热力系统油污染经验谈

引言

在热力发电厂的运行过程中,尤其是在新电厂投运过程中,由于操作不当或汽轮机轴封系统不严密等原因,润滑油(主要是汽轮机油)泄漏到凝结水系统中的问题经常发生。

在机组调试阶段,凝结水中的微量油将使整个精处理系统的树脂受到油污染,导致出水水质下降,严重时整个热力系统也会受到油污染。

由于密度比水小,且难以溶解于水中,油通常会吸附在热力设备上并对各设备正常运行造成一定影响,同时还会污染凝结水精处理树脂。汽轮机油的主要成分为烷烃、环烷烃和芳香烃,该烃类都是疏水性的,由于含有芳香烃,根据相似相溶原则,其余苯乙烯系树脂骨架上的芳环之间存在很强的范德华力和静电力,能够牢牢吸附在一起。油污染树脂以后,会在树脂表面形成一层油膜,堵塞或包裹树脂的微孔,导致树脂的交换容量下降。

此外,如果凝结水精处理出水中的油进入锅炉内,会受热分解成甲酸、乙酸等有机物,导致炉水1H值下降,引起锅炉水冷壁管腐蚀。同时,若分解的有机物随蒸汽进入汽轮机中,会造成汽轮机叶片的腐蚀。在没有凝结水精处理的情况下,若热力系统受到油污染,如何进行处理,使得热力系统尽快恢复投运,这是值得思考的问题。

以下两个例子分别为汽轮机油进入凝结水系统后处理案例和燃油管路安装错误,导致柴油进入汽包后处理案例。

1案例1

某年12月6日,#1机组停炉消缺时发现小机油通过密封水系统进入凝结水系统。17:00,化学运行人员取样时发现凝泵出口水样呈乳白色,做水中油分析,含油量为0.8mg/L。由于机组需要重新点火并网,汽轮机油若进入锅炉,高温分解产物会对整个热力系统造成腐蚀,所以决定锅炉上水的同时就投入凝结水精处理系统,使用混床拦截凝结水系统中的微量油。因为凝结水中含油量较低,虽然会对混床树脂造成一定影响,但可通过热碱浸泡的方式进行处理。

碱有除油效果,可降低油污与溶液之间的表面张力,使油污易于乳化,同时有利于解离污染物结构,挤压、剥离有机物,增大有机物的溶解度和迁出动力,从而起到对树脂复苏的作用。

12月8日07:00锅炉开始上水,同步投入前置过滤器及11、13、14号混床,此时凝结水精处理出口取样含油量为0.07mg/L,给水取样含油量为0.09mg/L,满足《火电厂汽水化学导则第4部分:锅炉给水处理》(DL/T805.4—2016)中对给水含油量的要求。

表1为锅炉开始上水后10h的凝结水精处理出口水样分析表。从表中可以看出,通过同步投入前置过滤器及高速混床,成功降低了凝结水的含油量,由于95%以上的给水来自凝结水,同时也使给水含油量达到了合格标准。

此时凝结水精处理的运行方式有所改变,不是以电导或是二氧化硅、钠离子作为失效依据,而是根据运行混床出口含油量来退停混床,因为在此特殊情况下油污是否穿透树脂层是作为混床是否解列的主要指标。

当投运混床出口含油量达到0.08mg/L时,将混床树脂程控输送至分离塔,在分离塔中进行反复擦洗。此时反复擦洗的方式和正常擦洗方式有所不同,每擦洗5次,进行下反洗,同时在擦洗过程中尽量提高罗茨风机出口压力。这样做的好处是油污一般漂浮在水面上层,可以将油污尽可能排出。用40℃左右、浓度6%的碱液把阴再生塔进满后,用压缩空气通过阴再生塔出脂门、分离塔进脂门将碱液压入分离塔中,将树脂浸泡4h,分离塔内树脂反复擦洗5次后反洗,直到反排废水无明显颜色。

在此过程中应使碱液充分和受污染树脂接触,然后通过正常再生步序,再生此套树脂,再生合格后备用。

图1为11、12、13、14号混床投运过程中出口含油量变化图,当混床出口含油量达到0.08mg/L时,退出含油量超标混床,投运备用混床。停运混床中的树脂通过上述步骤再生后备用。

12月13日09:58,#1机组进入168h满负荷试运阶

段。在整个过程中,给水含油量未超过0.1mg/L。凝结水精处理出口电导率为0.07μs/cm,二氧化硅4.1μg/L,钠1.1μg/L。#1、#2、#3、#4树脂处理水量平均为150000t。

表2是#1、#2机组168h满负荷试运阶段凝结水精处理出口水样分析表。

对比后发现,#1机组混床树脂受到油污染后经过热碱浸泡再生后水处理能力并未下降。

表3为《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145—2016)中对凝结水精处理后水的质量标准。对比发现,#1机组凝结水精处理出水达到所规定的标准值。

