常减压蒸馏装置简介

炼油工艺加工流程脱盐脱水原油常压蒸馏减压蒸馏重柴油馏分减压馏分减压馏分减压渣油加氢裂化催化裂化

焦化催化重整

轻汽油中间馏分中间馏分芳烃抽提

氢气

汽油组分

芳香烃

直馏煤油

直馏柴油

液化气

汽油

煤油

柴油

液化气

汽油柴油

汽油柴油石油焦一、常减压装置基本原理原油主要由碳氢化合物组成的复杂混合物，主要由碳和碳两种元素组成。其中：碳占83～87%，碳占11～14%总重，此外，有少量氧、氮、硫等，在石油灰份中还有微量非金属和金属元素。蒸馏是将一种混合物反复地使用加热汽化和去热冷凝相结合的手段，使其部分或完全分离的过程。它是利用液体混合物中各组分沸点和蒸汽压（即相对挥发度）的不同，在精馏塔内，轻组分不断汽化上升而提浓，重组分不断冷凝下降而提浓，相互间不断地进行传热和传质过程，在塔顶得到纯度较高的轻组分产物，在塔底得到纯度较高的重组分产物，它是实现分离目的的一种最基本也是最重要的一种手段。一、常减压装置基本原理蒸馏分离操作：利用液体混合物中各组分（component）挥发性（volatility）的差异，以热能为媒介使其部分汽化，从而在汽相富集轻组分，液相富集重组分，使液体混合物得以分离的方法。

原理：常减压蒸馏主要是通过精馏过程，在常压和减压的条件下，将料液加热使它部分汽化，根据各组分相对挥发度的不同，在塔盘上汽液两相进行逆向接触、传质传热，易挥发组分在汽相中得到增浓，难挥发组分在液相中也得到增浓，这在一定程度上实现了两组分的分离。经过多次汽化和多次冷凝，将原油中的汽、煤、柴馏分切割出来，生产出合格的汽油、煤油、柴油及蜡油及渣油等。

常减压装置是将原油用蒸馏的方法分割成为不同沸点范围的组分，以适应产品和下游工艺装置对原料的要求。常减压蒸馏装置是炼油厂加工原油的第一个工序，在炼厂加工总流程中有重要的作用，常被称之为“龙头”装置.一般包括电脱盐、原油初镏、常压蒸馏和减压蒸馏四部分，有的还配备轻烃回收及煤油脱臭部分。常压蒸馏一般可切割出直馏汽油（可作重整原料、乙烯裂解原料）、溶剂油、煤油（航空或灯用）、轻、重柴油等产品；在减压蒸馏中可切割出几种润滑油馏分或催化裂化或加氢裂化原料，剩下的减压渣油根据生产总流程的安排可有不同的用途，如用做丙烷脱沥青原料、氧化沥青、焦化、减粘裂化或渣油加氢原料，也可做燃料油调合出厂。二、常减压装置地位分类根据不同的原油和不同的产品，考虑不同的加工方案和工艺流程，常减压蒸馏装置可分为燃料型、燃料－润滑油型和燃料－化工型三种类型。这三者在工艺过程上并无本质区别，只是在侧线数目和分馏精度上有些差异。燃料－润滑油型常减压蒸馏装置因侧线数目多且产品都需要汽提，流程比较复杂；而燃料型、燃料－化工型则较简单。2常减压装置地位分类二、常减压装置地位分类

燃料型常减压蒸馏装置

常压塔顶出重整原料或乙烯料。常压塔设3～4条侧线，出溶剂油（或航煤）、轻柴油、重柴油（或催化裂化原料）。常压各侧线都设有汽提塔，以保证产品的闪点和馏分轻端符合指标要求。减压塔设3～4条侧线，出催化裂化原料或加氢裂化原料，分馏精度要求不高，主要是从热回收和主塔汽液负荷均匀的角度设置侧线。减压各侧线一般不需要汽提塔。为尽量降低最重侧线的残炭和重金属携带量，需在最重侧线与进料段之间设1～2个洗涤段。燃料型常减压蒸馏装置减压塔操作有传统的湿式和新工艺“干式”之分。“湿式”减压蒸馏在加热炉管内注入蒸汽以增加炉管内油品流速和塔底注入蒸汽以降低塔内油品分压，减压塔一般采用填料舌型塔盘组合和采用两级蒸汽喷射抽真空，塔的真空度较低，压力降大，加工能耗高，减压拔出率也相对较低。“干式”减压蒸馏则改变了减压塔传统操作方式及塔的内部结构，即在炉管和塔内不注入蒸汽，采用三级抽真空、减压炉管扩径和低速转油线，塔内部结构采用处理能力高、压降小、传质传热效率高的新型金属填料及相应的液体分布器等，使装置的处理能力提高，加工能耗降低，拔出率提高，经济效益明显。

