水冷壁管垢下腐蚀爆管原因分析及对策

　　 水冷壁管垢下腐蚀爆管原因分析及对策?
廖成实?
(攀枝花发电公司，四川攀枝花617065)??
摘 要：攀枝花发电公司新庄站二号炉水冷壁管在十天之内连续两次发生爆管，且均为“化学检查监视管、材料为St45.8/Ⅲ”。从对爆口的金相分析、管材的材质分析、化学垢样分析、设备系统缺陷等几方面进行分析爆管的原因，并提出了处理对策和引发思考的问题，为处理类似问题提供一些参考素材。
关键词：水冷壁；垢下腐蚀；爆管；原因分析；处理对策?
攀枝花发电公司新庄站二号炉为DG300/100/-2型，开式炉膛水平炉底，膜式水冷壁结构，直流式正四角布置燃烧器，单烟道单汽包自然循环液态排渣炉。近年来，水冷壁爆管时有发生，就最近在十天之内连续两次发生爆管，且均为2000年更换的“化学检查监视管(材料为St45.8/Ⅲ，以下简称监视管)”，部位均在卫燃带上方约1 m处，两次爆管破口形貌基本一致。在扩大对四墙监视管的检查时，又发现后墙监视管(2002年更换)外表面已出现裂纹(轻微鼓包)。在割监视管时，连同其两端焊口及一段老管割下，且在第二次爆管的同部位割下一段相邻管(老管，材料为20G)。从老管和监视管相比较看，监视管向火侧内表面有大量垢块和较深的腐蚀凹坑，而老管的结垢和腐蚀情况则相对较轻。为了弄清爆管的原因，从以下几个方面分析。?

1 爆管的金相分析?
1.1 爆口的宏观分析
爆口呈脆性破口，从向火面中心线处爆开后向两边撕开(门窗开户形)，破口截面粗糙，边缘的内表面有明显的腐蚀凹坑，除腐蚀引起减薄外，壁厚减薄不多，因爆破时强大气流冲出，破口处内壁无腐蚀产物。如图1。但沿其爆口的上下两端管壁内表面则有明显的垢块。从垢块的外观看，垢块较为致密且很脆，垢层表面为褐色，内层和底部为黑灰色。从宏观特征看，有典型的垢下腐蚀引起的爆管特征。?
1.2 爆口的微观分析?
1) 取其破口横截面：其背火面组织正常：珠光体+铁素体；但向火面爆口处已严重脱碳，脱碳深度达3 mm左右，且在整个脱碳区域有许多晶间裂纹，裂纹方向为管子径向，并且腐蚀坑较深的地方更为突出，沿其周向离破口愈远则愈轻，如图2。?　 2) 取老管横截面：金相组织正常：珠光体+铁素体。?
由此可判定为垢下酸性腐蚀——即垢下氢腐蚀。?2 材质分析?
鉴于上述原因，老管与监视管的腐蚀状况有明显差别，有必要对材料的质量进行检查、分析。?
二号炉在2000年1月31日(以下简称“1.31”)发生过炉膛爆炸，炉底大面积爆管和四墙部分水冷壁管损伤。当时对其炉底全部水冷壁管和四墙所损伤的管子(包含监视管)进行更换，但使用的管材为河门口站和新庄站钢材库原存管材，管材为两种牌号：20G和St45.8/Ⅲ。虽然均有材料质量证明书，但材料较为繁杂，并且在换管时混杂使用。从“1.31"到这次爆管期间所换管子大部分又都是“1.31”之后所剩余料。这次爆管后取其具有代表性的6根管样进行材质分析，其编号为：
Ⅰ—甲侧墙前往后数第35根爆口管样(监视管)；
Ⅱ—甲侧墙前往后数第34根管样(老管)；?
Ⅲ—河门口站钢材库库存St45.8/Ⅲ管样；?
Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ—均为“1.31”事故换管后所剩余料(化学成分)。?
从化学成分看：Ⅰ、Ⅲ、Ⅳ管样基本一致，与St45.8/Ⅲ质保书比较，其成分相当；Ⅱ、Ⅴ、Ⅵ管样基本一致，与20G钢成分相当。
从机械性能看：以上管样(σs在315 MPa以上，(b超过445 MPa，Ⅰ管样δ?5明显低于其它管样是因为有腐蚀引起。虽与质保书中数据有一定差距，但指标均分别符合DIN17175和GB5310标准要求。
从外观质量和壁厚测量看：对库存钢管St45.8/Ⅲ抽样进行了宏观检查和壁厚测量。宏观检查未发现可疑之处；壁厚测量均符合GB5310标准(作为参考标准)。
从以前的使用情况看：从1996年3月开始至2000年2月分8次共领用354 kg(约8根)，零星地用于高温高压锅炉水冷壁管上，均未发生问题。