从实践中发现,用此方法既保证了给水的水质,又通过热碱浸泡处理受污染树脂,使其处理水能力不会下降,能保证凝结水水质。

2案例2

某年6月4日,#4炉准备点火,燃油系统建立循环,燃油母管压力由1.76MPa下降至0.87MPa。后发现燃油管路接错,汽包就地取样,发现汽包中有柴油。

6月5日#4炉整炉放水,受油污染炉水按要求排放至指定废水池中。23:00,#4炉整炉放水后,重新上水冲洗,给水温度80℃,在此过程中尽量抬高给水温度进行冲洗,热水冲洗对去除油污有一定的作用。冲洗后,#4炉加药碱煮(磷酸三钠0.5%,磷酸氢二钠0.2%,湿润剂0.05%)。

锅炉点火升压至0.1MPa,此时汽包上排空门全部打开,过热器疏水也全部打开,尽量让含油蒸汽向外排放,排放至放出蒸汽目测清晰后关闭汽包空气门。这是和正常碱煮稍有不同的地方,在此压力等级下需要一定时间,以防升温升压后产生的蒸汽污染后面的过热器系统。

锅炉升压至0.8MPa,保持8h,对各下集箱排污点进行排放,各排污阀分别全开连续排放1min。锅炉升压至1.5MPa,保持8h,对各下集箱排污点再进行一次排放,各排污阀分别全开连续排放1min,并保持汽包高水位。锅炉再升压至2.5MPa,保持8h后各排污点均排放1min,随后补充除盐水,并对锅炉进行底部排污和连续排污,一直换水到锅炉水碱度和磷酸根为正常值(碱度0.5~1mmoL/L,磷酸根5~15mg/L),且pH值降至9左右,水温降至70~80℃,将水全部排出。

6月11日#4炉开始重新点火冲洗。冲洗初期保持汽包高液位,打开汽包顶部空气门,汽包压力保持0.4MPa,使残余柴油随着蒸汽排出。汽包炉水取样吸光度明显下降,继续升温升压,冲洗过热器管道。冲洗流程如下:除氧器二给水泵二省煤器二汽包二过热器二旁路凝汽器二排放。

由于一般分析水中油采用的是《水质石油类和动植物油的测定红外光度法》(GB/T16488—1996),此方法采用的仪器和药品一般电厂不会准备,故采用分光光度法,分别测#4炉水、#4蒸汽吸光度,与正常运行的#3炉水、#3蒸汽吸光度进行比较,初步判断冲洗效果。此方法比较简单,无须添加任何药剂,大多数电厂都能使用。

将6月11日至6月14日#4炉水及蒸汽样外送分析含油量,结果显示#4炉水含油量从0.9mg/L下降至0.28mg/L,#4炉蒸汽含油量从0.7mg/L下降至0.17mg/L。对比表4可以看出,随着热态清洗的进行,#4炉水及蒸汽的吸光度明显下降,虽然无法定量判断水中油的含量,但是可以从趋势中发现含油量的减少。故通过分光光度法对吸光度的大小进行对比,可以初步判断冲洗效果,以便指导何时进入下一阶段的冲洗。

表5为#4炉正常运行后的汽水品质,从表中可以看出,经过碱煮和热态水冲洗后,#4炉汽水品质恢复到正常水平,符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145—2016)要求,如表6所示。

3结语

通过上文两个案例介绍的两种不同情况下热力系统受油污染后的处理方法及结果可以看出:

(1)当凝结水系统进入微量汽轮机油时,可使用凝结水精处理系统进行拦截。此方法可以减少汽轮机油进入热力系统后受热分解产物对系统的腐蚀,且被油污染过的树脂,通过热碱浸泡再生处理,水处理能力并没有受到影响。此方法大大缩短了为使给水含油量合格进行冷热态冲洗所需的时间。

如果不投用凝结水精处理系统,使用冷态冲洗、热态冲洗,人工清理凝汽器、除氧器的方法需要耗费大量时间、除盐水等,且由于油的粘附性,光靠冲洗很难将含油量降低到标准值。

按照一般经验,通过正常冷热态的冲洗,需要2~3天的时间,除盐水用量最少在300t~h,那么总耗量将在21600t左右,还要考虑这么长时间所用的厂用电量。

所以通过文中所述的方法处理,可以在不影响机组启动的基础上,同时进行水中含油的处理,节省不少启动时间、除盐水用量还有厂用电量,并使机组尽早并网发电,产生了很大的经济效益。

(2)当热力系统受到油污染后,通过碱煮及热态水冲洗,热力系统的油污染得到了有效处理。

需要特别注意的是,此时的热态水冲洗要在保证汽包含油量降低的情况下才能进入下一阶段的过热器的冲洗。

所以本文介绍了一种较为方便的分光光度法,用比较吸光度的方法来进行初步判断。此方法虽然无法定量计算含油量,但可以从趋势上进行初步判断,而且比较方便,大多数电厂都有能力进行分析。