1000MW燃煤机组锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及对策

1000MW燃煤机组锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及对策

王孟雨

国家能源集团泰州发电有限公司江苏泰州225327

摘要：某1000MW超超临界机组直流炉水冷壁产生高温腐蚀并诱发爆管，本文对水冷壁高温腐蚀的原因进行了分析，认为腐蚀产生的根本原因是掺烧的入炉煤种品质差，且机组长期带高负荷或变负荷工况，再加上燃烧区二次风和上部SOFA风、OFA风分配不合理，造成主燃烧区二次风不足所致，在采取相应措施后水冷壁高温腐蚀得到了明显改善。

关键词：1000MW；超超临界；直流炉；水冷壁；高温腐蚀

1、电厂概述

该电厂1000MW超超临界燃煤机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计的超超临界变压运行直流锅炉，设计型号为：HG-2980/26.15-YM2，采用П型布置、单炉膛、反向双切圆燃烧方式。炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。燃烧器前后墙布置，共设置8组，前墙四组，后墙四组其中#1、2、7、8燃烧器在炉膛左半部分中心形成顺时针旋向的假想切圆；#3、4、5、6在炉膛右半部中心形成逆时针旋向的假想切圆，如图1所示，在热态运行中燃烧器可上下摆动，摆动角度最大摆角为±30°。

图1

每只燃烧器共设六层一次风喷口，三层油风室，一层燃烬风室（OFA）、十层辅助风室和六层分离燃尽风室（SOFA）。风门布置如图2所示：

图2

2、水冷壁高温腐蚀状况

该厂#2炉在17年C修时发现水冷壁管严重高温腐蚀，具体位置为前墙#2、#3角中部位置，后墙#5、#8角位置，侧墙靠炉后位置，标高为SOFA中部至D层燃烧器区域的水冷壁共269根，从现场图片可以看出这些区域的水冷壁处壁厚明显减薄，且向火侧管面出现坑穴，管外部附着一层厚沉积物，管壁强度降低，极易造成水冷壁爆管和泄漏，危及锅炉安全运行。根据腐蚀区表面的宏观特征发现表面的沉积物第1层为积灰，第2层为疏松积灰和氧化铁的混合物，第3层为褐色脆性烧结物，第4层为深灰蓝色类似陶瓷状物，与水冷壁管基体金属结合较牢固，同时腐蚀沿向火面浸入，呈坑穴状[1]。

水冷壁高温腐蚀是指锅炉水冷壁烟气侧管壁在高温环境下与烟气中的腐蚀性物质反生的一系列化学腐蚀反应。锅炉运行时受热面管子的外壁金属首先发生氧化反应形成氧化铁，若结构致密且稳定牢固附着在管壁上，可作为一层保护性氧化膜阻止氧化反应；若结构疏松多孔且易脱落，当烟气和积灰层中含有腐蚀性成分（如硫化物、氯化物、硫酸盐等）时，将与氧化膜发生腐蚀反应，随着氧化膜破坏、生成、再破坏的反复循环，使壁厚减薄应力增大以致引起管子产生蠕变，管壁更薄，最后导致损坏而爆管，严重影响机组的安全经济运行。

水冷壁按机理通常可分为硫化物（FeS2、H2S）型腐蚀、硫酸盐型腐蚀和氯化物型腐蚀[2]，而炉膛水冷壁高温腐蚀大多属于硫化物型腐蚀，其根源在于煤粉在缺氧条件下燃烧时生成了原子态硫（Ｓ）和硫化物（Ｈ２Ｓ），它们和金属基体铁及铁的氧化物发生反应生成铁的硫化物，它们和金属基体铁及铁的氧化物发生反应生成铁的硫化物。另外在锅炉运行过程中由于某些部位的空气不足或燃烧过程拖长而未燃尽的煤粉进一步燃烧时造成的还原性气氛会降低熔融复合硫酸盐的熔点及加快灰沉积过程，火焰冲刷水冷壁时，未燃尽的煤粉会对氧化膜不断磨损，再加上较高的壁温和燃烧温度（加速硫酸盐的分解）会使得腐蚀速度加快，均加剧了高温腐蚀[3]。

