超超临界机组水冷壁高温腐蚀问题的探讨
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。
关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。
2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。
比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。
其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。
该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。
鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。
二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。
（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。
（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施进入21世纪后，我国社会对电能的需求越来越强，而随着科学技术的不断发展，火力发电技术也日益成熟。
现阶段，我国在建火电厂项目主要采用超临界机组与亚临界机组。
超临界机组是一种较为先进的燃煤发电机组，具有环保性能好、煤耗低以及技术含量高的特点。
在超临界锅炉实际应用过程中，人们发现锅炉的水冷壁易受到高温的破坏，从而导致锅炉无法正常工作。
笔者结合工作经验与相关理论知识，在本文中探讨了超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题与技术改造措施，供读者参考借鉴。
标签：超临界锅炉；水冷壁；高温腐蚀超临界锅炉技术始源于20世纪90年代，其由欧洲工程家发明，至今仍在发电领域发挥着不可或缺的作用。
超临界锅炉是一种锅炉内工质的压力处于临界点之上的锅炉。
超临界锅炉经长时间使用后可能产生高温腐蚀问题，而高温腐蚀现象不仅无法会令锅炉无法正常工作，还可能引发安全事故。
本文以超临界锅炉水冷壁高温腐蚀现象为研究对象，对造成高温腐蚀现象的原因进行了分析，同时提出了针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的技术改造建议1.对高温腐蚀予以分析国内在进行电厂锅炉的腐蚀事故调查发现，其腐蚀部分主要位于高温区域，具体来讲，在燃烧器的出口位置和中心线比较相近区域，发生容易腐蚀几率较高。
对于锅炉水冷壁的腐蚀区域来讲，其表面呈现黑褐色，此物质外表面松软，但内部比较坚硬。
在进行化学化验鉴定后，物质中硫量比例相对较高，且锅炉表面腐蚀区域比较脏，具有暗灰色特点，结合研究发现产生此现象的主要原因为：煤灰未充分燃烧，使其燃烧物和炉壁腐蚀产生混合物，当其黏附于锅炉水冷壁后即呈现以上状况。
在进行燃烧气体取样时，研究得出其成分包括：氧气、一氧化碳、二氧化碳、二氧化硫，其中一氧化碳含量约为10%，而氧气含量低于3%。
研究锅炉水冷壁垢状的化合物时，其成分包括：四氧化三铁、三氧化二铁、氧化亚铁、铁硫化物。
当进行腐蚀产物分析后，明确锅炉水冷壁出现高温腐蚀原因，即硫化物产生高温腐蚀时，其硫化物主要是由黄铁矿内硫元素所生产，在进行腐蚀机理的研究时，其主要包括以下几点。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉采用高温高压工作状态，在运行过程中容易出现水冷壁高温腐蚀问题。
水冷壁高温腐蚀是指锅炉水冷壁在高温条件下与燃烧物质中的腐蚀性物质发生化学反应，导致水冷壁材料表面的腐蚀和损伤。
水冷壁高温腐蚀主要有火室侧和渣穴侧两种腐蚀形式。
火室侧高温腐蚀主要由固定在内部火室墙面上的眼镜体、硅酸盐等成分的高背渣和泥浆形成的粘结层、金属表面钙镁砂浆发生的化学反应而引起。
火室侧温度较高，氧气含量较低，硅酸盐和其他腐蚀性物质在高温下会与金属表面发生反应，产生腐蚀产物，从而导致水冷壁表面的腐蚀和材料损伤。
渣穴侧高温腐蚀主要是由与碱性渣浆反应生成电解质、生成高背渣所带入的渣浆、金属表面的氧化膜等因素共同作用形成的。
渣穴侧的高温腐蚀主要发生在锅炉的低温侧，渣浆中的高背渣与金属表面的化学反应可以导致水冷壁表面的腐蚀和损伤。
1. 改变炉膛结构：通过调整燃烧器布置、增加河底避流板、调整布风、增加保温层等措施，减少火室侧高温腐蚀。
2. 优化燃烧工艺：通过优化燃烧工艺参数，提高燃烧效率，减少可燃物质残留和产生的腐蚀性物质。
3. 加强渣穴清理：定期清理渣穴中的渣块和高背渣，防止其与金属表面发生反应。
4. 选择抗高温腐蚀材料：选择更高质量的材料，如合金材料，具有抗高温腐蚀性能，降低水冷壁的腐蚀程度。
5. 增强金属表面保护：在金属表面形成一层保护膜，防止腐蚀性物质直接与金属表面接触。
6. 加强水质管理：合理控制锅炉给水中的杂质含量，避免腐蚀物质进入水冷壁。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀主要由火室侧和渣穴侧两种腐蚀形式构成，并可能导致水冷壁表面的腐蚀和损伤。
针对这一问题，可以通过改变炉膛结构、优化燃烧过程、加强渣穴清理、选材和表面保护等措施来减轻腐蚀程度，提高水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉是一种高效、节能的发电设备，但是在运行过程中，锅炉水冷壁会受到高温腐蚀的影响，降低了锅炉的运行效率和寿命。
本文将对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行分析，并提出改造措施。
1. 高温烟气腐蚀：超临界锅炉的烟气温度较高，使得烟气中的酸性物质（尤其是SOx 和Cl-）对水冷壁产生腐蚀作用。
当烟气内的酸性物质与水冷壁表面的水蒸气接触时，会发生气—液两相间的化学反应，产生酸性溶液并对水冷壁表面进行腐蚀。
2. 氧化腐蚀：锅炉水冷壁内部存在着氧气，当水冷壁内部的金属表面与氧气接触时，会发生氧化反应，使金属表面产生氧化物。
