锅炉水冷壁腐蚀失效的原因

王鹏举，王荣文，张宗棠，田志娟

（中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，洛阳471012）



锅炉水冷壁腐蚀失效的原因

王鹏举，王荣文，张宗棠，田志娟

（中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，洛阳471012）

摘 要：某石化厂三台高压锅炉因水冷壁腐蚀爆管引起锅炉机组停机，严重影响机组安全稳定运行。经检测分析，三台锅炉水冷壁腐蚀主要原因是碱性腐蚀，高含量的碱性介质腐蚀水冷壁迎火面内表面上的钝化氧化保护膜，形成腐蚀溃疡，管壁不断减薄，因不能承受高温高压水蒸气的压力而发生爆管。

关键词：水冷壁；碱性腐蚀；失效

洛阳石化共三台高压锅炉，其中1号、2号炉为1998年投产的220 t/h煤粉炉，3号炉为2009年投产的310 t/h CFB炉，锅炉水冷壁材料均为20G钢，三台锅炉通过给水母管供水。三台高压锅炉自2013年以来因水冷壁爆管泄漏停炉6次，其中1号煤粉炉2次，2号煤粉炉3次，3号CFB炉1次。

水冷壁爆管泄漏与多种因素有关，主要与水冷壁管腐蚀失效有关。水冷壁是锅炉腐蚀事故的高发区域，进入锅炉的水在水冷壁管中部分汽化蒸发，化学物质浓缩百倍以上。水冷壁腐蚀主要发生在向火侧，与炉膛温度分布有关，温度越高，腐蚀越明显，同时水冷壁管中的沉积物和腐蚀坑会加速管道腐蚀的发生［1］。

影响水冷壁腐蚀失效的因素主要有：凝汽器严密性、炉水水质（p H、Na3PO4含量、氧含量、电导率等）、燃烧控制（燃料供给率、火焰均匀程度等），其中凝汽器严密性及炉水水质控制至关重要。

1 水冷壁腐蚀原因及腐蚀类型确定

1.1 理化检验

1.1.1化学成分

将背火面编号为1号，迎火面编号为2号，对1号、2号试样进行化学成分分析，结果见表1。由表1可见，失效管件的化学成分均满足标准对20G钢的要求。

表1　化学成分分析结果（质量分数）Tab.1 The results of chemical component analysis（mass）　%

1.1.2力学性能

对1号、2号试样进行力学性能分析，结果见表2。从表2可知，1号和2号试样常温拉伸符合标准要求，且两者数值接近；1号和2号试样在320℃时的力学性能接近，抗拉强度Rm、屈服强度Rp0.2等稍逊于在常温中的；1号和2号试样的冲击性能接近。

表2　力学性能分析结果Tab.2 The results of mechanical property analysis

1.1.3管道解剖

将管道解剖观察内表面形貌，见图1。表面鼓包处周围管道未见明显形变，鼓包处内表面为一个腐蚀坑，腐蚀坑呈凿槽型，腐蚀坑底部减薄至约1 mm厚；腐蚀坑处的腐蚀产物呈层状，较疏松，敲击后即成片脱落，脱落后显示出基体底部特征，呈多个小腐蚀坑相连形貌。

图1　鼓包处内外表面形貌Fig.1 Surface morphology of outside（a）and inside（b）of the bump

由图2可见，在鼓包附近观察到另外三处腐蚀凸起，这四个腐蚀坑中有三个大约在一条直线上，且该直线所处位置紧邻翅片处的迎火面。凸起处是由于腐蚀产物体积膨胀而形成的。由测试可知，该管道为无缝管，翅片焊接的热影响区宽度仅0.6 mm，因此热影响区距离腐蚀坑较远，对内表面的腐蚀坑无明显影响。

对送检的600 mm长管道进行仔细检测，整个管道内表面均存在一薄层砖红色的氧化物。在迎火面的内表面存在较多的溃疡状的腐蚀点，见图3（a）；而在背火面光滑则无明显该腐蚀特征，见图3（b）。

图2　腐蚀坑分布Fig.2 Distribution of corrosion pits

图3　迎火面和背火面的内表面形貌对比Fig.3 Comparison of morphology in fire side（a）and back side（b）of water wall

