1000MW机组炉内受热面腐蚀的原因以及治理方案

宋凯，袁鹤，尤坤坤

（华电国际邹县发电厂，山东邹城 273522）

1000MW机组炉内受热面腐蚀的原因以及治理方案

宋凯，袁鹤，尤坤坤

（华电国际邹县发电厂，山东邹城 273522）

华电国际邹县发电厂1000MW的机组炉内受热面在高温、高压环境下极易发生泄漏，经过分析，其原因为高温腐蚀造成水冷壁管壁减薄。分析了腐蚀产生的原因，从燃烧方式、煤质选择及锅炉结构等方面进行了改进，锅炉受热面泄漏现象得到有效改善。

侧燃风；高温腐蚀；水冷壁；还原性气氛

0 引言

华电国际邹县发电厂（以下简称邹县发电厂）四期工程装设2台1 000MW燃煤机组（DG 3000／26.15－Ⅱ1型），锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、标高17m以上露天布置、全悬吊结构Π型锅炉。炉膛宽为33973.4mm，深度为15558.4mm，高度为64000.0mm。机组炉膛为膜式水冷壁，从炉膛下部到混合集箱为螺旋水冷壁，从混合集箱到炉顶大包由垂直水冷壁连接，两者由混合集箱内过渡水冷壁进行转换连接，炉膛角部为R 150mm圆弧过渡结构。

锅炉受热面主要包括过热器系统及再热器系统。其主要作用为在机组运行过程中将管路中的水汽介质进行隔离，并通过燃烧煤炭进行换热，将水蒸发。炉内承压部件不仅外部存在于高温环境下，内部还要承受水蒸发过程中形成的高压环境，例如过热器在运行过程中需承受26MPa左右的压力。机组长期运行在高温、高压环境下，锅炉受热面极易产生泄漏。

文献中，施万森对锅炉受热面高温腐蚀及预防措施做出了总结［1］，官民健等针对锅炉受热面的化学腐蚀问题进行了原理分析，并总结出了腐蚀后的补救手段［2］。但对1 000MW机组炉内受热面因还原性气氛过高造成的腐蚀等具体问题的相关介绍及解决方案较少，因此，本文以邹县发电厂1 000MW机组为例，对炉内腐蚀的原因进行总结，制定解决方案和检修预防措施。

1 水冷壁两侧墙高温腐蚀主要原因

1.1 腐蚀情况

邹县发电厂每次大、小修都对水冷壁管壁重点进行测厚检查，发现向火侧的管子腐蚀很快，通常腐蚀成一个平面，吹灰器孔周围水冷壁管高温腐蚀严重，水冷壁管壁平均减薄超过3.0mm（规格为ø63.5 mm×7.5mm，材质为20钢），危害锅炉的安全、经济运行。

引起水冷壁硫化物型高温腐蚀的原因较多，主要有3点：火焰中心偏斜，燃煤含有腐蚀因子以及水冷壁管附近产生还原性气氛。

1.2 火焰中心偏斜造成气流冲刷水冷壁

从炉内的腐蚀情况来看，腐蚀区域主要集中在两侧水冷壁墙，根本原因为火焰中心偏斜，从而导致两侧墙区域在运行过程中含氧量过少，还原性气氛不断增强，造成燃烧不充分，最终导致腐蚀。同时，在燃烧过程中，由于未燃尽的煤粉随着火焰冲击两侧炉墙，对水冷壁原有保护膜造成损坏，将原有的腐蚀层剥落，裸露出母材，形成了循环腐蚀，这种腐蚀和磨损相结合的过程大大加剧了对金属管子的损害。

1.3 燃煤含有腐蚀因子

根据邹县发电厂锅炉燃烧性能，对燃烧使用的煤进行参配掺烧，煤质中含有的FeS2燃烧受热分解出S，而烟气中存在一定浓度的H2S与SO2化合，也产生自由的S，其与水冷壁相遇，发生如下反应造成腐蚀：

同时，煤质中含有的S以及碱性物质在高温条件下产生硫酸盐，吸收水冷壁壁面的SO3，形成焦硫酸盐，其在熔融状态下极易与Fe2O3发生反应产生复合硫酸盐，而复合硫酸盐在高温环境下极易造成水冷壁进一步腐蚀。

1.4 还原性气氛

在运行过程中，炉内燃烧不充分导致两侧墙局部缺氧，随着还原性气氛的不断增强，高硫煤无法充分燃烧导致H2S与水冷壁金属母材表面发生反应。H2S为还原性成分，比氧化性介质更具备腐蚀性，随着负荷高低交替，腐蚀速度不断加快，造成水冷壁管母材层层脱落，从而导致水冷壁因减薄严重造成泄漏。

2 结合机组检修发现的问题

停炉检查发现两侧墙因高温腐蚀造成管排超标缺陷高达100多根，原管排（规格为ø38.1mm×7.5 mm，材质为SA－213T2钢，内螺纹），质量标准规定管壁厚应不小于5.625mm。2011年，＃8机组小修时发现66根管排缺陷超标；2012年，＃8机组小修时发现110根管排缺陷超标；2013年，＃8机组春节备用消缺时发现73根管排缺陷超标；2013年，＃8机组大修时发现182根管排腐蚀超标。

