锅炉高温腐蚀实验研究

锅炉高温腐蚀实验研究

摘要：锅炉高温腐蚀，对锅炉的安全经济运行有很大危害。该文分析了造成山东省电站锅炉水冷壁高温腐蚀的主要原因。经过研究，提出了改进措施，并进行了实炉实验研究。该文提出的措施为：(1) 底层双通道燃烧器区域采用侧边风技术；(2)部分一次风反切；(3)采用富集型煤粉燃烧器强化三次风燃烧。经过实炉的热态实验表明，该文所提出的改造方案，能够解决高温腐蚀问题。改造后，低负荷稳燃及热效率不受影响。采用该文提出的方法，解决高温腐蚀问题，是成功的。

关键词：锅炉；高温腐蚀；实验研究

1 引言

近年来，山东电网相继有多台锅炉发生严重的水冷壁高温腐蚀，腐蚀最严重的锅炉水冷壁最小壁厚仅1.3 mm，腐蚀速度达2 mm/a。各锅炉发生高温腐蚀的区域基本相近，即燃烧器出口射流下游区域，高度在燃烧器中心线附近，且管子向火侧的正面点腐蚀得最快。水冷壁发生高温腐蚀后，壁厚减薄，强度降低，容易造成爆管和泄漏，危及锅炉安全运行。上述锅炉都因高温腐蚀使水冷壁管在较短时间内减薄，不得不在检修时大面积换管，不仅耗费材料，而且检修时间延长，工作量增加，经济损失巨大。水冷壁高温腐蚀问题己成为困扰山东省许多大型电厂锅炉的痼疾。

通过调查及实验发现，上述发生高温腐蚀的锅炉均为燃用贫煤的锅炉，腐蚀区域均存在强烈的还原性气氛，严重腐蚀区域烟气含O2量几乎为零，而CO含量则高达10％以上，有的锅炉局部区域CO甚至接近30％。腐蚀发生区域及腐蚀管子形态的化学组成都是相似的。高温腐蚀的位置都是在喷燃器区域的四面水冷壁上。腐蚀的严重区域大都位于燃烧器出口射流的中下游。腐蚀区域的水冷壁向火侧一般呈黑褐色，外层松软，内层坚硬，在剥落硬层后，垢状物与水冷壁管结合面处呈孔雀蓝光泽。本文经过研究，提出了改进措施，并进行了实炉实验研究。

2 高温腐蚀研究及措施[1]

2.1 煤种问题

煤种是造成高温腐蚀的主要原因之一。对发生高温腐蚀锅炉所燃用煤质进行统计分析表明，大部分锅炉的燃煤含硫量均在1.2％以上，有些甚至高达2%~3％。高含硫量使煤在燃烧中产生更多的腐蚀性物质，加速水冷壁的腐蚀。

2.2 四角切圆燃烧方式造成炉内燃烧风粉分离

这是四角切圆燃烧锅炉普遍存在的问题。一、二次风射流喷出燃烧器后由于受到上游邻角气流的挤压作用及左右两侧不同补气条件的影响，使气流向背火侧水冷壁偏转，此时刚性较弱的一次风射流将比二次风偏转更大的角度，从而使一、二次风分离。一、二次风的刚性相差越大，这种分离现象越明显。由于部分一次风射流偏离了二次风，煤粉在缺氧状态下燃烧，在射流下游水冷壁附近形成局部还原性气氛，这是引发高温腐蚀的一个重要原因。

2.3 特殊燃烧器的影响

近年来，随着电网调峰压力加大，许多电厂采取各种手段来降低锅炉最低稳燃负荷，特别是燃用贫煤机组，由于本身稳燃条件较差，不得不通过改造燃烧器来保证锅炉低负荷稳燃的要求。在锅炉改造中采用较多的是热回流型燃烧器。热回流型燃烧器的特点是在燃烧器出口区域存在强烈的回流区，籍此回流高温烟气加热一次风粉气流来强化燃烧；同时热回流型燃烧器的出口面积相对于普通燃烧器也较大。上述特点造成热回流型燃烧器的出口气流刚性较弱，在上游气流的作用下极易发生偏转，造成煤粉气流贴壁，引发高温腐蚀。另外由于热回流型燃烧器出口面积较大，在设备改造时不得不压缩二次风的喷口面积来满足其安装要求，或者将原来的两层一次风喷口合并成一个大的热回流燃烧器喷口，这样做的结果是造成

该燃烧器区域局部严重供风不足，极易产生还原性气氛引发高温腐蚀。

浓淡燃烧器是另一种常用的降低NO x排放、改善煤粉着火条件及提高煤粉燃烧稳定性的燃烧器。但对于上下浓淡燃烧器，浓股煤粉风粉比例较低，如果不能设法强化其后期混合，则有可能导致还原性气氛加强，增加高温腐蚀的可能。为充分发挥浓淡燃烧技术的特点，根本途径是使煤粉在进入燃烧器后，设法在其着火区域使煤粉在一次风中实现局部浓淡分离，且随着一次风流动的发展，借助于湍流扩散作用，浓缩煤粉与一次风中的空气自动混合，有利于着火及降低NO x排放量，而不会产生后期混合难的问题。这可能是正确利用浓淡燃烧技术的方向。

