某電廠有2臺220 t/h鍋爐，1997年投產使用，型號為DG220/9. 8-8單汽包自然循環、倒U型布置鍋爐，設計燃料以煤粉為主，點火方式為三級點火，點火器液化氣渣油煤粉，爐膛四角切向布置燃燒器，氣流在爐膛中心形成直徑為D= 561mm的假想切圓(某年曾對燃燒器改造，目前假想切圓直徑D- 600 mm)。2010年某月，該爐連續兩次發生水冷壁管泄漏和爆管事故，發生部位均為燃燒器上方，停爐后，檢查發現爐膛水冷壁四周有不同程度的腐蝕現象。為確保鍋爐長周期安全運行，對爆管和腐蝕產生的原因進行了分析。
1、水冷壁爆管的原因分析
    從拆除下來的水冷壁管宏觀觀察，管肇內部有深淺不一的坑，初步判斷這些坑可能是由酸堿腐蝕或是電化學腐蝕等原因造成的，將爆管處水冷壁外垢樣及鍋爐給水水樣送往專業機構分析化驗，分析結果見表1。
從表1中可以看出，其腐蝕垢樣的主要成分是Fe2 03、S03等，具有高鐵、高硫特點，屬于水冷壁管發生高溫腐蝕的基本特征，在電廠（包括自備電站）中最常見的腐蝕方式為：硫化物( FeS2、H2S)型腐蝕、焦硫酸鹽型腐蝕和氯化物型腐蝕，通常水冷壁管發生高溫腐蝕的區域多在燃燒高溫區，即局部熱負荷較高，管壁溫度也較高的區域，如燃燒器區附近，其余區域的高溫腐蝕明顯減弱或根本不發生高溫腐蝕；發生高溫腐蝕的管子向火側正面的腐蝕速度加快，造成管壁減薄，背火側則不易發生高溫腐蝕。
    三門峽富通新能源銷售生物質鍋爐主要燃燒木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料，如下圖所示：1.1燃燒煤種含硫量較高的分析
    該電廠2010年某季度原煤煤樣中含硫化驗平均統計與鍋爐設計煤種w(S)=0.36%相比較，燃用煤種的實際含硫量偏高，個別來煤中硫質量分數大于1%，根據含硫量測定及鍋爐實際運行情況的實驗研究可以判斷，實際燃煤含硫量高，是鍋爐受熱面產牛高溫腐蝕的一個因素。
1.2燃燒器動力場實驗的分析
    某電力科學研究院對1*爐進行空氣動力場實驗，測量過程中發現入爐最近的2#、3#角的兩個一次風管風速高，最遠的兩個1#、4#角的一次風管風速低，風速不均也促成局部偏燒現象。另外該鍋爐使用的一次風門調節手段較落后，該電力科學研究院建議將一次風門的固定齒由原來的12齒粗調變為24齒細調，盡量使風門實現微調，以免影響一次風壓。
    通過測量發現，二次風風速較小，二次風率下降，對煤粉的輔助燃燒能力變差，造成火焰中心卜移，后部煙道有積灰，飛灰可燃物含量變大，效率下降，使得煤粉在缺氧狀態下燃燒，再射流下游形成局部還原性氣氛。當未完全燃燒的煤粉氣流沖刷高溫區水冷壁管時，會導致水冷壁管高溫腐蝕，并最終發生爆管。
1.3鍋爐水源水質分析
    該電廠鍋爐補給水主要來自化學水處理二級脫鹽水、汽輪機凝結水、化工裝置來的凝結水等混合后送往鍋爐。這些水首先經熱力除氧器除氧，再通過汽機加熱器加熱送入鍋爐。該電廠鍋爐給水化驗與監督是采用手工定時不連續方式進行，因此，存在一定的盲區，可能有一部分雜質不可避免地被帶入給水，然后進入鍋爐。爆管后，該電廠將該水質送往專業機構分析，水質分析結果見表2。
  從表2可以看出：化學水處理脫鹽水指標能控制在國家標準的規定范圍內，但化上裝置凝液中存在的雜質進入鍋爐，造成爐水品質惡化。水中溶解的雜質（鹽類）形成水垢，造成管壁熱阻增大，傳熱效果不好，管材長期超溫運行導致爆管。再加上干凈的鍋爐蒸發面金屬容易離子化，即Fe- 2e—Fez+，使鍋爐表面帶負電荷，而一些結垢物質常常帶正電荷，這樣由于靜電吸引作用，使結垢物質沉積在金屬表面而生成水垢，致使局部管壁過熱，導致發生爆管事故。
