爐內CO測量在防高溫腐蝕中的應用

王鈞為 王中霞 艾俊清

摘? 要：一直以來，高溫腐蝕是很多火力發電電站鍋爐的痼疾，在鍋爐運行過程中，無法監測和判斷正在運行的鍋爐水冷壁是否正在發生高溫腐蝕，因此運行人員也就無從調整。等到停爐甚至因腐蝕爆管后，才能在爐膛內觀察到高溫腐蝕已發生，這種被動和無法預知給鍋爐安全運行帶來很大的安全隱患。該文針對高溫腐蝕發生的原因，采用爐內水冷壁區域煙氣中CO的在線測量技術，通過被測量區域CO的濃度值與高溫腐蝕的對應關系，確認爐內燃燒是否出現還原性氣氛過濃或火焰刷墻，并進行相應的運行調整，以防止或減輕鍋爐水冷壁發生高溫腐蝕的現象。

關鍵詞：火力發電;鍋爐;CO在線監測;防高溫腐蝕

中圖分類號：TM621? ? ? ? ? 文獻標志碼：A

0 前言

隨著科學技術水平的不斷進步，解決鍋爐在運行中的問題的方法越來越多，在以往的燃煤電站鍋爐運行過程中，運行人員對爐內燃燒的監控基本上只能通過氧量、鍋爐輸出參數的變化以及火焰強度來判斷，但是氧量和鍋爐輸出參數的變化是爐內整體燃燒完成以后所得到的結果，火焰強度又因為在高強度燃燒環境下的“偷看”，不能給運行人員提出精準的調整參數依據。現代燃煤電站鍋爐的運行越來越強調安全性和經濟性，這就需要運行人員最大程度地掌握爐內各層燃燒器的燃燒狀況，以達到精準的調控。

因為缺乏對爐內燃燒狀況的監測手段，運行中或者運行工況改變時爐內各層燃燒強度如何、火焰是否偏燒或者刷墻，是否各層在設計過剩空氣系數下運行，均無從得知，由于運行中不能監測，因此水冷壁的高溫腐蝕只能是一個發生后甚至引起爆管后才能得知的問題，這種情況嚴重地影響到電力生產的安全性和經濟性。水冷壁高溫腐蝕一般是由于被腐蝕區域還原性氣氛過濃導致的，在該區域燃燒過于強烈或有火焰刷墻現象，是造成還原性氣氛過濃，產生高溫腐蝕的直接原因。

隨著科技的發展，已經能實現在爐內水冷壁附近高溫（800℃）和惡劣環境下的煙氣的采集和分析，這為監測爐內燃燒和高溫腐蝕提供了技術保障，該文就以基于爐內水冷壁附近煙氣中的CO測量，介紹防止爐膛水冷壁高溫腐蝕的技術。

1 水冷壁高溫腐蝕的產生的原因

在燃煤鍋爐中，高溫腐蝕分3種類型：硫酸鹽型、氯化物型和硫化物型。硫酸鹽型腐蝕主要發生在高溫受熱面上;氯化物型腐蝕主要發生在大型鍋爐燃燒器高溫區域的水冷壁管上;硫化物型腐蝕主要發生在大型鍋爐水冷壁管上。水冷壁的高溫腐蝕通常是由這3種類型腐蝕復合作用的結果。

研究表明，國內燃煤鍋爐水冷壁高溫腐蝕通常屬于還原性氣氛下的硫化物腐蝕，腐蝕速率和煙氣中的一氧化碳（CO）、硫化氫（H2S）濃度成正比。

硫化物腐蝕的形成：鍋爐的高溫腐蝕和還原性氣氛存在著密切的關系，有研究表明，這種情況在CO和H2S濃度超過一定范圍的強還原性氣氛中則更為強烈。CO濃度大的地方，腐蝕就大，由于爐膛內局部區域過剩空氣系數不足，導致該區域煙氣處于氣氛，CO和H2S大量形成，從而造成硫化腐蝕。

硫化物型高溫腐蝕主要發生在火焰沖刷水冷壁的情況下。當煤中含有黃鐵礦（即硫化鐵FeS2），火焰直接沖刷水冷壁時，部分未燃盡的煤粉顆粒會黏附在水冷壁上，硫化鐵由于受熱而分解出游離狀態的原子硫和硫化亞鐵。在還原性氣體中，游離態的原子硫可單獨存在。當管壁溫度達到350℃以上時，游離態的原子硫與鐵反應生成硫化亞鐵，使管壁受到腐蝕。在爐膛內的還原氣氛中，H2S氣體可加快硫化物型高溫腐蝕，并直接腐蝕金屬管壁，其化學反應為

FeO+H2S→FeS+H2O

此外，硫化亞鐵還會被氧化，形成磁性氧化鐵Fe3O4和SO2，而生成的SO2在飛灰中催化劑的催化作用下，反應生成SO3，使煙氣中SO3氣體的含量增加，進一步加劇了硫酸鹽型高溫腐蝕，即

3FeS+5O2→Fe3O4+3SO2。

由此看出，燃煤中含有較多的FeS2，火焰直接沖刷水冷壁和管壁附近為還原性氣氛，是產生硫化物型高溫腐蝕的條件。

綜上所述，燃煤中的S、Cl、K、Na等物質的存在是發生高溫腐蝕的內在根源。而氣流擾動和較高的燃燒溫度，使煤粉火焰容易刷墻以及水冷壁附近可能出現還原性氣氛，為產生水冷壁高溫腐蝕提供了充分條件。