氧化物的形成会导致水冷壁金属的腐蚀，在高温和高压的环境下，氧化物会与金属内部形成一个保护膜，阻碍了金属的继续腐蚀，但是当膜层破裂时，金属表面又会重新暴露在氧气中，导致腐蚀加剧。
3. 热应力腐蚀：循环水由于运行中的温度和压力变化，使得水冷壁受到热应力的影响，从而产生应力腐蚀。
热应力腐蚀会导致水冷壁金属的晶粒形状发生变化，表面出现裂纹或剥落，进而加剧了水冷壁的腐蚀。
1. 酸洗处理：定期对水冷壁进行酸洗处理，清除表面的铁锈和氧化物，恢复金属表面的光洁度，降低腐蚀的可能性。
2. 材料改进：选用耐蚀性能较好的材料，如抗氧化、耐高温、耐酸性等特性的材料，改善水冷壁的抗腐蚀能力。
3. 防腐涂层：在水冷壁表面涂覆一层耐高温、耐腐蚀性能好的保护层，形成一层保护膜，防止水冷壁表面与高温烟气接触，降低腐蚀的风险。
4. 水质控制：控制锅炉循环水的水质，减少酸碱物质的含量，降低水冷壁的腐蚀速率。
5. 过量空气控制：控制锅炉的燃料供给和排烟系统，避免烟气中含有过多的酸性物质，减少水冷壁的酸蚀。
通过采取上述改造措施，可以有效地降低超临界锅炉水冷壁的高温腐蚀现象，延长锅炉的使用寿命，提高运行效率。
660MW超临界对冲火焰锅炉水冷壁高温腐蚀原因探究
660MW超临界对冲火焰锅炉水冷壁高温腐蚀原因探究发布时间：2021-12-31T07:50:51.086Z 来源：《电力设备》2021年第11期作者：冉江洋[导读] 预防高温腐蚀的措施几乎都是被动预防-喷涂防腐保护层，可以缓解、控制水冷壁管受高温腐蚀的侵害程度。
（中电（普安）发电有限责任公司贵州黔西南 561503）摘要：火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。
高温腐蚀是金属管壁在高温烟气环境下发生的腐蚀，会造成水冷壁管壁变薄，强度下降，容易发生爆管、泄漏等事故，进而导致机组发生非停，严重影响机组安全和经济运行，对整个电网的安全性和稳定性造成影响。
为降低氮氧化物的排放，许多火电厂不仅增加脱硝系统，还在锅炉燃烧系统配置方面采取措施，一般在锅炉燃烧器上方增加燃尽风，维持还原性气氛。
但是，增加燃尽风后容易导致燃烧器结焦，引起水冷壁高温腐蚀。
国内锅炉水冷壁腐蚀中对冲燃烧方式的锅炉水冷壁高温腐蚀现象比较严重，尤其超超临界、超临界机组对冲燃烧方式的锅炉燃烧器区域两侧水冷壁引发高温腐蚀的可能性较大。
关键词：对冲火焰锅炉；水冷壁；高温腐蚀前言在火力发电厂中，锅炉水冷壁管高温腐蚀向来是燃煤电厂存在的重大问题，直接影响锅炉正常运行，成为电厂安全运行的重大隐患。
随着锅炉大容量、高参数及低NOx燃烧技术的应用，特别是以分离燃尽风（SOFA）为代表的低NOx燃烧技术的广泛应用，高温腐蚀问题占据了锅炉燃烧问题的首位。
目前，对冲燃烧锅炉主要采用旋流燃烧器，它可卷吸高温烟气，配风强烈，炉膛热负荷易控制均匀。
锅炉采用低NOx燃烧技术后，对于燃用含硫量高于1%的燃煤后高温腐蚀问题相当普遍。
避免水冷壁管高温腐蚀和磨损的方式主要有以下两种：非表面防护方法和表面防护方法。
非表面防护方法如炉衬防护等可在某种程度上降低水冷壁腐蚀，但不能根本避免其腐蚀。
表面防护方法即覆盖一层耐腐蚀的隔离层在水冷壁受腐蚀的表面上，主要有涂刷法，电镀、热渗度法以及热喷涂法。
关于超临界发电锅炉水冷壁高温氧化腐蚀的原因分析及对策
关于超临界发电锅炉水冷壁高温氧化腐蚀的原因分析及对策近年来，我国发生了多次电站锅炉水冷壁高温氧化腐蚀事故。
例如，2008年某发电厂检修锅炉时，锅炉水冷壁严重遭受高温氧化腐蚀，其中129根水冷壁管的厚度减薄超标，最薄的水冷壁管厚度仅有3mm。
水冷壁管的变薄使锅炉的强度大大降低，最终导致泄漏事故的发生。
1 高温氧化腐蚀机理高温氧化腐蚀是一个复杂的物理化学过程，目前该过程仍处于探索阶段，一般认为主要与下列因素有关：（1）炉膛中火焰的温度；（2）燃煤的含硫量；（3）烟气与灰颗粒的冲蚀。
在发电锅炉运行过程中，炉温可达1600℃以上，由于燃煤中存有硫和其它有害杂质，水冷壁一般会受到高温氧化腐蚀，参与高温氧化腐蚀的危害物有燃烧过程中产生的SO2、SO3、H2S、HCl等，它们在各种温度下可共同对管壁进行复杂的动态腐蚀，其中，硫化物是锅炉高温氧化腐蚀的主要因素。
黄铁矿粉末与一些未燃尽的煤粉进入冷水壁区域，受热分解：Fe S2→FeS+[s] （1）硫原子也可以由H2S和SO2反应生成：2H2S+SO2→2H2O+3[s] （2）高温条件下，游离态的硫原子与锅炉壁中的铁产生反应：Fe+[s]→FeS （3）而且这种反应速度随着壁温的升高迅速加快。
该发电厂在锅炉大修检查中发现：在水冷壁上存在这种单质硫，而且具有一定厚度，可进一步判断该高温氧化腐蚀为还原性气体生成的硫化物型高温氧化腐蚀。
根据以上机理可看出，当发电炉内空气动力场不良时，极有可能发生高温氧化腐蚀现象，而前后墙对冲的锅炉，往往前后墙腐蚀程度要比侧墙轻很多，或者基本不发生腐蚀。
2 高温氧化腐蝕原因分析2.1 煤种的原因高温氧化腐蚀的最根本原因是硫元素，而硫元素主要来源于煤。
因此，煤种是导致锅炉高温氧化腐蚀的最根本原因之一。
高含硫量煤种的燃烧是发生氧化腐蚀性的主要原因。
同时，我国电厂燃烧的贫煤燃烧性能较差，使得燃料在燃烧过程中生成部分还原气体，催化了锅炉的硫化，加快了高温氧化腐蚀作用。
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理
600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。
关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。
2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。
比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。
其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。
该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。
鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。
