水冷壁高温腐蚀原因 分析及调整策略

水冷壁高温腐蚀原因 分析及调整策略

丛培永

内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司 内蒙古锡林浩特市 026200

摘 要：某电厂2号炉大修时发现两侧墙水冷壁发生了较为严重的高温腐蚀，最高腐蚀厚度接近1mm；炉膛的前后墙水冷壁也有轻微的高温腐蚀现象。通过在被腐蚀区域喷涂耐腐蚀金属涂层如镍铬钛、镍铬合金等是减缓高温腐蚀的一种措施，但不能从根本上解决，而且价格较高。入炉煤煤质下降、含硫量偏高和水冷壁贴壁处产生还原性气氛是造成水冷壁高温腐蚀的主要原因。为了找到避免水冷壁发生高温腐蚀，且保证锅炉稳定、高效燃烧的运行参数，特进行了燃烧调整试验，并结合历史煤质分析得出本厂高温腐蚀的最终原因，从而进行运行方式的调整，避免或减少2炉的高温腐蚀现象。

关键词：高温腐蚀 还原性 氧量 燃烧调整

Cause Analysis and adjustment strategy of high temperature corrosion of water wall

Cong Peiyong,

Datang International Xilinhot Power Generation Co. , Ltd. , Xilinhot, 026200

ABSTRACT: during the overhaul of No. 2 boiler in a power plant, serious high temperature corrosion was found in the water wall of the two side walls, with the maximum corrosion thickness approaching 1mm. Spraying anti-corrosion metal coating such as ni-cr-ti and ni-cr alloy in the corroded area is a measure to slow down the high temperature corrosion, but it can not be solved fundamentally and the price is high. The main reasons for the high temperature corrosion of the water wall are the decrease of coal quality, the high sulfur content and the reductive atmosphere at the wall. In order to find out the operation parameters that can avoid high temperature corrosion of water wall and ensure stable and efficient combustion of boiler, the combustion adjustment test is carried out, and the ultimate cause of high temperature corrosion is obtained by analyzing the history of coal quality, thus the operation mode can be adjusted to avoid or reduce the high temperature corrosion of 2 furnaces.

Keywords: High temperature corrosion, reducibility, oxygen content, combustion adjustment

1、前言：

工程概况：某电厂2号锅炉为超临界、变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技术生产，锅炉型号为HG1955/25.4－YM1型。

锅炉配备一次风机、送风机、引风机各2台，均为动叶可调轴流式；型号分别为：PAF19－14－2，FAF25－14－1，SAF35.5-20-1，由上海鼓风机厂有限公司引进德国TLT公司技术的基础上生产制造。制粉系统采用4台双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统，配置8只有效容积为500m³的原煤斗和8台电子称重式给煤机。在燃用设计煤种时，3台磨煤机满足机组带额定负荷的要求，煤粉细度要求200目筛通过量为80%。燃烧器采用三井巴布科克公司的低NOx轴向旋流煤粉燃烧器技术(LNASB)，前后墙对冲燃烧方式，共布置4层，每层各有4只，共32只。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置1层燃尽风喷口，每层布置7只，

¹

共14只燃尽风口。锅炉主要设计参数及设计煤种、校核煤种的煤质情况分别如表1、表2所示。

表1 锅炉主要设计参数

表2 设计煤种与校核煤种分析

2、高温腐蚀的机理：

水冷壁的高温腐蚀一般表现为硫化物型腐蚀，即煤粉在缺氧条件下燃烧时生成原子态的硫和硫化物，它们与金属基体铁及铁的氧化物反应，生成铁的硫化物，造成高温腐蚀。腐蚀严重的区域一般位于燃烧器区域的中部和下部，对于前后墙对冲的锅炉，侧墙腐蚀程度要比前后墙严重。

煤中的硫60％以上以黄铁矿（FeS₂）的形式存在。煤粉燃烧时，FeS₂会受热分解，释放出自由硫原子：

FeS₂＝FeS＋[S]

当水冷壁周围存在一定浓度的H₂S和SO₂时，也会生成自由的硫原子：

2H₂S＋SO₂＝2H₂O＋3[S]

