富氧燃燒方式下磨煤機低溫腐蝕特性研究

王春波，秦洪飛

（華北電力大學 能源動力與機械工程學院，保定071003）

溫室氣體的排放是導致全球變暖的原因之一，CO2是溫室效應的主要貢獻者［1］.燃燒礦物燃料的火力發(fā)電廠是CO2的集中排放源.在控制CO2排放技術中，富氧燃燒技術作為最有應用前景的技術之一［2-4］，近年為學術界和技術界高度關注.

富氧燃燒技術具有回收CO2簡單、燃燒效率高、煙氣生成量少和NOx生成量少等優(yōu)點［5-6］，是新一代潔凈煤發(fā)電技術.美國能源部在2010年8月發(fā)布的Future GEN 2.0稱美國已投資建設一臺200 MW 富氧燃煤發(fā)電與捕集CO2的商業(yè)運營示范機組，我國也已經開展300 MW 富氧燃煤發(fā)電與捕集CO2示范工程的前期研究［7］.

空氣燃燒方式下煤粉的干燥介質為空氣，磨煤機并不存在低溫腐蝕問題.富氧燃燒技術最顯著的特點是需要大量的鍋爐排煙再循環(huán)回到爐膛，其中，部分再循環(huán)煙氣用于干燥和輸送煤粉［8-9］.然而再循環(huán)煙氣在磨煤機干燥煤粉過程中會使原煤的部分水分蒸發(fā)到再循環(huán)煙氣中，加上煙氣中已含有的微量SO2和SO3，極易造成磨煤機及相關設備的低溫腐蝕，從而產生安全隱患［10］.但對此還未見詳細的計算與分析的報道.因此，有必要對富氧燃燒方式下磨煤機的低溫腐蝕特性進行研究.

筆者以600 MW 富氧燃煤鍋爐為例，對磨煤機出口的煙氣酸露點進行了理論計算，分析了再循環(huán)方式、煤種及鍋爐負荷等因素對磨煤機低溫腐蝕特性的影響，并比較了SO2和H2O 體積分數(shù)對煙氣酸露點的影響，希望對富氧燃煤鍋爐磨煤機低溫腐蝕的預防提供一定的參考.

1 富氧燃煤鍋爐的再循環(huán)煙氣流程及煙氣酸露點算法

1.1 富氧燃煤鍋爐的再循環(huán)煙氣流程

富氧燃煤鍋爐的再循環(huán)煙氣分為2部分：一次循環(huán)煙氣（一次風）用來干燥和輸送煤粉；二次循環(huán)煙氣主要用來調節(jié)爐膛溫度.再循環(huán)煙氣的布置與處理存在多種選擇［11-13］，大致分為3種方式，如圖1所示.方式1：再循環(huán)煙氣不脫硫不脫水，直接循環(huán)回爐膛；方式2：再循環(huán)煙氣脫硫后直接循環(huán)回爐膛；方式3：再循環(huán)煙氣脫硫脫水后再循環(huán)回爐膛.

圖1 富氧燃煤鍋爐再循環(huán)煙氣流程Fig.1 Flue gas recirculation in the oxy-fuel combustion boiler

1.2 煙氣酸露點的算法

富氧燃煤鍋爐再循環(huán)煙氣中含有H2O 和SO2，在干燥和輸送煤粉過程中，容易造成磨煤機的低溫腐蝕［10］.其中，煙氣酸露點是評價磨煤機低溫腐蝕特性的關鍵參數(shù).

煙氣酸露點的計算方法很多［14-16］，大體分為按燃料中含硫量等成分的計算公式和按SO3與H2O含量的計算公式2類.富氧燃煤鍋爐再循環(huán)煙氣經過處理后，煙氣中的H2O 和SO2體積分數(shù)會有較大變化，從而影響煙氣酸露點.然而，目前國內外煙氣酸露點的計算公式大多僅考慮燃料組成和燃燒環(huán)境等因素，沒有考慮煙氣成分的變化，并不適用于再循環(huán)煙氣酸露點的計算.因此，筆者按SO3和H2O含量分類分別選取了Okkes A G公式［17］、BapahobaИ A 公式［18］和Verhoff ＆Banchero公式［19］進行計算.

1.2.1 Okkes A G 公式

荷蘭學者Okkes A G 在1987年根據(jù)Muller實驗數(shù)據(jù)，提出了煙氣酸露點tsld的計算公式：

式中：pH2O為煙氣中水蒸氣分壓，Pa；pSO3為煙氣中SO3分壓，Pa.