二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。
（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。
（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉作为目前燃煤发电厂常见的一种锅炉，其水冷壁高温腐蚀问题一直是工程技术人员面临的难题之一。
针对这一问题，需要对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因进行深入分析，并提出有效的改造措施，以保障锅炉的安全稳定运行。
一、高温腐蚀原因分析1. 微观组织和化学成分分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀通常是由于水冷壁材料内部微观组织和化学成分的不均匀性导致的。
通常情况下，水冷壁材料中的金属固溶体和非金属夹杂物成分不均匀，导致局部的晶粒细化或过粗，这就易于形成结构缺陷，诱发高温腐蚀。
2. 温度梯度和气流流速超临界锅炉工作条件下，水冷壁表面存在很大的温度梯度和气流流速梯度，这就容易造成水冷壁表面的非均匀受热和冷却，进而导致腐蚀的不均匀性。
3. 燃烧过程中燃料和灰渣的影响燃煤发电厂使用的煤质和燃料不同，燃烧过程中产生的灰渣成分和温度也会不同，这些都会对水冷壁的高温腐蚀造成影响。
燃料中的硫、钠等元素也会对水冷壁材料造成腐蚀作用。
二、改造措施1. 优化材料和工艺针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，可以通过优化水冷壁材料和工艺，提高材料的抗氧化、抗腐蚀性能，降低微观组织和化学成分的不均匀性，以增强水冷壁的耐腐蚀性能。
2. 加强监测和维护建立完善的水冷壁高温腐蚀监测体系，通过定期的检测和维护，及时发现和解决水冷壁高温腐蚀问题，确保锅炉的安全运行。
3. 改善燃料燃烧技术4. 加强尾气净化设施通过加强烟气的脱硫、脱硝等净化工艺，减少烟气中有害物质对水冷壁的腐蚀作用，以降低水冷壁的高温腐蚀风险。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题是一个复杂的工程问题，需要从材料、工艺、燃料和运行管理等多个方面进行综合分析和改进。
只有通过不断的技术创新和管理改进，才能有效解决水冷壁高温腐蚀问题，确保超临界锅炉的安全稳定运行。
大容量超超临界锅炉高温腐蚀原因分析及治理措施
大容量超超临界锅炉高温腐蚀原因分析及治理措施发布时间：2021-05-07T16:14:56.270Z 来源：《当代电力文化》2021年1月第3期作者：姚小旺[导读] 目前采用前后墙对冲燃烧的大容量超超临界锅炉侧墙水冷壁发生高温腐蚀的现象较多姚小旺陕西能源电力运营有限公司商洛项目部陕西省商洛市726007摘要：目前采用前后墙对冲燃烧的大容量超超临界锅炉侧墙水冷壁发生高温腐蚀的现象较多，严重威胁锅炉的长周期安全经济运行。
综合分析认为该腐蚀是硫化物型高温腐蚀。
针对具体失效原因，提出了侧壁风装置改造、燃烧调整和水冷壁表面喷涂等综合措施。
综合措施的应用改善了煤粉刷墙情况，消除了水冷壁管周围的还原性气氛，有效解决了锅炉水冷壁高温腐蚀问题。
研究对于解决目前百万机组锅炉普遍存在的水冷壁高温腐蚀问题具有一定的参考意义。
关键词：超超临界锅炉；水冷壁；高温腐蚀；1水冷壁腐蚀原因分析对发生腐蚀位置水冷壁管进行了割管分析，管子化学成分符合标准要求，金相组织无异常，但腐蚀位置氧含量过低，运行过程中该处为还原性气氛。
综合分析后认为水冷壁发生了硫化物型高温腐蚀。
炉膛内左右侧墙位置高温腐蚀比较严重，而前后墙位置高温腐蚀较轻。
这主要是因为锅炉燃烧器为前后墙对冲布置时，如果一次风速较大，煤粉产生的气流经前后墙处一次风的碰撞后将直接冲向左右墙水冷壁处并在其周围燃烧，在周围产生还原性气氛，最终发生高温腐蚀。
硫化物类高温腐蚀的物理化学过程较为复杂，其腐蚀原理是未燃尽煤粉中的黄铁矿在管壁周围因受热而分解释放自由的原子S和FeS；当管壁邻近含有一定浓度的H2S和SO2气体时，两者反应可生成自由的原子S;FeS2与C的混合物在缺少O2的气氛中反应时，在产物中也会发现有自由原子S的存在；在还原性气氛状态下，自由原子S会因为O2不足而只能部分氧化，其会直接渗透穿过管壁氧化膜，与基体铁发生化学反应生成FeS，并且当管壁温度高于350℃时，反应进程加速，管子内部硫化，最后导致氧化膜松散开裂，甚至出现剥落现象[1-5]。
论1000MW超超临界锅炉高温腐蚀分析及对策
论1000MW超超临界锅炉高温腐蚀分析及对策1000MW超超临界锅炉经常会在使用的过程中出现高温腐蚀的现象，因此会对锅炉产生很大的损坏，也更加容易对企业的安全生产造成影响。
本文结合实际案例对1000MW超超临界锅炉高温腐蚀的问题进行分析，并在之后提出改进的措施。
标签：1000MW超超临界锅炉;高温腐蚀;分析策略0 引言多数燃煤电厂都非常容易出现电站锅炉水冷壁区域的高温腐蚀现象，这也是大多数燃煤电厂在运作过程中经常会出现的问题，甚至会在之后影响电力安全生产。
金属在高温或者受热的状态下使得管壁的表面发出更多的烟气，进而一侧的金属就容易被腐蚀。
如果腐蚀过度则会使得水冷壁的厚度变薄，整体的强度也因此变低[1]。
如果不注意处理则会造成爆管和泄漏等事故，最终使得整个机组运行的计划得以暂停，也会因此严重影响机组运行的安全性和经济性。
1 设备概述某电厂所使用的锅炉是由东方锅炉股份有限公司制造的。
在额定蒸发时，其锅炉的主要参数如下：锅炉的蒸发量为2888.6t/h，过热器出口蒸汽的压力为26.15MPa，过热器出口的蒸汽温度被控制在605℃，整个省煤器进口水的温度被控制在298.6℃。
本锅炉采用了平衡通风的控制方式，锅炉运转层的上方则会直接采用露天布置合并全钢架结构的锅爐。
在一般工作情况，入锅的煤硫的量会被控制在0.4%-1.6%之间。
但是，当设备被投入使用之后，可以发现锅炉一侧壁内约18.6-47m的位置出现了冷壁高温腐蚀的现象。
如果不及时采用措施进行处理则不能够保证锅炉进行正常工作。
2 形成腐蚀现象的原因锅炉内部的一氧化碳浓度被控制在10000，内部二氧化碳的浓度被控制在260。
在这样的工作环境中，1000MW超超临界锅炉则会长期处于一种高温的状态中。
