概述
北京京能热电股份有限公司安装有4×200MW供热发电机组，循环冷却水系统为敞开式循环系统，循环冷却水补水在2007年5月16日前为永定河水，2007年5月16日至今使用城市再生水。2号锅炉型号为HG-670/140-2，为超高压带一次中间再热的单段自然循环燃煤锅炉，系哈尔滨锅炉厂设计制造，1989年5月投产。锅炉炉水处理采用低磷酸盐处理工艺，给水处理采用还原性全挥发处理工艺。
1锅炉水冷壁泄漏分析
2008年8月5日，2号锅炉水冷壁发生泄漏，泄漏位置在锅炉前墙水冷壁，标高约30m处。锅炉水冷壁规格为中60×6.5mm，材质为20G。该管段内的汽水混合物温度约300℃，管外向火侧靠近火焰中心的部位温度可达1000℃。水冷壁纵剖后发现其内壁存在蚀坑，并且一些蚀坑内存在横向小裂纹，蚀坑和裂纹大多都分布在向火侧，主裂纹内壁边缘处可明显观察到有腐蚀产物。通过微观分析发现，向火侧外壁存在较厚的氧化皮，约200Um。向火侧的内外壁均可观察到微裂纹，裂纹内存在反应产物，裂纹呈楔形，较尖锐，穿晶走向。为进一步分析腐蚀产物，进行了扫描电镜(SEM)及能谱分析，由扫描电镜(SEM)可清晰地观察到在主裂纹的附近存在明显的腐蚀产物，并且在内壁主裂纹周围有许多平行的小裂纹。对腐蚀产物进行能谱分析，发现存在Cl、0、Zn、Cu等元素。Cl的存在说明管子介质含有Cl';该水冷壁管内Cl-局部富集造成腐蚀，形成裂纹源，在长期交变应力的作用下发生了疲劳失效，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
木屑颗�；�压制的生物质颗粒燃料。
2锅炉水冷壁割管检查
2.1锅炉水冷壁割管检查目的
公司对2008年8月5日2号锅炉水冷壁泄漏问题及分析结果非常重视，为彻底检查2号锅炉水冷壁目前状况，便于采取相应处理方案和防范措施，利用2008年9月29日至10月5日2号机组D级检修机会，安排对水冷壁进行取样检查�；ёㄒ到钊〉乃浔谕獗诔档�，沿水冷壁轴向分向、背火侧剖开，采用3%～5%盐酸+0.3%～0.5%IS129缓蚀剂，将剖开的水冷壁内部沉积物清洗干净，选取内壁有蚀坑、裂纹的水冷壁送华北电力科学研究院进行微观分析。
2.2锅炉水冷壁割管取样位置
为确保2号锅炉水冷壁取样检查具有代表性，经锅炉、化学专业讨论，认为锅炉燃烧器改造后，锅炉的最高热负荷区域有所变化，所以此次水冷壁取样位置确定在锅炉27m～35m标高，水冷壁割管取样长度不小于1m。割管具体情况为：
标高：锅炉前墙、左墙、右墙水冷壁标高在31.4m～34.9m之间；锅炉后墙水冷壁在标高27.4m～31.4m之间。
割管编号：锅炉前墙水冷壁：1015\ 1023\ 1077、1078\ 1118;锅炉左墙水冷壁：2029、2117;锅炉右墙水冷壁：4023、40 2 4、41 17；锅炉后墙水冷壁：3029、3071、3072。
2.3检查结果
2.3.1宏观检查
锅炉水冷壁经车削、剖开、化学清洗后检查，锅炉前墙水冷壁1023向火侧点蚀坑多、深度大，锅炉前墙水冷壁1015背火侧、锅炉后墙水冷壁3029背火侧、锅炉左墙水冷壁21 17向火侧发现纵向裂纹。
2.3.2微观检查
锅炉水冷壁内部沉积物清洗干净后，选取内壁有蚀坑、裂纹的编号为1015、1023、2117、3029水冷壁，送华北电力科学研究院进行微观分析，通过扫描电镜(SEM)，可以清晰观察到宏观可见的小坑，参见图l，并且发现在部分坑底存在残留物，对残留物的成分进行能谱分析，结果参见图2、表2。
2.3.3结论
(1)所送编号为1015、1023、2117、3029的四根水冷壁管，经过化学酸洗试验后在管子内壁发现了沿管子长度方向的直道和多而细小的凹坑，剖开管子观察其横截面，金相组织为铁素体+珠光体，金相组织正常；直道为加工时形成，其深度≤0.2mm，符合GB 5310规定；经能谱分析后，凹坑属于轻微腐蚀坑，暂没有对管材造成影响。
(2)锅炉在正常运行情况下，可能会受到某种运行因素的影响，如锅炉起停、振动、热膨胀、机械束缚等，使管子受到交变应力的作用，产生裂纹，由于锅炉炉水蒸发、浓缩，造成cr等侵蚀性离子富积，促使裂纹扩展，发生疲劳失效。
