常減壓蒸餾裝置簡介

煉油工藝加工流程脫鹽脫水原油常壓蒸餾減壓蒸餾重柴油餾分減壓餾分減壓餾分減壓渣油加氫裂化催化裂化

焦化催化重整

輕汽油中間餾分中間餾分芳烴抽提

氫氣

汽油組分

芳香烴

直餾煤油

直餾柴油

液化氣

汽油

煤油

柴油

液化氣

汽油柴油

汽油柴油石油焦一、常減壓裝置基本原理原油主要由碳氫化合物組成的復雜混合物，主要由碳和碳兩種元素組成。其中：碳占83～87%，碳占11～14%總重，此外，有少量氧、氮、硫等，在石油灰份中還有微量非金屬和金屬元素。蒸餾是將一種混合物反復地使用加熱汽化和去熱冷凝相結合的手段，使其部分或完全分離的過程。它是利用液體混合物中各組分沸點和蒸汽壓（即相對揮發(fā)度）的不同，在精餾塔內(nèi)，輕組分不斷汽化上升而提濃，重組分不斷冷凝下降而提濃，相互間不斷地進行傳熱和傳質(zhì)過程，在塔頂?shù)玫郊兌容^高的輕組分產(chǎn)物，在塔底得到純度較高的重組分產(chǎn)物，它是實現(xiàn)分離目的的一種最基本也是最重要的一種手段。一、常減壓裝置基本原理蒸餾分離操作：利用液體混合物中各組分（component）揮發(fā)性（volatility）的差異，以熱能為媒介使其部分汽化，從而在汽相富集輕組分，液相富集重組分，使液體混合物得以分離的方法。

原理：常減壓蒸餾主要是通過精餾過程，在常壓和減壓的條件下，將料液加熱使它部分汽化，根據(jù)各組分相對揮發(fā)度的不同，在塔盤上汽液兩相進行逆向接觸、傳質(zhì)傳熱，易揮發(fā)組分在汽相中得到增濃，難揮發(fā)組分在液相中也得到增濃，這在一定程度上實現(xiàn)了兩組分的分離。經(jīng)過多次汽化和多次冷凝，將原油中的汽、煤、柴餾分切割出來，生產(chǎn)出合格的汽油、煤油、柴油及蠟油及渣油等。

常減壓裝置是將原油用蒸餾的方法分割成為不同沸點范圍的組分，以適應產(chǎn)品和下游工藝裝置對原料的要求。常減壓蒸餾裝置是煉油廠加工原油的第一個工序，在煉廠加工總流程中有重要的作用，常被稱之為“龍頭”裝置.一般包括電脫鹽、原油初鎦、常壓蒸餾和減壓蒸餾四部分，有的還配備輕烴回收及煤油脫臭部分。常壓蒸餾一般可切割出直餾汽油（可作重整原料、乙烯裂解原料）、溶劑油、煤油（航空或燈用）、輕、重柴油等產(chǎn)品；在減壓蒸餾中可切割出幾種潤滑油餾分或催化裂化或加氫裂化原料，剩下的減壓渣油根據(jù)生產(chǎn)總流程的安排可有不同的用途，如用做丙烷脫瀝青原料、氧化瀝青、焦化、減粘裂化或渣油加氫原料，也可做燃料油調(diào)合出廠。二、常減壓裝置地位分類根據(jù)不同的原油和不同的產(chǎn)品，考慮不同的加工方案和工藝流程，常減壓蒸餾裝置可分為燃料型、燃料－潤滑油型和燃料－化工型三種類型。這三者在工藝過程上并無本質(zhì)區(qū)別，只是在側(cè)線數(shù)目和分餾精度上有些差異。燃料－潤滑油型常減壓蒸餾裝置因側(cè)線數(shù)目多且產(chǎn)品都需要汽提，流程比較復雜；而燃料型、燃料－化工型則較簡單。2常減壓裝置地位分類二、常減壓裝置地位分類

燃料型常減壓蒸餾裝置

常壓塔頂出重整原料或乙烯料。常壓塔設3～4條側(cè)線，出溶劑油（或航煤）、輕柴油、重柴油（或催化裂化原料）。常壓各側(cè)線都設有汽提塔，以保證產(chǎn)品的閃點和餾分輕端符合指標要求。減壓塔設3～4條側(cè)線，出催化裂化原料或加氫裂化原料，分餾精度要求不高，主要是從熱回收和主塔汽液負荷均勻的角度設置側(cè)線。減壓各側(cè)線一般不需要汽提塔。為盡量降低最重側(cè)線的殘?zhí)亢椭亟饘贁y帶量，需在最重側(cè)線與進料段之間設1～2個洗滌段。燃料型常減壓蒸餾裝置減壓塔操作有傳統(tǒng)的濕式和新工藝“干式”之分。“濕式”減壓蒸餾在加熱爐管內(nèi)注入蒸汽以增加爐管內(nèi)油品流速和塔底注入蒸汽以降低塔內(nèi)油品分壓，減壓塔一般采用填料舌型塔盤組合和采用兩級蒸汽噴射抽真空，塔的真空度較低，壓力降大，加工能耗高，減壓拔出率也相對較低。“干式”減壓蒸餾則改變了減壓塔傳統(tǒng)操作方式及塔的內(nèi)部結構，即在爐管和塔內(nèi)不注入蒸汽，采用三級抽真空、減壓爐管擴徑和低速轉(zhuǎn)油線，塔內(nèi)部結構采用處理能力高、壓降小、傳質(zhì)傳熱效率高的新型金屬填料及相應的液體分布器等，使裝置的處理能力提高，加工能耗降低，拔出率提高，經(jīng)濟效益明顯。

燃料－化工型常減壓蒸餾

常壓塔設2～3個側(cè)線，產(chǎn)品去做裂解原料，分餾精度要求不高，塔盤數(shù)目也比較少。各側(cè)線不設汽提塔。減壓系統(tǒng)與燃料型基本相同。燃料-潤滑油型常減壓蒸餾裝置

