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摘 要：根据多年工作经验，对我市某电厂锅炉水冷壁爆管的成因进行相应的分析，并且提出热电厂锅炉水冷壁爆管的改进措施。供行业人士参考借鉴。
关键词：锅炉 水冷壁 爆管 水质
一、前言
锅炉水冷壁爆管泄漏是锅炉运行中经常遇到的一个影响机组安全稳定运行的问题，我市X热电厂锅炉94年10月制造，97年3月投入使用，2010年2月4日下午16：00时1#锅炉发生锅炉水冷壁爆管泄漏事故，爆管时压力9.6MPa，额定蒸发量200t/h左右。炉管材料为20G ；管子规格：Φ57mm×5mm；Φ60mm×5mm。爆管部位锅炉右侧墙水冷壁中间联箱下部标高45米处从前向后数第310根水冷壁管，爆管并吹损同标高第308、311、312、313、314根水冷壁管子。310水冷壁管更换长度6米，309更换长度5米，其余更换长度0.5米。
二、原因分析
造成水冷壁爆管的原因较多，有过热爆管、内壁腐蚀爆管、热应力破坏、外壁冲刷减薄及管外高温硫腐蚀等等。从这次 1#锅炉水冷壁爆管宏观形貌来看，水冷壁管爆口位于向火面，向火面管材内壁有一层较厚的氧化腐蚀垢层，其中有的部位氧化腐蚀垢层已部分开裂、脱落，爆口边缘未见明显减薄，呈脆性爆口形态，俗称开天窗式爆口，且爆口附近内壁腐蚀严重，为氢脆爆口特征。
三、氢脆腐蚀机理
锅炉炉水中的杂质沉积在汽包和水冷壁下联箱底部流速缓慢处，或粘附在水冷壁管斜坡管和下部管内壁上形成水垢。水冷壁管一旦结垢，进入炉水中的酸性物质便沉积在垢下，产生垢下腐蚀，垢下腐蚀的实质就是介质浓缩腐蚀。而当凝汽器泄漏，炉水中进入大量氯离子时（一般循环水中氯离子含量较大），便会在局部浓缩产生酸，酸腐蚀所产生的氢有一部分扩散到钢中，与钢中的碳结合形成甲烷，酸腐蚀往往能引起炉管的金相组织发生变化，出现脱碳现象，生成细小的晶界裂纹，严重时管壁未减薄就发生爆裂。
1.可以看出，水冷壁腐蚀爆管的主要原因是水冷壁管内壁结垢，而造成这次热电厂1#锅炉水冷壁管壁结垢的原因有以下几点：
1.1锅炉给水溶解氧超标造成的氧腐蚀，腐蚀产物在水冷壁中沉积结垢，这是造成锅炉水冷壁结垢和腐蚀的主要原因。热电厂锅炉给水溶解氧含量控制指标为不超过于 7μg/L。但长期以来，锅炉给水溶解氧含量一直超标，根据该厂水质季度报表，统计出溶解氧含量结果（如表1）。
表1 热电厂锅炉给水溶解氧含量统计结果（单位：μg/L）
由于锅炉给水溶解氧含量超标，在高加以及锅炉省煤器和水冷壁管中发生氧腐蚀，腐蚀产物在水冷壁中沉积结垢，最终导致水冷壁爆管。而造成溶解氧含量超标的原因主要有以下几点：
1.1.1脱氧器进水温度低，蒸汽加热能力不足，造成高、低脱氧器工作温度达不到设计值。
1.1.2高压脱氧器自动和远方控制调节装置故障，导致各台脱氧器的运行工况不稳定。
1.1.3高压脱氧器的脱氧头陈旧落后，除氧效果不佳。
1.2凝汽器泄漏造成循環水中的钙、镁等盐分进入锅炉给水中，导致给水硬度超标，盐分在水冷壁管中沉积结垢造成腐蚀。
热电厂锅炉给水硬度控制指标为不超过1.0μmol/ L，而根据锅炉水质季度报表中给水硬度统计结果 （如表 2），给水硬度也有超标现象，合格率为98.69%。