过高的温度会直接接近火焰楼壁的区域，从而形成一类还原性的气体，从而使得锅炉内部形成结膛的现象[2]。
如果没有在之后有效地进行处置，则也容易在锅炉内部出现结渣的现象，最终使得锅炉内部被高温所腐蚀。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是指在高温高压条件下，锅炉水冷壁表面发生腐蚀现象。
这种腐蚀是由多种原因引起的，主要包括以下几点：1. 烟气组分：燃烧过程中产生的烟气中含有大量的含硫化合物和氯化物，这些物质在高温下形成腐蚀性物质，如硫酸、盐酸等。
这些物质会与水冷壁表面的金属反应，造成腐蚀。
2. 燃烧温度：超临界锅炉的燃烧温度较高，一般在500-600摄氏度，甚至更高。
高温会加速金属表面的氧化过程，使金属表面生成腐蚀性氧化物。
3. 冷却水质：超临界锅炉中使用的冷却水中含有溶解性氧和二氧化碳，这些物质会与金属表面发生电化学反应，形成腐蚀性产物。
冷却水中可能还含有一定的盐类和杂质，这些物质也会加速金属腐蚀。
1. 改进燃烧系统：通过调整燃烧系统，降低燃烧温度，减少烟气中的含硫化合物和氯化物含量，可以有效降低高温腐蚀的发生。
2. 改进冷却水处理：加强冷却水的处理工艺，去除冷却水中的溶解性氧和二氧化碳，减少金属表面的氧化反应。
合理控制冷却水中的盐类和杂质含量，避免其加速金属腐蚀。
3. 选择耐蚀材料：在设计超临界锅炉水冷壁时，应选择耐蚀性能较好的材料，如不锈钢、镍基合金等。
这些材料具有良好的耐腐蚀性能，可以减少高温腐蚀的发生。
4. 加强监测和维护：通过安装腐蚀监测装置，及时了解水冷壁的腐蚀情况，根据监测结果进行及时维护和处理，可以有效预防高温腐蚀的发生。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是由于烟气成分、燃烧温度和冷却水质等多种因素共同作用导致的。
通过改进燃烧系统、改进冷却水处理、选择耐蚀材料和加强监测维护等措施，可以有效预防和减少高温腐蚀的发生。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施1. 引言1.1 超临界锅炉水冷壁高温腐蚀概述超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是指在超临界锅炉中，水冷壁在高温高压条件下受到腐蚀损伤的现象。
超临界锅炉水冷壁是锅炉中重要的受热面部件，直接受到燃煤或燃气燃烧产生的高温烟气的冲击，因此容易受到腐蚀的影响。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀主要包括氧腐蚀、硫腐蚀、碱性物质腐蚀、高温侵蚀等多种形式。
氧腐蚀是超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的主要形式，其产生的腐蚀速率很大，会严重影响水冷壁的寿命和正常运行。
对于超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，需要深入研究其产生的原因和机理，找到有效的改造技术，提高水冷壁的抗腐蚀能力，保证锅炉的安全稳定运行。
对于超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题的改造与应用具有重要的理论和实践意义，值得深入探讨和研究。
1.2 研究背景和意义超临界锅炉是一种高效节能的锅炉形式，具有热效率高、运行成本低等优点，被广泛应用于电力、化工等领域。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题严重影响了锅炉的安全稳定运行。
高温腐蚀是指在高温和高腐蚀性气体环境中，金属材料发生的表面破坏现象，导致水冷壁的厚度减薄、强度下降，最终影响锅炉的安全运行。
针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，研究改造技术具有重要的现实意义和深远影响。
通过分析高温腐蚀的原因，探索改造技术及其效果评估，可以有效提高锅炉的运行安全性和经济性。
研究超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因分析及改造措施，对于提高锅炉能源利用效率、延长锅炉寿命具有重要意义。
【2000字】2. 正文2.1 超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是指在超临界工况下，水冷壁在高温和高压环境中发生的一种腐蚀现象。
其主要原因包括以下几个方面：水冷壁工作在高温高压的环境下，水冷壁表面受到了来自工质中高速流动水蒸气的冲击，极易导致表面氧化皮的脱落，暴露出金属基体，加速了金属的腐蚀。
高温环境下金属表面易与水蒸气中的氧、氢等气体发生反应，形成金属氧化物和氢氧化物，这些物质对金属具有腐蚀作用。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉是目前发电厂广泛使用的一种高效、清洁的发电设备。
水冷壁作为超临界锅炉的重要部件之一，主要作用是承受高温、高压下的热沉积和着火烟气的冲击，同时保护锅炉的正常运行。
然而，在长期的运行过程中，水冷壁会遭受高温腐蚀的侵蚀，从而影响锅炉的性能和寿命。
因此，本文就超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因的分析及改造措施进行探讨。
一、高温腐蚀的原因分析超临界锅炉水冷壁高温腐蚀主要是由于烟气中的硫、氯、氧等物质与壁面材料发生的化学反应引起的。
这些腐蚀物质会在高温下吸附到壁面上并形成化合物，导致壁面材料的脆化和剥落。
除此之外，水冷壁的设计和制造本身也会对高温腐蚀的发生和发展起到一定的影响。
具体来说，高温腐蚀的原因主要包括以下几个方面：1. 烟气中的硫化物和氯化物对水冷壁的腐蚀在超临界锅炉中，烟气中的氧化物也是导致水冷壁腐蚀的因素之一。
烟气中的氧化物可以直接与水冷壁的金属材料反应，同时也可以与硫化物和氯化物共同作用形成化合物，导致水冷壁腐蚀。
3. 水冷壁的设计和制造超临界锅炉水冷壁的设计和制造也会对高温腐蚀的发生和发展起到一定的影响。
如壁面材料的选择、壁面的结构设计、壁面的通水方式等，都会影响水冷壁的抗腐蚀能力。