常壓塔與燃料型基本相同。減壓塔一般設4～5條側(cè)線，每條側(cè)線對粘度、餾分、餾程、寬度、油品顏色和殘?zhí)慷加兄笜艘?。減壓各側(cè)線一般都有汽提塔以保證產(chǎn)品的閃點和餾分輕端符合指標要求。減壓加熱爐出口最高溫度控制在4000C，并且爐管逐級擴徑盡量減少油品受熱分解，以免潤滑油料品質(zhì)下降。為使最重潤滑油側(cè)線的殘?zhí)亢皖伾M可能改善，在最重潤滑油側(cè)線與進料之間需設置1～2個洗滌段，以加強洗滌效果。燃料－潤滑油型減壓塔，國內(nèi)外當前仍以濕法操作為主，塔頂二級抽真空。另外還有“拔頭型”，主要生產(chǎn)重整原料、汽油組分、煤油、柴油、燃料油或重油催化裂化原料，不生產(chǎn)潤滑油組分和加氫裂化原料。由于常減壓裝置的目的是將原油分割成為各種不同沸點范圍的組分，以適應產(chǎn)品和下游工藝裝置對原料的要求，因而不同原油和產(chǎn)品要求就有不同的加工方案和工藝流程，其典型流程可分為常減壓蒸餾和常壓蒸餾兩種。1簡述2原油性質(zhì)3腐蝕形態(tài)、部位及原因4防護措施三、常減壓裝置的腐蝕與防護1簡述

常溫減壓裝置是對原油進行一次加工的蒸餾裝置，即將原油分餾成汽油、煤油、柴油、蠟油、渣油等組分的加工裝置。蒸餾是利用原油混合物中各個物質(zhì)沸點不同，將其分離的方法。由于原油中含有物質(zhì)種類多，而且很多物質(zhì)的沸點相差很小，完成分得各組分十分困難。對于原油加工來說，只要按照一定的沸點范圍把原油分離成不同餾分，送往二次加工裝置。由此看來，常減壓蒸餾是原油加工的第一步，并為以后的二次加工提供原料，所以常減壓蒸餾裝置的處理量也就是煉油廠的處理量。因此，常減壓裝置高效率的正常操作，對整個煉油廠的生產(chǎn)至關重要。2原油性質(zhì)及腐蝕介質(zhì)含量原油性質(zhì)及腐蝕介質(zhì)含量根據(jù)原油中含硫及酸值的高低，原油可分為低硫低酸值原油（S0.1～0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如大慶油低硫高酸值原油（S0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如遼河原油，新疆原油高硫低酸值原油（S＞0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如勝利原油高硫高酸值原油（S＞0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如孤島原油和“管輸原油”

鹽，mg/L硫，％氮，％酸值，KOH/g密度，g/cm3大慶20～1100.110.06～0.240.0160.864遼河（北區(qū)）遼河（中區(qū)）遼河（南區(qū)）2.077.0～172.869.9～137.40.560.20～0.400.23～0.241.060.40～0.610.36～0.381.260.98～2.264.50～4.700.86～0.92大港（羊三木）15.10.33勝利（孤島油）勝利（孤島油）勝利（孤島油）26.0183.020～2002.090.350.80～1.050.430.360.40～0.631.31～1.922.360.40～0.620.9“管輸油”注14.30～1290.60～0.800.360.96～1.960.9中原油田1350.350.210.37南陽11.300.260.630.38江漢249～466.91.61～1.800.750.32長慶1400.070.056克拉瑪依（白克）10.69～20.010.07～0.0230.080.11～0.20克拉瑪依低凝油11.74～61.311.28～1.80新疆（九區(qū)）新疆（歡三聯(lián)）新疆（普通）31.40.12～0.150.260.050.31～0.350.410.134.952.520.170.85～0.92南海11.30.110.080.03我國各地原油腐蝕介質(zhì)含量注：管輸油是指勝利、中原、華北等油田的混合原油鹽，mg/L硫，％氮，％酸值，KOH/g印度尼西亞伊坎巴里阿塔克韋杜里貝坎拜杜里米納斯2.8814.687.683.6114.00.02610.03080.10070.10220.210.0830.02560.20530.02270.110.360.330.200.92無馬來西亞杜蘭塔比斯42.914.00.05010.0320.01170.0290.680.23澳大利亞庫柏塔里斯曼14.3257.100.03810.05230.00650.2650.0700.11巴基斯坦8.00.0320.077阿曼1.18/14.30.66/1.180.33~0.38伊朗8.110.76/1.360.150.13伊拉克26~352~2.30.130.05~0.13阿爾及利亞100.150.06阿聯(lián)酋辛塔35.1625.81.660.10.030.31進口原油腐蝕介質(zhì)含量3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.1低溫（≤120℃輕油部位HCl-H2S-H2O的腐蝕）

低溫腐蝕部位主要在常壓塔上部五層塔盤、塔體及部分揮發(fā)性及常壓塔頂冷凝冷卻系統(tǒng)，減壓塔部分揮發(fā)線和冷凝冷卻系統(tǒng)。

氣相部位腐蝕一般較輕，液相部位腐蝕較重。氣液兩相轉(zhuǎn)變部位即“露點”部分最為嚴重。

從國內(nèi)煉油廠看，影響常壓塔腐蝕的主要因素是原油中的鹽水解后生成的HCl引起的

3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.1低溫（≤120℃輕油部位HCl-H2S-H2O的腐蝕）常壓塔腐蝕形態(tài)：碳鋼部件全面腐蝕均勻減薄Cr13鋼的點蝕1Cr18Ni9Ti不銹鋼的氯化物應力腐蝕開裂實例：某廠煉制勝利原油，在未采取“一脫四注”工藝前，常壓塔頂碳鋼塔盤腐蝕率為2～3mm/a;常壓塔碳鋼空冷器管束進口端腐蝕率大于2.3mm/a;常壓塔碳鋼管殼式冷凝器管束進口部位腐蝕率高達6.0～14.5mm/a腐蝕形態(tài)是均勻腐蝕。常壓塔頂用的Cr13浮閥出現(xiàn)點蝕腐蝕速率為1.8～2mm/a。而Cr18-Ni8型奧氏體不銹鋼做的常壓塔壁襯里，五年之后出現(xiàn)了大面積的氯化物應力腐蝕3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕

