煤制油凝結水處理系統優化改造

張飛躍，史俊杰

（國家能源集團寧夏煤業有限責任公司，寧夏 銀川 750411）

引 言

國家能源集團寧夏煤業有限責任公司煤制油項目是國內最大的煤炭間接液化項目，項目年產油品405 萬t，年轉化煤炭2 466 萬t。凝結水處理系統是煤炭間接液化項目公用工程裝置，凝結水處理包括透平凝結水預處理、潔凈凝結水預處理及潛在污染凝結水預處理。其中，透平凝結水設計處理能力為900 t/h，潔凈凝結水設計處理能力為750 t/h，潛在污染凝結水設計處理能力為550 t/h，總設計處理能力為2 200 t/h。本文介紹了凝結水處理系統運行過程中存在的問題，并有針對性地給出了解決措施，使凝結水得到有效回收，現介紹如下。

1 凝結水處理系統工藝流程

凝結水處理系統工藝流程示意圖見圖1。潛在污染凝結水通過凝結水換熱器降溫到100 ℃以下，然后進入凝結水罐，經聚結除油過濾器、活性炭過濾器過濾后，出水含油質量濃度≤0.5 mg/L，之后進入中間水罐。潔凈凝結水經凝結水換熱器降溫到100 ℃以下，然后進入凝結水罐，經活性炭過濾器過濾后進入中間水罐。透平凝結水通過精密過濾器除鐵后進入中間水罐。以上三股凝結水匯合后進入粉末樹脂過濾器，經進一步過濾和除鹽后送入精處理凝結水罐。三個工藝裝置輸出水水質指標、凝結水處理系統出水水質指標分別見表1、表2。

表1 各工藝裝置輸出水水質指標（設計值）

表2 凝結水處理系統出水水質指標（設計值）

圖1 凝結水處理系統工藝流程示意圖

2 凝結水處理系統存在的問題

2.1 凝結水溫度較高，一級換熱難以有效控制

原設計潛在污染凝結水和潔凈凝結水分別采用1 臺板式換熱器（無備用換熱器）與脫鹽水進行換熱冷卻，使凝結水溫度降至90 ℃左右（最高96 ℃），但凝結水溫度較高，極易造成換熱器泄漏，導致凝結水無法進入后續過濾系統。同時，高溫凝結水進入凝結水罐中會導致罐內壁聚脲防腐涂料層脫落。

2.2 聚結除油過濾器濾芯更換頻繁

原始開車過程中，上游潛在污染凝結水會攜帶油、蠟等物質，因此設置兩級聚結除油過濾器除去潛在污染凝結水中的油和烴類，保證出水中油質量濃度≤1 mg/L?；钚蕴窟^濾器為除油保安過濾器，通過活性炭吸附進一步去除水中的微量油，以保證鍋爐給水中油質量濃度≤0.5 mg/L。但在實際運行中，會有大量油從潛在污染凝結水系統進入凝結水系統，造成凝結水回收系統癱瘓，導致聚結除油過濾器頻繁更換濾芯。

2.3 凝結水系統出水SiO2 含量嚴重超標

2.3.1 上游來水水質指標超標

上游費托合成汽包副產蒸汽換熱后的凝液進入凝結水處理系統，由于費托汽包換熱列管為不銹鋼材質(SS321)，為防止藥劑中的Cl-造成汽包換熱列管應力腐蝕，汽包不進行加藥，只通過加大排污降低汽包中SiO2質量濃度，當汽包排污管控不到位時，極易造成SiO2在汽包中富集，導致汽包副產蒸汽中SiO2含量超標，最終導致去凝結水處理系統凝液中SiO2質量濃度最高達到1 000 μg/L。

2.3.2 粉末樹脂過濾器離子交換能力有限

粉末樹脂過濾器離子交換能力有限，只適用于水質較好、來水穩定的凝結水。由于凝結水處理系統來水SiO2質量濃度超設計值（設計SiO2質量濃度≤100 μg/L），并受鋪膜量的限制，其交換容量較小，超出粉末樹脂過濾器處理能力，造成凝結水出水超標。

2.3.3 活性炭過濾器存在嚴重析硅問題

原始開車時，分別對10 臺活性炭過濾器進行了間斷沖洗，其中2 臺活性炭過濾器加堿液浸泡24 h。通過對各過濾器出口水樣的分析，發現沖洗效果不理想，可溶硅含量無下降趨勢，出口水中SiO2平均質量濃度在1 000 μg/L。對其中1 臺活性炭過濾器沖洗15 d 后，出口水中SiO2質量濃度仍在800 μg/L 左右，無明顯下降趨勢，同時發現活性炭過濾器在工作溫度60 ℃～70 ℃時存在析硅現象。

