2 060t/h超超临界电站锅炉水冷壁高温腐蚀的研究及防护措施

崔二光

2 060t/h超超临界电站锅炉水冷壁高温腐蚀的研究及防护措施

崔二光

（河南省锅炉压力容器安全检测研究院，河南 郑州 450016）

针对2 060t/h超超临界电站锅炉OPCC型燃烧器附近水冷壁管发生的高温腐蚀，明确腐蚀产物，分析高温腐蚀机理；然后根据该电站锅炉的实际情况，确定燃用煤质差异、管壁高温、前后墙对冲的燃烧方式和OPCC型燃烧器出口扩锥角度是产生高温腐蚀的主要原因。提出对OPCC型燃烧器进行针对性改造、适当调整掺配混煤粉细度、浓度、利用贴壁型侧边风技术、增加喷涂工艺等防护措施。

电站锅炉；水冷壁；高温腐蚀；前后墙对冲燃烧；OPCC型燃烧器

1 案例

某厂2台660MW燃煤发电机组，锅炉为DG2060/26.15-II2型超超临界直流电站锅炉。锅炉大体形式为露天布置的全钢构架悬吊Π型结构，单炉膛、前后墙对冲燃烧（OPCC型）方式、一次中间再热、尾部前后烟道布置、采用平行挡板调节再热气温，固态排渣，平衡通风。

该型炉的水冷壁和燃烧器布置如图1所示，整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛下部为螺旋水冷壁，上部为垂直水冷壁。螺旋水冷壁管均为六凸、螺旋角度为60°的内螺纹管，管子规格为Φ38mm×7.0/7.5mm，材料为15CrMoG/SA-213T2。制粉系统采用正压直吹式制粉系统，配6台HP983型中速磨，燃烧器为某公司开发设计的OPCC型（外浓内淡）低NOxOPCC型燃烧器，锅炉燃烧器整体布置示意图如图2和图3所示。

2015开始运行至2016年首次大修期，1号炉累计运行10 102h，进行内部检验时发现：最上层燃烧器水平高度及以上2m范围内左右墙水冷壁存在不同程度高温腐蚀现象，高温氧腐蚀产物为片层状的剥落物。去除氧腐蚀产物后，水冷壁管母材表面有均匀磨损的平面，严重处，水冷壁管实测壁厚已经小于理论壁厚，如图4所示。

现场检验时，超声波测厚仪厚度抽查腐蚀处左墙水冷壁剩余壁厚为6.0～7.0mm，右墙水冷壁剩余壁厚为5.7～7.1mm，此处管子规格Φ38.1mm×7.5mm，最严重处管子的剩余壁厚已经远远小于设计最小需要的壁厚6.75mm，发生高温腐蚀部位的水冷壁管的腐蚀速率很高，剩余壁厚已经不能保证强度要求，水冷壁管随时都可能发生爆管，严重影响锅炉的安全运行。

图1 水冷壁及燃烧器总体布置图

图3 锅炉炉膛前视图

图4 氧化物剥落后的管截面

2 水冷壁高温腐蚀的机理

高温腐蚀主要分为硫酸盐腐蚀和硫化物腐蚀，前者多在电站锅炉高合金受热面管如过热器和再热器等部件发生，后者多在炉膛燃烧器附近的水冷壁部件发生，所作腐蚀产物分析试验结果均表明炉膛燃烧器附近的水冷壁高温腐蚀类型为高温硫腐蚀。

高温硫腐蚀产生的区域一般在燃烧器中心线位置标高以上部位，也有部分腐蚀产生在以下部位，有结焦和不结焦的受热面管均可能存在腐蚀。腐蚀区域的水冷壁表面有较多的灰、焦、垢等沾污。这种OPCC型燃烧器出口附近的温度为1 400～1 600℃，煤中的矿物质及杂质等成分极易挥发出来，且该区域烟气中的H2S、SO2、H2等腐蚀性气体成分较多，就造成该区域持续处于还原性气氛中。通过与运行人员交流发现，一般情况下，锅炉腐蚀严重的水冷壁，其腐蚀区域的烟气中均存在含量较高的H2S气体和还原性气氛。

