1 000 MW超超臨界鍋爐高溫腐蝕原因分析及防治對策

陳 杰，姜 波，丁 楊

（1.華電國際鄒縣發(fā)電廠，山東 濟寧 273522；

2.山東電力集團公司電力科學(xué)研究院，山東 濟南 250002；3.華能沾化熱電有限公司，山東 濱州 256800）

0 引言

電站鍋爐水冷壁區(qū)域高溫腐蝕是燃煤發(fā)電廠普遍存在的問題，也是影響電力安全生產(chǎn)的主要因素之一［1］。高溫腐蝕即金屬高溫受熱面在高溫?zé)煔猸h(huán)境下在管壁溫度較高處所發(fā)生的煙氣側(cè)金屬腐蝕，腐蝕可使水冷壁壁厚減薄，強度降低，容易造成爆管、泄漏等事故，導(dǎo)致機組發(fā)生非計劃停運，嚴(yán)重影響火電機組運行的安全性、經(jīng)濟性以及整個電網(wǎng)的安全生產(chǎn)和調(diào)度［2-3］。

1 設(shè)備概述

鄒縣電廠8號機組于2007年6月投產(chǎn)，鍋爐為東方鍋爐（集團）股份有限公司、BHK、BHDB制造的DG3000/26.15型，額定蒸發(fā)量時鍋爐主要參數(shù)：蒸發(fā)量為2 888.5 t/h，過熱器出口蒸汽壓力為26.11 MPa（a），過熱器出口蒸汽溫度為605℃，省煤器進(jìn)口給水溫度為298.5℃。采用單爐膛、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、運轉(zhuǎn)層以上露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)∏型。

制粉系統(tǒng)采用正壓直吹式，配6臺BBD-4360型雙進(jìn)雙出鋼球磨；燃燒器為低NOx旋流式HTNR3煤粉燃燒器，分上下3層，共48只，前后墻對沖布置；配風(fēng)采用有內(nèi)分隔倉的大二次風(fēng)箱，并設(shè)有燃盡風(fēng)。設(shè)計煤種為兗礦煤和濟北煤礦的混煤，設(shè)計煤種的收到基硫Star不大于0.6%。

水冷壁分為上下兩部分，下部水冷壁（包括冷灰斗水冷壁、中部水冷壁）采用螺旋盤繞膜式管圈，上部水冷壁為垂直管段，水冷壁各部位的設(shè)計管材見表1。

表1 水冷壁各部位的設(shè)計管材

爐膛下部水冷壁形式 垂直上升膜式管屏前墻536根、側(cè)墻2×244根、凝渣管66根、后墻折焰角及水平煙道底部共534根、水平煙道側(cè)墻前 2×43根材質(zhì) SA-335P12管子根數(shù)

2012年2月機組檢修時發(fā)現(xiàn)兩側(cè)墻水冷壁標(biāo)高18.8～45 m存在較嚴(yán)重的高溫腐蝕現(xiàn)象，其中，側(cè)墻水冷壁的高溫腐蝕情況如圖1所示，經(jīng)測厚檢查共有109根水冷壁管減薄超標(biāo)，部分水冷壁的檢查情況見表2。檢修中將所有的超標(biāo)管段更換（規(guī)格：Φ38.1 mm×7.5 mm；材質(zhì)為 SA-213T2），并對兩側(cè)墻水冷壁標(biāo)高30.4～45 m區(qū)域以中間吹灰孔為中心兩側(cè)各3.5 m進(jìn)行耐磨防腐蝕噴涂，總計面積約204.4 m2。經(jīng)分析，水冷壁垢中含有大量Fe3O4和少量的FeO及Fe2O3，腐蝕產(chǎn)物中的含硫量較高。

圖1 側(cè)墻水冷壁高溫腐蝕圖

表2 部分水冷壁檢查情況

2 水冷壁高溫腐蝕原理及過程

高溫腐蝕是一個復(fù)雜的物理化學(xué)過程，雖然目前還不能解釋得十分確切，但一般認(rèn)為主要與爐膛火焰溫度、燃煤含硫量、煙氣與灰顆粒的沖蝕有關(guān)［4］。其中，硫化物是鍋爐高溫腐蝕的主要因素。從8號爐水冷壁腐蝕情況看，主要是硫化物型高溫腐蝕。

硫化物型高溫腐蝕主要發(fā)生在管壁附近呈還原性氣氛和有H2S存在的條件下，其反應(yīng)過程如下。

1）黃鐵礦粉末隨高溫?zé)煔饬鞯焦鼙冢谶€原性氣氛下受熱分解釋放出硫化亞鐵和自由原子硫：

當(dāng)管壁附近有一定濃度的H2S和SO2時也可能生成自由原子硫：

在還原性氣氛下，由于缺氧，自由原子硫可單獨存在。當(dāng)管壁溫度達(dá)到350℃以上時，自由原子硫與鐵反應(yīng)生成硫化亞鐵，管壁受到腐蝕，其反應(yīng)式為：

當(dāng)爐內(nèi)燃燒不良，造成局部供氧不足時將產(chǎn)生較多的H2S氣體。H2S氣體會加快硫化物型高溫腐蝕，與磁性氧化鐵中復(fù)合的氧化亞鐵反應(yīng)生成硫化亞鐵，直接腐蝕金屬管壁，其反應(yīng)式為：

