劉存龍 劉恒豐 馮 斌

（中石化西北油田分公司 巴音郭楞 841600）

塔河油田發(fā)電一廠的三臺(tái)燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組各配一套余熱鍋爐，為塔河油田采油一廠及周邊單位的生產(chǎn)、生活及采暖提供熱源。每套余熱鍋爐均由高溫盤管和低溫盤管組成，運(yùn)行時(shí)低溫系統(tǒng)主要帶生活供熱負(fù)荷，高溫系統(tǒng)主要帶原油殼程式換熱器，也可根據(jù)熱負(fù)載情況高低溫并管運(yùn)行以提高熱利用率。

2017年3月在高低溫系統(tǒng)并管運(yùn)行狀態(tài)下，因高溫系統(tǒng)管線帶載的原油換熱器內(nèi)漏，造成了余熱鍋爐及其管線系統(tǒng)遭原油污染，及時(shí)改變鍋爐運(yùn)行方式并隔離原油加熱分支管線后，經(jīng)加藥清洗及置換處理，避免了污染水對(duì)鍋爐及管網(wǎng)、用戶側(cè)換熱器的腐蝕。

圖1 塔河油田發(fā)電一廠余熱利用高、低溫并管流程圖

1 鍋爐水系統(tǒng)遭原油污染的發(fā)現(xiàn)及危害

1.1 鍋爐水系統(tǒng)遭原油污染的發(fā)現(xiàn)

1) 3月18日的鍋爐水質(zhì)檢測中發(fā)現(xiàn)水硬度嚴(yán)重超標(biāo)，經(jīng)連續(xù)多次化驗(yàn)確認(rèn)，制水系統(tǒng)的給水水質(zhì)正常，但鍋爐回水水質(zhì)超標(biāo)[1]。

表1 采用鍋外水處理的熱水鍋爐水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)和實(shí)測值

2)鍋爐爐頂高低溫盤管放氣閥排水樣明顯有被原油污染跡象，初步判定水系統(tǒng)被原油污染。立即隔離原油供熱分支管線準(zhǔn)備停爐處理，并協(xié)調(diào)用戶對(duì)各原油換熱器進(jìn)行打壓檢測，確認(rèn)其中兩臺(tái)換熱器腐蝕穿孔。

1.2 鍋爐水遭原油污染的危害

鍋爐給（制）水是經(jīng)過軟化除氧，并嚴(yán)格檢測合格才能使用的水。原油含水率高，深層地下水礦化度高，而且原油開采、儲(chǔ)運(yùn)過程中加入了化學(xué)藥劑。因此，被原油污染的鍋爐水不但含油超標(biāo)，而且pH值、硬度均遠(yuǎn)超標(biāo)準(zhǔn)。長時(shí)間使用這樣的污染水不但會(huì)使鍋爐結(jié)垢，原油在高溫下分解形成的無機(jī)酸和低分子有機(jī)酸會(huì)進(jìn)一步導(dǎo)致pH值下降，腐蝕整套余熱系統(tǒng)[2]。

2 水污染處理過程

2.1 鍋爐、管線排水及檢查

組織各個(gè)熱用戶一次水切旁通運(yùn)行，就地排放換熱器一次水；在管線低點(diǎn)自由排水后，鑒于系統(tǒng)管道不在同一個(gè)水平面上有大量內(nèi)部積水，隔離循環(huán)泵，通過應(yīng)急補(bǔ)水口接入高壓氣泵進(jìn)行氣壓驅(qū)水。

由專業(yè)檢驗(yàn)機(jī)構(gòu)人員同時(shí)對(duì)鍋爐系統(tǒng)進(jìn)行檢測：盤管間距、機(jī)械變形、移位、腐蝕、裂紋、壁厚測量、管線懸吊結(jié)構(gòu)件是否燒損、脫焊、有無明顯變形等，內(nèi)窺檢查盤管匯管內(nèi)部腐蝕、結(jié)垢等情況，均無異常[3]。

2.2 鍋爐系統(tǒng)消缺

在鍋爐停運(yùn)期間，同時(shí)做好鍋爐管線相關(guān)溫變、壓變的校驗(yàn)、除氧水箱和生水箱防腐處理、高溫二號(hào)循環(huán)泵前球閥漏水處理、海綿鐵更換、DCS系統(tǒng)控制柜檢查、溢流閥平臺(tái)安全閥校驗(yàn)更換等消缺工作。

