如何从化学监督方面防止锅炉水冷壁管爆漏

1、前言

随着用电需求的增长，国内火力发电机组参数和容量的迅速增大，火电厂因结垢、腐蚀所引起的锅炉水冷壁管爆漏所带来的经济损失和社会影响也越来越严重。火电厂化学监督就是要防止或减缓热力设备的结垢和腐蚀，当发现热力设备有结垢或腐蚀时，及时提出合理处理措施，以防止结垢和腐蚀的进一步发展。

2、水冷壁管腐蚀机理

造成水冷壁管管壁腐蚀的原因主要有外壁烟灰吹蚀和内壁垢下腐蚀。管外壁腐蚀与炉内烟气的流向有关，一般均匀减薄能够用肉眼或手感找出位置。内壁腐蚀发生在管内部，发生位置是随机的，只有在大小修期间通过割管检查才能够得出结论。

2.1 水冷壁管停运腐蚀

停运腐蚀是在水和氧同时存在时发生的电化学腐蚀,若锅炉停运时不放水或者放水后有些部位仍残留有积水,当有空气溶入时,会迅速产生氧腐蚀。有时由于锅炉放水后内部空气相对湿度大,同样也会产生氧腐蚀。停运氧腐蚀的产物疏松，与金属的附着性差，腐蚀产物的表层是黄褐色锈。如果除掉这些腐蚀产物，便可看到金属表面有大小不一的腐蚀孔。碳钢蚀坑的产生部位一般取决于材料表面上金相结构的差别、夹杂物、热加工或冷加工造成的性能不同、金属表面的沉积物、缝隙以及表面的氧化膜不连续等因素。当材料表面因上述因素形成了局部的微阳极时，铁会溶解成Fe2+ ，进入溶液的Fe2+ 被水中溶解氧氧化成Fe3+，继而生成铁的氧化物膜覆盖其上，阻止了氧的扩散。这样在腐蚀产物膜下形成缺氧的活化阳极区，外部是富氧阴极区，构成了原电池。电子可通过金属从阳极区传输到阴极区，而溶液中的CL-则可通过腐蚀产物膜，从阴极区扩散进阳极区，使得蚀坑内阳极区溶液与蚀坑外阴极区溶液的差别进一步增大，金属继续加速溶解，形成的小蚀坑继续扩展。

2.2 水冷壁管垢下腐蚀

由给水管路带来或停炉时形成的含有氧化铁及氧化铜的水渣在锅炉水冷壁管受热面内壁产生沉积，当向火内侧内壁金属与这些氧化物接触时，产生如下反应。

4Fe2O3+Fe→3Fe3O4

4CuO+3Fe→Fe3O4 + Cu

反应是以化学方式进行，氧化铁和氧化铜为阳极，管内壁金属为阴极，阴极在反应中不断地被腐蚀，这是垢下腐蚀的第一阶段，当管内蒸汽与高于400°C 的铁接触时又将发生下列反应。

4H2O+3Fe→Fe3O4 +4H2↑

当水冷壁管内由于垢下腐蚀产生的氧化物造成蒸汽停滞或流速减小时，将发生上述反应，并在金属表面形成磁性氧化铁膜（Fe3O4），称为“蒸汽腐蚀”，蒸汽腐蚀所生成的氢气如果不能较快地被气流带走，将与钢管表面发生作用，使之脱碳，造成钢材变脆，所以也称为“氢腐蚀”。

锅炉腐蚀形势不是单一的，从目前分析判断水冷壁腐蚀形势是停运氧腐蚀与垢下浓缩腐蚀共同作用的结果。

停运氧腐蚀一方面在停用期间就破坏了设备，另一方面停用时的因腐蚀部位表面粗糙、保护膜破坏而成为腐蚀的活性点，致使腐蚀及结垢加剧。垢下腐蚀一般发生于锅炉水冷壁管向火侧内壁，破坏形式如贝壳。垢下腐蚀发生后向深度发展，致使管壁穿孔爆裂。其次被腐蚀区域表面盖有疏松的铁锈层，造成管壁热传导性不良，局部管壁过热，产生材质蠕变，甚至出现管壁向外鼓包，最终破裂。