锅炉给水硬度超标的原因主要是凝汽器泄漏。凝汽器管泄漏后，循环冷却水漏入到凝结水中，循环水中的钙、镁等盐份进入蒸汽凝结水中，随凝结水进入锅炉给水，在水冷壁与腐蚀产物一起沉积在水冷壁管传热面上，影响传热效果，导致局部过热或垢下腐蚀，且循环水中的氯离子进入炉水后，会在垢下浓缩形成酸，进一步加剧腐蚀。
表 2 热电厂锅炉给水硬度统计结果
1.3锅炉炉水取样和分析方式落后，无法做到连续分析及自动调整加药量和排污量。
锅炉炉水取样分析和加药控制均采用人工定期分析和手动间断加药，无法实时监测炉水的水质情况，并根据分析结果自动调整加药量和排污量，造成进入炉水中的杂质和盐分不能及时排出，导致腐蚀进一步加重；且炉水中的杂质还会造成锅炉取样设备堵塞，经常发生无法取出水样的现象，失去了对炉水的监测，形成恶性循环。
1.4锅炉的排污阀故障率高，影响锅炉排污的正常进行。
锅炉运行中通过加入磷酸三钠以保持炉水为碱性，在碱性炉水中，一定浓度的磷酸根将与钙、镁离子作用生成悬浮状态和沉淀状态的水渣，悬浮的水渣通过连续排污排出炉外，沉淀的水渣通过定期排污排出炉外。由于排污阀一直工作在高温、高压环境下，且经常承受小流量、大压差的汽水冲刷，极易造成阀门泄漏。阀门内漏会造成汽水损失增加；阀门外漏会对操作人员的人身安全造成一定隐患，上述原因也导致该厂锅炉排污制度执行的不好，造成炉水含盐量超标，不仅影响蒸汽品质，还造成炉水中水渣沉积结垢。
对策及建议发生水冷壁爆管后，热电厂委托专业部门对 1#炉水冷壁腐蚀情况进行检测，并根据检测结果对腐蚀严重的水冷壁管进行了更换；同时根据水冷壁管内部结垢的情况，对水冷壁管进行了酸洗。目前锅炉运行情况已明显好转，运行至今没有再发生水冷壁爆管的情况。
2.同时对下一步热电厂的水质和化学监督管理提出以下建议：
2.1采取措施提高脱氧器的除氧效果，实现锅炉给水溶解氧达标。
2.1.1通过更新改造，恢复除盐水加热器，提高低压脱氧器进口水温，保证低压脱氧器的工作温度和工作压力，提高除氧效果。
2.1.2对脱氧器蒸汽加热系统的设计参数进行校核，确定蒸汽加热系统是否满足现有工艺要求，否则有必要对加热系统进行改造，以达到增加进汽量的目的。同时对现有的高低压脱氧器自动控制系统进行DCS 改造，实现进汽量和补水量自动控制。
2.1.3委托专业部门对脱氧头内部的配水管、雾化喷嘴、填料层等进行彻底检修，更换损坏部件，将 1#～6#号脱氧器的喷雾式脱氧头进行更新改造。
2.1.4加装脱氧器溶解氧在线监测仪表，便于有针对性的及时调整。
2.1.5在热力除氧的基础上，进行化学辅助除氧。
2.2彻底治理凝汽器泄漏，避免给水硬度超标。对经常发生泄漏的凝汽器进行更新改造，在运行中发现给水硬度超标时，要及时组织查漏堵漏，并按照 GB/T12145- 1999标准中“水汽质量劣化时的三级处理值”进行处理。
2.3增设炉水自动取样分析和自动连续加药装置，实现加药量自动调整。
2.4将锅炉定排阀门更换为电动门，实现远方操作，既可以减轻操作人员的工作强度，又能保证操作人员人身安全。
四、结束语
1.水冷壁管向火面结垢严重造成垢下腐蚀，也造成了氢腐蚀产
生的条件。
