超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治

超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治

叶斌

苏晋塔山发电有限公司  山西省 大同市 037038

摘要：火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。高温腐蚀是金属管壁在高温烟气环境下发生的腐蚀，会造成水冷壁管壁变薄，强度下降，容易发生爆管、泄漏等事故，进而导致机组发生非停，严重影响机组安全和经济运行，对整个电网的安全性和稳定性造成影响。为降低氮氧化物的排放，许多火电厂不仅增加脱硝系统，还在锅炉燃烧系统配置方面采取措施，锅炉水冷壁腐蚀中对冲燃烧方式的锅炉水冷壁高温腐蚀现象比较严重，尤其超超临界、超临界机组对冲燃烧方式的锅炉燃烧器区域两侧水冷壁引发高温腐蚀的可能性较大。为研究锅炉水冷壁高温腐蚀的主要影响因素，探索有效的治理方法，某电厂超超临界锅炉为例，利用检修检查燃烧器和水冷壁腐蚀情况，参考锅炉运行操作情况，通过分析水冷壁腐蚀的主要影响因素，制定相关治理方案。

关键词：锅炉；水冷壁；高温腐蚀

随着超临界电站锅炉单机容量增大以及参数提高，水冷壁系统由于结构、参数和材料等特性的影响，其在设计、制造、安装、运行以及检验等技术上都较以往的中小容量、中低参数（亚临界以下）电站锅炉复杂。与此同时，世界各国都越来越重视环保问题，目前超临界电站锅炉大都采用低氮氧化物燃烧技术，在水冷壁附近区域形成了还原性气氛，高温腐蚀引起的早期爆管开始在大容量超（超）临界机组电站锅炉水冷壁系统中频繁出现，极大地威胁着锅炉的安全运行。

一、腐蚀类型

水冷壁管烟气侧高温腐蚀是指水冷壁管在高温烟气环境中所发生的锈蚀现象，即金属材料在高温下与环境气 氛中的硫、氯等元素发生化学或电化学反应而导致的变质或破坏。据有关统计，一般情况下, 高温腐蚀导致管壁减薄量约为 1~2mm/年，严重时可达 5~6mm/年，对安全运行形成严重隐患，一旦发生突发性爆管事故，不仅打乱正常发电计划，减少发电产值，而且额外增加检修费用，直接影响电厂经济效益，同时也会干扰地区电网的正常调度，造成较大的社会影响。 在燃煤电站锅炉中，高温腐蚀主要有：硫酸盐型、氯化物型和硫化物型。硫酸盐型主要发生在高温受热面上，如锅炉的过热器、再热器上；氯化物主要发生在小型锅炉的过热器和大型锅炉燃烧区域的水冷壁上；硫化物型腐蚀大多发生在炉膛水冷壁上。对水冷壁管样典型单边腐蚀管子上片状腐蚀物和 灰样吹灰器周围水冷壁管上附着的积灰进行电镜、能谱分析，情况如下管样腐蚀产物层形成时的组成元素主要是硫和铁，其摩尔比在 1：1 左右，是典型的 FeS 化学计量比。可确定腐蚀机理为还原性硫化物型腐蚀。灰样中钾、钠总量小于 1.0%，不具备氧化性硫腐蚀的高腐蚀趋势碱金属含量条件。该锅炉燃煤历史数据中，硫含量值波动较大，为硫化物腐蚀提供了客观条件。综合水冷壁腐蚀部位、形态、燃煤历史数据及水冷壁管样和灰样检测结果初步判定水冷壁腐蚀以硫化物腐蚀为主要腐蚀类型。

