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电站锅炉燃用高碱煤的高温腐蚀机理研究及预防措施

2024-12-18 100 上传者：管理员

摘要：针对某电站锅炉掺烧新疆高碱煤后水冷壁减薄速率过快导致爆管泄漏问题，通过对炉内水冷壁整体外观检查、金相分析及入炉煤质化验结果，确定为典型的硫酸盐型高温腐蚀。根据分析结果从入厂煤管理、配煤掺烧、运行优化及检修管理方面提出相应的调整和预防控制措施。通过1个检修季的对比分析结果，腐蚀速率已得到有效控制。

关键词：
MFT
电站锅炉
硫酸盐型
预防措施
高温腐蚀
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电站锅炉受热面的结渣和高温腐蚀问题导致水冷壁泄漏爆管，负压波动诱发机组主燃料跳闸(main fuel trip, MFT)等不安全事件屡见不鲜，严重影响了机组运行的安全性和经济性[1-3]。火电机组燃用品质较差的煤且煤质波动较大时，容易引起受热面结渣，尤其是大比例掺烧新疆高碱煤后，该问题尤为突出。另外各个火电企业为提高电厂的经济效益，在实现安全经济掺烧和效益最大化目标下，均不同程度地掺烧高碱煤，而在进行掺烧后许多电厂锅炉的水冷壁局部区域出现硫酸盐型高温腐蚀问题[4]。因此，对掺烧高碱煤锅炉水冷壁高温腐蚀机理和预防措施的研究具有重要意义，可确保掺烧高碱煤火电机组安全可靠、经济运行[5-6]。

1、检查与分析

某发电有限公司装机容量为2×1000 MW,所用锅炉为SG-3243/29.3-M7005型超超临界参数直流炉，单炉膛、一次中间再热、切圆燃烧方式、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢悬吊结构Π型布置。制粉系统配套6台ZMG133G-Ⅰ中速磨煤机。水冷壁管设计为材质15CrMoG,规格Φ38 mm×8 mm的内螺纹管。对水冷壁送样管进行宏观检查后发现，向火侧管壁局部明显减薄，最小壁厚为1 mm(公称壁厚为7 mm),壁厚减薄量为85.71%,不满足DL/T 438—2023第9.3.2节中“水冷壁壁厚减薄量不应超过设计壁厚的30%”的相关要求[7];背火侧未见磨损、腐蚀、鼓包、变形、裂纹等缺陷，如图1所示。

图1 检查区域水冷壁减薄位以及水冷壁壁厚变化

1.1 宏观检查

通过宏观检查，水冷壁管上有较厚的呈淡白色的沉积物附着，管子平整度差，管壁有单侧冲刷减薄痕迹，凸出的管子尤其严重，具体见图2。

图2 水冷壁宏观形貌

水冷壁其他区域同样存在高温腐蚀现象，但水冷壁管壁厚度变化在可接受的范围内，腐蚀速率相对缓慢，由此可以判断炉内火焰存在偏斜情况。特别对于采用切圆燃烧方式的锅炉，通过从不同方向通入一次风从而形成切圆燃烧火焰，对一次风的风速控制有较高要求。当一次风的风速相互之间不匹配时会导致火焰偏移，造成火焰刷墙[9]。

1.2 金相组织分析

使用Axio Observer.Alm金相显微镜对水冷壁送样管的向火侧和背火侧在室温下进行金相检验，显微组织形貌见图3和图4。

图3 样管向火侧微观金相织形貌

图4 样管背火侧微观金相组织形貌

从图3和图4可以看出，样管的向火侧和背火侧金相组织均为铁素体+珠光体，球化等级向火侧2级、背火侧1.5级，且取样部位内外壁未见明显氧化皮。

1.3 室温拉伸试验

为了进一步研究水冷壁管的机械性能，对水冷壁送样管在室温下进行拉伸试验，具体结果见表1。

表1 水冷壁送样管室温拉伸实验结果

1.4 燃煤特性分析

某公司新疆煤均为外运煤，采取铁路、汽运方式，煤源包括红沙泉矿、天池能源、准东煤矿，主要采取分磨掺烧方式，总体掺烧比例为40%。通过对硫分进行折算，定义折算硫分高于0.2%的煤种为高硫份煤[10]。煤的折算硫分的计算公式为

表2 新疆煤煤质特性

2、高温腐蚀反应机理及影响因素

2.1 反应机理

煤在炉内燃烧过程中，煤中的硫分会生成SO2、H2S等产物，然后在不同气氛中会生成不同的产物。煤燃烧过程中的气相硫的变化如图5所示。在富氧环境中生成SO2,但是在低氮燃烧系统大规模应用的还原性气氛中，尤其是在贴近水冷壁处，会生成的主要含硫物质为H2S、COS、CS2。而在这些含硫物质中以COS和H2S的腐蚀性较强，目前认为是由这两种物质诱发了水冷壁的高温腐蚀[12]。此外，煤灰中残留的硫化物例如FeS、ZnS和PbS等在还原性气氛下会释放出H2S、COS等腐蚀性产物[13],也是引发高温腐蚀的因素之一。

图5 气相硫在煤燃烧中的变化

图6 S元素在腐蚀中的转化及迁移过程

在水冷壁表面形成的复合硫酸盐在590 ℃～760 ℃时腐蚀性很强，600 ℃时复合硫酸盐会和金属基体反应并分解成碱金属、金属硫化物和金属氧化物。因此，在整个高温熔融腐蚀过程中，复合硫酸盐既是中间产物又是腐蚀媒介。

