摘要：针对台州发电厂420t/h锅炉水冷壁高温腐蚀情况,对引起水冷壁高温腐蚀的原因及腐蚀机理进行分析、探讨,并提出相应对策。

自然循环锅炉水冷壁高温腐蚀探讨

（台州发电厂，浙江 台州 317706）

摘要：针对台州发电厂420t/h锅炉水冷壁高温腐蚀情况，对引起水冷壁高温腐蚀的原因及腐蚀机理进行分析、探讨，并提出相应对策。

关键词：自然循环锅炉；水冷壁；高温腐蚀

0 系统介绍

台州发电厂＃1~＃6炉是上海锅炉厂生产的型号为SG420/140-M414、SG420/140-M415的超高压、一次中间再热、自然循环汽包锅炉，与六台N125汽轮发电机组相配套，炉膛水冷壁采用φ60*6mm鳍片管焊接而成的膜式水冷壁做成的气密性炉膛，其宽度＊深度＊高度为9600＊8840＊39100mm，燃烧器采用正四角、大小双切圆布置，大小切圆直径分别为φ800mm、φ200mm,其中＃1、3角为小切圆，＃2、4角为大切圆，每角布置有八只燃烧器，其燃烧器布置从上往下依次为三、二、二、

一、二、一、一、二次风，中、下排一次风集中布置，有利于无烟煤及劣质煤的着火和稳定燃烧。尾部烟道下方布置二台回转式空气预热器。

1 水冷壁腐蚀状况

1999年，台州发电厂125MW机组大小修中，发现多台锅炉水冷壁管高温腐蚀严重，且腐蚀性质相似。下面是1999年大小修时各炉水冷壁高温腐蚀情况。

1月6日，＃2炉右侧水冷壁爆管后检查发现管壁烟气侧高温腐蚀且有磨损，致使管壁减薄严重，不能承受管内汽水压力而爆管。检查中还发现，自中排一次风高度位置开始至上6米高左右，从＃3角往＃2角第14根至第52根共39根水冷壁管高温腐蚀严重，且接近右侧中间位置冲刷现象严重，迎风面呈三角尖状，左侧水冷壁从前往后第20根至47根也受到一定程度的高温腐蚀，但无冲刷现象。对右侧墙39根水冷壁管子进行更换。

4月份＃6炉小修搭架检查发现前墙从右往左第10根至第50根共41根水冷壁管子高温腐蚀，后更换了41根管子。11月份大修检查又发现有此现象。

4月份＃5炉小修检查浓稀相喷咀附近有少许腐蚀现象。

7月份＃1炉小修搭架检查发现前墙右起第13根至第46根共34根水冷壁管子受到腐蚀，高度均在中排一次风喷咀开始往上约6米高区域。

9月份＃4炉小修搭架检查前墙也受到腐蚀，最薄为4.9mm。

10月份＃3炉大修时发现右侧墙后起第11根至第44根共34根高温腐蚀严重，后墙左起第10根至第48根共39根高温腐蚀，且有冲刷现象，具体高度均在中排一次风以上6米高左右，而且都在迎火侧、炉膛燃烧中心区域，腐蚀区域水冷壁向火侧呈黑褐色，附着物外层松软，内层坚硬，在剥落硬层后水冷壁呈蓝黑色光泽。

摘要：针对台州发电厂420t/h锅炉水冷壁高温腐蚀情况,对引起水冷壁高温腐蚀的原因及腐蚀机理进行分析、探讨,并提出相应对策。

2 高温腐蚀的机理

煤粉锅炉中，高温腐蚀通常有两种：一种是硫酸盐型的高温腐蚀；另一是硫化物型的高温腐蚀。

2.1 硫酸盐型的高温腐蚀机理

2.1.1 三氧化硫SO3的形成及其影响因素

燃料中的硫在燃烧过程中生成SO2,其中少量SO2转化成SO3。一般认为其形成原因有如下三种：

(1) 燃烧反应

在高温下被分解的自由氧原子[O]与SO2作用生成SO3：SO2+[O]= SO3

原子氧可以由如下三种方式产生：氧在炉内高温离解；在受热面表面催化离解；在燃烧过程中产生，即按：CO+O2→CO2+[O]及H2+O2→H2O+[O]进行，SO3的生成主要取决于氧原子的一级反应，影响这个反应的因素有：

