600 MW對沖燃燒鍋爐水冷壁高溫腐蝕原因分析及對策

李廣偉，孫俊威，黃啟龍

(國電科學技術研究院，南京　210031)

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600 MW對沖燃燒鍋爐水冷壁高溫腐蝕原因分析及對策

李廣偉，孫俊威，黃啟龍

(國電科學技術研究院，南京210031)

某電廠對沖燃燒鍋爐水冷壁管存在大面積高溫腐蝕現象，根據高溫腐蝕機理，從鍋爐燃用煤種、爐型參數、運行情況和爐內煙氣氛圍等方面分析了產生高溫腐蝕的原因，有針對性地提出了防范措施，可為解決此類問題提供參考。

對沖燃燒鍋爐；旋流燃燒器；水冷壁；高溫腐蝕

1　機組概況

某電廠#1鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司引進三井巴布科克能源公司技術生產的超臨界參數變壓運行燃煤直流鍋爐，型號為HG-1913/25.4-YM3，一次再熱、單爐膛、露天布置、固態排渣、平衡通風、全鋼構架、全懸吊結構。

鍋爐制粉系統為正壓直吹式系統，共設置6臺ZGM-113N型中速磨煤機。鍋爐燃燒方式為前后墻對沖燃燒，前、后墻各布置3層旋流燃燒器，每層各有5只，共30只。2013年5月大修中，將鍋爐前、后墻最下層(對應A，F磨煤機)的10只LNASB型燃燒器整體更換為LYSC-Ⅰ型燃燒器，并保留F層等離子點火裝置， A層新增加等離子體煤粉點火系統，以實現鍋爐的無燃油啟動及穩燃，其余的20只LNASB型旋流燃燒器整體更換為LYSC-II型低NOx旋流燃燒器。

鍋爐設計煤種為神華煤，校核煤種為晉北煤，設計、校核煤種的收到基硫分均不大于0.63%。

2　水冷壁腐蝕減薄情況

該機組上一次進行A級檢修時，實施了低氮燃燒器改造。2015年8月，機組再次進行A級檢修，在檢查水冷壁系統時，發現水冷壁出現大面積的高溫腐蝕和磨損，局部有結焦和煤粉殘留現象，具體呈現以下特征。

(1)A，B兩側墻水冷壁管標高26 m至34 m(上層一次風噴口至燃盡風噴口)區域水冷壁減薄嚴重，尤其是B側墻水冷壁向火側最薄處壁厚為5.2 mm 左右(原始壁厚為8.0 mm)。兩側墻共有154根水冷壁管因嚴重減薄需要更換。水冷壁減薄區域如圖1所示，減薄狀況如圖2所示。

圖1　水冷壁減薄嚴重區域

(2)側墻水冷壁腐蝕表象為：表面沉積物呈多層結構，層間結合力很差，取樣時極易呈片狀脫落；腐蝕區域存在大量麻點且較深，如圖3所示。

(3)前、后墻主燃燒器周圍，水冷壁金屬層均出現脫落問題，前墻尤為嚴重，如圖4、圖5所示。水冷壁向火側管壁上可以取下整塊的腐蝕產物。腐蝕產物除去后，水冷壁向火側管壁外側不再呈圓弧狀，而是呈三角狀或平面狀。

3　對沖鍋爐高溫腐蝕的原因

腐蝕性氣體(SO2，SO3，H2S)、還原性氣氛以及管壁高溫是發生高溫腐蝕的主要原因，因此，對沖鍋爐發生高溫腐蝕與這幾點有必然聯系[1]。

3.1煤質原因

(1)近年來，燃煤電廠為了增加營利能力和應對多變的市場，鍋爐燃用的煤質大多進行摻混，嚴重偏離設計煤種。長期以來，該機組燃用的煤種有神華煤(設計煤種)、晉北煙煤、印尼煤、國燃煤等。根據電廠提供的煤質化驗結果，入爐煤的硫分主要集中在0.4%～0.7%，熱值為17.5 ～18.5 MJ/kg。理論和實踐經驗表明，煤的硫分越大，燃燒過程中產生的H2S和自由硫原子的質量濃度越高，對水冷壁的高溫腐蝕越嚴重。

