應(yīng)冬軍，溫　達(dá)

（國家電投集團(tuán)江西電力有限公司新昌發(fā)電分公司，江西　南昌　330117）

0　引言

國家電投集團(tuán)江西電力有限公司新昌發(fā)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(tuán)）股份有限公司制造單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣，鍋爐型號(hào)：DG2060/26.15-II2型。

新昌發(fā)電分公司陸運(yùn)煤主要為京九線的鐵路運(yùn)輸，水運(yùn)煤依靠2016年10月建成的輸煤碼頭進(jìn)行船運(yùn)，由于水運(yùn)煤能力有限，基本以鐵路運(yùn)煤為主，水運(yùn)為輔。面對(duì)日益高漲的原煤采購單價(jià)，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(shí)進(jìn)行“分磨制粉，倉內(nèi)摻混，爐內(nèi)摻燒”的摻燒方式，保證了機(jī)組安全環(huán)保穩(wěn)定運(yùn)行。2017年底開始煤價(jià)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(shí)對(duì)運(yùn)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(jìn)行說明。

摻燒方案根據(jù)煤場(chǎng)存煤結(jié)構(gòu)，結(jié)合制粉系統(tǒng)的狀態(tài)，優(yōu)先考慮選擇揮發(fā)分接近的原煤進(jìn)行摻燒[1]（干燥無灰基揮發(fā)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(fù)荷的摻燒（機(jī)組負(fù)荷＜500 MW，按照高低硫煤1.2：1的比例進(jìn)行摻燒；機(jī)組負(fù)荷＞500 MW，按照高低硫煤1：0.8的比例進(jìn)行摻燒）。

1　摻燒高硫煤對(duì)高、低溫腐蝕的影響

配煤摻燒過程中硫分過高，勢(shì)必造成爐內(nèi)高溫燃燒區(qū)域的水冷壁大面積腐蝕和空預(yù)器冷端的低溫腐蝕、積灰、堵塞，嚴(yán)重影響火電機(jī)組的安全運(yùn)行。

1.1　高溫腐蝕

鍋爐水冷壁的高溫腐蝕是一個(gè)及其復(fù)雜的物理化學(xué)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(chǎn)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(chǎn)生了H2S以及游離態(tài)硫，其與管壁基體金屬鐵以及鐵的氧化物發(fā)生反應(yīng)生成鐵的硫化物。

當(dāng)爐膛內(nèi)過量空氣系數(shù)α<1.00以及當(dāng)水冷壁附近因煤粉濃度過高，空氣量不夠而出現(xiàn)還原性氣氛時(shí)，原煤中的硫以H2S的形式釋放出來的比例在75%以上，通常當(dāng)CO/（CO+CO2）由8%上升到24%時(shí)，H2S則由0.02%上升到0.07%，從而引起水冷壁的強(qiáng)烈腐蝕。在H2S濃度不變時(shí)，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(nèi)，則腐蝕速度與壁溫呈指數(shù)關(guān)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(fù)合的FeO以及管壁Fe發(fā)生反應(yīng)，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(huì)產(chǎn)生一定量的單質(zhì)硫，其在350～400℃時(shí)很容易與碳鋼直接反應(yīng)生成硫化亞鐵形成高溫硫腐蝕，并且從450℃開始，其對(duì)爐管的破壞作用相當(dāng)嚴(yán)重。

生成的單質(zhì)硫可以直接穿透管壁金屬表面保護(hù)膜，并沿金屬晶界滲透，進(jìn)一步腐蝕鍋爐水冷壁并同時(shí)使氧化膜疏松，剝裂甚至脫落。金屬硫化腐蝕產(chǎn)物層相對(duì)基體金屬的體積比很大，一般在2.5～4.0之間，因此，層內(nèi)會(huì)產(chǎn)生很大的應(yīng)力，腐蝕層易破裂。其熔點(diǎn)溫度較高為1 195℃，性質(zhì)非常穩(wěn)定，即使在1 000℃高溫下，其與氫氣還原反應(yīng)也非常低，在還原氣體中能保持穩(wěn)定。當(dāng)溫度超過其熔點(diǎn)溫度，煙氣中的氧化性氣體達(dá)到一定分壓時(shí)，則緩慢氧化轉(zhuǎn)變成Fe3O4和SO2，生成的SO2又可以提高單質(zhì)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(jù)我廠歷年等級(jí)檢修對(duì)受熱面的檢查結(jié)果來看，兩側(cè)墻的水冷壁腐蝕較為嚴(yán)重，詳見表1、2，燃燒器區(qū)域及兩側(cè)墻水冷壁均發(fā)生大面積高溫腐蝕，面積均高達(dá)1 200 m2，腐蝕減薄嚴(yán)重處高達(dá)1.1 mm，雖1號(hào)、2號(hào)機(jī)組分別在2015、2016年進(jìn)行了超潔凈排放改造，在兩側(cè)墻增加補(bǔ)充氧量的二次風(fēng)通道共計(jì)10只，用于改善側(cè)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(duì)水冷壁兩側(cè)墻進(jìn)行防腐噴涂。每次的等級(jí)檢修對(duì)側(cè)墻水冷壁的腐蝕檢查屬于必檢項(xiàng)，為日后的機(jī)組配煤摻燒提供依據(jù)。