2.4 除鐵過濾器壓差高，頻繁更換濾芯

凝結水除鐵過濾器投用50 d 后，濾芯前后壓差持續增大（達200 kPa），濾芯污堵，已達到使用壽命，較預期壽命相差較大。

對除鐵過濾器濾芯進行拆解，觀察潔凈凝結水、非潔凈凝結水過濾器濾布層和進水側無紡布層，發現濾布污染嚴重，其中潔凈水過濾器濾布各層呈紅棕色，附著的懸浮物主要為鐵氧化物，非潔凈凝結水過濾器濾芯進水側的網狀支撐層和無紡布層的表面附著一層油泥，外部濾布層呈現紅棕色，并附著了鐵氧化物，內部濾布層呈深黑色，附著的懸浮物可能為來水或者凝結水車間泄漏的固體或膠體物質。由此可以確定上游新投用裝置系統較臟，造成凝結水系統除鐵濾芯失效。

2.5 外送鍋爐給水pH 值偏低

外送鍋爐給水pH 值偏低（7～8），未達到中壓鍋爐給水水質要求，將新增混床切除后，pH 達到設計要求，分析主要原因為新增混床系統再生過程中需添加鹽酸藥劑，從而造成pH 下降。但鍋爐給水pH 偏小容易造成汽包水汽系統被腐蝕，這也是凝結水中Fe3+超標的原因之一。

3 凝結水處理系統優化改造措施

通過分析凝結水處理系統存在的問題，確定了優化改造措施，即潔凈凝結水和潛在污染凝結水采用“復合膜（除鐵除油）+活性炭+混床”工藝流程，透平凝結水采用“除鐵過濾器+混床”工藝流程。優化改造后的凝結水處理系統工藝流程示意圖見圖2。

圖2 優化改造后的凝結水處理系統工藝流程示意圖

3.1 增加換熱設備

由于工藝凝結水溫度較高，潔凈凝結水和潛在污染凝結水需增加三級換熱器，依次為混床出水換熱器、除鹽水換熱器、循環水換熱器，換熱器優先選用全焊接板式換熱器，透平凝結水增加一級管殼式透平凝液換熱器，使進入混床系統的凝結水溫度≤50 ℃。

3.2 工藝凝結水增設除油除鐵過濾器

改造后的除油系統實施兩級過濾：在潔凈凝結水和潛在污染凝結水分別新增一級除鐵過濾器、一級除油過濾器，經除鐵除油后，要求出口水中鐵質量濃度≤20 μg/L、油質量濃度≤1 mg/L；二級過濾利用原有14 臺活性炭過濾器，經活性炭過濾器過濾后，要求出口水中油質量濃度≤0.3 mg/L、TOCi質量濃度≤0.5 mg/L、SiO2質量濃度≤5 μg/L。若在極端工況下進水中含油質量濃度達到30 mg/L，除油除鐵過濾器可以正常運行24 h。通過對上游工藝設備的改造和水質的管控，可減少凝結水帶油，目前除油除鐵系統基本運行正常。

3.3 增加10 臺混床，滿足凝結水去離子要求

根據凝結水水量增加10 臺混床，8 開2 備，單臺混床處理能力280 t/h，混床樹脂采用耐高溫樹脂，增加混床后，混床出口凝結水中SiO2質量濃度≤20 μg/L，達到設計要求。

3.4 除氧器產水管線增加pH 調節裝置

在除氧器出口管線上增加1 套加氨裝置用于調節鍋爐給水pH，加氨系統所用化學藥劑為質量分數20%氨水，3 臺除氧器共設置1 套加氨裝置。加氨裝置投用后，鍋爐給水水質能夠滿足GB/T 12145—2016《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》要求。凝結水回收系統改造后，出水水質（見表3）基本滿足要求。

表3 優化改造后凝結水處理系統出水水質（實測值）

4 改造效果

通過對國家能源集團寧夏煤業有限責任公司煤制油凝結水處理系統的優化改造，從根本上解決了凝結水溫度高、SiO2含量高、pH 偏低等水質指標超標的問題，除油除鐵濾芯更換頻次明顯降低，滿足設計使用壽命6 個月要求，保證了凝結水處理系統的穩定運行。改造實施后，可節約換熱脫鹽水量200 t/h，每年節約成本1 000 萬元，為煤制油裝置安全穩定長周期運行提供保障。