概述
北京京能熱電股份有限公司安裝有4×200MW供熱發電機組，循環冷卻水系統為敞開式循環系統，循環冷卻水補水在2007年5月16日前為永定河水，2007年5月16日至今使用城市再生水。2號鍋爐型號為HG-670/140-2，為超高壓帶一次中間再熱的單段自然循環燃煤鍋爐，系哈爾濱鍋爐廠設計制造，1989年5月投產。鍋爐爐水處理采用低磷酸鹽處理工藝，給水處理采用還原性全揮發處理工藝。
1鍋爐水冷壁泄漏分析
2008年8月5日，2號鍋爐水冷壁發生泄漏，泄漏位置在鍋爐前墻水冷壁，標高約30m處。鍋爐水冷壁規格為中60×6.5mm，材質為20G。該管段內的汽水混合物溫度約300℃，管外向火側靠近火焰中心的部位溫度可達1000℃。水冷壁縱剖后發現其內壁存在蝕坑，并且一些蝕坑內存在橫向小裂紋，蝕坑和裂紋大多都分布在向火側，主裂紋內壁邊緣處可明顯觀察到有腐蝕產物。通過微觀分析發現，向火側外壁存在較厚的氧化皮，約200Um。向火側的內外壁均可觀察到微裂紋，裂紋內存在反應產物，裂紋呈楔形，較尖銳，穿晶走向。為進一步分析腐蝕產物，進行了掃描電鏡(SEM)及能譜分析，由掃描電鏡(SEM)可清晰地觀察到在主裂紋的附近存在明顯的腐蝕產物，并且在內壁主裂紋周圍有許多平行的小裂紋。對腐蝕產物進行能譜分析，發現存在Cl、0、Zn、Cu等元素。Cl的存在說明管子介質含有Cl';該水冷壁管內Cl-局部富集造成腐蝕，形成裂紋源，在長期交變應力的作用下發生了疲勞失效，富通新能源生產銷售
生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒
木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料。
2鍋爐水冷壁割管檢查
2.1鍋爐水冷壁割管檢查目的
公司對2008年8月5日2號鍋爐水冷壁泄漏問題及分析結果非常重視，為徹底檢查2號鍋爐水冷壁目前狀況，便于采取相應處理方案和防范措施，利用2008年9月29日至10月5日2號機組D級檢修機會，安排對水冷壁進行取樣檢查。化學專業將割取的水冷壁外壁車掉，沿水冷壁軸向分向、背火側剖開，采用3%～5%鹽酸+0.3%～0.5%IS129緩蝕劑，將剖開的水冷壁內部沉積物清洗干凈，選取內壁有蝕坑、裂紋的水冷壁送華北電力科學研究院進行微觀分析。
2.2鍋爐水冷壁割管取樣位置
為確保2號鍋爐水冷壁取樣檢查具有代表性，經鍋爐、化學專業討論，認為鍋爐燃燒器改造后，鍋爐的最高熱負荷區域有所變化，所以此次水冷壁取樣位置確定在鍋爐27m～35m標高，水冷壁割管取樣長度不小于1m。割管具體情況為：
標高：鍋爐前墻、左墻、右墻水冷壁標高在31.4m～34.9m之間；鍋爐后墻水冷壁在標高27.4m～31.4m之間。
割管編號：鍋爐前墻水冷壁：1015\ 1023\ 1077、1078\ 1118;鍋爐左墻水冷壁：2029、2117;鍋爐右墻水冷壁：4023、40 2 4、41 17；鍋爐后墻水冷壁：3029、3071、3072。
2.3檢查結果
2.3.1宏觀檢查
鍋爐水冷壁經車削、剖開、化學清洗后檢查，鍋爐前墻水冷壁1023向火側點蝕坑多、深度大，鍋爐前墻水冷壁1015背火側、鍋爐后墻水冷壁3029背火側、鍋爐左墻水冷壁21 17向火側發現縱向裂紋。
2.3.2微觀檢查
鍋爐水冷壁內部沉積物清洗干凈后，選取內壁有蝕坑、裂紋的編號為1015、1023、2117、3029水冷壁，送華北電力科學研究院進行微觀分析，通過掃描電鏡(SEM)，可以清晰觀察到宏觀可見的小坑，參見圖l，并且發現在部分坑底存在殘留物，對殘留物的成分進行能譜分析，結果參見圖2、表2。
2.3.3結論
(1)所送編號為1015、1023、2117、3029的四根水冷壁管，經過化學酸洗試驗后在管子內壁發現了沿管子長度方向的直道和多而細小的凹坑，剖開管子觀察其橫截面，金相組織為鐵素體+珠光體，金相組織正常；直道為加工時形成，其深度≤0.2mm，符合GB 5310規定；經能譜分析后，凹坑屬于輕微腐蝕坑，暫沒有對管材造成影響。