1.1.4块状腐蚀产物

对块状腐蚀产物进行X射线衍射分析，由分析结果可知，该块状腐蚀产物主要为磁性氧化铁（Fe3O4），并有少量的Fe2O3。

1.1.5 EDS能谱

砖红色氧化物表面EDS分析结果见图4，腐蚀溃疡处EDS谱见图5。两者都富含氧，腐蚀溃疡及鼓包处含有大量铁，其他主要含有水质中的磷、铜、钙等元素。鼓包处腐蚀产物能谱图见图6，元素较复杂，除富含氧、铁元素外，还含有铀、铬等元素，可能是破裂后与外界相连而引来的外来物质。

1.1.6金相分析

失效管道夹杂物级别为D1.0和0.5e，其组织为铁素体+珠光体，晶粒度为9.5级，见图7。管道材质正常。

图4　砖红色氧化物表面的EDS谱Fig.4 EDS of the surface of brick-red oxide

图5　腐蚀溃疡处的EDS谱Fig.5 EDS of corrosion ulcer

图6　鼓包处腐蚀产物的EDS谱Fig.6 EDS of corrosion product near the bump

图7　失效管道显微组织Fig.7 Microstructure of the failure pipe

管道迎火面外表面有一层约8μm的致密氧化物层，无脱碳等异常现象，见图8。

图8　迎火面外表面显微组织Fig.8 Microstructure of outside of the fire side

管道迎火面内表面有一层10～40μm的波浪状的致密氧化物层，见图9。

图9　迎火面内表面抛光态和腐蚀态Fig.9 Polishing（a）and corrosion（b）of inside of the fire side

腐蚀坑处抛光态形貌见图10（a），腐蚀坑基体上方覆盖一层较厚氧化层，氧化层具有层状脱落特征，氧化层较疏松，有孔洞及裂纹存在。氧化层下的基体为正常组织，未发生脱碳及过热球化等现象，见图10（b）。靠近氧化层下的基体显微硬度为143 HV0.2，管壁厚度中心处基体显微硬度为141 HV0.2，硬度相近。

溃疡处抛光态形貌见图11（a），基体上方覆盖一层较厚氧化层，氧化层具有层状脱落特征，氧化层较疏松，有孔洞及裂纹存在；氧化层下的基体为正常组织，未发生脱碳及过热球化等现象，见图11（b）。

图10　腐蚀坑抛光态和腐蚀态Fig.10 Polishing（a）and corrosion（b）of corrosion pit

图11　溃疡处抛光态和腐蚀态Fig.11 Polishing（a）and corrosion（b）of ulcer

1.2 腐蚀类型确定

高压锅炉的氧腐蚀主要发生在省煤器处，水冷壁腐蚀主要是酸腐蚀及碱腐蚀［2-5］。发生酸腐蚀的基本特征是炉水有低p H运行史及腐蚀部位有明显脱碳现象，上文分析可知，腐蚀坑处无脱碳现象，可排除酸腐蚀。

检测失效水冷壁管道化学成分满足标准要求，常温力学性能满足标准要求。迎火面和背火面材质和性能无明显差异。腐蚀坑及溃疡的特征一致，仅仅是腐蚀程度不一样。因此管道迎火面的内表面首先形成溃疡状的腐蚀点，在个别区域腐蚀点继续腐蚀形成较大的腐蚀坑，当腐蚀坑减薄到不能承受高温水蒸气的压力时就发生延性破裂泄漏，即鼓泡泄漏。

腐蚀发生在迎火面内表面，呈穿孔形式，腐蚀坑呈凿槽型，腐蚀产物呈层状，主要为Fe3O4。腐蚀坑及溃疡下的基体仍保持原来基体性能，这些腐蚀特征与NaOH碱腐蚀的特征完全相符。

因此，失效水冷壁腐蚀类型为碱性腐蚀，主要原因为炉水中含有碱性NaOH，在高温环境中高浓度的碱介质将腐蚀内表面起保护作用的钝化氧化膜腐蚀，形成腐蚀溃疡，而产生的腐蚀产物Fe3O4不致密，介质可以不断接触到裸露出的基体，腐蚀继续，管壁不断减薄成腐蚀坑，直至破裂。

