常减压技术问答精选终板.docx
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常减压技术问答精选终板
1、原油的元素组成
原油的主要组成成分是碳和氢，碳氢化合物也简称为烃，烃是原油加工和利用的主要对象。
碳氢两者合计约占原油的95%。
原油中含有的硫、氧、氮等元素与碳氢形成的硫化物、氮化物、氧化物和胶质、沥青质等非烃化合物，其含量可达10%-20%，这些非烃化合物大都对原油的加工及产品质量带来不利影响，在原有的炼制过程中应尽可能将他们去除。
2、原油中的非烃化合物
（1）硫化物
硫在原油中主要是以单质硫、硫化氢、硫醇、硫醚、二硫化物、噻吩的形态存在。
单质硫、硫化氢、硫醇称为活性硫化物，他们化学性质较活跃，容易与铁发生反应生成硫化亚铁，使工艺管线和设备器壁减薄、穿孔，发生泄漏事故；硫醚、二硫化物、噻吩等属于非活性硫化物，他们对金属的腐蚀性较弱。
但是，非活性硫化物受热后可以分解成活性硫化物。
（2）氧化物
氧元素都是以有机化合物的形式存在的，大部分集中在胶状、沥青状物质中。
这些含氧化合物，可以分为酸性氧化物和中性氧化物两类。
酸性氧化物中有环烷酸、脂肪酸以及酚类，总称为原油酸。
酸性氧化物在原油里的多少用酸值表示。
酸值越高，氧化物物对金属的腐蚀性越强。
中性氧化物有醛、酮等，它们在原油中的含量极少，而且几乎没有腐蚀性。
（3）氮化物
原油中氮含量一般在万分之几至千分之几。
大部分氮化物也是以胶状、沥青状物质形态存在于渣油中。
氮化物的分布与硫化物相同：
组分越重，氮化物含量越高。
且80%以上的氮化物集中在渣油中。
从现在掌握的知识看，氮化物对常减压蒸馏没有什么影响，但会使催化裂化的催化剂暂时失活。
（4）金属化合物
金属化合物在原油中，一部分以无机水溶性盐类的形式存在，如钾、钠的氯化物盐类，它们主要存在于原油乳化水的水相中，可在脱盐过程中随水分脱掉。
另一部分以油溶性的有机化合物或络合物的形态存在，并且大部分集中在渣油中，这部分重金属包括砷、磷、镍、钒、铁、铜等元素，会造成电脱盐电流升高，对原油的加工有害无利。
3、原油分类
（1）按原油密度分类
轻质原油＜830kg/m3、中质原油830—904kg/m3、重质原油904—966kg/m3、特重质原油＞966kg/m3。
现实意义：
了解原油密度变化，掌握原油轻重变化方向，提前调节各种参数，减少油品变化对整个装置的冲击，提高运行平稳率。
（2）按原油的硫含量分类
低硫原油＜0.5%、含硫原油0.5—2.0%、高硫原油＞2.0%
现实意义：
了解原油硫含量的变化，可预知硫含量的变化。
硫含量升高后，对塔顶油气系统、高H2S区域的巡检要格外小心、仔细。
（3）按原油蜡含量分类
低蜡原油0.5—2.5%、含蜡原油2.5—10%、高蜡原油＞10%。
（4）按原油的胶质含量分类
低胶质原油＜17%、含胶质原油17—35%、多胶质原油＞35%。
（5）按原油特性因数K分类
石蜡基原油（K＞12.1）：
烷烃含量高，密度小，凝点高，胶质含量低。
中间基原油（K=11.5—12.1）：
性质处于石蜡基和环烷基之间。
环烷基（K=10.5—11.5）：
密度大，凝点低。
4、原油含水的危害
