燃机水冷壁快速结垢的原因分析

王春霞 张才稳 秦大川 高惠华 袁 浩

（华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

近年来，燃气机组凭借其效率高、环境友好、启停灵活[1-2]的优势迅速发展，但大部分电厂因配置的水冷壁管为鳍片等结构导致割管、补管困难，基本极少开展水冷壁的结垢和腐蚀情况检查，因此燃气机组因水冷壁结垢严重而发生水冷壁过热、垢下腐蚀甚至大面积爆管的事例越来越多[3-4]。鉴于此，加强对燃气机组水冷壁结垢的原因分析并提出预防措施，对保障电厂的稳定运行[5-6]具有重要意义。

某电厂采用MHDB-M701F4-Q1型亚临界余热锅炉，于2020年12月投入试运行，2021年3月正式投产，在2021年10月割管检查中发现水冷壁严重结垢，结垢速率远远超出正常水平。为保障后续机组安全运行，防止水冷壁垢下腐蚀导致爆管[7-8]，对水冷壁管垢样成分进行了元素分析、成分分析、垢层厚度检测，对水汽质量进行了分析，对给水系统进行了全面排查，分析结垢异常的原因[9-10]，并提出了有效的建议。

1 垢量检测

机组水冷壁割管后垢量检测情况如表1所示，从表中可以看出，水冷壁的背火侧结垢量和结垢速率明显比向火侧大，向火侧结垢速率196.30 g/（m2·a），背火侧结垢速率592.18 g/（m2·a），向火侧和背火侧的结垢速率按《火力发电厂机组大修化学检查导则》（DL/T 1115—2019）均已达到了三类，背火侧结垢量为532.96 g/m2，结垢量已达《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T 794—2012）中汽包锅炉的化学清洗标准。

表1 水冷壁割管结垢和腐蚀检查情况

水冷壁割管管样酸洗前后图片如图1所示，从图中可以看到，水冷壁管样背火侧酸洗前管样内表面有一层深褐色均匀致密氧化层，且从侧面明显能看到表面垢层有一定厚度，背火侧在清洗过程中，由黑褐色变为深锈红色后变为黑色，继续清洗后露出金属本体色，表面粗糙，垢下有少量腐蚀坑分布，深度在0.3～1 mm。水冷壁管样向火侧酸洗前内部有不均匀分布的锈斑，试片两侧有少量白色沉积物，酸洗后露出金属本色，垢下局部有点蚀坑，数量较背火侧多，深度在0.3～1 mm。根据《火力发电厂机组大修化学检查导则》（DL/T 1115—2009）达到了热力设备腐蚀二类。该机组的给水处理采用的是AVT（O），主要是为了减少水冷壁的结垢量，减轻腐蚀。此机组投运时间不到一年，结垢腐蚀如此之快，实属异常。

2 分析与讨论

2.1 垢样元素分析及其物相分析

2021年10月，采用扫描电镜对水冷壁垢样成分进行元素分析，分析结果如图2及表2所示；采用XRF对水冷壁成分进行物相分析，分析结果如图3及表3所示。

表3 样品主要物相组成及含量

从表2中可以看出，水冷壁主要成分包括O、Mg、Si、P、Ca、Fe，与正常运行时水冷壁垢样主要成分为铁的氧化物情况并不相同，说明机组确实存在运行异常的情况，需要进一步排查。

表2 垢样元素分析结果

从垢样物相组成成分来看，主要含有32.2%的镁铁氧化物、11.2%的三氧化二铁、18.7%的羟基磷酸钙及37.9%的硅镁氧复合物，物相分析结果与元素分析结果吻合，表明水冷壁上的垢除了正常运行产生外，还有额外带入水汽的情况，镁、硅、钙极可能是循环水中的成分在水冷壁高温及炉水加磷酸盐的高温碱性环境下形成了镁铁氧化物、硅镁氧复合物及羟基磷酸钙，进一步怀疑可能有循环水漏入水汽系统。