3、锅炉水冷壁管腐蚀特征

通过对热力设备大小修检查，发现水冷壁管内壁腐蚀有以下几种主要特征：

⑴ 水冷壁管内壁多为大小不一的腐蚀坑，裂纹较少；

⑵ 腐蚀坑多数发生在向火侧，以中间部位居多；

⑶ 腐蚀坑的面积大小，深度不同，随运行时间、运行工况而发展；

⑷ 在炉墙上分布无规律。如某处出现爆管，而割开附近几处管检查都完好无损,运行一段时间又会在其它位置爆管。

4、水冷壁爆漏原因分析

锅炉水冷壁管爆泄原因较复杂，总结可分为以下几类

4.1 管壁过热

4.1.1 机组升降负荷频繁，导致炉管过热产生热疲劳

4.1.2 煤质原因，燃烧调整不当、火焰中心上移，造成炉膛出口烟温偏高，使后屏过热器和对流过热器热段常发生超温，长期超温使管材珠光体球化严重，易发生爆漏。

4.2 管外壁磨损

磨损可分为飞灰和机械磨损两类，以飞灰为主，机械次之。影响磨损的因素很多，如飞灰粒度、灰粒的物理化学性质，受热面的布置与结构方式、运行工况等。一般来讲，飞灰粒度大，烟气流速高，磨损严重。

4.3 管外壁腐蚀和焊接问题

火电厂燃煤中含有的Na、K、S 等元素在燃烧后产生氧化物，凝结在炉管上，与烟气中的SO3反应成硫酸盐，该硫酸盐有粘性，形成结渣，烟气中的SO3 穿过灰渣与炉管表面上的Fe2O3、硫酸盐发生反应生成低熔点的复合硫酸盐，当覆盖于管壁外表面的硫酸盐与管材氧化后生成的氧化物形成低熔点液态共晶时，就会导致炉管发生以电化学过程进行的热腐蚀；局部还存在较严的冲蚀磨损。其次焊接质量也不能忽视，制造厂焊口问题，多因使用年限较长，在拉力长期作用下形成裂纹所致。

4.4 管内壁腐蚀（停运氧腐蚀、垢下腐蚀）

4.4.1 影响停运腐蚀的因素，一般有温度、湿度、金属表面液膜中的盐份及清洁程度等。如果金属表面水相中的氧化物和硫酸盐浓度较大时，腐蚀速度增大；其次金属表面有沉积物或水渣时也使停用时腐蚀严重。

4.4.2 水冷壁垢下腐蚀的影响因素

(1) 锅内水处理方式。当炉水采用磷酸盐处理时，因炉水pH 值较高，产生碱腐蚀的可能性大。即使采用协调磷酸盐处理时，也会有游离碱存在，因而也可能产生碱腐蚀；

(2) 炉管表面状态。炉管表面愈不光洁，沉积物愈多，愈不利于传热，会使管壁温度升高，促进炉水局部浓缩引起炉水浓缩腐蚀；

(3) 给水成分。给水含盐量高、凝汽器泄漏等均会促进腐蚀进一步；

(4) 热负荷。实际表明，炉管热负荷高的部位易产生炉水浓缩腐蚀；

(5) 锅炉运行方式。当锅炉超负荷运行或突然变负荷运行，易引起炉管局部壁温过高，加剧炉水浓缩腐蚀。调峰机组锅炉经常启停或低负荷运行时，炉水水质变差，给水溶解氧和铁、铜含量增加，也会加剧炉水浓缩腐蚀。