原油中的水分在换热流程中随着原油温度的升高逐渐被汽化，不仅带走了大量的热量，降低了热量的有效传输，增加了塔顶冷却系统对水蒸气的冷却负荷，也就是增加了能耗，而且增加了流程压降，给换热器的安全运行造成危害，大量的水汽化甚至造成机泵抽空、换热器泄露、分馏塔冲塔等安全事故。
5、原油含盐的危害
原油含盐对加工危害极大。
少量的盐类以结晶体状悬浮在油中，大部分能够溶解在水中。
首先这些盐类水解生成HCl,严重腐蚀设备，或者在常压塔上部塔盘上结晶析出，堵塞塔盘，造成侧线分离不清；其次在炉管和换热设备中，盐类沉积在管壁上结垢，影响传热，同时使炉管寿命缩短，压力降增大，严重时可使炉管或换热器堵塞，造成装置停工；第三是对后续装置的影响，金属钠对分子筛催化剂的晶格有破坏作用，催化裂化装置的进料要求含钠量小于1μg/g。
重金属Ni、V危害更大，他们很容易使催化剂中毒造成永久失活。
渣油中所携带的盐类在延迟焦化装置的炉管里会迅速结焦，使炉管压降增加，加工量减小，甚至发生炉管烧弯。
6、电脱盐原理
简单地说，原油电脱盐就是在电场、破乳剂、温度、注水、混合强度等因素的综合作用下，破坏原油乳化状态、实现油水分离的过程。
由于原油中的大多数盐溶于水，这样盐类就会随水一起脱掉。
7、电脱盐一般工艺流程
破乳剂的水溶液用泵注入原油入口，原油经换热后达到一定温度，和所加注水经静态混合器再经偏转球形混合阀进一步混合后，进入一级脱盐罐的有分布器，油水混合物在脱盐罐内通过弱电场和强电场，细小水珠聚集沉降从脱盐罐下部排出，排水与注水换热后排入含油污水系统中，脱水后的原油从脱盐罐顶部排出。
从一级脱盐罐顶部排出的原油与破乳剂、注水混合，经静态混合器和偏球型混合阀均匀后进入二级脱盐罐，二级脱盐罐脱出的水可以直接作为一级脱盐的洗涤水，或排入含油污水系统，二级脱后原油送往初馏塔。
8、高速电脱盐
高速电脱盐采用水平电极，与专门设计的电源组合下，形成水平直流电场，同时产生交流电场。
油水乳化液在经过交流电场和直流电场后能够被充分分离。
在这种设计的基础上，处理轻质原油理论上可以提高处理量一倍，处理重质原油处理量比处理轻质原油略微减少，但比同质旳原油可提高0.6—0.75倍。
9、高速电脱盐优点
（1）电脱盐罐的容量可最大限度的被利用。
（2）电极板的面积能够最大限度的被利用。
（3）技术合理的原油分配系统。
（4）水在电脱盐罐内能做最长期间的停留，是水中含油最低。
（5）能耗低，电消耗量比交直流电脱盐还低10—15%。
10、电脱盐的主要设备
（1）罐体；
（2）交流变压器；（3）整流箱；（4）绝缘吊挂；（5）进油分配器。
11、电脱盐对交流变压器的要求
（1）防爆特性；
（2）安全性；（3）可调节性；（4）适用性；（5）可靠性。
12、电脱盐的主要控制点
（1）破乳剂：
生产中根据原油中的盐含量和原油的乳化程度来确定加入量。
（2）注水：
注水量一般控制在原油量的4～6%，注水要求含盐量要低，同时要求注水PH值是弱碱性，注水位置要在原油换热后电脱盐混合阀前。
（3）脱盐温度：
脱盐温度最好控制在110～140℃之间。
（4）界位：
一般情况下界位控制在40±10%。
（5）混合强度：
提高混合强度可提高脱盐效果，但过度的混合会使分散在原油中的水滴越小，水滴在原油中的沉降速度越小，也不利于脱盐。
（6）停留时间：
停留时间是指原有在强电场间的停留时间，最佳的停留时间是2min。
（7）电场强度：
提高电场强度可提高小水滴的聚结力，有利于电脱盐，但电场强度提高到一定程度，脱盐率便不再提高，只会增加电耗，甚至发生击穿现象，造成变压器跳闸。
