煤粉爐水冷壁管高溫腐蝕原因與防控

梁亞飛

(華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

近年來，國內許多不同爐型、不同容量、不同煤種、不同燃燒方式燃煤鍋爐的水冷壁向火側發生高溫腐蝕現象越來越普遍。由于水冷壁高溫腐蝕導致鍋爐爆管，從而引起非停、大面積換管等問題已經嚴重威脅到鍋爐機組安全經濟運行，對鍋爐的定期檢驗也帶來了一定的挑戰。在《鍋爐安全技術規程》中明確要求“抽查燃燒器周圍以及熱負荷較高區域水冷壁管的高溫腐蝕情況”，本文綜合文獻和現場實踐，闡述了水冷壁高溫腐蝕的原因及防控措施，為水冷壁的現場檢修工作提供參考。

1 高溫腐蝕現象

高溫腐蝕是一系列復雜的物理化學作用導致的結果，是鍋爐受熱面管在爐內的燃燒環境中，時刻受到火焰或高溫煙氣的沖刷而發生的銹蝕現象。因此在燃燒劇烈的高溫區域，即鍋爐水冷壁向火側的燃燒器附近容易發生高溫腐蝕，形貌見圖1、圖2。

近年來，隨著國家宏觀調控政策“上大壓小”，鍋爐向大容量、高參數迅速發展，爐膛內溫度相比有所升高，導致水冷壁管壁溫度提高，易誘發高溫腐蝕；同時為降低NOx的排放，鍋爐燃燒系統多采用分級配風和低氧燃燒技術，在燃燒區域附近H2S、SO2等還原性氣體含量增加，尤其與各層燃燒器水平的高溫負荷區，更加劇引起高溫腐蝕。

圖1 高溫腐蝕形貌1

圖2 高溫腐蝕形貌2

2 各種高溫腐蝕形成原因

經過研究發現，燃煤鍋爐高溫腐蝕一般分為硫化物型、硫酸鹽型、氯化物型以及由還原性氣體引起的高溫腐蝕[1]。以下分別闡述各高溫腐蝕形成理論基礎。

2.1 硫酸鹽型

煤粉在劇烈燃燒時，其中的Na2O和K2O與高溫煙氣中的SO3生成K2SO4和Na2SO4。這些附著在管壁表面的堿金屬硫酸鹽，會繼續與硫的氧化物反應，生成低熔點的焦硫酸鹽Na2S2O7。因其熔點低處于熔融狀態，在管壁上更容易與Fe2O3氧化膜反應生成復合硫酸鹽。與此同時，堿金屬硫酸鹽也會與周圍煙氣中的SO3及Fe2O3氧化膜反應生成復合硫酸鹽。雖然氧化膜能起到一定程度的保護作用，但是在處于熔融狀態的復合硫酸鹽以及煙氣的強烈沖刷反復作用下，使管子腐蝕持續進行[2]。其化學反應式如下(以Na為例)：

(1)

(2)

(3)

(4)

由以上化學式可以得出：該類型高溫腐蝕與燃料中的含硫量和堿金屬氧化物息息相關，硫含量與堿金屬氧化物越多，在高溫環境下越容易發生高溫腐蝕。總體而言，過熱器和再熱器易發生此類型腐蝕，水冷壁則相對較少。

2.2 硫化物型

當燃料中的黃鐵礦(FeS2)含量較高，致使硫含量達到一定值時，為硫化物腐蝕提供了物質基礎。研究表明，由于高溫熱力學性質的穩定性不同，當溫度高于570 ℃時，管壁氧化膜由Fe2O3、Fe3O4和FeO組成(見圖3)。氧化膜雖能起到一定程度的保護作用，但在高溫煙氣和煤粉的反復沖刷下發生磨損，同樣為高溫腐蝕繼續進行提供條件。

圖3 管壁腐蝕前

FeS2在燃燒的高溫條件下受熱分解生成自由原子硫[S]，同時煙氣中的H2S也會分別與SO2、O2反應生成自由原子硫[S]，[S]可以穿過金屬膜的間隙擴散至管壁基體鐵，發生反應生成FeS，繼續與燃燒區域的O2反應生成原子[S]，循環反應持續向內部滲透腐蝕(見圖4)。化學反應式如下：

(5)

(6)

(7)

(8)

圖4 管壁腐蝕后

除此以外，燃料在配風不足情況下燃燒時，燃燒區域缺氧會生成H2S氣體。該氣體腐蝕性較強，可與氧化膜中的FeO及基體Fe發生反應，生成FeS。化學反應式如下：

(9)

(10)

由以上化學反應可得出：腐蝕產物主要是鐵的氧化物與硫化物。現場大多數高溫腐蝕是以硫化物型為主的復合作用結果，腐蝕后的管壁減薄形貌較多，一般是分層減薄，而管壁向火側減薄較快，腐蝕速率一般為0.7～1.0 mm/a[3]。有研究表明，H2S的腐蝕性隨著溫度升高逐步增強，腐蝕速度也會大大加快。

2.3 氯化物型

煤粉中含有少量的NaCl化合物，因燃燒區域溫度高于其蒸發點，所以NaCl存在形式為氣態。在高溫環境下，與水蒸氣、硫的氧化物發生反應，生成硫酸鈉和氯化氫等。化學反應式如下：

