某切圆燃烧锅炉水冷壁高温腐蚀现象及其与H2S含量的关系研究

2022-08-13熊小鹤吕钊敏阮仁晖陈发林谭厚章

广东电力 2022年7期

熊小鹤，吕钊敏，阮仁晖，陈发林，谭厚章

(西安交通大学热流科学与工程教育部重点实验室，陕西西安 710049)

“双碳”目标约束下，为消纳更多新能源发电，大型燃煤机组频繁参与调峰成为趋势，同时，为满足超低排放要求(NOx质量浓度小于50 mg/m3)，锅炉主燃区长期处于贫氧运行状态[1]，导致主燃区区域水冷壁发生高温腐蚀的概率大幅增加，300 MW、600 MW、1 000 MW容量等级的现役机组均出现不同程度的高温腐蚀现象[2-3]。目前对高温腐蚀的研究主要分为2类：一类是在实验室模拟锅炉高温腐蚀发生的环境，对不同耐热钢材料进行腐蚀测试，观察不同烟气成分、温度、熔盐等工况下的腐蚀速率，这对于不同类型耐热钢基础腐蚀动力学特性具有较好的促进作用，尤其是对于新型耐热钢材料的耐腐蚀特性评估，能提供充分的基础研究数据[4-5]；另一类是针对现场实际已发生高温腐蚀的锅炉，通过割管取样分析，判断腐蚀类型和高温腐蚀成因，并进行有针对性的改造或燃烧调整，破坏还原性气氛，减缓或防止高温腐蚀进一步恶化[6-9]。孟繁兵等[10]以300 MW锅炉为研究对象，沿炉膛高度方向测试不同高度位置处的H2S含量分布，发现中间层测点H2S体积分数最大，最大值约0.50%；项岱军等[11]发现锅炉分离燃尽风(separated over-fire air，SOFA)喷口下方区域、冷灰斗区域高温腐蚀比主燃区严重；李戈等[12]认为硫分质量分数高于0.7%时容易发生高温腐蚀；蔡勇等[13]通过检查对冲燃烧锅炉水冷壁壁厚发现，上层燃烧器至燃尽风喷口之间区域的腐蚀较为严重；陈辉等[14]发现在对冲燃烧锅炉上，冷灰斗区域也出现了高温腐蚀现象；邹磊等[15]对1 000 MW锅炉的现场测试结果表明，前后墙附近的H2S含量比两侧墙高。这些现场研究仅给出了测点处的H2S含量结果，没有研究H2S含量随时间变化的规律，因此很难结合运行工况的变化进行有针对性的分析，比如给粉机和磨煤机的启停、配风方式的变化等运行调整对H2S含量的影响。基于此，本文对某300 MW亚临界锅炉壁面H2S、CO含量进行连续测量，分析该锅炉高温腐蚀的原因，为同类型锅炉高温腐蚀防治工作提供参考。

1 现场实验

1.1 锅炉概况

某电厂2号炉为上海锅炉有限公司引进美国CE公司技术设计制造的亚临界、中间一次再热、控制循环汽包炉。锅炉额定工况蒸发量907 t/h，发电负荷300 MW；采用钢球磨、中间仓储式、热风送粉制粉系统；锅炉型式为单炉膛、Π型、露天布置，全悬吊钢结构，平衡通风；主燃烧器区域布置4层一次风喷口、2层三次风喷口，四角切圆燃烧，锅炉俯视视角下煤粉气流呈逆时针旋转；主蒸汽压力18.3 MPa，主蒸汽温度541 ℃。炉膛宽11.97 m(布置180根管)，深11.76 m，水冷壁由直径45 mm、壁厚6 mm的光管和内螺纹管组成。在停机检修过程中，发现锅炉水冷壁管四面墙均存在不同程度的腐蚀减薄现象，在水冷壁鳍片上开孔，在四面墙不同层高处安装直径8 mm的不锈钢管，用于监测还原性气氛。

1.2 管壁减薄现状分析

对于四角切圆燃烧锅炉来说，从一次风喷口射出的煤粉气流在上游向火侧高温烟气的撞击下，强烈湍流掺混伴随传热传质，这是新鲜煤粉气流喷入炉膛后能稳定着火的热源，同时煤粉射流在旋转高温烟气作用下发生一定程度的偏转，造成未燃尽煤粉冲刷下游受热面；因此，主燃区易发生腐蚀的位置如图1阴影区域所示，即顺着烟气旋转的方向，离炉膛中心线一定距离，沿烟气来流的下游方向。

图1 易高温腐蚀区域位置示意图Fig.1 Schematic diagram of the locations of areas prone to high temperature corrosion

