摻燒高硫煤對前后墻對沖燃燒鍋爐的影響

應冬軍，溫　達

（國家電投集團江西電力有限公司新昌發電分公司，江西　南昌　330117）

0　引言

國家電投集團江西電力有限公司新昌發電分公司2×700MW超超臨界鍋爐采用變壓螺旋管圈直流爐由東方鍋爐（集團）股份有限公司制造單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、固態排渣，鍋爐型號：DG2060/26.15-II2型。

新昌發電分公司陸運煤主要為京九線的鐵路運輸，水運煤依靠2016年10月建成的輸煤碼頭進行船運，由于水運煤能力有限，基本以鐵路運煤為主，水運為輔。面對日益高漲的原煤采購單價，為降低燃料成本，我廠于2017年11月開始小批量的采購高硫煤，同時進行“分磨制粉，倉內摻混，爐內摻燒”的摻燒方式，保證了機組安全環保穩定運行。2017年底開始煤價逐漸升高，我廠增加高硫煤摻燒采購力度，摻燒比例逐漸提高，同時對運行的操作要求原來越高，下面就我廠摻燒高硫煤過程中的一些問題進行說明。

摻燒方案根據煤場存煤結構，結合制粉系統的狀態，優先考慮選擇揮發分接近的原煤進行摻燒[1]（干燥無灰基揮發分偏差不大于5%）；原煤含量硫高與低摻燒（原煤含硫量＜1與原煤含硫量＞2.0，按照1：1的比例摻燒）；高低負荷的摻燒（機組負荷＜500 MW，按照高低硫煤1.2：1的比例進行摻燒；機組負荷＞500 MW，按照高低硫煤1：0.8的比例進行摻燒）。

1　摻燒高硫煤對高、低溫腐蝕的影響

配煤摻燒過程中硫分過高，勢必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。

1.1　高溫腐蝕

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[2]：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。

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，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。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[3]。

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。

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1 195℃，性質非常穩定，即使在1 000℃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和SO2，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。在高溫下，生成硫和自由鐵。

根據我廠歷年等級檢修對受熱面的檢查結果來看，兩側墻的水冷壁腐蝕較為嚴重，詳見表1、2，燃燒器區域及兩側墻水冷壁均發生大面積高溫腐蝕，面積均高達1 200 m2，腐蝕減薄嚴重處高達1.1 mm，雖1號、2號機組分別在2015、2016年進行了超潔凈排放改造，在兩側墻增加補充氧量的二次風通道共計10只，用于改善側墻的燃燒工況，這樣的布置只能減緩高溫腐蝕的程度，不能徹底的根治高溫腐蝕。為了徹底的根治高溫腐蝕，我廠于2016年對水冷壁兩側墻進行防腐噴涂。每次的等級檢修對側墻水冷壁的腐蝕檢查屬于必檢項，為日后的機組配煤摻燒提供依據。

表1　2015年1號機組燃燒器附近水冷壁壁厚檢測結果mm

表2　2017年2號機組燃燒器附近水冷壁壁厚檢測結果mm

1.2　低溫腐蝕問題

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。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。

表3　2015年、2016年鍋爐排煙溫度℃

從表3可以得出我廠的排煙溫度遠高于煙氣的露點溫度，發生低溫腐蝕的可能性小。但在實際運行當中，我廠空預器因摻燒高硫煤發生過堵塞現象，發生堵塞后按照摻燒技術措施，立即組織對空預器不間斷吹灰，有所好轉。

1.3　低低溫腐蝕后移問題

我廠1號、2號機組分別在2014、2015年進行了低低溫省煤器的改造，在電除塵入口煙道前增加受熱面從而到達節能效果，為了防止低低溫省煤器發生低溫腐蝕，要求低低溫省煤器出口煙溫不低于95℃，一般來說，只要保證低溫受熱面金屬壁溫度高出煙氣露點溫度10℃左右[4]，就能避免產生低溫腐蝕，堵灰也將得到改善。根據這個原理，在熱力系統上選擇一個比煙氣露點溫度高10℃左右的地點，作為低低溫省煤器進水的水源引出點。由于低溫省煤器水側放熱系數遠較煙氣側大，因而其冷端金屬壁溫近似等于進口水溫。所以，選擇低溫省煤器的最低壁溫超過煙氣露點溫度10℃左右，從而達到防止低溫省煤器腐蝕和堵灰的目的。這種熱力防腐方法的優點是防腐效果較佳。合理選取冷凝水取水點，及采取減壓混流等措施。使換熱管的進水溫度控制在（水露點+20℃）以上，可有效避免換熱管發生低溫腐蝕。

為了保證正常運行中不發生低溫腐蝕，我廠規定低低溫省煤器入口溫度不低于65℃，低低溫出口煙溫不低于95℃，如表4。由于低低溫出口煙溫的測點安裝位置存在局限性，不能代表斷面的煙溫分布情況，另低低溫各組管箱有流量不均的現象，不可避免地存在低溫腐蝕的風險。以下為運行中的實時參數：

表4　低低溫省煤器運行參數

2　摻燒高硫煤對飛灰、爐渣含碳量的影響

配煤摻燒對經濟指標的反應在飛灰含碳量、爐渣含碳量上，通過這兩個指標的高低可以檢驗出爐內燃燒率，從而避免鍋爐燃燒過程的不完全燃燒以及結焦現象，表5、6是對機組爐渣、飛灰含碳量的統計。

表5　2018年1月部分飛灰、爐渣含碳量

500 MW工況下每隔2 h不同氧量下的數據分析如下：

表6　500 MW工況下飛灰、爐渣含碳量%

根據上述灰飛含碳量、爐渣含碳量分別進行配風調整，調整結構如下，調整后的參數如表7。

表7　500 MW工況下調整后灰飛含碳量%

進行配煤摻燒后灰飛含碳量、爐渣含碳量有所升高，通過一系列的調整實現指標的可控在控，見表8，如何將摻燒工作經濟化需要長期不斷的摸索。

表8　2018年2月部分運行數據

3　摻燒高硫煤對環保指標的影響

脫硫系統目前執行超低排放標準35 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在我廠發生過一次，后期通過完善技術措施，在漿液中添加增效劑有效地緩解了超排現象。

燃用高硫煤（含硫量≥2%）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。火力發電廠為了滿足日益嚴格的環保要求，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形成的硫酸氫氨[5]，附著在空預器傳熱元件上，造成空預器積灰、堵塞，導致空預器壓差增加，鍋爐NOx排放濃度隨氧量的上升而呈上升趨勢。

4　結束語

摻燒高硫煤工作是一個科學系統的課題，通過制定科學、可行的配煤摻燒方案，在燃用主流煤種中摻燒一定比例的低質煤和高硫煤，使多種煤摻燒后成為鍋爐的適燒煤種，是確保鍋爐安全、經濟、環保運行的有效途徑，同時配煤摻燒最大限度地降低燃料成本，提升企業盈利能力，提高了企業的經濟效益。