空气预热器密封片失效原因分析及建议

姜应勇 ， 黄雪飞 ， 董 猛

（东方电气集团东方锅炉股份有限公司，四川 自贡 643001）

0 引言

回转式空气预热器由于其结构紧凑、材料用量少且容易布置[1]，在电力、冶金、化工等行业都有十分广泛的应用。通常采用立式布置，逆流换热。空气预热器的冷端处于冷空气入口和冷却后的烟气出口位置，燃煤机组的冷端平均温度（排烟温度与进风温度的平均值）通常为60～80 ℃，燃油机组则通常为90～120 ℃。空气预热器冷端设备均处于低温腐蚀区域，极易形成低温飞灰粘结和堵塞现象[2]。而蒸汽吹灰被认为是缓解堵塞的有效方法之一[3]。

除腐蚀和堵塞问题外，空气预热器常见问题还包括漏风。为有效降低漏风率、提高锅炉运行的安全、稳定和经济性，包括柔性密封技术在内的新型密封技术，近年来在电站锅炉空气预热器上得到了广泛的工程实际应用，并取得了良好的漏风率控制效果[4-6]。

燃油电厂在机组投运一段时间后出现空气预热器漏风率大幅度升高，停机检修过程中发现空气预热器冷端径向密封片破裂、减薄、脱落，但密封片的支撑钢板和其他部件均状况良好。分析认为密封片损坏是造成空气预热器漏风率上升的主要原因；因此，密封片的失效研究对保证机组运行的经济性和安全性尤为重要。本研究可为火电厂运行及检修提供借鉴和参考。

1 密封片的检测

空气预热器冷端密封片全部发生损坏，对从电厂现场取回的空气预热器失效密封片依次进行宏观分析、理化检验及电镜分析。

1.1 宏观分析

图1 密封片宏观形貌Fig.1 Macro-morphology of air preheater seal

密封片正表面黏结性积灰严重，积灰层与基材附着牢固且已硬化（图1a）。初步测量，积灰部位的积灰层厚度约为1～2 mm，其余未积灰部位（或者是积灰层剥落区域）存在明显赤色锈蚀。积灰层表面沟壑明显，类似于水流冲洗后留下痕迹。积灰层剥落后，有明显可见的、相对密集的锈蚀。在密封片的弯折处，即密封片下侧（图1b），锈蚀区域与积灰区域交界处呈现规律的波浪形曲线。同时，每个波峰所对应的位置即为密封片的破损区域，且每相邻两个破损位置的间距基本相同。在密封片的锈蚀表面也明显可见平行的、细小的、类似于沟壑的冲刷痕迹，与积灰层的冲刷形貌相近。

在密封片样品的反面，积灰情况并不如正面那样明显，其表面以锈蚀为主（图1c、图1d）。其最显著的特征是，密封片的弯折处十分明显，密封片的末端到弯折处的距离约为2 mm。同时在密封片破损处周围存在隐约可见的腐蚀空洞。

密封片的弯折部分，越靠近密封片末端，厚度减薄越严重，最小厚度约为0.3 mm，与原始厚度1.2 mm 相差甚远。

1.2 理化检验

对密封片进行化学成分分析、金相组织观察和硬度测试。鉴于样品的尺寸原因（厚薄不均），无法进行拉伸试验。检测结果表明，密封片的化学成分满足标准GB/T 4171—2008[7]要求。金相组织为铁素体+珠光体，晶粒度级别为8.5 级，非金属夹杂含量为C 类1.0，满足标准GB/T 4171—2008的要求（图2）。

依据GB/T 4340.1—2009[8]，利用401MVD 型显微维氏硬度计对金相试样进行显微硬度检测(HV0.2/10s)，测量结果分别为HV 199、181、188。GB/T 4171—2008 并未对密封片的硬度做具体规定，但是对抗拉强度要求为490～630 MPa。依据DIN EN ISO 18265[9]《金属材料硬度值换算》，将抗拉强度要求换算成硬度值为HV 153～197，由此可见，密封片的硬度值满足标准要求。

