曹 珂
国能驻马店热电有限公司 河南 驻马店 463000
摘要：众所周知，锅炉是电站发展核心设备之一，其运行稳定性与安全性会影响电站综合效益，而锅炉在运行阶段所面临的影响因素较多，一旦因管控工作不到位，极易引发锅炉水冷壁高温腐蚀问题，影响设备性能与运行效果。对此，需电站管理层能在此方面加大探究力度，详细掌握引发此故障的具体原因，并编制相应的管理制度与解决措施，有效控制锅炉设备运行效果。
关键词：电站锅炉；水冷壁；高温腐蚀
引言：从电站锅炉设备运行角度分析，水冷壁内侧产生高温高压蒸汽、水，外侧燃料燃烧产生高温烟气，因其使用环境较特殊，极易引起高温腐蚀问题，既无法保证设备稳定运行，又会使电站面临一定的经济损失。为避免此问题发生，需电站加强管理，并且日常工作环节中予以重视，在条件允许情况下，组建专业化工作队伍，贯彻落实各项制度与防控措施，有效降低高温腐蚀发生率，满足电站发展要求。
一、案例分析
本文选择某电站为分析案例，结合330MW电站机组锅炉水冷壁向火侧产生高温腐蚀现象展开探究，设定高温腐蚀类型、机理、因素等探究内容，在实践调查中发现，该电站所应用的锅炉设备中的水冷壁管子材质是SA－210C，以Φ60×6.3min规格为主，而扁钢材质是Q235A，以δ=6mm规格为主。通过对设备基础情况的了解与掌握，技术人员开展宏观试验，可对此问题发生的具体原因与影响程度深度探究，为问题防控与解决提供基础条件。
二、宏观试验
设定锅炉设备处于检修条件下，各部门工作人员积极参与现场，从宏观角度对锅炉水冷壁形貌详细观察，能发现水冷壁管子向火侧有大面积的腐蚀产物、结渣，甚至还有部分区域存在腐蚀产物脱落情况[1]。针对此现象，工作人员选择腐蚀区域的产物、结渣为样品，但是没发现较明显的胀粗、变形等情况，分析到样管向火侧的管壁厚度发生变化，并划分成管壁中间区、迎烟区、背烟区三部分。第一区域的外表面没有明显腐蚀坑现象，而后两区域的管壁两侧出现腐蚀凹坑、凹槽等情况，较严重的区域主要体现在迎烟区。
（一）尺寸测量
此阶段的尺寸测量，主要针对二个区域的壁厚，设置向火侧（迎烟区）、背火侧（背烟区）。其中，向火侧取样A（5．82）、B（5.76）、C（5.95）、D（7.05）、E（5.21）、F（4.65）、G（5.27）；背火侧取样f（7.31）、d（7.30）、b（7.25）。
（二）化学成分
截取样管其中一端的管段，长约60mm，借助直读光谱仪（OBLFQSN750型）分析其化学成分。其中包括C（0.2%）、Si（0.26%）、Mn（0.76%）、P（0.009）、S（0.006%）。
（三）力学性能
取室温条件下样管背火侧拉伸试样，用电子拉伸试验机（DW-100型）开展室温拉伸试验，得到样管屈服强度342ＲP0．2/MPa、抗拉强度500Ｒm/MPa、断后伸长率31A/%[2]。再用TH300洛氏硬度计开展洛氏硬度试验，主要位置是样管向火侧、背火侧横截面1/2壁厚处，得到多项数值。
背火侧实测值(HＲB)76.5/77.5/75.8，平均值76.6；向火侧(迎烟区)实测值(HＲB)76.5/77.6/76.2，平均值76.7；向火侧(背烟区)实测值(HＲB)76.3/76.4/77.1，平均值76.6。
（四）SEM/EDS分析
此阶段主要应用扫描电镜（Apollo300型）对样管向火侧外表面形貌观察，发现管壁的腐蚀产物外层为疏松层，呈蜂窝状，越靠近管壁内侧位置的腐蚀层较致密，以Fe、O元素为主，S含量较高，在相关设备应用下，得到能谱检测数值，分别设置疏松层、致密层。其中，疏松层Fe63.95%、O27.57%、S4.86%、C3.25%、Si0.37%；致密层Fe42.22%、O26.29%、S13.76%、C4.49%、Si6.20%、Al4.36%、Cl2.09%、Ca0.58%。