13、电脱盐的正常操作
（1）内操岗位：
电脱盐的盯岗重点变压器电流；脱盐温度110～140℃；注水量稳定在5%左右；储水罐液位是否过低；界位是否正常且两种测量值是否相符；混合阀开度是否变动等。
根据脱后含盐、含水量的分析进行相应调整。
（2）外操岗位：
工作重点是脱水是否带油；破乳剂罐的液位是否过低；破乳剂的注入量是否稳定；各法兰、阀门是否有泄漏；定期手动检查界位指示是否良好；定期检查乳化层的实际位置等。
14、电脱盐的在线反冲洗
原油在开采、运输过程中会有大量杂质，杂质在脱盐罐底沉降，界位零位升高，影响水的沉降时间，同时杂质会使排水含油上升。
因此要对电脱盐罐进行反冲洗以冲掉沉积的杂质，每月2～3次。
步骤及注意事项：
（1）反冲洗时不可同时冲洗两级，这样可以保持一定的脱盐、脱水效果；
（2）停一级注水，内操逐渐降低一级界位，一般降到25～30%。
（3）打开反冲洗水阀门，将水引入罐内。
反冲洗水压力要高，水量要小，以免引起界位波动或使杂质搅起带入油中。
（4）打开罐底直排，排出沉积物。
罐底直排是罐最底部的排水口；
（5）一般反冲洗30min即可。
可根据直排水是否变清判断冲洗效果。
虫子完毕，关直排阀，停反冲洗水，改正常注水流程；
（6）重复以上步骤进行二、三级反冲洗；
（7）反冲洗过程中内、外操勤联系，控制好界位。
如中途有不稳定因素出现可中断反冲洗。
15、脱盐原油中盐含量太高
原因：
①混合压降太低，盐没有充分溶解于水中；②注水量不足；③操作温度太低；④原油性质变化剧烈；⑤原油处理量大，停留时间短。
处理：
①提高一级或二级混合压降；②提高一级或二级注水流量；③提高脱前原油的温度；④进行破乳剂筛选工作，更换破乳剂配方；⑤联系调度，协调罐区调整，增加原油在原油罐的沉降时间。
16、脱后原油含水量太高
原因：
①混合压降太大；②注水量太大；③脱前原油沉积物及水含量太高，油水分离不足；④电场强度太低；⑤破乳剂加入量不足或者应该变破乳剂类型；⑥界位太高。
处理：
①降低混合压降；②降低注水量；③加强罐区脱水，电脱盐罐进行反冲洗；④检查电气系统是否有运行问题或调高电压档位；⑤提高破乳剂注入量或改变破乳剂类型；⑥标定界位指示仪表。
17、电脱盐脱水带油
原因：
①混合压降太大；②脱盐温度太低，破乳效果不好；③破乳剂加入量不足或型改变破乳剂类型；④界位太低。
处理：
①降低混合压降；②调整换热流程或联系改变原油品种；③提高破乳剂注入量或改变破乳剂类型；④标定界位指示仪表。
18、电脱盐电压电流出现大的波动
原因：
①油水界面控制阀运行不正常；②破乳剂加入量不当或破乳剂类型不对；③变压器套管，进线套管或绝缘子出现电弧现象；④混合压降太大；⑤乳化层的存在；⑥原油发生大幅变化。
处理：
①检查控制阀，做适当调校；②调节破乳剂的注入量或改变破乳剂类型；③如果套管或绝缘子脏污，其表面有可能在几分钟内断断续续的出现打火现象，若导致永久性的破坏，则电压势必降到一个非常低的数字，这时就必须更换套管或绝缘棒；④降低混合压降；⑤切除乳化层；⑥平稳原油量。
19、电脱盐变压器送不上电
原因：
①有电气故障；②极板短路。
处理：
①消除电气故障；②极板故障，需要将电脱盐单元停工进罐处理。
20、脱盐罐超压
现象：
①电脱盐罐压力指示上升、超程，压控前现场表指示压力升高；②电脱盐罐安全阀起跳。