燃料－化工型常减压蒸馏

常压塔设2～3个侧线，产品去做裂解原料，分馏精度要求不高，塔盘数目也比较少。各侧线不设汽提塔。减压系统与燃料型基本相同。燃料-润滑油型常减压蒸馏装置

常压塔与燃料型基本相同。减压塔一般设4～5条侧线，每条侧线对粘度、馏分、馏程、宽度、油品颜色和残炭都有指标要求。减压各侧线一般都有汽提塔以保证产品的闪点和馏分轻端符合指标要求。减压加热炉出口最高温度控制在4000C，并且炉管逐级扩径尽量减少油品受热分解，以免润滑油料品质下降。为使最重润滑油侧线的残炭和颜色尽可能改善，在最重润滑油侧线与进料之间需设置1～2个洗涤段，以加强洗涤效果。燃料－润滑油型减压塔，国内外当前仍以湿法操作为主，塔顶二级抽真空。另外还有“拔头型”，主要生产重整原料、汽油组分、煤油、柴油、燃料油或重油催化裂化原料，不生产润滑油组分和加氢裂化原料。由于常减压装置的目的是将原油分割成为各种不同沸点范围的组分，以适应产品和下游工艺装置对原料的要求，因而不同原油和产品要求就有不同的加工方案和工艺流程，其典型流程可分为常减压蒸馏和常压蒸馏两种。1简述2原油性质3腐蚀形态、部位及原因4防护措施三、常减压装置的腐蚀与防护1简述

常温减压装置是对原油进行一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置。蒸馏是利用原油混合物中各个物质沸点不同，将其分离的方法。由于原油中含有物质种类多，而且很多物质的沸点相差很小，完成分得各组分十分困难。对于原油加工来说，只要按照一定的沸点范围把原油分离成不同馏分，送往二次加工装置。由此看来，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压蒸馏装置的处理量也就是炼油厂的处理量。因此，常减压装置高效率的正常操作，对整个炼油厂的生产至关重要。2原油性质及腐蚀介质含量原油性质及腐蚀介质含量根据原油中含硫及酸值的高低，原油可分为低硫低酸值原油（S0.1～0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如大庆油低硫高酸值原油（S0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如辽河原油，新疆原油高硫低酸值原油（S＞0.5％，酸值≤0.5KOH/g），如胜利原油高硫高酸值原油（S＞0.1～0.5％，酸值＞0.5KOH/g），如孤岛原油和“管输原油”

盐，mg/L硫，％氮，％酸值，KOH/g密度，g/cm3大庆20～1100.110.06～0.240.0160.864辽河（北区）辽河（中区）辽河（南区）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胜利（孤岛油）胜利（孤岛油）胜利（孤岛油）26.0183.020～2002.090.350.80～1.050.430.360.40～0.631.31～1.922.360.40～0.620.9“管输油”注14.30～1290.60～0.800.360.96～1.960.9中原油田1350.350.210.37南阳11.300.260.630.38江汉249～466.91.61～1.800.750.32长庆1400.070.056克拉玛依（白克）10.69～20.010.07～0.0230.080.11～0.20克拉玛依低凝油11.74～61.311.28～1.80新疆（九区）新疆（欢三联）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我国各地原油腐蚀介质含量注：管输油是指胜利、中原、华北等油田的混合原油盐，mg/L硫，％氮，％酸值，KOH/g印度尼西亚伊坎巴里阿塔克韦杜里贝坎拜杜里米纳斯2.8814.687.683.6114.00.02610.03080.10070.10220.210.0830.02560.20530.02270.110.360.330.200.92无马来西亚杜兰塔比斯42.914.00.05010.0320.01170.0290.680.23澳大利亚库柏塔里斯曼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阿尔及利亚100.150.06阿联酋辛塔35.1625.81.660.10.030.31进口原油腐蚀介质含量3腐蚀形态、部位及原因

3.1低温（≤120℃轻油部位HCl-H2S-H2O的腐蚀）

低温腐蚀部位主要在常压塔上部五层塔盘、塔体及部分挥发性及常压塔顶冷凝冷却系统，减压塔部分挥发线和冷凝冷却系统。

气相部位腐蚀一般较轻，液相部位腐蚀较重。气液两相转变部位即“露点”部分最为严重。

从国内炼油厂看，影响常压塔腐蚀的主要因素是原油中的盐水解后生成的HCl引起的

3腐蚀形态、部位及原因

3.1低温（≤120℃轻油部位HCl-H2S-H2O的腐蚀）常压塔腐蚀形态：碳钢部件全面腐蚀均匀减薄Cr13钢的点蚀1Cr18Ni9Ti不锈钢的氯化物应力腐蚀开裂实例：某厂炼制胜利原油，在未采取“一脱四注”工艺前，常压塔顶碳钢塔盘腐蚀率为2～3mm/a;常压塔碳钢空冷器管束进口端腐蚀率大于2.3mm/a;常压塔碳钢管壳式冷凝器管束进口部位腐蚀率高达6.0～14.5mm/a腐蚀形态是均匀腐蚀。常压塔顶用的Cr13浮阀出现点蚀腐蚀速率为1.8～2mm/a。而Cr18-Ni8型奥氏体不锈钢做的常压塔壁衬里，五年之后出现了大面积的氯化物应力腐蚀3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀

