热电厂低温省煤器失效分析及对策

蒋良雄 张万尧

（1.中石化扬子石化热电厂；2.天华化工机械及自动化研究设计院有限公司）

由于我国煤炭资源品质良莠不齐，大部分火力发电厂会使用劣质煤种或是配煤种替代锅炉最初的设计煤种，或者按照环保要求进行脱硫脱硝改造，这样就会带来腐蚀、积灰及管束磨损等一系列问题。

武汉锅炉厂煤粉锅炉在下级省煤器上、下两组省煤器之间的连接管处以及下侧一组省煤器的左右弯头箱内发现弯管发生严重腐蚀，导致壁厚减薄［1］。 中盐安徽红四方股份有限公司热电装置的末级空气预热器发生腐蚀和严重堵塞，导致管束壁厚严重减薄［2］。 因硫酸氢铵液化导致飞灰粘结积灰堵塞空预器的案例有很多，如哈尔滨锅炉 厂 机 组 空 预 器［3］、东 方 锅 炉 厂 空 预 器［4，5］、杭 州锅炉厂燃煤锅炉空预器［6］、浙能乐清电厂超临界锅炉空预器［7］都曾出现过这一现象，严重影响了空气预热器的换热效果，降低了锅炉效率。

从国内部分失效案例的调研情况可以看出，国内锅炉失效故障主要有： 换热管磨损穿孔泄漏； 硫酸氢铵增强了飞灰颗粒之间的粘结力，加剧了积灰的堵塞；管束上硫酸氢铵的凝结会造成腐蚀现象的发生，致使管束严重减薄甚至穿孔。

笔者主要对某热电厂低温预热器飞灰沉积堵塞和炉管穿孔现象开展失效行为分析，并提出相应的对策。

1 热电厂锅炉的改造情况

随着环保排放标准逐步提高，某热电厂锅炉先后进行了两次脱硝改造工作。

第一轮脱硝改造按照《火电厂大气污染物排放标准》进行设计，通过改造使锅炉出口NOx排放浓度小于100 mg/m3（干基、标态、6%O2，以下NOx浓度均为此状态）。 2018 年完成的第二轮脱硝超洁净排放改造是按照国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 年）》要求进行的，通过改造使锅炉出口NOx排放浓度小于50 mg/m3。

第二轮超洁净排放改造对尾部烟道结构进行了改动，去除原SCR 催化剂层烟道，并在此位置增设烟气引出烟道、脱硝反应器及烟气引入烟道等设施。 锅炉采用低氮燃烧（LNB+OFA）+选择性非催化还原 （SNCR）+烟道内布置选择性催化还原（SCR）组合脱硝技术方案。

经过两轮脱硝改造后， 烟气达到了排放指标，但是却不断出现低温省煤器和低温预热器飞灰沉积堵塞、炉管穿孔等失效行为，增加了运行能耗，降低了换热效率，缩短了设备的运行周期。

2 低温省煤器飞灰沉积堵塞分析

2.1 飞灰沉积现象描述

某热电厂低温省煤器的飞灰沉积位置如图1所示，飞灰沉积主要发生在支撑梁上方支撑板的两侧位置（图1 中圈出的位置）。 低温省煤器管束的飞灰沉积照片如图2 所示。

图1 低温省煤器管束的飞灰沉积位置

图2 低温省煤器管束的飞灰沉积图

从图2 可以看出：管束支撑板两侧积灰现象明显，而且随着高度的增加积灰宽度变窄，管束下方积灰面积大于管束上方，可以初步判定积灰从管束下方逐渐累积向上，积灰部位起始于支撑板下方的支撑梁上表面；积灰硬度较大，不是干粉颗粒的表面堆积，明显是粘附团聚堆积，说明可能与硫酸氢铵团聚有关。

2.2 飞灰沉积物样品分析

对低温省煤器管束上沉积的飞灰进行采样，采用元素分析仪对沉积物样品进行元素分析。 通过扫描电子显微镜（SEM）获取沉积样品的形貌，并配备能谱仪（EDS），可以获取样品表面的元素组成。 沉积物样品用一层薄金溅射涂层制备SEM，其放大范围为5～30 万倍，分辨率可达到纳米级。