1) 火焰温度，火焰温度越高，[O]分解越多，按化学动力反应生成SO3量增加。

2) 过量空气系数，当燃烧时过量空气增大时，其SO3的转化率或绝对量都将增加。

(2) 催化反应

当高温烟气流过的对流受热面时，由于灰中的V2O5和Fe2O3的催化作用，使烟气中SO2转化成SO3。试验表明，V2O5和受热面沉积物的催化作用最为显著，它不但使SO3的转化率最高，而且最高点往低温方向移动，催化作用的主要温度范围为425-625℃。

(3) 硫酸盐的分解

由于灰中硫酸盐分解生成SO3的数量不多，所以它是一个次要因素。

2.1.2 硫酸盐型沉积物的形成

在煤粉火焰中，矿物质中的钠挥发、升华，非挥发性硅酸铝中的钾通过转换反应，被释放出来，钠和钾与烟气中SO3反应生成硫酸钠和硫酸钾，露点温度在1150K左右。因此，汽态的硫酸钠与硫酸钾扩散到较冷的管子表面时，便凝结在管壁氧化膜上，汽相扩散较硅酸盐灰粒惯性撞击沉积快，所以管子表面上首先沉积的是硫酸钠和硫酸钾，其沉积速度与挥发钠数量有关，特别是和烟气及壁面的温度梯度有关，试验表明，硫酸盐向壁面的迁移沉积是由温度梯度引起的[1]。 0.5%

时，硫

酸盐沉积速度大大增加[3]，见图1。

2.1.3 硫酸盐型的高温腐蚀机理

硫酸盐腐蚀过程主要有以下两种途径：一种是在

附着层中碱性硫酸盐参与作用的气体腐蚀，另一种是

受热面上熔融的硫酸盐吸收SO3，并在Fe2O3与Al2O3

的作用下生成焦性硫酸盐（Na,K）(Fe,Al)(SO4)3：

3Na2O4+ Fe2O3+3 SO3→2Na3Fe(SO4)3

3K2SO4+ Fe2O3+3 SO3→2K2Fe(SO4)3

K2 SO4+Al2O2+3 SO3→2KAl(SO4)3

焦性硫酸盐不像Fe2O3那样在管子上形成稳定的护膜，当K3Fe(SO4)3/Na2Fe(SO4)3混合物中钾与钠的摩尔比在1：1与4：1之间时，熔点降到825K。这样当硫酸盐沉积厚度增加，表面温度升高到熔点温度时，若SO3进一步在熔融的焦性硫酸盐中熔解，将使熔盐的酸度提高，结果Fe2O3氧化保护膜被焦性硫酸盐溶解破坏，使管壁继续腐蚀。

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综上所述，烟气中存在SO3，碱金属氧化物和升华物与SO3反应，形成硫酸盐，低熔点的硫酸盐在壁面处形成熔融的积灰层，从而引起比气相硫酸盐更强烈的高温腐蚀，硫酸盐的熔点与碱金属的种类、比例和SO3的浓度等有关。

2.2 硫化物型腐蚀机理

燃料中有硫铁矿石存在，随着煤粉一起进入炉膛中燃烧，在火焰冲刷的情况下，燃料中的FeS2随灰粒粘到水冷壁管上，受火焰灼热而分解生成腐蚀性硫（FeS2→FeS+S），然后在还原性气氛中S与金属极易反应化合生成FeS，当炉膛烟气中存在H2S时，在CO等还原性气体的作用下积灰中的金属硫化物可形成FeS。含有硫化铁的积灰将加快高温腐蚀的速度[2]。当管壁温度大于350℃时，这个腐蚀过程极为迅速。同样，其不象Fe2O3那样在管子上形成稳定的保护膜，易脱落，从而使金属受到再次腐蚀。

3 高温腐蚀原因分析

针对台州发电厂1999年125MW机组大小修时发现各台锅炉水冷壁大面积高温腐蚀的情况，根据煤粉炉高温腐蚀机理，及当时台州发电厂420T/h锅炉设备和燃煤情况，分析认为造成锅炉水冷壁大面积腐蚀的原因有以下几方面：