原因：
①原油控制阀突然开大或停风；②原油大量带水，水被加热、汽化；③原油脱后换热系统操作不当造成憋压；④原油脱后分支控制阀故障关闭。
处理①迅速关小原油控制阀（自动或手动）；②停原油注水，开大电脱盐切水；③检查流程，排除憋压原因；④打开原油脱后分支控制阀及检查调整混合阀。
21、电脱盐罐电极棒击穿
现象：
①该电极变压器送不上电；②电极处漏密封绝缘油或着火；③原油喷出或着火。
原因：
①电击棒质量差或用久老化，绝缘耐压能力下降而击穿；②电脱盐经常跳闸，送电频繁反复受冲击而击穿，或电流经常大幅变化而击穿；③电极棒附水滴或导电杂质而击穿。
处理：
①迅速停电、灭火；②切出该脱盐罐，适当切水降低罐内压力至不再向外喷原油；③电脱盐罐退油，处理后进行检修。
22、电脱盐罐变压器跳闸
原因：
①混合强度过大，乳化严重，造成原油带水，增加了导电能力引起跳闸；②界位假指示，实际界位已进入电场；③原油较重，破乳困难，水脱不出来；④电气故障；⑤原油中重金属含量高，导电率上升。
处理：
①检查界位是否正确；②界位降下仍投不上，检查乳化层厚度，可继续降低界位直至乳化层切出；③原油降量或更换油品后变压器仍投不上，说明电器出现故障。
电脱盐罐退油，处理后进行检修。
23、电脱盐的开工
（1）电气试验
①派人检查确保工具、破布、木板等杂物等全部部拿出罐外；②电工对内部电器设备进行检查，确定没有问题后交付车间；③脱盐罐周围执勤，严禁无关人员进入危险区；④脱盐罐空载送电试验，电工控制柜送电，操作人员联系现场，依次打开各变压器开关；⑤仔细观察：
送电瞬间罐内是否打火，变压器声音是否正常。
内操记录每个变压器电流、电压的变化；⑥验收标准：
a送电瞬间罐内没有打火现象；b变压器送电后声音应该很轻微；各变压器输出电压和设定档位基本一致，电流很小，应在20A以下；⑦各项指标正常，停电、拉闸、开始封人孔。
如果有某项指标不合格，应断电检查。
（2）工艺设备检查
①检查人孔、法兰是否紧好；②压力表温度计是否齐全；③自控仪表是否投用；④安全阀是否投用；⑤管线进行试压；⑥破乳剂配好待用。
（3）投运
①引油流程打好，一级罐入口阀关闭，出口打开；二级入口阀门打开，出口门关闭，使用副线进行原油循环。
注水阀门、脱水阀门关闭；反冲洗阀门关闭；混合阀手动全开；退油线加好盲板；安全阀投用。
②原油开路循环，当温度升至90℃以上时，缓慢打开原油进一级罐阀，副线不动。
注意控制塔底液位。
③打开脱盐罐放空线。
同时将破乳剂注到原油泵入口线。
④密切注意脱盐罐顶压力，原油注满脱盐罐。
⑤待两罐装满后，关闭放空阀和一级入口阀。
静置30min，让界位稳定。
⑥送电，将电压档位定在中档。
⑦打开一级入口，二级出口阀门，慢慢关闭电脱盐副线阀，正式并入系统。
⑧待温度升至110℃时，投注水控制阀，注水量控制在原油量的4%，投界位控制阀。
现场通过看样口检查界位的正确性。
也可等到此时再送电。
⑨联系化验分析原油含盐量、含水量，根据工艺卡片和化验数据进行调整。
24、电脱盐停工
（1）降温
①打开电脱盐副线，关闭电脱盐出入口阀门，静置降温。
降温慢。
②脱前原油换热器热油端走副线，原油不再换热，降温快估算脱盐罐换成低温油的时间，以确定停工时间。
（2）降温的同时停止破乳剂的注入，变压器断电，停止注水。
（3）提前将退油线盲板拆除，扫通退油线。
（4）降温完毕，打开副线阀，关闭出入口阀门，将电脱盐罐甩掉。