可以看出，随着机组长周期运行，炉内还原性气氛逐渐增多，对两侧水冷壁管段造成严重腐蚀，无法保证机组安全、稳定运行。

3 降低水冷壁腐蚀的措施

（1）结合机组检修机会，对燃烧器内、外挡板进行调整，并进行风速调平试验，从而保证火焰在燃烧过程中处于中间位置。同时在运行过程中避免火焰中煤粉颗粒对两侧墙的冲击，保证燃烧器出口气流的煤粉质量浓度均匀分布。控制煤粉细度，从而降低两侧墙水冷壁的腐蚀以及因煤粉颗粒冲击造成的磨损程度。

（2）控制燃煤中腐蚀因子S和Cl的质量分数，降低腐蚀速率。经过多次检查、分析，发现水冷壁管向火侧常在燃料品种变化时发生严重腐蚀，因此，应燃用S质量分数低于0.8%的煤种，以降低腐蚀速率。

（3）为了改善水冷壁两侧墙的还原性气氛，防止两侧墙水冷壁高温腐蚀，利用检修机会对1 000 MW机组锅炉进行如下改造。

1）水冷壁前、后墙加装侧燃风装置（型号为HT－NR3），在各层靠两侧墙的2台燃烧器上新增加35°水冷壁扩锥，通过支撑肋板将其固定在外二次风扩锥上，燃烧器外二次风扩锥（导流筒）原结构及连接方式不变，扩锥角度由45°改为35°。

2）更换稳焰环，新稳焰环去除原有的直立小段，减少扩锥肋板，增加通流面积，连接方式不变。

3）在前、后墙靠两侧墙位置，增设3层共12套侧燃风装置，侧燃风引自热二次风道，布置在各层燃烧器分风道下部，与新增12只侧燃风喷口分别连接，水冷壁管进行相应的改移。

4）增设侧燃风装置后，在水冷壁两侧墙原24只取样管外侧再加装16只烟气取样管，位置为距离侧墙中心线4m，如图1所示。

图1 侧燃风及烟气取样管布置

4 治理前、后腐蚀情况对比及检修预防

（1）借机组检修机会对燃烧部件磨损及腐蚀超标的管段进行了更换，并进行燃烧调整，消除火焰偏斜和局部热负荷过高的缺陷，有效降低了FeS2对管壁的附着。

（2）增设刚性较强的侧燃风，风射入炉内后会与高温烟气相遇并产生强烈的混合扰动，一部分二次风氧化了烟气中的还原性气体及煤粉颗粒，一部分二次风在水冷壁表面形成1层空气保护膜，阻挡煤粉气流冲刷水冷壁，改善壁面的还原性气氛，有效抑制了水冷壁管的腐蚀。改造前，水冷壁从原始厚度7.5mm被腐蚀为5.6mm，改造后，水冷壁管经过1年的运行仍保持原有壁色。2014年改造前、后更换管排情况如图2所示。

图2 改造前、后更换管排情况

（3）机组启动后，对两侧墙壁面区域O2，CO及H2S质量浓度进行测试，根据测试结果优化锅炉燃烧方式，达到抑制水冷壁高温腐蚀的目的。

（4）为了进一步预防残余的还原性气氛造成危害，对两侧墙进行喷涂，首先用10～20目干净、干燥、多梭角的石英砂对墙表面喷砂处理，除灰、除焦、除氧化皮，其中粒径为0.5～1.0mm的石英砂占30%，粒径为1.0～2.0mm的约占40%～50%，粗料占10%～15%。吹砂时，吹砂嘴与基件距离为150～200mm，喷砂角为70°～80°，一般基体表面达到S3级（表面粗糙度为40～50μm）；然后采用超音速电弧进行喷涂，喷焊材料选用镍铬碳化铬金属陶瓷复合粉，喷焊层硬度＞60 HRC；最后在涂层表面涂1层高铝进行封孔处理，提高涂层的耐磨、耐腐蚀性。

借2015年检修机会对炉内两侧水冷壁进行检查，未发现明显腐蚀现象，证明治理措施可靠、有效，避免了隐患的发生，节约了检修成本。

5 结束语

炉内受热面是承压部件检查重点关注的部位，为了降低高温腐蚀现象，从燃烧调整、煤质控制以及技术性改造方面着手进行改进，提高了机组长周期运行的可靠性及经济效益。

［1］施万森.锅炉受热面高温腐蚀及预防措施［J］.能源与节能，2012，84（9）：11－12.

［2］官民健，孙福君，刘常辉，等.锅炉受热面腐蚀分析［J］.电力安全技术，2008，10（9）：60－63.

（本文责编：弋洋）

TK 224.9

B

1674－1951（2016）02－0009－02

宋凯（1988—），男，山东菏泽人，助理工程师，从事火力发电厂设备检修、技术管理工作（E-mail：tianxuansky＠163.com）。

2015－10－08；

2016－01－04

袁鹤（1972—），男，山东邹城人，工程师，从事火力发电厂技术管理工作。

尤坤坤（1988—），男，江苏徐州人，助理工程师，工学硕士，从事火力发电厂设备检修工作。