河北国华定州发电有限责任公司
摘要：本文对电厂锅炉水冷壁硫化物高温腐蚀机理进行阐释，分析了电厂锅炉水冷壁管高温腐蚀的原因，最后提出电厂锅炉水冷壁高温腐蚀预防及综合治理。
关键词：电厂锅炉；水冷壁管；高温腐蚀
近年来，受煤炭市场影响，锅炉燃煤品质下降，锅炉受热面高温腐蚀现象较为普遍，特别是亚临界、贫煤锅炉水冷壁管的高温腐蚀问题日益突出，部分电厂已造成多次水冷壁爆管，每次检修须更换大量因腐蚀超标的水冷壁管道，造成极大的人力、物力浪费，严重威胁电厂的安全经济运行， 是导致电厂非计划停运的一个重要因素。
1电厂锅炉水冷壁硫化物高温腐蚀机理
1.1游离态硫引起的高温腐蚀
游离态硫引起的高温腐蚀机理较为简单，当管壁温度达到350℃时，就会发生高温腐蚀，其反应式如下：
Fe+[S]→FeS
游离态硫对锅炉水冷壁的腐蚀是通过[S]的直接渗透作用，对水冷壁表面的氧化膜产生破坏，从而与Fe直接发生反应，使内部硫化，导致表面氧化膜疏松、开裂甚至剥落，引发水冷壁高温腐蚀。
游离态硫的生成形式有多种途径：
1)、黄铁矿粉末受热分解，放出游离硫和硫化亚铁：
FeS2 →[S] + FeS
2)、硫化氢与氧气反应生成游离态[S]：
2H2S+O2→2[S]+2H20
3)、一定浓度的H2S和SO2发生反应生成游离态[S]：
2H2S+SO2→3[S]+2H2
1.2硫化氢气体引起的高温腐蚀
高硫煤在水冷壁面附近，由于烟气中含氧量较低并存在(CO+CO2)等还原性气氛时，会产生一定量的H2S气体，其含量与CO含量成正比。试验表明，当CO/(CO十C02)的浓度由8%上升到50%时，H2S的浓度则由0.02%上升到0.11%，高温腐蚀速度可以达到11mm/a。
硫化氢气体引起的高温腐蚀机理：硫化氢气体和游离态[S]一样具有渗透作用，它可沿金属晶界穿过致密的磁性氧化铁层，和FeO以及Fe发生反应，从而腐蚀水冷壁管。其反应式如下：
H2S+FeO→FeS+ H20
H2S+Fe→FeS+H2
由于S2-具有较强的的还原性，在还原气体中能保持稳定，否则就被氧化成单质硫或更高的硫的氧化物。因此当烟气中的氧化性气体达到一定分压时，发生的如下的反应：
FeS+O2→FeO+2[S]
生成的[S]一部分往垢层内渗透，另一部分向外扩散。进一步的腐蚀锅炉水冷壁。
1.3还原性气氛引起的高温腐蚀
在还原性气氛时（CO>0.5%），不但会存在大量的H2S气体，造成腐蚀，而且CO本身也直接参与腐蚀。
2电厂锅炉水冷壁管高温腐蚀的原因
电厂锅炉水冷壁管高温腐蚀的原因可归纳为以下几个方面：
2.1煤质含硫量高
笔者所调研的锅炉设计煤含硫量为1.32%，现燃用煤含硫量远高于设计值，平均含硫量为1.99%，高时可达2.7%。由于含硫量增加，燃烧过程中产生的S、H2S、SO2、SO3明显增多，而这些成分的大量存在是水冷壁管出现高温硫腐蚀的主要原因。
2.2煤粉气流的冲刷
煤中的硫主要以游离硫和黄铁矿石方式存在，由于黄铁矿较难磨碎，颗粒较大，易在水冷壁附近聚集，当接触到水冷壁管后，顺着管子的圆弧面聚集到管壁与鳍片连接处，这就是水冷壁两侧管壁减薄的原因。锅炉燃烧为四角切园方式，可确保煤粉气流在炉内混合充分，但该布置方式是否偏斜取决于各角风量的平衡及燃烧器的安装质量。从试验结果看，锅炉后墙水冷壁区域无论何种工况，CO浓度均较高，而且后墙的烟气温度也较前墙的高，几个调整工况对后墙的改善程度有限，所以火焰存在冲刷后墙水冷壁的现象，加剧了高温腐蚀的程度。
由于火焰偏斜，部分区域管壁温度明显升高，高温腐蚀更加严重。试验室结果表明，当水冷壁管壁温度在400～500℃范围内时，高温腐蚀速度随壁面温度升高呈指数关系，由于研究的锅炉为亚临界参数，其饱和水温度约为360℃，水冷壁管的外壁温度可达400℃或更高。在相同的H2S浓度下，当管子壁温低于300℃时，腐蚀速度很慢或不腐蚀。而当壁温在400℃以上时，腐蚀速度将成倍增加。