3 水冷壁腐蝕的原因分析

根據(jù)鄒縣發(fā)電廠8號機組水冷壁發(fā)生高溫腐蝕，結(jié)合國內(nèi)外相關(guān)研究［1，5，6］綜合分析。

3.1 燃料性質(zhì)的變化

自投產(chǎn)之后，該爐燃用的煤種除了設(shè)計煤種，還經(jīng)常燃用高硫分的汽車煤，個別煤種的含硫量常常大于2%，甚至達(dá)到3%。該煤種發(fā)熱量高，易著火，燃燒劇烈，造成了爐膛燃燒區(qū)域溫度偏高，燃燒中心溫度在1 700℃以上，而燃用設(shè)計煤種時，爐膛中心溫度則在1 500℃左右。有關(guān)資料顯示，管壁溫度在300～500℃范圍內(nèi)，每升高50℃，管壁腐蝕增加一倍。因此，腐蝕速度明顯加快。

3.2 爐膛缺氧燃燒

由于空預(yù)器腐蝕堵灰、漏風(fēng)嚴(yán)重等原因，鍋爐在相應(yīng)負(fù)荷下，氧量指示很小，嚴(yán)重偏離規(guī)定值，在此情況下，煤粉不完全燃燒加劇，爐膛還原性氣氛濃厚，結(jié)焦加劇，可燃硫以及硫化氫等氣體含量增高，硫的完全燃燒發(fā)生困難，因而硫或硫化氫產(chǎn)生的游離硫與金屬產(chǎn)生劇烈的反應(yīng)，從而引起管子腐蝕。

此外，小指標(biāo)考核對氧量影響也比較大。風(fēng)機電耗、制粉單耗控制較嚴(yán)，運行人員人為降低輔機電耗，往往采用減少送風(fēng)量的辦法，使鍋爐運行缺氧燃燒。

3.3 爐膛火焰偏斜

8號爐自投產(chǎn)以來，燃燒優(yōu)化和空氣動力場一直沒有得到很好的調(diào)整和實驗，造成爐內(nèi)燃燒不均勻，火焰偏斜，屏過兩側(cè)汽溫偏差大，整個火焰中心偏右側(cè)，造成右側(cè)管壁溫度處于高限附近。長期運行下來，燃燒工況惡化，容易引起超溫，加劇腐蝕。

3.4 一、二次風(fēng)影響

由于風(fēng)門的調(diào)節(jié)特性差、傳動機構(gòu)動作不夠線性、風(fēng)門開度不均勻、卡澀等不利因素的存在，使得一、二次風(fēng)分配不均勻，爐內(nèi)燃燒不均勻，進(jìn)而在煤粉濃度高的部位可能出現(xiàn)缺氧、噴嘴周圍結(jié)焦變形，造成爐內(nèi)燃燒工況惡化、汽溫或者壁溫超限，從而加快腐蝕。

4 防止水冷壁高溫腐蝕的運行措施

原則上摻燒兗礦火車煤，確保摻燒后的平均入爐煤Sar.zs≯0.2%，確保上層制粉系統(tǒng)對應(yīng)煤倉入爐煤硫含量Sar.zs≯0.3%。

鍋爐正常運行中，嚴(yán)格控制氧量在規(guī)定范圍內(nèi)，嚴(yán)禁鍋爐采用低氧燃燒方式。嚴(yán)格控制好一、二次風(fēng)配比，保持配風(fēng)比率、風(fēng)速、風(fēng)溫符合規(guī)定，控制燃盡風(fēng)開度不高于40%，盡量提高燃燒器區(qū)域氧量。氧量與負(fù)荷的對應(yīng)關(guān)系按表3控制。

表3 氧量與負(fù)荷的對應(yīng)關(guān)系

投入運行的制粉系統(tǒng)各自動控制，注意檢查火焰監(jiān)測器、燃燒器套筒擋板、磨煤機一次風(fēng)關(guān)斷擋板、分離器出口擋板的運行狀態(tài)，就地檢查各燃燒器、二次風(fēng)箱、風(fēng)門運行情況，發(fā)現(xiàn)問題及時聯(lián)系處理。正常運行時，及時檢查爐內(nèi)燃燒工況，保持爐內(nèi)燃燒穩(wěn)定，火焰應(yīng)呈光亮的金黃色，不偏斜，不刷墻，具有良好的火焰充滿度。

鍋爐正常運行，將爐膛負(fù)壓、風(fēng)量投入自動控制，爐膛負(fù)壓維持 -100 Pa左右，嚴(yán)禁鍋爐正壓運行，防止火焰貼壁燃燒。 爐膛各人孔門、觀察孔應(yīng)關(guān)閉嚴(yán)密，發(fā)現(xiàn)爐膛及尾部煙道漏風(fēng)，及時聯(lián)系封堵，防止因鍋爐漏風(fēng)，影響燃燒器區(qū)域的氧量水平。

正常運行中，將螺旋水冷壁、上部水冷壁溫度做好曲線，實時監(jiān)視壁溫變化趨勢，壁溫高時，及時調(diào)整，防止出現(xiàn)壁溫超限，兩側(cè)壁溫偏差大時，及時查明原因，調(diào)整兩側(cè)壁溫基本一致。

機組在正常運行中，盡量增大下層磨出力，減小上層磨出力，降低火焰中心，降低高溫腐蝕區(qū)域溫度水平。增帶負(fù)荷時，應(yīng)先增風(fēng)、后加煤，減負(fù)荷時，先減煤、后減風(fēng)，根據(jù)運行磨煤機出力情況，及時啟動備用磨煤機，防止?fàn)t膛局部區(qū)域熱負(fù)荷過度集中。

5 結(jié)語

針對1 000 MW超超臨界鍋爐發(fā)生水冷壁高溫腐蝕問題，根據(jù)事故現(xiàn)場及運行數(shù)據(jù)分析發(fā)生腐蝕的主要原因，從運行調(diào)整方面提出了改進(jìn)建議及具體措施。