    由于鍋爐爐水水質超標（尤其以甲酸、乙酸為主），對鍋爐內表面進行腐蝕。鍋爐水質Cl-超標，導致水冷壁部發生氯化物腐蝕，水冷壁管變薄，如果長時間Cl-超標極易發生爆漏導致水冷壁爆管。為此需要對現有水冷壁進行全面、認真檢查，凡是管壁脹粗超標的或表面有裂紋的，應全部給予更換。
1.4靜態場的問題分析
    該鍋爐設計的煤種是二類煙煤，實際燃燒煤種介于一類與二類之間，不易著火，改造之后的燃燒器爐內假想切圓變大，運行時制粉系統風速很高，38、48角還有點偏，導致形成的切圓變形更大，噴燃器出口邊緣靠近水冷壁處燃燒程度變強，并且灰份沖刷水冷壁能力增強，使得水冷壁管外表面出現很多小麻點。測試結果：噴燃器背火側風速高，向火側風速低，而向火側煤粉濃度高，引起偏燒，從而對水冷壁的烤灼能力增強，尤以48角為重。對切圓燃燒鍋爐，當燃燒切圓直徑過大、火焰中心未形成切圓或燃燒切圓偏移時，致使爐內空氣動力場傾斜，燃燒器區域出現火焰沖墻和還原性氣氛，從而發生高溫腐蝕，最終導致爆管事故發生。
1.5高壓加熱器停運問題分析
    不使用高壓加熱器，給水溫度低，省煤器溫度低，相同負荷下需要鍋爐增加部分燃煤量，彌補省煤器、水冷壁熱量不足，受熱面的吸熱量要增大，相當于鍋爐出力增加。
1.6操作人員未按規范進行操作分析
    鍋爐水中呈懸浮物狀態的鹽類有些具有很強的黏性，如Mg3 (P04)2和Mg(()H)2等。由于鍋爐運行時化學監督人員對爐水是人工間接性分析與加藥，沒有在線分析自動加藥儀表設備，存在分析和加藥盲區；鍋爐運行人員定期排污不規范，為了節能節水，連排閥門開度過小、致使爐水懸浮狀態的鹽類增多，濃度增大，從而很容易粘附在鍋爐熱負荷較高的受熱面上，經過高溫烘熔后，進行局部反應，使沉淀物形態發生變化，轉變為水垢（即從泥垢轉化為水垢），堵塞水冷壁排污管和部分水冷壁下部管段，導致循環不好。
由以上原因分析可知，造成鍋爐水冷壁管高溫腐蝕和壁管變薄的原因，主要是水質不合格、煤中含硫量較高、燃燒切圓偏大、一二次風配比不合理，致使燃燒器周圍的水冷壁管處于高溫、水質惡化、水循環差、存在一定還原性氣氛中運行，從而造成了嚴重的高溫腐蝕和管壁變薄。
2、改進和預防措施
    該電廠建市了一套完善的水質管理、汽水監督管理辦法及實施細責。設備管理方面則要求根據實際情況，定期對水冷壁管進行割管檢查，為了保證鍋爐長周期安穩運行，需要從以下幾方面進行調節和處理。
    (1)為了有效防止噴口背火側沖刷水冷壁的現象，建議在雙通道一次風噴口內背火側貼一塊檔風帖板，3*、4*角噴口背火側壁帖板，角度與壁面夾角不超過6°，1#、2#角噴口背火側壁也對應帖板，夾角不超過4。，這樣可以保證各噴口背火側的水冷壁的沖刷磨損現象，減小爐內該區域爆管的概率。
    (2)加強對燃料的控制，可通過燃燒前和燃燒中除硫的方法，降低燃料的含硫量；同時控制適當的煤粉細度，盡可能均勻各燃燒器之間的煤粉濃度分布；
    (3)加強對給水的控制，適當提高高溫腐蝕區域水冷壁管內水流速度，降低管壁溫度，嚴格控制給水品質，避免因水冷壁管內結垢而影響換熱，從而導致水冷壁管壁溫度增加；
    (4)提高金屬抗腐蝕能力，可采用在管外金屬（鎳、鋁）熱噴涂工藝，用于表面防護，降低腐蝕速度；
    (5)加強燃燒凋整、合理配風，以達到降低水冷壁附近還原性氣氛和避免煙氣直接沖刷水冷壁兩個目的；
    (6)加強排污管理，嚴格考核，保證鍋爐給水品質合格，建議每年做一次空氣動力場實驗。
    (7)建議在高壓加熱器允許投運的情況下盡可能長周期投運，以保證鍋爐在經濟工況下安穩運行。
3、結論
    水冷壁管爆管后，技術人員對鍋爐實施了以上改進和預防措施，經過半年多的實際運行，目前水冷壁管無異常現象發生，各項工藝指標受控，能夠為鍋爐長周期安穩運行提供有力保障，對同行業電廠鍋爐安穩運行具有一定的借鑒作用。