高硫煤對燃煤機組的影響分析

宋金琳，張 光

(1.江蘇省電機工程學會,江蘇 南京 210024；2.江蘇南熱發電有限責任公司,江蘇 南京 210035)

隨著電廠煤炭市場的放開，鍋爐設計煤種很難保證，大量的高硫煤進入爐內燃燒，造成爐內高溫燃燒區域的水冷壁大面積腐蝕和空預器冷端的低溫腐蝕、積灰、堵塞，嚴重影響火電機組的安全運行。文中以江蘇南熱發電有限責任公司（以下簡稱南熱）2×600 MW 燃煤機組為例，分析水冷壁高溫腐蝕的機理，并就燃用高硫煤帶來水冷壁高溫腐蝕、空預器積灰堵塞、脫硫系統的危害和采取的對策進行了介紹。

1 水冷壁高溫腐蝕

南熱2× 600 MW 超臨界機組鍋爐型號為HG-1965/25.4-YM5，為一次中間再熱、超臨界壓力變壓運行帶內置式再循環泵啟動系統的直流鍋爐，單爐膛、平衡通風、固態排渣、全鋼架、全懸吊結構、π 型布置。鍋爐島為露天布置。鍋爐同步安裝選擇性催化還原法（SCR）脫硝裝置。脫硫系統采用石灰石－石膏濕法脫硫工藝。鍋爐設計煤種為神府煤，校核煤種為淮南煤。

南熱1 號、2 號機組分別于2010年1 月和8 月通過168 h 試運行。由于煤炭市場變化，燃用煤種偏離設計煤種較多，尤其在2012年大量高硫煤的燃用導致鍋爐水冷壁高溫腐蝕嚴重。2012年3 月1 號機組102B 和2 月2 號機組臨檢期間發現2 臺鍋爐水冷壁燃燒器區域及兩側墻均發生大面積高溫腐蝕，面積均高達1600 m2，腐蝕減薄嚴重處高達1.2 mm。

1 號鍋爐高溫腐蝕主要集中在前墻A 層（中層）燃燒器、后墻D 層（中層）燃燒器下方及周圍區域以及兩側墻區域，對上述區域分別在燃燒器噴口下方500 mm 處和相鄰燃燒器區域抽取2 點進行測厚，結果見表1。該處水冷壁管設計為D38×7.3 mm，由表1可以看出高溫腐蝕減薄量最大1.2 mm，最小0.5 mm，平均約0.9 mm。

2 號鍋爐高溫腐蝕同樣主要集中在前、后墻燃燒器區域及兩側墻熱負荷較高區域，對上述區域進行了抽樣測厚，高溫腐蝕減薄量最大1.1 mm，最小0.1 mm，平均約0.6 mm。

表1 1 號鍋爐燃燒器區域水冷壁測厚 mm

通過上述檢查、測厚發現，2 臺鍋爐才運行2年左右，水冷壁區域的高溫腐蝕已經相當嚴重，為此在機組檢修期間，對1 號、2 號鍋爐的水冷壁進行了大面積的防腐噴涂，以期適當減緩高溫腐蝕的發生。2012年3 月1 號機組102B 級檢修對水冷壁腐蝕嚴重區域進行了防腐噴涂。（1）前后墻：上自中間層燃燒器（A、D 層燃燒器）上部1.5 m 處（標高27.7 m），下至水冷壁拐角下1 m 處（標高17.2 m）以上區域，噴涂面積約為500 m2；（2）兩側墻：上自燃燼風燃燒器噴口中心下1.5 m 處（標高34.7 m），下至水冷壁拐角下1 m 處（標高17.2 m）以上區域，噴涂面積約為550 m2。2013年2 月1 號機組103C 級檢修期間對上述噴涂區域進行了檢查，總體效果較好，未發現噴涂層大面積脫落及高溫腐蝕情況，局部由于噴砂除銹不徹底，小范圍出現噴涂層脫落，在此次103C 級檢修中進行了二次處理。

