉挡板控制面板,现场试验摸索空气过剩系数与加热炉各参数的关系规律,达到节能降耗的目的,经济效益显著。
2空气过剩系数对加热炉效率的影响
空气过剩系数为实际空气量与理论空气量之比,一般立式炉的过剩空气系数为1.05~1.15[1]。空气过剩系数过高,即通入加热炉的空气过多,会使炉膛出口温度升高,烟气量增加。由于烟气温度高于进入加热炉时空气的温度,这部分热量将随烟气排出,造成排烟温度升高,降低了加热炉的热效率。根据理论值,空气过剩系数(设计值1.15)每升高0.1,热效率降低0.5%~1%[2];反之,空气过剩系数过低,即通入加热炉的空气过少,会引起燃烧不完全,导致燃料气耗量增加,降低加热炉的热效率[3]。从运行数据上分析,萨南原油稳定装置加热炉空气过剩系数在1.5左右,因此,可判断空气过剩系数过高是造成加热炉排烟温度高、热效率低的主要原因。
3加热炉挡板控制面板改造
空气过剩系数主要由风门、气门和挡板合理调节来控制。该加热炉风门、气门采用的是自动配比,在保证燃料气压力在工艺范围内时无需人为操作风门、气门配比。因此,调节挡板开度为调整加热炉空气过剩系数的重要手段。但加热炉控制面板控制是调整为12个间断式挡位控制,每调整一个挡位挡板开度较大,参数变化也较大,无法实现精细控制,所以将控制面板挡位改为连续精确控制。
4空气过剩系数调整分析
根据生产实际对原油加热温度的要求,在调整燃料气量的同时,采取控制加热炉烟囱挡板的方法控制空气量,即控制空气过剩系数[4]。试验过程中当挡板开度达到22%时炉膛压力为-10 Pa,此时加热炉出现冒黑烟现象,说明空气量过少造成不完全燃烧,故未继续进行试验,具体试验结果见表1。
从表1、图2、图3可以看出,挡板开度从30%逐渐增加到100%,过剩空气系数从1.1增加到1.61,炉膛压力从-30 Pa降到-60 Pa,加热炉排烟温度从197.9℃增加到214.8℃,加热炉热效率明显降低(从84.92%降到77.3%),排烟损失增加,耗气量增加约23%;并且,过剩空气系数低于1.49后,加热炉效率升高较快。
因此,在保证原油加热温度的情况下,在调整燃料气量的同时,采取控制加热炉烟囱挡板的方法控制空气量,保证炉膛压力在-30~-50 Pa,提高加热炉运行效率,节约燃料气。如,当原油温度130℃时,加热炉挡板开度为40%~50%;当原油加热温度120℃时,加热炉挡板开度为25%~35%。通过调整加热炉挡板开度,每年可节约燃料气约67×104m3,节约费用约110万元。
5结论
通过对原油稳定装置加热炉空气过剩系数的分析及现场调整试验,得出以下结论:
1)空气过剩系数越高,加热炉排烟温度越高,排烟损失增加,耗气量增加,加热炉效率降低。过剩空气系数宜低于1.49,此时加热炉效率较高。
2)运行时控制炉膛压力在-30~-50 Pa,当原油处理量及加热温度在设计值附近时,加热炉挡板开度控制在40%~50%。
参考文献
[1]裴召华.提高管式加热炉热效率的措施[J].油气储运,2009(11):52-54.
[2]段光才,赵飞松.加热炉热平衡测试及分析[J].油气储运,2005(6):50-52.
[3]杜灯华.过剩空气系数α对管式加热炉的影响[J].化工设备与管道,2004(5):48-49.
[4]吴国忠,王东,董国强.加热炉空气过剩系数优化方法[J].油气田地面工程,2005(3):32.
