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摘要：本文主要从化学水质监督控制方面阐述了锅炉氢脆爆管的原因，并提出了改变给水所加的碱化剂；提高在线仪表配备率和准确率，减少垢下氢腐蚀，减少锅炉爆管频次，实现机组安全经济运行。
关键词：锅炉氢脆爆管 碱化剂 氢腐蚀 在线仪表
Abstract: This article mainly expounded from the aspects of chemical water quality supervision and control of hydrogen embrittlement of the boiler tube of the reasons, and put forward the change alkalify agent for feed water; Improve online instrument PeiBeiLv and accuracy, reduce the hydrogen corrosion, reduce boiler tube frequency, achieve safe and economic operation of unit.
Keywords: hydrogen embrittlement of the boiler tube agent alkaline
中图分类号：TE9 文献标识码：A
某电厂#6、#7锅炉为410t/h超高压自然循环燃煤汽包炉，#6、#7锅炉分别于2000年1月和3月投产发电。从2012年12月20日开始#6、#7锅炉连续发生多次水冷壁氢脆爆管事故，导致锅炉频繁非计划停炉，严重影响了机组的安全运行。
一、爆管情况
#7锅炉从2012年12月20日至2013年5月24日共发生3次水冷壁氢脆爆管，具体爆管时间及爆管位置如表1-1所示，爆口形貌如图7-1和图7-2所示。
表1-1：#7炉水冷壁氢脆爆管记录
图1-1：水冷壁爆口形貌 图1-2：水冷壁爆口形貌
#6锅炉从2012年12月22日至2013年3月11日共发生7次水冷壁氢脆爆管，具体爆管时间及爆管位置如表1-2所示，爆口形貌如图7-3～图7-8所示。
表1-2：#6炉水冷壁氢脆爆管记录
从水冷壁管爆口形貌显示：爆口均在向火面，为开窗式，管壁没有明显胀粗和减薄，向火侧内表面存在较多的溃疡性腐蚀坑，爆口特征表明水冷壁爆管为典型的氢脆爆管。
图1-3：#6炉水冷壁爆口形貌
图1-4：#6水冷壁爆口形貌
二爆管原因分析
（一）锅炉水冷壁管垢的成分分析：
首先对水冷壁管内壁垢样成分委托天津市电科院进行了元素分析，垢样分析结果如表2-1所示。 表2-1：水冷壁管内壁腐蚀产物分析结果
从垢样成分分析结果表明：垢样主要是铁和铜的氧化物，说明水汽系统存在铜和铁的氧腐蚀很严重。水冷壁大量铜垢和铁垢的存在，使垢下小环境呈現酸性，产生氢腐蚀，进一步导致氢脆爆管。
（二）水冷壁垢量分析：
按照DL/T 794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，对#6锅炉水冷壁管垢量进行了测定，平均垢量（没有分向火侧和背火侧）为1256g/m2，由此推测向火侧垢量在2000g/m2以上，远大于400 g/m2的清洗要求。从#6锅炉自2000年1月投运以来的水冷壁管向火侧垢量测定结果来看，2007年8月以前，水冷壁管的结垢速率较低，表明热力系统设备的腐蚀速率正常，但是从2007年8月以后，水冷壁管的结垢速率异常增加，表明热力系统设备的腐蚀速率很高，水质控制存在问题。
表2-2：#6炉大修和清洗情况统计
（三）水汽品质查定结果
1、氢电导率查定结果
从2013年3月19日开始，采用YHJ-V型在线化学仪表检验装置对二期热力系统水汽氢电导率进行了全面测定，测定结果如表5-1所示。
表2-3：二期水汽氢电导率测定结果 单位：µS/cm
测定结果表明，凝结水、给水、蒸汽的氢电导率均超过了0.3µS/cm的标准要求。从给水到饱和蒸汽再到过热蒸汽，水汽氢电导率逐步升高，并且从饱和蒸汽到过热蒸汽氢电导率升幅很大。说明给水中添加的有机胺在锅炉内随着温度的升高，受热分解力度逐渐增强，产生小分子有机酸，导致水汽氢电导率升高，使汽水品质恶化。
