时间：2023-03-19 17:19:23
关键词：AGAR自动脱水器 原料油 储罐 脱水
中图分类号：TQ352.67
大庆石化公司炼油厂输转车间负责一、二次加工装置原料的进厂、储存、加温、脱水和输送工作。原料油储罐油品经常中含有一定的水份，油品在储罐内静止一段时间后需要脱水，目前普遍采用的人工脱水方式，存在很多隐患，人工脱水会造成油品损失，既污染环境，又损害员工的身心健康，同时增加产品单耗，增加罐区含油污水排放量，增加含油污水处理负荷；如果原料油储罐未及时脱水或水脱不净，不但影响原料油质量，装置原料带水直接威胁装置的安全生产，而且还增加设备腐蚀速率。要根本解决原料油脱水问题需要在原料罐上安装自动脱水器，实现自动脱水。为解决这一安全隐患，公司机动处投资100万元在输转车间两座储罐124#污油罐和76#原油罐上安装两套Agar自动脱水系统。
1 AGAR自动脱水器原理及优点
AGAR自动脱水系统，ID200界面浓度探测仪采用能量吸收技术，发射一个高频低功耗能量，检测范围是尖端周围3’’球型区域，部分能量被天线周围的介质吸收，产生一个和吸收率相关的模拟信号。水吸收大部分的信号，油吸收相对较小部分的信号，根据被介质吸收的信号量得出含水率。所有类型的油品都类似，产生一个小信号，气体/空气的读数比油品还略小，大部分固体也类似于油品，所有的水流体产生一个相对高的信号，根据检测球形区域的油水浓度，输出模拟信号。当油水界面很清晰地时候，信号随着界面的改变而改变，在乳化液中，信号随着水浓度的变化而变化。
Agar自动脱水系统提供本地显示和储罐的自动脱水。两个ID-201安装在储罐上，并连接到一个本地的显示控制器。若两个探针都检测到水，排水阀将打开进行储罐脱水。当上探针检测到油品/乳化液的时候，排水阀将自动关闭。探针尖端的位置决定了控制界面所处位置。80%的设定值用于保证好的排放水质。如果界面需要升高或降低，插入或拔出探针。不要更改设定值。Agar自动脱水系统包括一个低位报警探针，以防排水阀无法关闭。储罐排出污水含油指标不大于150mg/L.
2 脱水器原理的对比
重力式脱水器为机械浮球式，在轻质油品还可应用，主要是轻质油品和水的密度相差比较大，油水分离效果好；但在重质油储罐上油水密度相差较小，产生的浮力不大，重质油组份复杂，粘附性大，容易粘在浮球上，使浮球整体密度发生变化，易造成脱水跑油事故，不能充分实现自动脱水。
射频导钠探头自动脱水器，采用射频导钠技术应用在自动脱水小罐的探头上，能够准确判断油水界面，把信号反馈给气动隔膜阀，若是水阀门就自动打开实现自动脱水，若是油阀门自动关闭，通过回油管返回原料罐内。由于原料油罐自动脱水罐需要伴热系统，投用开始运行效果非常好，能够充分实现自动脱水，运行几年后由于原料油品组份复杂，对探头具有腐蚀，需要进行更换。
3分别在污油罐和原油罐安装AGAR自动脱水器
输转车间124#罐为2000立方米内浮顶储罐，76#罐为10000立方米常压储罐分别储存污油和原油。2012年5月大庆石化公司机动处决定在两罐安装北京盈翰是技术开发有限公司引进美国AGAR自动脱水器。在此之前我车间也安装过多种自动脱水器起初投用时还能够实现自动脱水，运行一段时间后效果都不理想，无法实现自动脱水。AGAR自动脱水器跟以往使用过的自动脱水器原理不同，探针插到罐内能准确测出罐内含水，通过自动控制系统能够充分实现自动脱水安装简单、操作方便。
2012年6月份安装完毕开始进行调试，124#罐储存的介质是污油，由于油品中含水（该水被贵公司称作工艺水）自动脱水器经过现场实际测试，能够准确判断出油品中的水，并能够及时将罐内的水自动排出，通过试用这套自动脱水系统在污油罐上应用效果很好。
在对76#罐安装自动脱水器进行测试时，由于当时罐内储存的原油含水量非常少，无法满足测试要求，为了积极配合自动脱水器厂家进行调试，车间组织人员接临时线，从脱水线向罐内注入0.5米消防水，由于注入的消防水是纯水，也是类似该公司称作的冷凝水，全部沉降在罐底没有和油品进行充分混合，在进行多次反复测试过程中该自动脱水器都不能准确判断出罐内确实存在的水，只能采用人工将罐内水脱净。通过在76#罐试用，该自动脱水器的探头出厂选型时只能识别工艺水，不能识别冷凝水；所以对于罐内存有冷凝水、雨水的储罐无法实现自动脱水。在进近两个月76#正常生产运行时由于油品含水少不大于1%满足工艺指标，即油品含水合格，不需要脱水，所以探针也识别不出来，无法进行自动脱水。
4 AGAR自动脱水器的应用效果
AGAR自动脱水器的核心部分为两个仪表探针，测量油品中含水量，在调试过程中需要对仪表进行标定，使仪表和现场实际工况完全符合测量数据更准确，自动控制系统更平稳精确。由于AGAR自动脱水器探针为定制产品，出厂时根据数据表中的要求只能选择一种水的类型对探针进行测试和预标，也就是我们现场使用自动脱水器时，罐内油品含水必须和探针出厂测试时的水是同一个类型的水，才准确的判断出来，充分实现自动脱水。
但在我厂原料油储罐日常生产运行时大部分罐内油品中含的水份复杂主要来源：一部分是油品本身的含水，经过沉降存积在罐底部，这部分水被厂家称作工艺水；另一部分水来自装置的冷却器或罐内的加热器泄露以及雨水，这部分水被称作冷凝水类。可该公司的自动脱水器探针只能准确判断出一种水的类型，不能准确判断出罐内多种水的类型存在，无法实现储罐的日常自动脱水。该自动脱水器应用在含有单一类型水储罐上。建议该厂家对自动脱水器的探针进行改造，能准确的判断出多种水的类型，保证原料油罐能充分的实现自动脱水，使该自动脱水器得到广泛的应用。
关键词：原料油预热器油温粘度表面张力 雾化
中图分类号：U664文献标识码： A
在炭黑生产中，原料油预热器的作用是充分利用炭黑烟气的物理热在线加热原料油，以提高原料油的入炉温度。原料油的入炉油温直接影响到原料油的粘度和表面张力，原料油的温度越高，粘度随之降低，同时也降低了原料油的表面张力。而大大地改善原料油的雾化程度，有利于降低油滴直径和提高油滴大小分布的均匀性。强化了油滴的裂解和燃烧过程，提高了炭黑的质量。
在炭黑工艺流程中原料油预热器是在空气预热器之后设置的热交换器，使原料油在喷射入炉之前先进行预热把油温从60～80℃提高到180～220℃，这样一来，一是能降低粘度改进雾化，二是能在反应区域引起较少的温度下降，保证有足够的热量，更好地满足用来进行气化、成核及脱氢反应的需要。与单独使用的加热器相比，管式预热器的优点是余热利用，而前者需要附加燃料。
在炭黑生产中用的原料油预热器中，原料油进管程，热烟气进壳程。热烟气在壳程的一段进入，在另一端流出，单一线路通过。原料油从一端进入，出口在同一端，流向可以是顺流，也可以是逆流。
原料油预热器安装方式有立式安装和水平安装两种，见下图：
图中A1是立式安装，上进下出；B1、B2是水平安装，国外炭黑装置立式安装较多，国内炭黑装置多为水平安装，且以B1形式为多见。
预热器中列管材质以不锈钢、20#锅炉钢管为主。在生产运行过程中不管是不锈钢还是20#锅炉钢管都发生过列管漏油和爆管现象，多发生在使用3-6个月之间。通过对几个现场的实地考察，主要有以下几个原因：
1．原料油预热器出口烟气直管高度不够，热烟气同二次急冷水未充分混合、汽化，造成一些小水滴会聚后，掉下、回落在列管上，侵蚀金属造成列管漏油、爆管。
2．油预热器出口下方有列管焊缝，水滴落下后，突然遇冷膨胀不均，造成焊缝开焊。
3．列管管材壁厚不均匀，遇冷后膨胀发生变化，降低使用寿命。
4．设备组装和焊接也存在漏油的可能性。
通过找到的原因进行剖析，提出两套方案。
第一套方案，对油预热器的出口方向进行调整，把烟气出口向上，改为水平侧向出气，见右图：
第二套方案，对列管布置进行调整，将油预热器外壳加长，使烟气出口躲开列管，见下图：
按上述两套方案实施后，都能使预热器的使用寿命延长。但在使用一段时间以后，还是能出现油预热器漏油现象，经研究又提出第三套方案，把烟气出口向上改为水平侧向出气，并实施，见下图：
按这套方案改后，效果明显提高，使用寿命可达到2～3年。
关键词：电脱盐,原理,因素, 优化参数
Abstract: On the working principle of electric desalination. Electric control parameters optimization desalination finds out the optimal operating conditions for desalination, reduces the power consumption desalination and results show that the optimization electricity desalination parameters, which can make the electricity the power consumption desalination dropped 34.73%, and the electricity saving effect is remarkable.