2 碱性腐蚀原因分析

2.1 凝汽器泄漏生成NaOH

有研究表明，锅炉水冷壁碱性腐蚀半数以上来源于凝汽器泄漏。

我单位1号、3号机组凝汽器运行时曾发生过泄漏，凝汽器泄漏时，循环水进入凝结水系统，导致凝结水电导率超标，化验结果显示，3号机凝结水电导率最高22.4μS/cm，平均4.27μS/cm，水样硬度最高63μmol/L，凝结水电导率长期不达标。

循环水自身带有高含量游离碱外，其中的碳酸盐进入给水系统后，发生化学反应生成NaOH和Ca3（PO4）2。这样炉水中游离的NaOH进一步增加，Ca3（PO4）2结垢造成水冷壁内局部温度升高，加剧碱性腐蚀。随着NaOH含量大幅增加，逐渐腐蚀水冷壁氧化保护膜，形成碱性腐蚀［3］。

2.2 补水中NaOH

对除盐水进行化学检验，结果表明其平均电导率0.82μS/cm，平均钠离子质量浓度3.36μg/L，除盐水中含有一定量碳酸盐及游离碱。我单位凝结水补水为除盐水，一级除盐系统在运行后期（特别是在失效前）会释放出大量NaOH，进入炉水会造成游离NaOH含量升高。

2.3 炉水水质超标

国标要求锅炉水质合格率不低于98.5%，但在

运行中，因水质波动及配药调整等多种原因，水质存在超标现象。锅炉给水p H控制在8.8～9.3，炉水p H控制在9.0～10.5［4］，运行时水质呈碱性且有超标记录，炉水p H较高（最高值达到10.56）。p H一般控制在9.3～9.7时可更有效避免碱腐蚀。

因此，导致锅炉火冷壁腐蚀失效的原因主要有以上三点。

3 碱性腐蚀预防及处理措施

应定期对凝汽器泄漏进行排查。发现凝结水导电度上升，应及时对凝结水水质进行化验；当凝结水硬度大于5μmol/L时，降低循环水压力，增加凝汽器补水量，利用胶球清洗装置加木屑堵漏等；当凝结水硬度大于20μmol/L时，进行凝汽器半面隔绝找漏；当凝结水硬度大于50μmol/L或者给水硬度大于3μmol/L时，采取措施仍无效且有继续上升趋势，调整热电负荷，申请停机处理。

加强锅炉水水质控制，严格控制补给除盐水及凝结水中的电导率及碳酸盐含量。

定期对锅炉进行停炉保养［6］、无损检验［7］和化学清洗［8］。

参考文献：

［1］窦照英.电厂防腐蚀及实例精选［M］.北京：化学工业出版社，2011.

［2］徐洪.高压锅炉水冷壁管碱腐蚀诊断与机理研究［J］.中国电机工程学报，2003，23（2）：183-187.

［3］王敏.锅炉水冷壁腐蚀及爆裂的原因分析和防止对策［J］.腐蚀与防护，2006，27（4）：215-216.

［4］GB/T 12145-2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量［S］.

［5］焦会良.亚临界锅炉水冷壁腐蚀结垢原因分析［J］.华北电力技术，1995（6）：25-27.

［6］王和平，程绍兵.热电联产锅炉机组设备及经济运行［M］.北京：中国石化出版社，2014.

［7］刘彬.锅炉水冷壁管腐蚀监测［J］.无损探伤，2012 （5）：47-48.

［8］DL/T 246-2006 化学监督导则［S］.

Corrosion Failure Reason of Boiler Water-cooling Wall

WANG Peng-ju，WANG Rong-wen，ZHANG Zong-tang，TIAN Zhi-juan
（Luoyang Petrochemical of SINOPEC，Luoyang 471012，China）

Abstract：Three high peressuer boilers in a petrochemical factory were shut down because of corrosion bursting of water wall，which affected the safety of operation of the unite.A analysis results showed that，the boiler corrosion was mainly caused by alkali corrosion，the inner surface passivation protective films of boiler water-wall tubes corroded by high concentration alkaline medium，and corrosive ulcer formed in the tube wall，which led to coutineous thinning of the tube wall.Finaly the tube bursted when the pressure and the temperature of steam were overloaded.

Key words：water wall tube；alkali corrosion；failure

通信作者：王鹏举（1986-），工程师，在职研究生，从事锅炉生产运行工作，18739068329，408475880@qq.com

收稿日期：2015-01-05

DOI：10.11973/fsyfh-201603015

中图分类号：TG174

文献标志码：B

文章编号：1005-748X（2016）03-0255-04