在还原性气氛中，[S]可以单独存在，附着在水冷壁上。在壁温达到350℃时会与Fe发生反应，生成FeS：

Fe＋[S]＝FeS

而且这种反应速度随着壁温的升高迅速加快。

从该厂2号炉大修水冷壁检查中发现：在水冷壁上存在这种单质硫，而且具有一定厚度，可进一步判断该高温腐蚀为还原性气氛造成的硫化物型高温腐蚀。

此外，H₂S气体也可以直接对管壁进行腐蚀：

H₂S＋Fe＝FeS＋H₂

H₂S气体也可以与FeO反应：

H₂S＋FeO＝FeS＋H₂O

即H₂S会破坏Fe₃O₄（Fe₂O₃－FeO）中的FeO，从而破坏Fe₃O₄的致密性，导致单质[S]进一步向内扩散，加快腐蚀。

3、试验原理：

从上面高温腐蚀的机理可以看出，煤中硫含量较高是发生高温腐蚀的充分条件。当煤中硫的含量S_ar<0.4%时一般不会发生高温腐蚀，因为此时生成的H₂S、[S]浓度较低，不会对水冷壁造成明显的腐蚀效果；当煤中硫的含量S_ar>1%时就要注意调整燃烧方式，合理配风，防止高温腐蚀的发生。

煤粉在缺氧条件下燃烧是生成CO是形成还原性气氛的主要原因，因此通过测量水冷壁贴壁处的烟气中CO的含量可直接反应烟气还原性的强弱。氧气是破坏上述还原性气氛的有效物质，因此根据烟气中氧的含量也可判断高温腐蚀是否发生。当水冷壁附近：

O₂≤2%，CO>0.5%，H₂S>0.01%

时，高温腐蚀就会发生；当CO>3%时将是明显的腐蚀坏点。

因此，在燃烧调整试验中要注意合理配风，在水冷壁附近提供足够的氧气，破坏上述还原性气氛，就可避免水冷壁高温腐蚀的发生。

4、试验内容及目的：

锅炉在600MW、500MW负荷下，对水冷壁贴壁处的烟气成分进行测试分析，通过调整炉膛出口氧量、各二次风风箱压力（通过调整二次风小风门开度实现压力的调整）等参数，达到改变水冷壁贴壁处烟气成分的目的，为避免高温腐蚀提供运行参数。

5、试验过程：

试验前的现场准备工作于2008年5月23日13:00开始，主要包括测点检查、了解机组运行情况等。烟气成分取样点一个，设在腐蚀最为严重的C、D层燃烧器之间的B侧水冷壁中间位置，通过Kane9106烟气分析仪测试烟气成分。现场主要试验工作于5月24日14:00结束。试验过程中锅炉运行正常，偶尔有断煤现象，但很快解决，基本没有影响试验。试验过程中机组负荷、入炉煤的煤质、省煤器出口氧量等重要参数稳定，对入炉煤的煤质特性进行了分析。

6、负荷600MW的燃烧调整：

600MW为该机组的额定负荷。该负荷下引风机出力达到最大值，炉膛出口负压只能维持在－15Pa左右，有时还会出现微正压的情况，最高正压达到36Pa，与常规同类型锅炉的炉膛出口负压－100±50Pa有相当的距离，如图1所示。建议对引风机的选型、空预器漏风与堵灰、尾部烟道漏风、电除尘烟道阻力等情况进行检查，保证炉膛出口在正常负压范围内运行。

炉膛出口负压受到限制会导致送风机出力也受到限制，即无法为锅炉燃烧提供充足的氧气，这一点可从省煤器出口氧量（炉膛出口氧量）得到验证，如图2所示。从图中可以看出，该负荷下省煤器出口氧量最高只能达到2.1％（对应过量空气系数1.11）左右，平均出口氧量为1.67（对应过量空气系数1.09），与设计值3.35％（对应过量空气系数1.19，见表1）有较大距离。该负荷下曾试图通过调整各层二次风的小风门开度（工况1～工况4），即通过调整各层风压来调整C、D层燃烧器之间的氧量，使该区域腐蚀减轻，但各种配风方式均未能达到目的。整个试验过程中（工况1～工况4），O₂含量始终为0，CO的含量始终达到仪器最大量程2.8％，如图3所示。各工况的运行参数如附表1所示。

