大型燃煤发电厂锅炉水冷壁高温腐蚀燃烧调整试验研究

谈紫星，王晞青，杨 梅，谭姗姗 ，徐 倩

（1.南昌科晨电力试验研究有限公司，江西 南昌 330096；2.江西东方航空配餐有限公司，江西 南昌 330117）

0 引言

近年来，随着社会对环境问题的高度关注，国家对大气污染物排放控制更加严格，大型燃煤电厂是能源的消费大户，排污量大且集中，各大发电集团为完成环保排放指标，纷纷对下辖火电厂进行超低排放改造。氮氧化物是燃煤电厂的三大污染物之一，为降低炉膛出口处氮氧化物的生成，往往采取低NOX燃烧技术[1]，在主燃区缺氧燃烧，燃尽区富氧燃烧，造成主燃区水冷壁近壁区域缺氧燃烧，形成强还原性气氛，燃煤中的硫元素在此氛围中将转化为硫化氢气体，从而对水冷壁造成严重的高温腐蚀问题。大型燃煤电厂在当今新型能源结构中，起到“托底保供”的基础性作用，因而高温腐蚀导致的水冷壁壁面减薄甚至爆管，不仅严重影响燃煤电厂运行的安全性和经济性，也会对电网稳定运行造成较大影响。因此对大型燃煤电厂水冷壁高温腐蚀燃烧调整试验[2]的研究具有重要的现实意义。

1 设备概况

某发电厂1 号炉系哈尔滨锅炉厂设计生产的HG－1025/18.2－YM6 型亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。钢炉架、Π 型露天布置，单炉膛、四角布置摆动式燃烧器，采用平衡通风、四角切圆燃烧，固态排渣，四台ZGM－95G 中速磨炉前布置，每台磨配一层煤粉喷嘴，采用高压头冷一次风机使整个制粉系统作正压运行。炉膛上部布置壁式辐射式再热器和大节距分隔屏过热器以增加过热器和再热器的辐射特性。采用内螺纹管膜式水冷壁和低压头的循环泵以提高运行的可靠性。装有两台三分仓容克式空气预热器。汽温调节方式：过热器采用二级喷水减温，再热器的调温主要靠燃烧器的摆动，再热器的进口导管上装有两只雾化喷嘴式的喷水减温器（主要作事故喷水用）。

锅炉燃烧器为四角布置，采用大风箱结构，由隔板将大风箱分成若干个风室，每组燃烧器共有6种13个风室15 个喷嘴。一次风喷嘴可上下摆动20°。二次风及油喷嘴可作上下27°的摆动，顶部燃烬风室喷嘴可作向上25°，向下5°的摆动。

2 试验方法

2.1 试验边界确定

水冷壁近壁区烟气组分对高温腐蚀有决定性的作用，不同的烟气氛围条件下，腐蚀速率差异巨大，其中CO、O2和H2S 三者相互关联，相互影响。根据相关试验及参考文献总结[3]，三者大致具有如下关系（图1和图2所示）。

图1 CO与O2之间的关系

图2 H2S与O2之间的关系

由图1 可知，当氧浓度小于1%时，CO 浓度随着O2浓度的增大而急剧降低；当氧浓度大于1%时，CO浓度降低速度减缓；当氧浓度大于2%时，CO 浓度值基本稳定在一个很小的值附近，基本接近0。

由图2 可知，H2S 的浓度随着O2浓度的升高而降低。总体上，当O2浓度小于1%时，H2S 浓度随着O2浓度的增大而急剧降低；当O2浓度大于1%时，H2S浓度降低速度减低；当O2浓度大于2%时，H2S浓度值基本稳定在一个较小的值。

查阅相关文献资料[3]，认为炉内强还原性气氛分界点：H2S 含量>200 ppm，CO 含量>3%（30 000 ppm）即认为是强还原性气氛。

基于以上，本次试验期间为方便比较，将H2S含量200 ppm、CO含量3%、O2含量1%作为比较的边界。

2.2 试验测点布置

2021年9月，1号炉临停检查中发现锅炉炉膛水冷壁高温腐蚀严重，腐蚀区域主要集中在前/后墙沿炉高方向，C燃烧器中心水平位置（标高约14 m）到燃尽风（SOFA 风）喷口中心水平位置（标高约32 m），区域高度约18 m。据此，在前/后墙沿炉高方向每隔3 m，每层布置10个测点（前/后墙各布置5个），共6层。