Keywords: electric desalination, principle, factors, optimization of the parameters
中图分类号：TU74文献标识码： A 文章编号：
电脱盐是原油处理装置的主要耗能设备之一[1]。由于原油中水和盐对加工设备的影响较大，增加了装置的热能消耗、加大了冷换设备的负荷、导致蒸馏塔操作的波动，同时也会造成设备腐蚀及对下游原油加工装置产生影响。通过电脱盐装置脱除原油中的含水与盐，优化电脱盐的操作，为装置节能降耗提供了新的技术手段。
1工作原理
原油与水混合后，形成乳化液(分散相)，原油中所含大部分盐溶于水中，当原油通过高压电场(高电位差)时，在分散相水质点上形成感应电荷，连续相(油相)形成绝缘介质。在感应电场的作用下，水质点一直保持电荷，产生偶极聚结作用，小水滴相互结合形成大水滴，在重力作用下水滴汇集到电脱盐底，从而实现油水分离，达到脱盐脱水的目的。
2 参数优化
2.1电量与控制参数
在电脱盐设计中，原油在强电场区上升速度是主要工艺参数，其关联式见公式（1）。各参数中本装置可控项为r、C，该项参数可以通过调整电脱盐注水量、注破乳剂量、电脱盐操作温度、混合差压四项操作参数来控制。
Ws=r g/18× C4S2/E4× §（1）
式中：Ws为原油在强电场区上升速度；r为在脱盐温度下原油和水的重度差；E为电位梯度；u为在脱盐温度下原油粘度；s为水油两相界面张力；g为重力加速度；C为与水滴变形情况及介电常数有关的系数；§为能力系数。
2.2优化因素
（1）原油含水量影响主要表现在：①原油含水导致电脱盐乳化层的变化，从而影响乳化层的介电系数。②原油含水上升，会导致原油的换后温度大幅下降，影响原油的粘度、原油-水密度差、水-油两相界面张力，从而影响电脱盐的电流值。③原油含水量，由油品罐区决定，装置无法对其进行调整。
（2）注水量的大小、注水温度及注水的化学性质，会对电脱盐乳化层厚度有较大影响，进一步影响到电脱盐的电流，同时也会影响装置污水的排放量。
（3）破乳剂型号及注入量。破乳剂型号与原油性质需要匹配。当破乳剂型号与原油性质不匹配时，不但不会起到破乳的作用，还有可能加剧油-水乳化作用；适宜的破乳剂注入量可以起到良好的破乳化作用。当注入量过小或过大时，会降低破乳剂的破乳化作用，因而良好的破乳剂选型、适宜的注入量，对控制脱盐效率及降低耗电量都有重要的作用。
（4）操作温度。电脱盐操作温度对原油在电脱盐中油水分离速度影响较大。操作温度下降时，原油的粘度上升，油-水密度差变小，油水分离变差，整个油-水两相系统的介电常数发生变化，导致电耗上升。
（5）变压器输出电压。对于给定的电脱盐操作状态，变压器输出电压与电脱盐电流及电位梯度成正比，变压器电压越高，电脱盐电流越大，电脱盐内的电位梯度也越大，适宜的电压，可以使电脱盐内有一个合适电位梯度，电位梯度过低，虽然电脱盐电耗下降，但水滴的偶极聚结力下降，降低了电脱盐的脱盐、脱水效率，电位梯度过高，电脱盐电耗大幅上升，会导致水滴的电分散作用加强起不到应有的脱盐、脱水作用，变压器输出电压选择对控制电脱盐的电耗及原油脱后含盐、含水量有重要作用。
（6）混合差压。混合差压对电脱盐的影响主要体现在乳化层厚度上，混合差压过小，油水混合度不够，脱盐效率下降，混合差压过大，油水过度混合，油水分离变差，导致电脱盐电耗上升与原油脱后含水偏高。
（7）原油含盐量。由于大庆原油含盐量相对较低，因而原油含盐对装置电耗影响相对很小。
3 调整与效果
（1）参数分析。2010年全年至2011年初，电脱盐平均注水量0.039t/t，平均破乳剂注人量为0.02kg/t，平均一级电脱盐差压为63kPa，平均二级电脱盐差压为53kPa，一级罐平均电流为11.2A，二级罐平均电流为13.2A，脱后含盐仅为1.7mg/L，远小于3mg/L的工艺控制指标，此时电脱盐平均日耗电量为665.4kWh/d，平均脱盐效率约为74.8%。统计表明，由于本装置所加工大庆原油整体含盐量较低，当脱后含盐在工艺控制指标范围内时，电脱盐的脱盐效率相对偏低，仅为74.8%，而国内电脱盐平均脱盐效率均在95%以上，因而本装置的电脱盐在各项消耗及各项参数设置上还存在一定可调整潜力。①电脱盐注水量。由于进入电脱盐的原油含盐比较低，因而其所需用水可以进一步降低，这样虽然脱后含盐会略有上升，但只要保证脱后含盐在工艺控制指标内即可，同时降低电脱盐的电耗；②电脱盐混合差压。适当降低电脱盐的混合差压，可以降低电脱盐内乳化层厚度，在保持电位梯度不变的前提下，降低电脱盐的电流值。由于混合强度的下降，油水分离效率相应提高，也会降低原油的脱后含水、含盐量；③破乳剂注入比。本装置电脱盐破乳剂注入比相对较低，适当提高破乳剂的注入量，有利于加快油水分离速度，降低电脱盐内的破乳剂层厚度；④原油入电脱盐温度。电脱盐设计操作温度为120℃，而实际操作温度为118℃，较设计温度略低，提高电脱盐操作温度，促进电脱盐内油水分离过程的进行，提高油水分离效率。
（2）结果分析。2011年3月，根据电脱盐运行状况，对电脱盐各参数进行了优化调整。①电脱盐注水量。注水量由原来的0.039 m3降至0.035 m3；②一、二级电脱盐混合差压。一级电脱盐差压由原来的62kPa左右，调整至42kPa左右；二级电脱盐混合差压由原来的53kPa左右，调整至25kPa左右；③增加了破乳剂注入量。破乳剂注入量由原来的0.02kg/t增加至0.023kg/t；④提高了原油入电脱盐温度。原油入电脱盐温度由原来的118℃，提高至121℃；⑤电流参数。调整前后一级罐变压器电流下降了5.8A，二级罐变压器电流下降了6.4A，原油脱后含盐平均值略有上升，但最高值仅为2.3mg/L，仍低于工艺控制指标3mg/L。⑥电耗。由调整前平均926．9kW．h/d，降至605kW．H/d，电脱盐电耗下降了34.73%。
4 结束语
目前二级电脱盐串联方案冗余度较高，整体脱盐效率较低。经过调整后在一定程度上降低了电脱盐电耗，但其电耗仍然偏高，与其脱盐率不成比例。如果要切实降低电耗，需要对电脱盐进行技术改进。（1）对现有管线流程重新设计。停用一级电脱盐，可以在保持注水量、注破乳剂量不变、脱后含盐不超标的前提下，电脱盐电耗下降50%，以保证原油脱后含盐不超标；（2）对现有变压器进行改进。实现单台变压器输出电压线性可调。改造后可以根据原油脱后含盐、含水情况进行调整变压器输出电压，实现在脱后含盐、含水不超标前提下，大幅降低电脱盐电耗的目的；（3）对电脱盐内件整体改造。采用先进的高速电脱盐技术，实现电脱盐电耗大幅下降。
参考文献：
[1] 付诚德.石油科技发展趋势与展望[M].北京：石油工业出版社，1997.
