低温腐蚀对空预器及脱硫设备腐蚀性探讨

电力18讯：    

    摘要：本文在珞璜电厂空预器及湿法脱硫系统现场运行经验的基础上，对烟气的腐蚀性问题进行了探讨，并对电厂酸露点进行计算，提出了解决方案，并分析其实际应用效果。
    关键词：低温腐蚀 露点温度 空预器 脱硫

    华能珞璜电厂地处重庆江津珞璜镇，电厂装机容量4×360MW，发电机组系引进法国阿尔斯通公司的燃煤汽轮发电机组，每台锅炉配2台3分仓各三段再生回转式空预器，燃煤为重庆松藻煤矿的劣质无烟煤，燃料中的含硫量为3.5%～5%，这种高硫煤燃烧产生的烟气中二氧化硫的浓度较高，为了保护当地的大气环境，从日本三菱重工引进了石灰石/石膏湿法脱硫装置与发电机组配套。分二期建设，一期工程投产后#1、2炉空预器冷段及中温段由于结露，腐蚀堵灰严重，脱硫系统中GGH设备的腐蚀问题也较为突出，由于GGH换热器的温度梯度大且出口处的烟温已低于烟气的露点温度，使设备长期处于一种强酸性的环境中，换热器管束的腐蚀极为明显。因为空预器和脱硫装置的正常运行对机组的安全、环保运行至关重要，因而有必要对低温腐蚀的成因、危害进行探讨。

1　低温腐蚀的现象及危害

    回转式空预器及脱硫设施安装在锅炉尾部，烟气在进入空预器及脱硫入口热交换器进行热交换后，温度降低，在燃用高硫煤时，由于烟气中凝结的液态硫酸液造成换热器及烟道腐蚀，致使换热元件严重损坏，同时酸液粘结烟气中的灰粒，空预器、静电除尘器及热交换器集灰、堵塞，严重时，影响锅炉及脱硫设施的满负荷运行，按一期合同规定，空预器应能在进口空气温度25℃，出口排烟温度145℃维持正常运行，实际运行半月左右空预器就发生严重堵塞，表现为一次、二次风压出现摆动现象，随后摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化，其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，严重时致使风机发生喘振，因为不能维持一次风压而引起锅炉MFT动作，被迫提高排烟温度160-165℃运行，以勉强维持锅炉到停炉冲洗，而排烟温度高又影响脱硫装置全烟气运行，降低了吸收塔树脂内衬的使用寿命，增加了设备的维护费用，严重影响机组的安全经济运行。

    脱硫的腐蚀问题是影响设备健康的主要问题，电厂脱硫系统中GGH设备的腐蚀问题较为突出。脱硫装置的烟气换热装置采用了闭式水循环热量交换装置(MGGH)。烟气进入脱硫装置后首先经过热交换器降温，以达到吸收塔设计的进口烟气温度以利吸收过成的顺利进行，换热器的降温幅度一期脱硫设计为142℃～100℃，二期脱硫设计为142℃～120℃，由于换热器的温度梯度大且出口处的烟温已低于烟气的露点温度，大量的SO2和SO3在管束表面凝结，使设备长期处于一种强酸性的环境中，特别是SO3的含量随烟温的上升而增加的幅度较大，换热器管束的腐蚀极为明显，在每次设备大修中都投入较多的资金进行维护或更换以保证设备能够正常运行。此外在脱硫装置的管道设计中普遍采用了衬胶管道，大部分的泵也都采用了衬胶泵，从运行情况看来有一定效果，但是在部分设备和设备的某些部位磨损腐蚀仍比较严重， 增加了设备的维护费用。

2　低温硫腐蚀的原因及换热器结灰分析

    煤在燃烧时产生烟气，烟气中的水蒸气含量取决于所用燃料、过剩空气量和空气中的水分，蒸汽吹灰也增大了烟气中的水蒸气，如果水蒸汽不与其他物质化合， 在燃料中水份不多的情况下，因其分压力低，水蒸汽的露点（即水露点）也很低，一般在30～60℃，一般低温受热面上不会结露；实际上煤在燃烧过程中，特别是燃用高硫煤时，除了部分硫酸盐留在灰中外，大部分硫燃烧生成SO2， 其中约有0.5-5%的SO2在烟气中的过剩氧量及积灰中的Fe2O3的催化作用下生成SO3， SO3与烟气中的水蒸汽形成硫酸蒸汽，而硫酸蒸汽的露点（也叫酸露点或烟气露点）则较高，烟气中只要有少量的SO3，烟气的露点就会提高很多，从而使大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气露点的低温受热面上，引起腐蚀。
珞璜电厂煤的设计含硫量4.02%，实际运行情况也与此相符，根据煤的元素分析，采用在我国已得到广泛使用的前苏联73年锅炉机组热力计算标准的方法：

F=1.2时， =121； F =1.4～1.5时， =129：标准中取 =125。

    通过计算烟气中水蒸汽分压力PH2O（%），再查饱和湿空气表，可得出水露点温度约为35.5℃，若排烟过剩空气系数 F取1.35，飞灰份额根据电厂实际情况取0.92，可计算得出酸露点温度约为123℃，当不投运暖风器时，空气预热器冷端综合温度只有90℃，必然造成低温腐蚀。

    在尾部受热面上实际的腐蚀情况既与结出的露的浓度有关，又与壁温有关，随锅炉负荷的变化，腐蚀范围及最强处也随之变化，因而主要是空预器的冷端、脱硫进出口的换热器腐蚀最严重。
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