某厂#1、2炉水冷壁高温腐蚀原因分析与控制措施

300MW#1、2炉水冷壁高温腐蚀原因分析与控制措施水冷壁是锅炉的重要传热部件，因其运行工况较为恶劣，所以长期以来，一直是各火电厂抑制锅炉“四管”防爆的重点部位。但近年来由于煤碳市场的持续紧张，致使大量劣质煤、高硫煤流入火电厂，在一定程度上造成了火电厂生产的被动局面，给锅炉设备的安全运行带来了较大的影响，两台1025吨/时锅炉在2005年发生的高温腐蚀就是最典型的例子，这不能不让锅炉人重新采取对策，应对差煤质下的锅炉安全运行。1设备概要两台HG-1025/18.2-WH10型锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界一次中间再热自然循环汽包炉。该炉型采用单炉膛Π型布置，四角直流燃烧器，切向燃烧，平衡通风。每台炉配四台钢球磨，中间储仓，一次风热风送粉。设计煤种为无烟煤和贫煤的混煤。每角燃烧器共五层一次风口，上三层为可摆动的WR燃烧器，下二层为固定的双通道自稳式燃烧器。为保证燃烧区域燃烧工况良好，在高位布置了三次风，且反切于主旋流。为保证煤粉的充分燃烧，从燃烧器上层一次风口中心线到分隔屏下沿，有21800mm较大的燃尽高度。从燃烧器下层一次风中心线到冷灰斗拐点为3925mm。炉膛采用膜式水冷壁，水冷壁的高温区为内螺纹管。在炉膛上部布置壁式辐射再热器和大节距分割屏过热器。后部烟道布置有后屏过热器、高温过热器、高温再热器、低温过热器、低温再热器及省煤器。炉膛设计数据如下：名称单位数值假想切圆直径mmφ878炉膛宽/深mm12802/12808炉膛容积热负荷（MCR）KJ/m3.h394×103炉膛断面热负荷（MCR）KJ/m3.h19.24×106水冷壁壁面热负荷（MCR）KJ/m3.h663×103锅炉设计燃煤特性如下：项目资料设计煤种校核煤种（一）校核煤种（二）1．煤质分析碳C%56.1860.9851.91氢H%2.702.842.16氧O%4.343.624.06全硫S%0.480.471.20氮N%1.201.141.3全水份W%8.27.358.5空气干燥水份W%1.091.251.06灰份A%26.923.63.087挥发份V%13.5516.7210.10低位发热量Qkj/kg214015120232825570196874710可磨性系数H（K）66(1.25)65.20(1.24)57.6(1.1)2．灰熔特性变形温度DT℃135513201320软化温度ST℃136513451340流动温度FT℃1420140514002腐蚀情况介绍某厂两台300MW机组分别为1997年12月和1998年8月投产，截止2005年底#1、2炉分别累计运行47196小时和43181小时，均已进行一次大修。2006年上半年#1、2炉小修中检查发现水冷壁标高23—28米间（也是上两层火咀和三次风火咀区域）：前墙左起第58～122根，后墙左起第39～108根，左墙前数第30～110根，右墙前数第60～117根水冷壁表面凹凸不平，如下图，且在水冷壁表面有一层较疏松、呈褐黑色氧化皮。打净表面检测水冷壁壁厚：#1炉最小剩余壁厚为4.7mm,#2炉最小剩余壁厚为3.6mm（设计：φ63.5×8），全面检测后发现，剩余壁厚小于6mm的炉管：#1炉有110根，#2炉有135根。根据历年检测数据计算：2005年水冷壁管表面腐蚀速度为：新管最大2mm/7000时，旧管最大2.7mm/7000时，平均约为1.8-2mm/7000时。2004年水冷壁管表面腐蚀速度为0.9mm/6000时，04年以前为0.3mm/年。若按2005年水冷壁管的表面腐蚀速度，则该区域水冷壁管的寿命最多只有10000小时左右。3原因分析从以上计算数据可以看出，该厂锅炉水冷壁管的表面腐蚀速度在2005年度发生了一个很大的飞跃，为了寻求腐蚀飞跃的原因，作者从以下两方面着手进行了分析。3.1从腐蚀产物的化学成分分析经取水冷壁表面腐蚀产物进行X衍射测试，高温腐蚀产物是三氧化二铁、四氧化三铁、硫化亚铁、二氧化硅、氧化锌。测试的成份显示燃烧的气氛为还原性气氛，其产物均含有还原性的物质：硫化亚铁和四氧化三铁。