低温腐蚀对空预器及脱硫设备腐蚀性探讨
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。
在空气预热器冷端壁面温底偏低的情况下，如由于多方面的原因造成暖风器停运，壁温严重低于烟气中水蒸汽的露点，导致大量的水蒸汽及稀硫酸液凝结，又由于烟气中有大量灰份，灰份沉积在壁面时，与水及酸液起化学作用后发生硬结。持续的低温天气又使得受热面积灰日趋严重，将大部分空气预热器堵死，机组被迫停运。同时空气预热器传热元件布置紧密，烟气中的飞灰易沉积在受热面上，使气体汉动阻力增加，影响空气预热器的正常工作。此外低温受热面积灰将造成金属壁温更低，硫酸蒸汽能透过灰层扩散到金属壁上，形成硫酸，使积灰变硬，更难清除。
引起脱硫设备腐蚀环境恶化的因素比较复杂，烟气成分的变化是主要原因之一，这包括烟气中SO3含量的变化，粉尘浓度的增加以及水分的增大等，机组的频繁启停也会加剧设备的腐蚀。一般来说，在湿法脱硫系统中的烟气露点温度通常也是降低的，但烟气的腐蚀性等级却并不降低相反会发生明显升高，其原因是在脱硫后的烟气中SO3含量虽有所降低，但烟气中所含腐蚀物质总量反而增多，其中包含湿法脱硫时伴随产生的酸性烟雾和酸性带水，来自煤燃烧和来自脱硫浆液制备水中所含氯化物和氟化物等强腐蚀性物质，氯化物和氟化物的含量将使烟气腐蚀性等级发生很大程度的提高。如果脱硫后的烟汽温度低于酸露点温度，烟气的腐蚀性等级将更加增强。
3 防止低温腐蚀的措施
3.1 加强入厂煤含硫量的控制，在制定燃煤采购合同时要适当考虑加入煤中含硫量的控制条款，用经济杠杆，从源头上减少含硫高的煤进入炉膛，但在近几年由于供电形式紧张，电煤进入卖方市场的条件下，实行的可能性较小，但可加强对不同煤种的混、配工作，防止高硫、高灰分煤集中进入炉膛。
3.2 提高低温受热面壁温，这是在锅炉运行中最有效的方法。使低温受热面壁温高于露点温度，硫酸蒸汽不能在金属表面凝结，也就能减轻腐蚀。要提高壁温，就要提高排烟温度及空气温度，提高排烟温度增大了锅炉的排烟热损失，降低锅炉的经济性，但为了机组的安全运行，在改造之前也属不得已而为之，珞璜电厂一期2台锅炉则采取取掉部分换热面，将排烟温度由145℃升高到168℃范围内控制，既减轻腐蚀，又防止空预器堵塞；此外还可采取提高空预器入口冷空气温度以提高冷端受热面壁温，即在送风机、一次风机出口与空预器之间安装暖风器，在运行过程中，根据风机入口温度及时投停暖风器，保持空气预热器入口冷风温度在20～50℃的范围，以确保空气预热器冷端综合温度在规定范围内。珞璜电厂在二期工程时则特别增加原一期没有的一次风机出口与空预器之间的暖风器，并保证其长期安全运行，取得较好效果。
3.3 加强对空气预热器出、入口差压的监视，特别是在冬季气温急剧下降时更应注意，同时保证换热器冷端温度比烟气露点温度高，当发现空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压异常时，应加强调整，加强吹灰，吹灰前要将蒸汽疏水彻底排干净，并尽可能保持高负荷，如采取措施后仍不见好转，则只能利用停机机会及时对空预器进行水冲洗，冲洗后投入运行前必须利用锅炉余热甚至启动引、送风机强制通风，充分干燥，避免烟灰粘附在换热面上，防止堵灰加剧。
3.4 解决尾部受热面的堵灰和腐蚀问题，珞璜电厂二期设计对空预器的材质和传热面积作了改进， 中温段改用耐腐蚀的考登钢，低温段考登钢厚度加大，空预器传热元件面积增大为28500m2，大于一期的24400m2，适当增加传热片间隙，相应增大空预器间隙，锅炉出口烟温保持不变，增加一次风暖风器，从二期机组运行情况看，有效防止空预器的腐蚀及堵灰。对脱硫系统则更换了四组换热组件，并从价格及工艺上进行比较，最终采用“耐低温露点腐蚀ND钢”，其抗腐蚀能力为普通碳钢的5倍，运行情况较好，此外加强设备维护，在每次设备大修中我们都投入较多的资金进行对脱硫换热器、管道等进行维护或更换以保证设备能够正常运行。
3.5 由于湿法脱硫后烟气腐蚀性等级增高，为此，除了加强脱硫设备的防腐能力外，必须有效保证除雾器、烟气加热器的投入及工作正常，即脱硫后烟气的再热温度应加热到酸露点温度以上，并尽量留有一定的裕度，以减轻烟气增湿、避免残余气态SO3蒸汽的结露，同时保证经过吸收塔入口降温换热器冷却后的GGH热媒水温度不过低，一般控制在75℃，确保换热器管束表面温度，避免入口发生结露腐蚀。
3.6 由于烟气中SO2进一步氧化成SO3是在一定的条件下发生的，过剩空气多，炉膛火焰中心温度高，生成SO3也就越多，因此要求采取合理的过剩空气系数，合理配风，保证燃烧状态最佳，降低SO3的生成；此外，尾部烟道的漏风会使烟温水平降低，与受热面的热交换变差，烟气容积增大，排烟损失增加，引风机电耗增加，同时引起腐蚀和堵灰，因而要加强设备维护，降低漏风系数。
4 结束语
锅炉尾部受热面的腐蚀情况与酸露点温度习习相关，烟气对受热面的低温腐蚀常常用酸露点的高低来表示，露点越高，腐蚀范围与广，随着电力体制改革及全国供电形式日趋紧张，对锅炉安全、经济运行要求也大大提高，同时新建、扩建和改建火电厂设计中采用烟气脱硫技术的工程也逐渐增多，如何避免锅炉及脱硫设施在检修周期内腐蚀程度降低，保证机组长周期经济、安全运行，降低设备的维护成本，必将对电厂保证发供电带来积极的意义。