（5）改好退油流程。
切除罐内界位。
（6）开启退油泵，当罐内压力回零时向罐内充加蒸汽，防止泵抽空。
从看样口检查罐内油位。
（7）待原油真正抽干后，停止蒸汽，打开放空。
向罐内充水，洗涤存油，再开泵抽走。
给汽扫通退油线。
（8）在向罐内充水，攒起一定液位，同时打开蒸汽，开始煮罐。
罐内不能长时间超150℃。
中间换水3次。
（9）煮罐12h后停止蒸汽，打开罐底直排，将脏水放掉。
（10）打开人孔通风。
25、常减压装置的腐蚀类型
常减压装置的腐蚀介质主要有三类：
盐类腐蚀、环烷酸腐蚀、硫腐蚀。
腐蚀区域主要是低温塔顶部位—盐类腐蚀；高温重油腐蚀—环烷酸腐蚀和硫腐蚀。
26、腐蚀的检测方法
（1）对于塔顶低温腐蚀，一般是分析塔顶脱水的Fe2+、Cl-和PH值来判断腐蚀状况指标是：
Fe2+≯3mg/L，Cl-≯60mg/L，PH值7~9。
（2）检修时在蒸馏塔里从上到下容易发生腐蚀的区域挂上于该区域材质相同厚度的金属挂片，到下次检修时监测挂片剩余厚度以检查内壁的腐蚀程度。
（3）正常生产时，可进行定点测厚。
27、设备防腐
设备防腐主要指的是对设备的材质进行适当的选择，以抵抗腐蚀。
28、工艺防腐
（1）原油电脱盐；
（2）挥发线注氨；（3）挥发线注缓蚀剂；（4）挥发线注水；（5）混炼、注高温缓蚀剂。
29、蒸馏
蒸馏是将液体混合物加热使之部分气化，在蒸馏塔内利用混合物各组分的挥发度不同的特性以实现分离的目的，通俗的说就是利用其中各组分沸点不同的特性来实现分离。
30、常减压蒸馏
常减压蒸馏就是指在常压状态下和真空状态下，根据原油中各组分的沸点不同，将原油切割成不同馏出物的过程。
不同沸点范围的馏出物称之为“馏分”在一定温度下蒸馏出来的馏分也是混合物。
30、馏程
在实验室里将馏分油加热，将馏分油开始气化的温度称为“初馏点”，蒸出总体的10%时的温度称之为“10%点”，同样确定30%、50%、70%、90%、95%点，直至混合物全部蒸干，只剩下不可气化的物质，此时的温度称为“干点”或“终馏点”。
从初馏点到干点这一温度范围我们叫它“馏程”。
31、蒸馏过程的分类
（1）闪蒸—平衡气化：
进料以某种方式被加热至部分气化，进去容积突然变大的空间内，在一定温度和压力下，气液两相迅速分离，得到相应的气液两相产物，此即称为闪蒸。
（2）简单蒸馏—渐次气化：
在一定压力下，液体混合物在蒸馏釜中加热，当被加热到某一温度时，液体开始气化，生成微量蒸汽当即被引出，并继续加热，蒸气不断形成并不断引出，将其冷凝冷却成为液体，收集，一直蒸到所需要的程度为止，这种蒸馏称为简单蒸馏。
（3）精馏—蒸馏的高级形式：
液体混合物经过连续不断平衡气化和平衡冷凝。
32、分馏塔分段
分馏塔可以分为三段：
进料段、提馏段、精馏段。
（1）进料段：
是提供气液相快速分离的场所；
（2）提馏段：
主要作用是把塔底产品中的轻组分蒸出去，减少塔底油中的轻组分，以减少后续系统的负荷，能提高塔上部的收率，或者提高塔底油的质量；
（3）精馏段：
气相中轻组分自下而上不断上升其温度则逐渐降低，到塔顶轻组分浓度很高，精馏塔上部的作用是将进料的气相部分中的轻组分提浓，在塔顶得到合格产品。
33、实现精馏过程的条件
（1）首先要求混合物中各组分间挥发度存在差异。
（2）气液两相相接触时，必须存在浓度差和温度差。
（3）为了创造两相接触时的温度差，必须要有顶部的液相回流和底部的气相回流。
