乌石化炼厂二循存在问题及解决措施

郭亚丽、张卫星、彭卫
（乌石化公司科研所）

前言

　　循环冷却水系统是一多种因素互相影响、相互制约的复杂体系。防止循环水中污垢沉积、设备腐蚀、菌藻微生物的大量滋生是水处理的主要目的。要达到这一目的就必须对影响循环水系统的多种因素作综合考虑。
　　乌石化炼油厂第二循环水系统自1994年开始运行，为二常、焦化、空分、加氢、芳烃、沥青、化工、精制、气柜、重催提供循环冷却水。随着系统的长期运行，装置老化日益严重，漏油事故的增多等多种原因，到99年冬季二循水质开始恶化，芳烃、空分等装置温度连续报警。二循系统的正常运行己成为生产能否安全、长周期运行的一大隐患问题。于是我们对二循系统深入查找问题，并采取一系列技术改进措施，以改善水质，提高换热能力。

1 发现主要问题

　　我们对98年垢样进行分析见表1。

表1 垢样分析结果 设备位号 550℃灼烧% 950℃灼烧% SiO₂% Fe₂O₃% CaO% P₂O₅% MgO% L-201/2 12.44 2.86 14.5 70.88 0.28 ＜5.08 ＜0.2 L-16 7.96 1.70 4.18 73.29 4.18 5.27 ＜0.2 L-304/1 26.98 4.29 11.89 18.02 14.14 25.67 ＜0.2 L-303/1.2 34.10 3.84 21.34 11.03 11.89 18.8 3.67 L-302/1 31.57 5.09 24.45 5.56 15.10 25.51 2.93 L-12 26.72 7.24 6.16 12.78 19.42 30.23 ＜0.2 H-212/1.2 2.88 2.52 5.17 75.86 0.28 5.19 ＜0.2 L-304/2 35.76 3.36 13.85 19.45 10.55 18.26 2.39

　　从垢样分析结果可看出，多数550℃灼烧失重大于25％，说明垢样的形成主要是有机物即生物粘泥，FeQO3含量较高，说明系统腐蚀严重。另外，系统一直存在浓缩倍数低的问题。同时根据我们对6套装置的测温调查发现部分换热器换热效率低。

2 查找问题的原因

2.1 二循浓缩倍数低
　　浓缩倍数仅维持在1.5左右，造成水资源的大量浪费和水处理药剂费用的流失，同时低浓缩倍数也使系统长期处于腐蚀状态。浓缩倍数低存在以下原因：
　　2.1.1 系统在设计上存在缺陷，循环水、新水有互窜现象，二循部分循环回水流向一循，部分换热器采用新水冷却回水却进入二循，个别换热器的循环冷却水直排下水，管理不严循环水流失重大，致使水循环率低。
　　2.1.2 系统设计处理能力为6600m³/h，而实际处理量为12990m³/h，使得凉水塔换热能力严重不足，同时部分装置为简化工艺操作，对部分换热要求不高的设备亦超量使用循环水。
　　2.1.3 系统所带装置开停工时间不一致，各设备对换热的要求不一致，致使系统热负荷低，循环水的温差小，浓缩率低。
　　2.1.4 装置泄漏次数多且泄漏时间长，采取大排大补方式处理循环水，使浓缩倍数难以提高。同时油类物质进入冷却水既污染水质又成为细菌的营养物质。
2.2 系统细菌大量繁殖，粘泥大量滋生
　　异养菌含量即使在冬季亦严重超标＞1×10⁵个/ml，生物粘泥量远超出4ml/m³，最高可达到67ml/m³。从个别打开的换热器可看到，冷唤器表面附着有1.0---1.5cm厚的黑色粘泥，花板上挂有条状粘泥，有的管束被堵塞，凉水塔填料有大量粘泥堆积，淋水不畅。造成这种现状的原因有：
　　2.2.1 设备泄漏造成水质严重污染，泄漏的油污污染杀菌剂，使其不能正常发挥作用；系统内长期积累了大量的细菌、粘泥，也使得常用的加杀菌剂控制微生物繁殖的方法不再适用。我们曾连续加氯8小时，而水中余氯测不出；大剂量高频次地交替投加各种杀菌剂，细菌总数仍然超标，粘泥量＞34ml／m³。
2.3 系统腐蚀严重。
　　2.3.1 严重污染的水环境为细菌粘泥的继续繁殖提供条件，同时细菌活动频繁加速腐蚀，主物粘泥的大量存在也使循下腐蚀加剧。
　　2.3.2 旁滤池来投用、泄漏等原因造成浊度居高不下。
　　2.3.3 使用水处理剂不适用于现在的水环境。二循系统使用T-25+HEDP的全有机配方是在浓缩倍数达到2.5的条件下使用的，而现在浓缩倍数难以达到、仅为1.5左右。有必要调整水处理剂配方。