2.水冷壁管内壁某些部位由于氢腐蚀而产生了较多的微裂纹。
3.水冷壁管爆管泄漏失效的原因是由垢下腐蚀减薄和氢腐蚀共同作用造成的。
关键词：锅炉 水冷壁 爆管 水质
一、前言
锅炉水冷壁爆管泄漏是锅炉运行中经常遇到的一个影响机组安全稳定运行的问题，我市X热电厂锅炉94年10月制造，97年3月投入使用，2010年2月4日下午16：00时1#锅炉发生锅炉水冷壁爆管泄漏事故，爆管时压力9.6MPa，额定蒸发量200t/h左右。炉管材料为20G ；管子规格：Φ57mm×5mm；Φ60mm×5mm。爆管部位锅炉右侧墙水冷壁中间联箱下部标高45米处从前向后数第310根水冷壁管，爆管并吹损同标高第308、311、312、313、314根水冷壁管子。310水冷壁管更换长度6米，309更换长度5米，其余更换长度0.5米。
二、原因分析
造成水冷壁爆管的原因较多，有过热爆管、内壁腐蚀爆管、热应力破坏、外壁冲刷减薄及管外高温硫腐蚀等等。从这次 1#锅炉水冷壁爆管宏观形貌来看，水冷壁管爆口位于向火面，向火面管材内壁有一层较厚的氧化腐蚀垢层，其中有的部位氧化腐蚀垢层已部分开裂、脱落，爆口边缘未见明显减薄，呈脆性爆口形态，俗称开天窗式爆口，且爆口附近内壁腐蚀严重，为氢脆爆口特征。
三、氢脆腐蚀机理
锅炉炉水中的杂质沉积在汽包和水冷壁下联箱底部流速缓慢处，或粘附在水冷壁管斜坡管和下部管内壁上形成水垢。水冷壁管一旦结垢，进入炉水中的酸性物质便沉积在垢下，产生垢下腐蚀，垢下腐蚀的实质就是介质浓缩腐蚀。而当凝汽器泄漏，炉水中进入大量氯离子时（一般循环水中氯离子含量较大），便会在局部浓缩产生酸，酸腐蚀所产生的氢有一部分扩散到钢中，与钢中的碳结合形成甲烷，酸腐蚀往往能引起炉管的金相组织发生变化，出现脱碳现象，生成细小的晶界裂纹，严重时管壁未减薄就发生爆裂。
1.可以看出，水冷壁腐蚀爆管的主要原因是水冷壁管内壁结垢，而造成这次热电厂1#锅炉水冷壁管壁结垢的原因有以下几点：
1.1锅炉给水溶解氧超标造成的氧腐蚀，腐蚀产物在水冷壁中沉积结垢，这是造成锅炉水冷壁结垢和腐蚀的主要原因。热电厂锅炉给水溶解氧含量控制指标为不超过于 7μg/L。但长期以来，锅炉给水溶解氧含量一直超标，根据该厂水质季度报表，统计出溶解氧含量结果（如表1）。
表1 热电厂锅炉给水溶解氧含量统计结果（单位：μg/L）
由于锅炉给水溶解氧含量超标，在高加以及锅炉省煤器和水冷壁管中发生氧腐蚀，腐蚀产物在水冷壁中沉积结垢，最终导致水冷壁爆管。而造成溶解氧含量超标的原因主要有以下几点：
1.1.1脱氧器进水温度低，蒸汽加热能力不足，造成高、低脱氧器工作温度达不到设计值。
1.1.2高压脱氧器自动和远方控制调节装置故障，导致各台脱氧器的运行工况不稳定。
1.1.3高压脱氧器的脱氧头陈旧落后，除氧效果不佳。
1.2凝汽器泄漏造成循環水中的钙、镁等盐分进入锅炉给水中，导致给水硬度超标，盐分在水冷壁管中沉积结垢造成腐蚀。
热电厂锅炉给水硬度控制指标为不超过1.0μmol/ L，而根据锅炉水质季度报表中给水硬度统计结果 （如表 2），给水硬度也有超标现象，合格率为98.69%。