（4）必须提供气液两相密切接触的场所—塔板（或填料）。
34、回流
从塔顶或侧线抽出的馏分油经过冷却后返回塔内的部分称为回流。
（1）顶回流：
塔顶组分被冷却再打回塔顶的那部分回流，它一般都打回到塔顶第一层塔盘上。
顶回流是控制塔顶温度的主要手段。
（2）内回流：
内回流是精馏必要的条件，它提供塔板上的液相回流，创造气液两相充分接触的条件，达到传质传热的目的。
（3）中段回流：
中段回流的作用是将热量取出，平衡塔内的气液相负荷。
35、设立顶循环的的主要目的
（1）塔顶回流热较大,回收这部分热量以降低装置能耗。
（2）塔顶馏出物中含有较多的不凝气，使塔顶冷凝冷却器的传热系数降低，采用塔顶循环回流可大大减少塔顶冷凝冷却器的传热负荷，避免使用庞大的冷凝冷却器群。
（3）要求尽量降低塔顶馏出线及冷凝冷却系统的流动压降，以保证塔顶压力不致过高，或保证塔内有尽可能高的真空度。
36、影响蒸馏塔操作的因素
蒸馏塔平稳操作的基础是三大平衡，即物料平衡、热量平衡、气液相平衡。
三大平衡间相互影响，相互制约。
影响三个平衡的因素主要有以下几种。
（1）进料温度；
（2）进料性质、流量；（3）塔顶压力；（4）塔顶温度；（5）塔底液位；（6）侧线抽出流量与温度。
37、塔设备一般需满足哪些条件
（1）在结构上要保证两相充分的接触时间和接触面积以及两相的通量。
（2）要尽可能减小塔在操作过程中的动力和热量消耗。
（3）要使塔有较大的操作弹性，以便于操作。
（4）结构要简单，节省材料、易于制造和安装检修，使用周期长，才能降低产品成本，获得较高的经济效益。
38、塔的分类和选择
在传质过程中常用的塔设备大致可分为两大类：
板式塔和填料塔
一般情况下，板式塔和填料塔的选择，应权衡下述几方面的内容：
（1）塔板与填料的性能对比；
（2）塔板与填料的投资、操作费用对比；（3）系统的物性特点；（4）操作条件。
39、板式塔按塔盘结构分类
板式塔按塔盘结构可分为泡罩塔、浮阀塔、筛板塔等。
40、泡罩塔的优缺点
优点：
（1）气液两相接触比较充分，传质面积大，塔板效率高。
（2）操作弹性较大，便于操作。
（3）具有较高的生产能力，适用于大型生产。
缺点：
结构复杂，造价较高，塔板压降较大等。
41、浮阀塔的优缺点
优点：
（1）浮阀可以根据气速大小自由升降，关闭或开启，当气速变化时，开度大小可自动调节，操作弹性大，适用于炼量波动和变化的情况；
（2）生产能力较大，比泡罩塔高20—30%，和筛板塔接近；
（3）气液两相接触充分，塔板效率高；
（4）塔板压降小；
（5）结构较简单，制造容易，检修方便。
缺点：
（1）处理易结焦、高粘度的物料，阀片易与塔板粘结在一起。
（2）操作时阀片易卡死或脱落，使塔板效率和操作弹性下降。
42、筛板塔的优缺点
优点：
（1）结构简单，造价仅为泡罩塔的60%；
（2）塔板上液面落差低，塔板压降小；（3）生产能力大；（4）塔板效率高。
缺点：
（1）操作弹性小；
（2）筛孔易堵塞，不适合处理高粘度、易结焦的物料。
43、喷射型塔板优缺点
优点：
（1）结构简单，造价低；
（2）塔板上液面落差地，塔板压降小；（3）生产能力大；（4）塔板效率高。
缺点：
操作弹性小。
浮舌塔板的结构特点是舌片能够上下活动，具备浮阀塔板和舌形塔板的特点，具有处理量大、压降低、操作弹性高等优点。
44、板式塔结构
