梁亞飛

(華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

近年來，國內(nèi)許多不同爐型、不同容量、不同煤種、不同燃燒方式燃煤鍋爐的水冷壁向火側(cè)發(fā)生高溫腐蝕現(xiàn)象越來越普遍。由于水冷壁高溫腐蝕導致鍋爐爆管，從而引起非停、大面積換管等問題已經(jīng)嚴重威脅到鍋爐機組安全經(jīng)濟運行，對鍋爐的定期檢驗也帶來了一定的挑戰(zhàn)。在《鍋爐安全技術(shù)規(guī)程》中明確要求“抽查燃燒器周圍以及熱負荷較高區(qū)域水冷壁管的高溫腐蝕情況”，本文綜合文獻和現(xiàn)場實踐，闡述了水冷壁高溫腐蝕的原因及防控措施，為水冷壁的現(xiàn)場檢修工作提供參考。

1 高溫腐蝕現(xiàn)象

高溫腐蝕是一系列復雜的物理化學作用導致的結(jié)果，是鍋爐受熱面管在爐內(nèi)的燃燒環(huán)境中，時刻受到火焰或高溫煙氣的沖刷而發(fā)生的銹蝕現(xiàn)象。因此在燃燒劇烈的高溫區(qū)域，即鍋爐水冷壁向火側(cè)的燃燒器附近容易發(fā)生高溫腐蝕，形貌見圖1、圖2。

近年來，隨著國家宏觀調(diào)控政策“上大壓小”，鍋爐向大容量、高參數(shù)迅速發(fā)展，爐膛內(nèi)溫度相比有所升高，導致水冷壁管壁溫度提高，易誘發(fā)高溫腐蝕；同時為降低NOx的排放，鍋爐燃燒系統(tǒng)多采用分級配風和低氧燃燒技術(shù)，在燃燒區(qū)域附近H2S、SO2等還原性氣體含量增加，尤其與各層燃燒器水平的高溫負荷區(qū)，更加劇引起高溫腐蝕。

圖1 高溫腐蝕形貌1

圖2 高溫腐蝕形貌2

2 各種高溫腐蝕形成原因

經(jīng)過研究發(fā)現(xiàn)，燃煤鍋爐高溫腐蝕一般分為硫化物型、硫酸鹽型、氯化物型以及由還原性氣體引起的高溫腐蝕[1]。以下分別闡述各高溫腐蝕形成理論基礎(chǔ)。

2.1 硫酸鹽型

煤粉在劇烈燃燒時，其中的Na2O和K2O與高溫煙氣中的SO3生成K2SO4和Na2SO4。這些附著在管壁表面的堿金屬硫酸鹽，會繼續(xù)與硫的氧化物反應，生成低熔點的焦硫酸鹽Na2S2O7。因其熔點低處于熔融狀態(tài)，在管壁上更容易與Fe2O3氧化膜反應生成復合硫酸鹽。與此同時，堿金屬硫酸鹽也會與周圍煙氣中的SO3及Fe2O3氧化膜反應生成復合硫酸鹽。雖然氧化膜能起到一定程度的保護作用，但是在處于熔融狀態(tài)的復合硫酸鹽以及煙氣的強烈沖刷反復作用下，使管子腐蝕持續(xù)進行[2]。其化學反應式如下(以Na為例)：

(1)

(2)

(3)

(4)

由以上化學式可以得出：該類型高溫腐蝕與燃料中的含硫量和堿金屬氧化物息息相關(guān)，硫含量與堿金屬氧化物越多，在高溫環(huán)境下越容易發(fā)生高溫腐蝕?？傮w而言，過熱器和再熱器易發(fā)生此類型腐蝕，水冷壁則相對較少。

2.2 硫化物型

當燃料中的黃鐵礦(FeS2)含量較高，致使硫含量達到一定值時，為硫化物腐蝕提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。研究表明，由于高溫熱力學性質(zhì)的穩(wěn)定性不同，當溫度高于570 ℃時，管壁氧化膜由Fe2O3、Fe3O4和FeO組成(見圖3)。氧化膜雖能起到一定程度的保護作用，但在高溫煙氣和煤粉的反復沖刷下發(fā)生磨損，同樣為高溫腐蝕繼續(xù)進行提供條件。

