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1、第31卷 中 国 电 力 1998年第5期大容量锅炉烟气侧高温腐蚀爆管的特点及对策FeaturesandCountermeasuresofHigh2temperatureTubeCorrosion2burstingontheFlueGasSideofLargeSizeBoilers浙江大学热能工程研究所 李凤瑞 池作和 周 昊 (杭州310027) 锅炉“四管”(水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管)时升华逸出的碱性金属氧化物K2O和Na2O会冷凝在换热爆漏引起的非计划停运时间占机组非计划停运时间的40%管壁上,这些氧化物与管壁周围的SO3反应生成硫
2、酸盐,形左右,少发电量占全部事故少发电量的50%以上,是影响电成了松散的结焦层。焦层中的硫酸盐在含有SO3的烟气作用厂安全经济运行的主要因素。一般来讲,我国大容量高参数下会与管壁氧化层Fe2O3反应生成Na3Fe(SO4)3和锅炉“四管”爆漏主要是由于磨损、焊接质量及过热引起的,K3Fe(SO4)3,反应方程式如下:腐蚀引起的爆漏在大机组中占的比重不是很大,但由于腐蚀3M2SO4+Fe2O3+3SO3→2M3Fe(SO4)3(1)具有突发性,腐蚀一旦发生,受损范围较大。当燃用高硫分的3M2S2O7+Fe2O3→2M3Fe(SO4)3(2)煤时,锅炉烟气侧高温
3、受热面极易发生大面积高温腐蚀,往方程式中M代表钾或钠。于是管壁再向内形成新的往连续不断地发生爆管事故,严重影响电网的安全运行。Fe2O3层,由于复合硫酸盐腐蚀性强且熔点低,如温度大于550℃就呈稳定的液态,从而使管壁金属流失。上述腐蚀过程1 高温腐蚀的原理循环进行,使管壁不断受到腐蚀。过热器管、再热器管及其支影响高温腐蚀的主要因素包括烟气成份和管壁温度。通吊零件在壁温大于550℃时发生的烟气侧腐蚀主要是由于常烟气中含有的HCI、H2S、NaOH、SO2等腐蚀性气体会与上述原因造成的。管壁金属发生反应,破坏氧化膜,而高温又会加剧腐蚀。高温腐蚀除与烟气成份有关外
4、,还与管壁温度高低有烟气中酸性气体会与金属管壁发生反应,同时破坏氧化关,对于水冷壁管,当壁温低于300℃时,腐蚀速度很慢。当膜。主要的酸性气体是SO2、SO3、H2S等硫化物,它们是由燃壁温增高时,腐蚀速度即迅速增高,当壁温为400℃时,壁温料中的硫反应生成的;当管壁周围为还原性气氛时,S还可提高50℃,腐蚀速度可增加1倍。在高压锅炉中,水冷壁管以游离态存在,它会与Fe发生急剧反应,生成FeS,并进一中的工质温度均在300℃以上,因此在烟气中含有H2S等腐步氧化成Fe2O3,这样就促进了管壁高温腐蚀。如果还原性蚀性气体浓度较高的工况下常会发生水冷壁管的高温腐
5、蚀。气氛与氧化性气氛交替出现,就更能促进腐蚀的发生。这是对于过热器管、再热器管及其支吊零件,造成其高温腐蚀的因为这种交替会使氧化层变成疏松的海棉状,从而促使腐蚀主要原因是由于这些管件的外壁上积结有复合硫酸盐发生。K3Fe(SO4)3及Na3Fe(SO4)3,如前所述,当壁温大于550℃当锅炉燃用含K、Na、S等成份较多的煤时,在炉内高温时,这些复合硫酸盐就呈稳定的液态,而液态复合硫酸盐对烟气的作用下,还会发生硫酸盐型腐蚀。这是由于燃料燃烧管壁金属有强烈腐蚀作用,尤其当温度为650～750℃。因造成参数大幅度的变化,影响汽轮机的安全及滑停质量。如汽温度瞬间大幅
6、度变化。如这次滑停在16:10时,负荷14这次在105MW时,就出现了这种情况。MW,主蒸汽压力212MPa,一级减温水816töh,二级减温水313 滑停中多次采用汽压维持不变滑汽温或汽温维持不变1015töh,当时没有任何操作,主蒸汽温度瞬间由246℃下降滑汽压,此种方法不尽合理,对锅炉运行人员的操作增加一至215℃。定难度,建议尽可能汽压、汽温同时下滑。315 深度滑停对锅炉也是一个很好的均匀冷却过程,较定314 深度滑停时,锅炉自始至终大量使用减温水,一、二级参数停炉,锅炉也可较早地再次投入运行20h以上。此次滑减温器基本全开,减温水量在100töh
7、左右变化。大量使用减停熄火时,排烟温度降至70℃。滑停也有利于汽包均匀冷却,温水使锅炉过热器管产生较大的温度交变应力,影响过热器此次滑停汽包上、下壁温差最大时仅35℃,约20min,其余时的使用寿命。间温差均在20～30℃范围内,而定参数停炉,汽包上下壁温减温水调节器全开,增加了汽温调整难度,汽包水位大差在停炉后的冷却过程中往往超过50℃。幅度波动时,由于给水流量的改变,造成给水压力也波动大,316 此次滑停共计烧油24t,较其它方式停炉多用油约导致减温水量变化较大而使主蒸汽温度不易调整。在滑停后20t。期,由于蒸汽压力、蒸汽温度较低,蒸汽量也少,减温水就不
8、易雾化和汽化,而积存在过热器内,因而蒸汽带水造成主蒸