3 该炉水冷壁产生高温腐蚀的原因

3.1 实际煤种与设计、校核煤种不一致

①近年来，由于动力煤炭资源供求不断波动，火力发电企业为了保证机组正常运行，所以在燃料来源和品质等方面的选择比较被动，一些高硫煤使用量不断增加，这为高温腐蚀的产生提供了条件。

②该锅炉实际使用的是掺配混煤，其特点是硬度较大，不容易粉碎，着火较困难，燃烧延迟。部分挥发分含量小、灰分多的难燃煤，具有着火困难、易灭、着火推迟等特点［1］。这导致OPCC型燃烧器出口附近水冷壁管未燃尽的煤粉大大增加，严重时会造成此区域氧气不足，因而产生腐蚀性气体和还原性气氛，为水冷壁管腐蚀的出现提供了条件。

3.2 水冷壁管壁温度高

随着近年来电站锅炉装机容量的增大（一般在600MW以上），压力、温度、材料及壁厚等不断升级，水冷壁管温度也较之前有较大提升（一般在420℃以上），且对此类锅炉机组，锅炉的断面和容积热负荷都比较大，这也为水冷壁管壁的高温创造了前提。以一个实验来说明，对12Cr1MoVG钢样进行试验，在300～500℃范围内，每升高10℃，其腐蚀速度增加0.3～0.4g/（m2·h）；在温度为440℃和460℃时，分别达到3.5g/（m2·h）和4g/（m2·h）。另外，壁温相差20℃的相邻管子，腐蚀程度相差1倍以上。

3.3 燃烧方式的影响

该锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，OPCC型燃烧器布置如图1-3所示。前后墙两侧燃烧器出口的煤粉易偏向两侧墙水冷壁，随着燃烧器出口旋流强度的增加，这种现象更加严重，最终，燃烧器出口的两侧墙一定范围内易形成还原性气氛。在实际锅炉运行过程中，由于一、二次风机及给粉机运行不稳定、管路阻力过大等原因，靠两侧墙的旋流燃烧器可能出现风少粉多或煤粉较粗等情况，在这种情况下，就更容易在两侧墙集中煤粉而形成缺氧还原区［2］。同时，随着环保要求不断提升，为了进一步降低NOx的排放，该锅炉使用了加装顶部燃烬风（OFA）和分级送风等原理，使锅炉炉膛内中、下部风量骤降，造成燃烧器区域热负荷大、燃烧器区域两侧墙附近小，更容易产生腐蚀性气体和还原性气氛，容易发生高温腐蚀。

3.4 OPCC型燃烧器出口扩锥角度的影响

电站锅炉冷态试验、燃烧器计算机模拟等分析结果表明，锅炉炉膛高温腐蚀与燃烧器出口的气流状况有间接关系，其中，燃烧器出口扩锥角度是引发锅炉煤粉易偏向两侧墙的主要原因，燃烧器设备状态（烧损、变形和脱落等）会进一步加剧锅炉炉膛还原性气氛。由于设计燃烧器出口扩锥角度偏大，上述问题引起燃烧器出口流场扩散偏大，火焰卷吸煤粉至燃烧器周边区域沉积导致锅炉炉膛高温腐蚀，而燃烧器本身的烧损也会大大增加电站锅炉炉膛内高温腐蚀的风险。

4 降低炉膛内水冷壁管高温腐蚀的措施

4.1 对OPCC型燃烧器进行针对性改造

针对使用OPCC型燃烧器的前后墙对冲燃烧方式的电站锅炉，创新性地开展冷态试验研究。该试验方法建立在相似模化基础上，采用飘带示踪的方式，观察和测量了燃烧器出口的气流形态、扩散角的大小和回流区的形状及大小，探讨导致锅炉高温腐蚀的燃烧器设计、安装及运行调整方面的原因，并分析各个因素对气流形态、扩散角和回流区的影响。根据燃烧器模拟结论，在燃烧器外二次风上加装新扩锥，由此将燃烧器出口扩锥角度减小至35°，有效改良了燃烧器气流结构，并参照日立HTNR3型燃烧器的设计理念，降低旋流强度并使燃烧器点火推迟，对OPCC型燃烧器出口扩锥进行改造，从而降低燃烧器喷口温度。通过一段时间的运行来看，该项改造能有效降低炉内出现的局部还原性气氛，以减少硫化物型腐蚀。

