某電廠鍋爐水冷壁高溫腐蝕及預防措施

李海送

江蘇大唐呂四港發電有限責任公司，江蘇南通 226246

某電廠鍋爐水冷壁高溫腐蝕及預防措施

李海送

江蘇大唐呂四港發電有限責任公司，江蘇南通 226246

本文針對某電廠鍋爐水冷壁出現的高溫腐蝕情況，對其形成原因進行了詳細分析，并有針對性地采取了相應預防措施，經過多年的實踐，水冷壁高溫腐蝕得到了有效遏制。

水冷壁；高溫腐蝕

1 .情況簡介

某電廠2×640MW鍋爐為超臨界參數變壓運行本生直流鍋爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司引進三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技術生產。鍋爐型號：HG1955/25.4－YM1型。鍋爐配備一次風機、送風機、引風機各2臺，均為動葉可調軸流式，由上海鼓風機廠有限公司引進德國TLT公司技術的基礎上生產制造；制粉系統采用4臺雙進雙出鋼球磨煤機直吹式制粉系統，在燃用設計煤種時，3臺磨煤機滿足機組帶額定負荷的要求，煤粉細度要求200目篩通過量為80%。燃燒器采用三井巴布科克公司的低NOx軸向旋流煤粉燃燒器技術(LNASB)，前后墻對沖燃燒方式，共布置4層，每層各有4只，共32只。在最上層煤粉燃燒器上方，前后墻各布置1層燃盡風噴口，每層布置7只，共14只燃盡風口。

2008年3 月份#2機組B級檢修過程中，發現#2爐兩側墻水冷壁（下部螺旋管規格：Φ38×6.5min，材質：SA-213 T12）發生了較為嚴重的高溫腐蝕（特別是與燃燒器同高度的高溫區域，尤其是爐膛吹灰器噴口附近），最高腐蝕厚度接近2mm；爐膛的前后墻水冷壁也有輕微的高溫腐蝕現象，爐膛中、下部水冷壁上普遍存在單質硫。2009年4月份#1機組C級檢修過程中發現水冷壁存在同樣的情況。

2 .高溫腐蝕機理

水冷壁的高溫腐蝕一般表現為硫化物型腐蝕，即煤粉在缺氧條件下燃燒時生成原子態的硫和硫化物，它們與金屬基體鐵及鐵的氧化物反應，生成鐵的硫化物，造成高溫腐蝕。腐蝕嚴重的區域一般位于燃燒器區域的中部和下部，對于前后墻對沖的鍋爐，側墻腐蝕程度要比前后墻嚴重。

煤中的硫60%以上以黃鐵礦（FeS2）的形式存在。煤粉燃燒時，FeS2會受熱分解，釋放出自由硫原子：

當水冷壁周圍存在一定濃度的H2S和SO2時，也會生成自由的硫原子：

在還原性氣氛中，[S]可以單獨存在，附著在水冷壁上。在壁溫達到350℃時會與Fe發生反應，生成FeS：

而且這種反應速度隨著壁溫的升高迅速加快。

在某電廠＃2爐水冷壁上發現這種單質硫，而且具有一定厚度，可進一步判斷該高溫腐蝕為還原性氣氛造成的硫化物型高溫腐蝕。

此外，H2S氣體也可以直接對管壁進行腐蝕：

H2S氣體也可以與FeO反應：

即H2S會破壞Fe3O4（Fe2O3－FeO）中的FeO，從而破壞Fe3O4的致密性，導致單質[S]進一步向內擴散，加快腐蝕。

由此可見，煤中硫含量較高是發生高溫腐蝕的充分條件。當煤中硫的含量Sar<0.4%時一般不會發生高溫腐蝕，因為此時生成的H2S、[S]濃度較低，不會對水冷壁造成明顯的腐蝕；當煤中硫的含量Sar>1%時，就要注意調整燃燒方式，合理配風，防止高溫腐蝕的發生。

煤粉在缺氧條件下燃燒是生成CO是形成還原性氣氛的主要原因，因此通過測量水冷壁貼壁處的煙氣中CO的含量可直接反應煙氣還原性的強弱。氧氣是破壞上述還原性氣氛的有效物質，因此根據煙氣中氧的含量也可判斷高溫腐蝕是否發生。當水冷壁附近：

