某电厂一期工程装设2台600 MW及2台1000MW燃煤汽轮发电机组，其中1000 MW机组锅炉型式为超超临界参数变压直流炉、前后墙对冲燃烧、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉，由东方锅炉股份有限公司制造，型号为DG3033/26.15-Ⅱ1。设计煤种为神府东胜烟煤，校核煤种为山西晋北烟煤。锅炉制粉系统采用6台中速磨煤机，冷一次风正压直吹系统。燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-NR3），前、后墙对冲布置，共48只，前、后墙各布置24只，分上、中、下三层。在B、 F层燃烧器各安装1套独立的等离子点火系统。整个炉膛为全焊接式膜式水冷壁，由下部螺旋上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁2种结构组成。

该厂4号机组为1000 MW超超临界机组，于2013年1月正式投入商业运行。2015年3月首次进行机组大修时，发现两侧墙主燃烧器区域的水冷壁发生了高温腐蚀，炉膛前、后墙水冷壁也存在轻微的高温腐蚀现象，水冷壁腐蚀情况如图 1所示。从图 1可以看出，螺旋水冷壁管壁表面积灰并结垢，厚度为0.5~2.0 mm；螺旋水冷壁管厚原为7.5 mm，现平均厚度仅为6.0 mm，最薄处为5.7~5.8 mm。

图1(Figure 1)

图1 水冷壁高温腐蚀照片

大修期间，对4号炉管壁厚度小于6.0 mm的水冷壁进行了更换，共更换管段26段；对壁厚为6.0~6.8 mm的受腐蚀管子向火面进行了金属喷涂处理。

4号锅炉配置的6套制粉系统的燃烧器均存在煤粉浓度分布不均的情况，实际运行中屏式过热器出口蒸汽温度及管壁温度左、右侧偏差较大，尤其当启停某套制粉系统时，上述变化更为显著。煤粉分布不均易造成火焰中心偏向于某一侧墙，致使水冷壁侧墙中部受冲刷的可能性较大。此外，煤粉不完全燃烧产生的还原性气氛以及煤粉颗粒破坏水冷壁氧化膜，均会导致高温腐蚀的产生^[1]。

由于环保要求的提高，锅炉运行中一般采用分级燃烧、分级配风的方式，通过降低主燃烧区的氧量，产生还原性气氛来抑制NO_x的生成，使得燃烧器区域形成缺氧区。为了进一步控制NO_x生成，机组正常运行时燃尽风风箱挡板开度均为100%，导致燃烧器区域缺氧严重，烟气呈强还原性气氛。此外，由于大修前4号锅炉存在空预器差压大、 GGH差压大等问题，从而限制了送风机出力，使运行中炉膛总风量偏小，高负荷时省煤器出口氧量常低于2%。长期的缺氧燃烧产生的还原性气氛加剧了水冷壁的高温腐蚀。

机组大修前，4号锅炉曾燃烧过高硫煤、高灰分煤和印尼煤，相关煤质特性见表 1。高硫煤产生的大量H₂S、 SO₂、 SO₃、原子硫不仅破坏管壁的Fe₂O₃保护膜，还侵蚀管子表面，致使金属管壁不断减薄。高灰分煤产生的飞灰量大，易在受热面结渣，一方面导致受热面磨损，破坏氧化膜；另一方面受热面的结渣易集聚烟气中的碱金属盐等，加速对水冷壁的腐蚀。印尼煤由于挥发分高，通常煤粉会提前着火，易形成火焰贴壁燃烧，燃烧器喷嘴结焦，且存在一定程度的火焰刷墙情况，因此，在正常运行中，为了推迟煤粉燃烧会采取降低动态分离器转速、增大煤粉颗粒的措施，进而加速了对管壁的磨损^[2]。

表1(Table 1)

表 1 锅炉燃煤煤质特性

表 1 锅炉燃煤煤质特性

由于电力市场竞争日趋激烈，4号机组长期参与调停与电网深度调峰，锅炉频繁启停和变负荷运行导致水冷壁热胀冷缩，易造成管壁表面的氧化膜脱落，加速腐蚀过程^[3]。此外，4号炉大修前由于受空预器堵塞、差压大的影响，炉膛负压长期波动大（-300~200 Pa），燃烧不稳定，也增大了管壁氧化膜脱落的概率，对炉内燃烧以及管壁安全均造成不良影响。