二、改造措施针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的问题，可以采取若干改造措施以提高水冷壁的抗腐蚀能力和使用寿命：1. 选用高抗腐蚀材料可选用高抗腐蚀材料如不锈钢、铬合金、镍合金等代替常规材料，以提高水冷壁的抗腐蚀能力。
2. 改善壁面结构设计可针对现有壁面结构进行优化设计，如改变水冷壁的结构尺寸、加强壁面的支撑等，以提高水冷壁的抗腐蚀性和耐久性。
3. 优化壁面通水方式通过优化壁面通水方式，如采用喷淋冷却方式、改变水冷壁的通水方向等，以提高水冷壁的自洁能力，减小腐蚀产物的积累。
4. 加强腐蚀监测和维护加强腐蚀监测和维护，如定期对水冷壁进行检测，提前发现问题并及时采取修补措施，以延长水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉的水冷壁位于锅炉燃烧区域，其主要作用是吸收燃烧产生的高温烟气的热量，将水蒸汽加热为高温高压蒸汽，进一步提高锅炉的热效率。
高温高压蒸汽会对水冷壁材料产生腐蚀作用，严重影响锅炉的安全运行和寿命。
本文将就超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因进行分析，并提出改造措施。
1. 烟气中的高温腐蚀物质：烟气中的硫、氧和氯等物质会与水冷壁材料形成酸性物质，从而引起腐蚀。
特别是硫酸和硫酸盐，其腐蚀性非常强。
2. 烟气的流动状态：烟气在水冷壁表面的流动速度和流动状态直接影响腐蚀的程度。
流速过慢会使高温的烟气停留在水冷壁表面，增加了腐蚀的可能性；而流速过快则会带走水冷壁表面的腐蚀产物，减轻腐蚀的程度。
3. 材料的选择和热处理：水冷壁材料的选择和热处理过程对抗高温腐蚀非常重要。
合适的材料应具有较高的抗高温腐蚀性、耐热强度和粘结强度。
1. 提高水冷壁材料的抗高温腐蚀性：选择适合超临界锅炉工作条件下的抗腐蚀材料，如Cr-Mo合金钢、不锈钢等，可以有效提高水冷壁的抗高温腐蚀能力。
2. 改善烟气的流动状态：通过优化锅炉的设计结构和烟气流动分布，使烟气在水冷壁表面的流速和流向均匀稳定，避免烟气的滞留和侵蚀。
3. 定期检测和清洗水冷壁表面：定期检测水冷壁表面的腐蚀情况，对于有腐蚀现象的部位及时清洗，并采取预防措施，如对水冷壁表面进行保护层覆盖等，以延长水冷壁的使用寿命。
4. 烟气脱硫和除尘措施：加装烟气脱硫和除尘设备，减少烟气中的硫和颗粒物含量，从根本上降低了烟气中对水冷壁的腐蚀作用。
超临界锅炉水冷壁的高温腐蚀问题是影响其安全运行和寿命的重要因素。
通过选择合适的材料、改善烟气流动状态、定期检测和清洗水冷壁表面以及加装烟气脱硫和除尘设备等措施，可以有效解决高温腐蚀问题，提高超临界锅炉的运行安全性和经济性。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉水冷壁是一种在高温高压条件下工作的关键设备，其主要作用是将锅炉内的高温烟气和水进行换热，以保证锅炉的正常运行。
在长期运行中，超临界锅炉水冷壁常常会受到高温腐蚀的影响，导致壁面损坏，给锅炉工业生产带来一定的困扰。
对这一问题进行原因分析并采取相应的改造措施，就显得尤为重要。
高温烟气中的腐蚀性物质是导致水冷壁腐蚀的主要因素之一。
在超临界锅炉运行过程中，燃料燃烧产生的烟气中含有一定的硫、氯等腐蚀性物质，而这些物质在高温下容易与金属壁面发生反应，形成腐蚀产物。
这些腐蚀产物在壁面上形成一层薄而致密的腐蚀层，阻碍了壁面的热传导和良好的换热效果，进而导致水冷壁的高温腐蚀。
水冷壁的材质本身也与高温腐蚀有着密切的关系。
目前常用的水冷壁材料有碳钢、低合金钢和不锈钢等。
在高温和腐蚀性环境下，这些材料容易发生各种形式的腐蚀，如氧化腐蚀、硫化腐蚀、氯化腐蚀等。
特别是碳钢在高温和氧化性环境中容易发生表面氧化，并形成一层疏松的氧化皮，加速了水冷壁的高温腐蚀。
锅炉的燃烧状况和设计参数也会对水冷壁的高温腐蚀产生一定的影响。
燃烧不完全、烟气温度过高、过量空气等因素都会导致燃料中硫、氯等腐蚀性物质的增加，加剧了水冷壁的高温腐蚀。
设计参数如过热器出口温度、过热器出口压力和给水温度等也会直接影响到水冷壁的高温腐蚀程度。
针对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题，可以采取以下几个改造措施来解决。
通过合理的燃烧措施来减少烟气中腐蚀性物质的含量。
可以通过优化燃烧系统、加强燃料预处理等措施，降低煤燃烧产生的硫、氯等有害物质的含量，从而减少了水冷壁的高温腐蚀。
改进水冷壁的材质选择，采用更抗腐蚀的材料来代替传统材料。
可以选择耐磨耐热的超合金材料，针对特殊腐蚀环境，如催化燃烧等，可以使用专用的耐腐蚀合金材料，以提高水冷壁的抗高温腐蚀性能。
加强水冷壁的维护和保养工作，及时清除壁面的腐蚀产物，保证壁面的平整和清洁，以提高热传导效率和延长水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及预防措施
４．７９ ４．５４ ４．３１
再热器出口蒸汽压力 ／ＭＰａ
４．６０ ４．３６ ３．３７
再热器进口蒸汽温度 ／℃
３０４ ２ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ９
２８６
再热器出口蒸汽温度 ／℃
５６９ ５６９
５６９
燃料消耗量 （／ ｔ／ｈ）
２６４．３ ２５３．４ １７８．５
省煤器出口过量空气系数
１．１９ １．１９ １．１９
注：ＢＭＣＲ 为锅炉最大连续蒸发量，ＢＲＬ 为锅炉的额定工况。
某 600 MW 前后墙对冲燃烧方式的超临界锅 炉在大修中发现两侧墙主燃烧器区域的水冷壁发 生了较为严重的高温腐蚀，在 1.5 年的运行时间里 最大腐蚀厚度接近 1 mm，炉膛的前后墙水冷壁也 有轻微的高温腐蚀现象。锅炉型号为 HG1955/25.4－ YM1 型，超临界、变压运行直流锅炉，单炉膛、一次 再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全 悬吊结构 Π 型锅炉。由哈尔滨锅炉厂有限责任公
炉膛出口负压受到限制会导致送风机出力也 受到限制，即无法为锅炉燃烧提供充足的氧气。该 负荷下省煤器出口氧量最高只能达到 2.1％左右， 平均出口氧量为 1.67％，与设计值 3.35％（对应过 量空气系数1.19，见表 1）有较大距离，如图 2 所 示。该负荷下曾试图通过调整各层二次风风压来 调整 C、D 层燃烧器之间的氧量，使该区域腐蚀减