(2)鍋爐在正常運行情況下，可能會受到某種運行因素的影響，如鍋爐起停、振動、熱膨脹、機械束縛等，使管子受到交變應力的作用，產生裂紋，由于鍋爐爐水蒸發、濃縮，造成cr等侵蝕性離子富積，促使裂紋擴展，發生疲勞失效。
(3)2號鍋爐水冷壁經過大范圍的割管檢查，對宏觀檢查有點蝕坑、裂紋的水冷壁管道進行了掃描電鏡(SEM)及能譜分析，未發現異常，說明2008年8月5日2號鍋爐水冷壁發生泄漏，屬于個性問題。
3 2號鍋爐水冷壁現狀評估
3.1鍋爐水冷壁腐蝕形態及機理
在正常情況下，鍋爐爐水pH值控制在9～10之間，鍋爐水冷壁金屬表面在高溫爐水中形成一層致密Fe304保護膜，使鍋爐水冷壁免遭腐蝕，其反應式：3Fe+4H20-+ Fe304+4H2；但當爐水pH值<8或>13情況下，鍋爐水冷壁沉積物下會發生酸或堿性腐蝕，鍋爐水冷壁金屬表面上有沉積物時，由于沉積物傳熱性很差，沉積物下金屬管壁溫度升高，爐水濃縮加劇，沉積物下爐水雜質濃度很高，使鍋爐水冷壁遭到腐蝕。汽水中雜質離子的主要來源為凝汽器泄漏。腐蝕機理：
(1)酸腐蝕：
3.2鍋爐爐水質量
為分析鍋爐水冷壁泄漏原因，查閱了1989年5月機組投產以來至今鍋爐爐水質量，爐水pH在10 .16～9.10之間，爐水質量合格率99.8%，爐水未出現過pH值<8或>13情況，說明鍋爐水冷壁發生酸或堿性腐蝕的可能性較小。
3.3汽輪機凝汽器泄漏情況
(1)自1989年5月至1998年6月，凝汽器銅管泄漏6次，凝結水硬度最大為4.4 U mol/L，累計泄漏時間300h，凝汽器堵管總計85根。
(2) 1998年6月，2號機組進行B級檢修期間，凝汽器銅管入口端及管板、水室進行了涂膜。至2008年8月，凝汽器銅管泄漏5次，凝結水硬度最大為1.4umol/L，累計泄漏時間70h，凝汽器堵管總計9根。
(3) 2003年8月16日～11月5日，2號機組A級檢修期間，更換了凝結器銅管，自2003年11月至今，凝汽器銅管泄漏1次，凝結水硬度最大為3.4umol/L，累計泄漏時間1.5h，凝汽器堵管總計1根。
(4)汽輪機凝汽器泄漏后，化學運行人員根據《化學運行規程》要求及時處理：當凝結水硬度小于1 U mol/L，要求汽機運行人員堵鋸末，當凝結水硬度大于lumol／L，聯系汽機檢修人員運行中解列凝汽器查漏堵漏；在凝汽器泄漏缺陷消除之前，加強汽水質量的監督，每th記錄凝結水、給水、爐水電導率，每2h取樣化驗給水硬度、二氧化硅，爐水的堿度、pH值、磷酸根，蒸汽的二氧化硅、含鈉量等；加強爐水磷酸鹽處理，控制爐水pH在9～10、爐水磷酸根含量在1.5～3.Omg/L之間，加大鍋爐連排開度，每4h要求鍋爐底排一次。
3.4鍋爐化學清洗及水冷壁垢量測定
2號機組自1989年5月投產至今，分別于1992年、1995年、1999年、2003年、2007年共進行過5次A級檢修，鍋爐水冷壁垢量及沉積率測定結果參見表3，根據D L/T561-1995《火力發電廠水汽化學監督導則》評價標準，鍋爐水冷壁沉積率達到優良水平。根據D L/T794-2001《火力發電廠鍋爐化學清洗導則》規定，分別于1995年、2003年進行了鍋爐化學清洗。
3.5結論
通過對2號鍋爐爐水pH值、汽輪機凝汽器泄漏情況、鍋爐水冷壁垢量及沉積率測定結果分析，2號鍋爐水冷壁目前狀況正常，不會造成大面積腐蝕泄漏。
4化學技術監督需要注意的問題
4.1做好凝汽器的維護
凝汽器泄漏是影響機組汽水質量的主要因素，是鍋爐水冷壁腐蝕、結垢的重要原因，因此，做好凝汽器維護，防止其泄漏是化學技術監督的首要任務，特別強調做好凝汽器維護管理工作。
(1)凝汽器管材選擇，應執行DL/T 712-2000《火力發電廠凝汽器選材導則》，并根據循環冷卻水水質情況及阻垢、緩蝕處理工藝，通過腐蝕試驗確定。做好凝汽器管材到貨驗收，除進行100%渦流探傷外，銅管應進行內應力檢查(24小時氨熏)試驗，不銹鋼管材應進行焊縫及晶間腐蝕試驗。凝汽器管安裝施工應符合DL5011-1992《電力建設施工及驗收技術規范汽輪機組篇》等相關規定。
(2)做好凝汽器運行管理工作。