板式塔是逐级接触式的气液传质设备，最普通的板式塔是由壳体、塔板、溢流堰、降液管、受液盘等部件组成。
45、气液相变化造成的影响
（1）气相负荷大—雾沫夹带：
气相流速过大，液相被大量携带到上一层塔板，势必影响塔板效率高，造成分离效果差。
雾沫夹带的现象是塔顶压力升高，产品变重且互相重叠。
原因是处理量过大，原油过轻或原油带水，加热炉出口温度过高，液相内回流量过小等。
（2）气相负荷大小—漏液：
气速过低，托不住塔盘上的液体，液体顺着浮阀阀孔向下一层塔板泄露，完成塔板分离效率低。
允许漏液量为10%。
漏液的现象是塔内各段温差变小，顶温、顶压下降，侧线馏程宽。
漏液的原因是处理量过低，原油很重，进料温度低，造成气相负荷低。
（3）液相负荷大—降液管超负荷：
塔内液相负荷过大，而降液管流通面积较小，在塔盘上的液层堆积很厚。
气相不能溢出，被携带回下层塔板。
（4）液相负荷小—液层吹开：
内回流很少或侧线抽出太大，造成塔板上的液层被向上的气相吹开，不能形成液层，大部分的气相不能和液相很好的接触，影响了传质、传热。
（5）气液相负荷均大—淹塔（液泛）：
液相降液管限量流不下来，而气相又顶着液相，完成整个塔内均是液体。
淹塔的现象：
塔顶压力快速上升，侧线甚至塔顶都出黑油塔顶温度及侧线温度迅速升高。
淹塔原因：
处理量过高，进料太轻，炉出口温度过高，原油带水，汽提蒸汽量过大等。
46、填料塔
填料塔由塔体、喷淋装置、填料、分布器等组成。
气体进入塔内后，经填料上升，液体则由喷淋装置喷出，沿填料表面下流，气液两相便得到充分的接触，从而达到传质的目的。
填料塔生产能力大，分离效率高，压降小，持液量小操作弹性大等优点，是石化生产中广泛应用的传质设备。
47、填料的种类
（1）乱堆填料：
①拉西环填料，气液分布较差，传质效率低，阻力大，通量小，已较少使用；②鲍尔环填料，与拉西环比，气体通量增加50%，传质效率低提高30%，是一种应用较广的填料；③阶梯环填料，是对鲍尔环的改进，气体绕填料外壁的平均路径大为缩短，减少了气体通过填料层的阻力，增加了填料间的空隙，促进液膜的表面更新，有利于传质效率的提高，优良的环形填料；④弧鞍填料，表面利用率高，流动阻力小，但易发生套叠，使传质效率降低，强度差，易破碎，应用不多；⑤矩鞍填料，不会套叠，液体分布均匀，瓷质材料制成，优于拉西环；⑥金属环矩鞍填料，环形填料与鞍形填料优点集于一体，散装填料中应用较多；⑦球形填料，气液分散性好，适用于某些特定场合。
（2）规整填料：
①格栅填料，比表面积较低，用于要求压降小、负荷大及防堵等场合；②波纹填料，结构紧凑，阻力小，传质效率高，处理能力大，比表面积大，缺点是不适于处理粘度大、易聚合或有悬浮物的物料，且装卸、清理困难，造价高；③脉冲填料，处理量大，压降小，是真空精馏的理想填料。
48、填料塔与板式塔的比较
（1）填料塔操作范围较小，特别是对于液体负荷变化更为敏感。
（2）填料塔不易于处理聚合或含有固体悬浮物的物料，而某些类型的板式塔也可以有效地处理这种物质，板式塔清洗比填料塔方便。
（3）当气液接触过程中需要冷却以移出反应热或溶解热时，填料塔因涉及液体均布问题而使结构复杂化。
板式塔可以方便的在塔板上安装冷却盘管，当有侧线出料时填料塔也不如板式塔方便。
（4）板式塔的
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