高溫硫的腐蝕出現(xiàn)在裝置中與其接觸的各部位。高溫環(huán)烷酸腐蝕發(fā)生于液相，如果氣相中沒有凝液產(chǎn)生，也沒有霧沫夾帶，氣相腐蝕較小，在氣液混相區(qū)，或是高流速沖刷及產(chǎn)生渦流區(qū)的腐蝕將加劇。減壓塔系統(tǒng)若有空氣漏入則環(huán)烷酸腐蝕加速。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕常壓塔的腐蝕煉制大慶原油常壓塔使用A3鋼基本上無腐蝕和腐蝕輕微煉制遼河原油常壓塔蒸發(fā)段塔壁及其上下各層塔盤碳鋼腐蝕率大于3mm，腐蝕形態(tài)為“溝槽狀”，其余部位腐蝕輕微煉制勝利原油和管輸原油，常壓塔及其內(nèi)構件腐蝕相對輕微，可用碳鋼。為防止和減緩進料段塔壁沖蝕和腐蝕，防沖板在原基礎上長寬方向各延長1倍，并改用0Cr13或0Cr18Ni9Ti3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕減壓塔的腐蝕煉制大慶原油，減壓塔使用碳鋼基本不腐蝕和腐蝕輕微，進料段塔壁可用碳鋼防沖板。煉制遼河原油，減壓塔進料段20g塔壁及其上、下四層A3F塔盤板，腐蝕速度均大于3mm/a，腐蝕形態(tài)為“溝槽”狀煉制勝利原油，減壓塔切線進料段塔壁（20g）年腐蝕率＞4.3mm/a，“沖蝕”。塔底液相部位塔壁（20g）年腐蝕率2.5mm，均勻腐蝕，塔底1～3層塔盤及內(nèi)構件，碳鋼年腐蝕率＞2.0mm，15CrMo為1.46mm，均勻腐蝕。塔底4～5層塔盤及內(nèi)構件，碳鋼年腐蝕率為3mm，均勻腐蝕加沖蝕（靠近切線進料側(cè)）煉制管輸原油減壓塔其腐蝕較高硫低酸值原油嚴重，塔體改用20g＋00Cr18Ni12Mo2Ti復合板可以擬制腐蝕，但進料處塔壁的沖蝕不可避免。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕常減壓加熱爐爐管腐蝕爐別對流管輻射管備注材料腐蝕率，mm/a材料腐蝕率，mm/a常壓爐10號鋼腐蝕輕微10號鋼Cr5MoCr5Mo0.5～1腐蝕輕微腐蝕輕微注勝利原油管輸原油遼河原油減壓爐10號鋼腐蝕輕微Cr5MoCr5Mo1.5腐蝕輕微注勝利原油、管輸原油遼河原油

低硫高酸值原油和高硫低酸值原油及高硫高酸值原油煉油廠，加熱爐爐管腐蝕情況：注：指加熱爐出口管φ219×12當運行258天后，壁厚減薄至2.1mm3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕換熱器的腐蝕煉制勝利原油和管輸原油，減壓塔底原油、渣油一次換熱器的腐蝕最為嚴重。當渣油走管程時，碳鋼管束壽命一年。管內(nèi)結垢堵塞清理困難。管箱腐蝕率1mm/a。OCr18Ni9Ti和OCr13管束則無明顯腐蝕，壽命4～5年。減壓塔底二次熱的熱交換器，由于溫度降低，其腐蝕性也相對降低。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕工藝管線的腐蝕煉制勝利原油輕腐蝕區(qū)：常壓爐入口線、常壓塔各側(cè)線、回流線小于250℃減壓渣油線，減壓塔頂揮發(fā)線和減一線重腐蝕區(qū)：常壓塔爐出口轉(zhuǎn)油線，常壓塔底重油線，減壓蠟油線，溫度在280～340℃減壓渣油線，碳鋼腐蝕率可達0.7mm/a嚴重腐蝕區(qū)：350～380℃減壓熱渣油線，以高溫硫的化學腐蝕為主，碳鋼腐蝕率為4.2mm/a。減壓爐出口高速轉(zhuǎn)油線受高溫硫腐蝕加高速氣流的沖蝕，碳鋼的腐蝕率5.4～6.0mm/a3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕煉制管輸原油常壓爐轉(zhuǎn)油線支管φ273×16，Cr5Mo彎頭腐蝕率3.7～8.8mm/a，集合管φ273×16，Cr5Mo腐蝕率4.0～18.6mm/a，轉(zhuǎn)油線總管φ426×16，Cr5Mo彎頭和丁字管腐蝕率8.8～9.2mm/a，進塔彎頭φ377×20，Cr5Mo腐蝕率5.2～9.2mm/a。減壓爐轉(zhuǎn)油線φ377×14，Cr5Mo彎頭腐蝕率4.2～17.5mm/a，爐出口φ273×16，Cr5Mo直管段腐蝕率4.2～6.4mm/a，爐出口φ219×10，Cr5Mo直管段腐蝕率8.6～18.3mm/a，低速轉(zhuǎn)油線φ1636×18，20g腐蝕率為6.8～8.2mm/a煉制遼河原油常壓爐出口φ377×12，20號鋼T字形集合管腐蝕率13mm/a，常壓爐φ529×10，20g轉(zhuǎn)油線直管段腐蝕率6.5mm/a，彎頭腐蝕比直管更甚。減壓爐出口轉(zhuǎn)油線碳鋼腐蝕率達20mm/a。低速轉(zhuǎn)油線φ1600碳鋼腐蝕率9mm/a。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.2高溫（240～425℃）部位的高溫硫的均勻腐蝕及環(huán)烷酸的溝槽狀腐蝕3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因常減壓低溫（≤120℃）輕油部位HCl-H2S-H2O的腐蝕原因腐蝕介質(zhì)主要是氯化物和硫化物氯化物原油含有不同數(shù)量的鹽和水。鹽的主要成分為NaCl、MgCl2、CaCl2，NaCl約其中75％，MgCl2約點15％，CaCl2約占10％，因產(chǎn)地不同，鈣、鎂、鈉鹽含量有差異原油加工發(fā)生如下反應：當原油中含有環(huán)烷酸和某些金屬，NaCl在300℃時水解產(chǎn)生HCl

原油中生產(chǎn)過程中加入清蠟劑（四氯化碳有機氯化物），在煉制時有機氯化物水解產(chǎn)生有機氯3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因總含氯量，ppm無機氯含量，ppm電脫鹽前原油一級電脫鹽后原油二級電脫鹽后原油初餾塔頂油初餾塔底油常壓塔頂油常壓一線油常壓二線油常壓三線油常壓塔底油減壓塔頂油減壓一線油減壓二線油減壓三線油減壓塔底油18.16.86.612.57.71.4＜1＜1＜15.04.31.61.42.08.16.93.31.72.86.40.20.70.70.94.12.20.80.10.24.7“管輸油”原油注堿后常減裝置氯含量分布3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因“管輸油”原油停注堿后常減裝置氯含量分布總含氯量，ppm無機氯含量，ppm電脫鹽前原油一級電脫鹽后原油二級電脫鹽后原油初餾塔頂油初餾塔底油常壓塔頂油常壓一線油常壓二線油常壓三線油常壓塔底油減壓塔頂油減壓一線油減壓二線油減壓三線油減壓塔底油40.15.45.011.75.61.6＜1＜1＜13.64.51.9＜1＜14.529.32.22.02.25.00.60.30.20.33.63.90.80.90.51.43腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因硫化物

