邱國華，徐鵬志

摻燒固廢燃料的循環(huán)流化床鍋爐引風機葉片腐蝕原因分析

邱國華1，徐鵬志2

（1．福建華電永安發(fā)電有限公司，福建省 永安市 366013；2．華電電力科學研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）

為研究某摻燒固廢燃料的2×300 MW循環(huán)流化床機組引風機葉片腐蝕嚴重的原因，對腐蝕區(qū)域葉片和不同位置的灰進行了取樣分析。X光衍射光譜(X-Ray diffractomer，XRD)、掃描電鏡(scanning electron microscope，SEM)、X射線熒光光譜 (X-ray fluorescence，XRF)等分析結果表明：在葉片銹樣中和葉片表面均發(fā)現(xiàn)有Cl元素，未發(fā)現(xiàn)S元素，由此確定葉片腐蝕的原因是Cl腐蝕；通過對鍋爐不同位置灰樣的化驗，發(fā)現(xiàn)空預器板結灰和半干法脫硫塔后布袋除塵器捕集的脫硫灰出現(xiàn)了Cl元素富集的情況，這是引起設備Cl腐蝕的關鍵。摻燒的固廢燃料和污泥是Cl的主要來源，板結灰中的Cl富集與選擇性非催化還原逃逸的NH-3有關，而脫硫灰中Cl富集的原因有待進一步研究確定。

循環(huán)流化床；鍋爐；固廢燃料；葉片腐蝕；Cl腐蝕

0 引言

為滿足經濟性要求，鍋爐排煙溫度控制得越來越低，尾部煙道煙氣因酸結露引起的低溫腐蝕已經是近年來發(fā)生頻率較高且嚴重影響機組安全運行的問題之一[1-2]。目前關于風機腐蝕方面的研究有很多，陳建江等[3]分析了某電廠電動引風機及其煙道低溫腐蝕的原因及控制措施，認為引風機處煙溫低于露點溫度時，煙氣硫酸蒸汽凝結到金屬表面是引起設備表面腐蝕，進而導致葉片減薄直至失效損壞的原因。但對于某些燃用或摻燒特種燃料(垃圾、生物質、污泥等)的鍋爐，低溫硫酸腐蝕并非是引起引風機等尾部設備腐蝕的主要因素。陳嘯等[4]討論了某垃圾焚燒電廠離心式引風機受尾氣腐蝕的原因，認為垃圾焚燒電廠尾氣含有較高濃度的氯化物，對引風機腐蝕嚴重。但對于摻燒部分特種燃料的鍋爐出現(xiàn)的引風機葉片腐蝕問題的研究鮮有報道。

本文以福建某2×300 MW循環(huán)流化床機組為例，分析了該機組摻燒固廢燃料后機組風機葉片腐蝕情況，研究了葉片腐蝕的具體原因，并提出了解決和預防措施。研究結果可為國內類似機組摻燒固廢燃料的運行調整和腐蝕控制提供參考。

1 機組情況

福建某2×300 MW循環(huán)流化床機組(#7、#8)鍋爐型號為DG1025/17.4-Ⅱ18型，原設計煤質為無煙煤，受煤炭市場影響，實際燃用煤質以進口褐煤為主，為調配入爐灰分，少量摻燒煙煤和無煙煤。為響應政府號召，同時提高經濟效益[5]，自2017年起，日常運行中摻燒了一定比例的一般工業(yè)固體廢棄物(以下簡稱“固廢燃料”)和少量城市污泥，2018年下半年起增大了固廢燃料的摻燒比例，達到10%~15%(質量分數)，污泥摻燒量不到2%(質量分數)。固廢燃料主要來源于鞋業(yè)、針織、服飾、繡花等企業(yè)在加工中產生的的廢料、碎料及下腳料[6-9]，污泥則來源于周邊污水處理廠。2020年3月，#8機組檢修時，發(fā)現(xiàn)引風機葉片腐蝕嚴重，部分靜葉片脫落，動葉片也存在大量點坑、表面脫落等腐蝕痕跡。該電廠入爐硫分不高，且引風機布置在半干法脫硫后可以脫除大量SO3[10-12]，腐蝕由硫酸結露引發(fā)的可能性很低，且摻燒固廢及污泥燃料前并未出現(xiàn)過腐蝕的跡象，因此懷疑引風機葉片的腐蝕與固廢燃料的摻燒有關。