1.2.2 BapahobaИ A 公式

蘇聯(lián)巴拉諾娃提出BapahobaИ A 公式：

式中：φH2O和φSO3分別為煙氣中水蒸氣和SO3的體積分數(shù)，%.

1.2.3 Verhoff ＆Banchero公式

美國Notre Dame大學Verhoff和Banchero在1974年提出的煙氣酸露點計算公式為：

2 富氧燃煤鍋爐磨煤機低溫腐蝕特性

為保持與空氣燃燒方式下近似的理論燃燒溫度，計算中O2的體積分數(shù)一般為30%左右，過量氧氣系數(shù)α取1.05.計算所用煤種根據(jù)煤炭干燥基硫分分類［20］，分別選用了低硫煤、中硫煤和高硫煤.具體的元素分析與工業(yè)分析數(shù)據(jù)見表1，鍋爐主要額定參數(shù)見表2.

制粉系統(tǒng)采用中速磨煤機直吹式制粉系統(tǒng)，相關參數(shù)見表3.通過制粉系統(tǒng)的熱平衡計算可獲得干燥一定水分的原煤所需的一次風進口溫度和干燥劑流量［21］，一般一次風進口溫度為200～300 ℃.磨煤機的出口溫度取決于防爆條件和設備允許溫度.對于采用再循環(huán)煙氣作為干燥劑在惰性氣氛下（此時煙氣中CO2體積分數(shù)在80%以上，殘余O2體積分數(shù)在5%以下）運行的直吹式制粉系統(tǒng)，磨煤機出口溫度雖然不受防爆條件限制，但受到磨煤機軸承允許溫度的限制，最高可取110 ℃［22］.

表1 煤種的元素分析與工業(yè)分析Tab.1 Ultimate and proximate analysis of coal

表2 鍋爐主要額定參數(shù)Tab.2 Main rated parameters of boiler

表3 磨煤機主要參數(shù)Tab.3 Main parameters of mill

2.1 再循環(huán)方式對磨煤機低溫腐蝕特性的影響

首先選用低硫煤（晉華宮礦煤）進行不同再循環(huán)方式下煙氣成分的計算，并假定煙氣冷凝器循環(huán)冷卻水的溫度為30 ℃，濕法煙氣脫硫的脫硫效率為95%，脫硫塔出口煙氣溫度為50 ℃，磨煤機出口溫度為100 ℃，再通過磨煤機熱平衡計算校核出一次風量（一次循環(huán)煙氣量）和一次風進口溫度，具體數(shù)據(jù)見表4.

燃煤煙氣中SO3來自于SO2的轉化.Fleig等［23］根據(jù)建立的富氧燃煤鍋爐燃燒模型計算得到SO3的轉化率為0.3%～2%.Stanger等［24］在某燃燒試驗裝置上進行了富氧燃燒試驗，結果表明SO3轉化率為1%左右.基于已有研究成果，本文SO3轉化率取1%.

表4 不同再循環(huán)方式下一次風的成分數(shù)據(jù)Tab.4 Compositional data of primary recycle stream under different recirculation modes

從表4可以看出，再循環(huán)方式對一次風進口溫度的影響較小，但對一次風量和煙氣成分的影響顯著，特別是SO2和H2O 的體積分數(shù).3種再循環(huán)方式下一次風中H2O 體積分數(shù)變化范圍為10.9%～33.0%，SO2體 積 分 數(shù) 變 化 范 圍 為0.014 5%～0.238%，且2種成分的變化規(guī)律基本一致.

根據(jù)1.2節(jié)中各煙氣酸露點公式計算出磨煤機出口煙氣酸露點（見表5）.

表5 不同再循環(huán)方式下磨煤機出口煙氣酸露點Tab.5 Acid dew point of flue gas at mill outlet under different recirculation modes °C

由表5可知，Okkes A G公式與Verhoff ＆Banchero公式的計算結果非常接近，兩者計算結果偏差在3K 以內；BapahobaИ A 公式的計算結果與其他2個公式計算結果的偏差稍大，最大偏差可達14.36K.此外，3個公式計算結果的偏差隨煙氣中SO2和H2O 體積分數(shù)的升高呈減小的趨勢，表明3個公式在計算高SO3和高H2O 體積分數(shù)的煙氣酸露點時均具有一定的準確度，而在計算低SO3和低H2O 體積分數(shù)的煙氣酸露點時，Okkes A G 公式和Verhoff ＆Banchero公式的計算值比BapahobaИ A 公式的計算值更準確.