1.1 高溫腐蝕的機理

鍋爐水冷壁的高溫腐蝕是一個及其復雜的物理化學過程，研究表明：水冷壁的高溫腐蝕大多屬于硫化物型腐蝕，其腐蝕產物主要是鐵的硫化物和氧化物。引起硫化物型高溫腐蝕的主要原因是煤粉在缺氧條件下燃燒產生了H2S 以及游離態硫，其與管壁基體金屬鐵以及鐵的氧化物發生反應生成鐵的硫化物。

1.1.1 硫化氫氣體腐蝕

研究表明：當爐膛內過量空氣系數α＜1.00 以及當水冷壁附近因煤粉濃度過高，空氣量不夠而出現還原性氣氛時，原煤中的硫以H2S的形式釋放出來的比例在75%以上[1]，通常當CO/（CO+CO2）由8%上升到24%時，H2S 則由0.02%上升到0.07%，從而引起水冷壁的強烈腐蝕。在H2S 濃度不變時，若管壁溫度低于300℃，則水冷壁不腐蝕或腐蝕很慢；若壁溫在300～500℃范圍內，則腐蝕速度與壁溫呈指數關系，即壁溫每升高50℃，腐蝕速度增加一倍[2]。H2S 氣體具有滲透作用，它可穿過疏松的Fe2O3層和致密的磁性氧化鐵層（Fe2O3·FeO）與其中復合的FeO 以及管壁Fe 發生反應，腐蝕速率與煙氣中H2S的濃度幾乎成正比，其反應如下：

1.1.2 單質硫腐蝕

煤粉在燃燒過程中會產生一定量的單質硫，其在350～400℃時很容易與碳鋼直接反應生成硫化亞鐵形成高溫硫腐蝕，并且從450℃開始，其對爐管的破壞作用相當嚴重。單質硫的生成途徑主要有以下幾種：

（1）煤中的黃鐵礦FeS2受熱分解：

（2）H2S 和SO2反應分解出單質硫：

（3）H2S 與O2反應：

（4）FeS2與碳的混合物在有限的空氣中燃燒[3]：

（5）在高溫下H2S 分解也可以產生單質硫[4]：

生成的單質硫可以直接穿透管壁金屬表面保護膜，并沿金屬晶界滲透，進一步腐蝕鍋爐水冷壁并同時使氧化膜疏松，剝裂甚至脫落。

金屬硫化腐蝕產物層相對基體金屬的體積比很大，一般在2.5～4.0 之間，因此，層內會產生很大的應力，腐蝕層易破裂。其熔點溫度較高為1195℃，性質非常穩定，即使在1000℃高溫下，其與氫氣還原反應也非常低，在還原氣體中能保持穩定。當溫度超過其熔點溫度，煙氣中的氧化性氣體達到一定分壓時，則緩慢氧化轉變成Fe3O4：

生成的SO2又可以提高單質硫的活性并加速硫酸鹽型腐蝕，使腐蝕不斷惡化。在2775℃以后其會發生分解，生成硫和自由鐵。

通過上述高溫腐蝕的機理分析，可以看出原煤中的含硫量越高，發生高溫腐蝕的幾率和速率就越快，國外的研究表明：燃用含硫量低于0.8%的煤種時，高溫腐蝕的速率較低。

2 空預器低溫腐蝕和積灰堵塞

2.1 空預器低溫腐蝕

鍋爐燃料中或多或少都含有硫。當燃用含硫量較高的燃料時，燃料中的硫份燃燒后除了部分硫酸鹽留在灰中外，大部分變成SO2，其中約有0.5%～5%的SO2在煙氣中過剩氧量及積灰中Fe2O3的催化作用下生成SO3，SO3與煙氣中的水蒸汽形成硫酸蒸氣。硫酸蒸氣的含量越高，酸露點越高，可以達到110～160℃，甚至更高。這就導致硫酸蒸氣凝結在低于煙氣露點的低溫受熱面上，引起腐蝕，稱之為低溫腐蝕。鍋爐低溫腐蝕最嚴重的部位是空氣預熱器的冷端。

煙氣的酸露點與燃料含硫量和單位時間送入爐內的總硫量有關，而后者是隨燃料發熱量降低而增加的。顯然，燃料中的含硫量較高，發熱量較低，燃燒生成的SO2就越多，進而SO3也將增加，致使煙氣酸露點升高。酸露點越高，腐蝕范圍越廣，腐蝕也越嚴重。