高温硫的腐蚀出现在装置中与其接触的各部位。高温环烷酸腐蚀发生于液相，如果气相中没有凝液产生，也没有雾沫夹带，气相腐蚀较小，在气液混相区，或是高流速冲刷及产生涡流区的腐蚀将加剧。减压塔系统若有空气漏入则环烷酸腐蚀加速。3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀常压塔的腐蚀炼制大庆原油常压塔使用A3钢基本上无腐蚀和腐蚀轻微炼制辽河原油常压塔蒸发段塔壁及其上下各层塔盘碳钢腐蚀率大于3mm，腐蚀形态为“沟槽状”，其余部位腐蚀轻微炼制胜利原油和管输原油，常压塔及其内构件腐蚀相对轻微，可用碳钢。为防止和减缓进料段塔壁冲蚀和腐蚀，防冲板在原基础上长宽方向各延长1倍，并改用0Cr13或0Cr18Ni9Ti3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀减压塔的腐蚀炼制大庆原油，减压塔使用碳钢基本不腐蚀和腐蚀轻微，进料段塔壁可用碳钢防冲板。炼制辽河原油，减压塔进料段20g塔壁及其上、下四层A3F塔盘板，腐蚀速度均大于3mm/a，腐蚀形态为“沟槽”状炼制胜利原油，减压塔切线进料段塔壁（20g）年腐蚀率＞4.3mm/a，“冲蚀”。塔底液相部位塔壁（20g）年腐蚀率2.5mm，均匀腐蚀，塔底1～3层塔盘及内构件，碳钢年腐蚀率＞2.0mm，15CrMo为1.46mm，均匀腐蚀。塔底4～5层塔盘及内构件，碳钢年腐蚀率为3mm，均匀腐蚀加冲蚀（靠近切线进料侧）炼制管输原油减压塔其腐蚀较高硫低酸值原油严重，塔体改用20g＋00Cr18Ni12Mo2Ti复合板可以拟制腐蚀，但进料处塔壁的冲蚀不可避免。3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀常减压加热炉炉管腐蚀炉别对流管辐射管备注材料腐蚀率，mm/a材料腐蚀率，mm/a常压炉10号钢腐蚀轻微10号钢Cr5MoCr5Mo0.5～1腐蚀轻微腐蚀轻微注胜利原油管输原油辽河原油减压炉10号钢腐蚀轻微Cr5MoCr5Mo1.5腐蚀轻微注胜利原油、管输原油辽河原油

低硫高酸值原油和高硫低酸值原油及高硫高酸值原油炼油厂，加热炉炉管腐蚀情况：注：指加热炉出口管φ219×12当运行258天后，壁厚减薄至2.1mm3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀换热器的腐蚀炼制胜利原油和管输原油，减压塔底原油、渣油一次换热器的腐蚀最为严重。当渣油走管程时，碳钢管束寿命一年。管内结垢堵塞清理困难。管箱腐蚀率1mm/a。OCr18Ni9Ti和OCr13管束则无明显腐蚀，寿命4～5年。减压塔底二次热的热交换器，由于温度降低，其腐蚀性也相对降低。3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀工艺管线的腐蚀炼制胜利原油轻腐蚀区：常压炉入口线、常压塔各侧线、回流线小于250℃减压渣油线，减压塔顶挥发线和减一线重腐蚀区：常压塔炉出口转油线，常压塔底重油线，减压蜡油线，温度在280～340℃减压渣油线，碳钢腐蚀率可达0.7mm/a严重腐蚀区：350～380℃减压热渣油线，以高温硫的化学腐蚀为主，碳钢腐蚀率为4.2mm/a。减压炉出口高速转油线受高温硫腐蚀加高速气流的冲蚀，碳钢的腐蚀率5.4～6.0mm/a3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀炼制管输原油常压炉转油线支管φ273×16，Cr5Mo弯头腐蚀率3.7～8.8mm/a，集合管φ273×16，Cr5Mo腐蚀率4.0～18.6mm/a，转油线总管φ426×16，Cr5Mo弯头和丁字管腐蚀率8.8～9.2mm/a，进塔弯头φ377×20，Cr5Mo腐蚀率5.2～9.2mm/a。减压炉转油线φ377×14，Cr5Mo弯头腐蚀率4.2～17.5mm/a，炉出口φ273×16，Cr5Mo直管段腐蚀率4.2～6.4mm/a，炉出口φ219×10，Cr5Mo直管段腐蚀率8.6～18.3mm/a，低速转油线φ1636×18，20g腐蚀率为6.8～8.2mm/a炼制辽河原油常压炉出口φ377×12，20号钢T字形集合管腐蚀率13mm/a，常压炉φ529×10，20g转油线直管段腐蚀率6.5mm/a，弯头腐蚀比直管更甚。减压炉出口转油线碳钢腐蚀率达20mm/a。低速转油线φ1600碳钢腐蚀率9mm/a。3腐蚀形态、部位及原因

3.2高温（240～425℃）部位的高温硫的均匀腐蚀及环烷酸的沟槽状腐蚀3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因常减压低温（≤120℃）轻油部位HCl-H2S-H2O的腐蚀原因腐蚀介质主要是氯化物和硫化物氯化物原油含有不同数量的盐和水。盐的主要成分为NaCl、MgCl2、CaCl2，NaCl约其中75％，MgCl2约点15％，CaCl2约占10％，因产地不同，钙、镁、钠盐含量有差异原油加工发生如下反应：当原油中含有环烷酸和某些金属，NaCl在300℃时水解产生HCl

原油中生产过程中加入清蜡剂（四氯化碳有机氯化物），在炼制时有机氯化物水解产生有机氯3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因总含氯量，ppm无机氯含量，ppm电脱盐前原油一级电脱盐后原油二级电脱盐后原油初馏塔顶油初馏塔底油常压塔顶油常压一线油常压二线油常压三线油常压塔底油减压塔顶油减压一线油减压二线油减压三线油减压塔底油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“管输油”原油注碱后常减装置氯含量分布3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因“管输油”原油停注碱后常减装置氯含量分布总含氯量，ppm无机氯含量，ppm电脱盐前原油一级电脱盐后原油二级电脱盐后原油初馏塔顶油初馏塔底油常压塔顶油常压一线油常压二线油常压三线油常压塔底油减压塔顶油减压一线油减压二线油减压三线油减压塔底油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腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因硫化物