5、化学监督方面控制水冷壁管爆漏的措施

5.1 确保化学补给水水质。

随机组容量增大，锅炉补水量成比例增加，如果化学补给水水质不合格，大量杂质随之带入热力系统，经蒸发浓缩，对热力设备造成严重危害。要控制好补给水水质应注意以下方面：

5.1.1 保证化学制水设备运行、再生工作正常进行

(1) 运行人员应严格执行两票三制，保证设备的正常运行；

(2) 设备再生时保证再生条件：再生液用量、浓度、流速、温度、再生时间等；

(3) 按规定定期对树脂进行大反洗，注意观察树脂层高度及树脂外观颜色；

(4) 注意源水水温、PH 值及各种离子的含量。

5.1.2 除硅和除有机物问题

由于受水源影响，有机物、硅污染较为突出，常规通过加强凝聚处理，配合采用活性碳过滤器来解决，我厂采用一级除盐前加装超滤的方式，对胶体硅去除效果很好。

5.1.3 保证新树脂的质量

新树脂投运前必须进行预处理和交换容量的测定，确保离子交换树脂在投入运行后能够达到预期工况。

5.2 防止凝汽器泄漏渗漏、保证凝结水精处理的正常投运。

凝汽器的冷却水多为生水，如凝汽器管发生泄漏会将大量的盐类、固形物带入热力系统在一定的压力、温度下造成结垢和垢下腐蚀，同时大量的氧、二氧化碳等气体，既会破坏真空度，影响热效率，还会因溶解氧和pH 不合格进一步引起水冷壁结垢和腐蚀。对于海水冷却机组因冷却介质为含盐量很高的海水，发生凝汽器泄漏会使炉水PH 值迅速降低，对热力设备造成严重的破坏。

我厂为超临界压力直流炉，对汽水品质要求比较高，在凝结水处理方面采取以下措施：

(1)凝结水采用前置过滤器＋高速混床的处理方式以保证给水水质

(2)凝汽器安装在线检漏装置并准备装设凝结水钠离子或硬度在线监测仪表

(3)海水冷却水系统投加杀菌灭藻剂，避免有机物在凝汽器管内附着、繁殖。

5.3 保证热力设备水汽质量关

防止热力设备结构和腐蚀，汽水品质是关键。首先应加强机组整个系统的化学监督工作，其次保证分析测试的真实性和准确性，加快其仪表化和自动化进程，提高汽水品质合格率。在运行中应严格按照标准进行水汽质量控制，若发生异常要及时通知主控人员进行处理并对异常数据进行分析。机组启动期间，严格按照启动阶段水汽标准进行化学监督，做到了不合格水质不回收，力求确保启动后的水质正常。

5.4 搞好停炉保养工作

机组在停机检修和备用的时候保养不当往往比运行中的腐蚀更加严重；所以如遇机组停运和调峰任务较重的情况，必须保证停炉保养工作。大修时要加强锅炉的热炉带压放水余热烘干保护方法；短期保护时采用给水压力法，应严格执行操作工艺，保证各指标合格。在基建阶段，因条件困难，经常造成设备失保养的问题，所以在今后要寻找更加有效的停备用保护方法，创造条件对设备进行有效地保护等。

5.5 做好锅炉的化学清洗

锅炉水冷壁管结垢，由于垢的导热系数比金属小得多，金属导热系数比水垢大10～1000 倍，也就是垢的热阻比金属大 10～1000 倍。结垢后产生严重的管壁温升，在结同样成份和厚度垢情况下，锅炉压力温度参数越高，其管壁温升越高。结垢后，垢下产生腐蚀介质的浓缩，导致严重垢下腐蚀。又因管壁温升，温度升高10 度，腐 蚀速度增加2～4 倍。因此，结垢后，如不清洗，必将会引起管爆破。为此，要严格按照《化学监督制度》要求对达到清洗要求的锅炉安排清洗。

5.6 做好机组大小修期间的化学检查

机组大小修期间通过对汽包、水冷壁、水冷壁下联箱、除氧器、过热器、再热器、省煤器、高加、低加、汽轮机本体、凝汽器等设备的化学检查，能够确定在此运行期间设备内结垢量、结垢速度及内部腐蚀情况。通过化学检查能够发现许多爆漏隐患。

在某厂2000 年机组大小修检查中，发现水冷壁腐蚀情况较上次大修有了明显的发展，且水冷壁垢沉积率较高，详细检查情况如下：

从上表对比可看出，2000 年大修时水冷壁垢沉积率较上次大修有大幅度增加。水冷壁向火侧局部腐蚀深度由96 年的0.2mm 发展到2000 年0.8mm，背火侧由0.5m 发展到1mm，且点蚀坑数量均有大幅度增加，呈密集状分布。

此锅炉于1959 年安装，原来的炉内处理方式为协调磷酸盐处理，99 年1 月实施低磷酸盐处理，给水采用加氨处理。

6、结束语

如何作好化学监督工作，寻找导致腐蚀的原因并采取有效的防护措施，是一项长期而又艰巨的任务，需通过化学、锅炉、汽机、热工等部门通力合作，才能做好此项工作，保证机组安全、经济、稳定的运行。