联合循环电站燃用重油机组特点分析

【摘 要】 重油作为一种相对廉价的燃料，本世纪初期在燃气一蒸汽联合循环机组中得到了广泛的应用，虽然，近年来由于燃油价格的上涨限制了其发展空间，但是，对于中亚及非洲等炼油技术相对较低地区，重油的产出率仍然较高，在上述地区既缺电又有充足的重油燃料，燃重油的燃气一蒸汽联合循环机组仍有较为广阔的发展空间。重油一般是由渣油与重柴油混合制成，其特点是粘度大并且含有由硫、铅、钾、钠、钙、镁、铁、钒、锌等元素的化合物组成的灰份，重油燃料的使用虽然降低了燃气轮机的运行成本，但同时带来了燃烧、结垢、腐蚀等一系列问题，对余热锅炉（HRSG）的尾部受热面也带来了严重的低温露点腐蚀问题。

【关键词】 联合循环电站 重油 重型燃机 特点分析

在我国境内经设计院设计燃用重油的燃机项目主要有：汕头、惠州、深圳南山等电厂共计20多个项目40多台套PG9171E（9E）或PG6581B（6B）级燃机电站。虽然后期多数机组因为国内燃料重油价格大幅上涨等原因改为燃用液化天然气调峰机组，但机组在最初燃用重油时运行情况良好，出力等各项指标均能符合设计要求。国际市场上一些国家仍将重油作为燃机的主要燃料之一。苏丹吉利二厂联合循环电站设计时为重油与石油液化气双燃料运行，但由于种种原因，自2003年投运以来目前仍以重油为主要燃料运行，目前出力等运行指标均十分可靠，运行稳定。另外一个重油与天然气双燃料燃机电站——巴基斯坦滨佳胜500MW燃机电站（PG9171E机组）已于2012年投入商业运行，目前该项目重油处理设备运行状况良好，机组已通过业主认证，重油仍为重型燃机项目可选燃料之一。

本文将针对非洲某项目燃用重油燃料的燃机可行性及相关特点做简单分析。

1 燃油成分中的金属元素及其粘度对燃机燃烧系统的影响

按GE公司液体燃料规范要求，重型燃机的燃料在进入喷嘴前的粘度要小于20CST，就本工程项目而言，重油100℃时的粘度大于20CST，故设计时考虑选择专业化重油前处理设备并同时要求燃油管道伴热温度相应提高，可使燃油通过加热撬后加热到125℃后，粘度降到20CST以内，满足喷嘴雾化条件。PG6581B（6B）等级重型燃机燃油系统的最高允许加热温度为135℃，可见本项目业主提供的重油品质适用于该类燃机。

燃油温度的提高也会带来燃油系统部件老化、变形甚至是渗漏等负面影响，需加强运行维护监测。

重油中金属钒一般为16.2～19.8mg/L，是原油的10～20倍。金属钒在高温状态下会对燃机热通道及动叶产生高温腐蚀；而钒在油处理装置中不能被水洗分离，因此运行中需按镁钒比3∶1的比率注入镁基化合物（抑钒剂）。通常燃用重油需注入大量的抑钒剂，不仅运行费用大幅提高，而且如果抑钒剂质量欠佳或运行处理不当，会在燃油中形成一定的颗粒，燃油分配器堵塞卡涩，燃油逆止阀泄漏的机会也将随之增加。

以上两点是本项目燃机燃用业主提供的重油后，在今后的燃机运行中可预见的主要影响。当然，油处理脱盐的不彻底性或抑钒剂效果不佳，烧重油比烧原油对燃机热通道及动叶的结垢腐蚀程度要增加一些，均将导致燃机水洗与检修周期相应略为缩短。

综上所述，本项目重油燃机设备运行需注意事项如下：

（1）设置燃油加热器以确保进入喷嘴前的重油温度达到125～135℃，使燃油粘度小于20 CST。由于燃机与重油处理设备距离一般较远，燃油前置泵出口油温与燃机燃油选择模块的油温已有一定的温差，因此运行时要加强对选择模块就地温度表读数的监视，以保证此温度下重油的粘度真正小于20 CST。针对本工程项目重油粘度较大，重油处理方案考虑通过提高伴热温度，利用热回收橇块的热回收以及燃油加热器加热，保证燃机入口重油粘度满足燃机要求。（2）确保重油处理装置出口重油的钠钾含量小于1 mg/L、含水量小于0.5%。重油含水量是燃机燃料要求的重要指标之一。重油处理装置需配置保证可靠的含水量的自动报警装置。当含水量超过0.5%的报警值时，已处理过的、不满足含水率要求的燃料将会会自动打回未经处理的重油罐，重新进行处理。本项目业主提供的重油油质资料中未提供钠钾含量，根据以往经验，重油燃料中不可能不含钠钾成分，在选择重油处理模块时按常规设置了用于脱盐、水及杂质的注水橇块和混合分离橇块，保证钠钾小于1 mg/L并确保经过处理后的重油燃料含水量小于0.5%。（3）保证重油处理装置的超滤模块能够正常运行。运行时注意对重油处理装置超滤模块的清洗。重油处理时务必使位于重油处理装置废水模块后的超滤系统正常投运，使经过超滤系统的含油水洗水中的游离油含量降到10～15 mg/L，并排至油罐区污油池或地沟。

目前，重油处理设备主要分为静电式和离心式两种，技术成熟、业绩较多的主要有韦斯伐里亚、阿法拉伐等生产厂家。经与重油处理设备制造厂家针对本项目业主提供的重油燃料分析资料精心研究，确定适用于本项目的重油处理组合方案。通过破乳剂添加橇块、燃料热回收橇块、燃料处理加热橇块、洗涤水和工作水橇块、洗涤水加热橇块、燃料/洗涤水混合分离橇块、废水处理橇块组合运行后后，能够保证本项目经处理过的重油钠钾含量小于1 mg/L的同时，确保含水量小于0.5%，而且，在燃油温度升至125℃以上时，其粘度小于20 CST，满足燃机设备厂家提出的燃料入口参数要求，可以保证燃机设备的安全稳定运行。

