電站鍋爐空氣預熱器嚴重腐蝕的原因

侯 勇,徐 鋼,和圣杰,梁飛飛,劉文毅,呂 劍

(1. 華北電力大學 國家火力發電工程技術研究中心，北京 102206;2. 神華神東電力有限公司 新疆米東熱電廠,烏魯木齊 830019)

失效分析

電站鍋爐空氣預熱器嚴重腐蝕的原因

侯 勇1,徐 鋼1,和圣杰1,梁飛飛1,劉文毅1,呂 劍2

(1. 華北電力大學 國家火力發電工程技術研究中心，北京 102206;2. 神華神東電力有限公司 新疆米東熱電廠,烏魯木齊 830019)

為判斷某電廠空氣預熱器管束發生嚴重腐蝕的原因并為其提供有效解決方案，采用現場觀察與管材宏觀觀察手段對腐蝕管材整體進行初步分析，并結合掃描電子顯微鏡(SEM)、能譜分析(EDS)等微觀分析檢測方法，對空氣預熱器腐蝕管壁區域的積灰和腐蝕產物進行深入分析。結果表明，該電廠空氣預熱器管壁發生的嚴重腐蝕是從管束外壁開始的，腐蝕后管壁中硫元素含量較高且氮元素幾乎不存在，可以判定該電廠空氣預熱器管壁發生的嚴重腐蝕是低溫酸露點腐蝕而非氨逃逸所帶來的硫酸氫銨腐蝕，并在此基礎上提出優化暖風器系統和采用新型耐腐蝕材料等有效解決方案。

空氣預熱器；微觀分析；低溫酸露點腐蝕；解決方案

隨著節能要求的日漸提高，電站鍋爐的設計、制造和運行水平也不斷提高，電站鍋爐的最終排煙溫度不斷降低，部分鍋爐的空氣預熱器出口煙溫已經接近酸露點溫度。對于我國北方機組而言，在冬季運行工況下，空氣預熱器由于入口空氣溫度偏低，腐蝕積灰問題會更加嚴重。如果這些問題在鍋爐運行過程中不能得到妥善解決，不但會對鍋爐的高效、穩定運行帶來安全隱患，而且還會大幅增加檢修工作量及檢修費用，并會延長檢修工期，造成更大的經濟損失[1-2]。

另一方面，近年來我國對燃煤電站的環保要求日益嚴格，各燃煤電站為達到氮氧化物排放量的要求，紛紛在煙道中投運大量選擇性催化還原(SCR)和非選擇性催化還原(SNCR)脫硝設備。這些脫硝設備在運行過程中會噴入大量液氨或尿素等還原劑，其中有相當一部分氨氣會揮發并隨煙氣排放，造成氨逃逸。由于逃逸的氨氣有可能與煙氣中的三氧化硫生成硫酸氫銨，而生成的硫酸氫銨在150 ℃左右即可在金屬管壁上凝結，進而對金屬管壁造成腐蝕。不僅如此，硫酸氫銨還是一種粘性很強的物質，會粘連灰分從而形成積灰、粘灰、甚至堵灰，積灰中的一些成分又會加劇腐蝕[3-4]。綜上所述，脫硝系統的氨逃逸也有可能造成成電站鍋爐尾部空氣預熱器的硫酸氫銨腐蝕。

近年來，我國北方部分電廠在脫硝系統投入運行后，在冬季出現了空預器腐蝕積灰加劇的情況，發生這種現象的主要原因有可能有兩種：傳統的低溫煙氣硫腐蝕和氨逃逸帶來的硫酸氫銨腐蝕。針對兩種不同的原因，采取的應對措施也不同，所以準確判斷空預器管發生腐蝕的原因至關重要。

鑒于此，本工作針對國內某300 MW循環流化床鍋爐空氣預熱器腐蝕后的管束，采用宏觀形貌觀察方法、微觀的掃描電子顯微鏡(SEM)，以及能譜分析(EDS)等手段，對空預器管整體、管壁的積灰和腐蝕產物進行深入分析，在此基礎上綜合分析判斷出準確的腐蝕類型，并為電廠提出有針對性的合理解決方案。

1　空氣預熱器基本概況

1.1空氣預熱器設計情況

該電廠的循環流化床鍋爐由東方鍋爐(集團)股份有限公司設計制造，鍋爐空氣預熱器是管式空氣預熱器，空氣預熱器采用臥式順列四回程布置，空氣在管內流動，煙氣在管外流動，位于尾部豎井下方雙煙道內，且一二次風分開布置。每個回程的管箱上部兩排、下部一排、兩側各兩排采用尺寸為φ57 mm×3 mm的加厚管，其余管子尺寸為φ57 mm×2 mm，管箱主要采用材質為20/Q215-A的管子。