原油在线含水计量装置的研制 篇3
关键词：原油,密度,在线计量,设计,实验
1 必要性
油料和油料产品的密度是其重要的的理化性质之一, 它不仅与半成品、成品的数量与质量的控制、检测有关, 而且对加强及提高生产过程的计量管理水平、促进科学研究及国内外贸易的发展密切相关。因而不论从技术或经济观点上, 密度的计量测试都是必不可少的。
2 目前技术现状
目前, 国内外现场使用的在线含水分析仪有许多种类, 常用的原油含水分析方法主要可分为振动管式测含水法、音叉测含水法、射线测含水法、质量流量计等等。
目前国内市场上在线含水分析仪由于价格十分昂贵, 并且存在不适合原油集输处理生产情况的变化环境, 加之我们没有掌握其核心技术, 给运行管理和维修工作造成不便, 因此我厂现在仅有少数单位使用。所以研究一种适合我们油田原油生产集输处理计量的原油在线密度计量设备是十分必要和迫切的。
3 主要研究内容
3.1 装置设计要点
(1) 检验原油在线密度计量装置的设计合理性; (2) 计算原油在线密度计量装置压力输出口之间的距离; (3) 常压和静压下数据测量的差距; (4) 在循环状态下计算原油在线密度计量装置压力输出口之间的距离; (5) 分析循环状态下常压和静压数据测量的差距; (6) 利用监测原油密度和已知原油密度及水的密度, 计算出在线原油含水。
3.2 技术原理
容器内充水后, 在不同的高度会产生不同的压力, 根据公式∆p=ρg∆H, 已知两个点的压力, 可以计算出这两点之间的距离。根据采集到的实验数据, 通过分析计算可以得到静压和常压情况下测得数据的差距, 同时也可以检验装置设计的合理性。同时也可以得出循环状态下静压和常压测得数据的差距, 进而分析循环状态下对设备的影响。根据公式a=1-ρ1/ρ通过已知原油密度与实测密度对比计算在线含水率。
3.3 技术路线
该装置的研究目的是为了替代目前在用的在线计量原油含水的仪表装置, 通过对竖直管路中, 高低两点压力的测量, 得出管路中混合原油的密度;通过计算的方法得出混合原油中的含水率。该装置如果实验成功, 则可替代目前在用的以质量流量计为主的计量装置, 大大降低计量装置的购置费;并且不受液量和原油物性的限制, 适用范围可以在站内, 也可在单井;具有很好的开发潜力。
4 装置设计和实验方案
4.1 设备简介
参看装置简图1原油通过进口旋流进入装置, 分出的气体可通过顶部连通管进入后端出口, 液相通过底部弯管溢流出, 有效减少了测量点受含气的影响, 并可以通过阀门控制测量点的流体状态, 从静止状态调节到完全管路状态, 为实验提供了较宽的范围。
4.2 装置安装误差的消除方法
根据目前我们使用的仪表及相关计算, 我们可将误差分为两项, 可消除误差及不可消除误差。
(1) 可消除误差:
计算过程如下:
取水为研究对象, ρ为1000kg/m3为, 当地海拔高度为10m, , 对重力加速度g的影响非常小, 取8.9m/s2, 两个压力表的测量点高度差为2400mm。
a.理论值:
b.计算值:由于设备的安装误差, H的最大偏差取4mm, 则产生:
由于仪表精度的误差, 仪表量程为0.3Mp, 误差为0.075%, 则产生:
c.计算误差:
(2) 不可消除误差主要是仪表精度误差、采集精度误差、偶然因素误差三种
1) 仪表精度误差:仪表量程为0.3Mp, 误差为0.075%;
2) 采集精度误差:1.5%
3) 偶然误差:可同时测量3组压力参数进行参考, 有效降低一组数据偶然性带来的误差, 0.5%
(3) 总的计算误差:2.075%
5 装置测试结论
5.1 原油在线含水计量装置的设计基本合理
本次试验对装置进行初步测试, 基本达到设计要求。在常压和静压下, 计算得出的数据基本相同, 总体误差在1.2%以下, 满足误差范围要求。当设备处于循环状态下, 阀门全开或者关闭, 所产生的误差非常大, 平均在3.3%以下, 完全在设计范围之外, 所以装置测量方法采用静态间歇式测量方法。
5.2 装置的优缺点分析
(1) 优点