2 防止水冷壁高溫腐蝕的必要性

燃煤電站鍋爐的高溫腐蝕會造成爐內水冷壁或受熱面腐蝕區域管壁腐蝕嚴重，管壁厚度減薄速度加快，嚴重的運行幾個月到1年之內就會出現爆管， 導致鍋爐被迫非計劃停爐并不得不對被腐蝕區域換管，嚴重影響了燃煤電站的安全運行，同時給燃煤電站造成較大的經濟損失。

3 爐內CO在線測量及調整的方法

由于H2S在煙氣中的含量域值偏低，一般為0～1 000 ppm，且該數值受到原煤含硫量的影響較大，而CO的含量只與燃燒本身有關且域值較大，一般為0～100 000 ppm，且煙氣中的CO值與H2S值的生成和變化均與過剩空氣系數相關，且具有對應關系。

因此我們采用爐內CO測量的方法來監測爐內水冷壁的高溫腐蝕狀況。1）在鍋爐的主燃區的四周向火側水冷壁，距燃燒器3 000～5 000 mm處鰭片上開孔，裝設4套CO在線監測裝置。2）根據該鍋爐腐蝕區域特性，在易腐蝕區域水冷壁中心點鰭片處開孔，裝設CO在線監測裝置。3）將監測系統的信號從CO在線監測裝置的PLC控制柜接入DCS。4）在DCS鍋爐爐膛畫面組態，使得CO監測參數能在畫面相關位置顯示并設定報警參數。5）在鍋爐啟動正常運行后進行設備調試。確定該區域正常的CO濃度值與異常CO濃度值，并調試出調整CO濃度值的燃燒調整方法。

4 某電站660 MW鍋爐基于爐內CO在線測量防高溫腐蝕實例

某電站鍋爐是超超臨界參數變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、改進型低NOX分級送風燃燒系統、墻式切園燃燒方式。爐膛采用內螺紋管垂直上升膜式水冷壁、帶再循環泵的啟動系統、一次中間再熱。過熱蒸汽調溫方式以煤水比為主，同時設置三級噴水減溫器;再熱蒸汽主要采用尾部豎井分隔煙道調溫擋板調溫，同時燃燒器的擺動對再熱蒸汽溫度也有一定的調節作用，在低溫再熱器入口管道上還設置了事故噴水減溫器。其制粉系統為6臺正壓直吹中速磨，五運一備。

自投運以來，該鍋爐始終存在較為嚴重的高溫腐蝕現象。且腐蝕區域比較固定于主燃區，屬于典型的切圓偏大以及偏燒、火焰刷墻形成的高溫腐蝕，即使經過燃燒器重大改造，高溫腐蝕依然不能消除。經現場檢查高溫腐蝕區域及爐內動力場特點，我們判斷，該腐蝕區域是由于切圓半徑偏大和火焰偏斜造成的。

為此，我們在高溫腐蝕區域所在的燃燒層，在前后左右四面墻上的向火側近燃燒器方向安裝了4套CO在線監測系統，當鍋爐啟動且運行正常后，我們發現，在A/B/C/D四臺磨運行的工況下，該區域4個測點的CO濃度并不超標，說明在400 MW以下負荷下，其火焰并無沖刷現象，但在E/F磨啟動后，特別是在500 MW負荷以上，由于上層燃燒器的加入，爐內切圓在上部進一步擴大，其火焰刷墻現象逐漸出現。

經測量可以看出，在450 MW～550 MW負荷區域，前墻A側測點CO濃度在500 ppm～70 000 ppm呈脈沖狀波動，這說明該區域已出現脈沖性火焰沖刷，在560 MW工況下，前墻A側在30 000 ppm～100 000 ppm波動，前墻B側在800 ppm～5 000 ppm波動，后墻A側在800 ppm～5 000 ppm波動，后墻B側在300 ppm～900 ppm波動，說明燃燒偏前墻A側較為嚴重，需要調整該燃燒層的火焰中心位置，一般來說，由于爐膛內切圓由下而上逐漸擴大，且旋轉能力逐漸增強，要改變上層火焰中心位置，往往僅靠該層的二次風小風門的調整是不夠的，因為在調整過程中，各個角的二次風開度懸殊過大，會造成單個或2個燃燒器燃燒狀況惡化，為此，我們以這4個CO濃度測點值為基準，經過爐內各層二次風擋板的整體配風調整、各燃燒器出力調整、制粉系統優化調整等一系列的燃燒優化調整后，4個測點CO 濃度值在560 MW～620 MW負荷下，基本持平，穩定在300 ppm～5 000 ppm。

5 結論

高溫腐蝕的發生多是由于偏燒甚至火焰刷墻導致腐蝕區域還原性氣氛過高引起的，由于以前我們對爐內具體的燃燒狀況無法監測，在運行中鍋爐是否發生了高溫腐蝕，該如何調整，均沒有1個準確的數據判斷和調整依據。隨著科技的發展，改變了以前對爐內高溫腐蝕不可測控的困境，通過爐內水冷壁區域近壁煙氣的抽取和對煙氣中CO含量的連續分析測量，實現了爐內各區域的還原性氣氛的可測可控。

因此高溫腐蝕也變得可測可控了，如果我們能在鍋爐主燃區以及易腐蝕區域水冷壁安裝CO在線監測裝置，通過對所監測區域的CO濃度的測量，來判斷高溫腐蝕狀況，當發生問題的時候，及時報警，并通過切實可行的燃燒調整手段，降低該區域還原性氣氛的濃度，可以達到防止高溫腐蝕的目的。

參考文獻

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