高硫煤對燃煤機組的影響分析

江蘇電機工程第3卷第5期702014年9月Jiangsu Electrical Engineering高硫煤對燃煤機組的影響分析宋金琳'，張光2(1.江蘇省電機工程學(xué)會(huì ),江蘇南京20020:2.江蘇南熱發(fā)電有限責任公司,江蘇南京20035)摘要:通過(guò)對南熱2*600 MW機組鍋爐水冷壁的高溫腐蝕.空預器的低溫腐蝕及積灰堵塞和脫硫系統的情況分析,對鍋爐高溫腐蝕和低溫腐蝕機理進(jìn)行了闡述，論迷了燃用高硫謀對機組運行帶來(lái)的危害及應對措施。關(guān)鍵詞:高硫堞;高溫腐蝕;空預器;堵塞;脫硫中圖分類(lèi)號:TK224.9文獻標志碼:B文章編號:1009 0665<2014)05- 0070-03隨著(zhù)電廠(chǎng)煤炭市場(chǎng)的放開(kāi),鍋爐設計煤種很難保表1 1號鍋爐燃燒器區域水冷壁測厚mm證,大量的高硫煤進(jìn)人爐內燃燒,造成爐內高溫燃燒序號A層C層D層 F層區域的水冷壁大面積腐蝕和空預器冷端的低溫腐蝕、6.2.6.4 6.7,6.5 6.3.6.6 6.4.6.1積灰堵塞,嚴重影響火電機組的安全運行。文中以江6.4.6.5 6.4.6.6 6.6.6.3 6.2.6.5蘇南熱發(fā)電有限責任公司(以下簡(jiǎn)稱(chēng)南熱)2x 6006.8.6.4 6.3.6.5 6.6.6.2 6.6,6.5Mw燃煤機組為例,分析水冷壁高溫腐蝕的機理,并6.1.6.5 6.3.6.5 6.1.6.5 6.6.6.1就燃用高硫煤帶來(lái)水冷壁高溫腐蝕、空預器積灰堵56.7.6.3 6.3,6.2 6.5.6.4 6.5.6.2平均6.436.43 6.416.37塞脫硫系統的危害和采取的對策進(jìn)行了介紹。抽樣測厚,高溫腐蝕減薄量最大1.1mm,最小0.1mm,1水冷壁高溫腐蝕平均約0.6 mm。南熱2x600MW超臨界機組鍋爐型號為通過(guò)上述檢查、測厚發(fā)現,2臺鍋爐才運行2年左HG- 1965/25.4 YM5,為一次中間再熱.超臨界壓力變右,水冷璧區域的高溫腐蝕已經(jīng)相當嚴重,為此在機組壓運行帶內置式再循環(huán)泵啟動(dòng)系統的直流鍋爐,單爐檢修期間，對1號2號鍋爐的水冷壁進(jìn)行了大面積的膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼架、全懸吊結構、π型布防腐噴涂,以期適當減緩高溫腐蝕的發(fā)生。2012年3月置。鍋爐島為露天布置。鍋爐同步安裝選擇性催化還.1號機組102B級檢修對水冷壁腐蝕嚴重區域進(jìn)行了防原法(SCR)脫硝裝置。脫硫系統采用石灰石一石膏濕腐噴涂。(1)前后墻:上自中間層燃燒器(A .D層燃燒法脫硫工藝。鍋爐設計煤種為神府煤,校核煤種為淮器)上部1.5m處(標高27.7m),下至水冷壁拐角下1南煤。m處(標高17.2m)以上區域,噴涂面積約為500m;南熱1號.2號機組分別于2010年1月和8月(2)兩側墻:上自燃燼風(fēng)燃燒器噴口中心下1.5m處通過(guò)168h試運行。由于煤炭市場(chǎng)變化.燃用煤種偏(標高34.7m)，下至水冷壁拐角下1m處(標高17.2離設計煤種較多,尤其在2012年大量高硫煤的燃用m)以上區域,噴涂面積約為550m2。2013年2月I號機導致鍋爐水冷壁高溫腐蝕嚴重。2012年3月1號機組103C級檢修期間對上述噴涂區域進(jìn)行了檢查,總體組102B和2月2號機組臨檢期間發(fā)現2臺鍋爐水效果較好,未發(fā)現噴涂層大面積脫落及高溫腐蝕情況，冷壁燃燒器區域及兩側墻均發(fā)生大面積高溫腐蝕，面局部由于噴砂除銹不徹底,小范圍出現噴涂層脫落,在積均高達1600m2,腐蝕減薄嚴重處高達1.2mm。此次103C級檢修中進(jìn)行了二次處理。