2.3 余熱及用戶換熱器系統(tǒng)性原油清洗

清洗分為兩部分分別進(jìn)行，即余熱鍋爐供熱系統(tǒng)和已經(jīng)隔離的原油加熱分支管線及原油換熱器。

●2.3.1 余熱鍋爐供熱系統(tǒng)清洗

清洗步驟：系統(tǒng)排水，補(bǔ)充制水并冷態(tài)循環(huán)，利用制水系統(tǒng)的除氧水箱配藥補(bǔ)給到系統(tǒng)中，熱態(tài)循環(huán)并持續(xù)檢測回水合格后排水，再次補(bǔ)充制水并冷態(tài)循環(huán)沖洗一次后排水。

清洗合格標(biāo)準(zhǔn)：回水pH值≥10.5，含油量≤2 mg/L。

清洗藥劑配方：氫氧化鈉（NaOH）、磷酸三鈉(Na3PO4?12H2O)兩者按4∶3配比添加，由于系統(tǒng)內(nèi)原油進(jìn)入量無法精確確定，因此根據(jù)系統(tǒng)管道容積，pH值≥11的標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算出正常情況下的加藥量，在熱循環(huán)過程根據(jù)測試結(jié)果動(dòng)態(tài)加藥以確保pH值≥11。

熱態(tài)循環(huán)：控制水溫在70～100℃，在0.2MPa壓力下煮爐5～7h，系統(tǒng)壓力達(dá)到0.5MPa，在該壓力下煮爐5～7 h。

●2.3.2 已隔離的原油加熱分支管線及原油換熱器清洗

如圖2所示，每臺(tái)換熱器各閥門為1#進(jìn)水閥、2#回水閥、3#旁通閥、4#排水（污）閥，原油加熱分支的總進(jìn)水、總回水閥門控制所有原油換熱器的進(jìn)出水。

1）原油加熱分支管線進(jìn)水管線及換熱器清洗：逐臺(tái)原油換熱器的關(guān)閉2#回水閥和3#旁通閥，打開原油加熱分支總進(jìn)水閥，打開1#進(jìn)水閥和4#排水閥，利用鍋爐系統(tǒng)熱循環(huán)狀態(tài)下的加藥高溫水沖洗該分支及原油換熱器（殼程），注意控制開度以保證系統(tǒng)壓力。

2）原油加熱分支管線回水管線及換熱器清洗旁通管線清洗：逐臺(tái)原油換熱器的關(guān)閉1#進(jìn)水閥和4#排水閥，將3#旁通閥進(jìn)水側(cè)拆開作為排水口，打開原油加熱分支總回水閥，打開2#回水閥，利用鍋爐系統(tǒng)熱循環(huán)狀態(tài)下的加藥高溫水沖洗該分支及原油換熱器（殼程），注意控制開度以保證系統(tǒng)壓力。

圖2 原油換熱器在線沖洗過程

●2.3.3 返修后殼程內(nèi)原油干結(jié)的換熱器清洗

返修后的換熱器殼程側(cè)原油干結(jié)，余熱系統(tǒng)早已經(jīng)恢復(fù)正常運(yùn)行，不適宜加藥，而且從運(yùn)行角度難以直接用鍋爐水沖洗干凈，也很浪費(fèi)制水。

如圖3所示，將換熱器的進(jìn)出水與供熱管網(wǎng)完全隔離，外加保溫的配藥罐及循環(huán)泵、配藥方案不變，用大約100℃的高溫水配藥循環(huán)沖洗，第一個(gè)循環(huán)12h后排水，再次配藥循環(huán)6h，每個(gè)循環(huán)結(jié)束時(shí)用系統(tǒng)高溫水沖洗一次并檢測水質(zhì)，直到合格為止。

圖3 原油換熱器離線沖洗過程

3 難點(diǎn)分析及應(yīng)對(duì)措施

3.1 系統(tǒng)徹底排污困難

地勢較低的幾個(gè)閥井低點(diǎn)自然排水均不徹底，關(guān)閉循環(huán)泵兩側(cè)閥門后，在循環(huán)泵出口附近的應(yīng)急補(bǔ)水口接入大功率壓縮泵，開啟循環(huán)泵回水口附近的排污閥，采用≤0.4MPa的壓力進(jìn)行氣驅(qū)排水。