對空預器冷端加裝防護措施，并盡量降低燃煤硫含量，是減少低溫腐蝕的有效途徑，南熱在機組建設期間同步安裝了SCR 脫硝裝置，空預器冷端傳熱元件采用搪瓷鋼板，有效避免了冷端低溫腐蝕的發生。

2.2 空預器積灰堵塞

煙氣中的SO3與煙氣中的水蒸汽形成硫酸蒸氣；而南熱2×600 MW 機組為了滿足環保要求，同步安裝的SCR 脫硝裝置，有時噴氨量較大，因而造成氨逃逸率增加。這樣，氨氣與硫酸蒸氣反應，生成硫酸氫氨，硫酸氫氨在180～200℃的環境中呈鼻涕狀的黏性物，因此在空預器高溫段和低溫段處，煙氣中的灰塵容易和硫酸氫氨一塊極易粘附于空預器換熱面上，造成積灰、堵塞，使得空預器壓差變大，排煙溫度升高，鍋爐效率降低，送、引風機電流增加，引風機失速，影響機組帶負荷等一系列問題。

1 號鍋爐2012年3～5 月進行了102B 修，期間空預器進行了沖洗，沖洗后空預器壓差降低，2012年5月1 號A 空預器煙氣側進、出口壓差平均約0.88 kPa，最高時約1.1 kPa；1 號B 空預器煙氣側進、出口壓差平均約0.87 kPa，最高時約1.2 kPa。因大量高硫煤的燃用，尤其11 月份，入廠煤平均含硫量高達1.02%，導致空預器進出口壓差急劇增加。2012年11 月份1 號A空預器進、出口壓差平均約2.3 kPa，最高時約3.12 kPa；1 號B 空預器進、出口壓差平均約2.29 kPa，最高時約3.07 kPa。和5 月份相比，空預器進出口壓差大幅增加，如圖1 所示。

圖1 空預器進出口壓差

目前多數燃煤電廠采用吹灰和控制噴氨解決空預器的積灰及堵塞。南熱曾多次發生空預器冷端堵塞，這時，將冷端蒸汽吹灰壓力提高至2.0 MPa，連續吹灰，可使空預器壓差降低。SCR 脫硝機組的空預器吹灰器一般采用蒸汽和高壓水雙介質吹灰器，當空預器堵塞嚴重時，可以在線實施高壓水沖洗，亦可以降低空預器壓差。同時在機組檢修期間，采用高壓水對冷、熱端傳熱元件進行徹底的清洗；還可通過低氮燃燒器改造和燃燒調整來降低SCR 入口NOx含量，減少噴氨量，控制氨逃逸，減少硫酸氫氨的生成，防止空預器堵塞。

3 高硫煤對脫硫系統的影響

南熱脫硫設計收到基硫分為1%，對應系統進口SO2濃度2 432.5 mg/m3。實際運行中，因入廠煤硫分搭配問題，例如：2012年11 月份入廠煤平均硫分為1.02%，月平均硫分看似僅超設計值一點點，但是因為來煤硫分波動較大，一段時間只來高硫煤，一段時間又全是低硫煤，再加上南熱單圓型煤場造成的配煤困難，脫硫系統入口SO2濃度一段時間內遠超設計值，入口3800 mg/m3，4000 mg/m3的SO2濃度成為常態，這么高的SO2濃度對脫硫系統運行的影響十分嚴重，主要有以下幾方面。

3.1 排放超標

脫硫系統目前執行200 mg/m3的排放標準，因高硫煤問題造成脫硫系統出口排放超標，為了避免環保處罰并獲得脫硫電價，只能以降負荷應對。經統計，2012年11 月2 日～12 月10 日，為保證SO2排放數據共降負荷31 次，時間長達16.67 h，嚴重影響公司月度電量計劃的完成。