硫化物存在形式主要是硫醇、硫醚、二硫化物及環(huán)狀硫化物，還有一些硫化氫和游離的硫。硫化物對低溫部分的腐蝕主要是H2S腐蝕，其次是低級硫醇的腐蝕。硫化氫的主要來源是加工過程中由硫化物熱分解而產(chǎn)生。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因腐蝕過程

氯化氫在水存在的情況下腐蝕金屬的反應方程式當有H2S存在時，又發(fā)生如下反應：

冷凝系統(tǒng)腐蝕由原油含鹽引起的，也即腐蝕破壞主要是HCl所造成的，因此冷凝水中氯離子增加腐蝕就顯著加重。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因

冷凝系統(tǒng)位置不同腐蝕情況不同。最先冷凝區(qū)，尤其是氣液兩相轉(zhuǎn)變的“露點”部位，是由于低pH值的鹽酸引起的，其反應如下：

隨著冷凝的進行，冷凝水量不斷增加，HCl不斷稀釋，pH值升高，腐蝕有所緩和，由于H2S的溶解度迅速增加，提供了更多的H+，促進氫的去極化腐蝕，這樣破壞了硫化鐵的膜，又加速了腐蝕進程，其反應為：3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因高溫硫腐蝕高溫硫腐蝕的溫度范圍溫度范圍為：240～480℃

高溫硫?qū)υO備的腐蝕從240℃開始隨溫度的升高而迅速加劇，到480℃達到最高點，以后逐漸減弱。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因高溫硫腐蝕過程硫存在形式：單體硫，與烴結合以不同類型的有機硫化物。根據(jù)對金屬的作用，可分為活性硫化物和非活性硫化物。

3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因

高溫硫腐蝕過程包括兩部分：

活性硫化物腐蝕:包括硫化氫、硫醇、單質(zhì)硫腐蝕，這些成分在大約350～400℃與金屬能直接作用，發(fā)生如下反應：

非活性硫化物腐蝕：硫醚、二硫醚、環(huán)硫醚等腐蝕，原油中的硫醚等在130～160℃硫化物開始分解，其他有機硫化物在250℃分解加劇，最終產(chǎn)物為硫醇，硫化氫和其它分子量較代的硫醚和硫化物，這些分解產(chǎn)物對金屬的產(chǎn)生強烈的腐蝕作用3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因高溫硫腐蝕的影響因素溫度影響溫度升高促進了硫、硫化物、硫醇等與金屬的化學反應溫度升高促進了原油中的非活性硫的熱分解硫化氫濃度的影響硫化氫濃度越高，則腐蝕性越大流速的影響流速越高，金屬表面的硫化鐵腐蝕產(chǎn)物保護膜越易脫落，界面的不斷更新，腐蝕也進一步加劇。鋼材中的合金元素影響材質(zhì)不同，抗高溫硫腐蝕的性能也不同。隨著鋼材料中鉻含量的增加，抵抗高溫硫腐蝕能力增加3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因環(huán)烷酸的腐蝕原因環(huán)烷酸的腐蝕過程環(huán)烷為石油中一些有機酸的總稱，也稱石油酸，占原油中總酸95％左右。原油加工中，環(huán)烷酸常集中在柴油和輕質(zhì)潤滑油餾分中。環(huán)烷酸低溫時腐蝕不強烈，沸騰時，特別是在高溫無水環(huán)境中，腐蝕最為激烈，反應為：

3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因

Fe(RCOO)2是油溶性腐蝕產(chǎn)物，能為油流所帶走，不易在金屬設備表面形成保護膜，即使形成硫化亞鐵保護膜，也會與環(huán)烷酸發(fā)生應，而完全暴露出新的金屬表面，使腐蝕繼續(xù)進行。當酸值大于0.5KOH/g原油，溫度在270～280℃和350～400℃，環(huán)烷酸腐蝕最嚴重。環(huán)烷酸腐蝕特點：腐蝕部位有尖銳的孔洞，在高流速區(qū)有明顯的流線槽。3腐蝕形態(tài)、部位及原因

3.3設備的腐蝕原因環(huán)烷酸腐蝕的影響因素原油酸值酸值在0.3mgKOH/g，應該注意;酸值≥0.5mgKOH/g，一定溫度下，發(fā)生明顯腐蝕;酸值越高，腐蝕越嚴重溫度環(huán)烷酸腐蝕受溫度影響很大。常溫下，對金屬沒有腐蝕性，在高溫下，生成環(huán)烷酸鐵，引起劇烈腐蝕。環(huán)烷酸腐蝕性開始于220℃，270～280℃腐蝕已經(jīng)很大，以后隨溫度升高而減弱，但在350～400℃時，腐蝕急驟增加。流速當溫度在270～280℃，350～400℃，酸值在0.4mgKOH/g以上原油上，環(huán)烷與流體流速有有關。流體速度愈高，則在渦流區(qū)環(huán)烷酸腐蝕愈嚴重。石油酸鈉影響石油酸鈉是原油含水所溶解的NaHCO3與石油酸反應的生成物，它是一種表面活化劑，能夠妨礙鋼鐵表面形成漆狀膜和FeSx膜。當含量低于臨界膠團濃度（CmC），石油酸鈉含量越高，腐蝕性越強，當超過CmC時，增大濃度，腐蝕不再增大。原油含硫量原油含硫量有一臨界值，當高于臨界值，主要為硫腐蝕，低于臨界值，主要為酸腐蝕4防護措施

