81#原油处理站电脱水系统改造.docx

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81#原油处理站电脱水系统改造

81#原油处理站电脱水系统改造

　　摘要：

81#原油处理站采用一段沉降脱离游离水、二段电化学脱除乳化水的脱水方式，电脱水系统是保证外交原油合格含水率的主要设施。

本次改造解决了原油处理系统乳化水脱水困难的问题，处理量能够满足目前处理要求，并且使用安全性能提高，经济效益增加，自动化程度提高。

　　关键词：

81#原油处理站：

电脱水系统；改造

　　本站目前使用的电脱水系统建于1989年，连续运行了13年，其中共有电脱水器6台，采用武汉计算机中心设计的电脱水控制系统进行控制。

其原理为：

将380V低压电输入升压变压器进行升压，输出40000V高压交流电，通过整流硅堆后变为直流电进行直流脱水。

在使用过程中可通过晶闸管进行调压，来调节输出电压及电流。

该电脱水系统设计能力为2004t/a.

　　1存在问题：

　　1.1电脱水器存在腐蚀现象

　　2002年7月12日，1#电脱水器穿孔泄漏，通过锅炉检验所检验，发现容器本体底部靠近封头处1平方米范围内有5处坑蚀，直径为5-15cm。

通过锅炉检验所检验，坑蚀处最小壁厚4mm，其它容器也存在不同程度的腐蚀现象，对6台电脱水器进行了手工堆焊维修。

2004年，对2#电脱水器进行检验，最小壁后为5mm，强度不足。

　　1.2电脱水器基础下沉，存在安全隐患：

　　经目测，每台电脱水器基础都有不同程度的下沉，下沉高度10-15cm。

管线受力严重变形，且连接法兰处有渗漏现象。

若管线及闸门拉裂，会出现跑油现象，不但会发生安全事故，且不能保证外交原油含水率的合格。

　　其原因是现有排砂沟破损泄漏，水渗入地基，破坏了地基土承载能力。

同时，由于变压器以及整流器位于容器顶部后端，其质量较前端大，因此后端沉降严重，致使前端向上翘起，管线受力。

　　1.3电脱水器控制柜存在的问题：

　　本站目前使用的控制柜1989年投入使用，元器件老化严重，故障率高，需经常更换元器件，维修工作量大，目前此控制柜已属淘汰产品，没有厂家生产此类元器件，此系统维持运行困难，如不及时更换将直接影响我厂原油外交。

　　1.4变压器及整流器存在安全隐患：

　　本站使用的变压器及整流器均为不防爆的产品，按照油田设计规范，在油气站库内必须安装防爆型产品，现使用的变压器及整流器已不能满足设计规范要求，存在安全隐患。

　　1.5电脱水器保温层老化脱落：

　　由于该容器建于1989年，时间较久，部分以脱落，影响保温效果。

　　1.6电脱水器没有压油气线：

　　电脱水器原设计没有压油气线，每次清洗电脱水器或对电脱水器进行检修时都只能通过电脱回掺水线对电脱进行顶油，这样顶油一方面很不彻底，造成污水含油偏高，给污水处理站的生产带来了极大的不便；另一方面操作也不方便。

　　1.7电脱水器顶部无操作平台：

　　由于顶部无操作平台，清罐操作不方便。

　　1.8电脱水器无超越线：

　　由于电脱水器无超越线，在运行中，当液量太大或含水高不能处理时，只能通过某台脱水器穿膛来降低其它脱水器的流量，因此该脱水器送电运行，使整体处理能力减小，另外调节不迅速。

　　1.9仪表系统需进行完善。

　　2改造内容：

　　本次改造分三个过程：

第一按照设计进行施工，第二对进口布液管进行了改造，第三增加了第三层极板。

　　2.1设计改造的内容：

　　2.1.1新建排砂系统：

　　拆除原有排砂沟，制作新排砂系统：

该管线为Φ426无缝钢管，单台容器底部为Φ159管线，与Φ426管线紧密连接，在Φ426管线末端，用6mm钢板焊接1.5×2×1.5m排砂池，另一端连接Φ159管线在下水井底部，具有200mm的水封高度。

　　2.1.2对容器本体进行了检验，根据检验结果进行维修：

　　本次对6台容器本体均进行了检测，全部存在腐蚀情况，2#最为严重，不能满足使用要求，进行了堆焊维修，其它容器目前还能够使用，因此没有堆焊。

　　2.1.3新建干气压油线：

　　总线为Φ48×4管线，首端连接在加热炉燃气管线上，并与每台容器顶部排气管线连接，此为容器停运压油气线，将该线与放空管线连接，作为在压空容器后排气使用；将容器顶部排气线连接在汇管上，然后与排砂管线连接，支线为Φ32×3管线，该线为投运时排气管线。