(3)2号锅炉水冷壁经过大范围的割管检查，对宏观检查有点蚀坑、裂纹的水冷壁管道进行了扫描电镜(SEM)及能谱分析，未发现异常，说明2008年8月5日2号锅炉水冷壁发生泄漏，属于个性问题。
3 2号锅炉水冷壁现状评估
3.1锅炉水冷壁腐蚀形态及机理
在正常情况下，锅炉炉水pH值控制在9～10之间，锅炉水冷壁金属表面在高温炉水中形成一层致密Fe304�；つ�，使锅炉水冷壁免遭腐蚀，其反应式：3Fe+4H20-+ Fe304+4H2；但当炉水pH值<8或>13情况下，锅炉水冷壁沉积物下会发生酸或碱性腐蚀，锅炉水冷壁金属表面上有沉积物时，由于沉积物传热性很差，沉积物下金属管壁温度升高，炉水浓缩加剧，沉积物下炉水杂质浓度很高，使锅炉水冷壁遭到腐蚀。汽水中杂质离子的主要来源为凝汽器泄漏。腐蚀机理：
(1)酸腐蚀：
3.2锅炉炉水质量
为分析锅炉水冷壁泄漏原因，查阅了1989年5月机组投产以来至今锅炉炉水质量，炉水pH在10 .16～9.10之间，炉水质量合格率99.8%，炉水未出现过pH值<8或>13情况，说明锅炉水冷壁发生酸或碱性腐蚀的可能性较小。
3.3汽轮机凝汽器泄漏情况
(1)自1989年5月至1998年6月，凝汽器铜管泄漏6次，凝结水硬度最大为4.4 U mol/L，累计泄漏时间300h，凝汽器堵管总计85根。
(2) 1998年6月，2号机组进行B级检修期间，凝汽器铜管入口端及管板、水室进行了涂膜。至2008年8月，凝汽器铜管泄漏5次，凝结水硬度最大为1.4umol/L，累计泄漏时间70h，凝汽器堵管总计9根。
(3) 2003年8月16日～11月5日，2号机组A级检修期间，更换了凝结器铜管，自2003年11月至今，凝汽器铜管泄漏1次，凝结水硬度最大为3.4umol/L，累计泄漏时间1.5h，凝汽器堵管总计1根。
(4)汽轮机凝汽器泄漏后，化学运行人员根据《化学运行规程》要求及时处理：当凝结水硬度小于1 U mol/L，要求汽机运行人员堵锯末，当凝结水硬度大于lumol／L，联系汽机检修人员运行中解列凝汽器查漏堵漏；在凝汽器泄漏缺陷消除之前，加强汽水质量的监督，每th记录凝结水、给水、炉水电导率，每2h取样化验给水硬度、二氧化硅，炉水的碱度、pH值、磷酸根，蒸汽的二氧化硅、含钠量等；加强炉水磷酸盐处理，控制炉水pH在9～10、炉水磷酸根含量在1.5～3.Omg/L之间，加大锅炉连排开度，每4h要求锅炉底排一次。
3.4锅炉化学清洗及水冷壁垢量测定
2号机组自1989年5月投产至今，分别于1992年、1995年、1999年、2003年、2007年共进行过5次A级检修，锅炉水冷壁垢量及沉积率测定结果参见表3，根据D L/T561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》评价标准，锅炉水冷壁沉积率达到优良水平。根据D L/T794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定，分别于1995年、2003年进行了锅炉化学清洗。
3.5结论
通过对2号锅炉炉水pH值、汽轮机凝汽器泄漏情况、锅炉水冷壁垢量及沉积率测定结果分析，2号锅炉水冷壁目前状况正常，不会造成大面积腐蚀泄漏。
4化学技术监督需要注意的问题
4.1做好凝汽器的维护
凝汽器泄漏是影响机组汽水质量的主要因素，是锅炉水冷壁腐蚀、结垢的重要原因，因此，做好凝汽器维护，防止其泄漏是化学技术监督的首要任务，特别强调做好凝汽器维护管理工作。
(1)凝汽器管材选择，应执行DL/T 712-2000《火力发电厂凝汽器选材导则》，并根据循环冷却水水质情况及阻垢、缓蚀处理工艺，通过腐蚀试验确定。做好凝汽器管材到货验收，除进行100%涡流探伤外，铜管应进行内应力检查(24小时氨熏)试验，不锈钢管材应进行焊缝及晶间腐蚀试验。凝汽器管安装施工应符合DL5011-1992《电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇》等相关规定。
(2)做好凝汽器运行管理工作。
①加强凝汽器管胶球清洗工作，单台凝汽器投球数量不少于单流程铜管数量的10%，保证胶球“投入率”100%，当胶球“收球率”低于95%时，应对凝汽器管胶球清洗装置进行处理。