圖3 管壁腐蝕前

FeS2在燃燒的高溫條件下受熱分解生成自由原子硫[S]，同時煙氣中的H2S也會分別與SO2、O2反應生成自由原子硫[S]，[S]可以穿過金屬膜的間隙擴散至管壁基體鐵，發(fā)生反應生成FeS，繼續(xù)與燃燒區(qū)域的O2反應生成原子[S]，循環(huán)反應持續(xù)向內(nèi)部滲透腐蝕(見圖4)。化學反應式如下：

(5)

(6)

(7)

(8)

圖4 管壁腐蝕后

除此以外，燃料在配風不足情況下燃燒時，燃燒區(qū)域缺氧會生成H2S氣體。該氣體腐蝕性較強，可與氧化膜中的FeO及基體Fe發(fā)生反應，生成FeS?；瘜W反應式如下：

(9)

(10)

由以上化學反應可得出：腐蝕產(chǎn)物主要是鐵的氧化物與硫化物?，F(xiàn)場大多數(shù)高溫腐蝕是以硫化物型為主的復合作用結(jié)果，腐蝕后的管壁減薄形貌較多，一般是分層減薄，而管壁向火側(cè)減薄較快，腐蝕速率一般為0.7～1.0 mm/a[3]。有研究表明，H2S的腐蝕性隨著溫度升高逐步增強，腐蝕速度也會大大加快。

2.3 氯化物型

煤粉中含有少量的NaCl化合物，因燃燒區(qū)域溫度高于其蒸發(fā)點，所以NaCl存在形式為氣態(tài)。在高溫環(huán)境下，與水蒸氣、硫的氧化物發(fā)生反應，生成硫酸鈉和氯化氫等?；瘜W反應式如下：

(11)

(12)

反應產(chǎn)生的HCl氣體具有強腐蝕性，會與金屬壁面的氧化膜繼續(xù)反應，生成氣態(tài)的FeCl2，加速了氧化膜脫落，從而破壞其保護功能。同時還使管子基體暴露在腐蝕性環(huán)境下，進一步腐蝕管壁。

當爐膛溫度在450～600 ℃，且HCl質(zhì)量分數(shù)超過0.35%時，氯化物型高溫腐蝕較容易發(fā)生。但大部分燃煤中氯含量低，較難發(fā)生氯化物型高溫腐蝕。

2.4 還原性氣氛引起的高溫腐蝕

為了降低NOx的排放，鍋爐燃燒系統(tǒng)多采用分級配風和低氧燃燒技術(shù)，可減少熱力型NOx生成量，而且有利于降低煙氣脫硝成本。另外，當爐內(nèi)風粉比不合理或燃燒組織不良，更加劇了還原性氣氛的生成。使得燃燒區(qū)域貼壁附近含有CO和H2等還原性氣體，將致密的Fe2O3保護膜還原成疏松多孔的FeO。

有研究表明，CO含量是影響爐內(nèi)還原性氣氛強弱的重要指標，且CO與H2S存在線性關(guān)系。當CO質(zhì)量分數(shù)大于3%時，H2S濃度也相應升高，進一步加劇高溫腐蝕的情況。因此可通過對爐內(nèi)CO含量的監(jiān)測作為反映高溫腐蝕強弱的依據(jù)。

3 影響因素和防范措施

影響高溫腐蝕的主耍因素分為煤質(zhì)特性、水冷壁溫度、水冷壁周圍的氣氛和受熱面的防腐措施。相應為了解決該問題，可以從兩方面著手，一是防止出現(xiàn)高溫腐蝕的條件，二是采取防范措施降低或者消除腐蝕現(xiàn)象。

