炉内CO测量在防高温腐蚀中的应用

王钧为 王中霞 艾俊清

摘  要：一直以来，高温腐蚀是很多火力发电电站锅炉的痼疾，在锅炉运行过程中，无法监测和判断正在运行的锅炉水冷壁是否正在发生高温腐蚀，因此运行人员也就无从调整。等到停炉甚至因腐蚀爆管后，才能在炉膛内观察到高温腐蚀已发生，这种被动和无法预知给锅炉安全运行带来很大的安全隐患。该文针对高温腐蚀发生的原因，采用炉内水冷壁区域烟气中CO的在线测量技术，通过被测量区域CO的浓度值与高温腐蚀的对应关系，确认炉内燃烧是否出现还原性气氛过浓或火焰刷墙，并进行相应的运行调整，以防止或减轻锅炉水冷壁发生高温腐蚀的现象。

关键词：火力发电;锅炉;CO在线监测;防高温腐蚀

中图分类号：TM621          文献标志码：A

0 前言

随着科学技术水平的不断进步，解决锅炉在运行中的问题的方法越来越多，在以往的燃煤电站锅炉运行过程中，运行人员对炉内燃烧的监控基本上只能通过氧量、锅炉输出参数的变化以及火焰强度来判断，但是氧量和锅炉输出参数的变化是炉内整体燃烧完成以后所得到的结果，火焰强度又因为在高强度燃烧环境下的“偷看”，不能给运行人员提出精准的调整参数依据。现代燃煤电站锅炉的运行越来越强调安全性和经济性，这就需要运行人员最大程度地掌握炉内各层燃烧器的燃烧状况，以达到精准的调控。

因为缺乏对炉内燃烧状况的监测手段，运行中或者运行工况改变时炉内各层燃烧强度如何、火焰是否偏烧或者刷墙，是否各层在设计过剩空气系数下运行，均无从得知，由于运行中不能监测，因此水冷壁的高温腐蚀只能是一个发生后甚至引起爆管后才能得知的问题，这种情况严重地影响到电力生产的安全性和经济性。水冷壁高温腐蚀一般是由于被腐蚀区域还原性气氛过浓导致的，在该区域燃烧过于强烈或有火焰刷墙现象，是造成还原性气氛过浓，产生高温腐蚀的直接原因。

随着科技的发展，已经能实现在炉内水冷壁附近高温（800℃）和恶劣环境下的烟气的采集和分析，这为监测炉内燃烧和高温腐蚀提供了技术保障，该文就以基于炉内水冷壁附近烟气中的CO测量，介绍防止炉膛水冷壁高温腐蚀的技术。

1 水冷壁高温腐蚀的产生的原因

在燃煤锅炉中，高温腐蚀分3种类型：硫酸盐型、氯化物型和硫化物型。硫酸盐型腐蚀主要发生在高温受热面上;氯化物型腐蚀主要发生在大型锅炉燃烧器高温区域的水冷壁管上;硫化物型腐蚀主要发生在大型锅炉水冷壁管上。水冷壁的高温腐蚀通常是由这3种类型腐蚀复合作用的结果。

研究表明，国内燃煤锅炉水冷壁高温腐蚀通常属于还原性气氛下的硫化物腐蚀，腐蚀速率和烟气中的一氧化碳（CO）、硫化氢（H2S）浓度成正比。

硫化物腐蚀的形成：锅炉的高温腐蚀和还原性气氛存在着密切的关系，有研究表明，这种情况在CO和H2S浓度超过一定范围的强还原性气氛中则更为强烈。CO浓度大的地方，腐蚀就大，由于炉膛内局部区域过剩空气系数不足，导致该区域烟气处于气氛，CO和H2S大量形成，从而造成硫化腐蚀。

硫化物型高温腐蚀主要发生在火焰冲刷水冷壁的情况下。当煤中含有黄铁矿（即硫化铁FeS2），火焰直接冲刷水冷壁时，部分未燃尽的煤粉颗粒会黏附在水冷壁上，硫化铁由于受热而分解出游离状态的原子硫和硫化亚铁。在还原性气体中，游离态的原子硫可单独存在。当管壁温度达到350℃以上时，游离态的原子硫与铁反应生成硫化亚铁，使管壁受到腐蚀。在炉膛内的还原气氛中，H2S气体可加快硫化物型高温腐蚀，并直接腐蚀金属管壁，其化学反应为

FeO+H2S→FeS+H2O

此外，硫化亚铁还会被氧化，形成磁性氧化铁Fe3O4和SO2，而生成的SO2在飞灰中催化剂的催化作用下，反应生成SO3，使烟气中SO3气体的含量增加，进一步加剧了硫酸盐型高温腐蚀，即

3FeS+5O2→Fe3O4+3SO2。

由此看出，燃煤中含有较多的FeS2，火焰直接冲刷水冷壁和管壁附近为还原性气氛，是产生硫化物型高温腐蚀的条件。

综上所述，燃煤中的S、Cl、K、Na等物质的存在是发生高温腐蚀的内在根源。而气流扰动和较高的燃烧温度，使煤粉火焰容易刷墙以及水冷壁附近可能出现还原性气氛，为产生水冷壁高温腐蚀提供了充分条件。