硫化物存在形式主要是硫醇、硫醚、二硫化物及环状硫化物，还有一些硫化氢和游离的硫。硫化物对低温部分的腐蚀主要是H2S腐蚀，其次是低级硫醇的腐蚀。硫化氢的主要来源是加工过程中由硫化物热分解而产生。3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因腐蚀过程

氯化氢在水存在的情况下腐蚀金属的反应方程式当有H2S存在时，又发生如下反应：

冷凝系统腐蚀由原油含盐引起的，也即腐蚀破坏主要是HCl所造成的，因此冷凝水中氯离子增加腐蚀就显著加重。3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因

冷凝系统位置不同腐蚀情况不同。最先冷凝区，尤其是气液两相转变的“露点”部位，是由于低pH值的盐酸引起的，其反应如下：

随着冷凝的进行，冷凝水量不断增加，HCl不断稀释，pH值升高，腐蚀有所缓和，由于H2S的溶解度迅速增加，提供了更多的H+，促进氢的去极化腐蚀，这样破坏了硫化铁的膜，又加速了腐蚀进程，其反应为：3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因高温硫腐蚀高温硫腐蚀的温度范围温度范围为：240～480℃

高温硫对设备的腐蚀从240℃开始随温度的升高而迅速加剧，到480℃达到最高点，以后逐渐减弱。3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因高温硫腐蚀过程硫存在形式：单体硫，与烃结合以不同类型的有机硫化物。根据对金属的作用，可分为活性硫化物和非活性硫化物。

3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因

高温硫腐蚀过程包括两部分：

活性硫化物腐蚀:包括硫化氢、硫醇、单质硫腐蚀，这些成分在大约350～400℃与金属能直接作用，发生如下反应：

非活性硫化物腐蚀：硫醚、二硫醚、环硫醚等腐蚀，原油中的硫醚等在130～160℃硫化物开始分解，其他有机硫化物在250℃分解加剧，最终产物为硫醇，硫化氢和其它分子量较代的硫醚和硫化物，这些分解产物对金属的产生强烈的腐蚀作用3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因高温硫腐蚀的影响因素温度影响温度升高促进了硫、硫化物、硫醇等与金属的化学反应温度升高促进了原油中的非活性硫的热分解硫化氢浓度的影响硫化氢浓度越高，则腐蚀性越大流速的影响流速越高，金属表面的硫化铁腐蚀产物保护膜越易脱落，界面的不断更新，腐蚀也进一步加剧。钢材中的合金元素影响材质不同，抗高温硫腐蚀的性能也不同。随着钢材料中铬含量的增加，抵抗高温硫腐蚀能力增加3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因环烷酸的腐蚀原因环烷酸的腐蚀过程环烷为石油中一些有机酸的总称，也称石油酸，占原油中总酸95％左右。原油加工中，环烷酸常集中在柴油和轻质润滑油馏分中。环烷酸低温时腐蚀不强烈，沸腾时，特别是在高温无水环境中，腐蚀最为激烈，反应为：

3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因

Fe(RCOO)2是油溶性腐蚀产物，能为油流所带走，不易在金属设备表面形成保护膜，即使形成硫化亚铁保护膜，也会与环烷酸发生应，而完全暴露出新的金属表面，使腐蚀继续进行。当酸值大于0.5KOH/g原油，温度在270～280℃和350～400℃，环烷酸腐蚀最严重。环烷酸腐蚀特点：腐蚀部位有尖锐的孔洞，在高流速区有明显的流线槽。3腐蚀形态、部位及原因

3.3设备的腐蚀原因环烷酸腐蚀的影响因素原油酸值酸值在0.3mgKOH/g，应该注意;酸值≥0.5mgKOH/g，一定温度下，发生明显腐蚀;酸值越高，腐蚀越严重温度环烷酸腐蚀受温度影响很大。常温下，对金属没有腐蚀性，在高温下，生成环烷酸铁，引起剧烈腐蚀。环烷酸腐蚀性开始于220℃，270～280℃腐蚀已经很大，以后随温度升高而减弱，但在350～400℃时，腐蚀急骤增加。流速当温度在270～280℃，350～400℃，酸值在0.4mgKOH/g以上原油上，环烷与流体流速有有关。流体速度愈高，则在涡流区环烷酸腐蚀愈严重。石油酸钠影响石油酸钠是原油含水所溶解的NaHCO3与石油酸反应的生成物，它是一种表面活化剂，能够妨碍钢铁表面形成漆状膜和FeSx膜。当含量低于临界胶团浓度（CmC），石油酸钠含量越高，腐蚀性越强，当超过CmC时，增大浓度，腐蚀不再增大。原油含硫量原油含硫量有一临界值，当高于临界值，主要为硫腐蚀，低于临界值，主要为酸腐蚀4防护措施