①加強凝汽器管膠球清洗工作，單臺凝汽器投球數量不少于單流程銅管數量的10%，保證膠球“投入率”100%，當膠球“收球率”低于95%時，應對凝汽器管膠球清洗裝置進行處理。
②機組停用三天內，凝汽器水側不停運；停用三天以上，凝汽器水側應放凈存水，打開凝汽器水側人孔門，用清水逐根沖洗銅管，并安裝軸流風機進行干燥，待機組啟動前，再封閉凝汽器水側人孔。
③循環冷卻水處理藥劑及工藝應經過阻垢緩蝕動態試驗確定，嚴禁隨意更改控制指標和處理方式，并做好循環水處理的藥劑的到貨驗收工作。
④汽輪機凝汽器銅管入口端、管板及水室涂膜，防止由于循環冷卻水懸浮物高，造成凝汽器入口端沖刷磨損，防止由于凝汽器銅管安裝時過脹和欠脹及凝汽器管板和銅管間的電位差造成凝汽器銅管腐蝕。
⑤為防止汽輪機凝汽器滲漏，建議對凝結水含鈉量進行監控。凝汽器在正常運行情況下，凝結水含鈉量一般不大于5ug/L，因此，建議凝結水含鈉量控制在10ug/L以下，當凝結水含鈉量大于10Ug/L時，凝汽器可能發生了滲漏，可考慮機組運行中加鋸末臨時處理。為防止循環冷卻水中懸浮物在凝汽器銅管內沉積，在機組運行中加鋸末臨時處理期間，凝汽器膠球清洗正常投入。當凝結水硬度超過1 umol/L時，機組運行中解凝汽器查漏、堵漏。若為供熱機紐，熱網加熱器疏水含鈉量可參考凝結水指標控制。
4.2嚴格控制汽水質量
嚴格執行GB 12145-2008《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》標準，當發生汽水質量超標時應及時處理，嚴格執行“三級處理”原則。為防止鍋爐水冷壁堿性腐蝕，建議鍋爐爐水pH控制在9.2～9.6之間。鍋爐爐水pH與游離NaOH關系參見表4。
4.3機組啟動前的準備
根據DL/T 561-1995《火力發電廠汽水化學監督導則》要求，機組檢修后啟動前，應對熱力系統進行冷熱態水沖洗，鍋爐水壓試驗時應采用加氨一聯氨的除鹽水，并維持pH值在9.0～9.5之間，維持聯氨的一定過剩量。
4.4機組啟動期間的監督
機組啟動期間，應對啟動初期汽水質量進行監督，汽水質量符合DL/T 561-1995《火力發電廠水汽化學監督導則》標準。機組啟動期間，加強凝結水、給水、蒸汽質量監督，質量不合格的給水嚴禁進入鍋爐，蒸汽品質不合格嚴禁并汽，凝結水不符合啟動水質標準不得回收。
4.5機組停運期間的保護
根據DL/T 956-2005《火力發電廠停（備）熱力設備防銹蝕導則》要求，機組停（備）用期間應采用相應的停（備）用保護措施。機組停用時間超過15天，建議采用“十八烷基胺”進行保護。根據機組停備保護實踐，機組熱力系統采用“十八烷基胺”預膜保護，具有操作工藝簡單、保護范圍廣、保護效果好等優點，且“十八烷基胺”無毒，排液對環境無污染。
4.6機組A級檢修期間的監督檢查及評價工作
(1)機組A級檢修期間，要對鍋爐（汽包、水冷壁、省煤器、過熱器、再熱器等）、汽輪機（高壓缸、中壓缸、低壓缸，凝汽器汽水側，除氧器、高、低壓加熱器）設備進行全面檢查，并根據DLlT561-1995《火力發電廠水汽化學監督導則》評價標準，對熱力設備進行全面評價。
(2)鍋爐水冷壁割管要具代表性，其位置確定，要根據機組A級檢修間隔內，鍋爐水質與爐管異常等具體情況確定，一般情況下水冷壁管割管位置，應選擇在鍋爐前后側、熱負荷最高區域。對于200MW機組，鍋爐熱負荷最高區域在24m左右，燃燒器改造后，要重新確定鍋爐熱負荷最高區域。
(3)機組A級檢修前一次檢修，應割管檢查水冷壁的垢量，根據DL/T 794-2001《火力發電廠鍋爐化學清洗導則》規定，及時進行鍋爐化學清洗，防止鍋爐水冷壁產生垢下腐蝕和氫脆。
(4)對汽輪機凝汽器汽側進行檢查時，要特別注意六、七、八段抽汽管道是否泄漏，防止由于汽輪機抽汽管道焊口開焊沖刷凝汽器銅管，造成凝汽器銅管泄漏。某電廠4號機組由于六抽汽焊口開裂，造成2號凝汽器銅管沖刷泄漏, 富通新能源生產銷售生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒木屑顆粒機壓制的生物質顆粒燃料。