1) 由于采用的是压差式测量密度的原理, 所以装置的测量误差较小;2) 该装置结构简单, 可以拆分成若干个组装单元:差压变送器、温度变送器、P L C数据采集系统等组块, 成本相对较低;3) 掌握核心技术, 维护维修极为方便, 运行成本低
(2) 缺点
1) 由于采用的是压差式测量密度, 所以整个设备的高度较大, 现场安装不便;2) 对流体介质的要求较高, 适合于清洁介质且含水率较低的成品原油;3) 装置安装在室外冬季运行困难, 不利于防冻凝工作。
6 社会效益分析预测
关于原油稳定压缩机的改进 篇4
1 原油稳定压缩机中引入变频器
压缩机启动时, 电机的电流会比额定电流高5~6倍, 不仅会影响电机的寿命, 而且还会消耗较多的电量。电机的速度是固定不变的, 而在实际使用过程中, 有时要以较低或较高的速度运行, 因此实行变频改造是非常必要的。变频器可以启动较小的电流获得较大的启动转矩, 即变频器可以启动重载负荷。它实行的是电机软启动, 通过改变设备输入电压频率达到节能调速的目的, 同时给设备提供过流、过压、过载等保护功能。
2 DCS的应用
2.1 DCS的概述
DCS又称分散控制系统, 是由多台计算机分别控制生产过程中多个控制回路, 同时又是可以集中获取数据、集中管理和集中控制的自动控制系统。它的控制功能比较分散, 但管理功能相对比较集中。这种将模块分散化的控制方式, 不仅可以改善控制的可靠性, 不会因某个计算机的小故障使整个系统失去控制;而且当管理级发生故障时, 下层的监控级仍具有独立控制能力, 每级之间独立又有联系, 各别控制器发生故障时不会对整个系统造成影响。DCS结构如图1所示。
2.2 DCS的结构特点
2.2.1 满足实时性、可靠性、扩充性的要求
由于网络对DCS系统的实时性、可靠性和扩充性有着严格的要求, 因此DCS针对这些基本的性能有精心的设计。实时性, 即确定的时间限度内完成信息的传送, 这里的“确定”是指在任何情况下信息的传送都能在这个时间完成, 它的通信网络有快速的实时响应能力。为增加可靠性, 采用双总线、环线或双重星线的网络拓扑结构, 且最大节点数量比实际的节点数量大几倍, 这样随时可以增加新的节点, 也迎合了扩充性的要求。
2.2.2 分层式的体系结构
第一层分散式的控制级直接面向工业对象, 由不同的控制器完成各自的控制, 完成各数据的采集和现场情况的信息整理, 并向上级 (即第二层监控级和CRT操作站) 发送报告, 检查各模块的正常工作运行;同时, 加入报警模块, 以便及时解决各模块出现的问题。第三层也是最顶层管理层, 主要由高档微机或小型的管理计算机构成, 为工厂的自动化综合体系和办公自动化系统服务。
2.2.3 有高速通信系统, 可综合控制
DCS的实时性使传输速率提高, 将各自的控制器和监控的计算机连接起来, 使得控制更加准确、高效。每个模块与计算机的连接, 便于了解分散控制和集中管理, 实现系统的综合调控。
2.2.4 加入CRT操作站, 可集中监测和操作
CRT是人—机接口, 具有可视角度大、无坏点、色彩还原度高、色度均匀、可以调节多种分辨模式且响应时间极短的优势, 这样的显示器是一个图像更加精细的电视机, 性价比也比LED高很多。
2.2.5 节能
该系统是对新型环保循环流换床补然锅炉和余热电站的控制方案的有益尝试。实践证明, 该系统具有良好的性能价格比, 可以最大程度地满足安全性要求高和控制复杂的特点, 环保节能效益显著。
3 报警停机控制
安全性是原油工业中的一个重要因素, 加工中易燃易爆设备的安全性不易控制。引入DCS控制系统, 将各部分功能分散化, 每部分出现故障时不会引起大的安全问题, 也便于故障得到及时解决。报警停机控制由安全栓和报警设定器构成。欠油时, 以压力润滑式自动空压机运转过程中的油压变化作为油控阀的控制指令, 以排气筒压力作为气控阀的延时控制, 在实现空压机欠油压时, 断掉其空压机离合的进气气流并报警, 从而实现自动保护。油压正常时, 不影响空压机的正常工作。
参考文献
[1]张国雄.测控电路[M].第三版.北京:机械工业出版社, 2008.