此外，烟气中的SO3会与高硫煤燃烧释放的硫酸盐发生反应生成焦硫酸盐。

焦硫酸盐的熔点相比于碱金属硫酸盐其熔点更低，而焦硫酸盐同样会与金属氧化物发生反应生成复合硫酸盐[15],因此通过焦硫酸盐路径发生热熔融腐蚀的概率也很大。

总而言之，碱金属硫酸盐的热熔融腐蚀对温度要求较高，一般发生在550 ℃的壁温较高的受热面上，而水冷壁的向火侧温度一般在400 ℃～500 ℃,若炉内热负荷分布不均，导致水冷壁结渣或者局部过热情况下，极易发生碱金属硫酸盐型的高温腐蚀。

2.2 影响因素

通过上述分析，认为造成水冷壁减薄速度加快的主要原因是燃用高碱煤和高硫煤后形成的硫酸盐型的高温腐蚀。主要和以下因素有关：

1)入炉煤质的影响。受煤炭市场的价格波动因素影响，几乎所有的电厂为了提高企业经营能力都开始掺烧经济煤种，其中就包括大量的高碱煤和高硫煤。掺烧煤中高含量的硫元素和碱金属元素会提高入炉煤样硫和碱金属的平均含量，尤其是在大比例掺烧的情况下，提高程度尤为明显，这也是形成硫酸盐型高温腐蚀的主要原因。煤中硫和碱金属元素及其氧化物含量越高，腐蚀性介质浓度就越大，出现高温腐蚀的几率就越大。从起初的破坏管壁的Fe2O3保护膜，进而侵蚀水冷壁管表面，导致管壁抗磨损能力下降，在被烟气不断冲刷下，最终因强度不足诱发爆管事故。

2)炉内燃烧组织不好，存在偏斜或者刷墙现象。炉内燃烧的组织存在问题，一方面，在炉膛内出现一次风刷墙或者切圆偏斜现象，导致煤粉贴壁燃烧，在贴壁区域形成高温腐蚀的温床。贴壁燃烧产生的烟气直接对水冷壁管进行冲刷，烟气中颗粒对水冷壁管表面不断碰撞、冲刷，破坏了水冷壁表面的保护膜，加快了腐蚀的进行，同时，烟气冲刷会使腐蚀产物不断脱落，加速磨损；另一方面，硫酸盐型腐蚀对温度要求较高，而贴壁燃烧使局部水冷壁管壁温度大幅上升，恰好达到了硫酸盐型腐蚀的最佳温度，进而加速了腐蚀的进程。

3)风速不匹配和煤粉细度失控。炉内一次风速高、二次风速低造成一二次风的匹配性差，若煤粉细度控制不合理，会造成燃烧后期严重缺氧，具备发生高温腐蚀的基本条件。图7是为测试水冷壁还原性气体含量时，烟气采样枪预处理滤筒中过滤的煤粉，由此可知在近水冷壁的燃烧区域煤粉没有充分燃烧，说明在此区域氧气不足，为高温腐蚀创造了气氛条件。

图7 烟气采样枪预处理滤筒里的未燃尽煤粉颗粒

3、水冷壁高温腐蚀的防治措施

1)应开展燃料特性分析和高碱煤比例提升掺烧试验，确定大比例掺烧新疆高碱煤对机组锅炉运行经济性的影响，结合实际制定最佳的掺烧比例及方案，并开展燃烧及控制优化调整试验，优化运行控制参数。

2)为避免煤种切换对锅炉运行的扰动，建议间断掺烧方式下高碱煤掺烧比例不高于40%,且高碱煤放在下层磨进行掺烧，保证高碱煤在炉内有足够的停留时间充分燃烧。

3)在启炉前进行炉内空气动力场试验，确保配风系统、燃烧系统、烟气循环系统以及整体调控系统等运行状态稳定；热态时应及时进行优化调整，合理控制煤粉细度及一次风速，保证炉膛内动力场组织良好，防止炉内切圆偏斜和火焰刷墙。

4)定期对重要测点进行标定，如炉膛出口氧量、氮氧化物及风量等测点，保证测点所得数据的准确性，为锅炉运行时快速、准确调控提供参考。

5)检修期间，对水冷壁管进行宏观检查及壁厚测量，小于最小需要壁厚的要全部更换。需要计算并记录壁管的腐蚀减薄速率，依照腐蚀减薄速率进行推算，管壁厚度应留有相对应的余量，确保下个运行季安全可靠运行。

6)防腐喷涂。水冷壁喷涂的作用主要包括提高水冷壁的耐热性能、耐蚀性能，目前有很多种技术路线，建议电厂借鉴区域电厂成功的方案实施。

4、结论

1)通过对水冷壁进行宏观检查和金相分析，结合入炉煤质化验报告，确认水冷壁管壁所发生的是硫酸盐型的高温腐蚀，并在烟气不断冲刷下导致磨损速率加快。

2)通过理论研究及实践分析可知，燃煤硫和碱金属元素含量、水冷壁管壁温、燃烧组织状态是水冷壁发生高温腐蚀的主要影响因素。

3)碱金属硫酸盐型高温腐蚀呈热熔融腐蚀，腐蚀产物复合硫酸盐既是腐蚀产物又是腐蚀媒介，在高温下同样具有腐蚀性。