由表5還可以看出，再循環(huán)方式對磨煤機出口煙氣酸露點的影響明顯，煙氣酸露點的計算結果均高于設定的磨煤機出口溫度（100 ℃）.其中，方式1下的煙氣酸露點比方式3下高35～40K，這主要是由于再循環(huán)煙氣未脫硫脫水造成的.由此可知，采用方式1或方式2時，磨煤機會發(fā)生嚴重的低溫腐蝕，影響到鍋爐及相關設備的安全運行.因此，建議一次風在進入磨煤機之前進行脫硫脫水處理（即方式3），以減輕或避免一次風中腐蝕性成分對磨煤機的低溫腐蝕.

2.2 煤種對磨煤機低溫腐蝕特性的影響

煙氣中的SO2主要由燃料中的硫分燃燒而來，SO2體積分數(shù)是計算煙氣酸露點的關鍵因素.為了評估煤中硫分含量對磨煤機低溫腐蝕特性的影響，根據(jù)干燥劑硫分的分類，選用了3種典型煤種，分別為低硫煤（晉華宮礦煤）、中硫煤（徐州煙煤）和高硫煤（芙蓉貧煤），各煤種的具體數(shù)據(jù)見表1.基于方式3（再循環(huán)煙氣脫硫脫水），對3種典型煤種進行了煙氣成分計算和磨煤機熱平衡計算，結果見表6.

表6 不同煤種下的一次風成分數(shù)據(jù)Tab.6 Compositional data of primary recycle stream for different kinds of coal

由表6可知，一次風進口溫度受煤種的影響較大，可能的原因是在磨煤機出力一定的條件下，干燥不同水分的煤種時，只能通過改變一次風進口溫度來滿足要求.同時，SO3體積分數(shù)隨煤中硫分含量的增加呈大幅度升高，而H2O 體積分數(shù)變化并不明顯，在10.9%～14.9%內變化.

按照表6中SO3和H2O 的體積分數(shù)計算出磨煤機出口煙氣酸露點（見表7）.由表7可知，煙氣酸露點均高于設定的磨煤機出口溫度（100 ℃），且隨著煤中硫分含量的增加而升高.對比高硫煤與低硫煤煙氣酸露點的差值可知，采用BapahobaИ A 公式計算的差值最大，為20.73K，而采用Okkes A G公式計算的差值最小，為15.16K.在惰性氣氛下，磨煤機出口溫度主要受磨煤機軸承溫度的限制，最高溫度為110 ℃［21］，故富氧燃煤鍋爐燃燒高硫煤時，需要采取更嚴格的防腐措施來避免或減輕磨煤機的低溫腐蝕.

表7 不同煤種下的磨煤機出口煙氣酸露點Tab.7 Acid dew points of flue gas at mill outlet for different kinds of coal °C

2.3 鍋爐負荷對磨煤機低溫腐蝕特性的影響

根據(jù)用戶的不同需求，通過改變鍋爐負荷來調整發(fā)電機組的發(fā)電額度.鍋爐變負荷運行時，制粉系統(tǒng)的磨煤機出力、一次風量及成分等相關參數(shù)也會發(fā)生相應變化，進一步可能會導致磨煤機出口煙氣酸露點的變化.選用100%、65%、45%和30%負荷時的相關參數(shù)，計算出一次風成分和煙氣酸露點，分別見表8和圖2.

由圖2可知，鍋爐負荷的變化對磨煤機出口煙氣酸露點的影響不大.鍋爐負荷由100%降到30%時，煙氣酸露點只改變了3～5K.因為雖然鍋爐負荷下降了70%，再循環(huán)煙氣量也隨之減少（見表8），但是再循環(huán)煙氣中的H2O 體積分數(shù)只降低了3.5%左右，SO3體積分數(shù)只改變了6×10-7，所以鍋爐負荷的變化對磨煤機低溫腐蝕特性的影響很小.

