燃烧高硫煤对冲锅炉水冷壁高温腐蚀研究

周三多

(重庆大唐国际石柱发电有限责任公司，重庆 409106)

近年来，电站锅炉的单机容量不断增大，参数不断提高，再加上低氮燃烧技术和超低排放技术的广泛应用，导致在水冷壁的附近区域形成了较强的还原性气氛[1]。即使是燃用相同煤种的相同型式的锅炉，因运行条件不同，有的燃烧器高温区域的水冷壁管的高温腐蚀问题会相当严重[2-5]，这会给锅炉的安全运行带来极大的影响。

某新建燃煤电厂2×350 MW超临界纯凝机组在2014年投产发电，该厂位于我国西南地区，锅炉为东方电气集团东方锅炉有限公司生产的DG1100/25.4-Ⅱ3锅炉，单炉膛π型布置，前后墙对冲燃烧(燃烧器为OPCC低氮旋流燃烧器)，一次再热，平衡通风，固态排渣，全钢架结构，露天岛式布置。脱硫脱硝系统同步建设，脱硫系统为石灰石湿法脱硫，脱硝系统采用SCR脱硝法，2台锅炉均在2016年进行了超低排放改造。

1 高温腐蚀概况

为最大限度降低燃烧高硫煤对锅炉四管安全的威胁，在该厂初步设计时就重点考虑了锅炉高温腐蚀问题。专业技术人员多次赴同样燃用高硫煤的电厂调研，搜集到一些实用的解决方法。虽然燃用高硫煤是可行的，但和这些厂相比，该厂最大的不同之处就是锅炉为超临界锅炉。超临界锅炉燃用高硫煤在国内外尚属首例，所以没有严格意义上的经验可以借鉴。经过与电科院和锅炉厂专家多次探讨，某厂决定从锅炉结构、燃烧器和燃尽风布置、风量分配、热负荷分布及受热面热喷涂等5个方面综合预防腐蚀，确定入炉煤收到的基全硫分≤3.62%(2015—2017年每月入炉煤分析基全硫分见图1)。对锅炉分级配风，水冷壁全炉膛喷涂45CT防腐涂层，涂层范围为自冷灰斗拐点至折焰角中心线高度的区域，合计喷涂面积为2 535 m2(展开面积)，喷涂于机组试运前施工完成。

图1 2015—2017年每月入炉煤分析基全硫分

2015年5月，1#炉首次小修时，未发现较大设备缺陷，部分水冷壁高温防腐涂层发生剥落，分析原因可能为喷涂工艺控制不严格和涂层厚度超标。在对剥落部位重新补喷之后的几次检修中，均未发现水冷壁高温腐蚀的情况。

2018年9月后有几次机组检修，在对炉内进行防磨防爆检查后发现，下部螺旋水冷壁左右侧墙存在腐蚀减薄，高温防腐涂层大面积脱落的现象，每次测壁厚减薄超标(原壁厚7.5 mm，按照规程，减薄超过1/4即需换管，即壁厚小于5.6 mm需换管)的管均超过300处，腐蚀减薄最薄处仅有3.86 mm。腐蚀区域主要集中在标高17 500～34 000 mm的侧墙中间区域，如图2所示。

(a)右侧墙

1.1 腐蚀区域分布

从腐蚀区域来看，1#和2#炉高温腐蚀均发生在两侧墙主燃烧区和燃尽风区。1#炉腐蚀位置靠近后墙，2#炉腐蚀位置几乎都在侧墙中间。前、后墙状况良好，均未发现腐蚀现象，说明该厂进行燃烧调整时，旋流强度合适，一次风旋流没有飞边，没有造成对前、后墙的冲刷，腐蚀分布情况也符合前、后墙对冲锅炉的典型特点。另外，检查腐蚀情况时发现吹灰器附近水冷壁管排腐蚀较集中。由腐蚀区域特点可知以下3点：一是运行调整时，过多使用燃尽风会造成燃烧区域明显缺氧，产生较强的还原性气氛；二是炉膛整体氧量充足，燃尽风补入后续氧气后，燃尽风上部没有形成还原性气氛；三是吹灰可能造成防腐喷涂层脱落，导致周边区域的腐蚀。

1.2 腐蚀管特征

水冷壁管腐蚀形貌(见图3)有以下特征：管壁外壁向火侧有较厚的沉积物，外观颜色为黄黑色，内部为分层结构，外层为黄色，下层是黑色结积物，外层呈颗粒状、粉状脱落，与黑色结积物结合得很不牢固，分离时呈小片状，很脆且有磁性。下层黑色结积物也呈层状，比外层结构致密坚硬，机械剥落后的钢管表面呈台阶状。用手锤将部分管根垢层敲击脱落后，向火侧管壁两侧从鳍片根部向管子顶端部呈“三角形”或“梯形”双侧减薄。

2 原因分析

根据该厂水冷壁高温腐蚀的特点，开展了热态侧墙水冷壁壁面附近烟气成分测试、水冷壁表面垢样分析，并对管母材、喷涂层和腐蚀产物采用金相显微镜、扫描电镜分析等方法进行理化分析，研究该厂水冷壁管高温腐蚀的详细原因。

图3 腐蚀管形貌

2.1 热态侧墙水冷壁壁面附近烟气成分测试

为了解水冷壁壁面气氛，查找高温腐蚀与烟气成分的关系，继而指导运行调整，该厂在侧墙水冷壁上新增了烟气取样管(取样管分布示意如图4所示)，并开展了2#炉热态侧墙水冷壁壁面附近烟气成分测试，测试是在285 MW和345 MW 2个工况下进行的。

