循环流化床锅炉受热面管失效现状及防护措施研究

崔二光

摘 要：针对型号为XD-150/9.8-M的循环流化床燃煤锅炉受热面管频繁更换问题，分析其失效的原因，通过宏观检验、厚度测量、定量化学成分分析和力学性能测定、腐蚀物微观测量分析腐蚀物产生的原因，分析腐蚀磨损机理；然后根据该锅炉的实际情况，确定燃用煤质和颗粒度差异、硫化物高温腐蚀、固体颗粒冲刷磨损及汽水质量的影响等是受热面管失效导致其频繁更换的主要原因，提出降低燃料含硫量、降低燃料颗粒度，调整二、三次风风速，采用防腐蚀冲刷材料，增加喷涂手段，提升水处理设备等防护措施。

关键词：循环流化床锅炉；受热面管；高温腐蚀；冲刷磨损；颗粒度

中图分类号：TK229.66 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2018）16-0040-04

Study on Failure of Heating Surface Tubes of Circulating

Fluidized Bed Boiler and Protection Measures

CUI Erguang

Abstract： Aiming at the frequent failure and replacement of heating surface pipes of CFB coal-burning boiler with the type of XD-150/9.8-M ， the cause of which was analyzed. The mechanism of corrosion wear was discussed through macroscopic examination， thickness measurement， chemical composition analysis and mechanical properties measurement， corrosion microcosmic measurement and analysis of the cause of corrosion. Based on the actual condition of the boiler， It was found that the main reasons for the frequent replacement of the heating surface pipe were coal quality and particle size difference， high temperature corrosion of sulfide， solid particle scour and the quality of steam water， etc. Some protection measures were put forward， such as reducing sulfur content of fuel， reducing fuel particle size， adjusting the speed of primary air and secondary air， using anti-corrosion and scour materials， the addition of spraying and the upgrading of water treatment equipment.

Keywords： circulating fluidized bed boiler；heating surface tube；high temperature corrosion； erosive wea；particle size

1 案例分析

某氧化铝厂共有3台型号为XD-150/9.8-M的循环流化床燃煤锅炉，每台平均累计运行小时数约为42 000h。其中，2号和3号锅炉已经进行了2次蒸发管和三级过热器管等受热面管的更换。基于此，本文主要对其受热面管频繁更换的原因及防护措施进行分析讨论。

经现场内部检验发现，该厂使用的锅炉为室外并列布置，每台锅炉由前部及后部两个竖井烟道构成。前部竖井为炉膛，是悬吊结构。炉膛四周由膜式受热面管组成，自下而上依次布置着蒸发管、三级过热器、二级过热器、一级过热器及二级省煤器等受热面部件。后部是尾部受热面烟道竖井，采用支撑结构，布置有一级省煤器及管式空气预热器等部件。炉膛（蒸发管下部的空间）及旋风分离器内部均设有防磨内衬。锅炉采用床下点火，分级燃烧，一次风率为50%。在蒸发管下部的炉膛高度达20m左右，正常运行时，密相区为湍流床，床温始终控制在860～900℃，在该范围内的前后墙由下而上依次布置着二、三次风。蒸发管下部的炉膛内四周的水冷壁鳍片管上铺设有耐火衬里，因此，这一段炉膛内水冷壁管减少了吸热，使得上部悬浮段的烟温能高达约990℃。从图1可以看到悬浮段燃烧的剧烈程度，并直观地看到蒸发管包裹的防磨瓦发生了明显的损伤：脱落、翘起、变形、转向、磨损等；蒸发管外表面又明又亮，这是明显的冲刷磨损痕迹。该蒸发管由2组蛇形管组成，每组管束的规格为Φ32mm×5mm、材料为20G，错列布置，迎风面及背风面均装设防磨装置；三级过热器管由规格为Φ32mm×5mm、材料为SA-213T91的耐热钢管组成，顺列布置。更换下的蒸发管口内表面局部图见图2。