2.4 SO2 和H2O 體積分數(shù)對煙氣酸露點的影響

SO2和H2O 體積分數(shù)為評價磨煤機低溫腐蝕特性的2個關鍵性因素.為了比較SO2和H2O 體積分數(shù)這2個因素中哪一個對煙氣酸露點的影響更大，以磨煤機入口的一次風成分作為基準工況，在保持其他成分不變的前提下，假定煙氣中H2O 體積分數(shù)升高1倍作為第一種工況，類似地，假定煙氣中SO2體積分數(shù)升高1倍作為第二種工況.選用低硫煤和中硫煤進行了相應計算，一次風的成分見表9，煙氣酸露點的計算結果見表10和表11.

表8 不同負荷下的一次風成分數(shù)據(jù)Tab.8 Compositional data of primary recycle stream at different boiler loads

圖2 煙氣酸露點隨鍋爐負荷的變化Fig.2 Variation trend of acid dew point with boiler load

表9 一次風的成分Tab.9 Composition of primary recycle stream%

表10 基于低硫煤煙氣酸露點的比較結果Tab.10 Comparison of the acid dew point with low sulphur coal

表11 基于中硫煤煙氣酸露點的比較結果Tab.11 Comparison of the acid dew point with medium sulphur coal

由表10和表11可以看出，采用低硫煤進行計算得到的煙氣酸露點中，升高同等比例SO2體積分數(shù)使煙氣酸露點的增幅比升高H2O 體積分數(shù)的增幅僅僅高0.17K；采用中硫煤進行計算得到的煙氣酸露點中，升高同等比例SO2體積分數(shù)使煙氣酸露點的增幅也僅比升高H2O 體積分數(shù)的增幅高0.37K.由此可知，SO2體積分數(shù)對煙氣酸露點的影響雖然比H2O 體積分數(shù)稍大，但煙氣酸露點還是由SO2和H2O 的體積分數(shù)共同決定的.

3 結 論

（1）再循環(huán)方式對磨煤機出口煙氣酸露點的影響明顯.采用方式1或方式2時，煙氣酸露點大大高于磨煤機出口允許溫度，磨煤機會發(fā)生嚴重的低溫腐蝕，建議對再循環(huán)煙氣進行脫硫脫水處理.

（2）Bapahoba H A 公式僅適合計算高SO3和高H2O 體積分數(shù)的煙氣酸露點；采用Okkes A G公式和Verhoff ＆Banchero公式得到的計算結果非常接近，并且沒有SO3和H2O 體積分數(shù)的范圍限制.

（3）磨煤機出口煙氣酸露點與煤中硫分含量密切相關.當富氧燃煤鍋爐燃燒高硫煤時，需要采取嚴格的防腐措施來避免或減輕磨煤機的低溫腐蝕.

（4）磨煤機出口煙氣酸露點隨著鍋爐負荷的降低而呈下降趨勢，但鍋爐負荷的變化對磨煤機低溫腐蝕特性的影響很小.

（5）SO2體積分數(shù)對煙氣酸露點的影響比H2O體積分數(shù)的影響稍大，但煙氣酸露點還是由SO2和H2O 的體積分數(shù)共同決定的.

［1］UMBERTO D，ALBERTO P.Performance modelling of a carbon dioxide removal system for power plants［J］.Energy Conversion and Management，1999，40（18）：1899-1915.

［2］XIONG Jie，ZHAO Haibo，ZHENG Chuguang，et al.An economic feasibility study of O2／CO2recycle combustion technology based on existing coal-fired power plants in China［J］.Fuel，2009，88（6）：1135-1142.

［3］CHEN Lei，SZE Z Y，GHONIEM A F.Oxy-fuel combustion of pulverized coal：characterization，fundamentals，stabilization and CFD modeling［J］.Progress in Energy and Combustion Science，2012，38（2）：156-214.

［4］王春波，霍志紅，邢曉娜.增壓富氧燃燒流化床爐內傳熱特性［J］.動力工程學報，2012，32（3）：182-183. WANG Chunbo，HUO Zhihong，XING Xiaona.Heat transfer characteristics in a pressurized oxy-fuel fluidized bed boiler［J］.Journal of Chinese Society of Power Engineering，2012，32（3）：182-183.

［5］NAKAYAMA S，NOGUCHI Y，KIGA T，etal.Pulverized coal combustion in O2／CO2mixtures on a power plant for CO2recovery［J］.Energy Conversion and Management，1992，33（5／6／7／8）：379-386.

［6］KIM H K，KIM Y，LEE S M，etal.NO reduction in 0.03-0.2 MW oxy-fuel combustor using flue gas recirculation technology［J］.Proceedings of the Combustion Institute，2007，31（2）：3377-3384.