常减压蒸馏装置的防护措施，按腐蚀类型和部位可分为二类

低温HCl-H2S-H2O部位的工艺防护高温硫环烷酸部位的选用耐蚀金属材料4防护措施低温HCl-H2S-H2O部位的工艺防护低温HCl-H2S-H2O部位的工艺防护即“一脱四注”，具体指柏油深度电脱盐、脱后原油注碱、塔顶馏出线注氨（或胺）、注缓蚀剂（也有在顶回流注缓蚀剂的）、注水。经过“一脱四注”，应达到如下指标：电脱盐后含盐量＜5mg/L;常压塔顶冷凝水中含铁离子＜1ppm，氯离子＜20ppm，pH值7.5～8.5;常压塔顶空气冷却器碳钢年腐蚀率＜0.2mm/a。4防护措施原油电脱盐控制腐蚀的关键一步，充分脱除水解后产生的氯化氢的盐类是防腐蚀治本的办法。通过有效的脱盐，实现脱后原油含盐5mg/L以下，即可对低温部位的腐蚀进行有效的控制。脱除钠阳离子以防止加工装置催化剂的中毒，脱除水分，有保证操作和节约能耗作用。4防护措施原油注碱脱盐后原油中仍含有少量盐，由于低含盐量的高水解率及有机氯的分解，在系统中及有氯化氢发生。故在脱盐后注稀碱溶液。稀碱液注入可以中和氯化氢，也可以和镁、钙盐反应，反应如下：注入碱水浓度为3～4％，一般氢氧化钠的用量为14g/t，4防护措施挥发线注中和剂注入中和剂，控制冷凝水的pH值在7.5～8.5的范围内。中和剂一般氨或胺，中和氯化氢生成腐蚀性较小的盐类。

胺类中和剂的pH值易控，生成盐易溶于水，且比氨有更强的碱性及低的蒸汽压，但价格比较贵，可以与氨混合使用。

氨中和剂，为便用控制宜用2％浓度的水溶液。胺注入点为初凝区前，氨注入口应在水溶液性缓蚀剂入口的上游。4防护措施挥发线注缓蚀剂缓蚀剂是表面活性剂，其分子内部均有硫、氮、氧等强极性基团及烃类的结构基团。其极性基团吸附在金属设备表面，另一端烃类基团则在设备与介质之间组成一道屏障，起保护作用。当塔顶出现腐蚀时，应在塔顶回流系统注缓蚀剂。成膜型缓蚀剂注入量为1～20ppm（以塔顶总馏出量计）缓蚀剂不能过量，过量会出现系统乳化，使油水分离困难，影响正常操作。

4防护措施挥发线注水注氨后塔顶馏出系统可能出现氯化胺沉积，影响冷凝冷却器传热效果又引起设备的垢下腐蚀，故注水洗涤加以解决。4防护措施高温硫有环烷酸的腐蚀防护措施防止措施主要是选用耐蚀材料炼制管输原油及胜利原油的设备腐蚀，主要为高温硫腐蚀并伴有高温环烷酸腐蚀。一般减压塔用20g(20R)+0Cr13复合板，塔内构件可选用1Cr13、Cr6AlMo、Cr18Ni9Ti等合金钢，工艺管用Cr5Mo或Cr9Mo钢4防护措施

炼制辽河原油时设备高温腐蚀，主要是环烷酸腐蚀。此种腐蚀部位一般选用00Cr17Ni14Mo2(316L)或1Cr18Ni9Ti奥氏体不锈钢。1Cr13不耐环烷酸腐蚀。4防护措施防腐结构设计常压塔顶空冷器不宜采用“U”型管式，最好采用单程管空冷器。常顶空冷器“露点”部位加保护套。介质均匀分配。减压塔切向进料应改为径向进料。4防护措施腐蚀控制技术腐蚀最为严重的水蒸汽初凝区部位，需使用电阻探针或挂片探针测量腐蚀速度。按下列位置连续控制。控制腐蚀率为0.2mm/a。初馏塔顶冷凝冷却器进、出口。常压塔第一组冷凝器进、出口。常压塔顶循环回流线。常减压塔顶冷凝冷却器出口（腐蚀率应小于0.5mm/a）。需要在常压塔顶回流罐，减压塔顶冷凝冷却器、一、二级抽空冷凝冷却器，减顶油水分离器设置冷凝水取样口，以便对pH值，铁离子，氯离子，硫化氢进行化学分析。四电脱盐技术Ⅰ

原油含盐、含水的危害Ⅱ

原油脱盐、脱水的原理Ⅲ

电脱盐技术及应用Ⅳ

影响电脱盐运行效果的操作参数Ⅴ

国内外电脱盐技术现状Ⅵ

国内电脱盐技术发展趋势

从油层中开采出来的石油都伴有水，这些水中都溶解有NaCl、CaCl2、MgCl2等盐类。欧美各国规定，经油田处理后进炼厂的原油含盐量≯50mg/L，含水量＜0.5％。我国输送到炼厂的原油含水量常常波动很大，有时甚至远远超过上述规定的指标。其原因主要使油田的脱盐、脱水设施不够完善，或是在输送过程中混入水分。原油中的水、无机盐以及机械杂质可能加速设备腐蚀，导致催化剂失活，堵塞管道，影响后续加工的稳定性，从而影响油品性质及收率，最终导致原油加工费和石油产品成本的提高。第Ⅰ部分：原油含盐、含水的危害

增加石油运输、贮存的负荷（水）水的存在，加大了原油的重量和体积，管线输运增加动能消耗，油轮、罐车输运增加运输成本。

影响加工过程中的平稳操作（水）如果原油中含水为1%，汽化后水的体积占总体积的11%。在加工过程中，加大了管线、设备内的空间。影响设备的加工能力：①系统压力增加，泵出口压力升高；②塔内气体上升速度增加，阻止液体正常沉降，出现冲塔事故（液泛）。

第Ⅰ部分：原油含盐、含水的危害

增加过程中的能量消耗（水）原油的汽化热350KJ/kg；水的汽化热2600KJ/kg。原油在加工过程中将经历多次热交换、汽化、冷凝等过程，如果含有水，汽化热较大的水与原油一起将消耗大量的燃料和冷却水。