該2×300MW循環(huán)流化床機組(#7、#8)鍋爐是東方鍋爐(集團)股份有限公司設計、制造的亞臨界循環(huán)流化床鍋爐，為亞臨界參數循環(huán)流化床汽包爐，自然循環(huán)，單爐膛，一次中間再熱，汽冷式旋風分離器，平衡通風，露天布置，燃煤，固態(tài)排渣，受熱面采用全懸吊方式，鋼架為雙排柱鋼結構。鍋爐主要由一個膜式水冷壁爐膛、3臺汽冷式旋風分離器和一個由汽冷包墻包覆的尾部豎井(HRA) 3部分組成。鍋爐共布置有8個給煤口，全部布置于爐前，在前墻水冷壁下部收縮段沿寬度方向均勻布置。

在鍋爐前墻下二次風口內設有4個石灰石給料口，將石灰石粉均勻送入爐膛，具有較高的脫硫效率。為實現(xiàn)超低排放，除爐內脫硫外，還在尾部煙道設置了半干法脫硫塔對煙氣進行協(xié)同處理。

引風機布置在半干法脫硫后，每臺鍋爐配置2 臺50%容量的動葉可調軸流式引風機，由成都電力機械廠設計制造，型號為HU25042，葉片材質為Q235。

2 燃料分析

設計、校核煤種均為福建三明市無煙煤，煤質分析結果如表1所示。

表1 煤質分析結果

因煤炭市場原因，實際入爐煤種以褐煤為主，少量摻燒煙煤和無煙煤。入爐煤質情況見表2。

表2 鍋爐入爐煤質情況

固廢燃料打包成捆送至廠區(qū)，人工開包后送至上料鏈板，然后送入破碎機，通過氣力輸送裝置經由返料器出口處的接口送入爐膛參與燃燒。

固廢燃料成分較為復雜，組成情況如表3 所示。

表3 固廢燃料成分組成

混合后的固廢燃料熱值較高(20934kJ/kg)，灰分占2.0%~2.5%，幾乎不含水分，Cl質量分數約0.15%，折算灰分1.0g/MJ。

污泥經干化后運送至廠區(qū)，與原煤混合共同送入爐膛參與燃燒，其熱值較低(5 443 kJ/kg)，水分較高(30%左右)，灰分約25%。污泥是污水處理的副產物，其中成分復雜，包含混入污水的泥沙、纖維、動植物殘體等固體顆粒及其凝結的絮狀物，含有多種由微生物形成的菌膠團及其吸附的有機物、重金屬和鹽類[13]，且由于污水處理及污泥深度脫水過程中會使用含Cl 絮凝劑和含Cl 調理劑，外排污泥中氯化物含量進一步增大，屬于高Cl燃料，干基Cl質量分數約為0.35%[14]。

3 腐蝕情況分析

2019年機組運行中出現(xiàn)了引風機振動增大的問題，但在持續(xù)運行中無法進行解決，2020年3月份停機檢修對引風機進行了解體檢查，發(fā)現(xiàn)葉片出現(xiàn)了嚴重的腐蝕情況，部分靜葉片腐蝕后脫落，動葉片也有大量點坑、表面脫落等腐蝕痕跡，如圖1所示。

從腐蝕形貌分析，以點蝕為主，點蝕坑連片處葉片表面覆蓋一層質地疏松的深紅色鐵銹，且部分位置減薄明顯。

如前文所述，引風機位于半干法脫硫后，所處位置煙溫85~90℃，因此通過分析得出，葉片腐蝕的原因應為低溫腐蝕。在燃煤發(fā)電設備中，低溫腐蝕一般是由煙氣中的SO3結露形成的稀硫酸引起，煙氣中SO3的生成有2個途徑，一個是入爐燃料中的S直接燃燒生成的SO3，與燃料中的S含量有關[15]；另一個是煙氣流程中因重金屬催化SO2生成的SO3，這個情況在使用SCR脫硝技術的機組中出現(xiàn)得比較多，這是由于SCR催化劑中含有活性成分，催化NO還原反應的同時也有一定的SO2/SO3轉化的作用，生成量與SCR催化劑的活性成分含量有關。

圖1 引風機葉片腐蝕情況

本文機組脫硝方式采用選擇性非催化還原法，入爐燃料的S含量也并不高，各種燃料加權后質量分數不高于0.7%，且半干法脫硫也具有較強的SO3脫除效果，引風機位置煙氣中SO3濃度并不會很高，引起腐蝕的可能性很低。為探明造成腐蝕的具體原因，取葉片和飛灰樣品進行了實驗室化驗分析。

