李海送

江蘇大唐呂四港發(fā)電有限責(zé)任公司，江蘇南通 226246

某電廠鍋爐水冷壁高溫腐蝕及預(yù)防措施

李海送

江蘇大唐呂四港發(fā)電有限責(zé)任公司，江蘇南通 226246

本文針對某電廠鍋爐水冷壁出現(xiàn)的高溫腐蝕情況，對其形成原因進行了詳細(xì)分析，并有針對性地采取了相應(yīng)預(yù)防措施，經(jīng)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(shù)變壓運行本生直流鍋爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。由哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司引進三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技術(shù)生產(chǎn)。鍋爐型號：HG1955/25.4－YM1型。鍋爐配備一次風(fēng)機、送風(fēng)機、引風(fēng)機各2臺，均為動葉可調(diào)軸流式，由上海鼓風(fēng)機廠有限公司引進德國TLT公司技術(shù)的基礎(chǔ)上生產(chǎn)制造；制粉系統(tǒng)采用4臺雙進雙出鋼球磨煤機直吹式制粉系統(tǒng)，在燃用設(shè)計煤種時，3臺磨煤機滿足機組帶額定負(fù)荷的要求，煤粉細(xì)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(shù)(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(fēng)噴口，每層布置7只，共14只燃盡風(fēng)口。

2008年3 月份#2機組B級檢修過程中，發(fā)現(xiàn)#2爐兩側(cè)墻水冷壁（下部螺旋管規(guī)格：Φ38×6.5min，材質(zhì)：SA-213 T12）發(fā)生了較為嚴(yán)重的高溫腐蝕（特別是與燃燒器同高度的高溫區(qū)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(xiàn)象，爐膛中、下部水冷壁上普遍存在單質(zhì)硫。2009年4月份#1機組C級檢修過程中發(fā)現(xiàn)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(xiàn)為硫化物型腐蝕，即煤粉在缺氧條件下燃燒時生成原子態(tài)的硫和硫化物，它們與金屬基體鐵及鐵的氧化物反應(yīng)，生成鐵的硫化物，造成高溫腐蝕。腐蝕嚴(yán)重的區(qū)域一般位于燃燒器區(qū)域的中部和下部，對于前后墻對沖的鍋爐，側(cè)墻腐蝕程度要比前后墻嚴(yán)重。

煤中的硫60%以上以黃鐵礦（FeS2）的形式存在。煤粉燃燒時，F(xiàn)eS2會受熱分解，釋放出自由硫原子：

當(dāng)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(dá)到350℃時會與Fe發(fā)生反應(yīng)，生成FeS：

而且這種反應(yīng)速度隨著壁溫的升高迅速加快。

在某電廠＃2爐水冷壁上發(fā)現(xiàn)這種單質(zhì)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(yīng)：

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

由此可見，煤中硫含量較高是發(fā)生高溫腐蝕的充分條件。當(dāng)煤中硫的含量Sar<0.4%時一般不會發(fā)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(dāng)煤中硫的含量Sar>1%時，就要注意調(diào)整燃燒方式，合理配風(fēng)，防止高溫腐蝕的發(fā)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(yīng)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(zhì)，因此根據(jù)煙氣中氧的含量也可判斷高溫腐蝕是否發(fā)生。當(dāng)水冷壁附近：

O2≤2%，CO>0.5%，H2S>0.01%時，高溫腐蝕就會發(fā)生；

當(dāng)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(fēng)，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(fā)生。

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

3 .試驗結(jié)果及分析

3.1 負(fù)荷600MW的燃燒調(diào)整

600 MW為該機組的額定負(fù)荷。該負(fù)荷下引風(fēng)機出力達(dá)到最大值，爐膛出口負(fù)壓只能維持在－15Pa左右，有時還會出現(xiàn)微正壓的情況，最高正壓達(dá)到36Pa，與常規(guī)同類型鍋爐的爐膛出口負(fù)壓-100Pa～-50Pa有相當(dāng)?shù)木嚯x，如圖1所示。