实际上，此时整个炉膛都处在一种缺氧燃烧状态，即整个炉膛都处在一种还原性气氛下，如果此时入炉煤中硫的含量较高就非常容易造成高温腐蚀。这一点可从前后墙也有轻微腐蚀，即整个炉膛都存在轻微高温腐蚀的实际情况中得到验证。

结论：上述试验结果表明，在600MW额定负荷下，引风机出力无法为炉膛提供足够的负压，导致送风机无法为煤粉燃烧提供充足的氧气，在水冷壁贴壁处形成较强的还原性气氛，极易造成水冷壁的高温腐蚀。

7、负荷500MW的燃烧调整：

该负荷下，A、B层二次风小风门开度基本处在100％的全开位置，提高燃烧器区域初期燃烧需氧量，C层小风门开度在65％，D层小风门开度在45％，并保持不变；通过调整送风机动叶开度来改变锅炉送风量。试验过程中，炉膛出口负压基本维持在－15Pa左右，偶尔出现微正压的运行情况，但引风机电流有所降低，出力可以进一步提高。考虑到试验过程中可能进一步提高省煤器出口氧量的运行方式，因此炉膛出口负压仍设在－15Pa后投自动。

根据省煤器出口氧量的不同，试验分成3.5％和3.0％两个工况，测试侧墙水冷壁贴壁处的O₂和CO含量。各工况的运行参数如附表2所示。

省煤器出口氧量为3.5％的情况：

随着负荷的降低，入炉煤量下降，送、引风机出力可以满足炉膛的需氧量，省煤器出口氧量也随之增加。图4为省煤器出口氧量在3.5％时的水冷壁贴壁处的CO和O₂含量的测量曲线。从图中可以看出，此时水冷壁贴壁处氧量基本在2％左右波动，最低值也要大于0.5％，CO的百分含量也明显低于0.5％，表明该工况下的配风方式不会造成水冷壁的高温腐蚀。

省煤器出口氧量为3.0％的情况

进一步调整送风机动叶开度，调整二次风量，使省煤器出口处氧量稳定在3.0％左右，测试水冷壁处的CO和O₂含量，测试曲线如图5所示。从图中可以看出，此时水冷壁贴壁处氧量较低，最大值为0.1％，有时还会出现0的情况；CO的含量较高，最低在0.6％左右。严格来说，该工况也不会发生明显的腐蚀，但已经是处于发生高温腐蚀与不发生高温腐蚀的临界点。此时如果再进一步降低炉膛氧量的供给，水冷壁就有发生高温腐蚀的倾向了。特别是当燃用煤质较差的煤时，该临界点还会提前。

结论：从上面的试验结果表明，机组在500MW负荷、现有的风门开度下，通过调整炉膛过量空气系数是能够避免高温腐蚀的发生。当省煤器出口氧量达到大于3.5％时，水冷壁贴壁处的还原性气氛被完全破坏，不会发生高温腐蚀；当省煤器出口氧量降到3.0％时，水冷壁处的气氛处在氧化性与还原性之间的中性范围内，是是否具有高温腐蚀倾向的临界点。由于该临界值与入炉煤质有关，因此在实际燃用较差煤种时氧量要高于3.0％才能保证水冷壁贴壁处的氛围处在这种中性范围内。建议该负荷下省煤器出口氧量保持在3.35％的设计值下运行炉膛出口负压设定在－30Pa～－50Pa之间，投自动，但要注意监测引风机是否过电流。

此外，通过对各层风箱压力的对比可以看出，同一层风箱的前后墙压力值相差较大。如A、C、D层前后墙风箱压差均达到0.2kPa。考虑到前后墙距离送风机的远近等沿程阻力的影响，在相同风门开度下，后墙的风箱压力要高于前墙。在试验过程中曾经试图调平前后墙风箱压差，但部分风门开度将调至很小，约30％左右也很难调平。建议校核各风箱的压力测量装置和各层二次风小风门开度与CRT显示是否一致，运行过程中尽量保证同一层前后墙风箱压力相同或者接近，避免出现对冲火焰中心前移（或者后移）的情况。