4 分析化驗結果

4.1 葉片銹樣分析

首先取葉片上的銹樣進行了化驗，通過X光衍射光譜(X-Ray diffractomer，XRD)分析，確定了銹樣的主要成分，如圖2所示。

由圖2可以看出，銹樣中的主要成分為Fe、O和H，還有少量Mg、Al、Cu、Si和Cl等元素，未發(fā)現(xiàn)S元素的存在，即沒有硫酸與金屬反應生成的硫酸鹽，因此可以排除SO3結露形成稀硫酸引發(fā)葉片腐蝕的可能性。由于葉片銹樣中發(fā)現(xiàn)了少量的CuCl2，需要進一步研究分析Cl腐蝕的可能性。

圖2 葉片銹樣XRD分析結果

4.2 葉片表面掃描電鏡

對葉片銹蝕位置進行了掃描電鏡(scanning electron microscope，SEM)分析，選取4個不同的位置，位置1的結果如圖3所示。

圖3 位置1掃描電鏡形貌

掃描的第1個位置，從形貌上看，表面質地嚴密，較為粗糙，有很多球狀凸起，分析選定區(qū)域的能譜，結果如圖4所示。

可以看出，第1個選取位置的主要成分為Fe和O，由此推斷該處的表面銹蝕物質主要是鐵的氧化物。

掃描的第2個位置，選取了與位置1形貌有所差異的區(qū)域，如圖5所示。從形貌上看，位置2表面質地相對疏松，呈針型結晶狀，分析選定區(qū)域的能譜，結果如圖6所示。

圖4 位置1選定區(qū)域能譜結果

圖5 位置2掃描電鏡形貌

圖6 位置2選定區(qū)域能譜結果

可以看出，雖然形貌有所區(qū)別，但位置2選定區(qū)域的成分也是Fe和O，因此位置2處的銹蝕物質也主要是鐵的氧化物。

掃描的第3處位置形貌與位置1、2又有所不同。位置3質地更加疏松，表面更加粗糙，有較多的點坑分布，如圖7所示。

在位置3，對整個掃描視野進行了能譜分析，如圖8所示。

圖7 位置3掃描電鏡形貌

圖8 位置3能譜分析結果

位置3能譜分析結果表明此處主要成分也是Fe和O，但相比位置1、2出現(xiàn)了一個新的峰，代表此處存在一定量的Cl元素。從Cl元素在表面的分布(圖9)可以看出，點坑狀結構的坑口四周是Cl元素分布較多的區(qū)域，懷疑此類點坑屬于腐蝕發(fā)生的早期結構。

圖9 Cl元素在位置3的分布

結合位置3的發(fā)現(xiàn)，位置4也選取了一個點坑狀的結構進行了掃描，其不同倍數的掃描視圖如圖10所示。在點坑的坑口位置選定區(qū)域進行了能譜分析，結果如圖11所示。

圖11 位置4選定區(qū)域能譜結果

由能譜分析結果可以看出，在位置4選定的坑口位置也發(fā)現(xiàn)了Cl元素，由此可以基本斷定，引起引風機葉片腐蝕的原因與Cl元素有關。

Cl腐蝕發(fā)生在燃煤火電機組設備上的相關報道很少，其機理為燃燒過程中產生的HCl、Cl2或可溶性的鹽酸鹽形成的Cl?與Fe反應(式(1))，形成FeCl3，在氧氣氛圍下發(fā)生式(2)反應，F(xiàn)eCl3被氧化成疏松多孔的Fe3O4并沉積下來，反應產生的Cl2通過疏松的金屬氧化層，再次回到金屬表面，參與式(1)反應而形成循環(huán)腐蝕，從而加劇了腐蝕的程度[16-18]。

Fe+3Cl-→FeCl3(1)

6FeCl3+4O2→2Fe3O4+9Cl2(2)

因此最終形成銹蝕物質的成分大部分為Fe3O4，在腐蝕初期的部位會存在少量的FeCl3，與前面4個位置能譜分析的結果相符。

我國燃煤電廠使用的燃煤中Cl質量分數一般為0.01%~0.03%[19]，基本可以忽略不計。一般認為燃料中Cl質量分數大于0.3% 時，與Cl有關的腐蝕傾向嚴重。由前面的燃料分析可知，入爐固廢燃料中的平均Cl質量分數僅0.15%左右，雖然污泥中Cl質量分數偏高(約0.35%)，但摻燒量不足2%，經加權后燃料中的Cl質量分數仍遠低于0.3%。為探究Cl腐蝕的成因，需進行進一步的化驗分析。