二、水冷壁高温腐蚀状况

8号机组在检查性大修期间，中间层燃烧器至上层燃尽风区域两侧墙水冷壁存在轻微高温腐蚀，水冷壁管测厚减薄0.50~1.00 mm。小修检查发现在基本相同位置发生高温腐蚀，且腐蚀面积有扩展，水冷壁管测厚平均减薄 2.00~ 2.50 mm。 9号机组检查性大修期间，下层燃烧器至上层燃尽风上部标高两侧墙及部分短吹区域水冷壁局部有高温腐蚀现象，水冷壁管测厚平均减薄1.00 mm。对 8 号炉高温腐蚀情况统计，其东侧墙采用上下层间隔约1.5 m、左右间隔约1 m、测量起点距前后墙约 1 m 的位置进行测量，单位为 mm，红色区域表示腐蚀比较严重，管壁最薄位置接近4.8 mm，棕色区域腐蚀相对较小；其西侧墙采用上下层间隔约 1.5 m、左右间隔约 1 m、测量起点距前后墙约 2 m的位置进行测量，单位为mm，红色区域表示腐蚀比较严重，管壁最薄位置接近5.1 mm，棕色区域腐蚀相对较小，整体上东侧墙相对比西侧墙高温腐蚀严重些。9号炉高温腐蚀情况统计，其东侧墙采用上下层间隔约 1.5 m、左右间隔约 1 m、测量起点距前后墙约 1 m 的位置进行测量，单位为 mm，红色区域表示腐蚀比较严重，管壁最薄位置接近4.4 mm，黄色区域腐蚀相对较小；其西侧墙采用上下层间隔约1.5 m、左右间隔约1 m、测量起点距前后墙约 1 m 的位置进行测量，单位为 mm，红色区域表示腐蚀比较严重，管壁最薄位置接近4.6 mm，黄色区域腐蚀相对较小，整体上东侧墙相对比西侧墙高温腐蚀严重些，综合 9 号炉两个侧墙高温腐蚀情况，9 号炉炉膛中层燃烧器至上层燃尽风区域两侧墙水冷壁存在高温腐蚀问题，8号炉高温腐蚀面积相比，9号炉的高温腐蚀面积相对较小且位置稍偏下，但是东侧墙下层燃尽风封口附近比8号炉腐蚀略严重。8 号炉 C、D 燃烧器进行检查，其烧损情况如图所示。

9 号炉 C、D 燃烧器进行检查，9 号炉 C、D层燃烧器（1、2、5、6号）均出现烧损，比 8号炉烧损情况要轻，而C、D层燃烧器（3、4号）燃烧器喷口前端比8 号炉烧损略轻。在 F 层微油点火燃烧器检查中发现，8号炉仅有F6有烧损问题，9号炉F层6只全部烧损，其中F1、F2、F3、F6烧损较重。

三、水冷壁高温腐蚀原因

1、入炉煤硫分含量的影响。超超临界锅炉采用上层磨煤机掺烧经济煤的方式，容易造成入炉煤硫分含量较高，通过入炉煤质变化分析，入炉煤含硫量是逐年上升的，由于掺烧经济适用煤，含硫量基本保持在 1.5% 以上，个别月份达到1.78%（设计煤含硫量1.08%，校核煤含硫量1.13%），造成炉内频繁结焦，炉底频繁落大焦和黏状焦，加重高温腐蚀程度。8 号炉和 9 号炉原烟气折算后的 SO2 质量分数统计，9 号炉原烟气折算后的 SO2质量分数整体比 8号炉偏低，即 9号炉比8号炉的入炉煤的硫分偏低，整体高温腐蚀情况较 8号炉轻些。

2、低氮煤粉燃烧器的影响。低氮煤粉燃烧器超超临界锅炉采用东方锅炉第二代 OPCC 旋流，由于低氮燃烧基本原理为缺氧燃烧，主燃区缺氧燃烧会产生很强的还原性气氛。在炉内高温条件下，高含量的还原性气体会破坏保护膜，把致密的氧化铁保护膜还原，形成疏松多孔的氧化亚铁，同时使得硫与硫化氢等腐蚀性气体渗透进入氧化膜，并对之产生腐蚀作用，加快其腐蚀速度。

3、腐蚀温度的影响。水冷壁管壁温度低于 300 ℃时，即使有很强的还原性气氛，也不会发生高温腐蚀。腐蚀温度区间在400～500 ℃，在此温度范围内，温度每提高10 ℃，腐蚀速率增加20%。锅炉螺旋和垂直水冷壁最高温度正常约400～430 ℃和450 ℃。