从而可以断定运行中水冷壁表面发生了如下腐蚀过程：3.1.1高温氧化反应机理是炉管在炉内1200℃左右的火焰中，金属元素（主要是Fe）与氧发生反应生成氧化物，氧化物在相组成、结构等方面与原质材料的不相容而产生应力，最终脱层而减薄炉管。高温氧化在高温腐蚀中占主要地位。在氧充沛时主要产物是三氧化二铁，在氧不足时主要产物是四氧化三铁。3.1.2熔盐和硫腐蚀硫化物是锅炉高温腐蚀的主要因素，一是燃煤中的硫化物中的S在空气系数较低或烟气中含量增高时，遂而转化成H2S,与炉管的Fe元素生成FeS（Fe+S→FeS），造成炉管脱层；二是燃煤中的硫化物在其露点温度形成含S熔盐，熔盐呈液态，与管壁接触，造成更严重的一种腐蚀。3.1.3冲蚀煤燃烧时产生的大量灰粉，由高温烟气裹着冲击管壁，造成管壁减薄。这种作用与上述两种作用相互促进，进一步加剧腐蚀。3.2从锅炉运行工况分析从以上产物分析可以看出，水冷壁管表面腐蚀主要是硫化物型腐蚀，为了寻求水冷壁管腐蚀的现实证据，作者查找了近两年来这两台锅炉的各种检修、运行日志，以从中分析腐蚀飞跃的原因。3.2.1燃煤含硫量大幅上涨是腐蚀发生飞跃的根本原因从近两年的入炉煤质报表中得知，该厂2005年入炉煤月平均含硫量（St,ad）为1.41%，比2004年（0.92%）上涨了53%，且2005年入炉煤含硫量最高的达到了2.37%，大大超过了设计的0.48%。从煤量来统计，2005年该厂燃用贵州高硫煤从2004年的0.46万吨上涨至37万吨，还有芦茅江等地的高硫煤，比重也占得相当大，由此也可以看出，2005年该厂在炉内没有采取任何预防措施的情况下，燃用大量的高硫煤是腐蚀发生飞跃的最根本的原因。3.2.2水冷壁管壁温偏高是造成高温腐蚀的直接原因该厂两台1025吨/时锅炉水冷壁管内介质温度设计为364℃，管壁设计温度为394℃，炉膛断面热负荷qF=19.24×106KJ/m3.h，其设计值均偏高。目前，国内亚临界参数锅炉燃用贫煤和无烟煤时qF均小于18×106KJ/m3.h。在实际运行过程中，该厂近两年来，为了防止市场差煤质引起锅炉MFT，在检修中对锅炉卫燃带也进行了一定的调整，现两台炉卫燃带面积均为125平方米左右。作者通过经验公式估算，该炉型燃用不易着火煤种时，卫燃带铺设面积应为90平米左右。从该炉运行中出现严重结焦和全年燃用各种煤种未发生过MFT也可反应出，该炉卫燃带面积偏多，燃烧区中心温度明显偏高，进而也使水冷壁管壁温偏高，容易发生管壁表面的高温度。3.2.3大切圆燃烧方式形成了贴壁的还原性气氛该炉型燃烧器设计为四角布置的直流燃烧器，切向燃烧，假想切圆直径为878mm。从实际冷态实验结果显示，在一、二次风全投的情况下，受上游邻角气流的挤压及左右两侧不同补气条件的影响，使气流向背火侧水冷壁偏转，从而使实际切圆变得更大。同时，刚性较弱的一次风射流比二次风偏转角度要大，进而使一、二次风分离，并在一次风气流下游形成明显的贴壁气流（从腐蚀区域显示也是一次风背火面腐蚀较严重）。此时，煤粉将在缺氧状态下燃烧，形成局部还原性气氛。再者该厂燃烧器在设计时就重点考虑了着火和稳燃，尤其是下面两层双通道自稳燃式燃烧器，强烈的回流烟气加剧了一次风速的衰减，使一次风极易发生偏转，从而形成贴壁的还原性气氛。据了解，运行中遇到锅炉带不起负荷时，运行人员也常采用多启一套制粉系统，增加三次风量来强顶负荷，以及采用降一次风压、关小二次风门等低氧燃烧等方法来确保锅炉的稳定运行，也加剧了贴壁还原性气氛的产生，尤其是增加三次风量，即扰乱了炉内燃烧的动力场，也使炉内燃烧的煤粉颗粒变粗，形成了更为严重的缺氧工况。3.3腐蚀原因小结从以上分析可以看出，该厂发生的水冷壁高温腐蚀由来已久，之所以在2005年发生腐蚀的飞跃，是因为煤中硫的含量发生了较大幅度的上涨；月平均含硫量从0.92%上涨至1.41%。当然，炉膛温度偏高、低氧燃烧、切圆偏大等因素也是造成腐蚀的直接原因。4控制措施4.1收集分析近两年来入厂煤质资料，掌握各时段及来煤矿点的煤质情况，限制高硫煤的采购数量，或严格掺烧,控制入炉煤中的含硫量，是防范和降低高温腐蚀的最为有效的途径，在该厂目前这种高腐蚀速度下必须采取这一措施。4.2适当减少卫燃带铺设面积,以降低炉膛中心区域温度。4.3进行炉内空气动力场试验,调平一次风速,避免切圆偏斜。4.4运行中适当提高氧量,特别是在高负荷时要提高一次风速、加大中上层火咀的配风，补足中期燃烧氧量，同时可适当降低煤粉细度，控制