以后墙为例，在17.9 m、21 m、23.6 m这3层平台高度处均发生严重的高温腐蚀(如图2中阴影区域所示)，管壁减薄20%～50%。在这3层高度对应的腐蚀区域中，又以17.9 m、21 m这2层腐蚀范围更大(换管根数多)，23.6 m层虽然管壁减薄程度大，但换管范围较小。同时，图1中17.9 m和21 m层对应的严重腐蚀换管区域正好相反，17.9 m层换管严重区域位于2～6 m区域，21 m层换管严重区域位于7～11 m区域，说明2号炉热态切圆直径过大，如图1中虚线圆所示，腐蚀区域扩展至气流上游区域。

图2 不同层高处水冷壁管壁减薄情况Fig.2 Thinning of water wall pipes at different heights

1.3 锅炉喷口、测点布置和测试系统布置

锅炉检修期间，在17.9 m、21m、23.6 m平台前后墙区域，每层平台安装4～6个直径8 mm的不锈钢抽气取样管，抽气取样点位置比各自对应的平台高约0.5 m，测试时抽气取样相对位置如图3所示。

图3 锅炉喷口、测点布置和测试系统布置Fig.3 Layout of boiler nozzle, measuring point and testing system

采用特氟龙管和硅胶软管将烟气引出，分别接滤筒、真空泵、流量计、Envent 331S H2S烟气分析仪(防爆款)和笔记本电脑。Envent 331S H2S烟气分析仪是基于醋酸铅纸袋原理对H2S进行测量，反应式为

(CH3COOH)2Pb+H2S→PbS+2CH3COOH.

(1)

反应生成的PbS在纸袋上显示褐色至黑色，颜色越深，代表H2S含量越大。

采用德图350烟气分析仪测试CO体积分数。德图350分析仪的CO体积分数量程最大为1%，在主燃烧器区域测量时，先用Dekati稀释器进行稀释，稀释倍数约为20，稀释气源来自压缩空气。

1.4 煤质分析

锅炉日常燃用煤质为贫煤，9天测试期间的煤质分析结果见表1：入炉煤干燥无灰基挥发分质量分数平均为15.04%，不易着火；空干基灰分质量分数平均为28.85%，灰分较大，难燃尽；收到基全硫质量分数平均为1.83%，硫分最大值2.26%，最小值1.62%，硫含量较高。

本次调查样本男女比例基本均衡，平均年龄约为23.7岁，月消费水平从800到10 000元不等，集中于2 500元以下；多为来自东南亚、南亚的留学生群体，有极小部分华裔；来华时长从1个月到7年不等，以小于1年和2.5～4年居多，调查样本的基本情况如表1所示。

表1 煤质参数Tab.1 Coal parameters

2 测试结果及分析

2.1 H2S含量测试结果

图4是某日10：00—19：00的连续测量结果，全天电负荷保持在220 MW，A、B、C层给粉机运行，D层4只给粉机中仅3号角给粉机运行，选取17.9 m、21 m层不同高度处的测点，可以看到在连续测试的9 h内，H2S体积分数波动幅度较大，表现为上升→稳定→上升→下降→稳定等阶段。这期间负荷保持不变，进行了2项调整操作：①11：00关闭A、B层之间的燃油二次风，可以明显观察到17.9 m层H2S体积分数迅速增大，平均上升约0.03%；12：19切换到21 m层测点，在随后的90 min内，H2S体积分数一直呈现增大的趋势，超过0.16%。②经短暂稳定后，14：17停3号角给粉机，可以看到21 m层测点处H2S体积分数迅速降低，在15 min内从0.182%降至0.06%，在随后的2 h测试中H2S体积分数进一步降低，该过程可能是由于直径8 mm取样管逐步堵管引起，因为H2S体积分数最低至0.003%;在随后切换至17.9平台后，H2S体积分数又迅速上升至0.06%左右，并且很稳定；切换至21 m平台后，H2S体积分数继续上升至0.116%；再将测点切换至23.6 m平台层，H2S体积分数降至0，测不到H2S，这是因为三次风中煤粉含量低，氧量充足，H2S被氧化。

图4 锅炉H2S测试结果Fig.4 Test results of H2S concentration

2.2 沿炉膛高度方向CO含量分布规律

为了找出CO含量与H2S含量的对应关系，测试不同炉膛高度处的CO含量，结果如图5所示。17.9 m平台测得CO体积分数平均为4.3%，21 m平台测得CO体积分数平均为11%，23.6 m平台测得CO体积分数平均为1%。在主燃烧区，炉膛中间部位的CO含量最高，下层和上层CO含量均较低，这主要是由于火焰中心在炉膛中间部位，欠氧燃烧导致CO含量高。由于上层23.6 m平台对应的是三次风层，三次风中的煤粉含量与主燃区相比明显偏小，风量相对偏大，CO体积分数最低，降至1%。

图5 后墙不同高度测点处的CO体积分数Fig.5 Volume fractions of CO at different measuring points on the back wall