造成设备和管道的结垢和堵塞（盐）

在炉管、换热器内，温度升高使原油的粘度降低，无机盐、固体颗粒很容易附着在不光滑的管线内表面上，形成垢。降低传热效率，锈蚀管壁，严重时堵塞炉管或换热器，造成非计划停工。

第Ⅰ部分：原油含盐、含水的危害

腐蚀管线和设备（盐）氯化物，特别是氯化钙、氯化镁，在加热和有水存在时发生水解，放出氯化氢，遇水形成盐酸，造成原油蒸馏塔顶低温部位的腐蚀。

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

当加工含硫原油时，腐蚀将更加严重：

FeS+2HCl→FeCl2+H2S

Fe+H2S→FeS+H2

第Ⅰ部分：原油含盐、含水的危害

影响原油的深度加工（盐）深度加工中大多是在催化剂存在下的化学变化，例如催化裂化技术、加氢裂化等。在这些过程中，为防止催化剂中毒，必须对原料油中的盐份给予限制，例如：减压渣油作为重油催化裂化原料时要求Na+小于1ppm；作为加氢脱硫原料时要求Na+小于3ppm。作延迟焦化原料时，如果含盐太高，特别上是含钙太高时常因灰含量高使产品质量达不到理想的技术指标。

第Ⅰ部分：原油含盐、含水的危害

1、原油的基本性质

大部分原油属于稳定的油包水型乳化液，是以水为分散相，油为连续相的油包水型乳化液。这种体系是不稳定的。但原油中的环烷酸，沥青质，胶质等是天然的乳化剂向油水界面移动使该体系稳定，随着时间的延长及输送过程中条件的影响，促使油水界面处的乳化膜变厚，这种乳化液变成难以破坏相对稳定的乳化液，加大了原油脱水，脱盐的难度。电脱盐设备脱除的是能够溶于水的可溶性盐，首先使原油中的可溶性盐溶解到水中，然后将水脱除从而将盐份除去。

第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理

2、自由沉降分离第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理

原油和水两相的密度差是沉降分离的推动力，分散介质的粘度是阻力。油水两相沉降分离基本符合静止流体的斯托克斯定律。斯托克斯（Stocks）沉降公式:

D2△g18μWc

=第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理

由上式可以看出水滴直径增大，油水间密度差增大，原油粘度降低都能提高水滴的沉降速度。温度升高使原油粘度减小，一般情况下也加大了油水间的密度差，加热温度视不同原油而异，通常为80-135℃。对于重质原油，必须进行脱水脱盐温度的选择实验，而且温度过高后，原油乳化液的电导率随温度增高而增大，电耗也随之加大。因此，在原油脱盐脱水过程中，重要的问题是促进水滴的聚结，使水滴直径增大。

原油一般都是油包水型的乳状液，即水相以微滴形式分散于连续的油相中并为原油中所含的天然乳化剂（如环烷酸、胶质、沥青质等）所稳定。因此，破乳的重要手段就是加入适当的破乳剂。第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理3、化学破乳分离

破乳剂有下列几种作用：对油水界面具有强烈的趋向性；促使水滴絮凝；促使水滴聚积；润湿固体。

第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理

破乳剂分子油和乳化层稳定分子在水滴上的分布

第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理4、电场沉降分离6KE2r2L4F=

乳状液中的微小水滴无论在交流或直流电场中，都能由于感应使微滴的两端带上不同极性的电荷，产生诱导偶极，接触电极的还会带上静电荷，从而在水滴与水滴之间，水滴与电极间产生静电力，也称聚结力。第Ⅱ部分：原油脱盐、脱水的原理水滴受聚结力的作用运动速度增大，动能增加，当水滴互相碰撞时，便能克服乳化膜的障碍而彼此聚结起来直径变大后，籍重力的作用，按斯托克斯定律以Wc（在静止油层中水滴沉降速度）的速度沉降。由于原油以一定的上升速度Ws从电脱盐罐底部向上流动，因此，只有当Wc＞

Ws时，水滴才能沉降到罐下部来。第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用

2、交流电脱盐技术

3、交直流电脱盐技术

4、电动态电脱盐技术

5、高速电脱盐技术

6、平流卧式电脱盐技术

7、其它技术1、典型二级电脱盐流程

第Ⅲ部分：电脱盐技术的应用1、典型二级电脱盐流程2、交流电脱盐技术容器内设计两层或三层电极形成两个或三个电场。结构简单，稳定性、可靠性好。脱盐脱水率仅能满足当时要求不高的工艺要求。电耗较高。交流电脱盐设备示意图第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用812347675强场区弱场区水平极板电脱盐示意图1.

原油分配器2.

原油入口3.

排水口4.

三层电极板5.

原油集合器6.

原油出口7.

变压器引线8.