针对水冷壁产生高温腐蚀的机理，我们将水冷壁产生高温腐蚀的条件归纳如下：

（1）燃煤中存在较高含量的S、Cl、K、Na等可产生高温腐蚀的物质；

（2）受热面附近出现还原性气氛或壁温、燃烧温度较高；

（3）管子应力变化产生的疲劳裂缝或或煤粉颗粒冲刷磨损等造成的腐蚀产物的剥落，使得腐蚀能不断地渗透内层。

3、水冷壁高温腐蚀原因分析

为了查清#2锅炉水冷壁高温腐蚀的原因，对#2炉进行了不同负荷及配风方式下的贴壁气氛测试，采用便携式烟气分析仪）对水冷壁贴壁处CO、H2S、O2的含量进行测量，期间对#2炉配风方式进行了相应的调整，试验过程中锅炉运行正常，机组负荷、入炉煤煤质、炉膛出口氧量等参数稳定。

3.1贴壁气氛测试

表1

（1）由表可见：以5%作为还原性强弱的分界点，#2炉相同负荷下前墙#2、#3角，后墙#5、#8、角均属于还原性强氛围，尤其是负荷750MW以上时表现更明显，随负荷下降，各角还原性气氛逐渐减弱，但#8角仍明显高于其他三个角，测量结果与高温腐蚀严重的水冷壁区域部位相符。

（2）实验过程中，500MW以下，SOFA风和OFA风逻辑控制开度分别为0~35%、10~50%，手动控制开大或关小后，CO含量无明显变化。500MW以上时，SOFA风和OFA风逻辑控制开度分别为35~75%、50~75%，手动控制开大SOFA风发现CO含量升高，关小后CO含量有所降低；手动控制开大OFA风发现CO含量降低，关小后CO含量有所增大。500MW以下，二次风门挡板开度按原逻辑控制开度可以维持较好的CO含量，500MW以上时，在原有逻辑开度上手动控制增大20%后，CO含量降低。

图3图4

3.2腐蚀原因分析

基于水冷壁发生高温腐蚀的必要条件及上述实验结果，对引起腐蚀的原因做以下分析：

3.2.1燃烧器布置方式

该厂锅炉炉膛为长方形结构，燃烧器采用前后墙布置，共8只燃烧器，双切圆燃烧方式。由于炉膛中间没有隔墙，左右两个反向双切圆容易互相干扰、出现椭圆型切圆，并呈“倒八字”形状（图1所示），从图3、4可看出，在实际燃烧过程中，炉内火焰形成大旋涡作旋转上升运动过程中，一次风射流受上游旋转气流挤压，使得炉内切圆增大，火球在燃烧器区域出口向后墙#8角、#5角偏斜，容易发生夹杂着煤粉气流的火焰冲刷炉墙，特别是当还原性气氛较强并携带有含硫颗粒时，该区域水冷壁始终存在高温腐蚀的风险。该问题属于锅炉技术路线问题，无法从根本上解决[4-5]。

3.2.2入炉煤种

面对日益严峻的电力市场和煤炭市场形势，劣质煤掺烧已成为发电企业降低生产、提升利润的积极措施，因此该厂近几年的实际入炉煤种与设计煤种偏差较大，灰分、挥发分、硫分、发热量等参数均偏离了设计值，入炉煤种变差后，相同负荷下所需燃料量增加，造成一次风率及煤粉细度同样严重偏离设计值。

3.2.3燃烧配风

切圆燃烧的锅炉存在两侧主再汽温偏差的问题，加上为确保NOX达标而过分控制低氧量，运行人员在调整过程中过度关小二次风门，导致二次风射流的刚性变弱，造成主燃烧器区二次风和顶部部OFA风、SOFA风配比不合理，导致主燃烧器区二次风不足，使得煤粉气流进入炉内后与二次风气流掺混效果变差，从而风粉射流在炉内上升过程中，由于煤粉射流刚性相对较弱，受到刚性较强的上游二次风射流的挤压和下游二次风射流的牵引，造成风粉脱离，含粉气流贴壁冲刷，在水冷壁贴壁区域形成局部CO还原性气氛[6]。

