燃機水冷壁快速結垢的原因分析

王春霞 張才穩 秦大川 高惠華 袁 浩

（華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

近年來，燃氣機組憑借其效率高、環境友好、啟停靈活[1-2]的優勢迅速發展，但大部分電廠因配置的水冷壁管為鰭片等結構導致割管、補管困難，基本極少開展水冷壁的結垢和腐蝕情況檢查，因此燃氣機組因水冷壁結垢嚴重而發生水冷壁過熱、垢下腐蝕甚至大面積爆管的事例越來越多[3-4]。鑒于此，加強對燃氣機組水冷壁結垢的原因分析并提出預防措施，對保障電廠的穩定運行[5-6]具有重要意義。

某電廠采用MHDB-M701F4-Q1型亞臨界余熱鍋爐，于2020年12月投入試運行，2021年3月正式投產，在2021年10月割管檢查中發現水冷壁嚴重結垢，結垢速率遠遠超出正常水平。為保障后續機組安全運行，防止水冷壁垢下腐蝕導致爆管[7-8]，對水冷壁管垢樣成分進行了元素分析、成分分析、垢層厚度檢測，對水汽質量進行了分析，對給水系統進行了全面排查，分析結垢異常的原因[9-10]，并提出了有效的建議。

1 垢量檢測

機組水冷壁割管后垢量檢測情況如表1所示，從表中可以看出，水冷壁的背火側結垢量和結垢速率明顯比向火側大，向火側結垢速率196.30 g/（m2·a），背火側結垢速率592.18 g/（m2·a），向火側和背火側的結垢速率按《火力發電廠機組大修化學檢查導則》（DL/T 1115—2019）均已達到了三類，背火側結垢量為532.96 g/m2，結垢量已達《火力發電廠鍋爐化學清洗導則》（DL/T 794—2012）中汽包鍋爐的化學清洗標準。

表1 水冷壁割管結垢和腐蝕檢查情況

水冷壁割管管樣酸洗前后圖片如圖1所示，從圖中可以看到，水冷壁管樣背火側酸洗前管樣內表面有一層深褐色均勻致密氧化層，且從側面明顯能看到表面垢層有一定厚度，背火側在清洗過程中，由黑褐色變為深銹紅色后變為黑色，繼續清洗后露出金屬本體色，表面粗糙，垢下有少量腐蝕坑分布，深度在0.3～1 mm。水冷壁管樣向火側酸洗前內部有不均勻分布的銹斑，試片兩側有少量白色沉積物，酸洗后露出金屬本色，垢下局部有點蝕坑，數量較背火側多，深度在0.3～1 mm。根據《火力發電廠機組大修化學檢查導則》（DL/T 1115—2009）達到了熱力設備腐蝕二類。該機組的給水處理采用的是AVT（O），主要是為了減少水冷壁的結垢量，減輕腐蝕。此機組投運時間不到一年，結垢腐蝕如此之快，實屬異常。

2 分析與討論

2.1 垢樣元素分析及其物相分析

2021年10月，采用掃描電鏡對水冷壁垢樣成分進行元素分析，分析結果如圖2及表2所示；采用XRF對水冷壁成分進行物相分析，分析結果如圖3及表3所示。

表3 樣品主要物相組成及含量

從表2中可以看出，水冷壁主要成分包括O、Mg、Si、P、Ca、Fe，與正常運行時水冷壁垢樣主要成分為鐵的氧化物情況并不相同，說明機組確實存在運行異常的情況，需要進一步排查。

表2 垢樣元素分析結果

從垢樣物相組成成分來看，主要含有32.2%的鎂鐵氧化物、11.2%的三氧化二鐵、18.7%的羥基磷酸鈣及37.9%的硅鎂氧復合物，物相分析結果與元素分析結果吻合，表明水冷壁上的垢除了正常運行產生外，還有額外帶入水汽的情況，鎂、硅、鈣極可能是循環水中的成分在水冷壁高溫及爐水加磷酸鹽的高溫堿性環境下形成了鎂鐵氧化物、硅鎂氧復合物及羥基磷酸鈣，進一步懷疑可能有循環水漏入水汽系統。

