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关于贵州某电厂1号机组C修锅炉水冷壁高温硫腐蚀情况的分析报告
点击次数:135 发布时间:2022-05-14

关于贵州某电厂1号机组C修锅炉水冷壁高温硫腐蚀情况的分析报告

贵州某发电公司1号机组C修调度批复42-26日,工期25天。413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Φ51×5.7mmSA-210C8条左旋线的内螺纹)。

2.机组投运时间1-4号机组分别于20086月、200812月、20106月、201010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AB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。主要问题有:空预器堵塞没有得到,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。

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。


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):


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)。


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。


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


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:


4.对管道附着物电子扫描分析:




 

 

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。

2.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。


 

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