1.2空氣預熱器失效情況

該電廠于2013年底投運SNCR脫硝系統，為了達到脫硝指標，電廠的脫硝噴氨量偏高，隨后在冬季的運行過程中，空預器的加熱溫度長期達不到理想值。2014年春，在采暖季結束后的檢修期間，發現空氣預熱器發生了大面積堵灰現象，同時腐蝕問題非常嚴重，數千根空預器管發生了腐蝕穿孔漏風現象。

2　試驗

2.1宏觀分析

為了準確判斷空氣預熱器管束發生腐蝕的原因，首先對空氣預熱器失效管道試樣進行宏觀觀察，觀察腐蝕發生位置、表面形貌特征及分布規律，通過腐蝕環境和環境中的材料特性初步判斷管材的腐蝕特性[5-6]。

2.2化學成分分析

將空氣預熱器的管子分為疏松積灰層，致密積灰層和基體三部分。刮取疏松積灰層的積灰作為試樣，采用IRIS Intrepid II XDL型全譜直讀等離子體光譜儀分析試樣。

2.3微觀形貌及能譜分析

采用線切割技術在腐蝕失效的空氣預熱器管束上切割若干個10 mm×10 mm的正方形試樣，去掉表面的疏松積灰層并進行清洗，對致密積灰層和基體區域進行掃描電子顯微鏡及能譜分析。使用的掃描電子顯微鏡為德國卡爾蔡司納米技術公司生產的具有高分辨成像及元素成分分析功能的掃描電子顯微鏡，采取的放大倍數為1 000倍，掃描高壓為20 kV，工作距離分別為13.8 mm和12.9 mm。

3　結果與討論

3.1宏觀分析

圖1為現場管式空氣預熱器管束積灰情況。由圖1可見,管束長期在積灰嚴重的環境中進行工作，根據傳熱學的理論，在這種環境中換熱器的換熱性能不理想，從而導致鍋爐排煙溫度提高，大大降低機組的經濟性。同時，為了保持鍋爐的穩定運行負荷，就要加大燃料量，這樣就會導致灰量繼續升高，從而形成了惡性循環。

圖1　現場空預器管束積灰圖Fig. 1　The dust on the air pre-heater′s pipe on-site

圖2為管束腐蝕失效后的宏觀形貌。由圖2可見，管束表面發生了嚴重的腐蝕，管材已經失去了原有的金屬光澤，腐蝕產物呈片狀剝落，片狀物大小不一。新剝落的腐蝕片外表呈暗紅色且凹凸不平。管束的局部有穿透型腐蝕小孔，將管束從中間剖開，發

(a)　空預器管失效　　　(b)　管壁積灰

(c)　腐蝕小孔 　　　　　(d)　內壁形貌圖2　空預器管束宏觀失效圖Fig. 2　The macroscopic failure of the air pre-heater′s pipe: (a) the failure of the air pre-heater′s pipe (b) the dust on pipe wall (c) the corrosion hole on pipe wall, (d) the morphology of inner wall

現內壁除了穿透型的腐蝕孔，并無其他比較大的缺陷與腐蝕跡象，證明腐蝕是從管束的外壁開始的。

3.2微觀分析

致密積灰層和基體的SEM形貌見圖3，EDS能譜分析結果見表1。

(a)　致密積灰層區域1　　(b)　致密積灰層區域2

(c)　基體區域1　　　　　　(d)　基體區域2圖3　致密積灰層和基體的SEMFig. 3　The SEM of the dense ash layer (a,b) and substrate (c,d)

由表1可見，疏松積灰層和致密積灰層中均含有一定含量的鈉和鉀等堿金屬元素，說明燃煤中堿金屬含量較高，這是由于電廠燃料中具有較高含量的準東煤，而準東煤是一種典型的高堿煤。高堿煤的飛灰熔點偏低，易發生積灰、堵灰等現象[7-8]；疏松積灰層和致密積灰層中均含有較高含量的鋁、鈣、硅、硫等元素，說明燃煤中相應元素的含量較高，造成煙氣中灰分含量高，從而導致空氣預熱器管束的積灰。

表1　積灰層和基體EDS結果(質量分數)Tab. 1　EDS results of ash layer and substrate(mass)　%

疏松積灰層、致密積灰層和基體三部分硫元素的平均質量分數分別為5.6%，2.135%和0.725%，而只有0.1%的氮元素存在于疏松積灰層中，這充分證明空氣預熱器發生的局部腐蝕主要是低溫酸露點腐蝕而非氨逃逸所帶來的硫酸氫銨腐蝕。