常減壓蒸餾裝置的防護措施，按腐蝕類型和部位可分為二類

低溫HCl-H2S-H2O部位的工藝防護高溫硫環(huán)烷酸部位的選用耐蝕金屬材料4防護措施低溫HCl-H2S-H2O部位的工藝防護低溫HCl-H2S-H2O部位的工藝防護即“一脫四注”，具體指柏油深度電脫鹽、脫后原油注堿、塔頂餾出線注氨（或胺）、注緩蝕劑（也有在頂回流注緩蝕劑的）、注水。經(jīng)過“一脫四注”，應達到如下指標：電脫鹽后含鹽量＜5mg/L;常壓塔頂冷凝水中含鐵離子＜1ppm，氯離子＜20ppm，pH值7.5～8.5;常壓塔頂空氣冷卻器碳鋼年腐蝕率＜0.2mm/a。4防護措施原油電脫鹽控制腐蝕的關鍵一步，充分脫除水解后產(chǎn)生的氯化氫的鹽類是防腐蝕治本的辦法。通過有效的脫鹽，實現(xiàn)脫后原油含鹽5mg/L以下，即可對低溫部位的腐蝕進行有效的控制。脫除鈉陽離子以防止加工裝置催化劑的中毒，脫除水分，有保證操作和節(jié)約能耗作用。4防護措施原油注堿脫鹽后原油中仍含有少量鹽，由于低含鹽量的高水解率及有機氯的分解，在系統(tǒng)中及有氯化氫發(fā)生。故在脫鹽后注稀堿溶液。稀堿液注入可以中和氯化氫，也可以和鎂、鈣鹽反應，反應如下：注入堿水濃度為3～4％，一般氫氧化鈉的用量為14g/t，4防護措施揮發(fā)線注中和劑注入中和劑，控制冷凝水的pH值在7.5～8.5的范圍內(nèi)。中和劑一般氨或胺，中和氯化氫生成腐蝕性較小的鹽類。

胺類中和劑的pH值易控，生成鹽易溶于水，且比氨有更強的堿性及低的蒸汽壓，但價格比較貴，可以與氨混合使用。

氨中和劑，為便用控制宜用2％濃度的水溶液。胺注入點為初凝區(qū)前，氨注入口應在水溶液性緩蝕劑入口的上游。4防護措施揮發(fā)線注緩蝕劑緩蝕劑是表面活性劑，其分子內(nèi)部均有硫、氮、氧等強極性基團及烴類的結構基團。其極性基團吸附在金屬設備表面，另一端烴類基團則在設備與介質(zhì)之間組成一道屏障，起保護作用。當塔頂出現(xiàn)腐蝕時，應在塔頂回流系統(tǒng)注緩蝕劑。成膜型緩蝕劑注入量為1～20ppm（以塔頂總餾出量計）緩蝕劑不能過量，過量會出現(xiàn)系統(tǒng)乳化，使油水分離困難，影響正常操作。

4防護措施揮發(fā)線注水注氨后塔頂餾出系統(tǒng)可能出現(xiàn)氯化胺沉積，影響冷凝冷卻器傳熱效果又引起設備的垢下腐蝕，故注水洗滌加以解決。4防護措施高溫硫有環(huán)烷酸的腐蝕防護措施防止措施主要是選用耐蝕材料煉制管輸原油及勝利原油的設備腐蝕，主要為高溫硫腐蝕并伴有高溫環(huán)烷酸腐蝕。一般減壓塔用20g(20R)+0Cr13復合板，塔內(nèi)構件可選用1Cr13、Cr6AlMo、Cr18Ni9Ti等合金鋼，工藝管用Cr5Mo或Cr9Mo鋼4防護措施

煉制遼河原油時設備高溫腐蝕，主要是環(huán)烷酸腐蝕。此種腐蝕部位一般選用00Cr17Ni14Mo2(316L)或1Cr18Ni9Ti奧氏體不銹鋼。1Cr13不耐環(huán)烷酸腐蝕。4防護措施防腐結構設計常壓塔頂空冷器不宜采用“U”型管式，最好采用單程管空冷器。常頂空冷器“露點”部位加保護套。介質(zhì)均勻分配。減壓塔切向進料應改為徑向進料。4防護措施腐蝕控制技術腐蝕最為嚴重的水蒸汽初凝區(qū)部位，需使用電阻探針或掛片探針測量腐蝕速度。按下列位置連續(xù)控制?？刂聘g率為0.2mm/a。初餾塔頂冷凝冷卻器進、出口。常壓塔第一組冷凝器進、出口。常壓塔頂循環(huán)回流線。常減壓塔頂冷凝冷卻器出口（腐蝕率應小于0.5mm/a）。需要在常壓塔頂回流罐，減壓塔頂冷凝冷卻器、一、二級抽空冷凝冷卻器，減頂油水分離器設置冷凝水取樣口，以便對pH值，鐵離子，氯離子，硫化氫進行化學分析。四電脫鹽技術Ⅰ

原油含鹽、含水的危害Ⅱ

原油脫鹽、脫水的原理Ⅲ

電脫鹽技術及應用Ⅳ

影響電脫鹽運行效果的操作參數(shù)Ⅴ

國內(nèi)外電脫鹽技術現(xiàn)狀Ⅵ

國內(nèi)電脫鹽技術發(fā)展趨勢

從油層中開采出來的石油都伴有水，這些水中都溶解有NaCl、CaCl2、MgCl2等鹽類。歐美各國規(guī)定，經(jīng)油田處理后進煉廠的原油含鹽量≯50mg/L，含水量＜0.5％。我國輸送到煉廠的原油含水量常常波動很大，有時甚至遠遠超過上述規(guī)定的指標。其原因主要使油田的脫鹽、脫水設施不夠完善，或是在輸送過程中混入水分。原油中的水、無機鹽以及機械雜質(zhì)可能加速設備腐蝕，導致催化劑失活，堵塞管道，影響后續(xù)加工的穩(wěn)定性，從而影響油品性質(zhì)及收率，最終導致原油加工費和石油產(chǎn)品成本的提高。第Ⅰ部分：原油含鹽、含水的危害

增加石油運輸、貯存的負荷（水）水的存在，加大了原油的重量和體積，管線輸運增加動能消耗，油輪、罐車輸運增加運輸成本。

影響加工過程中的平穩(wěn)操作（水）如果原油中含水為1%，汽化后水的體積占總體積的11%。在加工過程中，加大了管線、設備內(nèi)的空間。影響設備的加工能力：①系統(tǒng)壓力增加，泵出口壓力升高；②塔內(nèi)氣體上升速度增加，阻止液體正常沉降，出現(xiàn)沖塔事故（液泛）。