关键词：农副产品；壬二酸；蓖麻油；菜籽油
我国是天然资源大国，农副产品如油脂类化工产品产量巨大，大多只经过简单、初步的化学加工而加以利用，其附加值与利润率较低。若能通过深度加工而得到生产技术密集度高、附加价值与利润率高、能增加或本身就具有某种特殊应用性能的精细化学品，对促进我国精细化工发展、提高精细化工产值在化工总产值中的比重、充分利用农林副产资源、缩小与发达国家的差距具有实际意义。
壬二酸是重要的精细化工中间体。目前，国内壬二酸的产量严重不足，需要大量从美国等国家进口。壬二酸合成需要的原料是不饱和脂肪酸，目前对原料的研究还比较少，大部分研究者都是利用油酸为原料的，如史春薇等以20克油酸为原料，探索了臭氧-过氧化氢联合氧化法制备壬二酸的反应机理，发现・OH是一个重要的反应物。也有以农产品初步加工的产物为原料的，如王大奇等以棉油皂脚脂肪酸为原料，用气相色谱跟踪法研究天然脂肪酸的臭氧化-氧化分解反应。结果表明，当臭氧化温度为20～40℃、氧化分解温度90～95℃， 反应时间为3小时，壬二酸的收率为37.7%，含量高达94.2%。分离反应混合物，可以获得壬二酸、C6-9羧酸和棕榈酸等用途广泛的化工产品。
本研究以高锰酸钾为氧化剂，以菜籽油、蓖麻油为原料，考查反应温度和反应物物质的量比对壬二酸收率的影响，并采用质谱仪表征了产物，确定合成产物为壬二酸。
1 材料与方法
1.1 材料、试剂和仪器
材料：菜籽油、蓖麻油，工业级。试剂：氢氧化钾、硫酸、高锰酸钾，分析纯，均为上海国药集团化学试剂有限公司生产；十六烷基三甲基溴化铵（CTAB），分析纯，为上海豪森化学试剂公司生产。仪器：质谱仪，美国Varian公司，INOVA 500M NMR。
1.2 方法
称取20克菜籽油/蓖麻油，加入含4克KOH的100毫升水溶液，充分搅拌使成乳状液。称取一定量的高锰酸钾和相转移催化剂（苄基三乙基氯化铵）， 配成溶液，在充分搅拌状态下逐步加入乳状液进行氧化反应。反应结束后， 加入50毫升33%的硫酸水溶液，继续搅拌，使MnO2凝聚。再在水浴中加热15分钟，趁热过滤， 用热水洗涤滤饼再过滤， 滤液合并后进行浓缩， 冷却后析出壬二酸结晶。
2 结果与分析
2.1 反应温度对收率的影响
反应条件为：400毫升水+2.0克催化剂+20.0克蓖麻油/菜籽油+8小时，pH=1.5，结果如图1。由图1可知， 以蓖麻油为原料，最佳收率的温度同样在50℃，即在50℃以前， 收率随温度增加而增加，这是因为温度升高，有利于充分反应； 60℃以后收率降低，说明温度过高，副反应也迅速加快，特别是壬二酸的脱羧会迅速加快，导致收率反而降低；且30℃和70℃时所得产品或多或少都有黄色的杂质，这可能是因为温度太低反应不完全或是温度太高副产物多而产生的。以蓖麻油为原料，收率增加10%～15%，可见以蓖麻油为原料在此反应中是有利条件。
2.2 原料物质的量的比对收率的影响
在50℃时，其他条件不变，考查原料蓖麻油/菜籽油与高锰酸钾的配比不同对收率的影响，结果如图2。由图2可知，当高锰酸钾与原料的物质的量比为0.2∶1～0.25∶1之间时，收率最高。这可能是因为物质的量比在0.35∶1时，氧化强度不够，转化率较低；而在0.15∶1时，可能氧化剂过多，多余的氧化剂继续氧化壬二酸，从而降低收率。因此，选择合适的配比，也是提高壬二酸收率的重要方面。以蓖麻油为原料，收率增加10%～15%。
2.3 壬二酸的质谱表征
产物的API-ES负离子模式质谱图如图3。图3中，m/e187.4为壬二酸的分子离子峰，m/e125.3，97.4，45.5分别是碎片离子CO（CH2）7-、（CH2）7-、（COOH）-。由图3可确定样品的分子量为188，与壬二酸分子量相符，确定合成样品为壬二酸。
3 结论
我国的农副产品大多只经过简单、初步的化学加工而加以利用，其附加值与利润率较低。本研究以高锰酸钾为氧化剂，经过化学的方法，将附加值低的菜籽油、蓖麻油加工成高附加值的精细化学品壬二酸，对于促进农业发展、提高农民收入有比较重要的意义。
本研究考查了反应温度和反应物物质的量比对壬二酸收率的影响，当反应温度为50℃、高锰酸钾与原料的物质的量比为0.2∶1～0.25∶1之间时，以蓖麻油为原料，壬二酸收率最高达到52%。采用质谱仪表征了产物，确定合成产物为壬二酸。
基金项目：辽宁石油化工大学大学生创新项目（2015041）；抚顺市科学技术发展资金计划项目（FSKJHT201255）。
关键词：催化裂化 汽油 分析
随着我国经济的迅速发展，汽车数量的日益增加，汽油的消耗量也承受着前所未有的压力。企业为了增加汽油的产量，一般采用催化裂化技术，一些企业还采用短流程的加工方法，直接把催化裂化汽油当做商品油有进行出厂，取得了特别好的经济效益。这种短流程的加工方法，以催化装置为核心，也成为了炼油企业的重要加工流程。经济的发展使人们的综合素质大幅度提高，人们开始注重自身的生活环境，环保意识增强。人们对于汽车尾气的排放问题、汽油中硫的含量问题日益关注，这也使汽油质量新标准顺利得到实施，新汽油标准不仅对于汽油中硫含量进行了严格的控制，而且对车用汽油中苯含量和芳烃以及烯烃也提出了更合适的量化质量指标，这就降低了汽油池中催化裂化汽油的比例。在巨大的市场需求的条件下，我国对催化裂化技术进行了探索和研究，对于改变产品结构来提高汽油产率，降低汽油供应的巨大压力具有十分重要的意义。
一、催化裂化增产汽油的潜力
中国的催化裂化装置与国外相比具有很大的差距，根据调查数据，可以看出中国催化裂化增产汽油还具有十分大的发展空间。2008年的调查数据显示，中国50套催化裂化装置平均产率只有39%，而欧美国家和亚洲的一些发达国家的催化裂化汽油产率的平均水平已经超过了45%，而中国超过45%的仅仅只有几套。数据显示中国最高的催化裂化产率为48%，而欧美国家为57%，欧美国家的催化裂化汽油产率远高于中国。因此，可以看出，中国的催化裂化装置相对于欧美其他国家来说，相对落后，国家要重视催化裂化技术的研究开发，提高汽油产率，缩小与欧美国家的差距，发挥巨大的发展空间。
二、影响催化裂化汽油产率的因素
1.原料油性质
原料油的性质与催化裂化产品结构联系特别紧密，在催化裂化产品结构中居于基础性地位。一般来说，原料油的密度越大，裂化性就越差，那么汽油的产率也会越低。汽油产率跟原料油密度成反比，原料油的浓度越大，汽油产率越低；反之，原料油的浓度越小，汽油产率越高。随着原料油的不断开采，原料油的类属也发生了改变，逐渐由石蜡基过渡到中间基，再由中间基过渡到环烷基，这也使得原料油的密度越来越大，裂化难度也随着增大，而汽油的产率却降低了。汽油辛烷值和原料油的裂化性能却恰恰相反，汽油的辛烷值与原料油成正比，原油的浓度越高，汽油的辛烷值就随之增加；相反原料油的浓度越低，汽油的辛烷值也会降低。对于同类材料来说，如果转化深度增加，那么辛烷值就高，辛烷值和汽车收率就会向着不同的方向发展。从很多研究证明，不同的转化深度，不同的原料油性质，这些都引起了汽车产率的不同变化，因此，原料油的性质在提高汽油产率的过程中居于基础性地位。
2.催化剂性质
催化剂在进行催化裂化过程中，影响着反应物的分布，也影响着反应物的性质，是催化裂化工艺技术的核心。现在的大多催化裂化装置都是运用复合型的催化剂，但是不同类型的催化剂影响着产品的性质和产品的结构，Y型分子筛对于大分子具有较好的裂化作用，在催化裂化增产汽油的过程中要多用Y型分子筛。催化剂活性的高低影响着催化剂的活性，要选用合适的催化剂活性，这样才有助于催化裂化反应。如果催化剂的活性过高，那么就会使汽车的馏分过度裂化，造成汽油的产率是先呈增加的趋势然后再降低，在这个过程中，焦炭和干气的产率就增加了。如果催化剂的活性过低，催化能力不足，这也会造成重油馏分和柴油产率的增高。因此，要控制好催化剂活性，对于不同的催化裂化原料以及不同的装置结构可以采取不同的催化剂活性，但一般都应控制在64%-71%。催化剂上的定碳量对于催化剂活性的具有很大的影响，也影响着催化反应的选择性。定碳量在较低的变化范围内，对于催化剂的活性非常敏感。通常在待生催化剂再生过程中沉积在载体上的积碳相对比较容易燃烧，而沉积于分子筛孔中的积碳则难以烧掉，使得分子筛的活性中心被残存积碳覆盖，导致催化反应的选择性受到较大影响，通常高定碳量时的活性主要来自于催化剂载体，与低定碳量时的汽油选择性有较大的差异，低活性将带来更多的热核反应[1]。
3.反应温度
反应温度对于催化裂化过程来说，也是十分的重要，影响着产物分布，也影响着反应的速度，它直接控制着催化裂化的效果。一般来说，高温对于汽油的高产率以及高汽油辛烷值具有十分重要的作用，但是过高的温度反而会引起过度的裂变，使汽油的产率下降，因此，要控制好催化裂变的温度。在催化裂化反应过程中，催化裂化反应和热裂化反应是并存的，通常催化裂化反应的活化能为42～125KJ/mol，而热裂化反应的活性能为201～293KJ/mol[2]。从热裂化反应的活化能性能和催化裂化反应性能可以看出，热裂化的反应性能比催化裂化反应性高出很多倍，如果提高反应的温度，那么热裂化反应的速度也会快速增加。因此，在催化裂化反应的过程中，为了更好的促进其实现，催化剂活性与反应温度要合理的匹配，提高催化裂化能力，达到增加汽油产率的目的。
4.原料油的预热温度
原料油的预热温度在催化裂化装置中，属于一个独立的操作参数，对于原料油的预热温度的确定，要充分考虑到原料油的品质，这包括催化裂化反应再生热平衡和原料油黏度这两个部分，要注重原料油的雾化效果，它是原料油进行气化，以及原料油在气化之后进行催化裂化反应的一个重要基础。雾化效果影响着气化的程度，如果雾化的效果好，这样才能进行充分的气化，才能更好的确保催化反应的进行。对原料油的预热温度进行提高，可以改善雾化效果，对于剂油可接近性的增强和活性组元利用率的提高都有十分重要的的作用，因此，对于原料油的预热温度要控制在一个很好的范围，选择适宜的原料油预热温度，使催化和裂化得到最佳的效果，增加汽油产率，增加汽油的产量。
三、结语
总之，催化裂化技术对于增加汽油产率，满足市场的需求，有着十分重要的意义。随着社会的发展，人们环保意识的增加，催化裂化的脱氮、脱硫等技术给催化裂化技术提出了新的发展课题。因此，对于催化裂化技术也要加强研究力度，不断创新，使催化裂化技术在清洁汽油市场上发挥出自己更大的作用。
参考文献
[1]毛安国.催化裂化增产汽油的分析与探讨[J].石油炼制与化工，2010（3）.