3 采取的措施及其效果

3.1 提高浓缩倍数
　　3.1.1 杜绝各装置随意使用新水现象，禁止随意排放浪费循环水。管线改造，消除循环水直排下水的现象，解决循环水、新水互窜问题。
　　3.1.2 认真调整循环水整个系统的压力、流量，并对各用水装置的用量、压力进行调整，尽力做到既能满足需求又不超量供给，在能满足换热的。后况下，最大限度获取热负荷。
　　3.1.3 加强内部巡检，发现循环水带油，及时汇报，及时处理循环水，及时切换设备或诸塞漏点。
　　采取上述措施后，取得了明显的效果。结果见下表2。 时间 浓缩倍数 浊度 平均温差 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值 98年 2.08 1.26 1.50 53.49 10.03 24.7 7.61 99年 2.22 1.44 1.80 38.82 7.18 14.92 8.17

3.2 减小生物粘泥污染问题
　　3.2.1 首先要消除系统内多年积累的污垢，否则将难以保证后续措施的有效性。2000年1月我们对系统进行了以粘泥剥离为主的在线化学清洗。清洗有一定效果，但是由于是第一次清洗为保证装置的安全，清洗方案保守，剥离加剂量小、酸洗PH值控制过高在4-5，并且剥离出的污垢也不能迅速彻底地排出系统，致使清洗未能达到预期效果。
　　3.2.2 7月份我们开始再次不停车化学清洗，使用反复杀菌、粘泥剥离，并杀菌剂、粘泥剥离剂交替使用，氧化型非氧化型杀菌剂交替使用，酸洗过程控制PH值在2.5-3.0之间，同时加强保护措施，清洗进行顺利，清除管线及系统内的大部分污垢。而后，利用停工检修的机会又对各个换热器进行了单台清洗，并清洗凉水塔填料和凉水池内淤泥近1000吨，将难以通过化学清洗带出的污垢彻底清除。加大杀菌力度。投用新的加氯机保证能连续加氯，使有效氯浓度在水中保持0.5mg／l以上8小时。另每两周停止加氯一次，冲击性投加大剂量非氧化性杀生剂。
3.3 腐蚀问题的解决
　　3.3.1 调整水处理剂：二循系统一直使用T-225+HEDP的全有机配方，在运行初期使用良好，但随着水质的恶化、系统环境的恶劣，此配方己不适于继续使用。故此，我们针对二循水质情况选出两种适合的阻垢缓蚀剂，对其进行阻垢试验和旋转挂片试验，同时进行动态模拟试验，选出其中效果更好的作为二循的常用阻垢缓蚀剂。
　　3.3.2 定期挂片监测腐蚀状况，使用监测换热器对系统作长期运行监测。做到及时发现问题，及时解决问题。在重点换热器内安装镁块，以减少设备腐蚀。
3.4 加强管理。
　　3.4.1 制定详细的循环水监督管理制度，严格执行。加强漏油事故的管理，要求公用工程车间加强对各装置的检查工作，同时督促各装置做好本装置的检查工作，并加以考核，使得各车间充分重视起来。对结垢、腐蚀、堵塞严重的换热器做好记录台帐，并尽量保证这些换热器有备用芯子可随时更换。对泄漏的换热器做好台帐记录，并对其中垢样做分析记录，以查对泄漏原因。

4 结束语

　　以上工作结束后，我厂二循系统内长期积累的细菌、生物粘泥被彻底清除。细菌、粘泥的滋生可得到有效控制，水质污染问题得到解决，循环水运行状况得以改善。但是炼油系统漏油问题仍是难以避免，如何减少和控制炼油厂的设备泄漏对循环水系统所造成的危害仍有待于进一步研究。现有循环水系统管理工作的科学化、系统化、全面化还需加强。