圖2　B側墻水冷壁減薄

圖3　B側墻水冷壁麻點

圖4　前墻水冷壁表皮脫落情況

圖5　前墻水冷壁脫落下的表皮

(2)據了解，該廠摻燒煤種中存在部分揮發分低、灰分高的劣質煤。對于燃燒劣質煤的鍋爐，高溫腐蝕還存在以下幾方面的誘因：(1)劣質煤的著火溫度高，燃燒相對困難，會出現燃燒不完全和火焰拖長的現象，易形成還原性氣氛；(2)燃用劣質煤會增加制粉系統的負擔，使制粉系統的分離效率下降，導致煤粉顆粒變粗；煤粉越粗，越不易燃盡，導致火焰拖長，進一步燃燒時由于缺氧而形成還原性氣氛，影響煤粉的燃盡，未燃盡煤粉顆粒聚集在水冷壁附近，加劇高溫硫腐蝕；(3)灰分越大，對管壁的磨損越大，失去保護層的管壁遭受高溫硫腐蝕的可能性也大大增加[2]。

3.2水冷壁管壁溫度偏高

有關資料表明，在300～500 ℃的范圍內，管壁外表面溫度每升高50 ℃，煙側的腐蝕程度將增加1倍[3]。燃燒器附近水冷壁管熱流密度高，溫度梯度大，管壁的溫度一般為350～450 ℃，而管壁附著物和燃燒工況又可能導致管壁溫度進一步升高。此外，水冷壁的壁溫還與管內工質工作壓力、爐膛容積熱負荷、爐膛斷面熱負荷、火焰中心、管內是否結垢等因素有關。

據統計，2015年1—7月，該機組平均負荷率高達79.2%左右，機組長期在高負荷下運行，高峰負荷常常超出額定負荷。負荷的提高不僅意味著蒸汽流量增大，同時也提高了蒸汽壓力，飽和溫度隨之上升，管壁溫度相應提高；同時，鍋爐燃燒器區域的熱負荷始終處于較高狀態，長期運行后，水冷壁遭受高溫腐蝕的可能性將進一步增加。

3.3設計原因

3.3.1爐內燃燒工況的原因

該機組燃燒器為前、后墻對沖布置，燃燒器和燃盡風噴口均布置在爐膛的前、后墻上，兩側墻上未布置任何空氣補給裝置，通過爐內空氣動力場的優化調整，只能解決前、后墻水冷壁高溫腐蝕問題，對兩側墻水冷壁高溫腐蝕的影響并不大。因此，通常情況下，對沖鍋爐兩側墻的高溫腐蝕相對前、后墻要嚴重得多。

3.3.2低氮燃燒改造的原因

隨著NOx排放要求的日益提高，低氮燃燒技術在現役鍋爐上快速、集中、大量應用。該技術為了降低NOx排放量，不斷加強空氣分級的程度，降低主燃燒區和還原區氧量，加大燃盡風的比例，在總風量不變的情況下，二次風量減小，導致煤粉缺氧燃燒，一次風與二次風摻混推遲，爐內煤粉燃燒過程拉長，爐膛火焰中心上移。由于爐膛燃盡風下部缺氧燃燒，而上層燃燒器上部與燃盡風下部溫度最高，因此容易引起此部位的水冷壁高溫腐蝕。