锅炉给水硬度超标的原因主要是凝汽器泄漏。凝汽器管泄漏后，循环冷却水漏入到凝结水中，循环水中的钙、镁等盐份进入蒸汽凝结水中，随凝结水进入锅炉给水，在水冷壁与腐蚀产物一起沉积在水冷壁管传热面上，影响传热效果，导致局部过热或垢下腐蚀，且循环水中的氯离子进入炉水后，会在垢下浓缩形成酸，进一步加剧腐蚀。
表 2 热电厂锅炉给水硬度统计结果
1.3锅炉炉水取样和分析方式落后，无法做到连续分析及自动调整加药量和排污量。
锅炉炉水取样分析和加药控制均采用人工定期分析和手动间断加药，无法实时监测炉水的水质情况，并根据分析结果自动调整加药量和排污量，造成进入炉水中的杂质和盐分不能及时排出，导致腐蚀进一步加重；且炉水中的杂质还会造成锅炉取样设备堵塞，经常发生无法取出水样的现象，失去了对炉水的监测，形成恶性循环。
1.4锅炉的排污阀故障率高，影响锅炉排污的正常进行。
锅炉运行中通过加入磷酸三钠以保持炉水为碱性，在碱性炉水中，一定浓度的磷酸根将与钙、镁离子作用生成悬浮状态和沉淀状态的水渣，悬浮的水渣通过连续排污排出炉外，沉淀的水渣通过定期排污排出炉外。由于排污阀一直工作在高温、高压环境下，且经常承受小流量、大压差的汽水冲刷，极易造成阀门泄漏。阀门内漏会造成汽水损失增加；阀门外漏会对操作人员的人身安全造成一定隐患，上述原因也导致该厂锅炉排污制度执行的不好，造成炉水含盐量超标，不仅影响蒸汽品质，还造成炉水中水渣沉积结垢。
对策及建议发生水冷壁爆管后，热电厂委托专业部门对 1#炉水冷壁腐蚀情况进行检测，并根据检测结果对腐蚀严重的水冷壁管进行了更换；同时根据水冷壁管内部结垢的情况，对水冷壁管进行了酸洗。目前锅炉运行情况已明显好转，运行至今没有再发生水冷壁爆管的情况。
2.同时对下一步热电厂的水质和化学监督管理提出以下建议：
2.1采取措施提高脱氧器的除氧效果，实现锅炉给水溶解氧达标。
2.1.1通过更新改造，恢复除盐水加热器，提高低压脱氧器进口水温，保证低压脱氧器的工作温度和工作压力，提高除氧效果。
2.1.2对脱氧器蒸汽加热系统的设计参数进行校核，确定蒸汽加热系统是否满足现有工艺要求，否则有必要对加热系统进行改造，以达到增加进汽量的目的。同时对现有的高低压脱氧器自动控制系统进行DCS 改造，实现进汽量和补水量自动控制。
2.1.3委托专业部门对脱氧头内部的配水管、雾化喷嘴、填料层等进行彻底检修，更换损坏部件，将 1#～6#号脱氧器的喷雾式脱氧头进行更新改造。
2.1.4加装脱氧器溶解氧在线监测仪表，便于有针对性的及时调整。
2.1.5在热力除氧的基础上，进行化学辅助除氧。
2.2彻底治理凝汽器泄漏，避免给水硬度超标。对经常发生泄漏的凝汽器进行更新改造，在运行中发现给水硬度超标时，要及时组织查漏堵漏，并按照 GB/T12145- 1999标准中“水汽质量劣化时的三级处理值”进行处理。
2.3增设炉水自动取样分析和自动连续加药装置，实现加药量自动调整。
2.4将锅炉定排阀门更换为电动门，实现远方操作，既可以减轻操作人员的工作强度，又能保证操作人员人身安全。
四、结束语
1.水冷壁管向火面结垢严重造成垢下腐蚀，也造成了氢腐蚀产
生的条件。
2.水冷壁管内壁某些部位由于氢腐蚀而产生了较多的微裂纹。
3.水冷壁管爆管泄漏失效的原因是由垢下腐蚀减薄和氢腐蚀共同作用造成的。