1號鍋爐高溫腐蝕主要集中在前墻A層(中層)1.1高溫腐蝕的機理燃燒器、后墻D層(中層)燃燒器下方及周?chē)鷧^域以鍋爐水冷壁的高溫腐蝕是--個(gè)及其復雜的物理化及兩側墻區域,對上述區域分別在燃燒器噴口下方學(xué)過(guò)程,研究表明:水冷壁的高溫腐蝕大多屬于硫化物500mm處和相鄰燃燒器區域抽取2點(diǎn)進(jìn)行測厚,結.型腐蝕,其腐蝕產(chǎn)物主要是鐵的硫化物和氧化物。引起果見(jiàn)表1。該處水冷壁管設計為D38*7.3 mm,由表1硫化物型高溫腐蝕的主要原因是煤粉在缺氧條件下燃可以看出高溫腐蝕減薄量最大1.2mm,最小0.5mm,燒產(chǎn)生了HS以及游離態(tài)硫,其與管壁基體金屬鐵以及平均約0.9 mm。鐵的氧化物發(fā)中國煤化工2號鍋爐高溫腐蝕同樣主要集中在前后墻燃燒1.1.1硫化氫THCNMHG器區域及兩側墻熱負荷較高區域,對上述區域進(jìn)行了研究表明: M勝rI遼里工(示數a<1.00以及當水冷壁附近因煤粉濃度過(guò)高,空氣量不夠而出現還原性收稿日期:2014-03- -20;修回日期:2014- 05-12宋金琳等:高硫煤對燃煤機組的影響分析7氣氛時(shí)，原煤中的硫以H2S的形式釋放出來(lái)的比例在2空預器低溫腐蝕和積灰堵塞.75%以上甲，通常當CO/(CO+CO2)由8%上升到24%時(shí),H2S則由0.02%上升到0.07%,從而引起水冷壁的2.1空預器低溫腐蝕強烈腐蝕。在H2S濃度不變時(shí)，若管壁溫度低于300鍋爐燃料中或多或少都含有硫。當燃用含硫量較C,則水冷壁不腐蝕或腐蝕很慢;若壁溫在300~500高的燃料時(shí)，燃料中的硫份燃燒后除了部分硫酸鹽留C范圍內,則腐蝕速度與壁溫呈指數關(guān)系，即壁溫每升在灰中外，大部分變成SO2,其中約有0.5%~5%的高50 C,腐蝕速度增加一倍[2]。H2S 氣體具有滲透作SO2在煙氣中過(guò)剩氧量及積灰中Fe2O3的催化作用下用，它可穿過(guò)疏松的Fe2O3層和致密的磁性氧化鐵層生成SO, SO,與煙氣中的水蒸汽形成硫酸蒸氣。硫酸(Fe2O,+FeO)與其中復合的FeO以及管壁Fe發(fā)生反蒸氣的含量越高,酸露點(diǎn)越高,可以達到110~160 C,應,腐蝕速率與煙氣中H2S的濃度幾乎成正比,其反應甚至更高。這就導致硫酸蒸氣凝結在低于煙氣露點(diǎn)的如下:低溫受熱面上,引起腐蝕,稱(chēng)之為低溫腐蝕。鍋爐低溫H2S+Fe-→FeS + H2(1)腐蝕最嚴重的部位是空氣預熱器的冷端。H2S+ FeO + FeS+ HO(2)煙氣的酸露點(diǎn)與燃料含硫量和單位時(shí)間送人爐內1.1.2 單質(zhì)硫腐蝕的總硫量有關(guān),而后者是隨燃料發(fā)熱量降低而增加的。煤粉在燃燒過(guò)程中會(huì )產(chǎn)生一定量的單質(zhì)硫，其在顯然,燃料中的含硫量較高,發(fā)熱量較低,燃燒生成的350~400 C時(shí)很容易與碳鋼直接反應生成硫化亞鐵SO2就越多,進(jìn)而SO,也將增加，致使煙氣酸露點(diǎn)升形成高溫硫腐蝕,并且從450C開(kāi)始,其對爐管的破壞高。酸露點(diǎn)越高,腐蝕范圍越廣,腐蝕也越嚴重。作用相當嚴重。單質(zhì)硫的生成途徑主要有以下幾種:對空預器冷端加裝防護措施，并盡量降低燃煤硫(1) 煤中的黃鐵礦FeS2受熱分解:含量,是減少低溫腐蝕的有效途徑,南熱在機組建設期FeS,- +FeS +S(3)間同步安裝了SCR脫硝裝置,空預器冷端傳熱元件采(2)HS和SO2反應分解出單質(zhì)硫:用搪瓷鋼板,有效避免了冷端低溫腐蝕的發(fā)生。2H2S + SO2-→2H2O+ 3S(4)2.2空預器積灰堵塞(3) H2S 與O2反應:煙氣中的SO;與煙氣中的水蒸汽形成硫酸蒸氣;2HS +02-→2H20+2S .