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通过以上分析，不难判断新庄站二号炉“1.31”事故抢修时所换的管子不存在重大质量问题，但不能排除个别管子有质量问题。
3 垢样分析?
为了说明方便，将其管样编号如下：?
A——甲侧墙前往后数第35根爆口管样(5月30日爆管管样，为2000年9月更换的管子，前述Ⅰ管样)；
B——甲侧墙前往后数第34根管样(老管，无更换记录，前述Ⅱ管样)；
C——乙侧墙后往前数第24根(5月20日爆管管样，为2000年9月更换的管子) ；
D——前墙甲往乙数第17根(为2000年9月更换的管子)；
E——后墙乙往甲数第20根(为2002年4月更换的管子，裂纹、轻微鼓包，内壁腐蚀状况与爆管管子类同)。?
3.1 外观检查?
3.1.1 酸洗前
监视管内壁呈灰褐色或黑褐色，向火侧有连片的腐蚀坑，坑上垢样为片状，致密坚硬，背火侧垢样质地疏松。
老管内壁呈砖红色，垢样疏松，向火侧一线可见直径小于1 mm腐蚀点或鼓泡。?
3.1.2 酸洗后
部分监视管向火侧腐蚀坑有黑色、质地坚硬的不明物质，用酸洗和氨泡均无法除去，高于管壁表面部分可用硬物一层层剥下。
论文水冷壁管垢下腐蚀爆管原因分析及对策

老管向火侧可见连片腐蚀点。
监视管、老管背火侧管壁均光滑，无腐蚀点。?
3.2 垢量分析
垢量分析详见表3，数据均为平行试验后的平均值。?
从以上看出，监视管与老管的垢量有明显差异，但无论监视管或老管、无论向火侧或背火侧的垢量均较大。
3.3 盐类附着物成分分析?
因后墙乙往甲数第20根(前述E管样)的内壁腐蚀状况与爆管管子类同，且未因爆管而影响垢块脱落，取其作为盐类附着物成分分析具有代表性。详见表4。
3.4 上次大修时垢样情况
2002年4月大修割管检查中，监视管向火侧垢量为532.22 g/m2,其余3根水冷壁管向火侧用洗垢法测得垢量平均为444.83 g/m2。该炉在1996年11月大修后进行过EDTA洗炉，根据原部颁《化学监督制度》(SD246-88)规定，锅炉额定压力为5.9～12.6 MPa的液态排渣炉，在清洗间隔时间达到6年或垢量达到300～400 g/m2时应进行化学清洗。
4 设备系统缺陷分析
1) 凝汽器铜管近年来泄漏较为严重，炉水水质受到一些影响，且割管检查测定垢量酸洗水冷壁管时出现明显的镀铜现象。
2)卫燃带有局部脱落现象，给燃烧调整带来一些难度。
3) 炉膛结构设计因素。因是洞内电厂，炉膛设计为矮胖型，卫燃带上方约1米处正是热负荷集中区。?5 结论
1) 金属材料虽然不存在质量问题，但在同种工况下St45.8/Ⅲ的耐蚀性明显低于20G管子，表明St45.8/Ⅲ已不适应当前运行工况的需要。
2) 水冷壁管结垢较重，洗炉应是当务之急。
3) 凝汽器铜管频繁泄漏是造成管子垢下腐蚀的原因之一。
4) 爆管是一种综合作用的结果。少量更换的新管子一般均未进行酸洗、钝化处理，在水质较差、热负荷较高的情况下，抗腐蚀性能相对较低，即优先腐蚀结垢，结垢后又加剧了传热恶化，形成恶性循环。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，而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。裂纹周围钢中含碳量并因之减少，形成脱碳层。?
其反应式为：?
4H2O+3Fe= Fe3O4+8〔H〕?
Fe3C+4H=3Fe+CH4?6 处理对策
1) 对从“1.31”以来所换的炉墙水冷壁管在近期换掉。对二号炉炉底水冷壁管进行抽检，视其情况更换。
2) 进行EDTA洗炉。
3) 更换凝汽器铜管。
4) 敷设卫燃带并保持其完好。
5) 加强燃烧调整。
6) 加强水质监督、检测。?7 值得思考的问题
1) 材料的使用尽可能不要混用，尤其是在同一次检修中更应避免，或者在检修记录必须明确记载，以利于材料的运行状况监督和事故分析。
2) 金属材料中的Cu含量的高低是否会造成腐蚀的加剧将值得探讨，因为St45.8/Ⅲ中的Cu含量明显高于20G，虽然是两种材料无可比性，但毕竟相差10倍左右。在低碳钢中，Cu与P同时存在时，可提高钢的抗大气腐蚀性能，但中国的相关标准对其Cu的含量均有严格的控制指标。


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