燃烧高硫煤对冲锅炉水冷壁高温腐蚀研究

2024-04-14赵子龙张兰庆陈建亮马东森李振兴

工业加热 2024年3期

赵子龙,张兰庆,陈建亮,马东森,李振兴

(华能国际电力股份有限公司德州电厂,山东德州 253024)

伴随着国内对锅炉燃烧污染物排放控制要求的逐步提升,低氮燃烧技术迅速发展起来,并在燃煤电厂实现了推广运用,有效解决了氮排放量的问题[1]。但在经过长期的实践后,在高硫煤燃烧期间会对水冷壁带来非常突出的高温腐蚀问题,导致管壁受损,极易因出现爆管而导致锅炉无法正常使用,从而使得电厂运作受到影响[2]。根据相关统计数据显示,火电厂设备故障中,27.8%的事故均是由于水冷壁管爆裂事故导致锅炉四管爆破[3]。为此,加强对水冷壁高温腐蚀问题的研究是燃煤电厂的探索重点和难点。

1 高温腐蚀机理及典型高温腐蚀区域

高硫煤燃烧会导致锅炉受热面造成的主要影响为水冷壁高温腐蚀问题。高温腐蚀是一个交替、复杂且持续性的过程。多呈现为炉膛水冷壁表面非常容易有大量灰尘附着,附着层中大量低熔点复合碱性硫酸盐(例如:Na3Fe(SO4)2)或者腐蚀性气体(例如:H2S)[4]。在高温的条件下,其能够与其他基材表面氧化膜进行相互作用,从而使得管子基材被迅速腐蚀[5]。

根据设计单位的相关资料来看,八角切圆垂直+垂直水冷壁是出现高温腐蚀的主要区域,燃烧器与燃尽风区域的四面墙水冷壁向火侧,见图1与图2。

图1 水冷壁主要高温腐蚀区域

图2 水冷壁极易发生高温腐蚀区域

2 对冲锅炉水冷壁高温腐蚀情况

2.1 设备介绍

某电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂设计制造的HG1021/18.2-YM3 型亚临界自然循环,一次中间再热,单炉膛π型号布置,燃煤固态排渣锅炉,具体参数见表1。锅炉最大连续蒸发量1 021 t/h。四角切圆的直流燃烧器,配有 6 台中速磨煤机,锅炉运行方式:主要承担基本负荷并具有调峰能力。锅炉最低稳燃负荷为40%B-MCR,并能在此负荷上长期运行。锅炉设置等离子点火系统,常规点火助燃油系统作为等离子点火系统的补充。燃煤特性见表2。

表1 锅炉原设计主要参数

表2 燃煤特性

2.2 对冲锅炉水冷壁高温腐蚀问题

2021年12月份2号机组在开展检修工作时,针对水冷壁管实施防磨防爆检查维修,观察到有以下几个问题:

(1)水冷壁F层燃烧器到C 层吹灰器层之间表现出非常普遍且轻微的高温腐蚀问题,受热面管尽管腐蚀情况相对较为严重,但并未超出更换标准。高温腐蚀的区域测量面积为600 m2。

(2)右侧墙壁水冷壁B层吹灰器层从前向后数第 4、5个吹灰器之间260～290根出现了一个高温腐蚀较为严重的区域,对其进行厚度测量,为5.1～5.4 mm(原壁厚5．8 mm),并未超出标准。该区域在2021年5月份未进行喷涂。

2.3 高温腐蚀原因分析

在高环保标准的要求下,低氮改造通常需要配合运用空气分级燃烧技术与低氮燃烧器来达标[6]。这就会导致向火侧与背火侧贴壁风强度不合理、切圆大小不合理、不同燃烧区域表现出过量空气系数不合理等因素,使得锅炉的热负荷呈现出不均匀的分布状态,从而使得还原性气氛变浓和局部温度偏高,这就造成水冷壁高温腐蚀问题加剧,使得锅炉安全运营遭受极大的影响[7]。此外,在长期的观察中发现,随着水冷壁近壁区域CO、H2S浓度的升高,锅炉中水冷壁高温腐蚀问题持续加剧。与此同时,四角切圆燃烧器锅炉中呈现出切圆明显过大问题,导致火焰持续冲刷墙壁,水冷壁周围也呈现出较高的问题;燃煤电站在采取低氮燃烧技术时,所引入的空气分级处理技术,使得部分二次风被转化为燃尽风上移,使得主要的燃烧区域出现过量空气系数<1的情况,非常容易呈现出较为强烈的还原性气氛。这些均是导致水冷壁高温腐蚀问题的主要因素。

3 高硫煤燃烧改造策略

根据上述原因分析结果,通过对贴壁风进行合理布置,能够促使CO、H2S的生成和浓度均得到控制。设想将切缘直径适当缩小,能够降低火焰对墙壁的冲刷,这就能够更好地改善水冷壁腐蚀的问题[8]。基于此,本研究针对低氮燃烧改造后四角切圆燃烧锅炉进行改造,具体方案为:通过对研究对象低氮燃烧改造处理后,进行冷态试验测定,发现主要燃烧区域2层一次风的强风环直径偏大,这是导致热态运转期间主要燃烧区域煤粉贴壁问题的关键因素,为此,在改造期间将上部第3层和第4层一次风及第3层和第4层二次风、第3层与第4层一次风的假想切圆直径均调整为1 200 mm,同时将第2层一次风及其上部相邻的第2层二次风和第1层三次风的假想切圆直径调整1 200 mm,基于此计算获得第3层、第4层、第2层一次风燃烧器浓侧反切角度均需调整为 6°。

