江西丰城发电公司“三举措”防治锅炉水冷壁高温腐蚀
12月19日,江西丰城发电公司一号锅炉经大修后投入运行40天,检查炉膛未吹过灰、再热汽仍无需减温水,说明炉内动力场稳定、水冷壁无挂焦现象,高温腐蚀状况有了明显改善。该公司防治锅炉水冷壁高温腐蚀工作取得了初步成效。
在火力发电机组控制非计划停运中,70%以上异常是由锅炉“四管”爆漏造成。丰城公司自2014年进行烟气脱硝改造以来,锅炉水冷壁出现新的变化,高温腐蚀成为水冷壁异常的“头号杀手”。对此,该公司专门组织技术人员加大水冷壁高温腐蚀的研究,采取“望、问、切”三种可靠措施,来减缓高温腐蚀对水冷壁的损伤,提高设备可靠性,减少机组非计划停运的次数。
望-全方位普查
对四台锅炉进行低氮燃烧器改造后,丰城公司四台锅炉的水冷壁在C层燃烧器以上至SOFA风道以下区域管材表面,均出现不同程度腐蚀坑。最严重的部位在前墙中间靠四号角和后墙中间靠二号角的25米至29米标高处,管材从两侧鳍片腐蚀变薄,大部分腐蚀管壁厚度只有2mm左右,不及原厚度的一半。针对这种情况,该公司根据机组年度检修计划和高温腐蚀严重程度,逐台、分步骤制定措施进行整治。
问-具体分析原因
根据高温腐蚀的机理,该公司结合四台锅炉运行的现状,深入分析锅炉水冷壁高温腐蚀的原因。
入炉煤硫分过高。硫分是水冷壁高温硫腐蚀的决定要素。2018年,该公司入炉煤硫份平均高达1.1%,特别是掺烧丰城本地煤,个别煤种含硫份高达3%。加之煤场库存空间有限,煤场混煤手段不足,造成个别燃烧器区域含硫严重超标。
低氮燃烧改造影响。低氮燃烧的分级给氧原理,必会在主燃烧区域形成还原性气氛。从电科院历次检测的情况来看,该公司锅炉有的区域H2S浓度超出1000 ppm,导致腐蚀速度成倍加快。
炉内动力场不佳。该公司锅炉水冷壁主燃烧区域四面墙挂焦较为严重。在前、后墙D层燃烧器标高有一条明显水平吹损腐蚀线,说明锅炉动力场存在直径过大或偏斜的现象,高频繁的吹灰器运行,加剧了水冷壁高温腐蚀的速度。
高负荷缺氧运行。环保设备的投运使锅炉尾部烟道阻力大大增加,加上尾部烟道磨损腐蚀,导致漏风加大,这一系列因素造成机组在高负荷时锅炉总风量低,运行氧量不足1%,加剧还原性气体形成,加速水冷壁的高温腐蚀。
切-对症下药整治
找到高温腐蚀的实际原因后,该公司从设备管理和运行管理角度出发,对“症”制定整治措施。
加大设备整治。根据摸排情况,对四面墙高温区域水冷壁进行更换,确保换管实施后管壁厚度达到4.5mm以上。同时,对高温区域水冷壁进行金属喷涂,给水冷壁穿上一层“保护衣”,杜绝硫高温腐蚀对水冷壁再次伤害。将燃烧切园直径由1200mm调整为1000mm,避免火焰冲刷墙面。利用机组检修,全面检查磨煤机出口粉管缩孔,对四角一次风速调平,进行冷态和热态试验,并通过定期一个月对锅炉氧量进行校验、定期一年对一次风速进行调平、关注煤粉细度符合标准等措施来确保燃烧切园保持在炉膛中心。针对高负荷缺氧运行,加大炉本体、尾部烟道、电除尘漏风整治,重点整治空预器漏风率超标。
强化运行管理。进一步加大煤场混煤研究,严格控制入炉煤硫分在1.0%以下。控制锅炉氧量不低于2.5%,尽量按照电科院试验要求调整锅炉配风。调整磨煤机分离器折向挡板,保证煤粉细度在合格范围,防止粗煤粉刷墙燃烧。加强一次风速的监视,保证各粉管的风速在试验的范围。
目前,从该公司1号锅炉修后的电科院试验数据反映出,炉内燃烧情况有了明显变化,试验入炉煤平均硫分1.3%的情况下,H2S、CO浓度大幅度下降。经过空预器检修和尾部烟道漏风整治后,锅炉三大风机电流总共下降200A,不仅解决了锅炉高负荷因氧量不足水冷壁高温腐蚀问题,还大大降低厂用电率,提高了经济性。
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