1000 MW四角切圆燃煤锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及防治.pdf

0引言锅炉水冷壁高温腐蚀是目前燃煤电厂普遍存在的问题，在不同燃烧方式、不同布置形式的锅炉中均有发生。腐蚀的原因主要有超低排放采用分级燃烧造成主燃烧区缺氧；大量掺烧经济煤种，尤其是硫分偏高的煤种；低氧量运行；煤粉气流刷墙等1。腐蚀严重时将导致管壁减薄泄漏，不利于机组安全稳定运行。本文针对某1 000 MW燃煤锅炉水冷壁发生的高温腐蚀现象，从腐蚀的区域、形态、管壁减薄程度等方面进行分析，总结了本次水冷壁发生高温腐蚀的原因，并提出了相应的防治措施。1设备概况锅炉为3 049 t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣，燃用烟煤。水冷系统采用下部螺旋管圈和上部垂直管圈的型式，螺旋管圈分为灰斗部分和螺旋管上部，垂直管圈分为垂直管下部和垂直管上部。螺旋段水冷壁经水冷壁过渡连接管引至水冷壁中间集箱，经中间集箱混合后再由连接管引出，形成垂直段水冷壁，两者间通过管锻件结构来连接并完成炉墙的密封。锅 炉 燃 烧 方 式 采 用 低NOx切 向 燃 烧 系 统（LNTFSTM），单角布置37层二次风喷口（内含6层煤粉喷口），由6层SOFA风、1层CCOFA风、30层辅助二次风（包含6层燃烧器下辅助风、周界风、油层辅助风、上辅助风）组成，其中上辅助风采用偏置22毅形成富氧氛围。炉内四角射流形成顺时针假想切圆。2高温腐蚀现象描述2.1主要腐蚀区域（1）前墙：#1角C层燃烧器区域长5 m，高6 m，约30 m2；#2角前墙F2层燃烧器区域至E2区域较为严重，一直延伸到C层都有腐蚀情况，约180 m2。（2）后墙：#4角F层较为严重，水平方向10 m，高10 m，延伸至E2，至E1层时较轻微；#3角E层鳍片焊缝处有很轻微的腐蚀，F层无腐蚀，约80 m2。（3）南墙：#3角南，F层延伸至E1层较为严重，约80 m2。（4）北墙：#1角处北墙，F层较为严重，至E1层时较为轻微，约70 m2。总体来看，高温腐蚀主要集中在燃烧器F层至E层热负荷较高的区域，同时处于火焰向火侧。2.2管壁测厚情况水冷壁管材质为12Cr1MoVG，规格为准387.2mm，选取了部分管排进行测厚：以#2角喷燃器最上部（F层上辅助风）为标高，向炉右约3 m，向下至E1喷燃器区域，进行抽查，如表1所示。水冷壁管壁厚度最低至5.3 mm，以管壁标准值7 mm计，当前腐蚀量为1.7 mm（24.3%）。2.3腐蚀形态从单根管腐蚀位置来看，腐蚀主要发生在水冷壁管斜下沿，集中在鳍片焊缝至管子正面中心线区域（图1）。腐蚀严重区域已做了喷涂处理，但能见腐蚀层1 000 MW四角切圆燃煤锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及防治陶谦王亚欧（江苏方天电力技术有限公司，江苏 南京 211102）摘要：目前，燃煤电厂锅炉水冷壁高温腐蚀较为普遍。鉴于此，针对某1 000 MW四角切圆燃煤锅炉水冷壁高温腐蚀现象，从腐蚀的区域、程度、形态等方面分析了水冷壁管发生高温腐蚀的原因，提出了配煤掺烧优化、风量合理化配置、还原性气氛测试等措施，对防治水冷壁高温腐蚀具有一定的参考意义。关键词：水冷壁；高温腐蚀；还原性气氛；配煤中图分类号：TK227.1文献标志码：A文章编号：1671-0797（2023）18-0062-05DOI：10.19514/32-1628/tm.2023.18.016设备管理与改造Shebei Guanli yu Gaizao626.45.46.16.16.16.26.46.05.96.15.66.06.46.05.65.76.26.25.75.65.45.65.55.75.65.65.55.45.55.35.35.56.55.55.65.75.65.65.35.56.05.95.35.45.55.45.65.95.75.66.05.35.55.85.85.65.56.65.76.06.06.06.26.26.26.76.6剥落后三角形、棱台形（图2）。