第Ⅰ部分：原油含鹽、含水的危害

增加過程中的能量消耗（水）原油的汽化熱350KJ/kg；水的汽化熱2600KJ/kg。原油在加工過程中將經(jīng)歷多次熱交換、汽化、冷凝等過程，如果含有水，汽化熱較大的水與原油一起將消耗大量的燃料和冷卻水。

造成設備和管道的結垢和堵塞（鹽）

在爐管、換熱器內(nèi)，溫度升高使原油的粘度降低，無機鹽、固體顆粒很容易附著在不光滑的管線內(nèi)表面上，形成垢。降低傳熱效率，銹蝕管壁，嚴重時堵塞爐管或換熱器，造成非計劃停工。

第Ⅰ部分：原油含鹽、含水的危害

腐蝕管線和設備（鹽）氯化物，特別是氯化鈣、氯化鎂，在加熱和有水存在時發(fā)生水解，放出氯化氫，遇水形成鹽酸，造成原油蒸餾塔頂?shù)蜏夭课坏母g。

MgCl2+2H2O→Mg(OH)2+2HClFe+2HCl→FeCl2+H2

當加工含硫原油時，腐蝕將更加嚴重：

FeS+2HCl→FeCl2+H2S

Fe+H2S→FeS+H2

第Ⅰ部分：原油含鹽、含水的危害

影響原油的深度加工（鹽）深度加工中大多是在催化劑存在下的化學變化，例如催化裂化技術、加氫裂化等。在這些過程中，為防止催化劑中毒，必須對原料油中的鹽份給予限制，例如：減壓渣油作為重油催化裂化原料時要求Na+小于1ppm；作為加氫脫硫原料時要求Na+小于3ppm。作延遲焦化原料時，如果含鹽太高，特別上是含鈣太高時常因灰含量高使產(chǎn)品質(zhì)量達不到理想的技術指標。

第Ⅰ部分：原油含鹽、含水的危害

1、原油的基本性質(zhì)

大部分原油屬于穩(wěn)定的油包水型乳化液，是以水為分散相，油為連續(xù)相的油包水型乳化液。這種體系是不穩(wěn)定的。但原油中的環(huán)烷酸，瀝青質(zhì)，膠質(zhì)等是天然的乳化劑向油水界面移動使該體系穩(wěn)定，隨著時間的延長及輸送過程中條件的影響，促使油水界面處的乳化膜變厚，這種乳化液變成難以破壞相對穩(wěn)定的乳化液，加大了原油脫水，脫鹽的難度。電脫鹽設備脫除的是能夠溶于水的可溶性鹽，首先使原油中的可溶性鹽溶解到水中，然后將水脫除從而將鹽份除去。

第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理

2、自由沉降分離第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理

原油和水兩相的密度差是沉降分離的推動力，分散介質(zhì)的粘度是阻力。油水兩相沉降分離基本符合靜止流體的斯托克斯定律。斯托克斯（Stocks）沉降公式:

D2△g18μWc

=第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理

由上式可以看出水滴直徑增大，油水間密度差增大，原油粘度降低都能提高水滴的沉降速度。溫度升高使原油粘度減小，一般情況下也加大了油水間的密度差，加熱溫度視不同原油而異，通常為80-135℃。對于重質(zhì)原油，必須進行脫水脫鹽溫度的選擇實驗，而且溫度過高后，原油乳化液的電導率隨溫度增高而增大，電耗也隨之加大。因此，在原油脫鹽脫水過程中，重要的問題是促進水滴的聚結，使水滴直徑增大。

原油一般都是油包水型的乳狀液，即水相以微滴形式分散于連續(xù)的油相中并為原油中所含的天然乳化劑（如環(huán)烷酸、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等）所穩(wěn)定。因此，破乳的重要手段就是加入適當?shù)钠迫閯?。第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理3、化學破乳分離

破乳劑有下列幾種作用：對油水界面具有強烈的趨向性；促使水滴絮凝；促使水滴聚積；潤濕固體。

第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理

破乳劑分子油和乳化層穩(wěn)定分子在水滴上的分布

第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理4、電場沉降分離6KE2r2L4F=

乳狀液中的微小水滴無論在交流或直流電場中，都能由于感應使微滴的兩端帶上不同極性的電荷，產(chǎn)生誘導偶極，接觸電極的還會帶上靜電荷，從而在水滴與水滴之間，水滴與電極間產(chǎn)生靜電力，也稱聚結力。第Ⅱ部分：原油脫鹽、脫水的原理水滴受聚結力的作用運動速度增大，動能增加，當水滴互相碰撞時，便能克服乳化膜的障礙而彼此聚結起來直徑變大后，籍重力的作用，按斯托克斯定律以Wc（在靜止油層中水滴沉降速度）的速度沉降。由于原油以一定的上升速度Ws從電脫鹽罐底部向上流動，因此，只有當Wc＞

Ws時，水滴才能沉降到罐下部來。第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用

2、交流電脫鹽技術

3、交直流電脫鹽技術

4、電動態(tài)電脫鹽技術

5、高速電脫鹽技術

6、平流臥式電脫鹽技術

7、其它技術1、典型二級電脫鹽流程

第Ⅲ部分：電脫鹽技術的應用1、典型二級電脫鹽流程2、交流電脫鹽技術容器內(nèi)設計兩層或三層電極形成兩個或三個電場。結構簡單，穩(wěn)定性、可靠性好。脫鹽脫水率僅能滿足當時要求不高的工藝要求。電耗較高。交流電脫鹽設備示意圖第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用812347675強場區(qū)弱場區(qū)水平極板電脫鹽示意圖1.

原油分配器2.

原油入口3.

排水口4.

三層電極板5.

原油集合器6.

原油出口7.

變壓器引線8.