2.2 水汽質量分析

2020年12月機組投運后采用的是給水加氨、爐水加磷酸鹽的處理方式，目的是減少水冷壁、汽包等水汽系統的結垢量，但上述垢量分析和物相分析顯示水冷壁在不到一年的運行時間內產生了大量的難溶垢成分，并已達到酸洗標準，另外，垢樣成分并非常規的鐵的氧化物，懷疑給水品質惡化[11]。

查閱水汽運行監督報表，發現自投運以來至2021年7月，水汽各項指標合格率高于99%，給水的pH值控制在9.5～9.8，給水溶解氧小于20 μg/L，無精處理裝置，凝結水出口水質合格。2021年7月14日起，凝結水、給水、爐水中的二氧化硅突然上升，尤其是高壓給水的硅含量從9.5 μg/L升至303.7 μg/L，高壓汽包的爐水硅由7月初的164.4 μg/L升至841.4 μg/L，凝結水泵出口二氧化硅含量由3.4 μg/L升至166.1 μg/L，如表4所示。

表4 部分水汽指標

凝結水泵、給水、爐水硅在短時間內快速上升，考慮為凝汽器發生了泄漏，但凝結水氫電導和硬度在8月12日之前并沒有凝汽器泄漏的明顯特點，后經核實發現，凝結水出口在線氫電導表由于未及時更換離子交換樹脂，前期顯示氫電導并不準確，凝結水硬度由于檢測人員選用的檢測方法有誤，導致實際數據是前期顯示數據的1 000倍，實際在2021年7月凝結水硬度已達到5 μmol/L，結合水冷壁結垢量及垢樣成分組成分析，可以判定凝汽器存在大的漏點。

3 凝汽器檢查

停機對凝汽器進行抽管檢查，發現凝汽器汽側有一塊不銹鋼塊未焊接牢固，在機組運行振動的過程中，鋼塊松動掉落在臨近的凝汽器管上，經過初期的砸傷和后期的擠壓，三根凝汽器管破損，出現三個大的泄漏點，如圖4所示。由此可知，該廠水汽品質異常主要是因凝汽器管泄漏，循環水漏入系統導致。按照凝結水硬度值的變化情況可知，7月初已經開始泄漏，8月上旬時發展為大漏點。停機后凝汽器汽側底部有明顯的泥沙堆積，汽側支柱及底部有明顯的浮銹。

4 結論及建議

4.1 結論

（1）該廠水汽指標異常主要是因為凝汽器泄漏，循環水漏入凝結水導致凝結水、給水、爐水全面超標。

（2）水冷壁結垢異常主要是因為鍋爐水中漏入了循環水，導致鈣、鎂、鐵、硅等含量增加，在水冷壁高溫堿性的環境中沉積成了難溶物，且垢量達到鍋爐酸洗要求。

（3）從水汽數據來看，凝汽器泄漏從7月中旬已經開始，由于電廠硬度、氫電導檢測不準確，未及時判斷出凝汽器大漏點的存在，導致水冷壁垢量快速增長。

（4）從水冷壁沉積物物相分析成分來看，磷酸鹽參與了水冷壁上水垢濃縮結晶析出的反應。

（5）從水冷壁垢下腐蝕情況來看，水冷壁存在輕微的垢下堿性腐蝕。

4.2 建議

（1）對泄漏的凝汽器管進行堵漏處理，對凝汽器汽側進行清理，防止再次啟機后凝結水受到汽側殘留污染源的影響。

（2）對水冷壁進行化學清洗，并對化學清洗后的水冷壁管進行腐蝕情況的檢查及驗收。

（3）后續運行中應至少保證凝泵出口氫電導的準確性，結合鈉離子、硬度及其他相關指標，第一時間判斷凝汽器是否存在泄漏并及時處理。

（4）如果凝汽器堵漏后，在加藥量充足的情況下，高壓汽包高負荷磷酸根低、pH值高、爐水硅居高不下，不排除在前面的運行中發生了磷酸鹽隱藏，酸洗水冷壁時也應對高壓汽包進行酸洗，后續以低磷酸鹽方式運行。