O2≤2%，CO>0.5%，H2S>0.01%時，高溫腐蝕就會發生；

當CO>3%時，將是明顯的腐蝕拐點。

因此，只要在鍋爐燃燒過程中要注意合理配風，水冷壁附近有足夠的氧氣，破壞上述還原性氣氛，就可避免水冷壁高溫腐蝕的發生。

為了找到避免水冷壁發生高溫腐蝕，且保證鍋爐穩定、高效燃燒的運行參數，2008年5月請電科院對＃2爐做了燃燒調整試驗。

3 .試驗結果及分析

3.1 負荷600MW的燃燒調整

600 MW為該機組的額定負荷。該負荷下引風機出力達到最大值，爐膛出口負壓只能維持在－15Pa左右，有時還會出現微正壓的情況，最高正壓達到36Pa，與常規同類型鍋爐的爐膛出口負壓-100Pa～-50Pa有相當的距離，如圖1所示。

圖1 600MW下爐膛出口負壓

圖2 600MW下省煤器出口氧量

爐膛出口負壓受到限制，會導致送風機出力也受到限制，既無法為鍋爐燃燒提供充足的氧氣，這一點可從省煤器出口氧量（爐膛出口氧量）得到驗證，如圖2所示。從圖中可以看出，該負荷下省煤器出口氧量最高只能達到2.1%（對應過量空氣系數1.11）左右，平均出口氧量為1.67（對應過量空氣系數1.09），與設計值3.35%（對應過量空氣系數1.19，見表1）有較大距離。該負荷下曾試圖通過調整各層二次風的小風門開度，即通過調整各層風壓來調整C、D層燃燒器之間的氧量，使該區域腐蝕減輕，但各種配風方式均未能達到目的。整個試驗過程中，O2含量始終為0，CO的含量始終達到儀器最大量程2.8%，如圖3所示。

圖3 600MW下水冷壁貼壁處CO與O2含量

實際上，此時整個爐膛都處在一種缺氧燃燒狀態，即整個爐膛都處在一種還原性氣氛下，如果此時入爐煤中硫的含量較高就非常容易造成高溫腐蝕。這一點可從整個爐膛（前后墻也有輕微腐蝕）都存在高溫腐蝕的實際情況中得到驗證。

結論：上述試驗結果表明，在600MW額定負荷下，引風機出力無法為爐膛提供足夠的負壓，導致送風機無法為煤粉燃燒提供充足的氧氣，在水冷壁貼壁處形成較強的還原性氣氛，極易造成水冷壁的高溫腐蝕。

3.2 負荷500MW的燃燒調整

該負荷下，A、B層二次風小風門開度基本處在100%的全開位置，提高燃燒器區域初期燃燒需氧量，C層小風門開度在65%，D層小風門開度在45%，并保持不變；通過調整送風機動葉開度來改變鍋爐送風量。試驗過程中，爐膛出口負壓基本維持在－15Pa左右，偶爾出現微正壓的運行情況，但引風機電流有所降低，出力可以進一步提高。考慮到試驗過程中可能進一步提高省煤器出口氧量的運行方式，因此爐膛出口負壓仍設在－15Pa后投自動。

根據省煤器出口氧量的不同，試驗分成3.5%和3.0%兩個工況，測試側墻水冷壁貼壁處的O2和CO含量。

3.2.1 省煤器出口氧量為3.5%的情況

隨著負荷的降低，入爐煤量下降，送、引風機出力可以滿足爐膛的需氧量，省煤器出口氧量也隨之增加。圖4為省煤器出口氧量在3.5%時的水冷壁貼壁處的CO和O2含量的測量曲線。從圖中可以看出，此時水冷壁貼壁處氧量基本在2%左右波動，最低值也要大于0.5%，CO的百分含量也明顯低于0.5%，表明該工況下的配風方式不會造成水冷壁的高溫腐蝕。

圖4 500MW下水冷壁貼壁處CO與O2含量（省煤器出口氧量3.5%）

3.2.2 省煤器出口氧量為3.0%的情況

進一步調整送風機動葉開度，調整二次風量，使省煤器出口處氧量穩定在3.0%左右，測試水冷壁處的CO和O2含量，測試曲線如圖5所示。從圖中可以看出，此時水冷壁貼壁處氧量較低，最大值為0.1%，有時還會出現0的情況；CO的含量較高，最低在0.6%左右。嚴格來說，該工況也不會發生明顯的腐蝕，但已經是處于發生高溫腐蝕與不發生高溫腐蝕的臨界點。此時如果再進一步降低爐膛氧量的供給，水冷壁就有發生高溫腐蝕的傾向了，當燃用煤質較差的煤時，該臨界點還會提前。

