燃料油进入水汽系统的危害和应对措施

赵博敬，张耀军，白 洁，冯明强

(1．华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂，哈尔滨150024;2．黑龙江省火电第一工程公司，哈尔滨 150036)

目前，火力发电厂燃料油普遍采用轻柴油，这种油是碳原子数10～22的多种复杂烃类的混合物，常压下沸点为180～370℃，20℃时密度为0.83～0.855 kg/L。少量燃料油进入水汽系统影响不大，不易察觉，通过凝结水精处理和排污即可去除。然而大量的燃料油进入热力系统，会随着水汽循环污染整台机组的水汽系统，导致凝结水、给水、炉水、蒸汽等整个系统的水汽品质劣化，对热力系统中的金属管道、部件、凝结水精处理设备产生影响，危及设备运行，所以必须快速处理。本文结合某厂600 MW机组曾发生过一次燃料油进入水汽系统并成功处理的实例，对其进行分析，查找并隔离进油点，跟踪水质变化趋势，调整设备运行状态，使各项水汽指标尽快恢复到合格范围内，同时，更换前置过滤器滤元，复苏凝结水精处理混床树脂，使凝结水精处理恢复运行。

1 燃料油进入水汽系统的处理过程及水质变化

2013年1月某日，某厂600 MW机组启动后7 h，水汽品质趋于合格阶段时，估计约300 kg燃料油进入机组水汽循环系统，机组水汽品质发生明显变化，如表1所示。

14时45分，运行人员发现凝结水、给水的水样表面漂有油花，全部水样都逐渐变浑、呈乳白色，并有较刺激性的柴油味，电导率快速升高，炉水pH值降低。当时停止全部疏水回收，将锅炉连排等开到最大，尽量保持锅炉负荷和汽包水位和压力稳定，解列凝结水精处理混床的运行，提高炉水和给水的加药量，保证炉水pH值在9.0以上，并迅速查找原因及连续跟踪水汽品质变化。

15时40分，凝结水的水样开始慢慢变清，给水、炉水、饱和、过热蒸汽的电导率快速升高的趋势变缓，炉水和给水pH值控制稳定，证明燃料油已经不再进入系统，考虑到当时机组供热、发电等实际情况，无采取停机的处理方式。

表1 机组的水、汽品质Tab．1 Units Water，steam quality

18时30分，炉水、凝结水的电导率开始好转，凝结水、给水、炉水、饱和、过热蒸汽水样变清，但给水、饱和、过热蒸汽的电导率无明显变化，主要原因是通过锅炉排污和大量补水，炉水、凝结水的品质明显改善，但给水和炉水加药量大，进入系统中的油不断被携带、分解，继续影响饱和、过热蒸汽品质。此时，采取了解列前置过滤器运行、投入凝结水精处理混床、继续保证炉水pH值在9.0以上等措施。