3.2 清洗藥劑配方

氫氧化鈉（NaOH）、磷酸三鈉(Na3PO4?12H2O)兩者按4∶3配比。氫氧化鈉與原油會(huì)發(fā)生較強(qiáng)的皂化反應(yīng)，從而達(dá)到除油的主要目的；磷酸三鈉將水中的鈣鎂離子生成不溶于水的鹽排除，避免鍋爐結(jié)垢：

3CaSO4＋2Na3PO4→3Na2SO4＋Ca3(PO4)2↓

3MgSO4＋2Na3PO4→3Na2SO4＋Mg3(PO4)2↓

3.3 清洗后水中含油指標(biāo)穩(wěn)定超標(biāo)異常的分析

鍋爐水質(zhì)監(jiān)測見表2，經(jīng)過較長時(shí)間的熱態(tài)加藥循環(huán)清洗后，鍋爐高溫系統(tǒng)的水質(zhì)的硬度很快下降到合格范圍；含油量從清洗初期較少到增大，是因?yàn)樗幭催^程中原油皂化、乳化進(jìn)入水中，但清洗后期總體穩(wěn)定不再下降卻仍明顯超標(biāo)。

表2 加藥清洗前后鍋爐高溫回水監(jiān)測情況

分析水中含油測試方法發(fā)現(xiàn)，水中含油值是通過萃取后的光吸納性定量測試而來，但加入的藥劑產(chǎn)生的難溶于水的沉淀物質(zhì)微粒和絮狀物會(huì)隨油被萃取，干擾試驗(yàn)光的透過性，從而造成含油測試值虛高。4月15日同一個(gè)水樣立即測試的含油量為6.02mg/L，待水澄清后測試油量為2.08mg/L，說明清洗中形成的沉淀干擾了測試結(jié)果。

由此判定清洗結(jié)果達(dá)標(biāo)，余熱系統(tǒng)可以排水沖洗后注入制水投入運(yùn)行。

4 結(jié)論

4.1 關(guān)于余熱系統(tǒng)

水質(zhì)化驗(yàn)作為每日例行工作的制度及時(shí)發(fā)現(xiàn)了異常，應(yīng)該繼續(xù)堅(jiān)持；水質(zhì)異常數(shù)據(jù)顯示高溫系統(tǒng)異常最先被發(fā)現(xiàn)且嚴(yán)重，低溫系統(tǒng)滯后且相對(duì)較好，及時(shí)將高低溫系統(tǒng)獨(dú)立運(yùn)行，減少了低溫系統(tǒng)受到的影響；根據(jù)其帶載的熱用戶性質(zhì)，對(duì)系統(tǒng)影響最大的就是原油換熱器內(nèi)漏，因此運(yùn)行壓力或補(bǔ)水異常時(shí)，即便是排除法查找故障點(diǎn)也應(yīng)該在第一時(shí)間關(guān)閉原油加熱分支管線的總閥。

4.2 關(guān)于殼程式原油換熱器

換熱管腐蝕是本次事故的根本原因，因此建議更換為耐腐蝕性強(qiáng)的換熱器。由于原油換熱器運(yùn)行時(shí)殼程式兩側(cè)存在壓力差，但鍋爐有壓力自動(dòng)控制，供水壓力通常波動(dòng)不大，所以原油處理站應(yīng)注意控制原油的壓力不宜波動(dòng)太大[4]，尤其是換熱器檢修、原油排污等特殊工況下管程需要大幅降壓或失壓前，應(yīng)將換熱器殼程進(jìn)出水閥門關(guān)閉，防止管程被壓力損壞，總之應(yīng)該維持兩側(cè)壓力差不宜太大；鑒于該換熱器換熱管材質(zhì)耐腐蝕能力不足的情況，建議換熱器應(yīng)至少每半年從管網(wǎng)中隔離出來進(jìn)行一次耐壓試驗(yàn)，以便提前發(fā)現(xiàn)薄弱點(diǎn)。

[1]GB/T 1576—2008 工業(yè)鍋爐水質(zhì)[S].

[2]馬光耀，陳菁. 余熱鍋爐受熱面管道內(nèi)壁的氧化膜腐蝕[J]. 材料科學(xué)與工程學(xué)報(bào)，2016，34（06）：1015-1019.

[3]韋巍. 余熱鍋爐的故障排查及其維護(hù)保養(yǎng)[J]. 時(shí)代農(nóng)機(jī)，2017，44（08）：35+37.

[4]張賢福，劉豐，孫志剛，等. 固定管板管殼式換熱器瞬態(tài)熱應(yīng)力分析[J]. 壓力容器，2016，33（05）：34-38+80.