2 防止水冷壁高溫腐蚀的必要性

燃煤电站锅炉的高温腐蚀会造成炉内水冷壁或受热面腐蚀区域管壁腐蚀严重，管壁厚度减薄速度加快，严重的运行几个月到1年之内就会出现爆管， 导致锅炉被迫非计划停炉并不得不对被腐蚀区域换管，严重影响了燃煤电站的安全运行，同时给燃煤电站造成较大的经济损失。

3 炉内CO在线测量及调整的方法

由于H2S在烟气中的含量域值偏低，一般为0～1 000 ppm，且该数值受到原煤含硫量的影响较大，而CO的含量只与燃烧本身有关且域值较大，一般为0～100 000 ppm，且烟气中的CO值与H2S值的生成和变化均与过剩空气系数相关，且具有对应关系。

因此我们采用炉内CO测量的方法来监测炉内水冷壁的高温腐蚀状况。1）在锅炉的主燃区的四周向火侧水冷壁，距燃烧器3 000～5 000 mm处鳍片上开孔，装设4套CO在线监测装置。2）根据该锅炉腐蚀区域特性，在易腐蚀区域水冷壁中心点鳍片处开孔，装设CO在线监测装置。3）将监测系统的信号从CO在线监测装置的PLC控制柜接入DCS。4）在DCS锅炉炉膛画面组态，使得CO监测参数能在画面相关位置显示并设定报警参数。5）在锅炉启动正常运行后进行设备调试。确定该区域正常的CO浓度值与异常CO浓度值，并调试出调整CO浓度值的燃烧调整方法。

4 某电站660 MW锅炉基于炉内CO在线测量防高温腐蚀实例

某电站锅炉是超超临界参数变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX分级送风燃烧系统、墙式切园燃烧方式。炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置三级喷水减温器;再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温，同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在低温再热器入口管道上还设置了事故喷水减温器。其制粉系统为6台正压直吹中速磨，五运一备。

自投运以来，该锅炉始终存在较为严重的高温腐蚀现象。且腐蚀区域比较固定于主燃区，属于典型的切圆偏大以及偏烧、火焰刷墙形成的高溫腐蚀，即使经过燃烧器重大改造，高温腐蚀依然不能消除。经现场检查高温腐蚀区域及炉内动力场特点，我们判断，该腐蚀区域是由于切圆半径偏大和火焰偏斜造成的。

为此，我们在高温腐蚀区域所在的燃烧层，在前后左右四面墙上的向火侧近燃烧器方向安装了4套CO在线监测系统，当锅炉启动且运行正常后，我们发现，在A/B/C/D四台磨运行的工况下，该区域4个测点的CO浓度并不超标，说明在400 MW以下负荷下，其火焰并无冲刷现象，但在E/F磨启动后，特别是在500 MW负荷以上，由于上层燃烧器的加入，炉内切圆在上部进一步扩大，其火焰刷墙现象逐渐出现。

经测量可以看出，在450 MW～550 MW负荷区域，前墙A侧测点CO浓度在500 ppm～70 000 ppm呈脉冲状波动，这说明该区域已出现脉冲性火焰冲刷，在560 MW工况下，前墙A侧在30 000 ppm～100 000 ppm波动，前墙B侧在800 ppm～5 000 ppm波动，后墙A侧在800 ppm～5 000 ppm波动，后墙B侧在300 ppm～900 ppm波动，说明燃烧偏前墙A侧较为严重，需要调整该燃烧层的火焰中心位置，一般来说，由于炉膛内切圆由下而上逐渐扩大，且旋转能力逐渐增强，要改变上层火焰中心位置，往往仅靠该层的二次风小风门的调整是不够的，因为在调整过程中，各个角的二次风开度悬殊过大，会造成单个或2个燃烧器燃烧状况恶化，为此，我们以这4个CO浓度测点值为基准，经过炉内各层二次风挡板的整体配风调整、各燃烧器出力调整、制粉系统优化调整等一系列的燃烧优化调整后，4个测点CO 浓度值在560 MW～620 MW负荷下，基本持平，稳定在300 ppm～5 000 ppm。

5 结论

高温腐蚀的发生多是由于偏烧甚至火焰刷墙导致腐蚀区域还原性气氛过高引起的，由于以前我们对炉内具体的燃烧状况无法监测，在运行中锅炉是否发生了高温腐蚀，该如何调整，均没有1个准确的数据判断和调整依据。随着科技的发展，改变了以前对炉内高温腐蚀不可测控的困境，通过炉内水冷壁区域近壁烟气的抽取和对烟气中CO含量的连续分析测量，实现了炉内各区域的还原性气氛的可测可控。

因此高温腐蚀也变得可测可控了，如果我们能在锅炉主燃区以及易腐蚀区域水冷壁安装CO在线监测装置，通过对所监测区域的CO浓度的测量，来判断高温腐蚀状况，当发生问题的时候，及时报警，并通过切实可行的燃烧调整手段，降低该区域还原性气氛的浓度，可以达到防止高温腐蚀的目的。

参考文献

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