2 燃用重油机组积灰的危害及改进建议

燃用重油的燃气轮机组，烟气中的灰份沉积在燃气轮机透平通道表面和余热锅炉翅片管表面，按照以往运行电厂的经验，灰份沉积会使机组出力约按0.04%/h速率下降，油耗率按0.03%/h左右速率上升，积灰是影响燃重油机组经济性的一个重要因素。

2.1 积灰原因分析

重油灰份一般≤0.3%为合格，而轻柴油灰份≤0.02%，显而易见，重油含有高于轻油十几倍的灰份。

经过对重油燃料进行光谱分析和灰份分析对比，重油中所含的微量金属元素约占灰份的75%。其中Na、K等可通过重油处理去除大部分。而不溶于水的元素仍残留在燃料中，经燃烧生成的各种氧化物、硫化物和钒化物是燃气灰份来源之一。但是，重油原灰份的含量，通常在0.1ml/L以下，其中部分灰份物质的熔点大大高于热通道部分表面温度而不易残留在叶片表面，可以认为燃烧生成物不是主要灰源。

由于重油燃料中金属钒经燃烧会生成低熔点（675℃）的钒化物（V2O5）。这种物质在叶片表面温度条件下是熔融状态，易沉积，且对合金材料有极强的氧化催化作用即高温腐蚀，因此目前所有烧重油的机组均需向重油中加入含镁的抑钒剂。期望利用镁与钒燃烧生成高熔点（1156℃）、无腐蚀作用的钒酸镁（Mg3V2O5）。

为保证反应充分，常规抑钒剂是按Mg：V=3～3.5的规范要求过量添加的。所谓过量是相对分子量计算而言。正由于镁的过量，所以加有抑钒剂的重油灰分中除生成人们希望的Mg3V2O5外，还含有大量的MgO和MgSO4。

检查燃机热通道和余热炉过热器的翅片管束表面，不难看到沉积有大量的黄色结晶体。分析沉积物成分可知，镁占绝对主导地位。美国RETROLITE—MOBILE公司进行叶片表面沉积物分析的报告也证明MgO约占62.8%，Mg3V2O5约占有37.2%。因此，为防止钒腐蚀而添加的抑钒剂是形成高温热通道部件表面积灰的主要灰源。

2.2 减少积灰的措施

2.2.1 尽量选择低钒重油

上文提到热通道表面积灰主要来源于过量加入的抑钒剂，那么降低积灰的首要措施就是使用低钒重油。重油含钒量越低，添加抑钒剂量越少，灰分自然减少。

2.2.2 选择合适的运行方式

沉积在热通道部件表面灰分的化学成分与热通道部件表面温度、重油硫含量以及镁钒比有关。灰分主要化学成份为MgO，而MgO是不溶于水的，因此很难用水洗去除。但是，MgO较硬，采用热胀冷缩的办法却易于破碎而脱落。因此建议烧重油的机组最好采用调峰方式运行，即每日起停。以便热通道部件能冷热交替循环去除MgO沉积物。

根据以往设计院设计的若干台PG9171E（9E）级燃气轮机燃用重油燃料的实际运行经验，虽然每次叶片垢样中均存在大量的MgO，但每次水洗机组基本都可恢复到预期出力。

2.2.3 定期水洗

目前烧重油后清除积灰恢复出力的办法是水洗透平。水洗周期越短，机组年均出力越高，年均油耗率越低。

由于水洗必须停机冷却后才能进行，因此水洗频度越高，机组实际可运行时间将越短。其次排烟室除内衬板是不锈钢件外，其余全为普通锅炉钢板。而水洗排水中含有极具腐蚀性的SO3，所以水洗将加速排烟室的损坏。这些都是制定水洗周期必须考虑的因素。值得注意的是机组运行方式不同，水洗周期也不尽一样。以深圳南山电厂为例，电厂依据保持机组平均出力96%，平均油耗率1.03%，统计得出机组实际烧重油运行时间，确定烧重油运行200h左右进行一次水洗。

2.2.4 配备先进的余热锅炉吹灰设备

余热回收是提高燃机电厂运行经济性的必要手段。余热回收装置中的余热锅炉是决定回收率的关键设备。烧重油时沉积在余热炉翅片管表面的灰分对余热锅炉的传热效果影响很大，余热锅炉必须配备能可靠工作的吹灰器，以尽量减少积灰对锅炉蒸汽产量的影响。

余热锅炉蒸发量减少1%，联合循环蒸汽轮机出力将丢失1%以上（不同流量下汽耗率不等）；余热锅炉蒸发量少1 t/h，联合循环蒸汽轮机出力少250 KW以上（中压或次高压机组）。因此，余热锅炉必须配备能可靠工作的吹灰器，以尽量减少积灰对锅炉蒸汽产量的影响。

总体来说，燃料来源稳定，价格合理，运行时对设备按时维护和保养，加强检测，以重油为燃料的燃机项目是可行的。针对本项目而言，其燃料来源稳定，价格低廉，优势明显，虽然本项目燃料重油粘度指标稍差，但经过充分考虑其粘度大等特点并科学合理选择适用的重油处理设备模块，进行有针对性地设计，处理后的重油各项指标完全完全可以满足燃机燃料入口各项指标的要求，保证燃机安全稳定运行。

参考文献：

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[3]舒春展.重油燃气轮机联合循环在中国电力发展中的地位及其优化[C].全国火力发电技术学术年会，2003.

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