飞灰沉积物的扫描电镜结果如图3 所示。 从图3 可以看出，飞灰沉积颗粒个体以球形或近似球形出现，同时显示出颗粒团簇的现象。 小颗粒间存在团聚现象，原始形状清晰可见；在大粒径颗粒表面的较大亚微米颗粒也发生了形态变化，大多呈扁平状贴附在大颗粒表面，并且相对较大粒径的颗粒之间发生了相互粘结的现象。 颗粒与颗粒之间连接紧密， 较多的颗粒不再呈单体形态，飞灰沉积物有了很大的形貌变化。 同时还可以看出，飞灰颗粒多是突起连接在一起，这是明显的物理粘结现象。

图3 飞灰沉积物的电镜扫描图

利用马尔文粒度仪对飞灰沉积物进行粒径测试，飞灰颗粒的粒径分布范围为0～630 μm，其平均粒径为84 μm。 飞灰颗粒在沉积物中的尺寸分布如图4 所示，从图4 中可以发现翅片间沉积物中的飞灰颗粒尺寸较大，而粒径小于10 μm 的仅占9.68%， 说明在支撑板附近的堵塞飞灰以粒径较大的飞灰颗粒为主，小粒径的飞灰颗粒不易在此处发生沉积。

图4 飞灰颗粒在沉积物中的尺寸分布

飞灰沉积物的EDS 表面元素能图谱和元素含量分别如图5、表1 所示。 由EDS 测试结果可知， 飞灰沉积物颗粒基本都含有C、O、Si、Na、Al、Fe、Ca、Mg 等元素，其中Si、O、Al 等元素含量相对较高，部分测试区域含有C 元素，说明飞灰中存在未燃尽碳。 另外，在飞灰沉积物样品检测中发现样品S 元素含量占比0.87%， 尤其在小粒径飞灰颗粒团聚的区域。 根据颜鲁等对硫酸氢铵粘附研究的实验数据［8］，对原煤灰进行取样检测，在原始飞灰颗粒中基本不含S 元素，S 元素主要在烟气中。 这说明S 元素发生了化学反应转移到了飞灰沉积物中，预判为产生了硫酸氢铵并对飞灰颗粒产生粘附效果。

图5 飞灰沉积物EDS 能谱图

表1 飞灰沉积物EDS 表面元素含量汇总表

2.3 脱硝工艺分析

从飞灰沉积物的样品检测中发现了S 元素，预测硫酸氢铵对飞灰颗粒产生粘附和团聚作用。下面从脱硝工艺出发进一步分析硫酸氢铵的产生机理。

热电厂锅炉燃煤产生的高温烟气依次经过高温省煤器、高温预热器、脱硝装置、低温省煤器、低温预热器，最终从烟囱排出。 烟气的流程是一个热量回收工艺，同时需要保证排放气体的氮氧化物含量达标。 采用低氮燃烧（LNB+OFA）+选择性非催化还原 （SNCR）+烟道内布置选择性催化还原（SCR）组合脱硝技术方案。 即先通过LNB技术从源头上减少NOx的排放，将NOx排放浓度降至350～400 mg/m3以下； 然后在锅炉炉膛燃烧区域上部和炉膛出口850～1 100 ℃烟气温度区域向烟气中喷射过量的氨气， 从而实现SNCR 反应，将NOx排放浓度降至240 mg/m3以下；过量的氨气和从高温省煤器上部补氨喷枪喷入的氨气在下游SCR 催化剂的作用下，进一步实施脱硝反应， 经过上述工艺技术组合实现较高的脱硝效率。

由于在锅炉烟气中存在SO2等气体，催化剂中的活性组分钒在催化降解NOx的过程中，也会对SO2的氧化起到一定的催化作用，SO2转化为SO3。 脱硝采用过剩注氨法，过剩的氨与SO3反应生成硫酸氢铵（ABS）和硫酸铵（AS）。 硫酸氨是一种干燥粉末状物质，易通过吹灰去除，不会对烟气飞灰造成过大影响。 硫酸氢铵则是一种粘度极高的物质，熔点为147 ℃，沸点为350 ℃，在此温度区间内，为硫酸氢铵的熔融状态，处于液态的硫酸氢铵具有极强的粘性。 当温度降至185 ℃以下时，烟气中的气态硫酸氢铵会冷凝粘附在飞灰颗粒表面，增加了飞灰颗粒之间的黏性，加剧了飞灰颗粒的沉积，造成低温省煤器管间阻塞或低温预热器管内堵塞，同时腐蚀换热管及其所接触的设备构件。