3.4運行原因

3.4.1爐內還原性氣氛的影響

不同負荷下，該機組省煤器出口氧量分布如圖6所示(圖中測點由爐左往爐右編號，即從A側往B側，1～5為A側測點，6～10為B側測點)。

圖6　不同負荷下省煤器出口氧量分布

按照目前機組的運行方式，上層燃燒器與燃盡風之間區域爐膛溫度高、還原性氣氛較強；另外，由于高負荷階段空氣預熱器堵塞嚴重，引風機出力不足，運行氧量為1.7%～2.0%，且兩側氧量偏差較大，B側氧量明顯低于A側，這是B側墻水冷壁減薄面積比A側大的原因。通過查看歷史運行曲線可知，高負荷階段，在整體低氧燃燒的情況下，燃盡風風門基本全開，進一步加劇了主燃燒區缺氧的程度。運行氧量過低是該機組水冷壁高溫腐蝕的主要原因。

3.4.2一次風速偏高

由于該機組空氣預熱器換熱面沾污，存在嚴重堵灰現象，電廠運行人員為了防止堵管而提高一次風速，前、后墻對沖的一次風以較大的速度碰撞，導致爐內氣流在兩側墻中部區域產生較大的回流，使煤粉火焰刷墻，并且該區域墻壁附近的煙氣溫度也較高，因此，水冷壁產生高溫腐蝕有一定的必然性。此外，磨煤機出口一次風速普遍偏高，風煤比偏高，縮短了煤粉在爐膛中的燃燒時間，影響煤粉顆粒的著火。

3.4.3自動控制的調節品質差

鍋爐低氮燃燒技術改造后，燃料在爐內燃燒過程相對延緩，各級受熱面的煙溫分布和吸熱量發生變化，熱工自動控制遲緩和過調現象明顯增加；特別是該機組氧量調節時，送風自動跟蹤二次風箱壓力，有時受爐膛壓力的影響，跟蹤較慢，機組負荷增加時，由于風量調節明顯滯后于煤量的變化，導致汽溫升高過快。

4　防止對沖鍋爐水冷壁高溫腐蝕的對策

4.1更換腐蝕的水冷壁管

對水冷壁進行全面清污、檢查。對管壁減薄量較大、壁厚不滿足要求的水冷壁管進行更換，對腐蝕較重區域的水冷壁管進行熱噴涂處理。熱噴涂應合理選擇熱噴涂方法和適宜的噴涂材料，考慮部分高溫腐蝕區域靠近吹灰器，噴涂材料除應具備良好的防高溫腐蝕性能之外，還應有一定的耐磨性。

4.2防止高溫腐蝕的措施

4.2.1煤質管理

加大對入廠煤、入爐煤的管理力度，進一步優化進煤結構；強化入爐煤摻配摻燒等各項工作，控制入爐煤的含硫量。對于含硫量特別高的煤種，在煤中或在燃燒過程中噴入石灰石，可大幅降低SO3的形成，減少SO3的排放，防止硫酸鹽型的腐蝕。

4.2.2合理吹灰和加強化學監督

合理進行受熱面吹灰，優化吹灰頻次，盡量做到按需吹灰； 嚴格控制給水品質，避免因水冷壁管內結垢而影響換熱，從而導致水冷壁管壁溫度增加。

4.2.3設備維護和升級改造

對燃燒器的內、外調風裝置進行全面調整，保證各燃燒器內、外調風葉片和擋板開度的一致性；對空氣預熱器換熱元件進行沖洗或更換，減少空氣預熱器煙氣阻力，在引風機未改造的條件下，爐膛風量能適當增加；進行引增合一改造，提高引風機出力，優化高負荷階段爐膛氧量。

4.2.4加裝煙氣壁面氛圍測點

在易產生高溫腐蝕的區域，安裝新型隙縫式煙氣壁面氛圍測點，主要是在水冷壁管之間的鰭片上開小孔安裝測點，檢測該區域的煙氣成分(O2，CO，SO3，SO2，H2S等)，以指導運行人員進行燃燒調整。

4.2.5運行調整

大修結束后進行一次風調平試驗，以保證各層一次風速偏差在5%以內。在保證不堵管的前提下，適當降低一次風速。根據不同的煤質參數調整煤粉細度，盡可能使各燃燒器之間的煤粉質量濃度分布均勻，并優化磨煤機組合方式。在NOx排放達標的情況下，適當提高氧量，高負荷階段爐膛出口氧量控制在2.8%～3.2%；同時，適當將燃盡風風門關小，主燃燒器二次風門開度適當開大。

