陕西陕化煤化工有限公司锅炉腐蚀原因分析报告

【摘要】本文分析了陕西陕化煤化工有限公司#1锅炉水冷壁爆管原因，认为造成#1机组锅炉水冷壁爆管的根本原因是锅炉给水被污染，使给水中杂质离子含量太高，导致炉水水质很差，造成水冷壁管结垢，引发垢下腐蚀使管壁减薄，最终由于管壁强度不足而爆管。

水质异常原因查定结果：对于#1炉，原设计采用循环水作为两台给水泵的密封水及冷却水，密封水及冷却水通过机械密封装置进入给水泵腔体被带入给水母管，从而进入锅炉水系统，循环水中高浓度的钙镁离子导致水冷壁管、汽包等水系统结垢。改造前，给水泵密封水是污染锅炉给水的主要原因，其次是给水加氨所用的氨水；给水泵密封水改造后，给水加氨所用的氨水是污染锅炉给水的主要原因。对于#2机组，给水加氨所用的氨水是污染锅炉给水的主要原因。更换氨水后2台机组水汽系统氢电导率明显下降，水质符合标准要求。

目前，#1机组仍然存在给水溶解氧严重超标的问题，主要是给水泵密封用除盐水泄漏导致的，需要对密封水进行改造，采用基本不含氧的纯水作为密封水，比如除氧器出口水（需要加装泵进行增压，并且安装板式换热器对除氧器出口水进行冷却，否则，不能直接使用）。

【关键词】锅炉；水冷壁；爆管；结垢；腐蚀；水质

1 前言

陕西陕化煤化工有限公司#1机组所配的260t/h锅炉系无锡锅炉有限公司设计、制造的高压、中间一次再热、自然循环燃煤汽包炉。#1锅炉于2011年12月26日通过168小时试运行后正式投产。

2012年8月26日，#1锅炉运行中发生水冷壁管爆管，割管检查发现水冷壁管内壁存在严重的溃疡性腐蚀坑和结垢。为了从根本上查清楚#1机组锅炉水冷壁管内壁严重腐蚀和结垢的原因，防止水冷壁管类似爆管现象再次发生，并对#1、#2机组水质异常原因进行全面查定，找出给水污染的根源，受陕西陕化煤化工有限公司委托，西安热工研究院有限公司于2012年8月31日开始对#1机组锅炉水冷壁管爆管原因进行分析并对水质异常原因进行查定，现场工作于2012年11月2日结束，以下是对本次工作的总结。

2 机组概况

2.1 锅炉

本锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产的单锅筒、集中下降管、自然循环∏型布置固态排渣煤粉炉。采用半露天布置，锅炉前部为炉膛，四周布置膜式水冷壁。炉膛出口布置屏式过热器，水平烟道装设了两级对流过热器。炉顶、水平烟道两侧及转向室设置顶棚管和包墙管。尾部交错布置两级省煤器及两级空气预热器。主要设计参数如下：

型号：UG-260/9.8-M6

额定蒸发量：260t/h

额定蒸汽温度：540℃

额定蒸汽压力（表压）：9.8MPa

锅筒设计工作压力（表压）：11.28MPa

给水温度：133℃

排污率：2%

锅筒内径1600mm，厚度100mm，封头厚度100mm，筒身直段长13200mm，全长约15060mm，

材料为P355GH(19Mn6)。

锅筒正常水位位于锅筒中心线以下180mm处，最高水位和最低水位离正常水位各50mm。锅筒水位达到+125mm时开紧急放水门，保护动作值为+335mm和-250mm。

锅筒采用单段蒸发系统，内部布置有旋风分离器、梯形波形板分离器、清洗孔板和顶部多孔板等内部设备。锅筒共有50只直径315mm的旋风分离器，分前后两排，沿锅筒筒身全长布置，旋风分离器分组装配，以保证旋风分离器负荷均匀，获得较好的分离效果。

采用大口径集中下降管，为防止下降管入口处产生漩涡而造成下降管带汽，在下降管入口处装有格栅。

炉膛四周布满了ф60×5、节距80mm的管子和扁钢焊成的膜式水冷壁，形成密封的炉膛竖井。前后及两侧水冷壁各为114根ф60×5的管子。前后侧水冷壁各分为四个管屏，4根ф377×25的集中下降管至运转层以下，再通过40根ф133×10的分散管引入到水冷壁下集箱。前墙水冷壁及两侧水冷壁管各有10根ф133×10的引出管，后墙（包括斜底包墙）有16根ф108×8的汽水引出管引入至汽包蒸汽空间。