2 宏观检验及厚度测量

检验锅炉内部时，对蒸发管和三级过热器管等部位的受热面管进行宏观检验和厚度测量。经过檢验发现，多数管子存在大面积的厚度减薄，如图3管子局部磨损。经过对3号锅炉的蒸发管和三级过热器进行壁厚定位抽测，发现蒸发管最薄处的壁厚为2.25mm（最小需要厚度为2.35mm），三级过热器管最薄处的壁厚为2.10mm（最小需要厚度为2.2mm）。根据标准《水管锅炉》（GBT 16507.1～16507.8—2013）对受热面管材质的强度进行校核计算，3号锅炉受热面管均已不能满足强度的实际使用要求。

3 定量化学成分分析和力学性能测定

通过对2台锅炉的三级过热器取样管进行定量化学成分分析和室温下的力学性能测试，测定结论如表1和表2所示[1]。从定量化学成分分析结果可知，2台锅炉的原材料符合标准《高压锅炉用无缝钢管》（GB 5310—2008）的要求；力学性能测定结果符合上述标准中的规定；原材料满足要求。

4 管壁上腐蚀物的微观测量

笔者通过观察图2，发现蒸发管壁上有一层白黄色垢渣、腐蚀产物。对样管壁产物進行微观组织的能谱检测[2]，检测结果如图4、图5、图6和表3所示。从这些图表可以看出，产物的化学元素主要为Fe、Ca、C、O、S、Na，还含有少量的Al和Si等。

图4是对取样管壁腐蚀物截面的能谱图像。从图4可知，取样管壁金属基体上残存的腐蚀物大致形态为：腐蚀物组织比较疏松，呈现出胶状物质且不均匀分布，在腐蚀面上存在大面积的龟裂纹，而且这些腐蚀物的底层不容易脱落。能谱检测分析结果表明，腐蚀层产物中含有Fe、S、Ca、C、O和Na，还含有少量的Al和Si等元素。这些元素中，S的危害最大。燃料中通常会含有少量的S，燃料进入炉膛燃烧的过程中，S在365～415℃时更容易与碳钢直接反应生成硫化亚铁产物，进而形成高温硫腐蚀，且这种腐蚀从449℃开始，其对受热面管的腐蚀破坏作用不断恶化。此外，腐蚀面上大量存在的裂纹为腐蚀介质S的扩散打通了道路，使得腐蚀更方便地进入到腐蚀层的底部，与新的受热面材料发生直接反应进而破坏更深的管壁材料。此外，材料的氧化膜不足以抵挡单质硫的渗透，会导致管壁的腐蚀不断加重，单质硫可以直接以渗透的方式穿过材料的氧化膜，并沿金属晶界方向扩展，促使其组织内部硫化，并且使外表面的氧化膜鼓包、产生裂纹，直至最后脱落。

5 管内腐蚀物的分析

通过查看锅炉水质化验记录和汽水品质报告等资料，发现锅炉水质有项目超标的现象，而且有些数值超标严重、时间跨度较长，如pH值、碱度等。经过和锅炉水质分析人员及运行管理人员沟通可知：由于节能降耗、环保排放、成本控制等原因，该厂锅炉使用的给水中含有部分回水（氧化铝厂）。这部分回水指标控制不严，导致汽水品质一直得不到改善。此外，制水车间的设备老化，由于资金等问题没有得到及时更新，也导致汽水品质超标。锅炉在运行一段时间后，管内结垢严重，再加上水中pH值偏低，回水中的活性杂质和受热面管发生严重的化学反应，产生严重的垢下腐蚀现象。

6 原因分析

6.1 根源有燃料变化

该电厂设计煤种为渑池烟煤掺烧石灰石，实际燃料为渑池贫煤掺烧石灰石。在实际使用过程中，这种贫煤含硫量超过锅炉设计允许值的2倍。高含量的硫杂质是高温硫腐蚀的根源，硫含量得不到控制，这种腐蚀就越发严重。