【关键词】油田 联合电站 工艺技术
1 油田联联合站
油田联合站在油田中普遍存在，在油田中有很多作用。其主要包括油田集气集中处理、油田的注水、油田中的污水处理、油田供电（变电）和辅助生产等。
油田联合站在油田中是原料油的集输和处理的中枢，发挥着重要的作用。油田联合站主要包括：输油、脱水、污水处理、油田注水、化验、供电（变电）等有关生产装置。油田联合站的主要作用是对原料油的处理，达到三脱（1、原料的脱水、脱盐、脱硫；2、天然气的脱水、脱油；3、污水的脱油）、三回收（1、污油回收；2、污水回收；3、轻烃回收）、出四种合格的产品（1、轻烃；2、净化的污水；3、净化油；4、天然气）。因为要处理何回收上述物质，因而油田联合站内应该具备相应的设备，就包括原料油的处理系统、原料油的转油系统、原料油的稳定系统、污水处理系统、油田注水系统、油田天然气处理系统等设备。
2 油田联合站的原理及存在的目的
油田联合站的原理：作为油田原料油处理中重要的组成部分，油田联合站的工作过程就是油田联合站利用脱水、脱气等技术，把原料油变成符合要求的商品原料油。
油田联合站的存在目的：油田联合站是高温度、高压力、且易爆炸的一级危险要害场所，在油气集输的过程中，起着重要作用，也直接关系到输出原料油的质量。油田联合站系统之间关系紧密、对于操作有严格的规定、系统在运行时运行情况复杂并且流程多变。而油田联合站的设计可以有效避免发生安全，也为油田的集输处理起到了桥梁纽带等作用，可以更好的为油气集输服务，有效地提高了油田的原料油生产率何产量，提高了经济效益等。
3 油田联合站工艺分析3.1 油田联合站的概况
油田联合站不仅仅担负着原料油的沉降放水和输出任务，同时还会担负着原料油的脱水、原有稳定、污水处理、高压力注水等多个项目的工作，是油田采油厂的一个重要处理油和输出油的基地。
油田联合站的主要的工艺流程有原料油车辆的装卸、运输管道的进站、油气的分离、原料油的沉降和注水、存储油等。
3.2 油田联合站的原料油的生产工艺分析
计量站有原料油运送来后，首先进行换热器的加热，在进过换热器的加热后，进入油气分离设备，油气分离设备可以将原料油分为油、气、水。从油气分离设备分离出来的天然气经过天然气分离设备与天然气分水设备进入到锅炉房或提供为生活用气，或者经过管道排放出去。而从油气分离设备分离出来的油料输送到沉降罐，然后再次进行油气分离。经过这次的沉降，进入到净化罐进行油料有的净化，然后就可以进行原料油的输出外销。还可以用拉油车拉到卸油池，然后再经过卸油罐进入到进展管线。
3.3 油田联合站的水流工艺分析
污水池中的污水经过回收泵进入到污水缓冲罐中，再经过提升泵输送到注水灌，最后进入到注水泵房间中的注水泵注入到注水井中。注入注水井中的水在水质处理间进行软化处理后，再进入到锅炉中进行加热（锅炉中进行加热后的水是用来加热原有的）。消防水存储罐中的水是当出现火灾时，用来进行灭火专用的。
3.4 油田联合站的综合控制系统的控制内容
（1）软化水箱的高低水位报警器
（2）锅炉的回水温度显示器
（3）锅炉回水压力显示器及低压力报警器
（4）锅炉排烟温度显示器及高温度报警器
（5）锅炉供水水流显示器
（6）供水压力显示器
（7）锅炉供水温度显示器及高温度报警器
（8）注水泵出口压力显示器及高压力或更高压力的报警器
（9）注水泵进口压力显示器及低压力或更低压力的报警器
（10）净化罐的温度显示器
（11）原料油的沉降罐和净化罐的温度显示器
（12）进展阀处的温度显示器
（13）进展阀处管线上的压力显示器（14）天然气分离设备的天然气进口管线处的压力显示器
（15）油气分离设备液位显示器及高地位报警器
（16）消防罐液位小时起及高液位报警器
（17）一次除油罐显示液位的显示器及高报警器
（18）清水缓冲设备液位显示器及高低液位的报警器
（19）污水缓冲设备液位显示器及高低液位的报警器
（20）净化罐液位显示器及高低液位报警器
（21）原料油沉降及净化罐的液位显示器及液位高低报警器
（22）原料油的沉降罐及净化罐的油水液位显示器及高低液位报警器
（23）原料油罐的液位显示器及高低液位报警器
3.5 油田联合站中的计算机监控系统
3.5.1？油田联合站中计算机监控系统的组成原理
油田联合站中的计算机监控系统是计算机技术、计算机自动控制技术、计算机自动检测技术和传感技术的综合应用。
计算机监控系统，就是利用传感设备将监控的对象中的物理参数转化为电量，然后将这些代表实际物理参数的的电量输入到计算机中，转换为计算机可以识别的数字信号，并且在计算机的显示器中以数字、图形、曲线等输出出来，从而能够让工作人员可以只管的了解被监控对象的变化过程。
3.5.2？计算机控制系统的功能
（1）数据的采集与存储
计算机系统能检测模拟信号何数字信号，并能将其存储起来；
能将温度、压力值以及液位等参数的实时数据记录下来，对存储起来的数据及变量的数据可以建立数据库。
（2）控制和报警
计算机系统有连续控制功能、顺序控制功能、执行信号逻辑运算和判断，可以自动的去完成生产过程和设备的安全、停止过程。
计算机系统有报警功能，当模拟输出信号超出范围、模拟输入信号超出范围、模拟信号变化超出范围、输出的数字信号为报警状态时，有报警的功能。
（3）记录功能
计算机监控系统有记录生产运行数据的功能；
当发生任何一种报警时，能自动记录并打印数据；
操作人员的操作均能记录成数据，其中包括名称、内容、日期及时间等。
（4）操作
系统提供操作键盘、鼠标等操作。
操作的安全：对输入采用密码或锁键等安全方式，规定操作者的操作范围，对操作人员及工程师等人员所处理的数据范围进行限制。
4 总结
随着科学技术的不断发展，尤其是控制技术的发展，当今社会已经步入到一个自动化控制的新时代，作为油田联合站也不例外，它的工艺是在科学、系统、准确的基础上建立起来的。油田联合站是油气集输中的一个重要环节，直接关系到成品油的质量，而其工艺更是要求甚严，采用的科学的方法可以降低生产成本，提高社会的经济效益。
参考文献
[1] 油田联合站控制系统的设计
【摘要】
采用近红外光谱快速测定法对生物柴油的成分（脂肪酸甲酯、单甘酯、二甘酯、三甘酯和甘油）进行了研究。采用气相色谱方法获得其成分的基础数据，通过偏最小二乘方法与近红外光谱数据进行回归运算，分别建立以文冠果油生物柴油为例的单原料油校正模型及多种原料油生物柴油的混合校正模型，并以花椒油生物柴油为例考察了校正模型的适用性。结果表明： 通过偏最小二乘方法可以建立适合多种原料油生物柴油的通用校正模型。对于新型生物柴油，向校正集中添加10个以上样本，扩充校正模型后，便可较为准确地测定这类新生物柴油样本的成分含量。此方法分析速度快、成本低、操作便捷、重复性好，适合于生物柴油生产过程的中间控制分析。
【关键词】 近红外光谱; 生物柴油; 化学计量学; 甲酯
prediction of main chemical compositions in biodiesel
by near infrared spectroscopy
kong cui?ping, chu xiao?li, du ze?xue, lu wan?zhen
research institute of petroleum processing, beijing 100083
abstract a rapid method was established for the determination of the main chemical compositions in biodiesel (including fatty acid methyl esters, monoglycerides, diglyceride, triglyceride and glycerol) by the combination of near infrared spectra (nir) and chemometrics. the reference values were obtained by the gas chromatographic method, which was correlated with the nir spectra data by partial least squares regression method. the calibration models for multi?feedstock biodiesel and a single feedstock biodiesel were established respectively. the applicability of the calibration models was examined with the zanthoxylum oil biodiesel as an example. the results showed that a universal calibration model suitable for various biodiesel from different sources can be established by partial least?squares method. for this biodiesel manufactured from other fatty oils, the same calibration model can be extended by adding 10 more new samples. the calibration model so obtained will provide more accurate results. the nir method is suggested as a rapid method for the quality control in the process of biodiesel production.