該電廠空氣預熱器主要采用材質為20/Q215-A的管子，主要成分為鐵。在低溫酸露點腐蝕的初始階段，主反應是金屬與凝結酸液之間的反應及金屬氧化物與凝結酸液之間的反應，其在低溫硫酸露點環境中發生的反應如下，這個階段的腐蝕十分迅速[9]。

(1)

(2)

(3)

(4)

在低溫煙氣環境中，腐蝕與積灰往往是同時發生的，積灰使換熱器傳熱性能減弱，造成受熱面壁溫降低，與此同時，受熱面表面的沉積灰吸收酸液后又將加速腐蝕[10]。當灰分較多時，金屬管壁的表面被沉積的灰分覆蓋，覆蓋層可以大致分為三層：第一層為無冷凝區，第二層為主凝結區，第三層為二次冷凝區。由于酸露點溫度介于煙道煙氣的溫度和金屬管壁的溫度之間，所以在灰分的沉積層中總會存在一個溫度正好等于酸露點的臨界層。從積灰沉積的最表面到臨界層上，溫度是高于酸露點溫度的，所以不存在酸蒸氣發生冷凝的情況，即無冷凝區(第一層)。一旦硫酸蒸氣通過不冷凝的區域到達臨界層，酸性水汽凝結的現象就會出現。當灰沉積層中的溫度降低時，硫酸蒸氣就會繼續急劇冷凝，并集中在一個小的區域里，即主冷凝區(第二層)。從主凝結區的邊界一直到金屬管壁的其他灰分沉積層區域，即二次冷凝區(第三層)。隨著整個積灰沉積層厚度的增加，灰沉積層的溫度會發生持續變化，三個區域的位置和厚度也將發生變化。但是無論如何，酸蒸汽的冷凝總是發生在主冷凝區，而不是直接冷凝在金屬管壁的表面，然后再向金屬管壁的表面發生擴散。

從基體部分的EDS結果可以看出，基體區域腐蝕層主要由鐵元素和氧元素組成，硫元素的含量很少。因此，基體層的腐蝕產物主要是鐵的氧化物而不是硫酸鐵。這是因為經過積灰沉積層的過濾后，幾乎沒有酸液和水蒸氣可以在金屬管壁的表面發生接觸。但是煙氣中的一部分氧氣依然可以擴散進入，到達金屬壁面，這時就會發生氧化還原反應，此時的腐蝕產物主要為鐵和氧的化合物。

綜上所述，可以總結出空預器管束發生低溫酸露點腐蝕的過程。首先，金屬及金屬氧化物與凝結酸液反應，主要產物是金屬硫酸鹽。隨著反應進行，積灰逐漸沉積在金屬管壁表面，積灰與凝結酸液在外層發生反應。與此同時，管壁表面變成了接觸的最內層，在這里發生金屬和氧氣的氧化還原反應。各層生成的腐蝕產物如下：在外層中，主要生成的是灰分和冷凝酸液的反應產物；在中間層中，主要生成的是硫酸鐵；在內層中，主要生成的是鐵的氧化物。中間層是非常薄的，相比而言最內層是比較厚的，同時它也是主要的腐蝕層。

4　解決方案

4.1優化暖風器系統

暖風器抽取汽輪機低壓段蒸汽加熱進入空預器的冷風，進入回轉式空氣預熱器的空氣隨著轉子的轉動，可以提高所有金屬受熱面的壁面溫度，特別是提高本身處在酸露點溫度以下的受熱面的壁溫[11-13]，從而防止空預器的低溫段管束發生低溫腐蝕[14]。

作為我國北方的電站鍋爐，雖然電廠已經投入運行了暖風器，但是由于存在設計和運行方面的缺陷，冬天時暖風器的疏水管路容易發生凍結使暖風器失效，沒有起到應有的效果。針對暖風器的問題，可以從以下方面入手進行改進：

首先，如果是暖風器本體存在了泄漏、堵灰、水擊等問題，可以通過避免結構熱脹冷縮、避免完全疏水、適當提高風速和優化調控方式等手段來解決[15]；其次，將暖風器疏水輸送回除氧器的暖風器疏水系統在運行過程中常常出現疏水泵運行不穩定、汽蝕嚴重、漏水、滲油等問題，導致暖風器不能起到避免空氣預熱器低溫腐蝕的目的，將疏水系統的疏水輸送到凝汽器而不是除氧器可以確保系統的高效穩定運行和鍋爐尾部受熱面的安全[16-17]；再次，影響暖風器熱力系統的熱工參數主要包括暖風器出風溫度和蒸汽參數，提高暖風器的出風溫度并且同時降低進入暖風器的蒸汽參數，可以使暖風器熱力系統獲得更好的經濟效果和穩定性；最后，將調節閥設置到暖風器出口疏水側，可以保證暖風器熱力系統具有良好的運行調節性能。綜上所述，在使用暖風器系統時，要綜合運用各種調控優化手段，這樣才能確保暖風器高效穩定運行，從而避免空氣預熱器低溫受熱面發生低溫腐蝕。