2.3 燃煤品质控制

入炉煤含硫量对H2S 的生成至关重要，而H2S 是水冷壁高温腐蚀的一个主要因素，试验期间要保持入炉煤质稳定，结合电厂实际，确定煤质目标：Qnet，ar：5000大卡，Vad：15%-20%，St：1.0%左右。

2.4 机组负荷

机组负荷影响贴壁气氛，负荷越高，管壁温度越高，还原性气氛越强，腐蚀速率越快，高温腐蚀越严重。故本次水冷壁高温腐蚀燃烧调整试验在300 MW负荷下进行。

2.5 单因素轮转法

试验因素选取：炉膛氧量、二次风配风方式（含燃烧器周界风）、一次风压、煤粉细度[4]。

3 试验内容

本次水冷壁高温腐蚀燃烧调整试验内容见表1。

表1 试验内容

本次水冷壁高温腐蚀燃烧调整试验共计14 个工况，每个工况持续稳定试验时间4 h。

4 结果和分析

4.1 摸底试验

摸底试验在习惯运行方式下，对水冷壁贴壁烟气成份（O2、CO、H2S）浓度进行测试，以掌握机组运行时，水冷壁近壁区域还原性气氛的实际状况，为正式试验参数的选择提供依据，并可以和燃烧调整试验后的水冷壁近壁区域还原性气氛进行对比（见表2 至表4），检验此次试验效果。

表2 前/后墙H2S浓度测试摸底试验结果一览表 ppm

表4 前/后墙O2浓度测试摸底试验结果一览表 %

由表2可见，前/后墙均存在部分测点的H2S 浓度大于200 ppm（表中超过200 ppm 的用黄色光标标示），部分甚至高于400 ppm。

由表3可见，前/后墙均存在部分测点CO浓度大于3%，部分甚至高于20%，（表中超过3%的用黄色光标标示）。

表3 前/后墙CO浓度测试摸底试验结果一览表 %

由表4 可见，前/后墙均存在部分测点的O2浓度低于1%（表中O2含量低于1%的用黄色光标标示）。

从上述三个工况试验结果可以看出，后墙O2浓度低于1%、H2S浓度大于200 ppm和CO浓度大于3%测点数量多于前墙，结合本机组最近一次的检修情况判断，炉内后墙水冷壁管高温腐蚀情况，比前墙更严重。

4.2 氧量调整试验

300 MW 负荷下，氧量调整试验在炉膛出口（SCR 入口）表盘氧量为3.7%和3.9%两种工况下进行，习惯性运行方式下（表盘氧量为3.5%）。试验结果见表5至表7。

表5 氧量调整试验前后墙H2S浓度测试结果对比 ppm

表6 氧量调整试验前后墙CO浓度测试结果对比 %

表7 氧量调整试验前后墙O2浓度测试结果对比 %

由表5至表7可知，炉膛氧量的提高，对改善水冷壁近壁区域还原性气氛具有积极重要的意义。但考虑到环保的压力，只能在满足炉膛出口NOX排放浓度的前提下，适当提高炉膛氧量。