keywords near infrared spectroscopy; biodisel; chemometrics; methyl ester
1 引 言
动植物油脂通过酯交换反应得到生物柴油，它是一种长链脂肪酸的单烷基酯，工业上应用的主要是脂肪酸甲酯。生物柴油不含硫和芳烃, 十六烷值高, 性能好[1]，是一种优质清洁燃料。目前，很多国家强制使用生物柴油，促进了生物柴油产业的发展，其产量逐年迅速增长[2]。
动植物油脂主要是各种脂肪酸甘油三酯的混合物，在与甲醇的反应过程中会生成脂肪酸单甘酯、二甘酯等中间产物和副产物甘油，影响生物柴油的产率及品质。因此，在生产过程中，需要及时准确地测定脂肪酸甲酯、单甘酯、二甘酯、三甘酯和甘油的含量，以便精确控制反应过程及产品质量。目前，对这些组分的测定均采用气相色谱方法[3,4]，分析前需对样品进行衍生化(如硅烷化)处理，定性和定量过程较为复杂，操作难度大，分析时间长，不适用于生物柴油生产过程的中间控制分析。
近红外光谱法(nir)不需要对样品进行预处理，操作简单, 分析快速，非常适合油品的定量和定性分析[5]，石油化工业中得到了较为广泛的应用[6～10]。已有将nir光谱用于测定生物柴油中甲酯、甲醇和甘油等成分的报道[11～14]，均得到了满意结果。但这些研究所用样本的原料相对单一，建模样本较少，所测定的成分也不完全，且大都是实验室合成的样品，不具有实际的工业应用价值。
本研究从我国多个中试和工业装置中收集了200余个生物柴油样本，涉及6种原料油及多种加工工艺，其中包括来源复杂的地沟油和酸化油，样本的覆盖范围广，所得的结果更具参考性，建立的校正模型具有实际应用价值。
2 实验部分
2.1 生物柴油样品和仪器
收集了224个生物柴油样品，从反应器取样后取其甲酯相，并蒸馏除去(120 ℃)其中的甲醇及少量的水，置于20 ml密封小瓶中保存。其原料油来源分别为花椒油(47个)、苦山杏油(16个)、文冠果油(44个)、地沟油(40个)和酸化油(石炼厂43个、中粮集团34个)。
6890气相色谱仪(美国安捷伦公司，氢火焰离子化检测器(fid)，程序升温冷柱头柱上进样系统，ultra?alloy?ht1不锈钢毛细柱。antaris ii ft?nir光谱仪(美国thermo scientific公司)。
2.2 基础数据测定
采用气相色谱方法[4]测定生物柴油成分的基础数据，色谱条件：分别采用油酸甲酯、单油酸甘油酯、1,3?二油酸甘油酯、三油酸甘油酯作为定性和定量标准。采用双内标法进行定量分析，以正十五烷为内标测定甲酯含量，以三癸酸甘油酯为内标测定甘油、单甘酯、二甘酯和三甘酯的含量。
以空白样品池为参比，采集生物柴油样品的nir谱图，光谱范围4000～10000 cm-1，分辨率8 cm-1，扫描次数128。
2.3 数据分析
采用石油化工科学研究院编制的“化学计量学软件3.0版”在pc计算机上处理光谱数据。用k?s方法将生物柴油样品分为校正集和验证集，其中校正集用于建立分析模型，验证集用于检测模型的准确性。采用马氏距离、光谱残差和最邻近距离3个指标判断模型对未知样本的适用性。
校正集的光谱经一阶微分处理后分别与气相色谱测定的成分数据(甘油、甲酯、单甘酯、二甘酯以及三甘酯的质量分数)通过偏最小二乘方法(pls1)进行回归运算，建立校正模型，pls所用的最佳主因子数由留一法交互验证所得的预测残差平方和(press值)确定。为考察校正模型的适用性和准确性。本研究对不同种类的生物柴油样品分别进行建模与验证研究，包括：以文冠果油生物柴油为例的单原料油的校正模型与验证;多种原料油的通用校正模型的建立与验证;以花椒油生物柴油为例，研究了nir光谱校正模型的适用性。
3 结果与讨论
3.1 基础数据获取
采用2.2节的方法测定生物柴油成分的基础数据。典型的生物柴油样品色谱图见图1;224个生物柴油的成分分布见表1。可见样本的覆盖范围较宽，具有较强的代表性。与标准方法[15]相比，此方法的准确性和重复性较好。表1 样品集性质统计(略)
3.2 近红外光谱解析
图2是所收集的6类原料油生物柴油的nir光谱图。由图2可见，光谱中主要包含ch倍频和合频的吸收信息，如8609和8316 cm-1处的吸收是甲基ch的二级倍频峰，7216和7108 cm-1处的吸收是亚甲基ch的第一组合频峰，5828和5766 cm-1处的吸收分别是甲基和亚甲基ch的一级倍频峰，6005 cm-1处为甲酯中的ch吸收峰。
尽管6类原料油生物柴油的nir光谱非常相近，但其成分上却存在一定差异。例如，花椒油生物柴油主要是亚麻酸、亚油酸和油酸甲酯; 苦山杏油生物柴油主要是油酸和亚油酸甲酯; 酸化油和地沟油生物柴油则主要是多种脂肪酸甲酯的混合，具体视原料油种类而定。这种差异可以在其nir光谱的主成分分析(pca)得分图上表现出来。图3为6类52个有代表性生物柴油样品的前3个主成分得分分布图。从图3可见，不同原料生产的生物柴油有聚类分布的倾向。由于酸化油原料来源复杂，所以其分布较宽。其余4种生物柴油的分布则相对集中。但从整体来看，尽管不同种类生物柴油的nir光谱之间存在差异，但这些差异并非十分显著，说明脂肪酸基团对光谱会产生一定的影响，但nir光谱主要反映的是甲酯基团的信息。因此，有可能建立适合多种原料油生物柴油的通用校正模型。
3.3 校正模型的建立
3.3.1 文冠果油单原料油模型与验证
将44个文冠果油生物柴油样品分为校正集(36个样品)和验证集(8个样品)，考察了不同光谱区间对模型参数的影响，以及单种原料油所建模型的预测准确性。
生物柴油在4000～10000 cm-1范围的光谱包含了oh键的一级倍频、ch键的一级倍频、二级倍频及其合频信息。从图2可以看出，ch一级倍频区(6000～6550 cm-1)和部分ch第一合频区(4550～4000 cm-1)的吸光度值超过了1.5 au，这些区间的光谱吸收强度可能与成分浓度之间存在较强的非线性关系。另外，10000～9000 cm-1区间的光谱存在较大的噪声，且没有显著的特征吸收。若这些光谱区间参与模型建立，将会使校正模型预测能力下降。表2给出了利用全谱和去除这些光谱区间(即选取4550～5500 cm-1和6550～9000 cm-1区间)所建模型及其预测的对比结果。可以看出，选用4550～5500 cm-1和6550～9000 cm-1光谱区间建立模型的预测能力明显优于全谱的结果。表2 文冠果油生物柴油不同光谱区间的校正和预测结果比较(略)注(note)： r2为校正集交互验证得到的相关系数(correlation coefficient);secv为校正集交互验证得到的预测标准偏差(standard error of cross validation);sep为验证集预测标准偏差(standard error of prediction)。
从单种原料油的建模和预测结果可以看出，对测定生物柴油中的甘油、甲酯、单甘酯、二甘酯和三甘酯的含量，nir光谱方法可以给出比较准确的结果。
3.3.2 多种原料油模型与验证
若能建立适合所有原料油来源的生物柴油全局校正模型(global models)，则对该方法的推广和使用都将带来很大的便利。将6种原料油来源的224个生物柴油样品分为校正集(167个样品)和验证集(57个样品)，以考察建立全局模型的可行性。表3 多种原料油生物柴油的校正和预测结果(略)