[2]郁汉琪.电气控制与可编程控制器应用技术[M].北京:东南大学出版社, 2003.
[3]曹丰文, 刘振来, 祁春清.电力电子技术基础[M].北京:中国电力出版社, 2007.
气提原油稳定轻烃回收技术的应用 篇5
一、基本原理
气提原油稳定的目的是为了解决负压闪蒸稳定工艺技术中遇到的各种难题, 它的工作原理是将回收轻烃后的不凝气, 利用不凝气可以对原油进行气提。利用不凝气进行气提, 可以降低原油轻组的气压问题, 可以使原油气化并进行分离, 从而提高准确率, 不凝气和轻组份气体经过一系列的过程变为液体, 其中不凝气的一部分作为气提气进行循环使用, 还有一部分便进入天然气进行向外输出。控制好气提原油稳定工艺技术有很多的要求, 例如压缩机的排气压力要限制在0.32内, 并且排气的稳定要控制在七十五度到八十五度之间。还有就是原油的稳定要保持在九十度左右, 尾气的压力要控制在0.24到0.26之间, 尾气的温度需要控制在25度以下。
负压闪蒸原油稳定工艺技术的操作流程简单可行, 可以合理的进行能量的利用, 并且成本低, 适合轻组份含量低的原油。负压闪蒸利用精馏分离原油时, 运用精馏的原理分离了闪蒸汽, 这在一定程度上提高了负压闪蒸原油稳定工艺技术的轻烃回收量和分离精度, 并且保证了一定的质量。负压闪蒸原油稳定工艺技术一共产生了两种生产的工况, 可以在生产的过程中生产稳定可行的液态烃, 这在一定程度上不仅提高了生产技术, 也大大提高了经济的收益效果。
二、实际操作
文一联合站气提原油稳定轻烃回收工艺技术操作的同时, 需要保持处理量的稳定不变动, 需要每天输入不凝气五千立方米, 这样可以使压缩机每天运行正常, 保持稳定的状态, 轻烃的回收量由每天的十五吨变为每天二十吨。而文三联合站气提原油稳定轻烃回收工艺技术操作的同时, 在保持处理量的稳定不变的情况下, 每天输入不凝气八千立方米, 在保持压缩机每天运行正常的情况下, 轻烃每天的回收量由十六吨上升至二十吨以上:
我们还对濮城油田采油二厂的原油稳定作为重点对象进行试验, 将处理厂返回的天然气作为气提, 对气提技术中的气提量, 原油稳定时的温度状况和轻油回收量之间做简要的分析, 然后找出最合理、最具有经济效益的方案。经过实际操作我们可以得出, 气提原油稳定轻烃回收工艺技术可以将进口的油温保持在六十五度左右, 将试验的数据记录下来, 对现在实施的原油稳定技术的进口油温保持在八十度左右, 经过费用高低和经济收益的对比可以得知, 气提原油稳定轻烃回收工艺技术的经济收益更高。
改造后的原油稳定塔利用了新型的进料分布管和内外翅片筒, 对于原油闪蒸的面积大大的扩大了, 在一定程度上提高了原油的闪蒸效率, 在设计原油稳定工艺技术的过程中, 我们可以利用手动的操作将气提气量进行操控, 从而来保持压缩机的运行, 不需要利用调频器进行繁琐的调速, 这样可以使操作过程不断的简单化, 这项操作过程的成本开支低, 并且实施起来简单可行, 经济效益提高的明显, 未来的发展前景指日可待。
总结
原油预处理装置设备防腐措施探讨 篇6
对原油预处理装置来说, 影响装置安全平稳运行的最大隐患是就设备和管线的腐蚀。尽管目前装置上已采取了一些防腐措施, 但防腐技术还应不断跟进, 措施还应进一步完善, 以适应中石化对原油预处理装置提出的“三年一修”的要求。