圖1 600MW下爐膛出口負(fù)壓

圖2 600MW下省煤器出口氧量

爐膛出口負(fù)壓受到限制，會導(dǎo)致送風(fēng)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(fù)荷下省煤器出口氧量最高只能達(dá)到2.1%（對應(yīng)過量空氣系數(shù)1.11）左右，平均出口氧量為1.67（對應(yīng)過量空氣系數(shù)1.09），與設(shè)計值3.35%（對應(yīng)過量空氣系數(shù)1.19，見表1）有較大距離。該負(fù)荷下曾試圖通過調(diào)整各層二次風(fēng)的小風(fēng)門開度，即通過調(diào)整各層風(fēng)壓來調(diào)整C、D層燃燒器之間的氧量，使該區(qū)域腐蝕減輕，但各種配風(fēng)方式均未能達(dá)到目的。整個試驗過程中，O2含量始終為0，CO的含量始終達(dá)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(tài)，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(jié)論：上述試驗結(jié)果表明，在600MW額定負(fù)荷下，引風(fēng)機出力無法為爐膛提供足夠的負(fù)壓，導(dǎo)致送風(fēng)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(fù)荷500MW的燃燒調(diào)整

該負(fù)荷下，A、B層二次風(fēng)小風(fēng)門開度基本處在100%的全開位置，提高燃燒器區(qū)域初期燃燒需氧量，C層小風(fēng)門開度在65%，D層小風(fēng)門開度在45%，并保持不變；通過調(diào)整送風(fēng)機動葉開度來改變鍋爐送風(fēng)量。試驗過程中，爐膛出口負(fù)壓基本維持在－15Pa左右，偶爾出現(xiàn)微正壓的運行情況，但引風(fēng)機電流有所降低，出力可以進一步提高?？紤]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(fù)壓仍設(shè)在－15Pa后投自動。

根據(jù)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(cè)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(fù)荷的降低，入爐煤量下降，送、引風(fēng)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(fēng)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(diào)整送風(fēng)機動葉開度，調(diào)整二次風(fēng)量，使省煤器出口處氧量穩(wěn)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(xiàn)0的情況；CO的含量較高，最低在0.6%左右。嚴(yán)格來說，該工況也不會發(fā)生明顯的腐蝕，但已經(jīng)是處于發(fā)生高溫腐蝕與不發(fā)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(fā)生高溫腐蝕的傾向了，當(dāng)燃用煤質(zhì)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(jié)論

從上面的試驗結(jié)果表明，機組在500MW負(fù)荷、現(xiàn)有的風(fēng)門開度下，通過調(diào)整爐膛過量空氣系數(shù)是能夠避免高溫腐蝕的發(fā)生。當(dāng)省煤器出口氧量達(dá)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(fā)生高溫腐蝕；當(dāng)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(nèi)，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(zhì)有關(guān)，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(nèi)。

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

3.3 煤質(zhì)對試驗結(jié)果的影響

試驗過程中對入爐煤進行取樣分析，結(jié)果如表1所示。從表中可以看出，試驗用煤總體煤質(zhì)較好，揮發(fā)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(dāng)前煤炭供應(yīng)緊張，很難保證入爐煤的品質(zhì)。當(dāng)燃用品質(zhì)較差的煤時，特別是低揮發(fā)分、高硫分的劣質(zhì)煤時，要注意控制爐膛出口氧量，不能低于對應(yīng)負(fù)荷下的臨界值，否則容易發(fā)生高溫腐蝕。

表2 煤粉細(xì)度分析

表2為入爐煤粉的細(xì)度分析。對比各臺磨的R90可以看出，煤粉細(xì)度總體偏粗。對于這種揮發(fā)分含量較高的煤，高溫腐蝕的傾向還不是很明顯。當(dāng)燃用揮發(fā)分含量較低的貧煤和無煙煤時，就要注意控制煤粉細(xì)度，一般要保證R90在8%～12%之間。煤粉較粗會導(dǎo)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(cè)墻腐蝕程度比前后墻要嚴(yán)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(xì)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(zhì)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(dá)到4.85%，遠(yuǎn)高于設(shè)計煤種；平均低位發(fā)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(shè)計煤種，表明實際燃煤品質(zhì)明顯下降。