采用与文冠果油生物柴油建模相同的条件建立了多种原料油生物柴油的校正模型。表3给出了模型建立过程的交互验证结果和验证集的预测结果; 图4中a,b和c分别为甲酯、单甘酯和二甘酯的nir光谱交互验证预测值与色谱方法的相关图。与单原料的文冠果油结果相比，由于成分变得相对复杂，光谱之间的干扰更为显著，建立模型所用的主因子数明显增加，同时校正和预测结果都有不同程度的降低。尽管如此，仍得到了满意的结果，完全满足工业生产对过程分析误差的要求。
上述结果表明，建立多种原料油来源的生物柴油全局校正模型是完全可行的，但随着模型中原料油种类的增多，成分的复杂性将引起光谱与浓度间的非线性变动关系，pls方法所建模型的预测准确性将下降。为得到准确性更高的预测结果，需要分别建立单种原料油的pls校正模型，或采用更为复杂的算法，如局部权重回归、神经网络或支持向量机等建立非线性校正模型。
3.3.3 模型适用性的研究
以花椒油生物柴油为例，研究了多种原料油生物柴油的nir校正模型对新原料油生物柴油的适用性。若校正集中不含待测类型的样本，其预测结果将会存在一定的系统误差，且模型的适应性判据也会给出提示。为考察向校正集添加少量样本对扩充模型适应性的效果，从47个花椒油生物柴油中任意选取10个样品，用于模型的扩充，剩余37个作为验证集样本。
将花椒油生物柴油样本从多种原料油校正集中剔除，建立剩余5种原料油生物柴油的校正模型。然后，再将任意选取的10个花椒油生物柴油样本添加到校正集中，建立含有10个花椒油生物柴油的多原料油生物柴油的校正模型。用以上建立的两类模型分别对37个验证集样本进行预测分析(表4)。由表4可见，未含花椒油生物柴油的模型仍具有较好的预测趋势，但存在一定的系统误差，预测准确性也有明显下降。当模型中添加了10个花椒油生物柴油样本后，消除了系统误差，且预测准确性有了显著改善，与3.3.2节建立的模型基本相当。
上述结果说明，对于模型中未含的新类型原料油生物柴油样本，只需向多种原料油校正集中添加10个以上样本便可较为准确地测定新类型生物柴油的成分。表4 不同校正模型对37个花椒油生物柴油的预测结果(略)
3.4 近红外分析方法的重复性
由于光谱测量的稳定性，nir分析方法具有良好的重复性。随机选取一个样本重复扫描7次的nir光谱，并分别调用建立的多种原料油的生物柴油模型，其质量分数的相对标准偏差分别为：甘油0.74%，甲酯0.26%，单甘酯2.86%，二甘酯0.70%，三甘酯1.41%。说明采用nir分析方法测定混合油生物柴油的成分具有较高的精密度。
3.5 小结
通过以上研究，可以得到以下结论：(1)通过偏最小二乘方法可以建立适合多种原料油生物柴油的通用近红外校正模型，其结果完全满足过程控制分析的要求。但若想得到更准确的预测结果，需要建立单种原料油的pls校正模型，或者采用更为复杂的校正算法; (2)对于新型生物柴油，只需向校正集添加少量样本，扩充模型覆盖范围后，便可较为准确地对该类样本进行预测分析。这样，基于本研究建立的这些基础校正模型，针对新类型原料油或加工工艺，只需添加少量样本，便可直接应用于生物柴油的实际工业生产中; (3)近红外光谱方法有望较好解决生物柴油传统分析方法的诸多弊端，可以快速准确地测定生物柴油的主要成分含量，适合于生物柴油生产过程的中间控制分析。
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中图分类号：TE624.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0178-01
前言
油溶剂精制工艺使用的溶剂主要有糠醛、酚和N-甲基吡咯烷酮（NMP）三种，不同溶剂的精制原理相同，在工艺流程上也大同小异，糠醛是目前国内应用最为广泛的精制溶剂，本文以油糠醛精制为例分别就其工艺流程及影响因素进得了简单介绍。
一、溶剂精制原理
溶剂精制的原理就是利用某些有机溶剂对油原料中所含的各种烃类，具有不同溶解度的特性，非理想组分在溶剂中的溶解度比较大，而理想组分在溶剂中的溶解度比较小，在一定条件下，可将油原料中的理想组分与非理想组分分开。这种分离过程属于液-液抽提（或萃取）过程，如同催化重整过程中的芳烃抽提。
二、溶剂精制工艺流程
糠醛精制的工艺过程包括：原料油脱气、溶剂抽提、精制液和抽出液溶剂回收及溶剂干燥脱水四部分。
（1）原料油脱气部分
原料油罐不用惰性气体保护时，原料油中会溶入50～100μg・g？1的氧气。这些微量的氧气足以使糠醛氧化产生酸性物质，并进一步缩合生成胶质，造成设备的腐蚀与堵塞，严重地影像装置的正常生产。因此，原料油在进入抽提塔之前必须经过脱气过程，脱气一般在筛板塔内进行，利用减压和汽提使溶入油中的氧气析出而脱除。影响脱气的主要因素是脱气塔的真空度和吹气量，脱气塔在13.3kPa压力下操作时，可将溶入原料油中的氧气大部分脱除。如果在塔吹入少量的水蒸气进行汽提，则可以脱除99%以上的氧气。脱气塔吹入水蒸气时，原料油进脱气塔前，必须预热到塔压力下、水的沸点以上若干度，以防止水蒸气在塔内凝结，造成原料油带水。
如脱气不彻底，系统中的糠醛仍有被缓慢氧化的可能，可以在回收系统注入适量的乙醇胺等碱性物质，以使溶剂经常保持中性，防止腐蚀。
（2）溶剂抽提部分
糠醛精制的抽提塔采用转盘塔。原料油自脱气塔底抽出，经换热或冷却到适当的温度后，从抽提塔中下部进入塔内，回收的溶剂经换热和冷却到适当温度从塔上部引入。由于抽提段两端间有一温度梯度，此温度梯度除由进塔溶剂与原料油间的温度差形成外，还可以将塔内部分物料抽出冷却后再返回塔内的方法加以调节。抽提塔在一定压力下操作，进入各自的溶剂回收系统。
（3）溶剂回收部分
溶剂回收的能耗可占到溶剂精制总能耗的75%～80%，溶剂回收部分有精制液和抽出液两个系统，精制液中含溶剂少，在一个蒸发汽提塔中即可完成全部溶剂回收。精制液蒸发汽提塔在减压下操作，塔底吹入水蒸气。蒸出的溶剂及水蒸气经冷凝冷却进入水溶液分层罐。塔底精制油与精制液换热及冷却后，用泵送入精制油罐。
抽出液中含大量糠醛，可达85%以上，这部分溶剂回收的能耗要占溶剂回收总能耗的70%，所以各炼厂均将抽出液的溶剂回收列为节能工作的重点。工业上主要采用二效或三效蒸发回收其中溶剂。抽出液换热后先进入低压蒸发塔蒸出部分溶剂，低压蒸发塔底的抽出液经与高压蒸发塔顶蒸汽换热后进入中压蒸发塔，蒸出另一部分溶剂，中压蒸发塔底抽出液再经加热炉进一步加热后，进入高压蒸发塔。最后在蒸发汽提塔中脱除残余溶剂，脱除溶剂后的抽出油经冷却送出装置。
（4）溶剂干燥及脱水部分
水对糠醛的溶解能力影响极大，因此通过汽提塔进入糠醛中的水分必须及时脱除，以保持溶剂的干燥，使其含水控制在0.5%以下。由于糠醛与水可形成低沸点共沸物，共沸物中含糠醛35%。共沸蒸汽经冷凝冷却后分为两层，在40℃时，上层为富水溶液，含糠醛6.5%，下层为富糠醛溶液，含水也约为6.5%。工业上采用双塔回收。分层罐中富水溶液可以用直接水蒸气汽提的方法，将其中的糠醛以共沸物的形式蒸出。水溶液从脱水塔顶进入，脱醛净水从塔底排入下水道，或者作为装置余热蒸汽发生器供水。脱水塔顶蒸出的共沸物经冷凝冷却后，再返回分层罐进行分层，分层罐中下层的富糠醛溶液则打入干燥塔进行干燥。干燥塔的热源由各级蒸发塔出来的经过部分换热及热回收后的热溶剂进入塔内提供。干糠醛从塔底抽出作为循环溶剂，干燥塔顶馏出的共沸物经冷凝冷却后再返回分层罐。
三、影响糠醛精制的主要因素
影响抽提过程的因素主要是抽提温度和溶剂比，还有原料油组成和性质、抽提塔的结构和效率等因素。