4.3 灰樣化驗

共在3個位置取灰樣進行了化驗，分別如下：#8停運機組管式空預器上板結的灰樣，稱為板結灰；#7機組運行過程中電除塵器脫除的飛灰樣，稱為粉煤灰；#7機組半干法脫硫塔出口的布袋除塵器脫除的飛灰樣，稱為脫硫灰。

首先對不同位置取得的灰樣進行了X射線熒光光譜分析(X-ray fluorescence，XRF)，得到了板結灰、粉煤灰、脫硫灰中成分的分析結果，如 表4所示。

表4 灰成分分析結果

可以看出，脫硫灰中有較高質量分數的Cl (3.86%)，說明煙氣中含有一定的Cl?，這是造成葉片Cl腐蝕的根源。

同時也可以看出，不同位置灰樣的成分差異很大，在板結灰中Cl質量分數也很高(3.61%)，但粉煤灰中的Cl質量分數反而很低。這可能是由于煙氣中脫硝逃逸的NH3與Cl反應生成的氯化銨(NH4Cl)沉積在空預器管表面，并最終形成了板結灰[20]。

而造成粉煤灰和脫硫灰中Cl含量差別的原因有2種可能：一是電除塵處煙溫較高，煙氣中未沉積在空預器上的Cl元素以蒸汽的形式存在，未吸附在灰塵中，因此粉煤灰中含量較少，經過脫硫后煙溫降低，Cl結露吸附在灰上，導致脫硫灰Cl含量變大；二是灰中的Cl元素主要由燃燒的固廢及污泥燃料帶來，以Cl鹽的形式存在于灰中，此部分灰粒度較小、荷電性差，未被電除塵捕集，而是主要由后方的布袋除塵器脫除，因此脫硫灰中Cl含量較高。具體是哪種原因引起，仍需進一步的研究進行驗證。

5 結論

通過對葉片銹樣的化驗、葉片表面的掃描電鏡分析以及對不同位置灰樣的測定，得到結論：

1）在葉片銹樣和葉片表面均發(fā)現(xiàn)有Cl元素存在，未發(fā)現(xiàn)S元素存在的痕跡，由此確定了葉片腐蝕的原因是Cl腐蝕。

2）空預器板結灰和半干法脫硫塔后布袋除塵器捕集的脫硫灰出現(xiàn)的Cl元素富集，進一步加劇了設備的Cl腐蝕。建議對管式空預器也進行詳細檢查，保障設備運行安全。

3）脫硫灰中Cl富集的原因尚無法完全確定，猜測可能與煙溫或灰性質有關，仍需通過進一步的研究進行驗證。

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Analysis on Corrosion Causes of Induced Draft Fan Blade in Circulating Fluidized Bed Boiler With Mixed Burning Solid Waste Fuel

QIU Guohua1, XU Pengzhi2

(1. Fujian Huadian Yong’an Power Company Limited, Yong’an 366013, Fujian Province, China; 2. Huadian Electric Power Research Institute Co., Ltd., Hangzhou 310030, Zhejiang Province, China)

In order to study the reasons for serious corrosion problem of induced draft fan blades of a 2×300 MW circulating fluidized bed unit which were blended burning solid waste fuel, the samples of the corroded blade and ash from different positions were taken. The analysis results of X-Ray diffractomer (XRD), scanning electron microscope (SEM) and X-ray fluorescence (XRF) show that Cl element is found in the rust samples and on the surface of the blades, and no trace of S element is found. Therefore, it is determined that the cause of the corrosion of the blades is Cl corrosion. Through the test of ash samples at different positions of the boiler, it is found that the ash hardened on the air preheater and the ash collected by bag filter behind the semi-dry flue gas desulfurization are enriched in Cl, which is the key to cause the Cl corrosion of the equipment. The blended burning solid waste fuel and sludge are the main sources of Cl. The enrichment of Cl in the ash hardened on the air preheater is found related to NH3escaped from selective non-catalytic reduction, the reason of Cl enrichment in desulfurized ash needs further study.

circulating fluidized bed; boiler; solid waste fuel; blade corrosion; Cl corrosion

10.12096/j.2096-4528.pgt.20055

TK 16

國家重點研發(fā)計劃項目 (2016YFC0203701)；中國華電集團有限公司重點科技項目(CHDKJ20-01-02)。

Project Supported by National Key Research and Development Program of China (2016YFC0203701); Key Technology Projects of China Huadian Corporation, Ltd. (CHDKJ20-01-02).

2020-07-22。

(責任編輯 辛培裕)