表１ 锅炉主要设计参数
表 ２ 设计煤种分析
名称
ＢＭＣＲ ＢＲＬ ７５％ＢＭＣＲ
过热蒸汽流量 （／ ｔ／ｈ）
１９５５ １８６２ １２４８
过热器出口蒸汽压力 ／ＭＰａ
２５．４ ２５．２８ ２０．６３
过热器出口蒸汽温度 ／℃
５４３ ５４３
５４３
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施超临界锅炉水冷壁是一种常见的锅炉水冷壁结构，用于锅炉燃烧室的热交换。
由于超临界锅炉水冷壁处于高温高压的工作环境中，容易出现高温腐蚀问题。
本文将对超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因进行分析，并提出相应的改造措施。
1. 高温燃烧气体的腐蚀作用：在超临界锅炉燃烧室中，燃烧产生的高温燃烧气体中含有大量的氧气、二氧化硫和水蒸气等腐蚀性气体，这些气体会与水冷壁表面的金属发生反应，形成硫酸、硫酸铵等化学物质，导致水冷壁的腐蚀。
2. 燃烧产物的沉积：在超临界锅炉中，燃烧产生的灰尘和烟气中的固体颗粒物会沉降在水冷壁表面，形成一层灰尘沉积物。
这些沉积物会阻碍水冷壁和燃烧气体的热交换，同时还会吸附和固定腐蚀性气体和化学物质，加剧水冷壁的腐蚀。
3. 金属材料的选择和加工缺陷：超临界锅炉水冷壁需要具备良好的抗高温和抗腐蚀性能。
如果选用的金属材料不合适或者在加工过程中存在缺陷，会使水冷壁的抗腐蚀性能降低，使高温腐蚀问题更加严重。
1. 选用高抗腐蚀材料：合理选择具有良好抗腐蚀性能的金属材料，如镍基合金、不锈钢等，并进行认真的材料质量检测和评估。
可考虑使用涂层技术，在水冷壁表面形成一层陶瓷涂层，提高水冷壁的抗腐蚀性能。
2. 加强清洁和除尘：定期对超临界锅炉进行清洁和除尘，特别是对水冷壁表面的灰尘沉积物进行清除，以避免灰尘固化和腐蚀物质的积累。
可以采用高压水喷洗、冲击清洗等方法，将水冷壁表面的沉积物彻底清除。
3. 设计合理的排污系统：超临界锅炉水冷壁的排污系统应设计合理，确保污水能够及时和彻底地排出。
排污系统应包括足够的污水处理设备和排污管道，以及严格的排污管理措施，确保腐蚀物质不会在系统内堆积和循环。
4. 加强检测和维护：定期对超临界锅炉水冷壁进行检测和维护，及时发现和修复存在的问题。
可以采用超声波、磁力检测等无损检测技术，对水冷壁的腐蚀和磨损情况进行监测和评估，及时采取相应的维修措施，延长水冷壁的使用寿命。
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施
超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析及改造措施引言超临界锅炉作为发电行业的关键设备，其性能直接关系到发电效率和安全稳定运行。
在长期运行中，超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题引起了广泛关注。
本文将深入探讨超临界锅炉水冷壁高温腐蚀的原因，并提出相应的改造措施。
一、高温腐蚀的基本机理超临界锅炉水冷壁高温腐蚀是由于在高温、高压、高速流动条件下，金属表面与水蒸气中的气体和溶解的盐分发生化学反应而引起的。
具体而言，以下几个因素是高温腐蚀的主要机理：水蒸气中的酸性物质：高温下，水蒸气中的酸性物质如SO2、O2等容易与金属表面发生反应，形成金属氧化物，导致腐蚀。
水蒸气中的氧化物：水蒸气中的氧化物对金属也具有腐蚀作用，尤其在高温条件下，氧化物与金属发生氧化还原反应，使金属表面失去电子，形成氧化层。
盐分腐蚀：水中存在的盐分在高温下溶解成离子，当水蒸气通过水冷壁时，离子在金属表面沉积，促使金属发生腐蚀。
二、高温腐蚀原因分析操作条件不当：锅炉运行过程中，若温度、压力、流速等操作参数控制不当，容易导致水冷壁表面温度过高，加速腐蚀的发生。
燃料质量差：燃料中含有硫、氮等有害元素，燃烧后产生的酸性物质增加，加剧了腐蚀的程度。
水质问题：锅炉水中盐分过高，水质不纯，容易形成腐蚀的催化剂，加速水冷壁腐蚀。
三、改造措施材料优化：选择耐高温、耐腐蚀的金属材料，如铬合金、镍基合金等，以提高水冷壁的抗腐蚀能力。
表面涂层：在水冷壁表面涂覆耐高温、耐腐蚀的保护层，形成一道有效的屏障，减缓腐蚀速度。
操作优化：通过合理调整锅炉运行参数，确保水冷壁表面温度在安全范围内，降低腐蚀的风险。
水处理系统：完善水处理系统，降低水中盐分含量，防止盐分在水冷壁表面沉积。
定期检测维护：建立定期的水冷壁检测和维护计划，通过无损检测技术监测水冷壁的腐蚀情况，及时采取修复措施。
结论超临界锅炉水冷壁高温腐蚀问题是一个复杂的系统工程，需要综合考虑材料、操作、水质等多个因素。
通过合理的改造和管理，可以有效降低水冷壁高温腐蚀的风险，提高锅炉的安全性和运行稳定性。
超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治
超超临界锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与防治发布时间：2022-12-07T08:09:39.284Z 来源：《中国电业与能源》2022年15期作者：叶斌[导读] 火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。
叶斌苏晋塔山发电有限公司山西省大同市 037038摘要：火电厂锅炉水冷壁高温腐蚀普遍存在，严重影响安全生产。
高温腐蚀是金属管壁在高温烟气环境下发生的腐蚀，会造成水冷壁管壁变薄，强度下降，容易发生爆管、泄漏等事故，进而导致机组发生非停，严重影响机组安全和经济运行，对整个电网的安全性和稳定性造成影响。
为降低氮氧化物的排放，许多火电厂不仅增加脱硝系统，还在锅炉燃烧系统配置方面采取措施，锅炉水冷壁腐蚀中对冲燃烧方式的锅炉水冷壁高温腐蚀现象比较严重，尤其超超临界、超临界机组对冲燃烧方式的锅炉燃烧器区域两侧水冷壁引发高温腐蚀的可能性较大。
为研究锅炉水冷壁高温腐蚀的主要影响因素，探索有效的治理方法，某电厂超超临界锅炉为例，利用检修检查燃烧器和水冷壁腐蚀情况，参考锅炉运行操作情况，通过分析水冷壁腐蚀的主要影响因素，制定相关治理方案。
