关于贵州某电厂锅炉高温硫腐蚀分析报告

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关于贵州某电厂锅炉高温硫腐蚀分析报告贵州某发电公司1号机组C修调度批复4月2-26日，工期25天。4月13日，在锅炉四管检查检修过程中，发现锅炉水冷壁大面积高温腐蚀，初步分析为高温硫腐蚀，具体原因待进一步分析，腐蚀主体区域位于A层燃烧器与OFA2标高之间，具体情况汇报如下。一、锅炉概况1.锅炉及水冷壁设计制造情况。贵州某电厂4台锅炉均是上海锅炉厂生产，为亚临界、四角切圆、一次再热、强制循环、π型布置、煤粉炉，锅炉水冷壁管设计为Φ51×5.7mm（SA-210C，8条左旋线的内螺纹）。2.机组投运时间。1-4号机组分别于2008年6月、2008年12月、2010年6月、2010年10月投入运行。3.1号机组锅炉主要改造情况。投产至今，1号锅炉主要改造项目有：脱硝装置增设、后续脱硝超低排放改造（NOx排放50mg/Nm3）;微油点火改造（涉及A、B层燃烧器）；低氮燃烧器改造（涉及全部燃烧器，燃烧器顶部增加2层辅助风）；锅炉空预器传热元件改造（大通道传热元件）；再热汽温低问题处理改造（涉及墙式再热器、屏式再热器、屏式过热器、低温过热器、省煤器）。4.锅炉设备存在的主要问题。煤质原低于校核煤种，总体煤质逐年下降，特别是2021年能源保供以来，平均煤质下降至3200-3300kCal/kg，受煤质影响，各种问题未有效根治。主要问题有：空预器堵塞没有得到根治，仍然时有发生；脱硝催化剂磨损严重，因经营原因更换滞后；烟气流速快，加剧受热面磨损，每年大量更换防磨瓦，烟道内部支撑及均流板磨损严重；燃烧器喷口磨损速度大。

1二、锅炉水冷壁检查情况根据C修的项目策划，锅炉四管防磨防爆检查涵盖所有锅炉四管，已完成了省煤器、过热器、再热器检查工作，发现达到更换标准的12处已完成更换，防磨瓦磨损、脱落的全部完成更换和加装。水冷壁检查过程中，发现位于燃烧器标高处的水冷壁处（A层燃烧器与OFA2标高之间），有大面积挂焦（锅炉投产运行以来没有发现类似问题），打磨发现水冷壁大面积腐蚀问题。1.水冷壁检查情况水冷壁主体腐蚀区域位于A层燃烧器与OFA2标高之间，上层燃烬风标高以下区域，前墙、后墙、两侧墙出现不同程度的水冷壁结焦腐蚀，肉眼可明显看出水冷壁腐蚀后表面积渣的痕迹。（1）大面积结焦检查情况图1炉后墙腐蚀区域

2图2右墙腐蚀区域

3图3炉前墙腐蚀区域图4左墙腐蚀区域结焦情况：1）锅炉后墙大面积结焦，结焦高度从A层至OFA2标高区域，比较靠近3号角；2）锅炉前墙结焦面积较小，结焦标高从OFA2至高位燃尽风层；3）左墙结焦面积较小，结焦标高从OFA2至高位燃尽风层；4）右墙结焦面积较小，结焦标高从OFA2至低位燃尽风层。（如上图所示）（2）打磨测厚情况：对炉前墙水冷壁进行检查，水冷壁管道除焦后检查发现管道有明显的氧化现象（如下图）：

4打磨管道上氧化层后，管道呈蓝色（如下图），管道有氧化层，打磨对管道测厚，目前发现管道厚度最小为2.58mm；减薄超标管道有440根（管道壁厚≤4.8mm）。

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9（3）割管取样检查情况：对A侧水冷壁结焦处取样进行外观检查，水冷壁管道内部附有氧化皮；管道没有飞灰、机械等磨损情况；将焦块清除后发现管道呈青蓝色，内部检查管道减薄1mm；管道内部发现有氧化皮，氧化皮厚度1mm；说明管道发生了高温氧化腐蚀。

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13三、初步原因分析综合对焦块取样化学分析，腐蚀水冷壁管金相分析、元素分析、管道附着物电子扫描分析，结合宏观检查情况，科研院所专业人员沟通，具备典型的高温硫腐蚀特征，初步分析为高温硫腐蚀导致，各分项分析如下。1.对管道焦块取样进行分析（化学专业分析数据）管道焦块下附灰分析表管道上焦块分析表

14对管道上垢样进行分析，该垢样为主要为灰；对焦块进行分析，焦块为煤、灰的混合物。2.对腐蚀区域金属组织观察：（球化3级，在正常范围内）3.对焦块金属元素光谱分析：

154.对管道附着物电子扫描分析:

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17四、原因分析及处理工作情况1.外送检验。电话咨询电科院锅炉、金属专业专家，初步分析为具有典型高温硫腐蚀特征，已将水冷壁样管送至电科院，具体分析结果本周完成。联系东北院，因疫情原因将水冷壁样管送至西北院，分析结果与西北院联系尽快完成。

182.详细原因分析工作情况。将现场检查情况、照片、测厚数据、运行数据等资料发至东北所，初步沟通具有典型高温硫腐蚀特征，详细原因待进一步分析。将与东北所专业人员联系，跟踪原因分析工作，尽快完成，制定2-4号机组运行调整措施，1号机组水冷壁处理措施。3.更换管材联系情况。目前已找到2200m水冷壁管材，缺口约4200m，由于检修时间紧，目前缺口大，正在多方联系水冷壁管材。4.施工队伍组织情况。队伍已联系，由锅炉等级检修队伍组织人员，人员正在协调中，陆续到现场。五、下一步工作计划1.组织制定2-4号机组运行措施，保证脱硝排放不超标、安全稳定运行前提下，提升燃烧器区域氧量，降低燃烧器区域还原性气体生成量，确保运行机组安全。2.联系东北所尽快完成原因分析、制定防范措施，根据分析报告制定1号机组水冷壁管处理措施。3.尽最大努力联系更换水冷壁管材料，制定施工计划，组织施工队伍尽快完成更换。4.分析2-4号机组锅炉运行参数，制定2-4号机组水冷壁检查计划，协调电网公司汛期停运检查。