氢损伤原因分析

1、锅炉水冷壁氢损伤原因分析2014年5月摘 要 对锅炉水冷壁氢损伤原因进行了分析。根据分析检测结果，炉水pH超标和结垢严重是造成水冷壁管氢损伤的主要原因。炉水pH超标和水冷壁结垢严重均与炉水硬度超标有关。建议彻底查清造成硬度超标的原因，并采取措施予以消除，确保炉水中无硬度；建议高度重视电厂化学监督工作，配置必要的在线和台式监测仪表。此外，凝汽器铜管腐蚀和结垢较为严重，建议加强化学监督，有条件时更换为316L不锈钢管。关键词 水冷壁 爆管 结垢 pH目 次1前言42水冷壁管样垢样垢量分析43水汽监督检查94凝汽器铜管监督检查115原因分析116结论与建议12II1 前言装机容量为2台50WM高温高

2、压凝汽式机组。锅炉为杭州锅炉厂生产，额定蒸发量为220t/h，压力为9.81Mpa,过热蒸汽温度为540；锅炉水冷壁为膜式水冷壁，材质为20G，外径及壁厚为60×5mm。汽轮机和发电机由北京重型电机厂生产，汽轮机为冲动式，发电机为双水内冷发电机。锅炉补给水处理系统采用过滤器反渗透一级除盐混床。2014年1月份以后，2号锅炉水冷壁管接连发生4次爆管现象，爆管部位均为炉膛后墙冷灰斗折角处。经西安热工研究院对2号锅炉后墙水冷壁爆管管样进行失效分析，确定为氢损伤。为查明氢损伤原因，委托对氢损伤原因进行分析，并对水汽系统进行监督检查。2 水冷壁管样垢样垢量分析2.1水冷壁爆管管样从现场取回一根

3、爆管的管样，在爆管内壁提取垢样，进行垢样分析，管样详见图1。图1：爆管管样2.2爆管管样垢样分析结果表1 爆管管样垢样分析结果样品名称元素分析物相分析元素名称质量百分比含量，% 垢样Fe55.26主要成分是：Fe2O3：约44.0%；Fe3O4：约45.0%；Ca5(PO4)3F：约6.0%；Cu2O：约4.0%；未检出：约1.0%；其余物相微量Ca4.39Si3.25Cu2.58P2.32Zn1.22Al0.62S0.37Mn0.28Cr0.14Sr0.14Ti0.12K0.10Pb0.09O29.132.3爆管管样垢样检测衍射图图2 爆管管样垢样检测衍射图从分析结果可见，垢样主要成分为铁的

4、氧化物，且含有少量的铜氧化物和磷酸盐。2.4送检管样垢样分析结果表2 送检管样垢样分析结果样品名称元素分析物相分析元素名称质量百分比含量，% 垢样Fe43.23主要成分是：Fe2O3：约53.0%；Fe3O4：约18.0%；Cu： 约25.0%；Cu2O：约2.0%；未检出：约2.0%；其余物相微量Cu20.51Mg1.32Zn1.09Ca0.76Si0.65Al0.61P0.47S0.34Mn0.24O30.192.5送检管样垢样检测衍射图图3 送样管管样垢样检测衍射图由2.4和2.5分析结果可见，送检管样中，含有大量的铜。铜的出现与凝汽器铜管腐蚀有关。不仅如此，送样管与爆管部位垢样不同的另

5、一点是，送样管中没有磷酸盐。说明，磷酸盐在水冷壁的沉积是不均匀的。2.6爆管管样垢量分析试片在爆管爆口附近加工管样进行垢量分析，垢量分析试片详见下图。图4：水冷壁管向火侧试片图5：水冷壁管背火侧试片2.7垢量分析方法和结果将水冷壁管在车床上切削其外壁，使管样壁厚为1.0mm左右；截取管段，按分界线将管段切割成向火侧和背火侧两半。测量管样内表面积，称管样质量，然后将管样浸入加有0.2%0.5%缓蚀剂的5%6%盐酸溶液中，加热至60，并用塑料棒搅动酸液，直至管样内表面的垢均已清洗干净为止。记录清洗时间，立即将管样取出，用蒸馏水冲洗，再将管样放在无水乙醇中摇晃取出，用滤纸擦净管样表面，再用热风吹干，