　　2.1.4电气系统改造

　　2.1.4.1拆除原有6台电脱水器原有变压器与整流器，更换满足油田防爆要求的变压器与整流器控制柜。

型号为：

GGAJ-05D拆除了原有边变压器房。

　　2.1.4.2拆除了原有控制系统，更换了恒流源脱水控制系统，型号为：

GGAJ-05D。

　　2.1.4.3对容器内部电气系统进行了调整：

　　更换了电脱水极棒、挂板，更换导线绝缘套管6根，规格Φ50×Φ30×650mm。

调整后各部分尺寸如下：

　　上下极板之间的距离：

320mm

　　上下极板与进出口油管之间的距离最小为：

380mm

　　上极板与罐内壁之间的距离为：

350mm

　　下极板与罐内壁之间的距离为：

400mm

　　下极板与罐内壁踏板之间的距离为：

350mm

　　高水位管与罐底之间的距离为：

650mm

　　中水位管与罐底之间的距离为：

550mm

　　低水位短与罐底之间的距离为：

350mm

　　探头与罐底之间的距离为：

580mm

　　布液管与罐底之间的距离为：

800―850mm

　　电极的绝缘距离不小于260mm

　　2.1.4.4对仪表系统进行了完善：

　　更换了新的界面监测含水仪表，气动阀：

LV-805，自电脱间铺设仪表电缆至中控室，将输出电流、电压以及含水监测信号引入DCS系统。

　　2.1.4.5对容器不均匀沉降进行了处理：

　　在容器与基础之间铺垫钢板，使容器后端抬高，消除与管线之间的安装应力。

对6台容器安装相关连接管线安装金属软管：

包括进口、出口、放水以及排污管线。

　　2.1.4.6对每台容器制作了单独的操作平台，平台宽度为1800×1800，与变压器平台进行连接。

　　2.1.4.7维修破损的电脱水器保温层，拆除原有混凝土地坪，重新砂石地面。

　　2.1.4.8在进出口管线连接超越线以及阀门，规格DN100。

　　2.2对布液管进行了改造：

　　在电脱水器维修施工过程中，发现筛管筛孔存在堵塞现象，并且尾部盲板有间隙，存在布液不均。

筛管为Φ108管线，总共有2根，总长8m，筛孔有2排，间距为80mm，直径为Φ6。

由于布液不均需进行改造，在施工时为了在拆除及安装时不动火作业，将原有管线人工锯断后抬出容器，将新的管线分两段制作、用法兰连接，筛孔扩大为Φ10，并安装尾部盲板。

　　2.3对电脱水器内部重新安装了第三层极板：

　　在按照设计对电脱水器改造投运后，发现处理效果达不到处理要求，影响脱水质量，因此制作了第三层极板进行实验。

该极板宽2.2m，总长6m，用Φ8钢筋焊接而成，间距80mm，与第二层极板间距为400mm。

　　3改造后的效果：

　　3.1改造后运行安全性能提高：

　　本次改造对容器本体进行了维修，经检验满足强度要求；使用防爆变压器与整流器，符合规范要求，可防止电气着火爆炸的危险性；拆除了原有边变压器房以及设备后，容器顶部重量减轻，避免再次产生不均匀沉降。

在容器与基础之间铺垫钢板，使容器后端抬高，消除与管线之间的安装应力，使管线不再受力，对6台容器安装相关连接管线安装金属软管，该软管径向补偿量为50mm，轴向补偿量为20mm，可防止在一定范围内继续沉降时管线受力，造成安全隐患。

　　3.2三个阶段改造后处理量不断增加，目前能够满足处理要求：

　　在第一阶段改造结束后，由于处理能力低，难以满足生产处理要求，因此对布液管进行了改造，改造后处理量略有提升，但仍然难以满足全厂原油的处理任务，分析讨论后，进行了第三阶段的改造，主要内容是安装第三层极板，以下对三个阶段的改造机理以及效果进行分析：

　　第一阶段改造效果：

　　安装恒流源脱水控制系统后，在上下极板之间施加20000V高压电，使极板之间有一定的电场强度来进行脱水，并且能够根据输出电流来自动调整电压，当电流升高时，自动降低电压，以维持电场，当电流达到一定程度（25A）时可维持在同一个数值上，使其仍然保持一定的电压来进行脱水。

第一阶段改造后对2#脱水器的运行情况进行了监测、化验分析以及计算：

当脱水器进口含水大于10%时，无论出口阀门开度有多小，流量有多小，都会出现跳闸现象，且难以送电，无法运行，在含水低于10%时可以维持电场（偶尔跳闸后可在短时间内送电），出口含水也低于0.5%。

但必须控制出口阀门来降低流量，阀门开度3.5扣，同时需全开超越阀门来减小流量。

　　首先对超越管线过流量进行计算：

　　管线：

DN100长2m，弯头2个，三通2个，换算后当量长度为2+2×60×0.1+2×23×0.1=18.6m，原油60℃运动粘度为10.3mm2/s，压差为2m，查表得流量为90m3/h。

