660MW机组锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及对策

陈可露，饶红建

(华电新乡发电有限公司，河南 新乡 453000)

1 设备概况

某发电公司一期工程装设2台660MW燃煤汽轮发电机组，锅炉型号为DG2100/25．4－Ⅱ1，为超临界参数变压直流本生型一次再热、单炉膛、尾部双烟道、固态排渣、平衡通风、露天布置的全钢构架∏形锅炉，采用平行挡板调节再热汽温。机组采用冷一次风机双进双出钢球磨煤机正压直吹系统，前后墙对冲燃烧，共24个HT－NR3型低NOx旋流燃烧器，前后墙各3层，每层4个燃烧器。#1，#2机组分别于2007年4月19日和8月22日投产。

2 高温腐蚀情况

该发电公司在#1，#2机组C级检修中发现2台机组左右墙螺旋水冷壁均出现大面积的高温腐蚀现象。#1机组大面积腐蚀部位在标高37～46m两侧墙中部区域，腐蚀严重的管子达120根，总长约600m，管壁最大减薄量超过1/3壁厚，A2，B2，A9吹灰器区域最薄处管壁已达4．0mm(管子原规格为ø38．1mm ×7．5mm，材质为 SA －213T2)，腐蚀状况如图1所示。

图1 #1锅炉被腐蚀的水冷壁管

#2锅炉螺旋水冷壁的腐蚀主要发生在炉膛两侧墙中部，腐蚀范围从下层燃烧器到B层吹灰器，水冷壁管明显减薄且表面出现了凸凹不平的现象，腐蚀最严重部位在B，C层燃烧器高度侧墙中部区域，炉膛侧墙短吹灰器A2，B2，A9附近。经测量，腐蚀后壁厚小于5．0mm的管子共56根(管子原规格为 ø38．1mm ×7．5mm，材质为SA －213T2)，总长约185m，腐蚀状况如图2所示。

图2 #2锅炉被腐蚀的水冷壁管

3 导致水冷壁发生高温腐蚀的因素

综合各种类型高温腐蚀发生的条件，导致水冷壁发生高温腐蚀的因素可概括为煤质特性、管壁温度和燃烧工况3个方面。

(1)煤质特性。燃用无烟煤和贫煤的锅炉，煤的着火温度相对较高，燃烧困难，容易出现不完全燃烧和火焰拖长的现象，形成的还原性气氛会使腐蚀性增强。含硫量高的煤引起腐蚀的可能性较大，硫的含量越高，腐蚀性介质的浓度就越高，游离硫和硫化物含量也越大，同金属管壁发生剧烈反应的可能性也越大，从而破坏水冷壁管表面保护层。煤中氯和碱金属成分含量过高，很容易引起锅炉水冷壁管的高温腐蚀。灰分虽不能直接对水冷壁管产生腐蚀，但含灰量越大，对管壁的磨损就越大，失去保护层的管壁遭受高温腐蚀的可能性也大大增加。因此，磨损与高温腐蚀有着密切的关系，煤中的灰分也对水冷壁高温腐蚀产生间接的影响。

(2)管壁温度。燃烧器区域附近水冷壁的热流密度很大(200～500 kW/m2)，温度梯度也很大，管壁温度为623～673 K，管壁温度越高，腐蚀速度越快。

(3)高温火焰冲刷水冷壁。烟气中带有微量气体(如 SO2，SO3，H2S，HCl)，它们会对管壁产生腐蚀作用，若高温火焰冲刷水冷壁，则腐蚀产物极易被高温火焰中的灰粒和未燃尽的煤粉冲刷掉，露出新的表面，从而再腐蚀。腐蚀与磨损交替进行，大大加快了腐蚀的速度。此外，火焰的冲刷和磨损加速了高温腐蚀的发展。磨损最严重的部位集中在火焰有效冲刷水冷壁的区域内，这也充分证明了磨损的影响。

(4)煤粉的粗细程度。煤粉的粗细程度对腐蚀也有较大的影响。煤粉越粗，越不易燃尽，导致火焰拖长，进一步燃烧时，发生缺氧而形成还原性气氛，产生腐蚀;同时，粗大的煤粒动量较大，容易冲刷水冷壁而产生磨损，破坏水冷壁的氧化保护膜，加剧腐蚀。

(5)水冷壁高温腐蚀的研究结果表明，发生腐蚀的管壁附近有还原性气氛，而高温火焰冲刷水冷壁和燃用较粗的煤粉，易形成还原性气氛。还原性气氛会导致灰粉熔点下降、灰沉积速度加快以及H2S含量急剧增加，从而引起受热面结渣，加剧腐蚀;同时，还原性气氛还会加速硫化物的腐蚀。