2.4 运行状况的影响

燃烧对水冷壁高温腐蚀的影响主要是燃烧工况不完善、燃烧切圆过大、锅炉配风不佳等原因造成煤粉在水冷壁附近强烈燃烧或直接冲刷水冷壁，水冷壁附近烟气形成较重的还原性气氛，腐蚀介质大大增加，导致水冷壁高温腐蚀的发生。

针对潍坊电厂的具体情况，防治高温腐蚀的重点应放在如何避免一、二次风分离、提高壁面区域含氧量方面。本文提出的措施为：① 底层双通道燃烧器区域采用侧边风技术；

② 部分一次风反切；③采用富集型煤粉燃烧器强化三次风燃烧。

3 实验结果[2]

3.1 高温腐蚀情况

常规的高温腐蚀监测通常以O2为主，但是通过分析以上几种烟气成分间的关系发现，用烟气中的O2含量来监测高温腐蚀存在一定的局限性。本文通过多台锅炉的同类高温腐蚀的测试发现，选择CO作为监测参数可以取得比较准确的结果。在低氧状态下，CO含量的高低反应了烟气还原性气氛的强弱，同时CO与H2S之间也存在直接关系。当近壁烟气中CO含量较低时(如小于3%)，可以认为烟气处于弱还原性或接近中性气氛状态，此时H2S的含量也相应较低，虽然氧量不足，但水冷壁发生高温腐蚀的可能性非常小；当近壁烟气中CO含量较高时，烟气处于强还原性气氛，同时存在大量的H2S等气体，极易造成水冷壁高温腐蚀。

采用CO作为监测参数的另一个优点是数值变化范围大，便于测量，易于判断。实验结果表明，近壁气氛中CO的含量在0～25%之间变化，O2含量的变化一般为0～3%，H2S、H2

的含量一般低于1%。

因此，针对该型号锅炉，用CO来代替O2作为监测参数，可以取得更准确、更全面的实验结果，同时测量也更加简便。

在热态测试中本文采用贴壁烟气中的O2含量和CO含量同时作为监测参数。实验结果表明，侧边风及反切风作用明显，水冷壁贴壁气氛中氧含量一般都在1.2% 以上，CO含量普遍低于1.5%。实验结果如表1所示。

在锅炉2000年11月的小修检查中对炉膛水冷壁进行了重点检查。炉内目测显示，燃烧器水冷壁区域没有结焦现象，管壁表面只有一层疏松的浮灰。本文还对管壁进行了测厚实验。测试位置见图1，测试结果见表2。结果表明，燃炉改造后约一年半运行期间，原高温腐蚀区域管壁厚度没有明显变化，管壁厚度减薄速度小于0.25 mm/a。上述实验结果表明，潍坊电厂1号炉水冷壁高温腐蚀问题得以很好解决。

注：测点1、2、3位于C、D燃烧器之间，沿水冷壁水平均匀布置。

在锅炉2000年11月的小修检查中对炉膛水冷壁进行了重点检查。炉内目测显示，燃烧器水冷壁区域没有结焦现象，管壁表面只有一层疏松的浮灰。本文还对管壁进行了测厚实验。测试位置见图1，测试结果见表2。结果表明，燃炉改造后约一年半运行期间，原高温腐蚀区域管壁厚度没有明显变化，管壁厚度减薄速度小于0.25 mm/a。上述实验结果表明，潍坊电厂1号炉水冷壁高温腐蚀问题得以很好解决。

3.2 低负荷实验情况

通过实验考核1号炉在燃用现有实际煤种条件下的低负荷稳燃能力，检验改造效果，确定合理运行方式，为机组参加电网调峰提供依据。

整个实验期间1号炉燃烧比较稳定。在165 MW负荷下进行了C、D层一次风燃烧器的切换，A层燃烧器缺角运行等扰动实验。实验结果表明，在165 MW负荷下#1炉具有较强的抗干扰能力，在切换燃烧器及制粉系统期间火检没有明显闪动，炉膛负压基本稳定。为考

验锅炉极限稳燃能力，最低不投油负荷曾降低至150 MW，在此负荷下锅炉仍可保持稳定燃烧，但考虑到安全运行，没有进行150 MW负荷下的各种扰动实验。

实验结果如表3所示。综合实验结果认为，潍坊发电厂1号炉最低不投油稳燃负荷为165 MW，可以满足省局提出的调峰要求。

3.3 锅炉运行及热效率实验

在270 MW、240 MW、210 MW 3个工况下进行了热效率测试，效率分别为：91.08%、90.76%、90.83%，与改造前没有明显变化。改造后一年多的运行实践表明，锅炉各方面运行状况正常，主汽温、主汽压等各项运行参数均达到预期效果。

4 结论

经过实炉的冷态、热态实验表明，本文所提出的改造方案，能够达到解决高温腐蚀问题的目的。改造后，低负荷稳燃及热效率不受影响。采用本文提出的方法，解决高温腐蚀问题是成功的。