2 设备腐蚀情况
北海分公司常压蒸馏装置运行10多年来, 设备腐蚀造成的问题一直比较突出, 特别是加工量提高和改炼高含硫的海洋原油 (涠洲油) 以后, 设备腐蚀造成的泄漏愈发严重, 具不完全统计, 1998年至今先后出现较严重的的工艺管线、阀门、塔盘、塔壁、冷换设备、机泵等腐蚀泄漏现象达20多起, 其中几起还造成装置短时间停工, 这些都严重影响了装置的安全平稳运行。
(大庆原油为98年数据, 涠洲原油为2005年数据)
从表1可以看出:大庆原油、涠洲原油均属低硫原油, 但涠洲原油的硫含量、盐含量以及酸值与大庆原油比都偏大。由于装置是按加工大庆原油设计的, 除塔顶三注外, 并无其它工艺防腐措施, 势必造成设备腐蚀严重的现状。
3 常压装置的腐蚀类型
常压装置的腐蚀可分为两类:一类是塔顶低温腐蚀;
另一类是高温腐蚀, 下面就这两种腐蚀作一介绍。
3.1 低温部位腐蚀分析
常减压蒸馏装置低温轻油部位的腐蚀主要是H2S—HCl—H2O类型腐蚀。这主要是由于原油加工过程中, 盐类水解产生HCl (电脱盐装置也只能脱出大部分NaCl, 而CaCl2和Mg Cl2却很难脱出, 如我们车间脱后原油含盐达2.2 mg/l) 。
腐蚀环境的形成:原油中的无机盐 (主要是CaCl2和MgCl2) 在一定温度下水解 (温度越高水解率也越高) 。常压炉出口温度365℃左右, 而实验证明在300℃时NaCl水解已经比较明显, MgCl2有近90%、CaCl2有近16%水解。
水解产生的HCl随挥发油气进入塔顶冷凝冷却系统。
腐蚀反应过程:HCl处于干态时对金属无腐蚀作用。当含水时 (在凝冷却系统结露出现水滴时) HCl即溶于水生成盐酸。此时由于水量极少, 盐酸浓度比较高 (椐有关实验数据报告可达1%~2%) , 成为腐蚀性十分强烈的“稀酸腐蚀环境”。特别是原油中的有机硫化物受热分解, 产生H2S, H2S和HCl在水蒸气结雾时溶入其中, 产生强烈腐蚀, 构成“H2S-HCl-H2O”型循环腐蚀环境。这些反应往往交替进行, 加速设备的腐蚀。
常压装置初硫塔、常压塔塔顶气相冷却器、回流罐、回流线、汽油线、汽油泵等均属低温轻油腐蚀。常压系统设备腐蚀也属该腐蚀。
3.2 高温部位的腐蚀分析
我们所说的高温硫腐蚀通常指230℃以上的重油部位硫、硫化氢和硫醇形成的腐蚀环境, 其特点是均匀腐蚀。常见有以下两种类型腐蚀:
(1) S+H2S+RSH型高温硫腐蚀
高温环境下, 活性硫直接与金属反应, 其中以硫化氢的腐蚀性最强。
(2) 高温烟气硫酸露点腐蚀
加热炉中燃料油或燃料气在燃烧过程中生成含有SO2和SO3的高温烟气, 在加热炉的低温部位 (主要是空气预热器出口和烟道) , 与空气中水分共同在露点部位冷凝, 产生硫酸露点腐蚀。我们车间的吹灰蒸汽管线, 普通碳钢材质, 在低点弯头处也有一个月换两次的记录, 就是换上不锈钢管线, 也难以维持3个月以上, 因此说此类腐蚀是非常严重的。
4 常压装置的腐蚀状况及防腐措施
4.1 塔顶系统的腐蚀状况
在无工艺防腐的条件下, 常压塔碳钢管壳式冷却器管束进口部位腐蚀率高达6.0~14.5mm/a, 常压塔顶用0Cr13钢阀门出现点腐蚀, 腐蚀率为1.8~2.0mm/a。这是炼油厂腐蚀最重的部位之一。