8、煤质对试验结果的影响：

试验过程中对入炉煤进行取样分析，结果如表3所示。从表中可以看出，试验用煤总体煤质较好，挥发分、热值较高，硫分较低，煤粉易于着火，且高温腐蚀倾向较低。由于当前煤炭供应紧张，很难保证入炉煤的品质。当燃用品质较差的煤时，特别是低挥发分、高硫分的劣质煤时，要注意控制炉膛出口氧量，不能低于对应负荷下的临界值，否则容易发生高温腐蚀。

表3 煤样元素分析与工业分析

表4为入炉煤粉的细度分析。对比各台磨的R₉₀可以看出，煤粉细度总体偏粗。对于这种挥发分含量较高的煤，高温腐蚀的倾向还不是很明显。当燃用挥发分含量较低的贫煤和无烟煤时，就要注意控制煤粉细度，一般要保证R₉₀在8％～12％之间。煤粉较粗会导致其运动惯量较大、而且不易燃尽，靠近水冷壁布置的旋流燃烧器喷射的煤粉容易冲刷水冷壁或者贴壁燃烧，造成贴壁的还原性气氛。这也是对冲燃烧方式的锅炉侧墙腐蚀程度比前后墙要严重的重要原因。

表4 煤粉细度分析

此外，即使是同一台双进双出钢球磨，两个出口的煤粉细度也有较大差异。如A磨的A1和A5两个出口R₉₀相差20％，D磨的D3、D5相差近40％。建议仔细核对各台磨的分离器出口挡板位置，并调整至相应位置，保证煤粉细度。

9、从历史数据分析腐蚀原因：

水冷壁的高温腐蚀是一个长期的过程。从煤质分析的历史记录来看，2007年全年的入炉煤平均含硫量S_ar＝1.03％，最高含硫量达到4.85％，远高于设计煤种；平均低位发热量Q_ar,net＝19MJ/kg，最低值为11.866 MJ/kg；平均V_daf＝30.7％，最低值为7.53％，均低于设计煤种，表明实际燃煤品质明显下降。这时就应注意调整燃烧方式，注意避免高温腐蚀的发生。

以2007年12月29日17:30至23:00的运行数据为例，其负荷和省煤器出口氧量的情况如图6所示。从图中可以看出，在此段运行时间，机组负荷基本在550MW左右，而省煤器出口氧量却始终低于3.0％，基本在2.5％左右，查阅这段时间入炉煤的含硫量基本在S_ar=1.03％左右。通过上面的分析可知，该段时间是极易造成水冷壁的高温腐蚀的。此外，在大修中发现，在省煤器出口氧量测点前的膨胀节处存在严重漏风，因此，该时间段的炉膛真实氧量将明显低于3.0％，即整个炉膛将处于严重的缺氧燃烧状态，这也是为什么整个炉膛发生轻微硫腐蚀的一个重要原因。

炉膛出口氧量（省煤器出口氧量）是锅炉运行中的重要参数，也是运行人员调整运行方式的重要参考依据。过高的氧量会增加排烟热损失，导致锅炉效率下降。但运行氧量过低会同样会导致煤粉燃烧不完全，底渣和飞灰含碳量升高，同样会降低锅炉效率。特别是当燃用贫煤、无烟煤等难燃煤种，更要保证一定的炉膛过量空气系数，否则会导致机械不完全热损失q₄迅速增加。更严重的是，在当前的煤质条件下，过低的氧量还会导致高温腐蚀的发生。可见，运行过程中并不是过量空气系数越低越好，而应该是在保证整个锅炉送风量的基础上尽量保持在较低水平下运行。

过低的过量空气系数还会导致OFA风量的减少。因为此时为了减少锅炉的底渣含碳量要尽量提高下层燃烧器的送风量，从而导致分配给OFA的燃烧器风量减少，这对旋流燃烧器低NOx的燃烧目的相违背。因此，要适当提高OFA的风量，一方面可以保护OFA燃烧器，另一方面也可真正实现低NOx的燃烧目的。