②机组停用三天内，凝汽器水侧不停运；停用三天以上，凝汽器水侧应放净存水，打开凝汽器水侧人孔门，用清水逐根冲洗铜管，并安装轴流风机进行干燥，待机组启动前，再封闭凝汽器水侧人孔。
③循环冷却水处理药剂及工艺应经过阻垢缓蚀动态试验确定，严禁随意更改控制指标和处理方式，并做好循环水处理的药剂的到货验收工作。
④汽轮机凝汽器铜管入口端、管板及水室涂膜，防止由于循环冷却水悬浮物高，造成凝汽器入口端冲刷磨损，防止由于凝汽器铜管安装时过胀和欠胀及凝汽器管板和铜管间的电位差造成凝汽器铜管腐蚀。
⑤为防止汽轮机凝汽器渗漏，建议对凝结水含钠量进行监控。凝汽器在正常运行情况下，凝结水含钠量一般不大于5ug/L，因此，建议凝结水含钠量控制在10ug/L以下，当凝结水含钠量大于10Ug/L时，凝汽器可能发生了渗漏，可考虑机组运行中加锯末临时处理。为防止循环冷却水中悬浮物在凝汽器铜管内沉积，在机组运行中加锯末临时处理期间，凝汽器胶球清洗正常投入。当凝结水硬度超过1 umol/L时，机组运行中解凝汽器查漏、堵漏。若为供热机纽，热网加热器疏水含钠量可参考凝结水指标控制。
4.2严格控制汽水质量
严格执行GB 12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准，当发生汽水质量超标时应及时处理，严格执行“三级处理”原则。为防止锅炉水冷壁碱性腐蚀，建议锅炉炉水pH控制在9.2～9.6之间。锅炉炉水pH与游离NaOH关系参见表4。
4.3机组启动前的准备
根据DL/T 561-1995《火力发电厂汽水化学监督导则》要求，机组检修后启动前，应对热力系统进行冷热态水冲洗，锅炉水压试验时应采用加氨一联氨的除盐水，并维持pH值在9.0～9.5之间，维持联氨的一定过剩量。
4.4机组启动期间的监督
机组启动期间，应对启动初期汽水质量进行监督，汽水质量符合DL/T 561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》标准�；槠舳诩洌忧磕崴�、给水、蒸汽质量监督，质量不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽，凝结水不符合启动水质标准不得回收。
4.5机组停运期间的�；�
根据DL/T 956-2005《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》要求，机组停（备）用期间应采用相应的停（备）用�；ご胧��；橥Ｓ檬奔涑�15天，建议采用“十八烷基胺”进行�；�。根据机组停备�；な导�，机组热力系统采用“十八烷基胺”预膜�；�，具有操作工艺简单、保护范围广、�；ばЧ玫扔诺�，且“十八烷基胺”无毒，排液对环境无污染。
4.6机组A级检修期间的监督检查及评价工作
(1)机组A级检修期间，要对锅炉（汽包、水冷壁、省煤器、过热器、再热器等）、汽轮机（高压缸、中压缸、低压缸，凝汽器汽水侧，除氧器、高、低压加热器）设备进行全面检查，并根据DLlT561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》评价标准，对热力设备进行全面评价。
(2)锅炉水冷壁割管要具代表性，其位置确定，要根据机组A级检修间隔内，锅炉水质与炉管异常等具体情况确定，一般情况下水冷壁管割管位置，应选择在锅炉前后侧、热负荷最高区域。对于200MW机组，锅炉热负荷最高区域在24m左右，燃烧器改造后，要重新确定锅炉热负荷最高区域。
(3)机组A级检修前一次检修，应割管检查水冷壁的垢量，根据DL/T 794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定，及时进行锅炉化学清洗，防止锅炉水冷壁产生垢下腐蚀和氢脆。
(4)对汽轮机凝汽器汽侧进行检查时，要特别注意六、七、八段抽汽管道是否泄漏，防止由于汽轮机抽汽管道焊口开焊冲刷凝汽器铜管，造成凝汽器铜管泄漏。某电厂4号机组由于六抽汽焊口开裂，造成2号凝汽器铜管冲刷泄漏, 富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧木屑颗�；怪频纳镏士帕Ｈ剂�。