腐蚀沟槽内积有较为致密的灰白色粉状灰粒以及焦渣垢层，清理后可见较为明显的腐蚀坑，高温腐蚀引起水冷壁管表面变色，呈现红褐色（图3）。部分腐蚀区域管子表面有粒状结焦（图4），存在煤粉刷边的可能性，焦质较为松软，清除表面灰焦后也见明显的烟气腐蚀沟槽（图5）。吹灰器周围水冷壁管腐蚀减薄沟槽没有明显的突出，也未发现迎蒸汽吹扫面的腐蚀减薄特征。3原因分析根据现场检查分析结果，从腐蚀形态上看，水冷壁高温腐蚀以还原性气氛下的烟气腐蚀为主，同时存在灰焦作用下的硫化物腐蚀。结合锅炉运行历史工况数据，总结造成本次水冷壁区域发生较严重腐蚀的主要原因如下：炉膛还原性气氛较强、入炉煤硫分偏高、深度调峰影响。3.1炉膛还原性气氛引起水冷壁高温腐蚀的一个主要因素是烟气的还原性气氛，炉膛出口氧量表征炉膛整体的还原性表1测厚数据单位：mm图1腐蚀位置图3水冷壁表面腐蚀坑、变色图2腐蚀层剥落后形态图5腐蚀沟槽图4管子表面粒状焦Shebei Guanli yu Gaizao设备管理与改造63图6满负荷工况二次风配风氛围，二次风配风则主要影响局部还原性气氛。3.1.1氧量锅炉整体氧量偏低，机组于投产前期进行超低排放改造，增加了MGGH，湿式除尘器、脱硝系统加装一层催化剂等，设计工况下烟气系统阻力增加约2 200 Pa，超过原引风机设计裕量1 600 Pa。随着机组的长期运行，受热面积灰堵塞，系统阻力进一步增加，在夏季高负荷时，引风机出力受限，出现氧量不足现象，主燃烧区缺氧更为严重。调取某工况数据：负荷1 000 MW，环境温度30.7，甲/乙/丙引风机电流434/443/405 A，引风机全压达到6.6 kPa，氧量仅为0.85%。3.1.2二次风配风为控制NOx浓度，SOFA风门开度较大，尤其是锅炉掺烧贫煤时，脱硝进口烟气NOx浓度会显著升高，为保证脱硝系统运行安全，降低脱硝出口NH3逃逸率，保证空预器不发生严重的NH4HSO4沉积，会采用减少主燃烧器区域二次风量的措施。从运行历史数据来看，中高负荷时SOFA风门基本全开，同时为保证风箱-炉膛差压，只能压缩主燃烧区二次风门开度，导致开度普遍都不大，如此使得主燃烧区烟气O2浓度低。此外，主燃烧区二次风刚性弱，难以保证带动一次风射流形成良好的旋转混合，不利于燃烧切圆的组织，一、二次风混合不好更加重了局部烟气的还原性与腐蚀性。热态时燃烧射流的切圆会较冷态时更大，运行中二次风门控制时油枪风开度较低，偏置风的风量份额相对上升，也会引起燃烧切圆的增大。燃烧切圆的增大会加剧煤粉刷边现象，引起高温腐蚀进一步恶化。图6为满负荷工况时，为降低脱硝SCR入口NOx，采用典型配风方式，氧量0.9%，主燃区二次风总量为1 400 t/h，SOFA层总风量达到860 t/h，两者配比0.62:0.38，主燃区缺氧明显。设备管理与改造Shebei Guanli yu Gaizao643.2入炉煤质烟气中硫分对炉膛的高温腐蚀主要包括纯气体腐蚀、熔盐腐蚀、在固相附着物参与作用下的气体腐蚀以及在致腐气体作用下的熔盐腐蚀。气体腐蚀主要包括SO2、SO3与H2S、HCl气体；对钢管形成腐蚀的熔盐Na2SO4、K2SO4与Fe2O3、Al2O3作用生成低熔点的复合硫酸盐，低熔点的碱金属焦硫酸盐与Fe2O3反应生成复合硫酸盐。其中SO2、SO3对钢管的腐蚀为SO2在附着灰的催化作用下生成SO3，SO3与Fe、Fe2O3反应；H2S腐蚀主要是与Fe、FeO发生反应，在还原性气氛下还会生成原子硫与Fe反应2。一般在壁温450 以下时以H2S腐蚀为主，在450 以上时SO2腐蚀逐渐增强。烟气的还原性气氛是生成H2S气体的条件，当燃烧器的过量空气系数低于1时，H2S浓度急剧上升，稳定值仅与燃煤的当量含硫有关3。高温腐蚀能溶解钢管表面致密的氧化层，同时生成的腐蚀产物是疏松状态的覆盖层，腐蚀气体可以通过附着层间隙到达铁表面产生连续的腐蚀，因此腐蚀可以持久地进行。燃煤的硫分高是形成腐蚀的主要影响因素，在还原性气氛下腐蚀速率与硫含量成明显的线性关系，硫分越大腐蚀速率越快。由于腐蚀是一种不可逆行为，具有累积作用，局部烟气中H2S浓度高，会产生严重的高温腐蚀。受煤炭市场影响，低硫煤采购困难，电厂难以保证原煤品质。