　　对单台脱水器处理能力计算结果如下：

处理量为（5800/24/0.85-90）/5=39m3/h。

　　第二阶段改造效果：

　　对布液管进行扩大处理，改造后的筛管总面积与管线横截面积基本相等，计算如下：

孔的总面积为3.14×52×200=15700mm2

　　管线横截面积为3.14×502×2=15700mm2

　　扩孔后流速降低为0.11m/s，原流速为0.44m/s，在部分堵塞后流速会更高，相比之下，改造后进液对容器内部的冲击以及扰动、乳化作用减小，有利于沉降分离，但处理量仍然较小，运行时，当脱水器进口含水大于10%时，无论出口阀门开度有多小，都会出现跳闸现象，在含水低于10%时可以维持电场，出口含水也低于0.5%。

但必须控制出口阀门来降低流量，阀门开度5扣，同时需半开超越阀门来减小流量。

　　对旁通管线过流量进行计算：

　　由于阀门开度只有一半，查表得，当量长度为LM/D=100，因此换算为直管后总长度为：

2+2×60×0.1+2×23×0.1+100×0.1=28.6m，进出口压差为2m查表得过流量为50m3/h。

　　对单台脱水器处理能力计算结果如下：

处理量为（5800/24/0.85-50）/5=46.8m3/h。

　　第三阶段改造效果：

　　第三阶段对电脱水器增加了第三层极板，由于原有第二层极板与罐体距离较远，且距离不均匀，电场强度较小，脱水效果差。

增加第三层极后，使第二层与第三层极板之间距离为0.4m，并且存在10000V高压电，因此会产生相对与上两层极板之间较小的电场强度：

E1=20000/0.32=6.25KV/m，E2=10000/0.4=2.5KV/m，E2=0.4E1。

　　原油在进入第二层与第三层极板之间后，由于极板之间有较小的电场强度，可对原油进行预脱水，脱出一部分水，减小了进入第一层与第二层极板之间的原油含水，因此不易跳闸，处理能力增加。

　　改造后效果如下：

当脱水器进口含水大于15%时，无论出口阀门开度有多小，都会出现跳闸现象，在含水低于15%时可以维持电场，出口含水也低于0.5%，在关闭超越阀门的情况下，5台脱水器能满足处理要求，处理量计算如下（6000/24/0.85）/5=58.8m3/h。

　　3.3经济效益提高：

在6台脱水器运行时，目前输入电流为10A，而原先为25A，因此年节约电费为：

0.380×（25-10）×0.6×0.37×6×24×365=6.7万元。

　　3.4超越线具有调节脱水器流量的功能：

　　由于安装了超越线，可根据处理要求调节超越线开度以调节进入单台电脱水器的流量，来满足处理要求。

　　3.5容器的清洗维护操作更为方便，安全

　　新建干气压油线后，停运时排液速度变快，并且压油后进入容器的天然气可通过放空管线进行排放，防止污染，压油时不需使用原油污水，避免污水含油超标，新建排气管线能够满足投运时的使用要求，以保证投运时彻底排除容器内的空气进行安全送电。

　　制作操作平台后，在罐顶拆卸人孔操作较为安全，效率高。

　　由于排砂采用无缝钢管以及钢板焊接，在清罐时不会产生泄漏而破坏地基，本次增加了1.5×2×1.5m排砂池，在清罐时若有原油在池内进行回收，防止进入下水系统浪费和污染，排砂管线有200mm的水封高度，可防止下水系统的可燃气体反窜到电脱水系统。

　　3.6仪表系统改造后的效果：

　　本次仪表系统改造更换了油水界面监测含水仪，经对比测量，该仪表误差范围在，能够满足监测需要，同时自动放水系统也能根据检测结果进行自动放水，使该系统的自动化程度增高，有利于平稳运行，将电流、电压信号等传入中控室后，便于集中管理，降低工作人员劳动强度。

　　仪表系统也存在问题：

气动阀泄漏严重，在来油含水较低时，会有原油进入放水管线，使处理效率降低，目前只能通过调节旁通阀门来控制，自动控制效果差。

　　3.7本次铲除了容器的防腐层，防腐效果变差：

　　由于拆除了防腐层，抵抗电化学腐蚀能力降低，运行时必须送电才能减小腐蚀速度，在产量较低时仍然需要6台全部运行，浪费电能。

应采取可靠的防腐措施。

　　4结论：

　　本次改造解决了原油处理系统乳化水脱水困难的问题，处理量能够满足目前处理要求，并且使用安全性能提高，经济效益增加，自动化程度提高。

　　但为了增强防腐功能，必须采取有效的防腐措施延长使用寿命，对仪表存在的问题需进行解决。