2.2煤粉均匀性差
锅炉煤粉细度R90大致在7－10%，对于目前煤质，煤粉细度处于正常水平，但R200在1～2%之间，煤粉均匀性较差，存在较粗的颗粒。由于粗颗粒的比例增多，在气流贴壁时，水冷壁管磨损增大，极易破坏水冷壁管表面的氧化层，使高温腐蚀速度加快。
2.3锅炉运行氧量偏低
锅炉设计过剩空气系数为1.25，相当氧量为4.0％左右，但实际运行中氧量仅控制较低，造成炉内缺氧，还原气氛更强，腐蚀加剧。
由于煤质灰分远高于设计值，造成同等负荷时的灰量远大于设计状况，预热器和除尘器经常超负荷运行。由于设备设计余量有限，经常会造成空预器烟道处和除尘器大量积灰，造成送引风机风量不足，使锅炉在长期中高负荷运行时氧量偏低，也增加了高温腐蚀的发生。
3电厂锅炉水冷壁高温腐蚀预防及综合治理
3.1喷燃器区域水冷壁管喷涂防腐
采用超音速电弧喷工艺在向火侧喷涂防腐材料45CT，喷涂厚度250-300um，涂层的洛氏硬度HRC大于等于35，涂层的结合强度大于等于50MPa，可有效防治高温腐蚀。笔者所在单位，利用机组检修，对锅炉喷燃器区域水冷壁管进行喷涂，经过几年的运行，涂层无明显减薄现象，有效的防治了锅炉水冷壁管的高温腐蚀。
3.2严格控制锅炉氧量
利用修后锅炉燃烧调整试验，对三个负荷下的锅炉运行氧量情况进行了测试，结合锅炉设计指标及机组实际运行状况，锅炉氧量控制按照表3-1要求执行。
3.3增加周界风量
通过燃烧调整试验，将周界风开度由8%开至30%，运行氧量增加了0.03%，CO浓度超标点也由3点降至1点，平均水平有所升高，但CO浓度峰值点降低，高温腐蚀的程度也会降低，锅炉运行总体水平应该有所好转。
但周界风开大存在燃烧不稳、燃尽率降低等方面的影响，干燥无灰基挥发分较高的煤种，周界风开大不会对燃烧产生影响，对飞灰、大渣的影响需要通过统计结果来考察。
3.4制定、完善相关管理制度并严格执行
1）、制定《磨煤运行维护管理规定》，要求检修部定期对磨煤机进行检查维护，定期进行计划检修，更换磨损件，保证磨煤机的出力及合适的煤粉细度R90≤8%～ 10%。
2）、完善《锅炉吹灰器管理规定》，加强对吹灰器的运行维护，保证锅炉吹灰系统能正常运行，确保受热面表面干净。
3）、加强入厂煤控制，尽量保证入炉煤煤质符合设计煤种要求，不低于校核煤种要求。
4）、加强锅炉汽、水品质监测， 防止水冷壁管内结垢腐蚀引起管壁温度升高。实践证明： 在300～500℃范围内， 管壁外表面温度每升高50℃烟气侧的腐蚀程度将增加1 倍。
3.5加强设备管理，提高设备运行可靠性
1）、利用检修机会对锅炉的燃烧器安装角度进行彻底检查和校验，对安装角度不合格的燃烧器进行局部调整，减少气流偏斜。
2）、加强设备维护，保证风门挡板操作灵活，便于运行调整。
3）、结合机组检修，降低预热器漏风，保证锅炉氧量。
4）、加强锅炉防爆防磨检查力度，结合机组检修，对锅炉四管进行认真细致的防爆防磨检查，发现问题及时处理，提高锅炉运行可靠性。
参考文献
[1]杨兴森，林桂武．华能辛店电厂#6炉锅炉水冷壁高温腐蚀分析报告．山东电力研究院，2009
[2]刘恒仁．华能辛店电厂＃5炉水冷壁腐蚀分析及运行建议．2008
作者简介：李云飞，河北国华定州发电有限责任公司
论文作者:李云飞
论文发表刊物:《电力技术》2016年第5期
论文发表时间:2016/10/15
标签：水冷论文; 锅炉论文; 高温论文; 电厂论文; 游离态论文; 管壁论文; 浓度论文; 《电力技术》2016年第5期论文;