1） 煤质变化

台州发电厂六台420T/h锅炉燃烧器均采用分级配风直流煤粉燃烧器，中、下排一次风集中布置，有利于无烟煤及劣质煤的着火及稳燃。随着我国各行各业改革的不断深入，98年的供煤情况大大好于往年，到厂煤质发热量较高，且挥发份含量高，煤质与设计煤种差别较大，特别是挥发份含量大大高于设计煤种。因此，在集中布置的喷燃器中，煤粉着火提前，燃烧迅速，喷燃器附近区域温度较高，据测量下层燃烧器附近炉膛温度高达1700℃左右，炉膛中心温度接近1800℃。而往年因煤质影响，炉膛中心温度一般在1500℃左右，最高也只有1600℃。因此，在这么高的炉膛温度下，SO3的生成量必然大幅增加，同时，由于着火提前，喷燃器附近会严重缺氧，在高温下会使烟气中形成H2S、HCl等强腐蚀气体，会使腐蚀加重。

2）炉膛负压影响

由于锅炉运行时间较长，空气预热器堵灰严重，尾部烟道腐烂、磨穿等，造成漏风较大，锅炉引风出力不足，为保证尽可能多的氧量供应，锅炉往往微正压下运行时间较长，尤其是大修前一年左右，在一次风刚性不足的条件下，燃烧切圆直径常偏大，火焰冲刷水冷壁较严重，为硫酸盐在水冷壁上沉积创造了条件。

3） 炉膛燃烧缺氧

由于空预器腐蚀堵灰严重，供给煤粉燃烧的空气量在额定负荷下大大不足，运行中，在额定负荷下氧量表指示值往往只有1-2％，这说明炉膛燃烧所需的空气量严重不足，加上炉膛正压，炉内动力工况必然很差，在此情况下，导致煤粉化学不完全燃烧加剧，炉膛局部还原性气氛浓厚，可燃硫以及硫化氢、氯化氢等气体含量增高，使水冷壁腐蚀加重。

4） 一、二次风速不均的影响

一次风的射流特性在它前进过程中具有卷吸烟气的功能。一次风喷出后一方面向前运动，一方面不断卷吸高温烟气。由于炉膛的长宽不等，气流与两邻墙的夹角不等，迎火侧的角度大于背火侧的夹角，因此迎火侧的补气条件比背火侧优越。这样，迎火侧的压力往往大于背火侧，在此压差的作用下，一次风总是往外侧偏斜，一次风刚性差的气流偏斜得更甚，有的还可能发生气流内贴壁现象。

一次风速四角均衡是在冷态动力场试验时，通过调整各一次风管上的均流孔板的

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开度，使各一次风管风速均衡。在运行中，由于均流孔板的磨损，给粉机给粉的不均，各一次风管风速会出现很大差别。

97年7月＃3炉小修时，由于＃2角一次风均流孔板底部磨穿，将＃2角上、中、下排一次风均流孔板全部拆除，而一次风门也未作冷态调整标定。在运行中＃2角一次风速过高，而其它角风速相对较低，气流刚性不足，尤其是＃3角会在＃2角一次风的推动下，发生气流贴壁现象。

在运行中，由于二次风门机械特性极差，且常因受热变形而卡住，因而四角二风极不均匀。在99年＃3炉大修做冷态试验中发现＃3角中上排二次风风门实际开度很小，正常运行时风速只有6.5米/秒，上排二次风速也只有26米/秒，总体上＃3角二次风量较少，因此在＃3角一次风刚性不足时，二次风的风速又很低，不能起到引射的作用，使整个＃3角气流偏斜贴壁运行。在99年10月份＃3炉大修时发现后墙水冷壁管共39根高温腐蚀，且有明显煤粉冲刷现象，使管壁减薄很多。

5） 壁管内结垢的影响

有关资料介绍，管壁温度在300-500℃范围内，温度每上升50℃，管壁腐蚀速度增加一倍[1]。像＃3炉水冷壁已七年未进行酸洗，管内结垢日渐严重，水冷壁在运行中管外壁温度较高，致使水冷壁大面积快速腐蚀。