实践证明, “一脱四注” (指脱水、注碱、注缓蚀剂、注水、注氨) 是控制H2S—HCl—H2O类型腐蚀最有效的措施之一。目前, 国内外炼厂都采用以原油电脱盐为基础的“一脱四注”防腐工艺, 我们对低温腐蚀的防腐措施为:
(1) 脱盐工艺。原油中含盐是造成设备腐蚀的主要原因。近年来, 我们在原油电脱盐工艺上做了大量的工作:采用19000V高压直流电脱盐设备, 把罐前注水改为泵前注水, 特别是在破乳剂的选用上, 我们多方收集资料, 尽量选用经济高效的破乳剂。
(2) 塔顶工艺防腐。对于塔顶工艺防腐, 我们采用初馏塔顶和常压塔顶注缓蚀剂、氨和水的办法。控制回流罐切水的PH值7.0左右, 并定期对该部位的Fe2+含量进行监测, 以便更好的防腐。
4.2 高温重油部位的腐蚀
现场经验表明:硫腐蚀通常发生在常压塔、初馏塔的下部及塔底管线、常压重油换热器等处。
通过对常压装置2002和2004年的大修情况分析, 发现常压塔塔盘、塔壁及转油线的腐蚀严重程度超乎我们的想象。2002年大修时检查发现, 常压塔5~29层塔盘全都腐蚀得薄如薄纸, 稍微有一点重量就会塌陷, 改为0Cr13不锈钢后, 2004年检修检查时, 发现情况还算良好。但是进料口处周围塔壁被腐蚀得坑坑洼洼, 特别是塔壁上有一道3×40×1cm的缝和转有线进料段有一处腐蚀薄得只剩不到3mm。检修时我们采取塔壁打磨不锈钢焊条补焊等措施, 对转油线更换为日产的316L钢管, 从使用情况来看, 效果还是不错的。以下是几个防腐措施:
(1) 在设备更新和材质升级上, 应选用含Cr、Ni、Mo等元素的耐腐蚀材料。现在我们常压炉管选用Cr5Mo钢、转油线选用316不锈钢、塔盘选用0Cr13不锈钢等, 效果不错。
(2) 在国内外炼油行业, 防止高温酸和硫腐蚀除了采用耐腐蚀材质外, 还采用表面处理, 如碳钢做表面渗铝处理和金属镀膜等。
(3) 控制流速和流态:首先要尽量扩大管径, 降低流速;设计结构要合理, 尽量减少死角、盲肠;减少管线震动;尽量走直线、, 减少急弯走向等。
4.3 高温硫酸露点腐蚀的防护措施
由于烟气在露点以上基本不存在硫酸露点腐蚀的问题, 因此在准确测定烟气露点的基础上, 通过提高排烟温度可达到防腐的目的。但其缺点是提高排烟温度, 会造成一定的热量浪费, 降低炉子热效率。一般常压露点温度在120~140℃之间。现在国内很多炼厂常压炉排烟温度都控制在160~200℃之间, 我们常压炉排烟温度现在控240℃, 有点偏高。
5 结论
低温轻油部位的H2S—HCl—H2O类型腐蚀环境, 耐腐蚀材料无法解决根本问题, 所以采用了碳钢加工艺防腐来防护, 且PH值应控制适宜。北海石化常压车间低温轻油部位的腐蚀情况不是很严重。高温硫腐蚀则由于工艺防腐技术尚未成熟, 通过选择耐腐蚀材料来防腐。该车间虽然对关键设备、重点部位进行了材质升级, 但高温硫腐蚀、腐蚀情况不容乐观。
参考文献
[1]许振清, 王观军.常压储罐腐蚀原因分析及防护[J].石油化工安全技术, 2003, 19 (3) :40-42
[2]臧红武.常压塔的腐蚀与防腐[J].石油工程建设, 2000, 26 (1) :22-24.