2.2 除氧器

#1机组（#1除氧器）

除氧器型式：喷雾填料卧式除氧器

水箱有效容积：100 m3

除氧器额定出力：300t/h

除氧器压力：0.2MPa

除氧器出水温度：133℃

加热蒸汽温度：256℃

2.3 锅炉补给水系统

陕西陕化煤化工有限公司一期、二期工程水源为地下井水与桥峪水库水（水质分析结果如附表7-1所示），化学制水工艺流程如下：

原水原水箱（1021m3）原水泵板式换热器（氧化剂、絮凝剂加药装置）自适应高效过滤器自清洗网式过滤器超滤超滤水箱（1021m3）（还原剂、阻垢剂加药装置）增压水泵保安过滤器高压泵反渗透装置脱碳器中间水箱中间水泵混床树脂捕捉器脱盐水箱（1021m3）脱盐水泵外供

除盐水设计出水水质：硬度≈0μmol/L，SiO2≤20μg/L，电导率≤0.2μS/cm。

2.4 热力系统流程

一期热力系统水汽流程：

一期除盐水箱除盐水泵加氨除氧器（加联氨）给水泵省煤器汽包过热器汽轮机或其他设备

3 #1锅炉水冷壁管爆管原因分析

3.1 宏观检查结果

水冷壁管宏观检查结果表明，腐蚀、结垢主要发生在燃烧器区域（热负荷高），对每一根管子来说，腐蚀、结垢主要发生在向火侧，具体如图1 和图2所示。

图1 水冷壁管向火侧腐蚀结垢原始形貌

图2 水冷壁管背火侧腐蚀结垢原始形貌

采用化学清洗法对水冷壁管的垢量进行了测定，测定结果为：向火侧415.6g/m2，背火侧154.4g/m2。由于水冷壁管在现场割管以及实验室管样加工过程中，有很大一部分垢已经脱落，因此，水冷壁管原始垢量应该远大于此测定结果。垢量测定结果表明，水冷壁管结垢速率很高，向火侧结垢速率远大于背火侧，这主要是由于向火侧热负荷强度远大于背火侧造成的。

从水冷壁管化学清洗后的形貌可以看出，向火侧腐蚀很严重，背火侧腐蚀很轻，具体如图3和图4所示。

图3 水冷壁管向火侧化学清洗后的形貌

图4 水冷壁管背火侧化学清洗后的形貌

3.2 垢样分析结果

对水冷壁管内壁垢样进行元素分析和物相分析，元素分析采用德国布鲁克公司生产的S4 PIONEER型X射线荧光光谱仪，物相分析采用日本理学电机公司生产的D/max 2400型X射线衍射仪，分析结果如表1所示。

表1 水冷壁管内壁腐蚀产物分析结果

序号 元素分析结果 物相分析结果

元素名称 元素质量百分比含量，%

1 O 44.7 主要成分为：

Ca5(PO4)3(OH) 含量约为82.05%；

Fe3O4，含量约为14.75%；

Fe2O3，含量约为3.21%。

2 Ca 24.1

3 P 14.6

4 Fe 10.7

5 Mg 3.4

6 Si 1.39

7 Na 0.279

8 Al 0.210

9 Sr 0.202

10 S 0.182

11 Zn 0.180

垢样元素分析结果表明：腐蚀产物中主要含有O、Ca、P、Fe、Mg等元素，物相分析结果表明，主要成分为Ca5(PO4)3(OH)，含量约82%；其次为少量Fe3O4和Fe2O3，含量约为18%。

3.3 综合分析

水冷壁管内壁腐蚀产物主要为Ca5(PO4)3(OH)，这表明锅炉在运行中炉水中进过生水。由于炉水采用磷酸盐处理，因此，生水中的Ca2+与磷酸盐发生反应，生成Ca5(PO4)3(OH)水渣，其中一部分Ca5(PO4)3(OH)水渣通过锅炉排污排出，一部分沉积在水冷壁管内壁，热负荷高的区域容易沉积Ca5(PO4)3(OH)水渣，因此，向火侧沉积量明显多于热负荷低的背火侧。由于向火侧垢的沉积量较多，导致发生垢下腐蚀，当腐蚀发展到一定程度，水冷壁管管壁减薄至不足以承受水冷壁管内水的压力而最终发生爆管泄漏。西安热工研究院有限公司一方面对1#锅炉的水气系统、给水系统的电导率表、溶解氧表、PH计进行一一标定，通过标定消除仪表测量的误差，另一方面进行实际现场查看，分析造成水冷壁管内壁腐蚀产物产生的原因。