表1　2015年1號(hào)機(jī)組燃燒器附近水冷壁壁厚檢測(cè)結(jié)果mm

表2　2017年2號(hào)機(jī)組燃燒器附近水冷壁壁厚檢測(cè)結(jié)果mm

1.2　低溫腐蝕問題

鍋爐燃料中或多或少都含有硫。當(dāng)燃用含硫量較高的燃料時(shí)，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(diǎn)越高，可以達(dá)到110～160℃，甚至更高。這就導(dǎo)致硫酸蒸氣凝結(jié)在低于煙氣露點(diǎn)的低溫受熱面上，引起腐蝕。鍋爐低溫腐蝕最嚴(yán)重的部位是空氣預(yù)熱器的冷端。煙氣的酸露點(diǎn)與燃料含硫量和單位時(shí)間送入爐內(nèi)的總硫量有關(guān)，而后者是隨燃料發(fā)熱量降低而增加的。顯然，燃料中的含硫量較高，發(fā)熱量較低，燃燒生成的SO2就越多，進(jìn)而SO3也將增加，致使煙氣酸露點(diǎn)升高。酸露點(diǎn)越高，腐蝕范圍越廣，腐蝕也越嚴(yán)重。對(duì)空預(yù)器冷端加裝防護(hù)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(yuǎn)高于煙氣的露點(diǎn)溫度，發(fā)生低溫腐蝕的可能性小。但在實(shí)際運(yùn)行當(dāng)中，我廠空預(yù)器因摻燒高硫煤發(fā)生過堵塞現(xiàn)象，發(fā)生堵塞后按照摻燒技術(shù)措施，立即組織對(duì)空預(yù)器不間斷吹灰，有所好轉(zhuǎn)。

1.3　低低溫腐蝕后移問題

我廠1號(hào)、2號(hào)機(jī)組分別在2014、2015年進(jìn)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(dá)節(jié)能效果，為了防止低低溫省煤器發(fā)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(diǎn)溫度10℃左右[4]，就能避免產(chǎn)生低溫腐蝕，堵灰也將得到改善。根據(jù)這個(gè)原理，在熱力系統(tǒng)上選擇一個(gè)比煙氣露點(diǎn)溫度高10℃左右的地點(diǎn)，作為低低溫省煤器進(jìn)水的水源引出點(diǎn)。由于低溫省煤器水側(cè)放熱系數(shù)遠(yuǎn)較煙氣側(cè)大，因而其冷端金屬壁溫近似等于進(jìn)口水溫。所以，選擇低溫省煤器的最低壁溫超過煙氣露點(diǎn)溫度10℃左右，從而達(dá)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(yōu)點(diǎn)是防腐效果較佳。合理選取冷凝水取水點(diǎn)，及采取減壓混流等措施。使換熱管的進(jìn)水溫度控制在（水露點(diǎn)+20℃）以上，可有效避免換熱管發(fā)生低溫腐蝕。

為了保證正常運(yùn)行中不發(fā)生低溫腐蝕，我廠規(guī)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(cè)點(diǎn)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(xiàn)象，不可避免地存在低溫腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)。以下為運(yùn)行中的實(shí)時(shí)參數(shù)：

表4　低低溫省煤器運(yùn)行參數(shù)

2　摻燒高硫煤對(duì)飛灰、爐渣含碳量的影響

配煤摻燒對(duì)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的反應(yīng)在飛灰含碳量、爐渣含碳量上，通過這兩個(gè)指標(biāo)的高低可以檢驗(yàn)出爐內(nèi)燃燒率，從而避免鍋爐燃燒過程的不完全燃燒以及結(jié)焦現(xiàn)象，表5、6是對(duì)機(jī)組爐渣、飛灰含碳量的統(tǒng)計(jì)。

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(shù)據(jù)分析如下：

表6　500 MW工況下飛灰、爐渣含碳量%

根據(jù)上述灰飛含碳量、爐渣含碳量分別進(jìn)行配風(fēng)調(diào)整，調(diào)整結(jié)構(gòu)如下，調(diào)整后的參數(shù)如表7。

表7　500 MW工況下調(diào)整后灰飛含碳量%

進(jìn)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(diào)整實(shí)現(xiàn)指標(biāo)的可控在控，見表8，如何將摻燒工作經(jīng)濟(jì)化需要長期不斷的摸索。

表8　2018年2月部分運(yùn)行數(shù)據(jù)

3　摻燒高硫煤對(duì)環(huán)保指標(biāo)的影響

脫硫系統(tǒng)目前執(zhí)行超低排放標(biāo)準(zhǔn)35 mg/m3的排放標(biāo)準(zhǔn)，因高硫煤?jiǎn)栴}造成脫硫系統(tǒng)出口排放超標(biāo)在我廠發(fā)生過一次，后期通過完善技術(shù)措施，在漿液中添加增效劑有效地緩解了超排現(xiàn)象。

燃用高硫煤（含硫量≥2%）時(shí)，對(duì)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?；鹆Πl(fā)電廠為了滿足日益嚴(yán)格的環(huán)保要求，保證NOx達(dá)標(biāo)排放，要求脫硝入口的NOx含量盡可能的低，這就導(dǎo)致在燃燒器區(qū)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(qū)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(diào)整，有效降低爐膛出口NOx含量，同時(shí)控制燃燒區(qū)域還原性氛圍。而對(duì)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(yù)器傳熱元件上，造成空預(yù)器積灰、堵塞，導(dǎo)致空預(yù)器壓差增加，鍋爐NOx排放濃度隨氧量的上升而呈上升趨勢(shì)。

4　結(jié)束語

摻燒高硫煤工作是一個(gè)科學(xué)系統(tǒng)的課題，通過制定科學(xué)、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(zhì)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(jīng)濟(jì)、環(huán)保運(yùn)行的有效途徑，同時(shí)配煤摻燒最大限度地降低燃料成本，提升企業(yè)盈利能力，提高了企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。