4.3 周界风调整试验

300 MW负荷下，周界风调整试验，氧量设定为3.7%下进行，共进行了三个工况。试验结果见表8至表10。

表8 周界风调整试验，前后墙H2S浓度测试结果对比 ppm

表9 周界风调整试验前后墙CO浓度测试结果对比 %

表10 周界风调整试验前后墙O2浓度测试结果对比 %

由表8至表10可知，周界风开度的大小可以影响一次风的刚性，防止气流偏斜，更易形成“风包粉”，适当提高周界风开度，对改善水冷壁近壁还原性气氛具有重要意义。

4.4 二次风调整试验

300 MW 负荷下，二次风调整试验在炉膛出口表盘氧量设定为3.7%下进行，共进行了5 个工况。参考1 号炉低氮燃烧器改造后，锅炉厂家针对炉膛出口NOX排放浓度开展的相关试验结果，在当前煤质下，AA 层和BC 层二次风门开度控制在11%左右，炉膛出口NOX排放浓度可以得到较好控制，一旦这两层风门开大，NOX排放浓度升高较多，且在之前的检查中，AA 层对应的附近水冷壁高温腐蚀并不严重，所以本次不对AA 层和BC 层进行调整，保持11%开度不变。同时，为控制NOX排放，燃尽风（SOFA）风门均保持100%全开。综上，本次燃烧调整试验只对AB/CD/DD 层二次风挡板开度进行调整，试验结果见表11 至表13。

表12 二次风调整试验前后墙CO浓度测试结果对比 %

由表11 至表13 可知，通过改变炉内二次风的配比，能够较大程度的影响炉内燃烧，从而影响水冷壁近壁还原性气氛[4]，CD 层二次风挡板对水冷壁近壁还原性气氛影响较小，AB 层和DD 层二次风挡板开度对水冷壁近壁还原性气氛影响较大。

4.5 一次风压调整试验

300 MW 负荷，习惯运行方式下，本次试验在一次风母管压力在8.6 kPa 和9.1 kPa 下进行了2 个工况，试验结果见表14至表16。

表14 一次风压调整试验前后墙H2S浓度测试结果对比 ppm

表16 一次风压调整试验前后墙O2测试结果对比 %

表15 一次风压调整试验前后墙CO浓度测试结果对比 %

由表14至表16可知，通过改变一次风压力，可以影响水冷壁近壁还原性气氛[4]，在保证炉膛安全稳定燃烧的情况下，适当降低一次风压力对改善水冷壁近壁还原性气氛非常有益处。

4.6 煤粉细度调整试验

300 MW 负荷下，煤粉细度调整试验[5]在氧量设定为3.7%下进行，共进行了1 个工况。将分离器叶片挡板开度调小5%，试验结果见表17至表19。

表17 煤粉细度调整试验前后墙H2S测试浓度结果对比 ppm

表18 煤粉细度调整试验，后墙CO浓度测试结果对比 %

表19 煤粉细度调整试验前后墙O2测试结果对比 %

由表17至表19可知，在常规运行状态下，磨煤机出口煤粉细度在R90在10%左右，继续降低煤粉细度，对近壁还原性气氛改善作用十分有限。

5 结语

1）氧量调整试验结果表明，随着炉膛氧量的增加，H2S 及CO 浓度均呈下降趋势，能较好的控制炉膛水冷壁近壁区域的还原性气氛，结合环保因素考量，建议在300 MW 负荷下，将氧量设置在3.7%左右较为合适。

2）周界风调整试验结果表明，随着A/B/C/D 层周界风挡板开度由33%增大至44%，H2S 浓度明显降低，且炉膛出口烟气NOX含量变化不大；继续增大至50%，H2S 浓度变化不明显，且炉膛出口烟气NOX有所上升。综合考虑，建议在300 MW 负荷下，将A/B/C/D层周界风挡板开度控制在44%左右较为合适。

3）二次风调整试验结果表明，随着CD层二次风挡板开度增大，前/后墙相应层数（第2、3层测点）测得的H2S浓度变化不明显；随着AB/DD层二次风挡板开度增大，前后墙相应层数（第1、2层测点）测得的H2S浓度降低明显。综合考虑，建议在300 MW负荷下，在习惯配风方式下，可适当将AB层和DD层二次风挡板开度增大（开度控制在43%左右较为合适），同时将CD层二次风挡板开度适当减小（开度控制在33%左右较为合适）。

4）一次风压调整试验结果表明，随着一次风母管压力降低，锅炉水冷壁前后墙H2S 浓度整体上降低明显。建议在300 MW 负荷下，在保证炉内燃烧安全稳定的前提下，尽量将一次风母管压力降低，有利于水冷壁高温腐蚀的缓解。

5）煤粉细度调整试验结果表明，煤粉细度下降，对锅炉水冷壁前后墙H2S 浓度整体上的降低并不明显，维持现有煤粉细度即可。