Corrosion behaviour of selected power plant materials under oxyfuel combustion conditions

• Autorzy: Abang R. , Findeisen A. , Krautz H. J.

Warianty tytułu

PL

Korozja wybranych materiałów wykorzystywanych w elektrowniach przy spalaniu paliwa o dużej koncentracji tlenu

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

To reduce the production of anthropogenic CO2 emissions, two lines of research are being investigated for fossil fuel-fired power plants, especially for those fired with lignite. One line concentrates on increasing efficiency in conventional power plant units (e.g. 700 degrees of Celsius technology, coal drying) while the other concentrates on the implementation of CO2 - reducing technologies including pre-combustion, post-combustion and oxyfuel technology. The standard low Nox-producing operation of large and modern lignite-fired power plants as well as the altered process conditions that occur when oxyfuel technology is implemented results in combustion conditions that cause damage to system components. Therefore, the corrosion of plant components as a result of contact with flue gas plays a particularly significant role. Within the framework of a BMBF-funded project investigations focussing on the corrosion behaviour of selected plant materials under conventional air and oxyfuel combustion conditions are being evaluated. These investigations were carried out in a 500 kWth test facility over a timeframe of 110 hours and initial corrosion occured. The corroded probes are then placed for a further 1.000 hours in a laboratory test rig at the BTU Cottbus, Chair of Power Plant Technology. The material probes investigated were: 16Mo3, 13CrMo4-5, 7CrVTiB10-10, 10CrMo9-10 and VM12SHC. Subsequently, the probes are analysed with the help of light and scanning electron microscopes. From the results of the investigations, conclusions on the corrosion behaviour of materials and altered process conditions can be reached, which also demonstrates the need for further investigations to be carried out in this area.

PL

W celu zmniejszenia emisji antropogenicznego CO2 badane są dwie linie rozwoju elektrowni opalanych paliwem kopalnianym, szczególnie elektrowni opalanych węglem brunatnym. Jedna linia skupia się na zwiększeniu wydajności konwencjonalnych elektrowni (np. technologia 700 stopni Celsjusza, suszenie węgla), a druga linia koncentruje się na wdrożeniu technologii zmniejszających emisję CO2, np. separacja CO2 przed procesem spalenia, usunięcie CO2 po procesie spalania i technologia paliw o dużej koncentracji tlenu. Standardowe funkcjonowanie dużych i nowoczesnych elektrowni opalanych węglem brunatnym generujące niski poziom Nox, jak również zmienione warunki procesowe występujące po wdrożeniu technologii paliw o dużej koncentracji tlenu powodują stany spalania uszkadzające komponenty. Zatem korozja komponentów elektrowni w wyniku kontaktu z gazem spalinowym odgrywa szczególnie znaczącą rolę. W ramach projektu finansowanego przez BMBF przeprowadzane są badania skupiające się na występowaniu korozji wybranych materiałów używanych w elektrowniach w warunkach konwencjonalnych i opalania paliwem o dużej koncentracji tlenu. Badania te są przeprowadzane w obiekcie testowym w czasie 110 godzin. Występuje początkowa korozja. Skorodowane próbniki są następnie umieszczane na następnych 1000 godzin w laboratoryjnym urządzeniu badawczym w PB Chociebuż, Katedra Technologii Wytwarzania Energii. W szczególności brane są pod uwagę materiały 16Mo3; 13CrMo4-5; 7CrVTiB10-10; 10CrMo9-10 i VM12SHC. Następnie próbniki materiałów są oceniane przy pomocy mikroskopów świetlnych i elektronowych rastrowych. Z wyników badań można wyciągnąć wnioski dotyczące występowania korozji materiałów i zmienionych warunków procesowych, co także wskazuje na potrzebę przeprowadzenia dalszych badań w tym zakresie.

Słowa kluczowe

EN

CCS technology; oxyfuel process; corrosion; materials; power plant

PL

technologia CCS; przetwarzanie paliw o dużej koncentracji tlenu; korozja; materiały; elektrownia

• Wydawca: Wydawnictwa AGH
• Czasopismo: Górnictwo i Geoinżynieria
• Rocznik: 2011
• Tom: R. 35, z. 3/1
• Strony: 23--42
• Opis fizyczny: Bibliogr. 17 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Abang R.