罐體容器軸線方向依次排列正負相間的垂掛式變極距電極板；利用了交流電和直流電對水滴的脫除作用；電場布局合理，脫水率高；對油品的適應性強；

第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用3、交直流電脫鹽技術第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用交直流電脫鹽示意圖直流強電場直流中電場交流弱電場第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用國內(nèi)煉油廠交直流電脫鹽技術應用狀況

原油入罐后首先進入下部低電壓電場（低導電率區(qū)），在不會產(chǎn)生電弧的情況下使大水珠凝聚與沉降。部分脫去水的乳化液后再進入電壓逐漸增大的電場（高導電率區(qū)）。在載荷響應控制器提供高電壓時使新鮮水與油充分混合；在低電壓時使水珠凝聚而下落。這種交替變化的電壓不斷出現(xiàn)，使油水多次混合與分離。之后，油進入電極板上部電壓逐漸降低的電場（低導電率區(qū)），把從高導電率區(qū)帶的水進一步凝聚和沉降，使水不致隨油帶出。第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用4、電動態(tài)電脫鹽技術

電動態(tài)脫鹽技術主要包括電場控制技術、強電場混合技術和淡化水與原油的逆向流動技術等幾個方面。

第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用電動態(tài)電脫鹽內(nèi)部結構示意圖第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用5、高速電脫鹽技術與傳統(tǒng)電脫鹽的技術相比，其主要技術特征為：

油流在罐體內(nèi)的上升速度快，遠遠大于傳統(tǒng)油流在罐體內(nèi)的上升速度；原油在電場中和罐體內(nèi)的停留時間短，特別是電場停留時間比傳統(tǒng)的電脫鹽技術少得多；通過特殊設計的進油分配器，原油由噴嘴直接進入電脫鹽罐電場內(nèi)，進油方式為油相進油，噴嘴設計在電場的中央；電場設計為水平電極板，組成強電場。帶電方式有兩種形式：一種為中間極板帶電，上層和下層極板接地；另一種為三層極板都帶電；由于高速電脫鹽脫后水在罐內(nèi)的停留時間長，排水含油指標明顯低于低速電脫鹽，減輕了污水處理的壓力。

高速電脫鹽比傳統(tǒng)電脫鹽處理量大，設備占地空間小，可以實現(xiàn)小罐體大處理量的目的。高速電脫鹽之所以能夠提高處理量，關鍵在于改變了傳統(tǒng)的進油方式，油相進油對罐底水層不會產(chǎn)生攪動，不會影響油水界位的穩(wěn)定，為進油速度提高提供了平穩(wěn)運行的保證；油相進油方式的采用大大縮短了油流路徑，原油不再是從水相中慢慢上浮，而是直接進入罐體中上部電場，油流路徑的縮短大大減小了油流在罐體內(nèi)的停留時間，提高了進油速度；而雙層噴嘴的設計保證了有足夠量的原油平穩(wěn)地噴入電場中，并在電場中合理分布。這些使高速電脫鹽在較小的罐體內(nèi)實現(xiàn)大的處理量成為可能。由于采用了油相進油，原油不再從水相中進入罐體，減少了進油對罐體內(nèi)水層高度的限制，油水界位可以設計在一個較高的位置，能使排水含油技術指標達到一個更加理想的技術水平。第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用

美國petrolite高速電脫鹽技術電脫鹽罐內(nèi)置三層極板，形成兩個強電場。油水混合物進料通過特殊的分配器分成兩股分別直接導入兩個強電場之間，為非傳統(tǒng)的水相進油。脫鹽排水含油少。適于處理較重較粘原油。第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用Petrolite高速電脫鹽示意圖第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用國內(nèi)煉油廠引進高速電脫鹽技術狀況

罐體內(nèi)布置四層電極板，形成一個弱電場、兩個強電場、一個高強電場油相進油罐體小處理量大脫鹽脫水率高對油品的適應性強第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用

國內(nèi)自主開發(fā)高速電脫鹽技術高強電場

強電場

弱電場第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用國內(nèi)高速電脫鹽示意圖第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用國內(nèi)高速電脫鹽技術應用狀況

第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用6、平流臥式電脫鹽技術油水混合物從罐的一端水平流向另一端，期間經(jīng)過垂直電極板。油的流動對水及雜質(zhì)的垂直沉積影響小。垂直極板避免了新鮮油品與油水界面的接觸。

技術特點第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用平流“鼠籠”電脫鹽示意圖1—

放空口

2—

高壓電源引入口3—壓力計口

4—原油出口5—人孔

6—排水口

7—原油入口8—吹掃口

9—排凝口

5-17861-3964-65-215-3

234第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用第二代平流“鼠籠”電脫鹽示意圖4-111107-28987-1654-21234-3

312131—

分配盤

2—放空口3—高壓電源引入口4—人孔5—電極及結緣系統(tǒng)6—防浪件

7—排水口8—排污口9—排乳化液口10—吹掃口11—原油入口12—界位計入口13—原油出口第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用平流“鼠籠”電脫鹽交鑰匙工程應用第Ⅲ部分：電脫鹽技術及應用平流“鼠籠”電脫鹽成套工程應用第Ⅲ部分：電脫鹽技術的應用7、其它技術超聲波電脫鹽技術脈沖電脫鹽技術催化脫鹽技術生物脫鹽技術加氫脫鹽技術

第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素1、脫水溫度

2、電場強度及停留時間

3、破乳劑及其復配

4、混合強度

5、洗滌水

第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素1、脫水溫度

脫鹽溫度對脫鹽效果的影響十分明顯。升高溫度，可使原油粘度降低，油水界面張力減小，乳化膜強度減弱，水滴熱運動增加，碰撞結合機會增多，對增加水滴的沉降速度及脫水效率有利。但隨著溫度的升高，飽和蒸汽壓和設備的耐壓等級要相應提高，原油電導率也增大，脫鹽電耗明顯增加。此外提高溫度也將增加脫鹽水冷卻過程的能量消耗。因此，每種原油都要根據(jù)其性質(zhì)，確定相應的技術經(jīng)濟上最適宜的脫鹽溫度。目前，常減壓裝置設計原油進脫鹽罐溫度一般為120~140℃（最佳溫度），具體設計時可根據(jù)生產(chǎn)狀況適當調(diào)整脫鹽溫度或提高設計溫度。

利用快速攝影顯微鏡拍攝的乳化液電場破裂聚積過程，在電場作用下，0.083秒就完成了細小水滴的聚積：

第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素2、電場強度及停留時間

美國科學家Charles和Mcroberts用高速電影攝影技術研究了單個液滴破裂的過程，結果表明液滴的破裂符合肥皂泡的破裂的洞孔擴張速度公式，右圖表示了在電場和破乳劑存在時苯—水界面上水滴聚積過程中洞孔半徑隨時間的變化曲線：第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

Allon和Mason研究了液滴平均壽命與電壓的關系，指出當電壓或場強達到一定高度后，液滴的聚積變?yōu)樗矔r的，并且一步完成，并將實驗實測的數(shù)據(jù)與公式計算結果進行了比較，如下表所示：（同時他們也發(fā)現(xiàn)在破乳劑存在的情況下液滴的平均壽命會顯著降低。）第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