1.3 电镜分析

利用JSM-6610 扫描电子显微镜及NSS SYSTEM7 能谱仪分析样品表面积灰层成分，结果见图3、表1。

根据能谱分析结果，密封片表面物质主要为飞灰，同时含有较高的S。结合该样品所处环境（空气预热器冷端）和黏结性结灰的形成特点，判断积灰层中应含有硫酸盐，且导致密封片表面积灰的主要原因是低温硫腐蚀。

图2 金相组织形貌Fig.2 Metallographic morphology

图3 密封片表面形貌及表面产物能谱分析图Fig.3 Surface micro-morphology of air preheater seal and spectrum analysis of surface products

表1 腐蚀产物能谱分析结果（质量分数 /%）Table 1 Energy spectrum analysis results of corrosion products (mass fraction /%)

2 分析与讨论

冷端径向密封片位于空气预热器的冷端，是整个空气预热器区域烟气温度较低的地方，也是积灰和腐蚀优先发生的区域。

当锅炉燃煤中S 含量较高或者空气预热器排烟温度较低时，即冷端部件金属壁温低于硫酸露点温度，烟气中的SO3与水蒸气（或者外来水源）反应生成的硫酸易在冷端部件凝结，形成硫酸露点腐蚀；另一方面，捕捉烟气中的飞灰，造成低温黏结性积灰，加之低温腐蚀形成金属表面粗糙，与积灰相互促进，这也是该电厂空气预热器冷端区域密封片表面积灰（图1）的主要原因[10-11]。

低温硫酸露点腐蚀会造成密封片在表面生成腐蚀产物，造成厚度减薄现象[12]，加之密封片始终沿同一个方向与扇形板持续刮擦，密封片受到刮擦的部分不断露出新鲜的金属表面（具有一定保护作用的腐蚀产物在刮擦作用下掉落），又加速了密封片的腐蚀，使密封片减薄程度加剧。所以低温硫酸腐蚀和摩擦是造成密封片刮擦部分（即弯折部分）减薄的原因之一，也是密封片其余部分与刮擦部分厚度差异明显的原因。

值得注意的是，这里的密封片破损是非常有规律的。在密封片的破损区域，往往对应的基材表面冲刷产生的沟壑非常明显，且越靠近密封片末端，冲刷磨损的范围越宽。通过周围的黏结性积灰层形貌（图4）可以判断，在空气预热器运行的时候，此区域受到大量的、有规律的重复冲刷，这也是每一处破损区域的距离相同的根本原因。冲刷会留下冲刷痕迹，也会减薄相应区域的钢板厚度。当冲刷达到一定程度时，厚度减薄的密封片载荷无法满足外力时，密封片即从其末端发生破损，并随着其运行时间的增加，其破损范围会逐渐扩大。

图4 密封片形貌Fig.4 Appearance of air preheater seal

结合电厂的实际运行情况，有规律的冲刷最有可能来自于两个方面：蒸汽吹灰器吹灰和高压水冲洗。蒸汽吹灰器吹灰时蒸汽对换热元件的冲击力使换热元件受到吹损[13]。高压水冲洗压力大、且相对分散，不易形成规律的吹损区域，而吹灰蒸汽吹扫导致密封片损坏的可能性较大。当吹灰蒸汽存在过热度不足或者疏水时间不够时，蒸汽带水极易造成对吹灰器喷嘴初始停留位置区域（即转子外圈）的密封片产生强烈的冲击，当吹灰器喷嘴到达行程末端（即转子内圈）时，蒸汽带水情况减轻，对密封片的冲击程度也相应减弱。这也与图4 所示的转子外圈损坏明显，而转子内圈相对完好的特征相符合。吹灰蒸汽带水不但会加剧积灰，也会促进硫酸露点腐蚀。

3 结论

1）低温硫酸露点腐蚀、密封片刮擦以及吹灰蒸汽带水是导致密封片快速失效的主要原因，三者中又以吹灰蒸汽带水作用为甚。

2）保证吹灰蒸汽的过热度，并在蒸汽吹灰器投入前充分疏水，可避免或者降低密封片的破损。一般情况下，吹灰蒸汽过热度应不低于120 ℃，蒸汽压力应不高于1.2 MPa，吹灰管路的疏水时间应不低于20 min，或疏水温度高于280 ℃。