煤粉炉水冷壁管高温腐蚀原因与防控

梁亚飞

(华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

近年来，国内许多不同炉型、不同容量、不同煤种、不同燃烧方式燃煤锅炉的水冷壁向火侧发生高温腐蚀现象越来越普遍。由于水冷壁高温腐蚀导致锅炉爆管，从而引起非停、大面积换管等问题已经严重威胁到锅炉机组安全经济运行，对锅炉的定期检验也带来了一定的挑战。在《锅炉安全技术规程》中明确要求“抽查燃烧器周围以及热负荷较高区域水冷壁管的高温腐蚀情况”，本文综合文献和现场实践，阐述了水冷壁高温腐蚀的原因及防控措施，为水冷壁的现场检修工作提供参考。

高温腐蚀是一系列复杂的物理化学作用导致的结果，是锅炉受热面管在炉内的燃烧环境中，时刻受到火焰或高温烟气的冲刷而发生的锈蚀现象。因此在燃烧剧烈的高温区域，即锅炉水冷壁向火侧的燃烧器附近容易发生高温腐蚀，形貌见图1、图2。

近年来，随着国家宏观调控政策“上大压小”，锅炉向大容量、高参数迅速发展，炉膛内温度相比有所升高，导致水冷壁管壁温度提高，易诱发高温腐蚀；
同时为降低NOx的排放，锅炉燃烧系统多采用分级配风和低氧燃烧技术，在燃烧区域附近H2S、SO2等还原性气体含量增加，尤其与各层燃烧器水平的高温负荷区，更加剧引起高温腐蚀。

图1 高温腐蚀形貌1

图2 高温腐蚀形貌2

经过研究发现，燃煤锅炉高温腐蚀一般分为硫化物型、硫酸盐型、氯化物型以及由还原性气体引起的高温腐蚀[1]。以下分别阐述各高温腐蚀形成理论基础。

2.1 硫酸盐型

煤粉在剧烈燃烧时，其中的Na2O和K2O与高温烟气中的SO3生成K2SO4和Na2SO4。这些附着在管壁表面的碱金属硫酸盐，会继续与硫的氧化物反应，生成低熔点的焦硫酸盐Na2S2O7。因其熔点低处于熔融状态，在管壁上更容易与Fe2O3氧化膜反应生成复合硫酸盐。与此同时，碱金属硫酸盐也会与周围烟气中的SO3及Fe2O3氧化膜反应生成复合硫酸盐。虽然氧化膜能起到一定程度的保护作用，但是在处于熔融状态的复合硫酸盐以及烟气的强烈冲刷反复作用下，使管子腐蚀持续进行[2]。其化学反应式如下(以Na为例)：

(1)

(2)

(3)

(4)

由以上化学式可以得出：该类型高温腐蚀与燃料中的含硫量和碱金属氧化物息息相关，硫含量与碱金属氧化物越多，在高温环境下越容易发生高温腐蚀。总体而言，过热器和再热器易发生此类型腐蚀，水冷壁则相对较少。

2.2 硫化物型

当燃料中的黄铁矿(FeS2)含量较高，致使硫含量达到一定值时，为硫化物腐蚀提供了物质基础。研究表明，由于高温热力学性质的稳定性不同，当温度高于570 ℃时，管壁氧化膜由Fe2O3、Fe3O4和FeO组成(见图3)。氧化膜虽能起到一定程度的保护作用，但在高温烟气和煤粉的反复冲刷下发生磨损，同样为高温腐蚀继续进行提供条件。

图3 管壁腐蚀前

FeS2在燃烧的高温条件下受热分解生成自由原子硫[S]，同时烟气中的H2S也会分别与SO2、O2反应生成自由原子硫[S]，[S]可以穿过金属膜的间隙扩散至管壁基体铁，发生反应生成FeS，继续与燃烧区域的O2反应生成原子[S]，循环反应持续向内部渗透腐蚀(见图4)。化学反应式如下：

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(6)

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(8)

图4 管壁腐蚀后

除此以外，燃料在配风不足情况下燃烧时，燃烧区域缺氧会生成H2S气体。该气体腐蚀性较强，可与氧化膜中的FeO及基体Fe发生反应，生成FeS。化学反应式如下：

(9)

(10)

由以上化学反应可得出：腐蚀产物主要是铁的氧化物与硫化物。现场大多数高温腐蚀是以硫化物型为主的复合作用结果，腐蚀后的管壁减薄形貌较多，一般是分层减薄，而管壁向火侧减薄较快，腐蚀速率一般为0.7～1.0 mm/a[3]。有研究表明，H2S的腐蚀性随着温度升高逐步增强，腐蚀速度也会大大加快。

2.3 氯化物型

煤粉中含有少量的NaCl化合物，因燃烧区域温度高于其蒸发点，所以NaCl存在形式为气态。在高温环境下，与水蒸气、硫的氧化物发生反应，生成硫酸钠和氯化氢等。化学反应式如下：

(11)

(12)