由于给水所加的碱化剂是中和胺，这些物质是有机物，在高温下会分解产生小分子有机酸。为了掌握中和胺在热力系统的分解情况，2013年3月19日下午对正在运行的#7锅炉水汽进行取样，采用美国戴安公司(DIONEX)1100型离子色谱仪进行分析，分析结果如表5-2和表5-3所示。
表2-5：#7炉水汽阴离子分析结果（3-19）单位：µg/L
注：L为离子含量低于检测限，下同。
从离子色谱分析结果表明，水汽中特别是炉水中含有较多的CH3COO-、NO3-、NO2-、HCOO-，这些离子在正常情况下在水汽中是非常少的，甚至检测不出来，这些离子的存在表明中和胺在热力系统会部分分解，这些分解产物是导致水汽氢电导率超标，水汽品质恶化的主要原因。
2、 Fe、Cu测定结果
水汽系统中给水和蒸汽铜离子含量一直超标，表明水汽系统碳钢设备和黄铜管低压加热器的腐蚀速率较高。
3、在线化学仪表配置情况查定
该厂一二期取样间在线化学监测仪表只配备了炉水PH、电导率、磷酸根表和部分溶解氧表。没有配备给水在线PH和凝结水溶解氧表。没有配备凝结水、给水、过热蒸气在线氢电导率表。在线化学仪表配备率、投用率为 **都远远低于99%的电力标准。给水加药和炉水加药均采用连续加药方式，仅靠运行人员通过离线PH表和磷酸根表测定，分析数据偏差和滞后，给运行人员的加药调整带来一定的误差和难度，不能更好地控制炉水水质。有时炉水PH明显偏低，对锅炉水冷壁造成腐蚀，导致腐蚀结垢，引起垢下氢腐蚀，最终导致锅炉水冷壁氢脆爆管的发生。
（四）汽水系统查定结果
热力系统中低压加热器和轴封加热器为黄铜材质。为防止铜腐蚀，给水PH采用8.8-9.3有铜系统控制，给水PH 控制较低。一旦炉水加药系统故障，磷酸盐不能及时补充，势必导致炉水PH值偏低，这也是诱导水冷壁管氢腐蚀的一个重要因素。在3月19-25日溶解氧查定过程中发现给水溶解氧平均值达到268µg/L严重超标。原因，给水泵密封水为未除氧的除盐水。
三、采取控制措施
（一）将给水PH调整药剂中和胺改为氨水，降低给水、凝结水、过热蒸汽氢电导率，更好地控制调整炉水PH值，减缓铁腐蚀，降低水冷壁氢脆爆管风险。
（二）将给水泵密封水由除盐水改成凝结水，保证给水溶解氧合格，降低锅炉氧腐蚀风险。
（三）将黄铜材质的轴封加热器和低压加热器换热管全部更换为不锈钢材质，将给水PH控制指标按无铜系统控制，提高给水PH。从而保证炉水PH值合格，减少氢腐蚀风险。
（四）按照国标GB12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量要求，完善水质监督标准，安装给水、凝结水、过热蒸汽在线氢电导率表，严密监视控制给水、凝结水、过热蒸汽氢电导率，控制汽水系统杂质离子含量，减少汽水系统结垢及垢下氢腐蚀。
（五）根据DL/T 246-2006《化学监督导则》的要求补充完善必需的在线化学仪表，做好在线化学仪表的维护工作，保证在线化学仪表能正常投运，并且按照DL/T677-2009《发电厂在线化学仪表检验规程》对在线化学仪表进行检验校准，以提高化学监督的准确性和可靠性。通过控制水质，减少腐蚀及结垢，降低爆管风险。
参考文献：
1、周海亮，滕敏华，锅炉末级过热器水塞爆管原因分析及预防，热力发电2013（5）：99-101。
关键词：锅炉氢脆爆管 碱化剂 氢腐蚀 在线仪表
Abstract: This article mainly expounded from the aspects of chemical water quality supervision and control of hydrogen embrittlement of the boiler tube of the reasons, and put forward the change alkalify agent for feed water; Improve online instrument PeiBeiLv and accuracy, reduce the hydrogen corrosion, reduce boiler tube frequency, achieve safe and economic operation of unit.