(5)而南熱2x600MW機組為了滿(mǎn)足環(huán)保要求,同步安裝(4)FeS2與碳的混合物在有限的空氣中燃燒[3):的SCR脫硝裝置,有時(shí)噴氨量較大,因而造成氨逃逸3FeS2+ 12C+8O2-→Fe;O4+ 12CO + 6S(6)率增加。這樣，氨氣與硫酸蒸氣反應,生成硫酸氫氨,硫(5) 在高溫下H2S分解也可以產(chǎn)生單質(zhì)硫[4):酸氫氨在180~200C的環(huán)境中呈鼻涕狀的黏性物,因H2S-→S+H2.(7)此在空預器高溫段和低溫段處，煙氣中的灰塵容易和生成的單質(zhì)硫可以直接穿透管壁金屬表面保護硫酸氫氨~塊極易粘附于空預器換熱面上,造成積灰、膜,并沿金屬晶界滲透,進(jìn)一步腐蝕鍋爐水冷壁并同時(shí)堵塞,使得空預器壓差變大,排煙溫度升高,鍋爐效率使氧化膜疏松,剝裂甚至脫落。降低,送、引風(fēng)機電流增加,引風(fēng)機失速,影響機組帶負金屬硫化腐蝕產(chǎn)物層相對基體金屬的體積比很:荷等一系列問(wèn)題。大,一-般在2.5~4.0之間,因此,層內會(huì )產(chǎn)生很大的應1號鍋爐 2012年3~5月進(jìn)行了102B修,期間空力,腐蝕層易破裂。其熔點(diǎn)溫度較高為1195 C ,性質(zhì)非預器進(jìn)行了沖洗，沖洗后空預器壓差降低,2012年5常穩定,即使在1000 C高溫下,其與氫氣還原反應也月1號A空預器煙氣側進(jìn)出口壓差平均約0.88kPa,非常低,在還原氣體中能保持穩定。當溫度超過(guò)其熔點(diǎn)最高時(shí)約1.1kPa;1號B空預器煙氣側進(jìn)、出口壓差溫度,煙氣中的氧化性氣體達到--定分壓時(shí),則緩慢氧平均約0.87 kPa,最高時(shí)約1.2 kPa。因大量高硫煤的燃化轉變成Fe;O4:用,尤其11月份,人廠(chǎng)煤平均含硫量高達1.02% ,導致3FeS + 502→Fe;O4+ 3SO2(8)空預器進(jìn)出口壓差急劇增加。2012年11月份1號A生成的SO2又可以提高單質(zhì)硫的活性并加速硫酸空預器進(jìn)、出口壓差平均約2.3 kPa,最高時(shí)約3.12鹽型腐蝕,使腐蝕不斷惡化。在2775 C以后其會(huì )發(fā)生kPa;1號B空預器進(jìn)、出口壓差平均約2.29kPa,最高分解,生成硫和自由鐵。時(shí)約3.07kPa。和5月份相比,空預器進(jìn)出口壓差大幅通過(guò)上述高溫腐蝕的機理分析，可以看出原煤中增加,如圖1所示。的含硫量越高,發(fā)生高溫腐蝕的幾率和速率就越快,國目前多中國煤化工制噴氨解決空預外的研究表明:燃用含硫量低于0.8%的煤種時(shí),高溫器的積灰及圳:MHCNMHC頃器冷端堵塞，這腐蝕的速率較低。時(shí),將冷端蒸汽吹灰壓力提高至2.0MPa,連續吹灰,72江蘇電機工程3p漿液密度控制發(fā)生問(wèn)題，正常情況下漿液密度11月B側壓差.51150 kg/m'時(shí)開(kāi)始脫水,但為了滿(mǎn)足排放要求,加大供馬11月A鍘壓差廣W^漿量，漿液密度邊脫水邊升高,1180 kg/m',1200 kg/m'1.S-成為常態(tài),造成攪拌器超負荷運行,電機過(guò)熱跳閘。5月B側壓兼_為應對“石膏雨"問(wèn)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5月A側壓差oL這些規定得不到執行，除霧器壓差上升,“石膏雨"現象10 15 2025抬頭,影響公司正常的生產(chǎn)秩序。日期3.4對設備的影響不斷顯現圖1空預器進(jìn)出口壓差高硫分造成的氧化、密度控制等問(wèn)題，對脫硫設備可使空預器壓差降低。