(11)

(12)

反應產生的HCl氣體具有強腐蝕性，會與金屬壁面的氧化膜繼續反應，生成氣態的FeCl2，加速了氧化膜脫落，從而破壞其保護功能。同時還使管子基體暴露在腐蝕性環境下，進一步腐蝕管壁。

當爐膛溫度在450～600 ℃，且HCl質量分數超過0.35%時，氯化物型高溫腐蝕較容易發生。但大部分燃煤中氯含量低，較難發生氯化物型高溫腐蝕。

2.4 還原性氣氛引起的高溫腐蝕

為了降低NOx的排放，鍋爐燃燒系統多采用分級配風和低氧燃燒技術，可減少熱力型NOx生成量，而且有利于降低煙氣脫硝成本。另外，當爐內風粉比不合理或燃燒組織不良，更加劇了還原性氣氛的生成。使得燃燒區域貼壁附近含有CO和H2等還原性氣體，將致密的Fe2O3保護膜還原成疏松多孔的FeO。

有研究表明，CO含量是影響爐內還原性氣氛強弱的重要指標，且CO與H2S存在線性關系。當CO質量分數大于3%時，H2S濃度也相應升高，進一步加劇高溫腐蝕的情況。因此可通過對爐內CO含量的監測作為反映高溫腐蝕強弱的依據。

3 影響因素和防范措施

影響高溫腐蝕的主耍因素分為煤質特性、水冷壁溫度、水冷壁周圍的氣氛和受熱面的防腐措施。相應為了解決該問題，可以從兩方面著手，一是防止出現高溫腐蝕的條件，二是采取防范措施降低或者消除腐蝕現象。

3.1 煤質特性

煤質中的硫含量和堿金屬含量較高是發生高溫腐蝕的最直接因素，因此降低入爐煤的硫、堿金屬及其氧化物的含量是緩解高溫腐蝕的最有效方法，但燃料含硫量越低，燃煤價格就越高。出于經濟性考慮，該措施很難在電廠有效實施。目前我國電煤含硫量普遍偏高，多數電廠大于1%，有的甚至達3%～5%。研究顯示當燃煤中的Sar高于1%時，煤中的FeS2以及燃燒過程中產生的游離[S]、H2S及其氧化物等腐蝕性產物達到一定濃度，水冷壁的高溫腐蝕問題就比較嚴重。同時燃煤中堿金屬的氧化物易導致硫酸鹽型高溫腐蝕。

控制煤粉細度，一方面可降低大顆粒煤粉對水冷壁管的沖刷，破壞水冷壁保護膜形成高溫腐蝕；另一方面可使煤粉在爐內充分燃燒，從而避免形成還原性氣氛產生高溫腐蝕。

采用腐蝕抑制劑，近年部分電廠開始在燃料中添加腐蝕抑制劑。其中包括ZDM型添加劑，FS-1型固硫劑。目前通過該方式減少高溫腐蝕還未能在我國發電領域得到普遍利用，國外已利用該方式取得較好的成果[3]。

3.2 水冷壁溫度

相關研究表明：當水冷壁壁溫在300～500 ℃的范圍內，壁溫每提高50 ℃，腐蝕速度要提高一倍。而隨著高參數機組的發展趨勢，必須要求提高水冷壁管內工質溫度，因此降低管壁溫度只能從減少傳熱惡化的方式來進行控制。一方面要嚴格控制好給水品質，減少因管內結垢導致熱阻增加管壁溫度上升[4]；另一方面也可減小爐膛內的火焰不均，防止火焰刷墻；還可在檢修期間，對重點區域進行割管檢查，并清除水冷壁表面的積灰和結焦。

3.3 水冷壁周圍氣氛

如前文所述，還原性氣氛易引起高溫腐蝕，因此減少燃燒時局部缺氧便可緩解還原性氣氛生成。工程實踐中，可通過優化配風方式，增加爐膛內部的湍流混合，使得爐膛火焰分布均勻的應對方式；其次可送入貼壁風增加氧含量，降低壁面附近的還原性氣氛，但缺點是該系統配置復雜且風量不易控制。

3.4 受熱面防腐措施

通過對受熱面進行表面處理，隔絕與外部環境的接觸可達到緩解高溫腐蝕的目的。此方法有兩種：一種為高溫噴涂、另一種是鎢極氬弧焊覆焊技術。目前在國內實踐中最常用的方式是高溫噴涂，覆焊技術在國外較為常見。噴涂工藝分電弧噴涂和等離子噴涂2種方式，都是將Ni-W或Ni-Cr等金屬粉末覆蓋在受熱面上，涂層厚度需綜合各種因素，一般在0.5 mm左右。這種方法在各電廠檢修中運用較為普遍，明顯緩解了高溫腐蝕現象。

以上是目前運用較為普遍4種措施，此外還可利用多切圓燃燒技術、變異周界風技術減少還原性氣氛，利用滲鋁管防腐技術保護管壁等均可減少高溫腐蝕現象。

4 結語

在電廠檢修期間，電廠與相關單位通過對高溫腐蝕具體現象進行分析，綜合采取多種防范措施，取得良好防范效果。所以，對水冷壁受熱面做到“逢停必查”，及時采取相應措施，會有效減少因水冷壁管泄漏或爆管引起非停事故。