4 给水泵密封水对给水水质的影响试验结果

#1锅炉给水泵密封水原设计为循环冷却水，由于循环冷却水水质较脏，容易污堵密封冷却水的滤网，影响密封冷却水的流量，因此，陕化煤化工有限公司于2012年3月对#1、#2机组给水泵密封冷却水进行了改造，增加了一路除盐水作为密封冷却水。目前的运行状态为：当除盐水泵运行时，#1机组给水泵密封冷却水为除盐水，当除盐水泵停运时，#1机组给水泵密封冷却水为循环水；#2机组与#1机组设计不同，#2机组给水泵启动前如果除盐水泵运行则密封水为除盐水，如果除盐水泵停用，则密封水为循环冷却水，给水泵启动后正常运行时为自密封。

表2 #1机组除氧器出口氢电导率测量结果

时间 CC 时间 CC 时间 CC

µS/cm µS/cm µS/cm

17:35 1.737 18:05 3.849 18:50 5.190

17:37 1.739 18:10 4.165 19:00 5.143

17:50 2.139 18:12 4.457 19:12 5.121

17:55 2.634 18:34 5.351 19:20 5.097

18:00 3.423 18:40 5.278 / /

为了验证给水泵密封水对给水水质的影响，2012年9月3日晚上17:40，将#1机组给水泵密封冷却水由除盐水切换为循环冷却水，然后监测除氧器出口水样的氢电导率，18:20将给水泵密封水由循环冷却水恢复为除盐水，这一操作过程中除氧器出口氢电导率的监测结果如表2所示。

试验期间，#1锅炉停运，但是除氧水箱满水，给水泵运行，给水泵出口绝大多数水回到除氧水箱进行自循环，只有很少量水作为工艺蒸汽的减温水，具体流程如下图所示。

#1机组给水自循环示意图

试验结果表明，当给水泵密封冷却水由除盐水切换为循环冷却水后，除氧器出口水的氢电导率迅速上升；当给水泵密封冷却水恢复为除盐水后，除氧器出口水的氢电导率逐渐下降，可见给水泵运行时密封冷却水完全能够漏入到给水中。如果密封冷却水为循环冷却水时，就会污染给水。

试验过程中，对除氧器出口水样取样分析，分析结果如表3和表4所示。水质分析结果表明，当给水泵密封冷却水为循环冷却水时，给水中的杂质含量很高，表明密封冷却水对给水污染很大。由此判定，给水泵密封水是造成#1机组密封冷却水改造前给水污染的主要原因。

表3 #1机组除氧器出口水质分析结果单位：µg/L

取样时间 F- CH3COO- HCOO- Cl- SO42- PO43- NO2- NO3- SiO2

9-3 18:12 2.8 2.8 0.4 159 222 13.4

9-3 19:10 3.4 2.6 0.8 180 257 16.4

表4 #1机组除氧器出口水质分析结果单位：µg/L

取样时间 Na+ NH4+ K+ MgA2+ Ca2+

9-3 18:12 80.5 474 12.6 174 211

9-3 19:10 93.5 466 14.8 182 292

#1机组水汽品质查定结果

2012年10月30日～11月2日对#1机组消除给水污染源后的水汽氢电导率进行了测定，测定结果如下表5所示。

表5 #1机组水汽氢电导率测定结果

日期 时间 给水 饱和蒸汽 过热蒸汽

µS/cm µS/cm µS/cm

10-30 17:00 0.369 0.373 0.439

10-31 09:30 0.364 0.345 0.420

16:00 0.386 0.339 0.439

11-1 09:00 0.339 0.331 0.335

12:00 0.351 0.352 0.351

14:30 0.335 0.338 0.346

17:55 0.253 0.266 0.275

11-2 08:40 0.231 0.244 0.307

12:00 0.235 0.244 0.289

13:30 0.259 0.270 0.329

16:00 0.264 0.271 0.336

16:55 0.271 0.281 0.347

水汽氢电导率的测定结果表明，消除给水污染源后，#1机组水汽氢电导率明显下降，基本上在0.3µS/cm左右，与除盐水箱出水的电导率（11月1日下午测定值为0.37µS/cm）基本一致。

为了确认消除污染源后的水汽品质，11月2日下午16:55对#1机组给水、过热蒸汽取样分析，分析结果如下表所示。水质分析结果表明，水样中杂质离子含量非常低，由此确认#1机组给水污染源已经被彻底消除。