21时00分，给水、炉水的品质开始好转，但饱和、过热蒸汽和凝结水水质无明显变化，之后各项水质指标趋于稳定。

次日5时00分，饱和、过热蒸汽和凝结水品质才有所改善，表明凝结水精处理混床一直发挥去除水中离子的作用，进入系统中的油不断被携带、分解，直到消耗殆尽。

次日21时00分，凝结水、给水、炉水、饱和、过热蒸汽等的各项水质指标基本恢复正常，给水、蒸汽的铜、铁含量等指标也在合格范围内，说明没有造成热力设备严重腐蚀。

2 燃料油对机组水汽系统的危害

机组运行时，凝结水、给水、炉水、饱和蒸汽等系统的水汽温度低于燃料油在相应压力下的沸点，大部分进入水汽系统中燃料油，初期是以液体的形式存在。按工艺流程随辅汽疏水进入水汽系统中的燃料油先进入凝汽器，由于凝结水的水温只有50℃左右，压力为4.0 MPa左右，短时间内燃料油没有明显变化，直接随水流进入凝结水精处理系统，被前置过滤器纤维滤元和高速混床树脂大量截流，剩余的油继续随水流进入给水系统并逐渐乳化，最终进入锅炉汽包，漂浮在汽水分界线附近，在高温高压水汽等作用下逐渐裂解成低分子有机酸，但反应速度较慢，这些酸性物质随蒸汽挥发，使炉水、蒸汽、给水等整个水汽系统的pH值降低，造成热力设备酸性腐蚀［6］，减少设备使用寿命;油还与炉水中氢氧化钠、水渣等共同作用产生汽泡，汽泡破裂产生水滴增加蒸汽的机械携带［7］，影响蒸汽品质;油也会被水汽携带粘附在水冷壁、过热器等受热面管壁，并逐渐被碳化，造成局部过热，碳化物和油滴甚至被携带冲击汽轮机叶片。当然，燃料油进入机组热力系统后，对化学凝结水精处理影响最直接，大量的油被前置过滤器滤元吸附，浸润到滤元纤维的内部，油还会被混床树脂吸附，在树脂表面形成油膜，阻塞离子交换孔道，导致树脂交换容量下降，凝结水精处理出水品质变差，加剧汽轮机的腐蚀［8］，严重时混床树脂还会因油污染而报废。

3 受损设备恢复

3.1 查找燃料油进入热力系统的原因及解决措施

经检查分析确认，造成本次燃料油进入水汽系统的原因是蒸汽吹扫致阀门内漏，锅炉助燃用的燃料油由此进入辅汽疏水箱，再随疏水回收至水汽系统。为杜绝类似事件的发生，及时检修了该阀门，保证其严密性，又加装了一个二次阀门和防止倒流的逆止阀。

3.2 精处理滤元的检查及处理

检查方法为目视和用滤纸擦拭滤元表面，比较严重状况是滤元和擦拭滤元的滤纸表面都是油污。打开前置过滤器人孔门，检查滤元受污染情况，如滤元受污染不严重，可通过水和压缩空气反洗去除附着在滤元表面的油污，若经过多次反洗后，压差不能降低到规定要求，则表示滤元污染严重，需要更换［1］。本次事故的前置过滤器大量拦截了进入水汽系统的燃料油，燃料油已经渗透到滤元的纤维内部，污染比较严重，如再投入运行，吸附在纤维滤元内部的油会重新释放出来，因此采取了清洗前置过滤器内壁、更换新纤维滤元的方法。

3.3 精处理树脂的检查和树脂复苏［2］

3.3.1 实验室树脂复苏试验

1)分别取阳树脂200 mL，浓度分别为1%、2%、3%、4%、5%氢氧化钠溶液400 mL做放热试验，发现放热效果不明显，不会因放热反应损坏树脂。

2)取200 mL阳树脂，加400 mL浓度为5%氢氧化钠溶液，加热到45～50℃，搅拌，放置30 min。碱液表面漂浮一层油珠，散发刺鼻的油味。重复上述实验2次。油珠明显减少。冲洗干净。

3)加浓度为5%盐酸溶液200 mL，搅拌，浸泡20 min。用除盐水冲洗干净。

4)取200 mL阴树脂，加400 ml浓度为5% 的氢氧化钠溶液，加热到 45～50℃，搅拌，放置30 min，碱液表面漂浮一层油珠，散发着刺鼻的油味。重复上述实验2次，含油明显减少，冲洗干净，直至目视无油花。

5)分别测量阳树脂和阴树脂的体积交换容量［3］，测得阳树脂的体积交换容量是0.92 mmol/mL，恢复至新树脂的43.8%;阴树脂的体积交换容量是1.06 mmol/mL，恢复至新树脂的78.52%。

经过上述处理，树脂的含油量明显减少，工作交换容量有一定恢复，考虑到凝结水精处理树脂价格昂贵，进货周期长，暂时无法更换整个混床的树脂，决定先按本方法进行树脂复苏处理。