3.2 脫硫系統物料平衡發生問題

高硫分導致石灰石粉的用量增加，原有的有序供粉被打破，粉倉粉位最低時僅有0.5 m，協調供粉人員頻繁忙于救急，嚴重影響脫硫系統運行安全。

高硫分導致供漿量大增，為保證排放，供漿泵出口調門開度至最大，多次造成供漿泵超負荷跳閘。

高硫分導致石膏產量大幅增加，因供漿量增大，漿液氧化不足現象相當明顯，脫水系統24 h 運行，有時還不能滿足運行要求，不得不外排部分漿液。

3.3 運行控制困難

漿液密度控制發生問題，正常情況下漿液密度1150 kg/m3時開始脫水，但為了滿足排放要求，加大供漿量，漿液密度邊脫水邊升高，1180 kg/m3，1200 kg/m3成為常態，造成攪拌器超負荷運行，電機過熱跳閘。

為應對“石膏雨”問題，治理結束后，規定了不同負荷、不同SO2濃度下運行參數的控制規定，高硫分導致這些規定得不到執行，除霧器壓差上升，“石膏雨”現象抬頭，影響公司正常的生產秩序。

3.4 對設備的影響不斷顯現

高硫分造成的氧化、密度控制等問題，對脫硫設備造成的影響十分嚴重，供漿泵、攪拌器電機過熱，除霧器壓差上升，系統設備、管道、閥門磨損加劇，設備缺陷大幅度上升，急劇減少這些設備的使用壽命。

4 燃用高硫煤帶來的主要經濟損失

4.1 空預器壓差增加造成電量損失

空預器壓差增大導致送、引風機電流大幅增加，1號機組2012年5 月份送風機平均電流66 A，11 月份送風機平均電流75 A，空預器堵塞導致送風機平均電流增加9 A。2012年5 月份引風機平均電流227 A，11月份引風機平均電流285 A，空預器堵塞導致引風機平均電流增加58 A。單臺引風機增加電耗500 kW·h/h，單臺送風機增加電耗76.7 kW·h/h，則1 號機組增加電耗1 153.4 kW·h/h，按0.456 元/（kW·h）計，平均每天用電增加電量費用1.26 萬元，按年利用小時7500 h 計，每年用電增加電量費用約為395 萬元。

4.2 水冷壁高溫腐蝕增加防腐噴涂費用

1 號鍋爐102B、103C 修水冷壁噴涂面積約1600 m2，2 號鍋爐臨檢水冷壁噴涂面積1600 m2，共計噴涂費用約200 萬元。因水冷壁仍存在高溫腐蝕，后續仍將進行防腐噴涂，費用還將增加。

5 結束語

燃用高硫煤（含硫量≥1%）時，對于燃煤鍋爐，尤其是帶有SCR 脫硝裝置的燃煤鍋爐的影響非常大。主要體現在水冷壁的高溫腐蝕、空預器堵塞以及排放超標等方面。燃煤發電企業為了滿足日益嚴格的環保要求，不得不投用脫硝和脫硫裝置。為了保證NOx達標排放，要求脫硝入口的NOx含量盡可能的低，這就導致在燃燒器區域要求低氧燃燒，形成還原性氛圍，如燃用高硫煤將加劇該處區域水冷壁管的高溫腐蝕。減緩水冷壁高溫腐蝕的主要措施主要是通過低氮燃燒器改造和燃燒調整，有效降低爐膛出口NOx含量，同時控制燃燒區域還原性氛圍。而對于投用SCR 脫硝裝置所造成的氨氣逃逸由此形成硫酸氫氨，附著在空預器傳熱元件上，造成空預器積灰、堵塞，導致空預器壓差增大的危害，目前主要采用低氮燃燒器改造和燃燒調整來降低SCR 入口NOx含量，減少噴氨量，控制氨逃逸。當空預器發生冷端堵塞時，將冷端蒸汽吹灰壓力提高至2.0 MPa，連續吹灰，可使空預器壓差降低。SCR 脫硝機組的空預器吹灰器一般采用蒸汽和高壓水雙介質吹灰器，當空預器堵塞嚴重時，可以在線實施高壓水沖洗，亦可以降低空預器壓差。

雖然通過水冷壁的防腐噴涂，可以減緩高溫腐蝕的發生；加強空預器吹灰、控制氨氣逃逸率，可以減緩空預器的堵塞，但都不能從根源上消除隱患。只有控制入爐煤的含硫量，方可消除高硫煤帶來的不利因素，確保機組安全、經濟、穩定、可靠運行。

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