结论：通过对历史数据的分析表明，实际入炉煤煤质变差、含硫量偏高以及高负荷下的低氧量运行是导致水冷壁高温腐蚀的主要原因。建议在当前设备情况下，限制锅炉负荷，同时严格控制炉膛出口氧量，避免炉内出现缺氧燃烧状态。

10、最终结论：

在600MW额定负荷下，引风机出力无法为炉膛提供足够的负压，导致送风机无法为煤粉燃烧提供充足的氧气，在水冷壁贴壁处形成较强的还原性气氛，极易造成水冷壁的高温腐蚀。在500MW负荷下，通过调整炉膛出口氧量是能够避免发生高温腐蚀的。当省煤器出口氧量达到大于3.5％，不会发生高温腐蚀；当省煤器出口氧量降到3.0％时，水冷壁处的气氛基本处在中性氛围，是是否发生高温腐蚀的临界点。由于试验过程中使用的煤质较好，因此在实际燃用较差煤种时氧量要高于3.0％才能保证水冷壁贴壁处的氛围处在中性范围内。通过对历史数据的分析表明，入炉煤煤质变差、含硫量偏高以及高负荷下的低氧量运行是导致水冷壁高温腐蚀的主要原因。

11、建议调整策略：

根据上述试验分析并结合历史煤质分析，建议运行按照如下策略调整：

将机组最高负荷限制在500MW左右。目前炉膛出口负压无法满足机组带更高负荷的要求，应尽快查找炉膛负压不足的原因，如校核引风机的选型，对空预器漏风与堵灰、尾部烟道漏风、电除尘阻力情况进行检查等。 高负荷运行中要保证省煤器出口处氧量在3.5％左右（绝对不能低于设计值3.35％），当氧量达不到上述值时要降负荷运行，以避免发生高温腐蚀。在限制负荷的基础上，将炉膛出口负压至少设定在－30～－50Pa，投自动，避免出现锅炉微正压运行的情况；但要注意监测引风机是否过电流。当燃用煤质下降时要注意控制煤粉细度。当V_daf<15％时，一般控制煤粉细度R₉₀在8％～12％之间，以免煤粉冲刷墙壁。建议仔细核对各台磨的分离器出口挡板位置，并调整挡板位置，保证各台磨煤机的煤粉细度相近。建议各层燃烧器尽量均等带负荷，避免因某一层燃烧器负荷过高，导致局部缺氧而引起高温腐蚀；但要注意火焰中心略微上移以后过热器、再热器等是否有异常。将A、B层燃烧器的二次风小风门放在开度相对较大的位置，避免燃烧器区域出现缺氧燃烧。校核各层风箱的压力测点，在保证CRT显示正确的基础上，通过改变二次风小风门的开度调平同一层前后墙风箱的压力，避免出现火焰中心前移（或者后移）的情况。保证OFA具有一定风量，一方面可以保护燃烧器，另一方面也可真正实现低NOx的燃烧目的。定期检查炉膛出口至氧量测点处烟道漏风情况，保证省煤器出口氧量显示值的真实性。控制入炉煤含硫量S_ar<1.5％，当燃用煤煤质进一步下降时必须进一步提高炉膛出口氧量，在保证煤粉充分燃烧的同时避免高温腐蚀的发生。

附表1：600MW时各工况下的运行参数

附表2：500MW时各工况下的运行参数

参考文献：

[1]韩有强 [锅炉检验与能耗].《企业科技与发展》2009-04-20 期刊 0-18

[2]涂猛 [电站锅炉检验常见问题分析]. 《中国高新技术企业》2009-11-15 期刊 1-13

[3]胡荫平[锅炉主要受热面][燃烧方式及燃烧设备]等.《电站锅炉手册》（中国电力出版社）

[4]望亭发电厂[受热面积灰结渣的危害][锅炉运行及调整]等.《660MW超临界火力发电厂培训教材》（中国电力出版社）

[5]吴少伟《超超临界火电机组运行》（中国电力出版社）

作者简介：

丛培永（1981-），男，汉族，内蒙古赤峰市，本科，工程师，主要研究方向为发电厂集控运行管理

1

13