关键词：锅炉；水冷壁；高温腐蚀随着超临界电站锅炉单机容量增大以及参数提高，水冷壁系统由于结构、参数和材料等特性的影响，其在设计、制造、安装、运行以及检验等技术上都较以往的中小容量、中低参数（亚临界以下）电站锅炉复杂。
与此同时，世界各国都越来越重视环保问题，目前超临界电站锅炉大都采用低氮氧化物燃烧技术，在水冷壁附近区域形成了还原性气氛，高温腐蚀引起的早期爆管开始在大容量超（超）临界机组电站锅炉水冷壁系统中频繁出现，极大地威胁着锅炉的安全运行。
一、腐蚀类型水冷壁管烟气侧高温腐蚀是指水冷壁管在高温烟气环境中所发生的锈蚀现象，即金属材料在高温下与环境气氛中的硫、氯等元素发生化学或电化学反应而导致的变质或破坏。
据有关统计，一般情况下, 高温腐蚀导致管壁减薄量约为 1~2mm/年，严重时可达 5~6mm/年，对安全运行形成严重隐患，一旦发生突发性爆管事故，不仅打乱正常发电计划，减少发电产值，而且额外增加检修费用，直接影响电厂经济效益，同时也会干扰地区电网的正常调度，造成较大的社会影响。
超超临界燃煤锅炉水冷壁材料高温烟气腐蚀研究
超超临界燃煤锅炉水冷壁材料高温烟气腐蚀研究发布时间：2022-07-21T03:41:09.269Z 来源：《中国电业与能源》2022年5期作者：孙习芃[导读] 火力发电是我国最重要的发电形式，大容量高参数的超超临界机组是火力发电的主力军。
孙习芃安徽淮南平圩发电有限责任公司安徽省 232089摘要：火力发电是我国最重要的发电形式，大容量高参数的超超临界机组是火力发电的主力军。
其较高的蒸汽压力和温度参数大大提高了机组的热效率和经济性。
超超临界燃煤锅炉温度可达1600℃以上，临界机组水冷壁温度较高，超超临界锅炉水冷壁经常发生高温腐蚀。
关键词：超超临界燃煤锅炉；水冷壁材料；高温烟气腐蚀；高温高压锅炉水冷壁的腐蚀是由多种因素引起的，主要有两种形式：水冷壁内水介质的富氧腐蚀和水冷壁外的高温腐蚀。
无论发生何种类型的腐蚀，如果不加强监测和预防，都会影响锅炉运行的安全性和稳定性，从而保证锅炉水冷壁的良好控制。
一、水冷壁高温烟气腐蚀简介水冷壁是锅炉炉内重要的传热体，承载热量辐射吸收炉膛中的高温火焰，加热水，降低炉膛温度是炉内能量转换的关键要素。
出于经济效益和电站建设成本的考虑，一般采用低合金钢作为冷管，以满足炉膛运行的需要。
当水冷管表面存在被水垢覆盖的物质，并且在运行条件下含有大量腐蚀性气体（H2S、SO2、HCL、CL2）时，就会发生腐蚀反应，从而产生复杂而不同形式的腐蚀产物。
腐蚀产品整体结构松散，极易脱落，不足以保护墙体水冷管，腐蚀可持续。
这种情况发生在管壁温度从400°C到450°C之间，被称为水冷壁在高温下的腐蚀。
水冷式炉膛壁的高温腐蚀具有腐蚀速度快、腐蚀区域相对集中、突然性高的特点。
燃烧室的高温腐蚀常在燃烧区高度的四面墙内，尤其是燃烧区底部。
电厂锅炉高腐蚀区水冷管切口分析发现，腐蚀产物具有相似的特性，腐蚀层为多层结构，腐蚀截面一般由四层组成：多孔焦炭渣（主要是硫酸盐和硅盐的混合物）、粉尘、深棕色脆性腐蚀产品（FEO、FE3O4、FE2O3）和基体金属.根据高温腐蚀产物的类型和腐蚀发生的原因，锅炉水冷壁的高温腐蚀可分为以下几类：硫化型高温腐蚀、煤灰腐蚀，氯化物型高温腐蚀和还原气氛中的高温腐蚀。
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超超临界机组水冷壁高温腐蚀问题的探讨刘鸿国1,蔡晖2,唐丽英2(1.华能玉环电厂,玉环317604; 2.西安热工研究院,西安710032)摘 要:介绍了国内首台超超临界机组水冷壁发生高温腐蚀的基本情况。
对水冷壁管进行外观检查、金相分析和能谱微区成分分析,结果表明,管子外表面存在高温硫腐蚀,对发生腐蚀的原因作了探讨,并提出了预防措施。
关键词:超超临界机阻;水冷壁;高温腐蚀;预防措施中图分类号:T G172.8;T K224.9 文献标识码:B 文章编号:1005 748X(2009)08 0577 02 High Temperature C orrosion of Water C ooling Wall of Extrasupercritical UnitsLIU H o ng g uo1,CAi H ui2,TA NG Li ying2(1.H uaneng Y uhuan Pow er Plant,Yuhuan317604,China; 2.Xi an T her mal P ow er Research Institut e,Xi an710032,China)Abstract:T he basic status o f hig h temperature cor rosio n of w ater co oling wall of the fir st domestic ex tr asupercritical (ESC)units is intro duced.A w at er cooling w all tube was analy zed by means o f macr oscopy inspection,metallog rapy analysis and EDS.T he results sho wed that t her e was hig h temperatur e sulfur co rr osion on outside sur face o f the water co oling w all tube.T he co rr osio n r easo ns ar e discussed,and so me pr ev ent ion measur es ar e pr esented.Key words:ex trasuper critica l(ESC)unit;water co oling w all;hig h temper ature cor rosio n;preventio n measure0 概 述华能玉环电厂为4台1000M W燃煤汽轮发电机组,锅炉采用超超临界参数变压垂直管圈直流炉、一次再热,平衡通风,露天布置和固态排渣,是全钢构架和全悬吊结构的 型锅炉。
燃烧采用无分隔墙的八角双火焰切圆燃烧方式。
燃烧器的设计和布置考虑降低燃烧产物中NOx不投油稳燃最低负荷的措施,NOx的排放浓度不超过360mg/m3(干态, O2=6%)。