上左墙序号序号A1A2A3B1B2A4B3A5B4右墙标高34 800 mm29 200 mm21 500 mm下

试验期间，285 MW工况下燃用煤种收到基全硫分2.53%，干燥无灰基挥发分31.04%，收到基低位发热量21 820 kJ/kg；345 MW工况下燃用煤种收到基全硫分2.72%，干燥无灰基挥发分29.84%，收到基低位发热量22 260 kJ/kg。

试验数据如表1所示，285 MW和345 MW 2种工况下水冷壁各测点附近还原性气氛CO与腐蚀性气氛H2S的浓度分布如图5所示。

表1 原始工况试验数据

图5 两种工况下水冷壁各测点附近CO与H2S浓度分布

由烟气测量结果可知，机组在345 MW负荷时，上下层燃尽风和B层燃烧器水冷壁附近的烟气还原性气氛很强，当烟气中还原性气氛CO增强时，往往H2S浓度也大幅上升；左墙测点位置的CO浓度均在60 000 mg/L以上，特别是下层燃尽风处A4测点和B层燃烧器处A5测点CO质量浓度均在110 000 mg/L以上，相应的H2S基本上都高于1 700 mg/L；后墙测点B3位置CO质量浓度在80 000 mg/L以上，相应的H2S高于1 800 mg/L。此时，水冷壁气氛中的H2S质量浓度已可以对水冷壁产生较强烈的硫腐蚀。285 MW负荷下，热负荷降低，炉膛整体氧量有所升高，烟气中还原性气氛有所降低，硫腐蚀有所减轻。有研究表明，当近壁面烟气中CO含量较高时，该区域还原性气氛也较强，若同时存在大量的H2S等气体，极易造成水冷壁高温腐蚀。故证明该厂水冷壁发生严重的高温腐蚀不是偶然。

2.2 水冷壁表面垢样检测

用X 射线能谱仪的场发射扫描电镜对腐蚀产物进行能谱分析，结果显示腐蚀产物中有S、Fe、Si、Al、Na、K、Ca、Mg、Ti等元素，其氧化物含量如表2所示。

表2 水冷壁表面垢样检测结果 %

从表中也可以看出：腐蚀物样品纯度不高，含有大量煤灰，煤灰和腐蚀物混合物中Ca、K、Mg、Ti、Na含量较高，Al、S、Fe元素的含量很高，说明高温腐蚀与高含硫量有很大关系。而碱金属含量高，会进一步促进结渣，含有碱金属化合物的灰渣与金属管及烟气发生反应，即产生高温腐蚀。

2.3 扫描电镜观察和X射线能谱分析

为更好地了解水冷壁管高温腐蚀的原因，使分析更为科学严谨，取样管母材、喷涂层和腐蚀产物进行电镜和能谱分析。

1)用NIKON EPIPHOT 300金相显微镜对水冷壁管的试样进行显微组织评定，检测结果见图6。由金相可知，样管母材组织正常，为铁素体+珠光体组织，管材金相组织未劣化。

图6 样管母材金相组织

2)用JSM-6610扫描电子显微镜(scanning electron microscope，SEM)及NSS SYSTEM7能谱仪(energy dispersive spectrometer，EDS)对喷涂层和腐蚀产物进行分析，结果显示腐蚀产物(外层)和喷涂层中有大量的S，如图7所示。

图7 样品能谱检测结果

2.4 结论

对在2个负荷段抽取的烟气进行分析可知，燃尽风和B层燃烧器水冷壁附近的烟气还原性气氛很强，当烟气中还原性气氛CO增强时，往往H2S浓度也大幅上升。有研究表明，当近壁面烟气中CO含量较高时，该区域还原性气氛也较强，若同时存在大量的H2S等气体，极易造成水冷壁高温腐蚀。故该厂水冷壁发生严重的高温腐蚀不是偶然。

对腐蚀产物进行成分分析，发现含有大量的S，说明该厂长期燃烧高硫煤，致使水冷壁受到了高温硫腐蚀。

3 结语

3.1 结论

由以上研究可知，从高温腐蚀位置和腐蚀管的形貌特征看，2台锅炉也大致相同，均是在主燃烧区和燃尽风区的两侧墙上，这与前、后墙对冲燃烧锅炉理论腐蚀位置相符。由样管减薄的形貌特征可推测，样管表面喷涂层因冲刷和腐蚀的共同作用而失效，裸露出基体金属，基体金属受高温硫腐蚀，腐蚀产物又被冲刷脱落，新的基体不断裸露、不断被腐蚀，最终导致管壁减薄严重；对水冷壁两侧墙附近的烟气成分进行测试，发现还原性气氛严重，在烟气温度较低且流动性差的管子两侧部位，未被完全燃烧氧化的游离态硫与水冷壁管中的铁反应，生成硫化物。铁的硫化物内较多的宏观和微观缺陷，又为硫和氧向内的渗透及铁离子向外的扩散提供了更多的通道，破坏或强烈地削弱了氧化腐蚀产物层对管壁的保护作用，造成了管壁的严重高温硫腐蚀。

3.2 建议

1)调整燃烧，适当加大外二次风量，降低一次风速，使煤粉颗粒被分离在靠近炉膛中心的区域，避免一次风对冲后刷墙，实现“风包粉”的燃烧方式[6]。而且使烟气到达侧墙壁面前有充分的燃烧，能减轻侧墙壁面还原性气氛，可防止炉膛水冷壁高温腐蚀。

2)对上层燃烧器至燃尽风喷口标高区域内侧墙进行高质量热喷涂，形成防护层，以阻止高温腐蚀的发生。

3)更换或修复目前腐蚀严重的水冷壁管。