SCR脫硝機組的空預器吹灰器造成的影響十分嚴重,供漿泵、攪拌器電機過(guò)熱,除霧一般采用蒸汽和高壓水雙介質(zhì)吹灰器，當空預器堵塞器壓差上升,系統設備、管道.閥門(mén)磨損加劇,設備缺陷嚴重時(shí),可以在線(xiàn)實(shí)施高壓水沖洗,亦可以降低空預器大幅度上升,急劇減少這些設備的使用壽命。壓差。同時(shí)在機組檢修期間,采用高壓水對冷、熱端傳4燃用高硫煤帶來(lái)的主要經(jīng)濟損失熱元件進(jìn)行徹底的清洗;還可通過(guò)低氮燃燒器改造和燃燒調整來(lái)降低SCR入口NO,含量,減少?lài)姲绷?控4.1 空預器壓差增加造成電量損失制氨逃逸,減少硫酸氫氨的生成,防止空預器堵塞?？疹A器壓差增大導致送.引風(fēng)機電流大幅增加,1號機組2012年5月份送風(fēng)機平均電流66A,11月份3高硫煤對脫硫系統的影響送風(fēng)機平均電流75A,空預器堵塞導致送風(fēng)機平均電.南熱脫硫設計收到基硫分為1%,對應系統進(jìn)口流增加9A。2012年5月份引風(fēng)機平均電流227A,11SO2濃度2432.5 mgm'。實(shí)際運行中,因入廠(chǎng)煤硫分搭月份引風(fēng)機平均電流285A,空預器堵塞導致引風(fēng)機配問(wèn)題，例如:2012年11月份入廠(chǎng)煤平均硫分為平均電流增加58A。單臺引風(fēng)機增加電耗500kw.1.02% ,月平均硫分看似僅超設計值- -點(diǎn)點(diǎn),但是因為h/h,單臺送風(fēng)機增加電耗76.7 kW.h/h,則1號機組增來(lái)煤硫分波動(dòng)較大,一段時(shí)間只來(lái)高硫煤,.-段時(shí)間又加電耗1 153.4 kW.h/h, 按0.456元/(kW.h)計,平均全是低硫煤,再加上南熱單圓型煤場(chǎng)造成的配煤困難,每天用電增加電量費用1.26萬(wàn)元,按年利用小時(shí)7500脫硫系統入口SO2濃度一段時(shí)間內遠超設計值，人o .h計,每年用電增加電量費用約為395萬(wàn)元。3800 mg /m' ,4000 mg/ m'的SO2濃度成為常態(tài),這么4.2水冷壁高溫腐蝕增加防腐噴涂費用高的SO2濃度對脫硫系統運行的影響十分嚴重,主要1號鍋爐102B、103C修水冷壁噴涂面積約1600有以下幾方面。m',2號鍋爐臨檢水冷壁噴涂面積1600 m?,共計噴涂3.1 排放超標費用約200萬(wàn)元。因水冷壁仍存在高溫腐蝕,后續仍將脫硫系統目前執行200mg/m)的排放標準，因高進(jìn)行防腐噴涂,費用還將增加。硫煤?jiǎn)?wèn)題造成脫硫系統出口排放超標,為了避免環(huán)保5結束語(yǔ)處罰并獲得脫硫電價(jià)，只能以降負荷應對。經(jīng)統計,2012年11月2日~12月10日,為保證so,排放數據燃用高硫煤(含硫量≥1%)時(shí),對于燃煤鍋爐,尤共降負荷31次,時(shí)間長(cháng)達16.67h,嚴重影響公司月度其是帶有SCR脫硝裝置的燃煤鍋爐的影響非常大。主電量計劃的完成。要體現在水冷壁的高溫腐蝕、空預器堵塞以及排放超3.2脫硫系統物料平衡發(fā)生問(wèn)題標等方面。燃煤發(fā)電企業(yè)為了滿(mǎn)足日益嚴格的環(huán)保要高硫分導致石灰石粉的用量增加，原有的有序供求,不得不投用脫硝和脫硫裝置。為了保證NO,達標.粉被打破,粉倉粉位最低時(shí)僅有0.5 m,協(xié)調供粉人員排放,要求脫硝人口的NO,含量盡可能的低,這就導頻繁忙于救急,嚴重影響脫硫系統運行安全。致在燃燒器區域要求低氧燃燒,形成還原性氛圍，如燃高硫分導致供漿量大增,為保證排放,供漿泵出口用高硫煤將加劇該處區域水冷壁管的高溫腐蝕。減緩調門(mén)開(kāi)度至最大,多次造成供漿泵超負荷跳閘。