罐体容器轴线方向依次排列正负相间的垂挂式变极距电极板；利用了交流电和直流电对水滴的脱除作用；电场布局合理，脱水率高；对油品的适应性强；

第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用3、交直流电脱盐技术第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用交直流电脱盐示意图直流强电场直流中电场交流弱电场第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用国内炼油厂交直流电脱盐技术应用状况

原油入罐后首先进入下部低电压电场（低导电率区），在不会产生电弧的情况下使大水珠凝聚与沉降。部分脱去水的乳化液后再进入电压逐渐增大的电场（高导电率区）。在载荷响应控制器提供高电压时使新鲜水与油充分混合；在低电压时使水珠凝聚而下落。这种交替变化的电压不断出现，使油水多次混合与分离。之后，油进入电极板上部电压逐渐降低的电场（低导电率区），把从高导电率区带的水进一步凝聚和沉降，使水不致随油带出。第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用4、电动态电脱盐技术

电动态脱盐技术主要包括电场控制技术、强电场混合技术和淡化水与原油的逆向流动技术等几个方面。

第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用电动态电脱盐内部结构示意图第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用5、高速电脱盐技术与传统电脱盐的技术相比，其主要技术特征为：

油流在罐体内的上升速度快，远远大于传统油流在罐体内的上升速度；原油在电场中和罐体内的停留时间短，特别是电场停留时间比传统的电脱盐技术少得多；通过特殊设计的进油分配器，原油由喷嘴直接进入电脱盐罐电场内，进油方式为油相进油，喷嘴设计在电场的中央；电场设计为水平电极板，组成强电场。带电方式有两种形式：一种为中间极板带电，上层和下层极板接地；另一种为三层极板都带电；由于高速电脱盐脱后水在罐内的停留时间长，排水含油指标明显低于低速电脱盐，减轻了污水处理的压力。

高速电脱盐比传统电脱盐处理量大，设备占地空间小，可以实现小罐体大处理量的目的。高速电脱盐之所以能够提高处理量，关键在于改变了传统的进油方式，油相进油对罐底水层不会产生搅动，不会影响油水界位的稳定，为进油速度提高提供了平稳运行的保证；油相进油方式的采用大大缩短了油流路径，原油不再是从水相中慢慢上浮，而是直接进入罐体中上部电场，油流路径的缩短大大减小了油流在罐体内的停留时间，提高了进油速度；而双层喷嘴的设计保证了有足够量的原油平稳地喷入电场中，并在电场中合理分布。这些使高速电脱盐在较小的罐体内实现大的处理量成为可能。由于采用了油相进油，原油不再从水相中进入罐体，减少了进油对罐体内水层高度的限制，油水界位可以设计在一个较高的位置，能使排水含油技术指标达到一个更加理想的技术水平。第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用

美国petrolite高速电脱盐技术电脱盐罐内置三层极板，形成两个强电场。油水混合物进料通过特殊的分配器分成两股分别直接导入两个强电场之间，为非传统的水相进油。脱盐排水含油少。适于处理较重较粘原油。第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用Petrolite高速电脱盐示意图第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用国内炼油厂引进高速电脱盐技术状况

罐体内布置四层电极板，形成一个弱电场、两个强电场、一个高强电场油相进油罐体小处理量大脱盐脱水率高对油品的适应性强第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用

国内自主开发高速电脱盐技术高强电场

强电场

弱电场第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用国内高速电脱盐示意图第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用国内高速电脱盐技术应用状况

第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用6、平流卧式电脱盐技术油水混合物从罐的一端水平流向另一端，期间经过垂直电极板。油的流动对水及杂质的垂直沉积影响小。垂直极板避免了新鲜油品与油水界面的接触。

技术特点第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用平流“鼠笼”电脱盐示意图1—

放空口

2—

高压电源引入口3—压力计口

4—原油出口5—人孔

6—排水口

7—原油入口8—吹扫口

9—排凝口

5-17861-3964-65-215-3

234第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用第二代平流“鼠笼”电脱盐示意图4-111107-28987-1654-21234-3

312131—

分配盘

2—放空口3—高压电源引入口4—人孔5—电极及结缘系统6—防浪件

7—排水口8—排污口9—排乳化液口10—吹扫口11—原油入口12—界位计入口13—原油出口第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用平流“鼠笼”电脱盐交钥匙工程应用第Ⅲ部分：电脱盐技术及应用平流“鼠笼”电脱盐成套工程应用第Ⅲ部分：电脱盐技术的应用7、其它技术超声波电脱盐技术脉冲电脱盐技术催化脱盐技术生物脱盐技术加氢脱盐技术

第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素1、脱水温度

2、电场强度及停留时间

3、破乳剂及其复配

4、混合强度

5、洗涤水

第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素1、脱水温度

脱盐温度对脱盐效果的影响十分明显。升高温度，可使原油粘度降低，油水界面张力减小，乳化膜强度减弱，水滴热运动增加，碰撞结合机会增多，对增加水滴的沉降速度及脱水效率有利。但随着温度的升高，饱和蒸汽压和设备的耐压等级要相应提高，原油电导率也增大，脱盐电耗明显增加。此外提高温度也将增加脱盐水冷却过程的能量消耗。因此，每种原油都要根据其性质，确定相应的技术经济上最适宜的脱盐温度。目前，常减压装置设计原油进脱盐罐温度一般为120~140℃（最佳温度），具体设计时可根据生产状况适当调整脱盐温度或提高设计温度。

利用快速摄影显微镜拍摄的乳化液电场破裂聚积过程，在电场作用下，0.083秒就完成了细小水滴的聚积：

第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素2、电场强度及停留时间

美国科学家Charles和Mcroberts用高速电影摄影技术研究了单个液滴破裂的过程，结果表明液滴的破裂符合肥皂泡的破裂的洞孔扩张速度公式，右图表示了在电场和破乳剂存在时苯—水界面上水滴聚积过程中洞孔半径随时间的变化曲线：第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

Allon和Mason研究了液滴平均寿命与电压的关系，指出当电压或场强达到一定高度后，液滴的聚积变为瞬时的，并且一步完成，并将实验实测的数据与公式计算结果进行了比较，如下表所示：（同时他们也发现在破乳剂存在的情况下液滴的平均寿命会显著降低。）第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