（1）抽提温度与温度梯度
抽提温度一般介于油或溶剂的凝固点与油和溶剂临界溶解温度之间，适宜的操作温度还需综合考虑。抽提温度对精制油的质量和收率的影响规律是：在溶剂比不变的条件下，随着温度的升高，溶解度增大，精制油收率下降；精制油的黏度指数则是随着温度的升高先增大后下降。在溶解度不太大时，溶解度随着温度升高而增大，非理想组分更多的溶于溶剂而被除去，精制油的黏度指数升高；当溶解度增大至一定程度后，溶剂选择性降低的过多，于是精制油黏度指数转而下降。在精制油黏度指数出现最高值对应的温度时，溶剂具有较高的溶解度和较好的选择性。
原料油不同，抽提温度也不同，对馏分重的、黏度大的、含蜡量多的原料油，选用的温度应高些。为保证精制油的质量和收率，溶剂精制的抽提塔有一温度梯度：塔顶温度高，塔底温度低，这一温度差称温度梯度。如糠醛精制约为20～50℃，酚精制约为20～25℃。塔顶温度较高，溶解度高，用以保证精制油的质量；塔底温度较低，溶解度低，可以使理想组分从抽出液分离出来返回塔顶，保证精制油的收率。
（2）溶剂的组成和溶剂比
由于糠醛的化学不稳定性而易生成糠醛，以及油品中的酸性物质被抽提进入循环糠醛溶剂等因素的影响，糠醛溶剂在循环使用过程中，其酸度呈增加趋势。严重时影响精制效果、引起设备腐蚀、增加剂耗和装置能耗，水的存在会加速对设备的腐蚀。因此，油糠醛精制生产过程对循环糠醛溶剂的酸度及水分有较严格的要求。当循环糠醛溶剂的酸度超标时，主要采用在糠醛水溶液中加入无机碱或单乙醇胺碱性物质的办法，以降低溶剂酸度。
温度等条件一定时，溶剂的溶解度及选择性不变，提高溶剂比可提高溶解总量，因此精制油的质量提高，但其收率则降低。增大溶剂比也不会出现精制油黏度指数先提高后降低的现象。适宜的溶剂比应根据溶剂性质、原料油性质及精制油的质量要求，通过实验综合考虑。提高溶剂比或提高抽提温度都能提高精制深度。
（3）抽提塔循环回流
为加强分离效果并调节塔顶温度，从而提高精制油质量或降低溶剂比。塔顶精制液经冷却降温进入沉降罐，沉降罐底的糠醛及中间组分经换热升温返回抽提塔。
塔底部分抽出液经冷却后循环回抽提塔，用以降低塔底温度、提高塔底流体中非理想组分浓度，将理想组分和中间组分置换出去，从而提高分离精确度和精制油收率。但循环量过大会影响精制油的质量，以及抽提塔的处理能力。
（4）原料油中的沥青质含量
沥青质几乎不溶于溶剂中，相对密度介于溶剂与原料油之间，在抽提塔内容易聚集在界面处，增大了油与溶剂通过界面时的阻力。同时，油及溶剂的细小颗粒表面被沥青质所污染，不易聚集成大的颗粒，使沉降速度减小，严重时甚至使抽提塔无法维持正常操作。因此，对原料油中的沥青质含量应当严格限制。
参考文献
[1] 徐先盛.油糠醛精制工艺的探讨[J].油，1992（03）.
关键词：节点参数控制；联合站；优化应用
联合站是油田油气处理的一个重要环节，其主要任务是完成油气的收集、处理和合格产品（原油、天然气和污水）的输送，其中，油气的处理是其工作的重中之重。
油气的处理主要分为原油处理、天然气处理和污水处理三个方面，其中在原油处理方面，吨油单耗的控制上仍然存在着较大的节能降耗空间。为此，我们从集输行业的特点出发，通过对比分析和讨论研究，以“提高电脱水器运行效益”为切入点，提出了“优化脱水节点参数，降低吨油处理单耗”的创新管理思路，并选取孤六联合站进行了探索性试验。
一、过程分析
影响电脱水器脱水效果的主要因素有五个：
①处理量（Q）；②原料油含水（S）；③脱水温度（T）；④脱水器水位；⑤破乳剂的投加。
评价脱水器脱水效果的指标有两个：
（1）脱水器油出口含水即净化油含水。
（2）以及水出口即回掺污水的含油。
这五大影响因素和两大评价指标之间相互影响、相互制约。首先，我们围绕着这五大影响因素和两大评价指标进行了分析、调整和验证。
1.流量（Q）
目前，孤六联合站主要担负着孤三管理区1700t/d的原油综合处理和海洋采油厂2000t/d的原油中转外输任务。其中，海洋采油厂来油1000t/d进入一次沉降罐进行掺稀降粘，另外1000t/d则直接进行外输，站内每天的实际处理油量约为2700t/d，目前的脱水器运行现状是： 理论上，电脱水器的理想处理液量应为：
2700÷（1-30%）÷0.93=4147 m3/d
而根据脱水器进口流量计计算出的实际处理液量为：
50m3/h×6×24h=7200 m3/d
理论处理量与实际处理量相差了约3000 m3/d，这说明在原油脱水环节每天约有3000 m3的液量在进行无效循环，这必然造成电能和热能的极大浪费。
原因分析：回掺污水含油量过高。
现场验证：通过对回掺污水进行取样化验，我们发现：脱水器回掺污水的平均含油高达50%～55%。同时，取出的油样油水分层很快，经过大约30min沉降后的油层中含水仅有4～5%。我们经过分析初步认定：脱水器内部未建立起水层或建立的水层高度低于脱水器的进液口，由此造成脱水器进液水洗作用不明显、回掺污水含油量过高。
2.水位
为验证脱水器内部水位对脱水效果的影响，我们再次进行了现场试验：根据实际化验的原料油含水，适当控制脱水器的底部放水，减小污水回掺量，使脱水器逐步建立起水位，强化其水洗作用。最终实验结果是：在保持一、二次罐液位平稳的前提下，回掺污水量约减少1300 m3/d，回掺污水含油也下降到了10%左右，但同时净化油含水存在0.8%～4%的波动，单台脱水器净化油甚至还出现了8%～9%的瞬间高含水。
回掺污水量控制不够理想和脱水器净化油含水出现瞬间高值，说明人工调节无法精准的控制水位，造成了脱水器水位和脱水效果的不稳定。为此，我们提出了“引进由界面仪、电动调节阀、执行器组成脱水器水位自动控制系统”的建议，以保证脱水器内部建立起稳定的水位，降低和减少脱水器净化油含水指标的波动。在水位自动控制系统投入使用之前，我们采用“根据原料油含水高低调控脱水器回掺污水比例”的方式稳定脱水器内部的水位。
3.原料油含水（S）
在脱水器内部建立稳定的水位，可以强化水洗效果，降低回掺污水含油和回掺量，但由于电脱水器排出的污水依然回掺到油站的二次沉降罐，对降低原料油含水没有发挥作用。为此，我们对脱水器污水回掺流程进行了分析。脱水器污水回掺一般有两套流程：
（1）污水回掺至二次沉降罐，其优点是可以充分利用回掺污水的剩余热量，提高原料油的油温，有利于油水分离。缺点是增加了二次沉降罐的进液含水量，升高了原料油含水。同时，增加了二次罐底水――提升池――提升泵――一次沉降罐的无效循环水量，造成了能量的浪费。
（2）污水回掺至一次沉降罐，其优点是可以降低原料油含水，减少提升泵的无效循环水量。缺点是降低了二次罐出口处的原料油油温。但考虑到孤六联合站已经投用了三相分水器，一次沉降罐的进液量由原来的21000 m3/d下降到了目前的10000 m3/d、含水由原来的94%下降到了目前的70%，降温幅度应该减小，大约是三相分水器投用之前的40%左右。
为此，我们将脱水回掺污水直接倒入一次沉降罐，结果显示：二次罐出口原料油温度仅降低了4℃，同时原料油平均含水也由原来的30%下降到了25%。
4.温度（T）
脱水器污水回掺至一次沉降罐，虽然降低了二次罐出口处的原料油温度，但由于无效循环水量减少、原料油含水降低这两方面因素的影响，在保持换热器和加热炉供热量不变的情况下，脱水器进口原料油温度反而上升了1～2℃；此外， 1000t/d的海洋掺油地点由原来的分水器之前改至分水器之后，掺入的海洋油（52℃）对一次罐来液进行升温，提高了原料油0.6℃；2#漂油罐的底水（72℃）回掺至一次沉降罐，升温原料油0.4℃。综合以上分析，脱水器污水回掺方式的改变使脱水器进口原料油温度升高了3℃左右。