水冷壁高溫腐蝕的主要措施主要是通過(guò)低氮燃燒器改高硫分導致石膏產(chǎn)量大幅增加,因供漿量增大,漿.造和燃燒調整,有效降低爐膛出口NO,含量,同時(shí)控液氧化不足現象相當明顯,脫水系統24h運行,有時(shí)制燃燒區中國煤化工SCR脫硝裝置所還不能滿(mǎn)足運行要求,不得不外排部分漿液。造成的氨0HCNMH G,附著(zhù)在空預器傳熱元件上，但成工頂研飲慶、咱基,爭致空預器壓差增3.3運行控制困難(下轉第75頁(yè))卞康麟:1000MW機組塔式鍋爐NO,排放的試驗研究75鍋爐NO,排放濃度隨氧量的上升而呈上升趨勢。為保影響的試驗研究[J]熱能動(dòng)力工程.2010,25(2):221 225.證鍋爐高效低NO,運行,建議該鍋爐在機組負荷為[3]高小濤.電站鍋爐燃用混煤的煤質(zhì)特性分析[J].江蘇電機工1000MW負荷下燃用試驗煤種相近煤種時(shí)，控制DCS[4]高小濤,章名耀.SG-1036/17.5-M871鍋爐NO,排放特性的試程.2009 ,28(1):63-66.中爐膛出口氧量為2.5%左右。(2)在機組負荷為驗研究[J].鍋爐技術(shù).2007 ,38(2):77-80.1000MW負荷下,為進(jìn)一步降低該塔式鍋爐的NO,排[5] ASME PTC4.1 (Steam Generating Units)蒸汽鍋爐性能試驗規放濃度，建議二次風(fēng)方式采用均等配風(fēng)方式或倒塔配程[S].美國機械工程師協(xié)會(huì ). 1964.風(fēng)方式運行;鍋爐煤層二次風(fēng)開(kāi)度控制為40% ;油層[6]環(huán)境保護局,國家質(zhì)量監督檢驗檢疫總局.GB13223-2011火二次風(fēng)風(fēng)門(mén)開(kāi)度控制為20%左右;CCOFA風(fēng)風(fēng)門(mén)保電廠(chǎng)大氣污染物排放標準[S].北京:中國環(huán)境科學(xué)出版社,持全開(kāi)狀態(tài);并保持6層SOFA風(fēng)風(fēng)門(mén)全開(kāi)。2011.參考文獻:[1]江哲生.董衛國,毛國光.國產(chǎn)1000MW超超臨界機組技術(shù)綜作者簡(jiǎn)介:卞康麟(1967),男,江蘇揚州人,高級T.程師,從事電力工程技術(shù)管述[].電力建設,2007 ,28(8):6-13.[2]高小濤,黃磊,張恩先,等.1000MW機組鍋爐氮氧化物排放理和技術(shù)培訓等工作。Testing Research on NOx Emission Characteristics of a 1000 MWUltra-supercritical Tower BoilerBIAN Kanglin(Jiangsu Electric Power Company, Nanjing 210008, China)Abstract: In large scale coal-fired power plants, through reasonably organizing the in-fumace combustion processes, all theboilers are designed to achieve low NOx emission. The combustion debugging and tests on NOx emission characteristic of one1000 MW ultra-supercritical tower boiler were carried out by optimizing the combustion technology. Based on the test results,the effects of various boiler operating