Keywords: hydrogen embrittlement of the boiler tube agent alkaline
中图分类号：TE9 文献标识码：A
某电厂#6、#7锅炉为410t/h超高压自然循环燃煤汽包炉，#6、#7锅炉分别于2000年1月和3月投产发电。从2012年12月20日开始#6、#7锅炉连续发生多次水冷壁氢脆爆管事故，导致锅炉频繁非计划停炉，严重影响了机组的安全运行。
一、爆管情况
#7锅炉从2012年12月20日至2013年5月24日共发生3次水冷壁氢脆爆管，具体爆管时间及爆管位置如表1-1所示，爆口形貌如图7-1和图7-2所示。
表1-1：#7炉水冷壁氢脆爆管记录
图1-1：水冷壁爆口形貌 图1-2：水冷壁爆口形貌
#6锅炉从2012年12月22日至2013年3月11日共发生7次水冷壁氢脆爆管，具体爆管时间及爆管位置如表1-2所示，爆口形貌如图7-3～图7-8所示。
表1-2：#6炉水冷壁氢脆爆管记录
从水冷壁管爆口形貌显示：爆口均在向火面，为开窗式，管壁没有明显胀粗和减薄，向火侧内表面存在较多的溃疡性腐蚀坑，爆口特征表明水冷壁爆管为典型的氢脆爆管。
图1-3：#6炉水冷壁爆口形貌
图1-4：#6水冷壁爆口形貌
二爆管原因分析
（一）锅炉水冷壁管垢的成分分析：
首先对水冷壁管内壁垢样成分委托天津市电科院进行了元素分析，垢样分析结果如表2-1所示。 表2-1：水冷壁管内壁腐蚀产物分析结果
从垢样成分分析结果表明：垢样主要是铁和铜的氧化物，说明水汽系统存在铜和铁的氧腐蚀很严重。水冷壁大量铜垢和铁垢的存在，使垢下小环境呈現酸性，产生氢腐蚀，进一步导致氢脆爆管。
（二）水冷壁垢量分析：
按照DL/T 794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，对#6锅炉水冷壁管垢量进行了测定，平均垢量（没有分向火侧和背火侧）为1256g/m2，由此推测向火侧垢量在2000g/m2以上，远大于400 g/m2的清洗要求。从#6锅炉自2000年1月投运以来的水冷壁管向火侧垢量测定结果来看，2007年8月以前，水冷壁管的结垢速率较低，表明热力系统设备的腐蚀速率正常，但是从2007年8月以后，水冷壁管的结垢速率异常增加，表明热力系统设备的腐蚀速率很高，水质控制存在问题。
表2-2：#6炉大修和清洗情况统计
（三）水汽品质查定结果
1、氢电导率查定结果
从2013年3月19日开始，采用YHJ-V型在线化学仪表检验装置对二期热力系统水汽氢电导率进行了全面测定，测定结果如表5-1所示。
表2-3：二期水汽氢电导率测定结果 单位：µS/cm
测定结果表明，凝结水、给水、蒸汽的氢电导率均超过了0.3µS/cm的标准要求。从给水到饱和蒸汽再到过热蒸汽，水汽氢电导率逐步升高，并且从饱和蒸汽到过热蒸汽氢电导率升幅很大。说明给水中添加的有机胺在锅炉内随着温度的升高，受热分解力度逐渐增强，产生小分子有机酸，导致水汽氢电导率升高，使汽水品质恶化。
