中海油气(泰州)石化有限公司100万吨/年延迟焦化装置设计原料为石蜡基减压渣油。公司加工原油为西江原油、涠洲原油和番禹原油的混合原油(混合比例为3∶2∶1)。延迟焦化装置于2016年11月18号一次性投料开车成功。投产后为了提升公司整体效益，延迟焦化装置原料油掺炼了部分绥中36-1环烷基减压渣油。
该焦化装置冷却放空系统设计处理焦炭塔大吹汽、新塔预热甩油、老塔给水冷焦过程中产生的高温油汽混合物。当放空塔入口管线顶部气相温度高于190℃时打入放空塔顶分液罐含硫污水进行冷却，当放空塔入口管线底部温度低于150℃时启动放空塔底加热器加热。装置投产后发现采用放空塔顶分液罐含硫污水进行冷却放空塔进料线时经常出现放空塔底泵抽空的情况，改用放空塔顶轻污油与放空塔底冷却后重污油代替含硫污水进行冷却。改造后发现焦化装置含硫污水总管水样乳化严重且带有明油。焦化含硫污水带油造成下游酸性水汽提装置产品净化水质量不合格。
经充分研究后决定对工艺流程进行优化改造，改造成果显著，焦化含硫污水带油量逐步降低。本文针对含硫污水带油的原因进行了分析并探讨避免含硫污水带油的具体措施。
1、装置含硫污水处理流程简述
焦化装置含硫污水的主要来源为加热炉炉管注汽、焦炭塔大小吹汽、冷焦给水、球阀密封注汽以及原油含水流程可以简述为放空塔底重污油经放空塔底泵抽出，一部分作为放空塔顶回流来洗涤油气中较重的馏分油及焦粉;一部分作为急冷油返回焦炭塔顶;剩余部分经过放空塔底冷却水箱冷却后送入放空塔进料线，必要时也可以送出装置。
放空塔顶的蒸汽及油气经放空塔顶空冷器冷却到55℃以下进入放空塔顶气液分离罐，通过物理沉降进行油水分离。油水分离后，上部轻污油溢流至隔板一侧被放空塔顶污油泵抽出，一部分作为放空塔顶回流来洗涤油气中较轻的馏分油及焦粉;一部分返回放空塔进料线进行冷却和回炼，在必要情况下也可以送出装置。下部含硫污水经污水泵抽出后一部分返回分液罐回炼;一部分送往放空塔进料线主要起到降低放空油气温度的作用(该流程未使用);剩余部分送往下游酸性水汽提装置。设计放空塔底部温控制在150～180℃。
2、含硫污水带油原因判断
为了得到正确的结论，分别在延迟焦化装置含硫污水出装置总管、分馏塔顶气液分离罐、富气平衡罐采含硫污水样进行分析。分析结果为分馏塔顶含硫污水及富气平衡罐含硫污水含油量均达标，而含硫污水出装置总管水样是明油。得出结论为：放空塔顶含硫污水的污油是造成焦化含硫污水总管其污油量超标的源头。
3、含硫污水带油原因分析
3.1 破乳剂原因分析
放空塔顶加注破乳剂目的是为了加强油水分离的作用，一旦破乳剂失效将会导致含硫污水带油。经联系破乳剂厂家取含硫污水样进行现场滴定实验，发现所使用的反相破乳剂效果明显，能够在较短时间内分离油水。为了排除破乳剂这一因素，决定提高破乳剂的加注量及加注时间，由原来40ppm的加注量改为80ppm的加注量且由间歇性注入改为连续性注入。运行15天后发现放空塔顶含硫污水仍然带有明油，可以判断破乳剂分离效果、加注时间、加注量并不是导致含硫污水带油的主要原因。
3.2 放空塔顶气液分离罐原因分析
该焦化装置放空塔顶气液分离罐内设置有隔板，隔板高度为罐体高度的60%。油水混合物经过沉降后，利用油水的密度差通过物理沉降后上部轻污油溢流至隔板另一侧而实现油水分离。起初认为有可能是油水混合物其沉降液位过高或过低导致污水带油。因为液位设置过高，油水沉降时间短，两者没有充分分离便被泵抽出，导致污水带油;液位设置过低，沉降时间能够保证，但由于油水界位过低，污水经泵抽出时底部的污油也会被夹带出去。经与设计院联系，采用控制不同范围区间的液位进行油水分离，每一试验范围区间液位运行5～7天，结果发现含硫污水带油问题依然严重，故排除这一原因。
3.3 工艺流程不合理分析
取放空塔顶轻污油样品进行化验分析，发现该污油组分较轻，馏程仅为50～150℃，并结合目前所使用的的工艺流程研究分析，终找到了导致污水带油的原因。
本文前面提到过，当放空塔入口管线顶部气相温度高于190℃时，通过放空塔顶轻污油及放空塔底冷却后重污油进行冷却降温，不同馏分的污油从放空塔进料线进入放空塔底，放空塔底温度控制在150～180℃，馏分较轻的污油经加热后气化并夹带着少许重组分污油至放空塔顶，经放空塔塔顶空冷冷凝后进入到放空塔顶油水分离罐，又被送往放空塔，不断往复使放空系统的轻馏分油含量递增，从而导致放空塔顶气液分离罐分离负荷增加，油水分离变得异常困难。如果单纯地为了降低含硫污水的含油量，将这部分轻污油外送至轻污油罐区会造成物料损失。为既能有效降低放空系统的轻污油含量，又能回收这部分轻污油，经充分研究后决定对现有工艺进行优化改造，并终取得了显著效果。