29 m平台位于SOFA喷口下方，由于没有侧墙风箱的限制，对四面墙的CO含量均进行了测试，结果如图6所示。可以看到除后墙外，其余3面墙的CO体积分数均大于1%。

图6 29 m平台四面墙测点的CO体积分数分布Fig.6 CO concentrations at measuring points on four walls of a 29 meter platform

为分析H2S含量和CO含量的关联关系，将图4和图5的测试结果进行关联，并与其他文献测试结果进行对比，如图7所示。可以看到，由于不同文献中所使用的H2S测试仪器、燃用煤种、锅炉炉型、负荷、测点位置等不同，测得H2S含量和CO含量的关联结果存在差异。另外，受测试条件限制，本文未能同步测量H2S和CO，导致测得的二者关联结果存在偏差。总体上H2S含量和CO含量呈现良好的正相关性，因此对于高温腐蚀防治而言，不需要完全将主燃区壁面气氛调整为氧化性气氛，保持弱还原性气氛即可。

图7 H2S含量与CO含量的关联关系对比Fig.7 Comparisons of the relationship between H2S and CO

2.3 高温腐蚀成因分析

高温腐蚀影响因素众多，煤质、一次风速、二次风速、煤粉细度等均会影响腐蚀速率。就本锅炉而言，燃煤收到基全硫质量分数平均值达到1.83%，硫分偏高导致H2S含量过大。从燃烧角度来说，硫分越低越好，但煤质往往由煤炭市场的价格因素决定，电厂出于经营压力不得不采购低价高硫煤，因此很难从调整煤源方面防治高温腐蚀。

文献[16]推荐假想切圆直径

(2)

式中：a为炉膛宽度；b为炉膛深度。

图8 不同高度处切圆直径变化Fig.8 Changes of tangent circle diameters at different heights

因此，该炉在34.6 m SOFA喷口层也出现了高温腐蚀现象，但是由于SOFA氧量的及时补入，该层水冷壁腐蚀程度较轻。在SOFA喷口再往上的区域是氧化性气氛，水冷壁没有腐蚀现象。

2.4 高温腐蚀原因分析

水冷壁长期运行在H2S体积分数0.06%～0.1%的氛围中，该腐蚀类型为典型的H2S腐蚀。关于H2S腐蚀的机理，已有很多文献进行了详细论述[19-20]，本文重点关注与高温腐蚀紧密相关的严重结渣现象。在看火孔视场中，能观察到毫米级和厘米级的渣样，而入炉煤粒径一般控制在200 μm以下，能形成大粒径的渣样，说明新鲜煤粉在喷入炉膛后，在燃烧过程中发生了团聚现象。考虑到SOFA风量约占总风量的30%，主燃区是欠氧燃烧，根据图5测试结果，CO体积分数高达11%，在强还原性气氛下，煤灰熔点会进一步降低。在切圆燃烧过程中，煤粉随着气流经历强烈的湍流掺混、传热传质、化学反应等过程，部分颗粒会在该过程中发生熔融、团聚和长大。在切圆旋转过程中，由于惯性力的作用，煤粉被甩到水冷壁管并粘附在管壁上，由于炭颗粒来不及完全燃尽，欠氧条件下继续受热释放出H2S，腐蚀管壁，随着反应时间的增加，这部分渣样还会进一步长大。魏博[21]在某350 MW切圆锅炉水冷壁上发现如图9所示的渣样，该部分渣样迎着刷墙气流的来流方向，高度逐渐增加，到一定高度后(图中的渣样高度约2 cm)，由于重力作用而脱落，脱落后管壁基体表面暴露在强还原性气氛中，造成腐蚀进一步加剧。王春昌等[22]指出四角切圆锅炉发生高温腐蚀部位和结渣部位高度一致。因此，对于煤粉炉，高温腐蚀严重的区域往往结渣也很严重。

图9 水冷壁结渣形貌[21]Fig.9 Slagging morphology of water wall[21]

2.5 高温腐蚀速率评估

在线获得H2S体积分数后，可以通过模型在线计算水冷壁高温腐蚀速率，为运行人员提供指导。本文经过长期实验室与现场研究，提出H2S体积分数与腐蚀深度之间的关联模型为[23]

(3)

式中：A、n为实验确定的常数；CH2S为H2S体积分数，%；τ为腐蚀层开裂周期，取24 h；ρ为水冷壁管金属密度，取5 210 mg/cm3；B为金属管壁生成的铁氧化物体积与消耗金属体积之比，取2.12；h为水冷壁管腐蚀深度，cm；t为运行时间，h。

计算得到腐蚀深度与运行时间的关联关系，如图10所示。可以看到，模型计算出的腐蚀深度与运行时间、H2S体积分数呈正比关系，运行时间越长，H2S体积分数越高，腐蚀越严重。在H2S体积分数0.15%工况，运行1年的管壁减薄量为约0.7 cm，这与该炉换管周期一致。当然，该模型也存在不足之处，没有考虑壁温对腐蚀速率的影响，后续还需要进一步完善。