沙轻原油电场脱水时间研究（EST）第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

鲁宁管输原油电场脱水时间研究（EST）

不同性质的原油要求不同类型的破乳剂，从某种意义上讲，“广谱性破乳剂”不存在，因此实际生产中应根据所加工的原油，有针对性地筛选破乳剂。目前国内较多使用水溶性破乳剂。比起用水溶性破乳剂而油溶性破乳剂用量少，目前一些装置交叉使用油溶性破乳剂。第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素3、破乳剂及其复配第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

一种单一化学结构的破乳剂很少能产生对油水界面的趋向性、促进水滴絮凝、聚积和润湿固体四种效应。一般可采用两种以上结构不同的破乳剂相配合并根据具体原油性质进行破乳剂评选。这样两种或两种以上的破乳剂复配能达到增效，互相弥补各自性能缺陷，派生出新性能的作用，这就是表面活性剂的协同效应.

油溶性破乳剂和复配性破乳剂具备用量少、脱水速度快、排出污水质量好、对环境污染小等特点，已有较多应用。第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素A－（PO）x（EO）y（PO）zH；B－（PO）x（EO）yH；PO

－环氧丙烷；EO

－环氧乙烷；普通原油破乳剂的分类第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

鲁宁管输原油电脱盐破乳剂研究（EST）

混合强度表示原油、洗涤水和破乳剂的混合程度。混合强度小很难保证脱盐效果；混合强度大乳化层太稳定不易破乳。最优混合强度的选择因原油品种和脱盐罐内部结构的不同而各异，其依据应是原油脱后含盐量变化的总趋势。电脱盐系统可根据所加工的原油品种和脱盐罐内部结构的实际状况选择最优的混合强度，提高脱盐效果。根据实际生产数据，加工较低密度的原油（API15~24）时，混合阀压差ΔP采用30~80KPa；加工较高密度的原油（API25~45）时，混合阀压差ΔＰ采用50~130KPa。第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素4、混合强度第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素脱后原油含盐、含水及乳化液与混合强度的关系右图为金陵石化分公司５Mt/a常减压蒸馏装置加工鲁宁管输油掺炼２０％伊朗轻质原油的脱后油中含盐、含水及乳化液与混合强度的关系，其中混合强度的大小用混合阀压差ΔＰ表示。第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素从图可以看出，随着混合强度的增加，脱后原油的含盐量显著下降，而乳化液和水的含量增加较为缓慢。但当混合阀压差超过适合该装置的最优差压（约55kPa），继续增大混合强度，由于破乳效果的减弱使得脱后原油盐含量和含水量均急剧增加，因此过高的混合强度也会恶化原油电脱盐效果。第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素5、洗涤水

通过对不同炼油厂电脱盐设施注水点位置与脱盐效果的分析比较，注水位置要根据原油的含盐、含水量来选择。对于易乳化原油，注水点的位置应在混合阀前；对于含盐较高的原油可在原油泵之后注入，而且要提高注水量。为此可设置两个注水点，以便根据加工原油的种类随时进行调整。

注水点位置第Ⅳ部分：电脱盐运行的影响因素

注水水质

电脱盐注水的水质、ｐＨ值要适宜（ｐＨ＝６~８）。目前，本装置采用了二级的排水回注到一级的流程，并使用脱硫净化水替代新鲜水，这对环保和节水都是有益的。

注入量

适当提高注水量可以提高水滴间的凝聚力，以利于水滴聚结。在破乳剂型号选定后，洗涤水量直接影响电脱盐效果，所以应根据原油的性质来调整注水量。注水量应控制在单级注水3％~8％，总量小于15％。。第Ⅴ部分：国内外电脱盐技术现状1、国外炼厂原油电脱盐基本状况

对原料的要求

国外炼油厂对进厂原油含盐、含水等均有要求。美国、欧洲各国规定原油进厂盐含量不大于50mg/L，水含量小于0.5％；炼油厂进厂原油盐含量典型分析数据为28.2mg/L。

综合水平

由于催化剂经济寿命的总体要求，欧美各国和俄罗斯的炼油厂脱盐后原油盐含量要求不大于3mg/L。该指标基本反映了目前国际上原油脱盐水平。对于操作参数，将随着不同的加工状况而有较大差异，一般情况下脱盐温度104~149℃，每罐注水量3%~6％，单罐耗电量0.014~0.100kW.h/t，脱后原油水含量不大于0.3％。８０年代初，美国PETROLITE公司开发了双电场电脱盐技术，即高速电脱盐技术。８０年代末，美国国家储罐公司电动态脱盐工艺。HRI公司开发了水平流动式电脱盐技术。从提高脱盐温度，增加洗涤水量及增强混合强度等着手强化重质原油脱盐。其它非电场脱盐技术的研究。

电脱盐技术发展概况第Ⅴ部分：国内外电脱盐技术现状在６０年代后期加工胜利原油时，由于蒸馏设备腐蚀严重，逐步进行了电脱盐技术的工业试验、研究和应用８０年代中，一方面引进了PETROLITE公司和HOWE／BAKER公司的电脱盐技术和设备，另一方面结合已有经验消化吸收、开发出了高效交流电脱盐技术，形成了我国自己的成套电脱盐设备，基本满足了重油加工及原油蒸馏装置防腐蚀的需要，并解决了电脱盐装置的安全生产问题。８０年代末至９０年代初，如交直流电脱盐等新一代电脱盐技术和成套设备，进一步提高了脱盐脱水效率，降低了能