绥中电厂＃2机组于2002年4月11日-5月4日进行了投产后的第二次小修，在小修割管检查时发现，水冷壁管向火侧结垢量达到209.8g/m2，结垢速率为133.6g/m2，并出现了腐蚀坑点，属三类设备。对于一个25.01Mpa、800MW，超临界直流机组，在运行不到二年的时间里出现这种情况，应引起各级领导的高度重视。现将腐蚀、结垢的原因分析如下：
      1  省煤器、水冷壁管结垢量情况对比表（最高值／平均值）
小修时间  水冷壁  结垢量g/m2  省煤器  结垢量g/m2  结垢速率  g/m2.a  运行时间  h  停备时间  h  
3月                  113.8/95.35                    83.3/82.15            313.5/262.7      645.17        2534.13  
4月                  209.8/186.25                  180.7/152.86        133.6/118.6      8007.3        622
        从表上看出，试运和投产初期管内情况不好，水冷壁结垢速率较大。但在第一次小修到第二次小修期间，结垢量虽然增长了近1倍，但结垢速率却大大下降，证明移交生产后化学监督工作还是有成绩的。

        2  水冷壁腐蚀、结垢原因分析
        绥中电厂＃2机组2000年8月5日酸洗结束，8月19日正式点火冲转。＃2炉酸洗后进行了钝化，使金属表面形成了稳定的保护膜（化学清洗完毕到点火一般不超过20d，如超，应采取防锈蚀保护）。因此这段时间水汽系统的金属表面不会遭到腐蚀。
        2000年10月12日开始调试，从10月22日“168”调试结束后，到2001年3月小修，这期间只运行了645.17小时，停备2532.13小时，启停2次，停炉采用常规的带压放水，余热烘干法保护。由于调试后停炉时间较长，又没有采用有效的保护措施，致使锅炉水汽侧的金属表面发生了严重的溶解氧腐蚀。因为高参数机组水汽系统结构复杂，很难将水完全放掉，所以内部湿度较大，金属表面会形成水膜。这时进入水汽系统内大量空气中的氧便溶解在水膜中，使金属遭到腐蚀。
        氧腐蚀是一种电化学腐蚀，铁和氧形成两个电极，组成腐蚀原电池。因为铁的电极电位总比氧的电极电位低，所以铁是阳极，遭到腐蚀。特征是在发生氧腐蚀的表面会形成许多直径不等的小鼓包，次层是黑色粉末状溃疡腐蚀坑陷。
        停用腐蚀的危害性是非常大的，一方面，它会在短期内使停用设备金属表面遭到大面积腐蚀。另一方面，由于停用腐蚀使金属表面产生沉积物及造成金属表面粗糙状态，使机组启动和运行时，给水铁含量增大。不但加剧了炉管内铁垢的形成，也加剧了热力设备运行时的腐蚀。
        绥中电厂在投产初期，由于没有执行启动阶段的水汽质量控制标准，致使给水中Fe、SiO2含量严重超标。使大量Fe的腐蚀产物随给水带入炉内，沉积到省煤器、水冷壁管上，形成铁垢。查当时化验班记录的2001年1月2日和1月31日的二次机组启动的化验记录，
        2001.1.2启动：启动时给水Fe  2125μg/l
        冲转时给水Fe  829μg/l
        并网时给水Fe  729μg/l
        500MW时，给水Fe  1258μg/l，直运行10小时后才合格。
        2002．1．31启动：  并网时给水Fe  422μg/l；凝结水Fe  968μg/l;并网后，精处理由于滤网堵塞，停运36小时检修，此时凝结水Fe  1214.7μg/l；给水Fe  1258μg/l；主蒸汽Fe  24μg/l。
        由于金属表面与铁垢之间的电位差异，从而引起金属的局部腐蚀，而且这种腐蚀一般是坑蚀，主要发生在水冷壁管有沉积物的下面，热负荷较高的位置。如喷燃器附近，炉管的向火侧等处，所以非常容易造成金属穿孔或超温爆管。
        尽管铜铁的高价氧化物对钢铁会产生腐蚀，但腐蚀作用是有限的，但有氧补充时，该腐蚀将会继续进行并加重。
        绥中电厂第一次小修结束，到第二次小修之前，  运行时间比较长是8007.3小时，停备622小时。如果在这一年时间里水汽质量全部合格（特别是凝结水、给水溶解氧）。腐蚀会得到抑制，结垢也会增长很慢。但恰恰相反，绥中电厂#2机投产后凝结水溶解氧合格率为0，溶解氧含量基本在100μg/l左右。给水溶解氧的合格率也很低在80%左右。由于氧的补充，使省煤器、水冷壁的腐蚀在正常运行中也在继续进行。
        更为严重的是2000年8月棗10月#2机凝汽器因冲击腐蚀造成频繁漏泄，Na离子高达1610μg/l;DD为26.64μs/cm;YD为6μmol/l;因冷却水是海水，会使给水pH迅速下降，发生垢下酸性腐蚀。
        本次小修检查水冷壁管内壁，垢表面有一些直径不等的小型鼓包，鼓包表层为黑色，次层是黑色粉末状腐蚀坑点，管样清洗后露出一条明显的条形溃疡状腐蚀带，带上布满了针眼状腐蚀坑，为典型的氧腐蚀加垢下腐蚀特征。
        总而言之，绥中电厂由于在试运和投产前期停炉防腐蚀不当，造成水汽管道腐蚀。又因不严格执行启动阶段的水汽质量控制标准，使大量的腐蚀产物转入水中，造成受热面结垢。又由于运行中凝结水溶解氧不合格，结垢又促进了垢下腐蚀，加之凝汽器漏泄，造成了腐蚀和结垢的恶性循环。
        这次小修不但水冷壁管结垢量增加，而且出现了带状腐蚀坑，最深的以达到1mm厚，足以证明现在的水质促进和加重了垢下腐蚀。如果在继续下去，不仅缩短设备的使用年限，造成经济损失，而且还会导致水冷壁爆管的事故发生。

        3  存在的问题
        绥中电厂正式移交生产后，完善了化学监督机构、制定各种标准、制度和人员培训工作。加强了设备改造力度，更换了大部分俄供仪表，使化学在线仪表的配装率、投入率、准确率基本上达到98%以上。更换内漏的阀门，改造精处理再生罐的配水装置。#1、#2机凝汽器进行了胶封堵漏工作，基本上保证了安全生产。
        存在的主要问题：
1）凝结水溶解氧，从投产到现在一直不合格。
2）加氨自动装置投不上，人工控制滞后量较大。

        4  解决办法：
        必须执行GB/12145棗1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准；DL/561棗1995《火力发电厂水汽化学监督导则》，化学监督网要发挥监督作用。  
        严格按启动阶段的水汽质量标准，控制启动后的水汽质量，不合格严禁升压、带负荷。  
        机组停备时间超过15天，应采用新的防腐技术。防止停用期间腐蚀。  
        彻底解决凝汽器溶解氧不合格问题。  
        投入自动加氨装置，保证给水pH的合格率。  
        严密监视#2机水冷壁结垢量的增长速度，在必要的时间安排化学清洗。  
        建议#2炉化学清洗后，在进行加氧联合处理。

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