由于给水所加的碱化剂是中和胺，这些物质是有机物，在高温下会分解产生小分子有机酸。为了掌握中和胺在热力系统的分解情况，2013年3月19日下午对正在运行的#7锅炉水汽进行取样，采用美国戴安公司(DIONEX)1100型离子色谱仪进行分析，分析结果如表5-2和表5-3所示。
表2-5：#7炉水汽阴离子分析结果（3-19）单位：µg/L
注：L为离子含量低于检测限，下同。
从离子色谱分析结果表明，水汽中特别是炉水中含有较多的CH3COO-、NO3-、NO2-、HCOO-，这些离子在正常情况下在水汽中是非常少的，甚至检测不出来，这些离子的存在表明中和胺在热力系统会部分分解，这些分解产物是导致水汽氢电导率超标，水汽品质恶化的主要原因。
2、 Fe、Cu测定结果
水汽系统中给水和蒸汽铜离子含量一直超标，表明水汽系统碳钢设备和黄铜管低压加热器的腐蚀速率较高。
3、在线化学仪表配置情况查定
该厂一二期取样间在线化学监测仪表只配备了炉水PH、电导率、磷酸根表和部分溶解氧表。没有配备给水在线PH和凝结水溶解氧表。没有配备凝结水、给水、过热蒸气在线氢电导率表。在线化学仪表配备率、投用率为 **都远远低于99%的电力标准。给水加药和炉水加药均采用连续加药方式，仅靠运行人员通过离线PH表和磷酸根表测定，分析数据偏差和滞后，给运行人员的加药调整带来一定的误差和难度，不能更好地控制炉水水质。有时炉水PH明显偏低，对锅炉水冷壁造成腐蚀，导致腐蚀结垢，引起垢下氢腐蚀，最终导致锅炉水冷壁氢脆爆管的发生。
（四）汽水系统查定结果
热力系统中低压加热器和轴封加热器为黄铜材质。为防止铜腐蚀，给水PH采用8.8-9.3有铜系统控制，给水PH 控制较低。一旦炉水加药系统故障，磷酸盐不能及时补充，势必导致炉水PH值偏低，这也是诱导水冷壁管氢腐蚀的一个重要因素。在3月19-25日溶解氧查定过程中发现给水溶解氧平均值达到268µg/L严重超标。原因，给水泵密封水为未除氧的除盐水。
三、采取控制措施
（一）将给水PH调整药剂中和胺改为氨水，降低给水、凝结水、过热蒸汽氢电导率，更好地控制调整炉水PH值，减缓铁腐蚀，降低水冷壁氢脆爆管风险。
（二）将给水泵密封水由除盐水改成凝结水，保证给水溶解氧合格，降低锅炉氧腐蚀风险。
（三）将黄铜材质的轴封加热器和低压加热器换热管全部更换为不锈钢材质，将给水PH控制指标按无铜系统控制，提高给水PH。从而保证炉水PH值合格，减少氢腐蚀风险。
（四）按照国标GB12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量要求，完善水质监督标准，安装给水、凝结水、过热蒸汽在线氢电导率表，严密监视控制给水、凝结水、过热蒸汽氢电导率，控制汽水系统杂质离子含量，减少汽水系统结垢及垢下氢腐蚀。
（五）根据DL/T 246-2006《化学监督导则》的要求补充完善必需的在线化学仪表，做好在线化学仪表的维护工作，保证在线化学仪表能正常投运，并且按照DL/T677-2009《发电厂在线化学仪表检验规程》对在线化学仪表进行检验校准，以提高化学监督的准确性和可靠性。通过控制水质，减少腐蚀及结垢，降低爆管风险。
参考文献：
1、周海亮，滕敏华，锅炉末级过热器水塞爆管原因分析及预防，热力发电2013（5）：99-101。