4.2采用新型耐腐蝕材料

針對電站鍋爐空氣預熱器積灰與腐蝕嚴重的問題，現在工程上主要采取新型耐腐蝕材料應用于這部分的低溫換熱區域，可以比較有效地解決傳統金屬材料的腐蝕難題。首先主要是可以在空氣預熱器的低溫段使用低合金耐腐蝕鋼即CORTEN鋼， CORTEN鋼的耐腐蝕能力比一般碳鋼高出很多[18]，但是根據實際應用情況來看，當鍋爐使用比較劣質的燃煤且尾部余熱利用比較深入時，CORTEN鋼也會發生比較嚴重的腐蝕。其次可以使用耐腐蝕能力極高的搪瓷材料，以金屬為母材的鍍搪瓷材料在耐腐蝕及傳熱方面均能滿足需要，而且鍍搪瓷表明光滑，不利于硫酸的凝結與積灰的發生，能夠有效地防止腐蝕和堵灰的發生。但鍍搪瓷材料的工藝要求比較高，完整性或均勻性不好的鍍搪瓷板在煙氣中會發生復雜的電化學反應，這就會加劇母材的腐蝕并引起鍍搪瓷表面的脫落[19]。當然，也可以在低溫段采用耐腐蝕的陶瓷、塑料等材料或者其涂層材料[20-21]，但是這些材料各有利弊，在實際工程運用中要根據實際運行情況來選擇。

5　結論

(1) 經過宏觀形貌觀察，可見該電廠空氣預熱器的管束表面發生了嚴重的腐蝕，且腐蝕從管束外壁開始。

(2) 經過微觀檢測分析，空氣預熱器管材發生嚴重腐蝕后，疏松積灰層、致密積灰層和基體三部分硫元素的平均含量分別為5.6%，2.135%和0.725%，而只有0.1%的氮元素存在于疏松積灰層中，說明該電廠空氣預熱器管壁發生的嚴重腐蝕主要是低溫酸露點腐蝕而非氨逃逸所帶來的硫酸氫銨腐蝕。

(3) 針對空氣預熱器管材發生的低溫酸露點腐蝕，可以采用優化暖風器系統和采用新型耐腐蝕材料兩種方案解決，在工程運用中要根據實際運行情況來選擇。

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Serious Corrosion Reason for Air Pre-heater in a Power Plant

HOU Yong1, XU Gang1, HE Sheng-jie1, LIANG Fei-fei1, LIU Wen-yi1, Lü Jian2

(1. National Thermal Power Research Center, North China Electric Power University, Beijing 102206, China;2. Xinjiang Midong Thermal Power Plant, Shenhua Shendong Power Co., Ltd., Urumqi 830019, China)

To identify the cause of the serious corrosion of air pre-heater in a power plant and put forward effective solution, a primary analysis of the air pre-heater was carried out by adopting on-site inspection and pipe macroscopic observation. On the basis of the primary analysis, in-depth analysis on the dust and corrosion products of the air pre-heater′s pipe wall was conducted, with the help of microscopic analysis detection methods, including scanning electron microscopy (SEM) and energy dispersion spectrum (EDS). Results indicated that the serious corrosion occurring in the air pre-heater initiated from the outside wall of the pipes. After the corrosion, the sulfur content of the pipe wall was relatively high while little nitrogen was found, so it could be determined that the serious corrosion was low-temperature acid dew point corrosion rather than ammonium hydrogen sulfate corrosion caused by ammonia escape, and effective solutions, such as optimizing the steam air heater and utilizing new corrosion-resistant materials, were put forward accordingly.

air pre-heater; microscopic analysis; low-temperature acid dew point corrosion; solution

10.11973/fsyfh-201510020

2015-03-13

國家重點基礎研究發展計劃項目(2015CB251504)； 國家自然科學基金項目(51476053)

徐 鋼(1978-),副教授,博士,從事能源動力系統優化與節能、污染物控制及溫室氣體減排研究,13693391352,xgncepu@163.com

TG172

B

1005-748X(2015)10-0995-05