结合飞灰颗粒的化验分析结果和脱硝工艺方案分析结果，可确定本锅炉烟气中存在硫酸氢铵， 工艺上的过量喷氨是产生硫酸氢铵的源头，是造成飞灰沉积堵塞的主因。

2.4 流场分析

从图2 可以看出，飞灰沉积是沿着低温省煤器支撑梁上方的支撑板从下向上逐渐减少的，说明飞灰沉积的初始位置在支撑板的底部，也就是支撑梁的上表面。 由于低温省煤器的炉管上等间距地布置着H 型翅片，翅片不仅起到增大换热面积的作用，同时还对烟气气流有整流作用，可以使烟气和飞灰颗粒较均匀地分布流动。 支撑板两侧的烟气和飞灰颗粒向下运动到底部支撑梁上表面处会发生偏转流动，在支撑梁上表面与垂直的支撑板形成一个低速涡流区。

由于飞灰沉积物中颗粒90%以上都为10 μm 以上的大颗粒，在重力的作用下，惯性沉积占据了主导地位［9］。 粒径小于10 μm 的飞灰颗粒随动性很强，受湍流扩散影响较大，不易在此处发生沉积。

对于没有硫酸氢铵的飞灰颗粒在此处会产生松散积灰，当填满这个低速涡流区后就很难有飞灰颗粒沉积下来，也就不会继续向上发生沉积增长； 对于脱硝产生硫酸氢铵工况下的飞灰颗粒，在这个低速涡流区会产生粘结积灰，由于硫酸氢铵的粘附性很强，粘结积灰的区域会不断上升。 当飞灰积灰到H 型翅片底部以后，由于H 型翅片限制了烟气和飞灰颗粒的横向流动，导致积灰区相邻的H 型翅片下行通道被堵，飞灰颗粒在惯性力的作用下逐渐沉积增长。 因此要想有效减小飞灰颗粒的沉积，也可以从抑制初始沉积出发来制定合理的方案。

3 低温省煤器炉管穿孔失效分析

在低温省煤器出现飞灰沉积后，开始陆续出现低温省煤器炉管穿孔现象，出现的位置经常是在炉管偏下方几排炉管管束上，炉管穿孔的照片如图6 所示。 从图6 可以看出，翅片的上边缘被磨成楔形坡口，在穿孔周边有着较为明显的壁面减薄现象，表明此区域受到飞灰颗粒切削作用较为严重所致。 结合图2 可以得出，飞灰沉积堵塞了部分流通面积，烟气和飞灰颗粒的有效流通面积减小、流速增加、磨损加剧。 由于低温省煤器下部飞灰沉积堵塞相对上部较大，下部的有效流通面积相对较小， 烟气和飞灰颗粒流速相对较大，就更容易出现磨损穿孔现象。 因此，消除或抑制飞灰颗粒沉积堵塞是减少管束磨损的重要手段。

图6 炉管穿孔图

4 对策

热电厂燃煤锅炉脱硝改造解决了污染物排放的问题，但是由于脱硝工艺产生的硫酸氢铵在低温省煤器处发生冷凝粘附在飞灰颗粒上，加剧了飞灰颗粒的团聚和沉积，导致发生飞灰沉积堵塞、炉管磨损穿孔等问题。 根据上述分析判断，可以从以下几个方面入手来解决这个问题：

a. 从工艺上控制硫酸氢铵的含量。硫酸氢铵的冷凝和加剧飞灰颗粒粘附是造成飞灰沉积堵塞的主因， 其工艺源头是脱硝工艺氨过量加注。要想从根本上解决问题， 要从工艺改进着手，在现有工艺的基础上增加硫酸氢铵的监控和诊断系统，实现精准控制以优化工艺、指导操作；还应该关注脱硝新工艺的发展，寻找不产生硫酸氢铵的脱硝方法。

b. 从结构上抑制飞灰沉积。从现场的飞灰沉积位置、形貌和流场特征分析可以判断飞灰沉积的起始位置在支撑梁上表面，可以通过在支撑梁附近增加反吹系统，或者优化支撑梁上方的H 型翅片结构来抑制飞灰沉积。

c. 从技术上保护炉管。由于飞灰沉积缩小了烟气有效流通面积， 增加了烟气和飞灰颗粒流速，加剧了炉管局部磨损穿孔，因此抑制飞灰沉积可以减少炉管磨损。 同时可以对局部炉管进行涂层处理强化表面耐磨性能，也可以采用安装防磨瓦等措施。

通过以上方法可以有效地减少低温省煤器飞灰沉积和炉管磨损， 减少非计划停工次数，保证设备长周期运行。