4、贴壁风和燃尽风的影响。8 号和 9 号炉贴壁风挡板开度统计可以看出，9号锅炉比8号锅炉的贴壁风开度整体要大，对侧墙保护性整体相对较好。选择机组相同负荷（450 MW）下氧量数值进行对比，8号炉和9号炉氧量数值统计可以看出9号锅炉省煤器出口氧量比 8 号锅炉稍微略高，相差不大。两台机组燃尽风挡板开度统计可以看出9号锅炉燃尽风挡板开度比8号锅炉较小，致使9号锅炉水冷壁处还原性气氛较 8 号锅炉弱些，一定程度上抑制了H2S还原性腐蚀。通过对8号、9号锅炉燃烧器检查发现，9号锅炉C、D层燃烧器比8号锅炉燃烧器烧损程度较轻，对炉膛燃烧影响相对较小。

5、其他因素的影响。将对比可以看出，9 号锅炉东侧水冷壁腐蚀严重，除考虑到入炉煤硫分、低氮燃烧器使用、腐蚀温度、贴壁风和燃尽风的影响外，还发现 9号锅炉不仅 F 层燃烧器烧损严重，对炉内燃烧动力场影响较大，造成整体火焰偏斜向东侧墙，而且东侧墙严重腐蚀部位也无防腐喷涂处理，还存在东侧墙水冷壁挂焦量较大且频繁，这些都加重了 9 号炉东侧墙高温腐蚀。

四、水冷壁高温防治措施

结合机组扩大性小修已经完成了高温腐蚀超标水冷壁管更换工作，同时对水冷壁易高温腐蚀区域进行防腐喷涂。合理优化经济适用煤掺烧方案及比例，煤质含硫量尽量控制在允许范围之内，同时加强分散控制系统（Distri⁃buted Contrd System，DCS）系统中各磨煤机煤粉细度的控制，合理控制煤粉细度，做好磨煤机动态分离器等部件检修维护，避免燃烧器火焰过长刷墙。在锅炉两侧墙高温腐蚀严重区域增设一定数量的烟气分析取样管，同时增加炉膛 CO 在线监测系统，实时测量锅炉两侧墙高温腐蚀严重区域壁面还原性气氛，并基于 CO 在线监测技术开展燃烧优化，摸索烟气CO与炉膛高温腐蚀之间的关系，缓解水冷壁高温腐蚀。 结合水冷壁高温腐蚀的情况，重视运行氧量指标的保持，负荷 70%～80%（460～530 MW），保持氧量不低于3.0%，80%以上负荷时不低于2.0%～2.5%，尤其是在机组的高负荷工况下，严禁出现缺氧燃烧。降低两侧墙燃烧器内二次风旋流强度，优化两侧墙燃烧器热态旋流强度，保持两侧墙 12只贴壁风挡板最佳运行开度。在确保选择性催化还原SCR出口烟气 NOx浓度能够达标排放条件下，控制SCR入口烟气NOx质量浓度保持在300～400 mg/m3左右，尽量关小燃尽风挡板开度，当上层C、D 燃烧器停运时，应关闭或关小最上层的燃尽风挡板开，利用下层挡板调整通风量，降低主燃烧区出现还原性气氛程度。 结合炉膛落渣量，在确保炉膛不发生较大程度结焦和落渣的条件下，摸索减少最下层两侧墙吹灰器的投运频次，减缓对腐蚀产物的吹损和保护影响。为更好地监测制粉系统投停后燃烧器喷口温度变化，选取锅炉 C、D层燃烧器喷口前端加装 12支温度测点，引入 DCS 系统作为燃烧器配风调整的依据，控制一次和二次风量，以便及时冷却停运的燃烧器。

通过利用机组检修机会检查燃烧器和水冷壁腐蚀情况，并参考锅炉运行期间氧量的控制、入炉煤样的分析、贴壁风的配置等参数控制情况，并对比查找出水冷壁腐蚀的主要影响因素，发现入炉煤含硫量、氧量、贴壁风和燃尽风配置等因素主要影响水冷壁的腐蚀程度，并以此制定相关治理方案。

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