4 高硫煤燃烧改造后高温腐蚀性能计算

4.1 炉内速度场

锅炉在正常运转的过程中,速度场对整个燃烧性能都有着极大的影响。四角切圆燃烧锅炉会导致气流对水冷壁造成持续性冲刷,从而引发腐蚀问题[9]。在本次改造方案下,对炉膛不同高度横截面和中心截面的速度场实施分析处理。

根据图3来看,在原始工况下,不同高度火焰非常容易冲刷墙壁,尤其是在配合低氮燃烧技术后更加容易发生该问题。但在优化处理后,在19 m与24 m标高位置,冲刷水冷壁的问题得到了明显改善。这主要是由于在对切圆直径进行改造处理之后,气流远离了墙壁,降低了对水冷壁的冲刷问题,确保煤粉能够聚集在炉内燃烧。

图3 19 m与24 m标高速度场

4.2 炉内温度场

煤粉在锅炉内烟气、燃烧和受热面持续交换作用、高温腐蚀等均必然会对炉内温度带来影响[10],为此,关注炉内温度也能够更好地连接炉内燃烧特性。炉膛纵剖面温度场见图4。

图4 炉膛纵剖面温度场

根据图4来看,原始工况和优化后工况下温度的分布无较大差异,主要燃烧区域下部的温度相对较低,随着高度的增加温度也在持续升高,主要燃烧区域的温度达到最高值,到折焰角周围温度逐渐开始下降。但可以观察到的是,原始工况下高温区域分布范围较大,这主要是受到低氮改造技术的影响,使得空气分级燃烧,从二次风在上部形成二次燃尽区。在进行改造处理之后,高温区域范围明显缩小,炉膛的整体温度也较之原始工况有明显降低。

4.3 炉内CO浓度场和O2浓度场

对改造前后炉内CO浓度场和O2浓度场进行测定,结果如图5所示。根据图5来看,在原始工况水冷壁周围的CO本身的浓度非常高,并且CO浓度较高的区域范围相对较大,这同样是因空气分级燃烧技术影响导致主燃区空气量减少所致。根据结果来看,在经过改造处理后不仅近壁位置的CO高浓度范围得到了明显缩小,同时整体的CO浓度得到了明显控制。同时观察主燃烧区域O2的浓度相对较高,且伴随着高度的升高O2浓度呈现出持续下降,这主要是由于大量空气经由主燃烧区域喷口进入炉膛所致。而通过改造处理之后,近壁区域的O2浓度表现出了明显升高,而炉膛出口O2浓度也较之原始工况有所升高,这就能够极大程度上提升氧化性气氛,从而缓解高腐蚀问题。

图5 炉膛纵剖面CO浓度场和O2浓度场

4.4 炉内H2S浓度场

炉内H2S浓度过高也是引起水冷壁发生高温腐蚀的主要因素,为此,炉内H2S是本次改造关注的重点内容。

根据图6来看,在原始工况下炉内H2S浓度主要聚集于燃烧区域,与喷口有着一定的距离,燃烧区域下部与上部均无H2S生成。这主要是由于一次风与三次风等均属于反切布置所致,其能够导致气流后半段形成较为强烈的还原性气氛,这就为炉内H2S的生成创造了最佳的条件,燃烧区域下部和上部均有着充足的氧气供应,故而不容易生成炉内H2S。

图6 右壁近端区H2S浓度场

根据图6还可以了解到,在原始工况下,右侧墙壁炉内H2S的浓度相对较高,甚至已经达到了1.5×10-3,这也是受到空气分级燃烧技术影响,造成主要燃烧区域过量空气系数<1所致,在这种条件下煤粉很难彻底燃烧,煤中聚集硫元素在还原氛围下无法产生SO2,此时就必然会导致炉内H2S浓度升高。有研究者发现[11],伴随着炉内H2S浓度的上升,在高温的影响下非常容易导致水冷壁腐蚀问题。在对其进行改造处理后,可以观察到近端区域的炉内H2S浓度实现了显著下降,这对改善水冷壁高温腐蚀情况有着非常重要的意义。

4.5 出口参数比较

对原始工况下和改造后工况下炉膛出口参数进行对比,见表3。

表3 不同工况下炉膛出口参数

根据表3来看,在实施改造处理之后,炉膛出口的NOx浓度出现了明显升高,同时飞灰含碳量出现了明显下降,即表明在改造处理后燃烧中心高度出现了下降,使得炉膛出口烟温逐渐下降,能够更好地完成煤粉的充分燃烧。

5 工程应用

根据前文改造结果,对低氮燃烧改造后BMCR工况下实际运行情况进行了解。基于低氮要求标准下,因20%SFOA风率会导致NOx浓度达到437.1 mg/m3(标准),而在30%SFOA风率时会造成最为严重的高温腐蚀问题,为此,综合各方面特点,将SOFA风率设定为25%。基于该风率下对改造后水冷壁进行持续4个月跟踪监测,重点对比改造前后前后壁的燃烧情况。具体见图7与图8。

图7 前墙调整前后燃烧状况

图8 后墙调整前后燃烧状况

根据原有数据信息来看,在进行低氮改造处理后,锅炉停炉检查时,水冷壁19～30标高区域有着较为突出的腐蚀问题,其中向火侧情况最为严重。前墙大约28 m的距离有0.5 m×0.4 m×0.1 m的焦块,21～23 m 位置右侧墙壁水冷壁管道脱落严重,呈现为锈黄色;后墙大约28 m的位置也有2 m×0.5 m×0.1 m的焦块,20～25 m位置有大约2/3的面积焦痕。但通过改造处理后,前墙28 m位置靠近右墙区域挂渣问题得到了明显改善,后墙21 m位置靠近左侧区域的腐蚀情况也有显著改善。由此可知,适当缩小假想切圆直径以及合理进行贴壁风布置,能够促使水冷壁向火侧温度得到改善,从而实现对高温腐蚀问题的控制。