3.3.2 现场树脂复苏操作［4］

1)将混床导入阳储罐中的树脂反复进行水、汽反洗操作，去除树脂表面的大量油污，然后将阴树脂导入阴树脂再生罐中，阳树脂保留在阳树脂再生罐中。

2)分别向阳树脂再生罐和阴树脂再生罐中注入浓度为5%的碱液，保持罐体温度在45℃左右，待排碱浓度达到1%后，停止注入碱液。

3)浸泡2 h，浸泡期间每隔30 min用压缩空气翻动一次树脂，约1 min。

4)浸泡后分别反洗阴、阳树脂约30 min;注意不要跑树脂。

5)重复2)—4)步骤3遍，看反洗排水无浮油再进行下一步骤。

6)分别冲洗阴、阳树脂，再生阳树脂时使用正常剂量的2倍的酸量。

7)按正常标准要求进行混脂、冲洗等再生工序。

处理时，树脂的流失也较大，一些粘满油污的树脂被反洗水冲出，不得不废弃，综合损失率约5%，复苏后及时补充了新树脂。通过处理，树脂恢复了一定的交换能力，实际生产中混床树脂的周期制水量由受污染前的8.2万t降低到受污染后第一个周期的5.7万t，当然这里也有热力系统受污染后水质变化的影响，以后的几个运行周期有所增长，恢复至7.0～8.0万t，是受污染前的90%。

3.4 热力设备化学监督检查

经机组大修化学监督检查确认，该机组的锅炉汽包、水冷壁管、省煤器管、过热器管，汽轮机叶片、隔板等设备的腐蚀、沉积评价继续保持在一类或二类水平［5］，本次油污染事件未对热力设备造成严重的影响。

4 应对措施

燃料油进入机组水汽系统事故对机组安全、稳定运行影响较大，应采取相应的处理措施，以减少了事故损失。

1)立即停止回收带油的疏水，隔离进油点，同时解除凝结水精处理混床运行，加大锅炉的排污量，避免锅炉负荷和汽包水位快速波动。

2)化学专业要密切监督水汽品质，严格按《化学监督导则》、《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》等标准的水质劣化处理要求，及时调整炉水和给水的加药量，一定要保证炉水 pH值在9.0以上。

3)在凝结水水质稳定且无漂浮油花后，解列凝结水精处理前置过滤器，防止吸附在滤元上的油释放造成二次污染，并恢复精处理混床运行，发挥其去除分解产物的作用，使各项监督指标尽快合格。

4)做好事后处理工作，包括监督给水、蒸汽的腐蚀产物含量，检查前置过滤器滤元和混床树脂的受污染情况，如精处理前置过滤器滤元受严重污染应尽快更换，混床树脂被污染应尽快复苏处理。

5)利用机组停运的机会，检查炉管和汽包等热力设备的腐蚀、沉积情况。

［1］韩隶传，汪德良．热力发电厂凝结水处理［M］．北京:中国电力出版社，2010:36-41．HAN Lichuan，WANG Deliang．Treatment of condensate for thermal power plant［M］．Beijing:China Electric Power Press，2010:36-41．

［2］ 王广珠，江德良．离子交换树脂使用及诊断技术［M］．北京:化学工业出版社，2005:151-153．WANG Guangzhu，JIANG Deliang．Application and diagnosis technology of ion exchange resin［M］．Beijing:Chemical Industry Press，2005:151-153．

［3］ DL/T 519-2004，火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准［S］．DL/T 519-2004，Inspecting standards on ion exchange resin for water treatment in thermal power plants［S］．

［4］ 巩耀武．电厂水处理［M］．北京:中国电力出版社，2009:274-275．GONG Yaowu．Water treatment in power plants［M］．Beijing:China Electric Power Press，2009:274-275．

［5］ DL/T 1115-2009，火力发电厂机组大修化学检查导则［S］．DL/T 1115-2009，Guide for chemistry check-up of unit maintenance in fossil fuel power plant［S］．

［6］ 谢学军，龚洵洁．热力设备的腐蚀与防护［M］．北京:中国电力出版社，2011:280-281．XIE Xuejun，GONG Xunjie．Corrosion of thermal power equipment and its protection［M］．Beijing:China Electric Power Press，2011:280-281．

［7］ 肖作善．热力设备水汽理化过程［M］．北京:水利电力出版社，1993:58-60．XIAO Zuoshan．Chemical process of water vapor for thermal power equipment［M］．Beijing:China Water Power Press，1993:58-60．

［8］ 朱志平，孙本达．电站锅炉水处理工况及优化［M］．北京:中国电力出版社，2009:129-131．ZHU Zhiping，SUN Benda．Water treatment conditions and its optimization for power station boiler［M］．Beijing:China Electric Power Press，2009:129-131．