3.2.4锅炉运行和燃烧方式

现代电网的峰谷差增大，该机组作为调峰机组在频繁变负荷（变负荷速率20MW/min）过程中水冷壁热胀冷缩或吹灰压力过高等，容易造成管壁表面的氧化膜脱落，加速腐蚀过程。锅炉特别是夏季长时间高负荷运行也会造成入炉煤量多，壁温及燃烧温度高，易使具有腐蚀性的低熔点化合物粘附在金属表面，促进了管壁高温腐蚀的发生，而由于引风机（#2炉配两台汽动引风机，各由一台背压式汽轮机驱动）出力受限或环保指标（NOX）控制引起的运行氧量不足（2.5%以下）形成还原性氛围等，均加

大高温腐蚀的可能性，另外送风量控制逻辑采用氧量自动方式，而氧量反馈需要时间，导致送风滞后，在升负荷过程送风跟不上送煤，导致欠氧燃烧，CO急剧升高。

4、针对水冷壁高温腐蚀采取了以下运行措施：

煤种掺烧已成为必然趋势，在大环境下只有通过加强燃烧调整、合理配风，控制水冷壁温才能达到降低水冷壁附近还原性气氛和避免烟气直接冲刷水冷壁的目的。

4.1氧量调整要兼顾稳定燃烧、NOX控制和高温腐蚀三方面，机组负荷高于750MW时，氧量不得设置负偏置运行，高负荷时最低氧量≥3%，引风机出力不足（全压、背压机转速达上限）时不得降低氧量强带负荷，造成缺氧燃烧，加负荷时，由于氧量延迟，可以先适当增加氧量正偏置，待负荷稳定后再放偏置到0。

4.2机组持续高负荷时，加强就地看火和观焦，发现着火距离过近时，适当提高一次风速，确保火焰不贴壁

4.3分别修改SOFA风、OFA风、二次风门逻辑，500MW以上时SOFA风改为30~50%、OFA风改为100%，各二次小风门在原有基础上增大20%。采用增大冷角（#１、４、６、７角）辅助二次风和周界风风门开度改善火焰贴壁情况，两侧烟气偏差采用关小SOFA风来调节，避免上层风门过大，造成燃烧区域缺氧工况。

4.4控制水冷壁温及炉膛温度

正常运行时控制水冷壁壁温不得超过450℃运行，机组启动转态及异常处理时短时间允许控制在480℃以内，控制好壁温变化率。低负荷时，中间点温度控制在20℃以下，偏大控制水煤比，从而适当提高高温腐蚀区域水冷壁管内水流速度，降低管壁温度；严格控制给水品质，避免因水冷壁管内结垢而影响换热，从而导致水冷壁管壁温度增加。运行中尽量避免磨煤机启停、小风门等大幅度操作。

4.4其他

在保证正常吹灰效果的前提下，减少吹灰次数及降低吹灰蒸汽压力，炉膛结焦严重时可以适当增加吹灰次数。

5、结论

（1）降低机组负荷、改善入炉煤种品质是解决燃煤机组锅炉水冷壁高温腐蚀的根本途径；

（2）在当前煤种掺烧条件下，低负荷时通过合理控制水煤比及中间点温度，高负荷时通过燃烧调整、改善燃烧区域配风及合理吹灰，明显改善了炉膛贴壁还原性气氛水平，该厂在18年停机检修时检查发现水冷壁高温腐蚀水平已得到明显改善。

参考文献：

[1]梁绍华，黄磊，张恩先.锅炉高温腐蚀在线监测技术的研究[J].动力工程学报，2009，（12）：1093-1095，1128.doi：10.3321/j.issn：1000-6761.2009.12.003.

[2]赵虹，魏勇.燃煤锅炉水冷壁烟侧高温腐蚀的机理及影响因素[J].动力工程，2002，22（2）：1700-1704

[3]陈宏伟，李永华，梁化忠.锅炉高温腐蚀实验研究[J].中国电机工程学报，2003，23（1）：167-170.

[4]GustafssonS，KremsnerF，LangerG.Thermalcoatingofcomponentsforbiomasspowerstations.WeldingandCutting[J].2002，54（2）：90-92.

[5]D.BANKIEWICZ，P.VAINIKKA，D.LINDBERG，etal.Hightemperaturecorrosionofboilerwaterwallsinducedbychloridesandbromides-Part2：Lab-scalecorrosiontestsandthermodynamicequilibriummodelingofashandgaseousspecies[J].Fuel，2012，240-250.

[6]郭鲁阳，孙旭光，刘志超，等.锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及预防对策[J].中国电力，2000，（11）：17-20.doi：10.3969/j.issn.1004-9649.2000.11.005.