圖5 500MW下水冷壁貼壁處CO與O2含量（省煤器出口氧量3.0%）

3.2.3 結論

從上面的試驗結果表明，機組在500MW負荷、現有的風門開度下，通過調整爐膛過量空氣系數是能夠避免高溫腐蝕的發生。當省煤器出口氧量達到大于3.5%時，水冷壁貼壁處的還原性氣氛被完全破壞，不會發生高溫腐蝕；當省煤器出口氧量降到3.0%時，水冷壁處的氣氛處在氧化性與還原性之間的中性范圍內，是是否具有高溫腐蝕傾向的臨界點。由于該臨界值與入爐煤質有關，因此在實際燃用較差煤種時氧量要高于3.0%才能保證水冷壁貼壁處的氛圍處在這種中性范圍內。

此外，通過對各層風箱壓力的對比可以看出，同一層風箱的前后墻壓力值相差較大。如A、C、D層前后墻風箱壓差均達到0.2kPa。考慮到前后墻距離送風機的遠近等沿程阻力的影響，在相同風門開度下，后墻的風箱壓力要高于前墻。在試驗過程中曾經試圖調平前后墻風箱壓差，但部分風門開度將調至很小，約30%左右也很難調平。

3.3 煤質對試驗結果的影響

試驗過程中對入爐煤進行取樣分析，結果如表1所示。從表中可以看出，試驗用煤總體煤質較好，揮發分、熱值較高，硫分較低，煤粉易于著火，且高溫腐蝕傾向較低。由于當前煤炭供應緊張，很難保證入爐煤的品質。當燃用品質較差的煤時，特別是低揮發分、高硫分的劣質煤時，要注意控制爐膛出口氧量，不能低于對應負荷下的臨界值，否則容易發生高溫腐蝕。

表2 煤粉細度分析

表2為入爐煤粉的細度分析。對比各臺磨的R90可以看出，煤粉細度總體偏粗。對于這種揮發分含量較高的煤，高溫腐蝕的傾向還不是很明顯。當燃用揮發分含量較低的貧煤和無煙煤時，就要注意控制煤粉細度，一般要保證R90在8%～12%之間。煤粉較粗會導致其運動慣量較大、而且不易燃盡，靠近水冷壁布置的旋流燃燒器噴射的煤粉容易沖刷水冷壁或者貼壁燃燒，造成貼壁的還原性氣氛。這也是對沖燃燒方式的鍋爐側墻腐蝕程度比前后墻要嚴重的重要原因。

此外，即使是同一臺雙進雙出鋼球磨，兩個出口的煤粉細度也有較大差異。如A磨的A1和A5兩個出口R90相差20%，D磨的D3、D5相差近40%。

4 .原因分析

水冷壁高溫腐蝕是一個長期的過程。從煤質分析的歷史記錄來看，2007年全年的入爐煤平均含硫量Sar＝1.03%，最高含硫量達到4.85%，遠高于設計煤種；平均低位發熱量Qar,net＝19MJ/kg，最低值為11.866 MJ/kg；平均Vdaf＝30.7%，最低值為7.53%，均低于設計煤種，表明實際燃煤品質明顯下降。

以2007年12月29日17:30至23:00的運行數據為例，其負荷和省煤器出口氧量的情況如圖6所示。從圖中可以看出，在此段運行時間，機組負荷基本在550MW左右，而省煤器出口氧量卻始終低于3.0%，基本在2.5%左右，查閱這段時間入爐煤的含硫量基本在Sar=1.03%左右。通過上面的分析可知，該段時間是極易造成水冷壁的高溫腐蝕的。此外，在大修中發現，在省煤器出口氧量測點前的膨脹節處存在嚴重漏風，因此，該時間段的爐膛真實氧量將明顯低于3.0%，即整個爐膛將處于嚴重的缺氧燃燒狀態，這也是為什么整個爐膛發生硫腐蝕的一個重要原因。

圖6 2007年12月29日部分時間段的負荷與省煤器出口氧量

爐膛出口氧量（省煤器出口氧量）是鍋爐運行中的重要參數，也是運行人員調整運行方式的重要參考依據。過高的氧量會增加排煙熱損失，導致鍋爐效率下降。但運行氧量過低會同樣會導致煤粉燃燒不完全，爐渣和飛灰含碳量升高，降低鍋爐效率。特別是當燃用貧煤、無煙煤等難燃煤種，更要保證一定的爐膛過量空氣系數，否則會導致機械不完全熱損失q4迅速增加。更嚴重的是，在當前的煤質條件下，過低的氧量還會導致高溫腐蝕的發生。可見，運行過程中并不是過量空氣系數越低越好，而應該是在保證整個鍋爐送風量的基礎上盡量保持在較低水平下運行。