4.2 各OPCC型燃烧器出口燃料分布要一致

锅炉运行过程中，如果向各燃烧器输送燃料不均匀，则各燃烧器出口附近炉膛内的煤粉空气配比就会不合理，易导致炉膛内水冷壁管附近区域出现局部缺氧、着火困难和燃烧不稳定等现象，最终使水冷壁管出现高温腐蚀。优化方法：首先，尽可能地降低弯头数量、减少管道长度，从而使输煤管道阻力一致；其次，在输煤管道内装设如十字形隔板、弯头处的导流板等装置，消除输煤管道内气流旋转和颗粒惯性分离。

4.3 控制好掺配混煤粉的细度

如果部分混煤的硬度大，不易粉碎，那么一些大颗粒煤粉会造成火焰冲刷水冷壁管、附近燃烧强度高、煤粉难于燃尽等，从而引发高温腐蚀和冲刷。通过一些试验数据发现，当煤粉细度为8.2%～13.8%时，水冷壁管附近的高温腐蚀是煤粉细度为6.2%～8.0%时的数倍。此外，当OPCC型燃烧器供粉不合理及燃烧器烧损时，更容易发生高温腐蚀和冲刷。因此，要充分考虑每台锅炉自身的实际情况，控制好合适的掺配混煤粉细度，以满足燃烧器的要求。

4.4 炉膛内的水冷壁管增加喷涂手段

利用电弧喷涂在炉膛内可能发生腐蚀的水冷壁区域喷涂防磨防腐材料，可最大限度地防护水冷壁管，使其在一段时间内降低高温腐蚀发生机会。该方法简单，涂层均匀且很薄，对水冷壁传热影响很小，但价格太高。目前，大部分发电企业采用等离子体喷涂水冷壁管，有效使用周期可达4～6年，基本满足了锅炉检修周期的需要。

5 结语

该台电站锅炉水冷壁管高温腐蚀成因和防护的研究虽然取得了一些成绩，为今后处理类似问题积累了宝贵经验。但是，考虑到每台电站锅炉的自身差异和运行情况较为复杂，因此，具体问题还要具体分析，切不可生搬硬套，尤其在燃烧器的改造和治理措施方面。

［1］黄新元.电站锅炉运行燃烧调整［M］.北京：中国电力出版社，2003.

［2］曾汉才.大型锅炉水冷壁的高温腐蚀故障分析［J］.华中电力，2001（4）：5-8.

Study on High Temperature Corrosion of Water Wall in 2 060t/h Ultra Supercritical Power Plant Boiler and Its Protective Measures

Cui Erguang
（The Boiler&Pressure Vessel Safety Inspection Institute of Henan Province，Zhengzhou Henan 450016）

For the high temperature corrosion of the water-cooled wall tube near the OPCC-type burner of the 2 060t/h ultra-supercritical power plant boiler,the corrosion products were analyzed,and the mechanism of high temperature corrosion was analyzed.According to the actual situation of the power plant boiler,It was fond out the main reason for the high temperature corrosion that the difference of coal quality,the high temperature of the pipe wall,the combustion mode of the front and rear wall and the expansion angle of the OPCC burner.Some Protective measures were proposed∶targeted transformation for OPCC-type burner,Appropriate adjustment the fineness and the concentration of mixed-coal powder,the use of side wind technology,doing more spraying process

power plant boiler；water wall；high temperature corrosion；front and rear wall hedging combustion；OPCC burner

TK224.9

A

1003-5168（2017）09-0032-03

2017-08-02

崔二光（1979-），男，本科，工程师，研究方向：承压类特种设备检验检测研究。