6、放入干燥器内干燥1小时后称重，记录清洗后的质量。垢量检测结果详见下表：表3 垢量检测结果试片名称向火侧左向火侧右背火侧左背火侧右垢量(g/m2)231.94591.3199.81102.652.8试片清洗后的照片图6：清洗后的水冷壁管背火侧试片图7：清洗后的水冷壁管向火侧试片 清洗后的照片显示，水冷壁管在向火侧有显著的垢下腐蚀产生。垢下腐蚀引起的后果是管壁变薄，机械强度降低。3 水汽监督检查3.1锅炉补给水水质检查锅炉补给水处理系统采用过滤器反渗透一级除盐混床。根据现场水质检查：反渗透出水在线电导率小于10us/cm，阴床出水在线电导率小于0.1us/cm，混床出水在线电导率大于0.2us/c

7、m。由于混床出水电导率超过标准要求。为了查明超标原因，4月17日我们对相关水质进行了检测，检测结果详见下表：表4 补给水水质检测结果项目结果1结果2结果3阴床出水电导率0.083us/cm0.097us/cm0.071us/cm混床出水电导率0.125us/cm0.115us/cm0.179us/cm0.134us/cm0.192us/cm0.114us/cm从混床电导率检测结果分析，所检测的6次指标均满足标准的要求，在线表计显示值超标，说明在线表计出现故障，建议对在线导电度表进行检查维修，必要时更换。一般混床出水电导率比阴床出水电导率低，但是从检查结果分析，混床出水电导率较阴床偏高，建议检查

8、混床反洗时的树脂分层情况及阴阳树脂比例；必要时增减相应的树脂，确保分层时的界面与混床中排平齐。3.2炉水水质检查 根据电厂提供的2014年1月4月的化学报表统计，炉水pH值有效数据总计443个，其中pH值大于10.0的数据有315个，pH值在9.010.0的数据有75个，pH值小于9.0的数据有53个。根据GB/T 121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量中汽包炉炉水pH值的标准要求，炉水pH值合格率仅为16.93%。4月18日，我们对#1炉炉水水质进行抽检，结果如下：表5 炉水水质检测结果检测项目上午9:20上午10:20上午11:20pH值9.8829.8739.689电导率(

9、us/cm)36.836.133.6从4月18日上午的抽检结果分析，所测pH值满足标准值9.010.0，电导率满足标准要求小于60us/cm的标准值。3.3发电机冷却水水质检查根据电厂提供的2014年1月4月的化学报表统计，发电机内冷水pH值有效数据总计497个，其中pH值在7.09.0的数据有55个，pH值小于7.0的数据有442个。根据GB/T 121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量中水内冷发电机的冷却水质量标准，水内冷发电机冷却水的pH值合格率仅为11.07%。由于水内冷发电机冷却水的pH值长期不达标，极易对发电机铜线圈产生腐蚀，为了确保系统的安全运行，建议定期检测铜离子含

10、量，同时采取加碱处理的工艺，使冷却水的pH值达到标准要求。发电机内冷水导电度表已坏，建议进行检查维修，必要时更换。 4月29日，我们对发电机内冷水导电度进行检测，检测值为0.783us/cm，检测值满足标准小于等于5us/cm的要求。3.4锅炉给水水质检查根据电厂提供的2014年1月4月的化学报表统计，锅炉给水pH值有效数据总计505个；其中pH值在8.89.3的有334个，pH值小于8.8的有161个，pH值最小值为7.6；pH值大于9.3的有10个。根据GB/T 121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量中锅炉给水质量标准，锅炉给水的pH值合格率为66.14%。4月18日，我们对

11、#1炉给水pH值进行抽检，结果如下：表6 #1炉给水pH值测量检测项目上午9:20上午10:20上午11:20pH值8.9458.9988.7764月29日，我们对#1炉给水溶解氧进行检测，检测值为18.02g/L，大于标准要求。由于现场没有检测仪器，建议增加在线检测仪表或采取化学检测方法，完善化学监督。同时建议对除氧器进行检查维修。3.5凝结水水质检查根据电厂提供的2014年1月4月的化学报表统计，凝结水硬度的合格率为100%。4月29日，我们对#1炉凝结水溶解氧进行检测，检测值为42.22g/L，满足凝结水溶解氧的标准要求。4 凝汽器铜管监督检查4.1 铜管清洗前后宏观照片 对比铜管清洗前