以2007年12月29日17:30至23:00的運行數(shù)據(jù)為例，其負(fù)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(fù)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(fā)現(xiàn)，在省煤器出口氧量測點前的膨脹節(jié)處存在嚴(yán)重漏風(fēng)，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(yán)重的缺氧燃燒狀態(tài)，這也是為什么整個爐膛發(fā)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(fù)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(shù)，也是運行人員調(diào)整運行方式的重要參考依據(jù)。過高的氧量會增加排煙熱損失，導(dǎo)致鍋爐效率下降。但運行氧量過低會同樣會導(dǎo)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(dāng)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(shù)，否則會導(dǎo)致機械不完全熱損失q4迅速增加。更嚴(yán)重的是，在當(dāng)前的煤質(zhì)條件下，過低的氧量還會導(dǎo)致高溫腐蝕的發(fā)生?？梢姡\行過程中并不是過量空氣系數(shù)越低越好，而應(yīng)該是在保證整個鍋爐送風(fēng)量的基礎(chǔ)上盡量保持在較低水平下運行。

過低的過量空氣系數(shù)還會導(dǎo)致OFA風(fēng)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(fēng)量，從而導(dǎo)致分配給OFA的燃燒器風(fēng)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(dāng)提高OFA的風(fēng)量，一方面可以保護OFA燃燒器，另一方面也可真正實現(xiàn)低NOx的燃燒目的。

因此，通過對歷史數(shù)據(jù)的分析表明，實際入爐煤煤質(zhì)變差、含硫量偏高以及高負(fù)荷下的低氧量運行是導(dǎo)致水冷壁高溫腐蝕的主要原因。

5 .預(yù)防措施及對策

5.1 加強管理、調(diào)整運行參數(shù)

校核風(fēng)煙系統(tǒng)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(diào)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(zhì)下降的情況下，高負(fù)荷時引風(fēng)機出力無法為爐膛提供足夠的負(fù)壓，導(dǎo)致送風(fēng)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(dāng)氧量達(dá)不到上述值時要降負(fù)荷運行，以避免發(fā)生高溫腐蝕。在限制負(fù)荷的基礎(chǔ)上，將爐膛出口負(fù)壓至少設(shè)定在－30～－50Pa，投自動，避免出現(xiàn)鍋爐微正壓運行的情況，同時要注意監(jiān)測引風(fēng)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(nèi)，最大不超過1.5%（同時要保證脫硫系統(tǒng)正常運行）；當(dāng)燃用煤質(zhì)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(fā)生。

燃用煤質(zhì)下降時要注意控制煤粉細(xì)度；當(dāng)Vdaf<15%時，一般控制煤粉細(xì)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(fù)荷，避免因某一層燃燒器負(fù)荷過高，導(dǎo)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(fēng)擋板放在開度相對較大的位置，避免燃燒器區(qū)域出現(xiàn)缺氧燃燒。

通過改變二次風(fēng)擋板的開度，調(diào)平同一層前后墻風(fēng)箱的壓力，避免出現(xiàn)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(cè)墻水冷壁標(biāo)高39.5m至15.8m區(qū)域及高溫腐蝕較為嚴(yán)重的區(qū)，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(nèi)水冷壁高溫腐蝕情況進行了檢查，發(fā)現(xiàn)兩側(cè)墻表面較光滑，未發(fā)現(xiàn)該區(qū)域結(jié)焦導(dǎo)致硫酸鹽腐蝕和因局部煤粉濃度高出現(xiàn)還原性氣氛發(fā)生高溫腐蝕，噴涂表面無開裂、脫落、起皮現(xiàn)象，總體情況優(yōu)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(qū)域還有域結(jié)焦腐蝕現(xiàn)象，還需要優(yōu)化運行和局部防腐處理。

7 .結(jié)語

火電廠的鍋爐水冷壁腐蝕與多種因素有關(guān)，包括燃用煤種、爐型及結(jié)構(gòu)參數(shù)、燃燒方式、運行管理等。入爐煤煤質(zhì)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(dāng)前煤炭供應(yīng)緊張，電廠動力煤質(zhì)很難在短期內(nèi)得到根本改善，因此在現(xiàn)有煤質(zhì)下，通過調(diào)整運行參數(shù)、合理配風(fēng)，破壞水冷壁貼壁處的還原性氣氛成為避免水冷壁發(fā)生高溫腐蝕的簡單而有效的手段。另外，通過在被腐蝕區(qū)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(xué).水利電力出版社,1985年

[2] 電站鍋爐性能試驗規(guī)程.GB10184-88

10.3969/j.issn.1001-8972.2012.10.081

李海送（1970—）男 畢業(yè)于河海大學(xué)熱能與動力工程專業(yè)，工學(xué)學(xué)士學(xué)位。主要從事鍋爐運行、檢修技術(shù)管理工作。