[3]林世雄.石油炼制工程[M].石油工业出版社, 2008.
原油稳定装置 篇7
1 新型清洗方法原理
1.1 过滤装置结垢成因
在全球节能减排的大背景下, 提高耗材使用寿命, 从而降低废弃物的排放, 成为各行各业当前关注的焦点。针对石油输送工程中, 由于原油品质的影响, 每年管线过滤网的消耗量非常大。为了降低过滤网消耗成本, 提高其使用寿命, 通常采用的最有效的途径是对其进行定时、有效地清洗。
原油中含有大量的高黏性石蜡等有机物, 石蜡是含十六个碳原子以上的正构烷烃混合物, 其熔点范围在22℃~85℃。通常石蜡能溶解于原油中, 它在原油中的溶解度随其摩尔质量的增大和熔点的上升而降低, 因此随着外界温度、流速、组成及粘度等条件的变化, 石蜡从原油中逐渐析出并沉积在滤网及管道的表面。在形成的积蜡中, 除含有石蜡外, 还含有一定量的胶质、沥青、凝油以及其他机械杂质。研究显示原油的粘度随温度的升高而降低, 在温度大约高于105℃时, 原油粘度随温度趋于稳定且达到最小值。另外石蜡等高粘度有机物在温度高于80℃时, 逐步熔化。利用这一特征, 越来越多的石油行业清洗工艺趋向于在高温媒介下进行。
1.2 清洗原理
新型综合清洗方法基于传统清洗方法, 采用综合技术, 包括机械清洗、物理清洗、超声波清洗。其中, 机械清洗主要利用摩擦原理, 通过毛刷与过滤网相互接触摩擦, 达到清洗目的。物理清洗利用加热, 降低污油黏度, 达到清洗目的。还有一种近年来新兴的一种清洗方法, 超声波清洗。这种清洗技术经过几十年来的理论探讨和应用研究, 无论设备还是工艺上均取得了较大的发展。超声在生物化学中的最早应用应当是用超声来粉碎细胞壁, 以释放出其内容物。随后的研究表明, 低强度超声可以促进生化反应过程, 如用超声照射液体营养基可增加藻类细胞的生长速度, 从而使这些细胞产生蛋白质的量增加3倍。超声波声场的能量密度与空化泡崩溃时的能量密度相比, 能量密度被扩大了万亿倍, 引起能量的巨大集中;空化泡产生的极端高温和高压导致的声化学现象和声致发光, 是声化学中特有的能量和物质交换形式。所以, 超声波对化学萃取、生物柴油生产、有机合成、治理微生物、降解有毒有机污染物、化学反应速度和产率、催化剂的催化效率、生物降解处理, 超声波防垢除垢、生物细胞粉碎、分散和凝聚和声化学反应具有越来越大的作用。我们利用超声波清洗洗净率高、残留物少、清洗时间短、清洗效果好等优点, 将它与上述两种方法相结合, 应用于过滤装置的清洗。
管线过滤网上主要附着一般很难清洗的油污、油垢、蜡等。鉴于这些物质在大约温度80℃以上可以迅速熔化, 并且附着污油在大约105℃以上的黏性非常的低, 另外输油站现场一般均能提供高压蒸汽, 因此本清洗装置的设计方案拟在选择清洁刷高温沸水中刷洗过滤网的基本理念之上, 增加超声波对热水的扰动以及污油的乳化, 同时被清洗的过滤网在沸水内外穿梭, 可以有效的增大清洗刷的清洗面积, 另外当过滤网离开沸水的同时, 加以高温高压蒸汽冲刷,
可以进一步熔化网面上残余污垢并且高压气可以把这些污垢带走。达到清洗目的。