表6 #1机组水样水质分析结果（11-216:55） 单位：µg/L

水样名称 F- CH3COO- HCOO- Cl- SO42- PO43- NO2- NO3- SiO2

给水

过热蒸汽

表7 #1机组水样水质分析结果（11-216:55） 单位：µg/L

水样名称 Na+ NH4+ K+ Mg2+ Ca2+

给水 1.2 555

过热蒸汽 1.4 700

2012年10月30日～11月2日采用YHJ-V型移动式在线化学仪表检验装置对#1机组溶解氧进行了测定，测定结果如表所示。

表8 #1机组溶解氧测定结果 单位：µg/L

日期 时 间 除氧器出口 给水 炉水 饱和蒸汽 过热蒸汽

10-30 17:00 17.2 88.9 / / /

10-31 09:30 8.1 83.2 / / /

10:45 8.1 83.2 / / /

14:00 5.6 85.8 2.2 / /

16:30 5.1 79.6 / / /

11-1 09:30 16.4 86.8 2.5 88.1 /

10:30 13.0 91.0 0.8 90.4 32.6

11-2 08:40 12.9 93.7 2.5 78.7 66.2

16:30 7.0 83.4 0.5 40.2 29.7

测定结果表明，#1机组省煤器入口给水溶解氧严重超标，除氧器出口的溶解氧有时超标。虽然目前#1机组给水采用的是AVT(R)处理，一般控制给水联氨含量为30µg/L～50µg/L，但是由于给水溶解氧含量较高，所加入的联氨量不足以完全消耗给水中的溶解氧，导致#1机组实际上处于给水加氧处理工况，但是给水水质又不能满足加氧处理的要求，过高的溶解氧将会加速锅炉热力系统的腐蚀，因此，必须尽快采取措施予以消除。

给水溶解氧高的原因分析：目前#1机组给水泵密封冷却水改用除盐水后，除盐水仍然会漏入到给水中，由于除盐水中几乎没有杂质离子，除盐水的漏入不会影响给水中的杂质离子含量，但是由于除盐水中的溶解氧基本上是饱和的、非常高（11月1日下午15:30测定一期除盐水泵出口加氨后的除盐水溶解氧含量为7.834mg/L、二期除盐水总管除盐水溶解氧含量为7.206mg/L）。如果给水流量为260t/h，则给水泵密封水漏入给水的量为2.6t/h时，就可以使给水的溶解氧比除氧器出口升高70µg/L以上。目前，给水溶解氧含量与除氧器出口的差值正好大约为70µg/L，由此可知#1机组给水泵密封水漏量大约为2.6t/h。

为了验证提高联氨加入量对给水溶解氧的降低能力，11月2日上午12:05停止向#1机组除氧器水箱加联氨，观察除氧器出口溶解氧含量的变化情况，14:20开始向#1机组除氧器水箱加联氨，联氨泵的行程为35%（平时为20%），试验过程中除氧器出口溶解氧的变化如下图所示。

联氨加入量对除氧器出口溶解氧的影响曲线机组设计加联氨至除氧器水箱，除氧器出水不加联氨。试验结果表明：除氧器水箱不加联氨时，除氧器出口溶解氧为15µg/L左右；除氧器水箱加联氨使省煤器入口给水联氨量为40µg/L左右时，除氧器出口溶解氧为11µg/L左右；除氧器水箱加联氨使省煤器入口联氨量为130µg/L左右时，除氧器出口溶解氧为7µg/L左右。可见提高联氨加入量会降低溶解氧含量，但是降低的幅度很有限。16:30测定的省煤器入口给水联氨量为110µg/L左右，溶解氧含量为83.4µg/L，而平时省煤器入口给水联氨量为40µg/L左右时省煤器入口给水溶解氧基本为90µg/L左右。由此可见，仅通过提高联氨加入量要想使省煤器入口给水高达90µg/L的溶解氧含量基本降为0µg/L是不现实的，也是不经济的。按照GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》规定，省煤器入口的联氨浓度不得超过30µg/L，所以过高的联氨浓度也不符合国家标准的规定。要想从根本上解决给水溶解氧高的问题，必须采用基本不含溶解氧的纯水作为密封冷却水，比如选用除氧器出口水作为密封冷却水，2013年11月份对1#锅炉给水泵的密封冷却水进行改造，在泵出口管道上引一路高压水源，通过降压减温达到密封冷却水的要求，从而彻底解决了密封水的问题。

5 结论及建议

（1）造成#1机组锅炉水冷壁爆管的根本原因是锅炉给水被污染，导致给水中杂质离子含量太高，被污染的给水进入水冷壁后，造成水冷壁管快速结垢，引发垢下腐蚀，使管壁减薄，最终由于管壁强度不足而爆管。

（2）对于#1机组，给水泵密封冷却水改造前，给水泵密封冷却水是污染锅炉给水的主要原因，其次是给水加氨所用的氨水；给水泵密封水改造后，给水加氨所用的氨水是污染锅炉给水的主要原因。

（3）目前，#1机组给水泵密封冷却水已经由循环冷却水改为除氧水，密封冷却水污染给水的根源已经消除。

（4）建议按照DL/T677-2009标准要求，定期对在线化学仪表进行检验校准，以确保在线监测数据的可靠性。

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