4.2.6優化熱工自動控制

將送風調節自動改為跟蹤氧量，重新制訂給煤量-風量曲線，并在各負荷階段設定不同的比例系數；對二次風風門的自動控制增加微分前饋，以起到超調作用，提高變負荷工況下的跟蹤速率，使風量調節能夠迅速響應。

4.2.7兩側墻上加裝貼壁風

加裝貼壁風可有效防止因一次風碰撞而導致煙氣在水冷壁附近產生回流，起到減輕或消除一次風煤粉火焰對兩側墻水冷壁造成的沖刷，同時也降低了水冷壁面附近的煙氣溫度，因此，從機理上來說，該方法對于防止或減緩水冷壁的高溫腐蝕應該是比較有效的。

該機組此次改造采用新型的貼壁風系統，貼壁風噴嘴設于對沖燃燒鍋爐的前墻和后墻的邊緣處，能夠保證在爐膛內部不增加構件的前提下實現貼壁風平行于側墻水冷壁流動，從而有效解決了貼壁風布置于側墻時氣流難以平行于水冷壁流動的問題，能夠有效增大水冷壁近表面氧氣的質量濃度，減弱對爐膛中心還原性氣氛的破壞，大大降低水冷壁結焦及高溫腐蝕的風險。

5　結論

(1)火電廠的鍋爐水冷壁腐蝕與多種因素有關，包括燃用煤種、爐型及結構參數、燃燒方式、運行管理等。入爐煤煤質下降、含硫量偏高和水冷壁貼壁處還原性氣氛是造成目前水冷壁高溫腐蝕的主要原因。

(2)燃燒調整對減緩水冷壁高溫腐蝕是非常必要的，應建立常用煤種的數據庫，根據實際燃用煤種，及時調整爐內燃燒工況。當煤質發生較大變化時，一般需近兩個月的優化調整，才能摸索出環保排放指標和經濟指標兼顧的規律，因此持續燃燒優化調整是必不可少的。

(3)低NOx燃燒和抑制爐內還原性氣氛是一對矛盾，應根據煤種和負荷的變化及時采取相應措施，找到一個最佳的結合點。

(4)熱工控制優化是一種低氮燃燒器改造后容易被忽視但很有效的優化方法。

(5)加裝貼壁風是從燃燒方面尋求解決水冷壁高溫腐蝕的方法，是最經濟、最有效的方法之一。

(6)注重鍋爐輔機的檢修，合理組織配風，保證運行氧量，優化煤粉細度，可減緩水冷壁高溫腐蝕的發展。

(7)合理投運吹灰器并加強化學監督，從表面積灰和管內結垢兩方面控制受熱面金屬壁溫，遏制高溫腐蝕。

該電廠機組經過一系列優化調整后，鍋爐啟爐后運行正常，爐膛高溫腐蝕狀況控制得較好，證明所采取的措施是有效的，經濟效益良好。

[1]周新剛，苗長信.電站鍋爐高溫腐蝕產生的原因及防范措施[J].華電技術，2010，32(1)：49-50，53.

[2]余建飛，張明，劉忠秀.600MW機組鍋爐水冷壁高溫腐蝕及原因分析[J].湖北電力，2014，38(8)：49-52.

[3]徐遠鵬.鍋爐水冷壁高溫腐蝕原因及對策[J].中國電力，2005，38(10)：76-79.

(本文責編：劉芳)

2016-03-10；

2016-06-07

TM 621.2；TK 224.9

B

1674-1951(2016)06-0043-04

李廣偉(1983—)，男，河北衡水人，工程師，工學碩士，從事機組性能測試、系統優化及電站調試技術研究(E-mail:rikoi@aliyun.com)。