4 结语

以上简要分析了造成锅炉水冷壁高温腐蚀的五个方面的原因。锅炉水冷壁大面积高温腐蚀，除了必须花大量的财力、物力予以修复外，还必须大大延长大小修时间，机组可用系数降低，经济损失巨大，同时存在着腐蚀爆管的事故隐患，故必须引起高度重视，采取以下措施加以预防。

加强燃煤管理，做好高热值、高挥发份煤质与低热值煤质的混煤工作，避免燃用高挥发份、高热值的煤质，以免出现喷燃器附近炉温过高，使喷燃器和水冷壁结焦，及时提供煤质变化情况，并做好运行反馈工作，尽量控制煤质符合锅炉设计要求，氯含量在0.5％以下，含硫量在1％以下。

彻底根除空预器堵灰，利用大小修对空预器进行清洗，同时安装空预器吹灰装置，运行中严格按规定做好空预器吹灰工作；加强检修管理，对烟道尾部各处漏风及时进行修补，防止因引风机出力不足造成的炉膛缺氧燃烧。足够的燃烧用空气量，以及维持水冷壁区域内烟气介质的氧化性质是成功防止腐蚀的必要条件[2]。在冬季，适当开启热风再循环风门，提高空预器受热面壁温，防止硫酸蒸汽凝结，但投用热风再循后，排烟温度升高，送风机电耗增加，因此空预器进风温度宜控制在45℃左右。

大修后认真做好冷态空气动力场试验，力求四角风速均匀，在运行中风门调整应按试验提供的开度，在维持一次风压稳定的前提下，力求四角一、二次风均匀，防止火焰偏斜。

根据煤质情况，及时做好燃烧调整，保证较佳的过剩空气系数，合理配风，尽量控制给粉机下粉均匀，运行中应尽量采用多喷咀、小煤粉的方式，各台给粉机转速尽量一致，以减轻因给粉不均造成的局部缺氧情况，而使局部CO和H2S等腐蚀性气体浓度增加。

对已发生供氧不足的锅炉，应对其所能维持的最低过剩空气系数进行试验，根据试验值作出对应的负荷值，并按此进行带负荷，以防止因负荷过高造成的缺氧燃烧。对大修后供氧充足的锅炉，也应控制过剩空气系数不过大，以防燃烧生成过多的SO3,使水冷壁受到硫酸盐型的高温腐蚀及空预器的低温腐蚀。

摘要：针对台州发电厂420t/h锅炉水冷壁高温腐蚀情况,对引起水冷壁高温腐蚀的原因及腐蚀机理进行分析、探讨,并提出相应对策。

做好各锅炉大修台帐，定期进行锅炉水冷壁酸洗，在酸洗中，酸洗回路应设计合理，化学监督应认真，确保各水冷壁管清洗干净，以防运行中管壁温度过高。

加强运行管理，严格控制给水、炉水品质，严格按规定进行排污工作，以防水冷壁管内结垢，加强喷咀着火情况检查，发现着火点过近，应及时调整和清除喷咀结焦。燃用高挥发份煤质时，应在一次风中掺入冷风，降低一次风温，使煤粉气流着火不致过于提前。

应用新技术，采用防腐涂料，对受热面高负荷区域进行涂覆，减轻高负荷区的管壁腐蚀。

通过上述对策的实施，特别是2000年加强了煤质管理及防止空预器堵灰、漏风工作以后，再未发生锅炉喷燃器及一次风管烧坏和满负荷时引风机出力不足，在2001年以后的机组大小修中，未再发现锅炉水冷壁大面积高温腐蚀情况，取得了良好效果。

参考文献：

[1] 岑可法，樊建人，池作秋，等.锅炉和热交换器的积灰、结渣、磨损和腐蚀的防止原理与计算[M]. 北京：科学出版社，1994.

[2] 吴曙笛，等.锅炉水冷壁高温腐蚀机理和防止措施（译文集）. 西安：西北电力试验研究所，1988，4.

[3] 温华明 . 125MW机组运行人员仿真机培训讲义（锅炉）. 杭州：杭州电力学校，1998，3：62-89.