［7］高建強，鐘錫鎮(zhèn)，王艷，等.O2／CO2煤粉鍋爐爐膛實時仿真模型研究［J］.華北電力大學學報，2012，39（5）：82-83. GAO Jianqiang，ZHONG Xizhen，WANG Yan，et al.Research on real-time simulation of O2／CO2pulverized coal boiler furnace［J］.Journal of North China Electric Power University，2012，39（5）：82-83.

［8］閻維平，董靜蘭，馬凱.富氧燃煤鍋爐煙氣再循環(huán)方式選擇與水分平衡計算［J］.動力工程學報，2011，31（12）：893-898. YAN Weiping，DONG Jinglan，MA Kai.Mode selection of flue gas recirculation and balance calculation of water vapor content for oxy-coal combustion boilers［J］.Journal of Chinese Society of Power Engineering，2011，31（12）：893-898.

［9］BUHRE B J P，ELLIOTT L K，SHENG C D，etal.Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation［J］.Progress in Energy and Combustion Science，2005，31（4）：283-307.

［10］TOFTEGAARD M B，BRIX J，JENSEN P A，etal.Oxy-fuel combustion of solid fuels［J］.Progress in Energy and Combustion Science，2010，36（5）：589-591.

［11］董靜蘭，閻維平，馬凱.不同煙氣再循環(huán)方式下富氧燃煤鍋爐的經濟性分析［J］.動力工程學報，2012，32（3）：177-181. DONG Jinglan，YAN Weiping，MA Kai.Economic analysis of an oxygen-enriched coal-fired boiler at different modes of flue gas recirculation［J］.Journal of Chinese Society of Power Engineering，2012，32（3）：177-181.

［12］HU Yukun，YAN Jinyue，LI Hailong.Effects of flue gas recycle on oxy-coal power generation systems［J］.Applied Energy，2012，97：255-263.

［13］HU Yukun，YAN Jinyue.Characterization of flue gas in oxy-coal combustion processes for CO2capture［J］.Applied Energy，2012，90（1）：116-118.

［14］唐志永，金保升，孫克勤，等.濕法脫硫后凈煙氣酸露點計算公式的比較和評估［J］.動力工程，2005，25（增刊）：18-21. TANG Zhiyong，JIN Baosheng，SUN Keqin，etal.The contrast and evaluation of the calculation formulas of acid dew point temperature of the flue gas after the WFGD［J］.Chinese Journal of Power Engineering，2005，25（s）：18-21.

［15］李鵬飛，佟會玲.煙氣酸露點計算方法比較和分析［J］.鍋爐技術，2009，40（6）：5-8. LI Pengfei，TONG Huiling.Comparison and analysis on the calculation methods of acid dew point of flue gas［J］.Boiler Technology，2009，40（6）：5-8.

［16］ZARENEZHAD B.New correlation predicts flue gas sulfuric acid dew points［J］.Oil ＆ Gas Journal，2009，107（35）：60-63.

［17］OKKES A G.Get acid dew point of flue gas［J］.Hydrocarbon Processing，1987，66（7）：53-55.

［18］岑可法，樊建人，池作和，等.鍋爐和熱交換器的積灰、結渣、磨損和腐蝕的防止原理和計算［M］.北京：科學出版社，1994：377-389.

［19］VERHOFF F H，BANCHERO J T.Predicting dew points of flue gases［J］.Chemical Engineering Progress，1974，70（8）：71-72.

［20］樊泉桂，閻維平，閆順林，等.鍋爐原理［M］.北京：中國電力出版社，2008：28-31.

［21］趙仲琥，張安國，王文元，等.火力發(fā)電廠煤粉制備系統(tǒng)設計和計算方法［M］.北京：中國電力出版社，1999：52-81.

［22］岑可法，周昊，池作和.大型電站鍋爐安全及優(yōu)化運行技術［M］.北京：中國電力出版社，2003：342-431.

［23］FLEIG D，NORMANN F，ANDERSSON K，etal.The fate of sulphur during oxy-fuel combustion of lignite［J］.Energy Procedia，2009，1（1）：383-390.

［24］STANGER R，WALL T.Sulphur impacts during pulverised coal combustion in oxy-fuel technology for carbon capture and storage［J］.Progress in Energy and Combustion Science，2011，37（1）：69-88.