正常情况下机组在增减负荷过程中会出现管壁超温现象。当4号机组负荷在200 MW以上连续变动时，锅炉给煤量会出现20~30 t较大超调，导致水冷壁局部壁温增高，加剧高温腐蚀。此外，4号机组曾发生过2次单台给水泵跳闸事故，由于机组RB功能未投入，在处理事故过程中，给水流量骤降，而给煤量未及时调整，煤水比严重失调，致使垂直水冷壁出口温度最高达490 ℃，濒临跳炉值503 ℃，水冷壁各管壁大范围超温。研究表明，H₂S等腐蚀性介质的腐蚀性在300 ℃以上逐步增强，即温度每升高50 ℃，腐蚀强度将增加1倍^[4]。

结合该厂4号锅炉发生高温腐蚀的主要原因，提出如下预防措施。

（1）加强对燃料的控制，严禁硫分>1%的高硫煤入炉燃烧，尽量燃烧低硫煤；当煤种无法改变时，可以通过采取掺烧方式以降低高硫煤的影响。4号锅炉设计煤种为神府东胜煤，其硫分 <0.21%，4号锅炉脱硫设备设计硫分 <1.7%。自2015年以来，4号锅炉开始燃烧高硫煤，入炉煤平均硫分为1.2%。大修后调整4号锅炉配煤方案，通过掺烧印尼煤降低硫分至0.47%，使得入炉煤平均硫分 <0.8%。

（2）机组正常运行时，应严格执行锅炉燃烧过程中的氧量调节标准。4号锅炉大修前由于空预器差压大，限制了锅炉风机的出力，致使机组负荷在800 MW以上时锅炉出现缺氧燃烧情况，需限负荷运行。机组大修时发现水冷壁存在高温腐蚀现象，因此重新规定氧量调节标准：在任何运行工况下，应保证锅炉炉膛出口氧量不低于2.8%（以炉膛出口各氧量测点平均值为准）；采取合适的配风方式，在保证NOx不超标的前提下，控制燃尽风挡板开度不低于80%，增大燃烧器区域的二次风量。标准改进前、后机组负荷与氧量的对应关系见表 2，高负荷工况（≥800 MW）尽量维持在高限运行，低负荷工况（＜800 MW）尽量维持在低限运行。

表2(Table 2)

表 2 机组负荷与氧量对应关系

表 2 机组负荷与氧量对应关系

（3）对各燃烧器进行配风调整，改善煤粉分布不均、燃烧偏斜的现状。4号锅炉大修前由于未进行燃烧调整试验，各燃烧器外二次风开度均为100%。经燃烧调整试验分析，通过调节燃烧器旋流风开度、二次风开度、煤粉分配器等，有利于缓解炉膛燃烧不均的问题。燃烧器旋流风开度与煤层对应关系见表 3所示。

表3(Table 3)

表 3 燃烧器旋流风开度与煤层对应关系

表 3 燃烧器旋流风开度与煤层对应关系

（4）根据煤种制订相应的磨煤机出口温度控制策略：当燃烧低挥发分煤时，控制磨煤机出口温度≤80 ℃，使煤粉着火提前；当燃烧高挥发分煤时，控制磨煤机出口温度≤75 ℃，使着火推后；启停磨煤机时，根据煤量及时调整动态分离器转速，控制最佳煤粉细度，使炉膛燃烧工况良好。通常根据煤质的不同动态分离器的转速控制在750~950 r/min^[5]。

（5）保证运行磨煤机一次风量充足、一次风压合适。根据4号锅炉大修后燃烧调整试验结果，确定相应煤量下，磨煤机一次风量及一次风压的最佳控制值，满足煤粉初期燃烧的需要，并防止风量过大，引起NOx排放量增加。一次风量及一次风压与煤量对应关系见表 4。

表4(Table 4)

表 4 一次风量及风压与煤量对应关系

表 4 一次风量及风压与煤量对应关系

（6）稳定炉内燃烧工况，控制炉膛负压在-100 Pa左右，防止负压大幅波动。机组正常运行中应尽量投入各风机自动调节功能，当机组增减负荷时应严密监测各风机自动调整情况（可手动偏置进行干预）。禁止炉膛正压运行，以防燃烧器回火以及火焰刷墙。

锅炉水冷壁高温腐蚀是影响机组安全运行的重要因素，也是电力行业《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 ^[6]的突出要点。因此，在机组运行中，应加强对各设备参数的监视调整，防止锅炉受热面超温，同时，保证给水品质良好，防止水冷壁管内结垢造成管壁超温。在锅炉大修期间，应进行受热面检查与保养，通过在高温腐蚀区喷涂防腐合金材料，达到有效预防高温腐蚀的目的。本文针对某电厂1000 MW超超临界机组直流锅炉水冷壁高温腐蚀现象，从原理上加以分析，并根据原因提出减轻和防止水冷壁高温腐蚀的具体措施，可供同类型机组参考。