parameters on the NOX emission were analyzed. The obtained conclusions can guidethe similar boilers to achieve low NOx emission.Key words: ultra-supercritical tower boiler; combustion debugging; NO, emission characteristic; boiler efficiency(上接第72頁(yè))大的危害，目前主要采用低氮燃燒器改造和燃燒調整來(lái)降低SCR人口NO,含量,減少?lài)姲绷?控制氨逃逸。[1]劉 青,呂俊復,張建勝. 等.還原態(tài)下流化床煤熱解硫的釋放當空預器發(fā)生冷端堵塞時(shí)，將冷端蒸汽吹灰壓力提高[J].中國礦業(yè)大學(xué)學(xué)報.2003 ,32(4):367-370.至2.0MPa,連續吹灰,可使空預器壓差降低。SCR脫[2]岑可法.鍋爐和熱交換器的積灰、結渣、磨損和腐蝕的防止原理與計算[M].北京:科學(xué)出版社, 1995:25.硝機組的空預器吹灰器一般采用蒸汽和高壓水雙介質(zhì)[3]趙虹,魏勇.燃煤鍋爐水冷壁煙側高溫腐蝕的機理及影響因吹灰器,當空預器堵塞嚴重時(shí),可以在線(xiàn)實(shí)施高壓水沖素[J].動(dòng)力工程,2002 ,22(2): 1700-1704.洗,亦可以降低空預器壓差。[4]楊波,田松柏.不同形態(tài)硫化合物腐蝕行為的研究[J].腐蝕科雖然通過(guò)水冷壁的防腐噴涂,可以減緩高溫腐蝕學(xué)與防護技術(shù),2004. 16(6):385-388.的發(fā)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。只有控制宋金琳(1963),男,河南平頂山人,工程師,從事電廠(chǎng)鍋爐檢修管理人爐煤的含硫量,方可消除高硫煤帶來(lái)的不利因素,確工作和科企合作管理工作:保機組安全、經(jīng)濟、穩定、可靠運行。張光(1980),男, 江蘇南京人.T程師.從事鍋爐技術(shù)管理工作。Influence of High Sulfur Coal on Coal-fired Power UnitsSONG Jinin', ZHANG Guang?(1. Jiangsu Society of Electrical Engineering, Nanjing 210024,China;2. Jiangsu Nanre Power Generation Co. Ltd., Nanjing 210035,China)Abstract: The high temperature corrosion of water wall, the low-temperature corrosion and the deposition of air preheater,and the operating condition of the gas desulfurization system in Nanre 2x 600M中國煤化工thepaper.Italso elaborates the principles of both the high-temperature and lowtemperaturefYHCNMHGSsociated withbuming high sulfur coal and the solution measures are presented.Key words: high sulfur coal; high temperature corrosion; air preheater; occlusion; desulfuration萬(wàn)方.