12、后的宏观照片如图8所示。 图8：铜管清洗前后宏观照片由图8可见，铜管内表面有较为厚的垢层，对换热影响严重。清洗后，铜管内壁有明显的大小不等腐蚀坑。4.2 铜管垢量分析测量未清洗的铜管表面垢层厚度，结果如下表所示。表6 铜管垢厚数据原始管壁厚（mm）壁厚+垢厚（mm）垢厚（mm）1.161.840.681.181.780.601.181.860.681.141.860.721.141.880.74 均值 1.161.86 0.684可见，铜管结垢厚度较厚，建议采取措施进行除垢处理，提高换热效率。4.3 铜管腐蚀深度分析 图9：铜管腐蚀深度宏观照片测量清洗后铜管腐蚀的深度，结果如下表所示。表7 铜

13、管点蚀坑深度数据点蚀坑编号原始管壁厚（mm）腐蚀后点蚀坑处壁厚（mm）点蚀坑深度（mm）1#10.580.422#10.360.643#10.480.52平均10.470.53 可见，铜管垢下腐蚀深度较深，存在腐蚀穿孔的风险。建议有条件更换为316L材质。5 原因分析5.1  水冷壁管向火侧垢量检测值为591.31g/m2，水冷壁管结垢后使传热恶化。在高温下，垢下的水汽滞留与Fe反应生成氢原子，氢从管子内表面进入钢中，与碳反应生成CH4，造成较大的局部应力，就沿晶界生成晶间裂纹，致使金属的晶粒之间联系遭到破坏，强度和塑性降低，在外力作用下没有塑性变形能力，成为脆性破坏。裂纹周围钢中含

14、碳量并因之减少，形成脱碳层。其化学反应式如下：4H2O+3Fe= Fe3O4+8HFe3C+4H=3Fe+CH4。由于水冷壁管垢量超标，建议对锅炉进行一次化学清洗，彻底清除炉管内的垢层，确保锅炉受热面安全运行。5.2根据电厂提供的炉水报表，炉水pH值有效数据总计443个，其中pH值大于10.0的数据有315个，占检测数据的71.1%。pH值过高的炉水中产生游离的氢氧化钠，在受热面的附着垢物下发生浓缩，可达很高的浓度，使炉管表面的保护膜溶解，这部分钢与炉水中的游离氢氧化钠反应生成氢和亚铁酸钠，后者水解为四氧化三铁和氢。 其化学反应式如下： 3Fe6NaOH3Na2FeO26H 

15、; 3Na2FeO24 H2OFe3O46 NaOH2H   反应初期的腐蚀产物并不是很多，但一旦形成腐蚀产物，因其热阻较大，必将导致腐蚀产物下局部金属基体的温度升高和盐类浓缩，两者互相促进，使腐蚀加剧，温度更高。在腐蚀过程中形成的氢起初会被水流带走，当腐蚀产物达到一定厚度时，氢向水中扩散的能力减弱，便开始向金属内部渗透，进而产生氢腐蚀。建议加强锅炉的化学监督，保证汽水品质，给水水质符合规定要求，除氧器温度、给水含氧量、含铁量、硬度、pH值、二氧化硅等指标要达到标准要求，避免炉管内部腐蚀结垢。做好锅炉停用期间的保养工作，防止锅炉氧腐蚀。同时调整

16、化学加药方式，安装完善化学运行监控仪表，培训化学专业人员，加强对化学运行的监督管理工作。5.3从爆管管样取出的垢样进行分析，其主要成分是铁的氧化物，占总垢样的89%，说明锅炉内壁的氧腐蚀比较严重。4月29日，我们对#1炉给水溶解氧进行检测，检测值为18.02g/L，大于标准要求。由于现场没有相应的溶解氧检测手段，建议增加在线检测仪表或采取化学检测方法，完善化学监督。同时对除氧器进行检查维修，调整除氧器的运行参数，确保除氧器的运行工况良好。6 结论与建议6.1 炉水pH超标和结垢严重是造成水冷壁管氢损伤的主要原因。6.2 炉水pH超标和水冷壁结垢严重均与炉水硬度超标有关，建议彻底查清造成硬度超标的原因，并采取措施予以消除，确保炉水中无硬度。此外，溶解氧含量高，也是造成结垢的主要原因。6.3 建议高度重视电厂化学监督工作，配置必要的在线和台式监测仪表。建议配置在线炉水氢电导率、炉水pH、凝结水氢电导率、凝结水pH、给水