温州燃机原油改燃重油可行性探讨
虞克家
温州燃机发电有限公司，浙江温州325000
1概述
温州龙湾燃机电厂装有3×100 MW燃气蒸汽联合循环机组，电厂设计主燃料为南海流花11－1原油，机组（燃机）启停采用0号柴油。燃机单循环（燃机废气直排大气）额定油耗为300 g／kW·h，联合循环满负荷（燃机废气排向余热锅炉）油耗为200 g／kW·h，燃料进入燃机燃烧前，需将燃料（原油或重油）中的微量金属元素钠钾离子经油处理装置水洗分离出去，以防止燃气轮机热通道和动叶积垢与腐蚀，影响机组出力和部件寿命。油处理装置是美国ALFA LAVAL公司提供，由3条517型油处理线组成，每条出力33m3／h，2条运行，1条备用。
温州燃机还配置了2台出力10t／h，额定蒸汽参数1．15 MPa／193℃的燃油（柴油）辅助锅炉，以提供原油伴热用汽、油处理装置油水加热用汽和汽机启动轴封用汽。已处理过的净原油或重油在进入燃机喷嘴燃烧前需蒸汽伴热，控制燃油粘度在20 cst以内，以便燃油有效雾化，提高燃烧效率。
由于燃机烧流花原油存在燃烧不完全、烟囱冒黑烟，并且原油供应紧张，价格要贵于重油，从经济上、技术上均有必要改燃重油。
2 改燃重油对油处理设备的影响
温州燃机2台燃机用的流花11－1原油和拟使用的180号重油的主要性质对比见表1。
流花11－1原油的显著特点是钠钾、钒金属元素含量低，粘度也比180号重油低。但实际到厂的各批原油的粘度变化范围较大，有时高达24 cst（100℃），而各批原油金属元素的化验值变化不大，相对稳定。
温州燃机处理流花原油的实际运行的2条线出力约为60～65 m3／h，清洗水（水洗水）加入量为2．3～2．5t／h。清洗水流量远远小于运行指南值，表明原油钠钾含量低，水洗比较容易，清洗水需求量较少，油处理操作相对容易，处理成本低。
180号重油微量金属元素钠钾是流花原油的2倍多，粘度高，比重大，但仍符合油处理装置运行指南参数范围。重油中钠钾离子的提高，使清洗水需求量亦相应提高，油水混合物（油中钠钾转移到水溶液）中含水比例的提高，油处理装置离心分离机的效果和出力都将受到影响。
联合循环机组满负荷每小时耗油约66 m3，也即是重油处理实际出力，油处理厂家提供的运行指南出力为70．4 m3／h，有6．3％的保证余度，根据其他厂同类装置的运行情况来看，处理180号重油维持66 m3／h的出力是有保证的。重油处理是一个较为错综复杂的过程，需将燃油处理量，离心机比重环大小，破乳剂浓度，清洗水流量大小等加以综合考虑。
重油水洗需要较大的清洗水量，根据运行指南说明的按燃料流量的16％计，清洗水流量为10．6t／h，较原油处理的水洗水增加8 t／h（此水不回收），增加了化水车间制水负担。化学除盐水平衡表中正常补充水量计算值为40t／h，其中油处理水为8 t／h，比上述计算值少2．6 t／h。但化水车间两套设备制水能力约为45 t／h×2，正常补充水量时，一套运行，一套备用，故增加2．6t／h的制水量仍在制水设备能力范围之内。
3改燃重油对燃机部件的影响
经处理过的燃料对燃机燃油系统及燃烧系统的影响主要是燃油的粘度和金属钒所致。
GE公司液体燃料规范要求，MS9000E燃机的燃料在进入喷嘴前的粘度要小于20 cst，流花11－1原油100℃时的粘度一般小于20 cst，约在10～18 cst之间，而180号重油100℃时的粘度往往大于20 cst，故要求燃油管道伴热温度相应提高，表1中重油的最大粘度为23．93 cst（100℃），预计燃油加热到110～120℃后，可使粘度降到20 cst以内，满足喷嘴雾化条件。MS9E燃机燃油系统的最高允许加热温度为135℃，可见该类燃机可烧重油。
但燃油温度的提高，燃油系统法兰连接面，垫片易变形，老化加快，渗漏的概率将比烧原油时增大，主要表现在主燃油泵密封圈泄漏机会增多，机组可靠性受到一定影响。
表1中重油金属钒为16．2～19．8 mg／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）。 180号重油注入大量的抑钒剂，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。
以上两点是改燃重油后，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大，燃机水洗与燃机检修周期均会相应缩短。
4 改燃重油后设备运行需注意事项
1）保持进入喷嘴前的重油足够的温度，使燃油粘度小于20 cst。由于燃机离油处理车间距离较长，燃油前置泵（输油）出口油温与燃机燃油选择模块的油温已有4℃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，以保证此温度下而非重油前置泵出口温度下的粘度真正小于20 cst。
每到一批油要多次测试不同温度下的粘度，以确定该批重油粘度小于20 cst的实际温度值。
2）保证处理过的重油在钠钾小于1 mg／l的同时，确保含水量小于0．5％。燃油含水量是燃机要求的一个重要指标。油处理装置设置的含水量自动报警装置应保证可靠，运行中仅靠采样分析是不够的。事实上油处理运行时，含水量一旦超过0．5％的报警值，处理过的燃料会自动打回未经处理的重油罐重新处理，可见该指标的重要性。
3）确保油处理装置超滤模块正常运行。由于运行没有对油处理装置超滤模块及时用清洗剂清洗，目前该模块已经不能投运。运行过程中将分离出的水洗水（废水）仅通过油处理废水处理模块就直接排至全厂唯一的含油工业废水处理站，如果重油处理水洗水需求量按运行指南最大值50 GPM（11．3t／h）来考虑，仅此一项含油废水量就已超过工业废水站含重油废水分离器的处理能力10 t／h。因此，重油处理时务必使位于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，并按原设计排至油罐区污油池或地沟。
参考文献：
[1] Alfa Laval公司．Heavy Fuel Treatment System Technical Manual
[2] GE公司GE Power Systems．Maintenace and SystemDescription
[3] 97年全国燃机电厂重油发电技术研讨会有关技术交流资料
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