同时我们还考虑回收漂浮在清洗液面上的原油, 通过管道将原油收集到原油储存罐内。添加一些有净化功能的化学制剂后, 放置沉淀, 通过水泵送到箱体内再次利用。一方面可以减少原油对环境造成的污染;另一方面, 可以把原油回收再利用, 获得一些经济效益。
2 与传统清洗方法相比综合清洗的优点
目前石油行业清洗油管滤网工艺主要有:热水煮沸清洗、化学剂清洗、高压水射流清洗等。
热水煮沸清洗就是将待清洗物放入沸水池中加热清洗, 这种清洗方法效率很低, 而且在被清洗物取出过程中极易受到水面浮油的二次污染, 清洗效果不理想。
化学清洗的方法就是采用专用的化学清洗液对油垢腐蚀洗涤, 但是存在被清洗物的严重腐蚀以及洗涤剂对环境会造成严重污染等问题, 也会出现污油的浪费。
高压水射流清洗法, 由于在低温条件下, 对稠油油污很难清洗干净, 尤其是对表面凸凹不平且不连续的过滤网, 高压水射流清洗法很难达到预期的效果。
除此之外, 明火燃烧法也是常常用于管线滤网清洗。然而, 燃烧会受到很多自然条件的限制并且清晰效率低, 例如在大风阴雨天。另外多次燃烧造成滤网寿命大大缩短, 容易产生滤网经压力冲击后破裂和滤网固定装置腐蚀变形, 尤其是滤网底部变形开裂, 严重影响过滤效率和过滤器后面运行设备 (流量计、鲁尔泵) 安全性。更重要的是燃烧清洗法会带来极大的安全隐患。
新型清洗方法与上述传统清洗方法相比具有以下优点:
1) 避免使用燃烧清洗滤网, 采用安全、环保、经济、高效的先进清洗技术;
2) 避免因为天气因素而影响滤网清洗, 减少安全隐患;
3) 新型过滤器清洗装置可以回收污油, 创造经济价值;
4) 每年减少因燃烧滤网上原油所释放CO2污染环境;
5) 新型过滤器清洗技术可以延长滤网使用寿命, 降低维修成本;
6) 新型过滤器清洗技术可以节省人力, 提高清洗效率和清洗质量;
7) 新型过滤器清洗装置结构简单, 安装方便, 防爆性能好, 占地面积小, 适用于原油输送场站。
3 效益分析
1) 社会效益。新型综合清洗方法对于环境造成的污染很小, 不会有燃烧产生的废气, 操作人员的身体健康得以保证, 社会效益显著;
2) 经济效益。由于滤网寿命缩短造成, 每年滤网维修费用很大, 假设现有50个滤网, 平均每年自行更换滤网2次, 每次使用4卷不锈钢滤网, 每卷3 300元, 每年使用8卷, 共计2.64万元;每次每个滤网更换费用150元, 每年更换费用1.5万元;每个滤网使用固定装置 (滤网外框) 使用寿命为1年, 每个滤网2 200元, 所以每年购买滤网费用为11万元;每年滤网维修费用共计为15.14万元左右。使用新型综合清洗方法后, 费用将大幅度减少。
参考文献
[1]李斌, 等.高效率清洗油田过滤器的超声波清洗技术[J].石油机械, 2004, 32 (3) :35-37
[2]李国兴.原油储罐机械化清洗与环境保护[J].石油库与加油站, 2006, 15 (15) :41-44.
[3]王希权.原料油过滤器滤芯的化学清洗[J].炼油与化工, 2012, 23:51.