• Chair of Power Plant Technology, Brandenburgische Technische Universitat Cottbus, Cottbus, Germany

autor

Findeisen A.

• Chair of Power Plant Technology, Brandenburgische Technische Universitat Cottbus, Cottbus, Germany

autor

Krautz H. J.

• Chair of Power Plant Technology, Brandenburgische Technische Universitat Cottbus, Cottbus, Germany

Bibliografia

• [1] BMWI 2007 - Bundesministerium fur Wirtschaft und Technologie. Leuchtturm COORETEC - Der Weg zum zukunftsfahigen Kraftwerk mit fossilen Brennstoffen, Forschungsbericht Nr. 566, Berlin 2007
• [2] BMWI 2003 - Bundesministerium fur Wirtschaft und Technologie: “Forschungs und Entwicklungskonzept fur emissionsarme fossil befeuerte Kraftwerke” Forschungsbericht Nr. 527, Berlin 2003
• [3] ZEF 2006 - Zentrum fur Energieforschung: Endbericht „Neubau fossil gefeuerter Kraftwerke - Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit, CO2-Reduzierung” Stuttgart 2006
• [4] Born M. : Dampferzeugerkorrosion ISBN 3-934409-27-X Verlag SAXONIA Standortentwicklungs und Verwaltungsgesellschaft mbH Freiberg 2005
• [5] DIN 1999 - Normenausschuss MaterialprUfung (NMP) im Deutschen Institut fur Normung e.V.: DIN EN ISO 8044 Korrosion von Metallen und Legierungen - Grundbegriffe und Definition Beuth Verlag Berlin 1999
• [6] IKD 1996 - Institut fur Korrosionsschutz Dresden: Vorlesung uber Korrosion und Korrosionsschutz von Werkstoffen Teil I; ISBN 3-930526-05-0; TAW-Verlag Wuppertal 1996
• [7] Gumz W . : Kurzes Handbuch der Brennstoff- und Feuerungstechnik 3. Auflage Springer-Verlag Berlin /Gottingen/ Heidelberg 1962
• [8] Corey R.C., Reid W.T., Cross B.J.: External Corrosion of Furnace-Wall Tubes - History and Occurrence Transactions of the ASME 67 1945 p. 279-302
• [9] Geiger T.: Metallographische Untersuchungen an den Uberhitzerrohren des Kessels Reutlingen nach verschiedenen Betriebszeiten Vortragsveranstaltung der Mannesmann Rohrenwerke AG, Dusseldorf 1958 p. 77-80
• [10] Huber H.: Abzunderungsschaden im Kessel Reutlingen Vortragsveranstaltung der Mannesmann Rohrenwerke AG, Dusseldorf 1958 p. 69-76
• [11] Baumann K.: Korrosion und Korrosionsschutz auf der Rauchgasseite von Dampferzeugern VGB Kraftwerkstechnik Jahrgang 55 Heft 3 1975 p. 175-180
• [12] Meyer B, Willems O., Roper B.: Mechanismen der chlorinduzierten Korrosion von Wirbelschicht-Heizflachen VGB Kraftwerkstechnik Jahrgang 75 Heft 12 1995 p. 1043-1048
• [13] VGB 1999 - Verband der Grosskraftwerksbetreiber: Massnahmen zur Verminderung der Heizflachenabzehrung in abfallgefeuerten Dampferzeugern VGB Merkblatt M205 Essen 1999
• [14] Spiegel W., Herzog Th., Magel G., Muller W., Schmidl W.: Dynamische chlorinduzierte Hochtemperaturkorrosion von Verdampfer- und Uberhitzerbauteilen aufgrund spezieller Belagsentwicklung in VGB PowerTech Jahrgang 85 Heft 1/2 2005 p. 89-97
• [15] Hohmann U., Mohr G.: Hochtemperaturkorrosion in Biomassekesseln in VGB PowerTech Jahrgang 85 Heft 6 2005 p. 47-52
• [16] Huenert D., Schulz W. Kranzmann A.: Corrosion of Steels in H2O-CO2 atmosphere at temperatures between 500 degrees of Celsius and 700 degrees of Celsius. ICPWS XV Berlin, 08-11 Septermber 2008
• [17] Bordenet B., Kluger F.: Thermodynamic Modelling of the Corrosive Deposits in Oxy-Fuel Fired Boilers. In Material Science Forum Vol. 595-598 / 2008 p. 261-269