2.2 水汽质量分析

2020年12月机组投运后采用的是给水加氨、炉水加磷酸盐的处理方式，目的是减少水冷壁、汽包等水汽系统的结垢量，但上述垢量分析和物相分析显示水冷壁在不到一年的运行时间内产生了大量的难溶垢成分，并已达到酸洗标准，另外，垢样成分并非常规的铁的氧化物，怀疑给水品质恶化[11]。

查阅水汽运行监督报表，发现自投运以来至2021年7月，水汽各项指标合格率高于99%，给水的pH值控制在9.5～9.8，给水溶解氧小于20 μg/L，无精处理装置，凝结水出口水质合格。2021年7月14日起，凝结水、给水、炉水中的二氧化硅突然上升，尤其是高压给水的硅含量从9.5 μg/L升至303.7 μg/L，高压汽包的炉水硅由7月初的164.4 μg/L升至841.4 μg/L，凝结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 部分水汽指标

凝结水泵、给水、炉水硅在短时间内快速上升，考虑为凝汽器发生了泄漏，但凝结水氢电导和硬度在8月12日之前并没有凝汽器泄漏的明显特点，后经核实发现，凝结水出口在线氢电导表由于未及时更换离子交换树脂，前期显示氢电导并不准确，凝结水硬度由于检测人员选用的检测方法有误，导致实际数据是前期显示数据的1 000倍，实际在2021年7月凝结水硬度已达到5 μmol/L，结合水冷壁结垢量及垢样成分组成分析，可以判定凝汽器存在大的漏点。

3 凝汽器检查

停机对凝汽器进行抽管检查，发现凝汽器汽侧有一块不锈钢块未焊接牢固，在机组运行振动的过程中，钢块松动掉落在临近的凝汽器管上，经过初期的砸伤和后期的挤压，三根凝汽器管破损，出现三个大的泄漏点，如图4所示。由此可知，该厂水汽品质异常主要是因凝汽器管泄漏，循环水漏入系统导致。按照凝结水硬度值的变化情况可知，7月初已经开始泄漏，8月上旬时发展为大漏点。停机后凝汽器汽侧底部有明显的泥沙堆积，汽侧支柱及底部有明显的浮锈。

4 结论及建议

4.1 结论

（1）该厂水汽指标异常主要是因为凝汽器泄漏，循环水漏入凝结水导致凝结水、给水、炉水全面超标。

（2）水冷壁结垢异常主要是因为锅炉水中漏入了循环水，导致钙、镁、铁、硅等含量增加，在水冷壁高温碱性的环境中沉积成了难溶物，且垢量达到锅炉酸洗要求。

（3）从水汽数据来看，凝汽器泄漏从7月中旬已经开始，由于电厂硬度、氢电导检测不准确，未及时判断出凝汽器大漏点的存在，导致水冷壁垢量快速增长。

（4）从水冷壁沉积物物相分析成分来看，磷酸盐参与了水冷壁上水垢浓缩结晶析出的反应。

（5）从水冷壁垢下腐蚀情况来看，水冷壁存在轻微的垢下碱性腐蚀。

4.2 建议

（1）对泄漏的凝汽器管进行堵漏处理，对凝汽器汽侧进行清理，防止再次启机后凝结水受到汽侧残留污染源的影响。

（2）对水冷壁进行化学清洗，并对化学清洗后的水冷壁管进行腐蚀情况的检查及验收。

（3）后续运行中应至少保证凝泵出口氢电导的准确性，结合钠离子、硬度及其他相关指标，第一时间判断凝汽器是否存在泄漏并及时处理。

（4）如果凝汽器堵漏后，在加药量充足的情况下，高压汽包高负荷磷酸根低、pH值高、炉水硅居高不下，不排除在前面的运行中发生了磷酸盐隐藏，酸洗水冷壁时也应对高压汽包进行酸洗，后续以低磷酸盐方式运行。