锅炉的设计煤种为神府东胜煤,校核煤种为晋北煤。
锅炉的最大连续蒸发量(B M CR) 2950t/h,出口蒸汽参数27.56M Pa(a)/605/603 ,省煤器出口空气过剩系数 取1.15,炉膛出口过剩空气系数 取1.15,炉膛出口烟气温度为1000。
炉膛的上下部水冷壁均采用内螺纹垂直管,材料为T12,规格为28.6mm!5.9m m,上下部水冷壁之间设有混合集箱。
每一个水冷壁下集箱引出的水冷壁入口管段上,按不同的回路装有不同孔径的节流孔圈,可以控制各回路水冷壁管的流量保证合理的质量流速和水冷壁出口温度的均匀性。
收稿日期:2008 08 16;修订日期:2008 10 06联系人:刘鸿国,高级工程师,87177326@163.com图1 炉膛几何形状示意图1 腐蚀部位介绍1#机组在运行3500h后,进行了第一次C级检修。
在对水冷壁系统外观检查时发现,燃烧器上方,炉膛40m层处的后墙,左数第450~490根水冷壁有高度为1~2m的疏松剥落层,剥落层有0.5 mm厚,剥落物呈脆性,在刮除未剥落的疏松物后,水冷壁呈黑色金属光泽,无挂焦现象,见图2。
2 试验内容及结果为了探明疏松层的组分以及分析腐蚀发生的原∀577∀第30卷第8期2009年8月腐蚀与防护CO RRO SION&PRO T ECT IO NV ol.30 N o.8A ug ust2009图2 水冷壁外观因,对编号515管子割管取样500mm,分别进行了金相组织分析、硬度试验和能谱分析等。
金相组织分析和硬度测量的结果为:向火侧珠光体分散,珠光体球化2~3级,如图3;背火侧珠光体无明显球化,硬度均在H B140左右,属正常,如图4。
向火侧金相组织的珠光体分散的现象表明该管有超温迹象。
剥落物经过西安热工研究院进行能谱微区成分分析,结果表明:金属侧黄色附着物的成份为O 、Fe 和S 等元素,其中硫含量较高,见图5及表1。
表1 能谱分析结果项目O S Cr Fe 质量分数,%48.7418.340.2232.70原子分数,%72.3913.600.1013.913 腐蚀机理根据剥落物的成分,水冷壁外侧的腐蚀主要是硫的腐蚀。
由于腐蚀主要发生在燃烧器附近水冷壁管向火侧,表明腐蚀与烟气中的硫化物有关,发生腐蚀,还应当与水冷壁超温有关,水冷壁不能形成有效的氧化性气膜,应当与烟气气氛有关。
已有文献报道,水冷壁高温腐蚀大多属于硫化物型腐蚀,其腐蚀原因与烟气中的H 2S 以及腐蚀区域的还原性气氛有关,腐蚀产物主要是铁的氧化物与硫化物[1]。
通常,煤中夹杂的硫大约有60%~70%为无机硫,并且是黄铁矿硫。
在燃烧过程中燃料中的FeS 2分解生成原子态硫和硫化物。
FeS 2#FeS +S一定浓度的H 2S 和SO 2受热后时,也可以生成原子态硫:2H 2S +SO 2#2H 2O +3S 2H 2S +O 2#2H 2O +2S当管壁温度达350 ,还原性气氛中,燃烧所取的过剩空气系数过小,导致原子硫与钢的基体发生化合反应:Fe +S #FeS这是因为原子硫对金属氧化膜具有破坏性,它以直接渗透的方式穿过氧化膜,并沿金属晶界渗透,促使内部硫化,使氧化膜疏松、开裂,甚至剥落。
温度升高会使硫腐蚀加剧,据报道在300~500 范围内,管壁外表面温度每升高50 ,烟气侧的腐蚀程度就会增加1倍[2]。
4 原因分析(1)水冷壁超温引起硫腐蚀加重。
分析表明运行及燃烧方式的不合理是造成局部水冷壁超温的主要原因之一,为此对运行参数做了合理调整,消除了腐蚀形成的外部条件,结果负荷带到1000M W 时水冷壁不再超温。
另外现场安装时水冷壁焊接的间隙小、焊接工艺不当,部分焊口内部焊瘤过高,影响了管道的通流面积,也是造成局部水冷壁温度过高的原因之一。
(下转第588页)∀578∀刘鸿国等:超超临界机组水冷壁高温腐蚀问题的探讨来,并已制成产品应用。
其结构构成示意图见图4[1]。
它是以绝缘材料密封制作参比电极外壳,切断除测量接口外与环境的一切联系,以自供水(蒸馏水)装置维持参比电极不间断工作。
在测量过程中与土壤环境的电解质交换为单向,自供水装置使参比电极内保持高于环境的渗透压,也就是只有参比电极内的电解质溶液轻微渗出实现测量过程,环境的电解质溶液不能向参比电极渗入,由此既保证了参比电极适应任何环境条件(不管潮湿还是干燥)下进行测试,也保证了参比电极不会受到环境污染,保证参比电极内电解质溶液的纯净,保证了电极电位的标准和稳定。
CSE x3长效铜/硫酸铜参比电极的埋设使用也比现有技术产品更可靠、更便利[4]。
使用新长效参比电极是改进和改善阴极保护技术水平和管理水平的良好方案,而且这种电极可以在一般认为不适用CSE 的环境中使用,适用于沿海、滩涂或者海洋、海水的高氯离子环境,是全方位图4 CSE x3长效参比电极的参比电极产品。
参考文献:[1] 王学一,齐迎峰.走出长效的误区[J].防腐保温技术,2007(4):21-22.[2] M CT 1长效参比电极使用说明书[Z].[3] 王梦城.阴极保护和参比电极[J].防腐保温技术,2006(1):27-28.[4] 新长效铜 硫酸铜参比电极说明书[P ].中国实用新型专利200520127302.1.(上接第578页)图6 焊口内部焊瘤(2)玉环电厂设计煤种为含硫量较低的神府东胜煤,但实际燃煤较多采用进口印尼煤,该煤含硫量高,根据入炉煤质分析报告看:收到煤含硫量达到1.04%,远高于设计煤种,导致烟气中硫化物过高,对水冷壁产生严重腐蚀。
(3)燃烧所取的过剩空气系数过小,导致炉膛燃烧缺氧,呈还原性气氛。
(4)燃烧器布置不合理,导致火焰冲刷或靠近水冷壁墙。
5 预防措施(1)根据燃料特性、燃烧设备特点及其它因素确定合理的过量空气系数,在不同的负荷下确定相应的最佳氧量。
(2)检查水冷壁内部焊瘤并消除,防止局部过热。
(3)采用防腐蚀材料或技术,特别是当燃煤中含硫量高时,可采用渗铝管作水冷壁,也可在腐蚀较严重的区域装卫燃带,或在水冷壁外壁热喷涂Ni Cr 、Ni Cr Al 或Fe Cr Al 等合金,可在一定程度上防止高温硫腐蚀的发生。
参考文献:[1] 赵虹,魏勇.燃煤锅炉水冷壁烟侧高温腐蚀的机理及影响因素[J].动力工程,2002,22(2):700-1704.[2] 焦庆丰,姚斌,程刚,等.时颂华大型电站锅炉水冷壁高温腐蚀原因分析与控制[J].湖南电力,2004(2):5-8.∀588∀王梦城等:长效参比的技术缺陷和解决方案。