3.1 煤質(zhì)特性

煤質(zhì)中的硫含量和堿金屬含量較高是發(fā)生高溫腐蝕的最直接因素，因此降低入爐煤的硫、堿金屬及其氧化物的含量是緩解高溫腐蝕的最有效方法，但燃料含硫量越低，燃煤價格就越高。出于經(jīng)濟性考慮，該措施很難在電廠有效實施。目前我國電煤含硫量普遍偏高，多數(shù)電廠大于1%，有的甚至達3%～5%。研究顯示當燃煤中的Sar高于1%時，煤中的FeS2以及燃燒過程中產(chǎn)生的游離[S]、H2S及其氧化物等腐蝕性產(chǎn)物達到一定濃度，水冷壁的高溫腐蝕問題就比較嚴重。同時燃煤中堿金屬的氧化物易導致硫酸鹽型高溫腐蝕。

控制煤粉細度，一方面可降低大顆粒煤粉對水冷壁管的沖刷，破壞水冷壁保護膜形成高溫腐蝕；另一方面可使煤粉在爐內(nèi)充分燃燒，從而避免形成還原性氣氛產(chǎn)生高溫腐蝕。

采用腐蝕抑制劑，近年部分電廠開始在燃料中添加腐蝕抑制劑。其中包括ZDM型添加劑，F(xiàn)S-1型固硫劑。目前通過該方式減少高溫腐蝕還未能在我國發(fā)電領(lǐng)域得到普遍利用，國外已利用該方式取得較好的成果[3]。

3.2 水冷壁溫度

相關(guān)研究表明：當水冷壁壁溫在300～500 ℃的范圍內(nèi)，壁溫每提高50 ℃，腐蝕速度要提高一倍。而隨著高參數(shù)機組的發(fā)展趨勢，必須要求提高水冷壁管內(nèi)工質(zhì)溫度，因此降低管壁溫度只能從減少傳熱惡化的方式來進行控制。一方面要嚴格控制好給水品質(zhì)，減少因管內(nèi)結(jié)垢導致熱阻增加管壁溫度上升[4]；另一方面也可減小爐膛內(nèi)的火焰不均，防止火焰刷墻；還可在檢修期間，對重點區(qū)域進行割管檢查，并清除水冷壁表面的積灰和結(jié)焦。

3.3 水冷壁周圍氣氛

如前文所述，還原性氣氛易引起高溫腐蝕，因此減少燃燒時局部缺氧便可緩解還原性氣氛生成。工程實踐中，可通過優(yōu)化配風方式，增加爐膛內(nèi)部的湍流混合，使得爐膛火焰分布均勻的應對方式；其次可送入貼壁風增加氧含量，降低壁面附近的還原性氣氛，但缺點是該系統(tǒng)配置復雜且風量不易控制。

3.4 受熱面防腐措施

通過對受熱面進行表面處理，隔絕與外部環(huán)境的接觸可達到緩解高溫腐蝕的目的。此方法有兩種：一種為高溫噴涂、另一種是鎢極氬弧焊覆焊技術(shù)。目前在國內(nèi)實踐中最常用的方式是高溫噴涂，覆焊技術(shù)在國外較為常見。噴涂工藝分電弧噴涂和等離子噴涂2種方式，都是將Ni-W或Ni-Cr等金屬粉末覆蓋在受熱面上，涂層厚度需綜合各種因素，一般在0.5 mm左右。這種方法在各電廠檢修中運用較為普遍，明顯緩解了高溫腐蝕現(xiàn)象。

以上是目前運用較為普遍4種措施，此外還可利用多切圓燃燒技術(shù)、變異周界風技術(shù)減少還原性氣氛，利用滲鋁管防腐技術(shù)保護管壁等均可減少高溫腐蝕現(xiàn)象。

4 結(jié)語

在電廠檢修期間，電廠與相關(guān)單位通過對高溫腐蝕具體現(xiàn)象進行分析，綜合采取多種防范措施，取得良好防范效果。所以，對水冷壁受熱面做到“逢停必查”，及時采取相應措施，會有效減少因水冷壁管泄漏或爆管引起非停事故。