三、试验结果分析与建议
（一）结果分析
结合上述实验内容分析，能了解到宏观实验开展能获得众多信息数据，能为电站锅炉水冷壁高温腐蚀问题防控与积极均带来一定影响，如：分析样管化学成分、力学性能等，依据《锅炉和过热器用无缝中碳钢管子》保证SA－210C材质的材料能符合标准要求[3]。同时，在试验过程中对不同区域的试验与检测，可掌握样管不同位置母材金相组织变化情况，能在过热迹象发生阶段就做好相应的防控工作，避免此问题持续性发展。
依据样管横截面宏观观察、壁厚测定结果掌握，向火侧的迎烟区壁厚较薄，其次是背烟区，而中间区却没有相应变化。
在电镜观察、能谱分析等条件下探究样管向火侧腐蚀产物，掌握其外层呈疏松状态、内层呈致密状态，据上述试验数据得到腐蚀物的S元素含量较高（13.76%），再加上对其他元素的综合探究，判断锅炉向火侧的外部堆积灰层，而硫元素是以硫酸盐状态存在。而与管壁位置较靠近的地方，呈致密层，腐蚀物元素以铁氧化物、硫化物存在。
此外，在煤粉整个燃烧的过程中出现了不稳定现象，主要影响因素是锅炉内气氛。某一时段的气氛还原性较强，H2S、SO2生成自由硫原子，成为破坏金属表面氧化膜的主要因素。而S与Fe产生反应，Fe+S→FeS，导致管壁腐蚀程度越来越严重，腐蚀速度也有所加快，导致部分区域的管壁越来越薄，从而引发高温腐蚀现象[4]。对此情况，要通过宏观试验中所获得的各项信息数据展开探究，要注意各区域的化学反应、物理性质等不同，尤其是对管壁薄区域的管控，禁止S与Fe直接接触，通过对化学反应控制，能解决化学反应对管壁腐蚀问题。
（二）建议
一方面，依据试验中所获得的信息数据，掌握水冷壁管化学成分、力学性能等，按照ASMESA－210M标准进行材质综合管控；另一方面，结合水冷壁管向火侧条件下的腐蚀影响因素（烟气）探究，主要是因碱升华物与SO3产生化学反应，并以硫酸盐存在，会因此物质的熔点低影响，导致水冷壁在壁温条件下会产生粘性，堆积更多灰尘，在设备运行阶段的表面温度持续性升高，并形成渣层。同时，硫酸盐也成为主要的腐蚀介质，在其内层附着，导致各区域的管子发生高温硫酸盐腐蚀现象。对此，要控制设备运行阶段的温度极其重要，要考虑不同区域在不同条件下所产生的化学物质，做好相应的防控工作，从而解决此故障问题。
结语：
结合上述内容探究，了解到该电站锅炉设备性能及运行阶段所产生的各种现象，为对水冷壁高温腐蚀问题有效解决，还需在运行阶段对各项信息数据搜集、记录、分析等，依据具体分析结果为问题解决编制相关方案，并引起人员重视，在日常工作环节中注意设备操作规范性、材料质量标准性等，既能保证设备正确运行，又可满足电站发展要求。
参考文献：
[1]李家鲁,王兆民,刘新星等.某电站锅炉水冷壁高温腐蚀分析[J].黑龙江电力,2020,42(03):264-267+277.
[2]于英利,付旭晨,戴莹莹等.燃煤电站锅炉水冷壁壁面高温腐蚀问题分析与对策[J].化工进展,2020,39(S1):90-96.
[3]李戈,朱海宝,陈志荣等.电站锅炉水冷壁高温腐蚀防治对策的研究[J].全面腐蚀控制,2020,34(01):127-130.
[4]徐洪,熊小鹤,刘兴等.电站锅炉水冷壁高温腐蚀成因与对策研究[J].洁净煤技术,2019,25(02):144-148.