6.2 还原性气氛加速腐蚀

根据现场检查情况可知，蒸发管表面存在黑色未燃尽粉末。通过分析可知，为保证环保超低排放要求中的NOx含量不超标，人为地减小了二次风、三次风，锅炉长期处在缺氧燃烧的状态。这就形成了还原性气氛，其对锅炉受热面管腐蚀的影响有两点：第一，其可以帮助硫更容易进入到受热面管的氧化膜中，生成铁的硫化物，从而加速腐蚀的进程；第二，其对燃料燃烧后生成的腐蚀性物质起到促进作用。

6.3 煤粉燃烧贴壁使冲刷加剧

根据宏观检查情况可以判断，在蒸发管下部的炉膛高度达20m左右，正常运行时，密相区为湍流床，床温始终控制在860～900℃，在这20m范围内的前后墙由下而上依次布置了二、三次风。受环保要求的限制，锅炉实际的二、三次风风速较小，燃料在风口附近及内部着火，造成喷口积灰，而且喷口被结焦、积灰堵塞，大量积灰从内到外，导致炉顶、后墙中部积灰严重；煤粉颗粒从缝隙位置喷出，对蒸发管管排局部造成严重冲刷，进而破坏蒸发管的氧化膜，使腐蚀物不断脱落，加速腐蚀磨损的进程。

6.4 受热面管高温下磨损

随着蒸发管壁温度的升高，高温硫腐蚀速度大大加快。根据现场检验情况得出，由于锅炉实际的二、三次风风速较小，导致湍流床形成高负荷区域，蒸发管壁由于高温区域的靠近导致其温度急速升高，腐蚀速度加快。

6.5 燃料中石灰石颗粒度

燃料中石灰石颗粒度的大小对燃烧、磨损、腐蚀等也有较大影响。设计要求石灰石粒度最大不超过2mm，其中50%应不小于0.2mm。燃料中石灰石颗粒度越大，完全燃烧越困难，同时颗粒大的燃料动能比较大，更容易加速磨损受热面管使其减薄。同时，延长燃料火焰，产生缺氧燃烧，在其附近更易形成还原性气氛，使受热面管发生高温氧腐蚀。该公司在运行初期，磨煤机出口颗粒还能满足要求，2年之后，由于磨煤机、燃料等变化导致燃料粒度逐渐有超过2mm的情况发生，从而加剧腐蚀和磨损。

6.6 汽水品质不良引发的腐蚀

实际生产中的回水和水处理车间设备的缺陷加速了汽水品质不良，汽水化验记录中各项目的数据长时间超标得不到处理，影响了锅炉水汽质量，这些杂质会先后造成受热面管内集盐、腐蚀和结垢。

7 结论及建议

通过上述试验及分析可以得出以下结论：①燃用高硫煤及颗粒度的匹配不正确是导致磨损的主要原因；②该厂锅炉受热面腐蚀的主要原因为硫化物高温腐蚀；③高温腐蚀及固体颗粒冲刷磨损共同作用下加速了壁厚减薄；④腐蚀物组成主要是高温硫腐蚀生成的铁硫、氧化物等；⑤受热面管母材化学及力学性能均符合标准要求，但腐蚀冲刷后的管壁厚度值不满足成品最小需要壁厚；⑥由于汽水质量超标且未对其进行处理，会造成受热面管内集盐、结垢、腐蚀。

根据以上影响因素提出如下建议。①采用更换燃料、降低燃煤含硫量和降低燃料颗粒度等方式，从根本上避免受热面管高温腐蚀磨损的发生。②依据实际燃料、受热面管的特点、循环流化床及其他自身因素选择合适的空气系数，适当调整二、三次风速度，尽可能达到理想的燃烧状态。③优化受热面管材料可在一定程度上防止高温硫腐蚀的发生，但该方法成本较高。当前大多数使用单位采用等离子体喷涂技术，可有效防护达3～5年，能满足锅炉检修周期的要求。④提升水处理设备性能，加强水质化验和水汽质量的监控，降低汽水质量超标的可能性。

参考文献：

[1]钱公，车畅，钱林峰，等.超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析[J].中国特种设备安全，2015（s1）：59-64.

[2]高全.燃煤电站锅炉受热面结渣和高温腐蚀机理研究[D].武汉：华中科技大学，2006.