沙輕原油電場脫水時間研究（EST）第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

魯寧管輸原油電場脫水時間研究（EST）

不同性質(zhì)的原油要求不同類型的破乳劑，從某種意義上講，“廣譜性破乳劑”不存在，因此實際生產(chǎn)中應根據(jù)所加工的原油，有針對性地篩選破乳劑。目前國內(nèi)較多使用水溶性破乳劑。比起用水溶性破乳劑而油溶性破乳劑用量少，目前一些裝置交叉使用油溶性破乳劑。第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素3、破乳劑及其復配第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

一種單一化學結構的破乳劑很少能產(chǎn)生對油水界面的趨向性、促進水滴絮凝、聚積和潤濕固體四種效應。一般可采用兩種以上結構不同的破乳劑相配合并根據(jù)具體原油性質(zhì)進行破乳劑評選。這樣兩種或兩種以上的破乳劑復配能達到增效，互相彌補各自性能缺陷，派生出新性能的作用，這就是表面活性劑的協(xié)同效應.

油溶性破乳劑和復配性破乳劑具備用量少、脫水速度快、排出污水質(zhì)量好、對環(huán)境污染小等特點，已有較多應用。第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素A－（PO）x（EO）y（PO）zH；B－（PO）x（EO）yH；PO

－環(huán)氧丙烷；EO

－環(huán)氧乙烷；普通原油破乳劑的分類第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

魯寧管輸原油電脫鹽破乳劑研究（EST）

混合強度表示原油、洗滌水和破乳劑的混合程度?；旌蠌姸刃『茈y保證脫鹽效果；混合強度大乳化層太穩(wěn)定不易破乳。最優(yōu)混合強度的選擇因原油品種和脫鹽罐內(nèi)部結構的不同而各異，其依據(jù)應是原油脫后含鹽量變化的總趨勢。電脫鹽系統(tǒng)可根據(jù)所加工的原油品種和脫鹽罐內(nèi)部結構的實際狀況選擇最優(yōu)的混合強度，提高脫鹽效果。根據(jù)實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，加工較低密度的原油（API15~24）時，混合閥壓差ΔP采用30~80KPa；加工較高密度的原油（API25~45）時，混合閥壓差ΔＰ采用50~130KPa。第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素4、混合強度第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素脫后原油含鹽、含水及乳化液與混合強度的關系右圖為金陵石化分公司５Mt/a常減壓蒸餾裝置加工魯寧管輸油摻煉２０％伊朗輕質(zhì)原油的脫后油中含鹽、含水及乳化液與混合強度的關系，其中混合強度的大小用混合閥壓差ΔＰ表示。第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素從圖可以看出，隨著混合強度的增加，脫后原油的含鹽量顯著下降，而乳化液和水的含量增加較為緩慢。但當混合閥壓差超過適合該裝置的最優(yōu)差壓（約55kPa），繼續(xù)增大混合強度，由于破乳效果的減弱使得脫后原油鹽含量和含水量均急劇增加，因此過高的混合強度也會惡化原油電脫鹽效果。第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素5、洗滌水

通過對不同煉油廠電脫鹽設施注水點位置與脫鹽效果的分析比較，注水位置要根據(jù)原油的含鹽、含水量來選擇。對于易乳化原油，注水點的位置應在混合閥前；對于含鹽較高的原油可在原油泵之后注入，而且要提高注水量。為此可設置兩個注水點，以便根據(jù)加工原油的種類隨時進行調(diào)整。

注水點位置第Ⅳ部分：電脫鹽運行的影響因素

注水水質(zhì)

電脫鹽注水的水質(zhì)、ｐＨ值要適宜（ｐＨ＝６~８）。目前，本裝置采用了二級的排水回注到一級的流程，并使用脫硫凈化水替代新鮮水，這對環(huán)保和節(jié)水都是有益的。

注入量

適當提高注水量可以提高水滴間的凝聚力，以利于水滴聚結。在破乳劑型號選定后，洗滌水量直接影響電脫鹽效果，所以應根據(jù)原油的性質(zhì)來調(diào)整注水量。注水量應控制在單級注水3％~8％，總量小于15％。。第Ⅴ部分：國內(nèi)外電脫鹽技術現(xiàn)狀1、國外煉廠原油電脫鹽基本狀況

對原料的要求

國外煉油廠對進廠原油含鹽、含水等均有要求。美國、歐洲各國規(guī)定原油進廠鹽含量不大于50mg/L，水含量小于0.5％；煉油廠進廠原油鹽含量典型分析數(shù)據(jù)為28.2mg/L。

綜合水平

由于催化劑經(jīng)濟壽命的總體要求，歐美各國和俄羅斯的煉油廠脫鹽后原油鹽含量要求不大于3mg/L。該指標基本反映了目前國際上原油脫鹽水平。對于操作參數(shù)，將隨著不同的加工狀況而有較大差異，一般情況下脫鹽溫度104~149℃，每罐注水量3%~6％，單罐耗電量0.014~0.100kW.h/t，脫后原油水含量不大于0.3％。８０年代初，美國PETROLITE公司開發(fā)了雙電場電脫鹽技術，即高速電脫鹽技術。８０年代末，美國國家儲罐公司電動態(tài)脫鹽工藝。HRI公司開發(fā)了水平流動式電脫鹽技術。從提高脫鹽溫度，增加洗滌水量及增強混合強度等著手強化重質(zhì)原油脫鹽。其它非電場脫鹽技術的研究。

電脫鹽技術發(fā)展概況第Ⅴ部分：國內(nèi)外電脫鹽技術現(xiàn)狀在６０年代后期加工勝利原油時，由于蒸餾設備腐蝕嚴重，逐步進行了電脫鹽技術的工業(yè)試驗、研究和應用８０年代中，一方面引進了PETROLITE公司和HOWE／BAKER公司的電脫鹽技術和設備，另一方面結合已有經(jīng)驗消化吸收、開發(fā)出了高效交流電脫鹽技術，形成了我國自己的成套電脫鹽設備，基本滿足了重油加工及原油蒸餾裝置防腐蝕的需要，并解決了電脫鹽裝置的安全生產(chǎn)問題。８０年代末至９０年代初，如交直流電脫鹽等新一代電脫鹽技術和成套設備，進一步提高了脫鹽脫水效率，降低了能