部分时段锅炉存在入炉煤硫分偏高现象，调取某工况运行数据：入炉煤平均硫分0.932%（SO2：2 256 mg/Nm3），最高达到1.17%（SO2：2 860 mg/Nm3），如图7所示，总体来看，平均硫分处于中高水平，但不排除存在单层燃烧器硫分更高的情况。3.3深度调峰影响机组深度调峰运行对锅炉高温腐蚀也存在一定影响。深度调峰频繁调用，机组运行于低负荷段的次数增加，低负荷段炉膛热负荷均匀性、水动力稳定性均降低，水冷壁金属亦会出现局部过热现象，尤其是对于下部水冷壁影响较大。虽然低负荷运行时氧量较高，但由于炉膛温度较低，煤粉的着火能力变差，导致着火点滞后、燃烬度降低，较大的未燃烬煤粉极易被甩到水冷壁上，燃煤灰分中的碱金属在炉内高温状态下呈气态，气态钠、钾成分在管子表面凝结，形成碱金属化合物沉淀图7锅炉FGD入口原烟气SO2浓度曲线（单位：mg/Nm3）Shebei Guanli yu Gaizao设备管理与改造65层，一些带有其他成分的灰粒也同时粘附在管子表面。含硫燃料燃烧时生成的SO2、SO3气体与碱金属成分接触发生反应，形成熔融状态的复合硫酸盐，当管壁温度较高时，对管材腐蚀性很强。4防治措施根据以上对水冷壁管高温腐蚀的现象描述以及原因分析，提出以下防治措施：（1）存在高温腐蚀时宜在炉膛喷涂防磨防腐蚀的防护层，抵御炉膛的高温腐蚀，进行防腐防磨喷涂时，应注意喷涂材料、喷涂工艺及喷涂过程质量的监督。（2）控制燃煤含硫量，尽量做到高硫煤与低硫煤均匀掺配，防止燃煤中硫分时高时低地进入炉膛，或个别喷嘴煤粉硫分高；避免同时掺烧硫分较高的煤种和灰熔点很低的煤种，防止结焦与高温腐蚀相互促进。（3）在引风机运行安全的前提下，适当提高炉膛氧量；在NOx可控的前提下，尽可能提高主燃烧区二次风门开度，风量一定时，可提高油枪风的小风门开度，以降低同等风量下的偏置风量份额，达到缩小燃烧切圆的目的，减少煤粉飞边的可能性。（4）在燃煤硫分偏高时，应适当提高炉膛出口氧量，通过二次风配风，优化SOFA风、主燃烧区小风门配置，确保主燃烧区氧量不低、二次风射流刚性，减轻烟气的腐蚀性，调整的同时应兼顾NOx浓度。（5）对于变形、烧损的燃烧器喷嘴，及时进行修复，并清除喷嘴中的焦块，保证二次风通畅，并对所有二次风门进行远方、就地实际开度校验，确保开度一致。（6）导致水冷壁高温腐蚀速率过快的其他因素有吹灰蒸汽吹损，当吹灰蒸汽射流扫射存在高温腐蚀的管子表面时，会将腐蚀产物吹走，加快了腐蚀产生的速率；腐蚀产生的附着物疏松，蒸汽射流可以更容易地吹损管子表面。建议检修期间对水冷壁区域吹灰器加强检查，确认喷嘴伸入炉膛的深度是否合适，吹灰枪安装角度是否发生偏斜；吹灰前充分暖管疏水，对管道保温破损不全的及时恢复，确保吹灰蒸汽不带水；在炉膛结焦不严重时，再热蒸汽减温水基本不投的状况下，尽量减少炉膛吹灰器投入频次。（7）升降负荷操作时，加强分离器出口过热度控制，尽量避免水冷壁温度大幅波动和局部温度偏差过大等问题。（8）目前锅炉部分水冷壁区域已有还原性气氛测试孔，但由于仪器与测孔匹配原因，未进行过测试，建议在高温腐蚀较严重的区域，再增加适量水冷壁测孔，尽快安排定期测试形成台账，便于分析腐蚀速率，并根据实际情况进行干预调整，将CO、H2S等还原性气体控制在适当的范围内，CO的体积分数建议控制在2.010-2以内，H2S的体积分数控制在2.010-4以内。5结束语水冷壁高温腐蚀是炉内高温烟气与金属壁面相互作用的一个复杂的物理化学过程，在当前高参数、大容量燃煤发电机组锅炉中发生率较高，高温腐蚀将导致水冷壁管壁减薄，严重时泄漏爆管，在当前煤质较差的市场环境下，电厂应引起高度重视，从配煤控制、运行方式调整、还原性气氛测试、水冷壁防腐喷涂等方面，结合本厂实际情况进行预防和治理。参考文献1 梁亚飞.煤粉炉水冷壁管高温腐蚀原因与防控J.东北电力技术，2022，43（12）：45-47.2 熊小鹤，吕钊敏，阮仁晖，等.某切圆燃烧锅炉水冷壁高温腐蚀现象及其与H2S含量的关系研究J.广东电力，2022，35（7）：107-113.3 徐力刚.大型燃煤锅炉水冷壁高温腐蚀机理及缓解方案研究D.南京：东南大学，2021.收稿日期：2023-06-02作者简介：陶谦（1968），男，江苏南通人，工程师，长期从事火电机组调试与试验工作。设备管理与改造Shebei Guanli yu Gaizao66