通过对孤六联合站原料油的粘温曲线进行分析，我们将脱水温度优化为：冬季66℃，夏季60℃，分别比现场脱水温度低6℃和12℃。
5.破乳剂
在做好上述工作的同时，我们对药剂投加流程也进行了改造：将破乳剂投加点由原来的分水器进口改至脱水泵进口，破乳剂经脱水泵――换热器――加热炉――脱水器的过程中，仍然有足够的反应时间，而且在这个过程中，油温不断升高，更加有利于破乳剂发挥作用，提高油水分离效果。
二、效益分析
（1）脱水器节点参数的优化，在保持换热器和加热炉供热量不变的情况下，提升脱水器进口处的原料油温度3℃左右。如果对脱水温度进行进一步的优化（夏季60℃、冬季66℃），每年可减少燃油消耗300多吨，直接经济效益117万元。
（2）污水回掺改为回掺至一次沉降罐后，减少脱水器污水――二次沉降罐――污水提升池――污水提升泵――一次沉降罐的无效循环水量1100 m3 /d，日减少提升泵耗电540KW.h，一年可节约电费12.9万元。
（3）脱水器污水回掺量的减少，使脱水器日处理液量由原来的7200 m3/d降至6000m3 /d，日减少脱水泵电量消耗200 KW.h，一年可节约电费4. 8万元。
【关键词】加氢裂化；反应器床层压降；影响因素；对策
一.背景
大港石化公司100万吨/年加氢裂化装置2006年5月开始建设，2008年7月，装置一次开车成功，由反应、分馏、热工和公用工程等部分组成，采用单反应器双剂串联全循环的加氢裂化工艺。该装置技术先进、工艺复杂，主要原料为焦化蜡油。本文主要对我们在生产过程中，遇到的床层压降问题进行了几点原因分析，并针对各个因素提出一些建设性意见，立足于炼化企业的现实情况，使我们装置在保证安全生产的情况下，尽可能延长使用寿命、节能减耗，以供探讨学习。
二.影响加氢裂化反应器床层压降的主要因素
（一）原料油性质的影响
1.原料中所含环烷酸较多，油溶性的铁主要是环烷酸铁，铁离子含量过高，进入反应器后与循环氢中的硫化氢接触，发生反应：Fe+H2S=FeS+H2
形成硫化铁沉积于催化剂孔隙中，严重时造成催化剂的微孔阻塞而失去活性，并且很难用再生的方法将其脱落，形成不可逆的永久性中毒。硫化铁之间的吸引力很强，聚集起来覆盖在上部床层，造成催化剂床层顶部板结，使床层压降增加。同时，在高温下这种硫化铁能促进结焦母体的生焦反应，从而加速床层的堵塞。从这点看，原料油中的铁含量及因设备腐蚀生成的FeS是造成床层堵塞、压降增大的重要动力。此外，镍可进入到催化剂孔道中，而钒进入到催化剂的孔口，从而减少催化剂的表面积。
2.对于原料要求控制的各项指标中，氮化物含量也尤为重要。由于氮含量的增加，特别是碱性氮化物，能够强烈吸附在裂化催化剂的酸性中心而降低其活性，对于酸性裂解催化剂的活性有抑制作用，并且氮化物本身也不稳定，易缩合生焦造成催化剂失活，影响产品质量。
3.原料油自上游装置夹杂焦粉或者反应器前原料中烯烃发生聚合反应生成大分子物质，这些大分子颗粒在催化剂表面沉积，当累积达到一定程度就表现出反应器床层压降上升。装置第三周期运行中，2010年7月2日反冲洗过滤器故障被切除，观察参数发现反应器第一床层压降所受影响比较大，由0.06Kpa，至7月7日，压降逐渐变为0.07Kpa，有所增加。
（二）反应温度的影响
反应温度是加氢工艺中最主要、最灵活的操作参数，也是调节产品质量的主要手段。从动力学考虑，无论是加氢精制反应还是加氢裂化反应都为放热反应，提高反应温度，不利于反应的正向进行；但温度过低会导致反应速度减慢，脱硫、脱氮率下降，达不到所要求的转化率。脱氮比脱硫需要更高的温度，过高的反应温度会使裂化反应加剧，除了降低液收外，更重要的是导致催化剂积炭，反应器床层压差上升速度加快。压降增大。在高温下同时还伴随着一些叠合和缩聚反应，特别在原料中稠环芳烃、沥青质、非烃化合物的含量较高时更加严重，这些缩聚反应所生成的高聚物是生成积碳的前驱物质，而积碳的生成和增加则将导致催化剂活性中心的损失，造成失活，从而使床层压降升高。
加氢精制过程提高反应温度时，能增加加氢饱和、脱硫、脱氮深度，但温度过高，催化剂裂化活性，产品溴价反而升高。由于过程积碳及原料油氮化物使催化剂酸性和活性下降，为了保持所需反应深度，运转后期，反应温度要逐步提高一些。反应温度过高主要有三个方面的不利影响：一是进料换热器中结焦加剧，反应温度提高，使原料进换热器后温度高，在前述生焦母体存在和Fe、微量氧存在下，相对较高的温度会使生焦速度大大加快；二是进料换热器出口至加热炉炉管中结焦加剧，这部分结焦物部分进入反应器，部分黏附在管壁上，当装置操作发生波动或停工后再次开工，因系统条件的变化，黏附于管壁上的焦炭就会脱落被带进反应器；三是反应温度的提高很容易造成大分子烃类在催化剂床层上发生积炭反应而结焦，引起床层压降的增大。
（三）氢气纯度与氢油比的影响
新氢中的CO、CO2含量过高，会在催化剂活性中心上竞争吸附，发生甲烷化反应：CO+CO2+H2=CH4+H2O 强放热放出大量热量，使反应温度迅速升高，另外氢分压也会降低，这两点都是导致催化剂积炭、结焦的两个主要因素。
氢油比一般要控制在设计范围内，较高的氢油比能抑制催化剂积炭，因为较高的氢浓度能阻止炭的生成。在加氢系统中需要维持较高的氢分压，而提高氢油比可提高氢分压。这有利于提高原料油的汽化率和降低催化剂表面油膜厚度，使转化率提高，同时也可降低催化剂积碳速度，但是过高的氢油比除了能耗提高外，同时还会对加氢裂化和加氢精制反应有抑制作用。如果催化剂床层的氢油比达不到设计要求，甚至过低，将会造成床层结焦加剧。因此我们在操作中一定要按照设计要求的氢油比进行生产操作。
（四）操作条件的大幅波动
当装置操作发生波动时，如压力的急剧变化，粘附于管壁上的焦炭就会脱落，被带进反应器，使催化剂床层压降突增。其中对压降影响最大的是氢气量大幅波动，当氢气量突然减少或中断时，氢油比迅速降低，循环气量减少，加氢反应热无法带出床层，导致床层超温，积炭加剧。
在正常生产过程中，发生超温、飞温现象，循环氢纯度偏低、氢油比偏低、氢分压低、空速低等异常操作，导致催化剂结焦。床层压降升高。
三.防止加氢裂化反应器床层压降快速上升的对策
（一）严格按照设计进料要求进行原料油指标控制
1.加强对从储罐来的原料油进行脱水处理，防止原料油中的水被带入反应器中。
2.做好原料油反冲洗过滤器的操作，一定要尽可能除去有害的机械杂质，加强过滤器的切换，严格控制过滤器的压差，延长吹扫时间，避免滤芯损坏影响过滤效果，定期对过滤器进行清洗及更换滤芯。
3.原料油的环烷酸对碳钢管道腐蚀比较严重。因此，有必要为装置提供优质原料油和对输送原料油的管道材质进行升级。同时加强原料油的管理，对原料油储罐加防腐涂料进行防腐，杜绝原料油污染的现象，从而提高进反应器的原料油质量。
（二）严格控制反应器入口温度
随时监测新氢的组成，保证设计要求的新氢纯度， CO 和CO2含量要小于20ppm。如果因CO 和CO2含量超标而引起的转化率降低，严禁用提高反应温度的措施来弥补。控制适当的氢油比，保证气液相充分混合，减少因氢油比过低而引发的缩聚结焦反应。在保证达到所要求的转化率的前提下尽量降低反应器入口温度。
（三）优化工艺控制，平稳操作
加强对操作人员的技能培训及操作平稳率的考核力度，严格按照操作规程的要求进行生产操作，保证反应温度、反应压力等关键参数的平稳控制。