過低的過量空氣系數還會導致OFA風量的減少。因為此時為了減少鍋爐的爐渣含碳量要盡量提高下層燃燒器的送風量，從而導致分配給OFA的燃燒器風量減少，這對旋流燃燒器低NOx的燃燒目的相違背。因此，要適當提高OFA的風量，一方面可以保護OFA燃燒器，另一方面也可真正實現低NOx的燃燒目的。

因此，通過對歷史數據的分析表明，實際入爐煤煤質變差、含硫量偏高以及高負荷下的低氧量運行是導致水冷壁高溫腐蝕的主要原因。

5 .預防措施及對策

5.1 加強管理、調整運行參數

校核風煙系統各壓力測點和流量測量裝置，并定期進行吹掃，保證CRT顯示正確，以便于運行調整；加強對氧量測量裝置的維護，保證省煤器出口氧量顯示值的真實性。

在煤質下降的情況下，高負荷時引風機出力無法為爐膛提供足夠的負壓，導致送風機無法為煤粉燃燒提供充足的氧氣，在水冷壁貼壁處形成較強的還原性氣氛，極易造成水冷壁的高溫腐蝕。運行中要保證省煤器出口處氧量在3.5%左右，當氧量達不到上述值時要降負荷運行，以避免發生高溫腐蝕。在限制負荷的基礎上，將爐膛出口負壓至少設定在－30～－50Pa，投自動，避免出現鍋爐微正壓運行的情況，同時要注意監測引風機是否過電流。

保證入爐煤含硫量均勻，控制入爐煤含硫量（Sar）在1.0%以內，最大不超過1.5%（同時要保證脫硫系統正常運行）；當燃用煤質進一步下降時必須進一步提高爐膛出口氧量，保證煤粉充分燃燒，避免高溫腐蝕的發生。

燃用煤質下降時要注意控制煤粉細度；當Vdaf<15%時，一般控制煤粉細度R90在8%～12%之間，以免煤粉沖刷墻壁。

各層燃燒器盡量均等帶負荷，避免因某一層燃燒器負荷過高，導致局部缺氧而引起高溫腐蝕；同時要注意火焰中心略微上移以后，過熱器、再熱器等是否有異常。

將A、B層燃燒器的二次風擋板放在開度相對較大的位置，避免燃燒器區域出現缺氧燃燒。

通過改變二次風擋板的開度，調平同一層前后墻風箱的壓力，避免出現火焰中心前移（或者后移）的情況。

5.2 熱噴防腐涂層

為保證機組安全運行，2008年3月#2機組B級檢修、2009年4月#1機組C級檢修期間，分別對#2爐、#1爐兩側墻水冷壁標高39.5m至15.8m區域及高溫腐蝕較為嚴重的區，進行了噴涂耐腐蝕金屬涂層（即Ni—Cr涂層），每臺爐面積為約850m2。

6 .效果評估

2010年5 月#1機組C級檢修、2010年10月#2機組C級檢修期間，對爐內水冷壁高溫腐蝕情況進行了檢查，發現兩側墻表面較光滑，未發現該區域結焦導致硫酸鹽腐蝕和因局部煤粉濃度高出現還原性氣氛發生高溫腐蝕，噴涂表面無開裂、脫落、起皮現象，總體情況優良，水冷壁高溫腐蝕得到了有效遏制；但有水冷壁前后墻局部區域還有域結焦腐蝕現象，還需要優化運行和局部防腐處理。

7 .結語

火電廠的鍋爐水冷壁腐蝕與多種因素有關，包括燃用煤種、爐型及結構參數、燃燒方式、運行管理等。入爐煤煤質下降、含硫量偏高和水冷壁貼壁處還原性氣氛是造成目前水冷壁高溫腐蝕的主要原因。

當前煤炭供應緊張，電廠動力煤質很難在短期內得到根本改善，因此在現有煤質下，通過調整運行參數、合理配風，破壞水冷壁貼壁處的還原性氣氛成為避免水冷壁發生高溫腐蝕的簡單而有效的手段。另外，通過在被腐蝕區域噴涂耐腐蝕金屬涂層（如鎳鉻鈦、鎳鉻合金等）是減緩高溫腐蝕的一種輔助措施（但不能從根本上解決，而且價格較高）。

[1] 范從振 主編.鍋爐原理.東南大學.水利電力出版社,1985年

[2] 電站鍋爐性能試驗規程.GB10184-88

10.3969/j.issn.1001-8972.2012.10.081

李海送（1970—）男 畢業于河海大學熱能與動力工程專業，工學學士學位。主要從事鍋爐運行、檢修技術管理工作。