反应产生的HCl气体具有强腐蚀性，会与金属壁面的氧化膜继续反应，生成气态的FeCl2，加速了氧化膜脱落，从而破坏其保护功能。同时还使管子基体暴露在腐蚀性环境下，进一步腐蚀管壁。

当炉膛温度在450～600 ℃，且HCl质量分数超过0.35%时，氯化物型高温腐蚀较容易发生。但大部分燃煤中氯含量低，较难发生氯化物型高温腐蚀。

2.4 还原性气氛引起的高温腐蚀

为了降低NOx的排放，锅炉燃烧系统多采用分级配风和低氧燃烧技术，可减少热力型NOx生成量，而且有利于降低烟气脱硝成本。另外，当炉内风粉比不合理或燃烧组织不良，更加剧了还原性气氛的生成。使得燃烧区域贴壁附近含有CO和H2等还原性气体，将致密的Fe2O3保护膜还原成疏松多孔的FeO。

有研究表明，CO含量是影响炉内还原性气氛强弱的重要指标，且CO与H2S存在线性关系。当CO质量分数大于3%时，H2S浓度也相应升高，进一步加剧高温腐蚀的情况。因此可通过对炉内CO含量的监测作为反映高温腐蚀强弱的依据。

影响高温腐蚀的主耍因素分为煤质特性、水冷壁温度、水冷壁周围的气氛和受热面的防腐措施。相应为了解决该问题，可以从两方面着手，一是防止出现高温腐蚀的条件，二是采取防范措施降低或者消除腐蚀现象。

3.1 煤质特性

煤质中的硫含量和碱金属含量较高是发生高温腐蚀的最直接因素，因此降低入炉煤的硫、碱金属及其氧化物的含量是缓解高温腐蚀的最有效方法，但燃料含硫量越低，燃煤价格就越高。出于经济性考虑，该措施很难在电厂有效实施。目前我国电煤含硫量普遍偏高，多数电厂大于1%，有的甚至达3%～5%。研究显示当燃煤中的Sar高于1%时，煤中的FeS2以及燃烧过程中产生的游离[S]、H2S及其氧化物等腐蚀性产物达到一定浓度，水冷壁的高温腐蚀问题就比较严重。同时燃煤中碱金属的氧化物易导致硫酸盐型高温腐蚀。

控制煤粉细度，一方面可降低大颗粒煤粉对水冷壁管的冲刷，破坏水冷壁保护膜形成高温腐蚀；
另一方面可使煤粉在炉内充分燃烧，从而避免形成还原性气氛产生高温腐蚀。

采用腐蚀抑制剂，近年部分电厂开始在燃料中添加腐蚀抑制剂。其中包括ZDM型添加剂，FS-1型固硫剂。目前通过该方式减少高温腐蚀还未能在我国发电领域得到普遍利用，国外已利用该方式取得较好的成果[3]。

3.2 水冷壁温度

相关研究表明：当水冷壁壁温在300～500 ℃的范围内，壁温每提高50 ℃，腐蚀速度要提高一倍。而随着高参数机组的发展趋势，必须要求提高水冷壁管内工质温度，因此降低管壁温度只能从减少传热恶化的方式来进行控制。一方面要严格控制好给水品质，减少因管内结垢导致热阻增加管壁温度上升[4]；
另一方面也可减小炉膛内的火焰不均，防止火焰刷墙；
还可在检修期间，对重点区域进行割管检查，并清除水冷壁表面的积灰和结焦。

3.3 水冷壁周围气氛

如前文所述，还原性气氛易引起高温腐蚀，因此减少燃烧时局部缺氧便可缓解还原性气氛生成。工程实践中，可通过优化配风方式，增加炉膛内部的湍流混合，使得炉膛火焰分布均匀的应对方式；
其次可送入贴壁风增加氧含量，降低壁面附近的还原性气氛，但缺点是该系统配置复杂且风量不易控制。

3.4 受热面防腐措施

通过对受热面进行表面处理，隔绝与外部环境的接触可达到缓解高温腐蚀的目的。此方法有两种：一种为高温喷涂、另一种是钨极氩弧焊覆焊技术。目前在国内实践中最常用的方式是高温喷涂，覆焊技术在国外较为常见。喷涂工艺分电弧喷涂和等离子喷涂2种方式，都是将Ni-W或Ni-Cr等金属粉末覆盖在受热面上，涂层厚度需综合各种因素，一般在0.5 mm左右。这种方法在各电厂检修中运用较为普遍，明显缓解了高温腐蚀现象。

以上是目前运用较为普遍4种措施，此外还可利用多切圆燃烧技术、变异周界风技术减少还原性气氛，利用渗铝管防腐技术保护管壁等均可减少高温腐蚀现象。

在电厂检修期间，电厂与相关单位通过对高温腐蚀具体现象进行分析，综合采取多种防范措施，取得良好防范效果。所以，对水冷壁受热面做到“逢停必查”，及时采取相应措施，会有效减少因水冷壁管泄漏或爆管引起非停事故。