(6)给灰粉量不稳定、过量空气不足、各燃烧器风粉分配不均，均会造成局部热负荷过高和高温火焰冲刷水冷壁管并可能形成还原性气氛，从而进一步加剧锅炉水冷壁管的高温腐蚀。

4 侧墙水冷壁烟气温度及成分测试分析

针对#1锅炉水冷壁侧墙的硫腐蚀现象，为了解锅炉运行时该处烟气温度及烟气成分，该发电公司委托某电力试验研究院对#1锅炉水冷壁侧墙烟气温度及成分进行了测试，为制订防止或减轻腐蚀的对策提供依据。

试验在4个工况下(机组负荷分别为350，430，460和540MW)对烟气中 O2，CO，SO2和 H2S的体积分数进行了测试分析。测点布置在锅炉炉膛右侧墙水冷壁上，穿过水冷壁管间鳍片，用于烟气成分分析及烟温测量，测点分为5层。

经过测试发现，在正常情况下烟气中H2S的体积分数很小，一般＜0．03‰，当烟气中还原性气氛较强时，H2S的体积分数大幅上升。试验时，当O2的体积分数 ＜1．0%、CO的体积分数大于满量程(9．999‰)时，H2S的体积分数可达 0．20‰以上。试验期间测得H2S的体积分数最高达0．40‰，会对水冷壁产生较强烈的硫腐蚀。

试验时还发现，4个工况下每层都有测点出现较强的还原性气氛，其中3个工况测出H2S的体积分数＞0．20‰。壁面处烟气温度变化较大，最低仅780℃，紧贴水冷壁壁面处温度可能更低。

机组高负荷时由于控制O2的体积分数，更容易出现部分区域缺氧，形成还原性气氛。

5 原因分析及预防措施

在#1，#2机组小修中，对管壁减薄量较大、壁厚小于5．0mm的侧墙水冷壁管进行了更换，对腐蚀较重区域的侧墙水冷壁管进行喷涂处理。

为减轻水冷壁管的腐蚀、吹损，根据烟气温度及成分测试结果，考虑影响水冷壁高温腐蚀的因素，结合该发电公司设备状况，对水冷壁高温腐蚀原因进行分析并制订了相应的预防措施。

(1)在H2S的体积分数大、烟气温度低的环境中，侧墙水冷壁具备造成较强硫腐蚀的条件，硫腐蚀原因比较清晰。

(2)吹灰器区域腐蚀是还原性硫腐蚀与吹灰蒸汽物理作用叠加所致，蒸汽起到加速剥落腐蚀层和形成局部还原性气氛的作用。根据2台锅炉实际的水冷壁吹损情况，两侧墙 A2，B2，A9，B9吹灰器的投用对水冷壁的危害较大，如果继续投用会加速水冷壁的吹损、腐蚀速度，故暂停#1，#2锅炉A2，B2，A9，B9吹灰器的投用，切断这8台吹灰器的电源并在吹灰器入口法兰上加装堵板，根据今后的运行情况和检查结果决定该8台吹灰器是否恢复投用。

(3)在高负荷情况下，控制合理的炉膛出口温度，要求负荷在550MW以上时，燃尽风风量控制在250～300m3/h，氧的体积分数尽量控制在2．5%以上，以防止因缺氧产生还原性气氛而加剧腐蚀。

(4)针对燃烧器局部区域H2S的体积分数较大的情况，尽量控制实际燃煤的含硫量，控制进煤平均硫分不超过2．0%，入炉煤硫分不超过2．2%。

(5)加强来煤管理，控制燃煤中碱性氧化物(氧化钾、氧化钠)的质量分数不超过1．0%。

(6)加强对磨煤机分离器的检查工作，确保煤粉细度合格;及时补充磨煤机钢球，更换磨损严重的磨煤机内衬板;运行中应尽量避免磨煤机超出力运行，以保证煤粉细度。

(7)定期检查、调整燃烧器旋流二次风开度，避免炉宽方向气量偏差过大，特别是保证两侧墙的氧量。

(8)运行中控制好每层燃烧器各风管的一次风速、煤粉浓度，减少偏差，使炉内燃烧稳定，火焰不偏斜，避免热偏差大造成侧墙水冷壁温度升高。

(9)高负荷时炉膛氧量偏低，更易产生还原性气氛，力争完成对引风机的增容改造，提高运行氧量，改善炉内还原性气氛，保证锅炉安全、经济运行。

6 结束语

在火力发电厂中，锅炉水冷壁高温腐蚀是长期困扰电厂的经济和技术问题。高温腐蚀和冲蚀磨损使管壁减薄，腐蚀严重时会造成管道的泄漏，大大增加了电厂的检修工作量，给电厂造成极大的经济损失。严格控制入炉煤含硫量、加强锅炉燃烧工况的运行调整、避免炉膛内出现缺氧燃烧、保证均匀合理的煤粉细度是防止水冷壁高温腐蚀的最有效措施。

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