程玉贵，闫洪勇，高继录，张守恒

(1.神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125222;2.辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

800 MW机组低温再热器内壁腐蚀原因分析及治理

程玉贵1，闫洪勇1，高继录2，张守恒1

(1.神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁 葫芦岛 125222;2.辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

针对绥电公司2×800 MW超临界机组锅炉出现的低温再热器管路内壁腐蚀问题进行了详细介绍，分析了产生腐蚀的原因，并针对所采取的防腐蚀措施进行阐述，经验证所采取的防腐措施效果明显，能为电站锅炉防止低温再热器腐蚀提供借鉴。

锅炉;低温再热器;内壁腐蚀;原因分析;治理措施

火力发电厂的锅炉汽水管道、汽轮机、凝汽器、给水泵等都是受腐蚀影响较严重的设备，溶解氧腐蚀是热力设备常见的一种腐蚀形式［1-4］。溶解氧腐蚀是指腐蚀微电池的阴极过程为溶解在溶液中的氧而发生还原反应 (生成OH-或H2O)的一种腐蚀。热力设备在安装、运行和停备期间都可能发生氧腐蚀，其中以锅炉在运行和停运期间的氧腐蚀最为严重［5-6］。对于低温段再热器，在现行的化学、金属监督规程中均没有监督规定，本文针对绥电公司低温再热器氧腐蚀现象，采取了行之有效的措施。

1 设备概况

绥电公司一期工程是俄罗斯生产的ПП-2650-25-545KT型超临界中间再热直流锅炉，于2000年投产运行，至发生腐蚀泄漏累计运行约8万h。锅炉主要设计参数如表1所示。锅炉在炉膛上部及水平烟道沿烟气流向依次布置有腮管、一级屏式过热器、二、三级屏式过热器、费斯顿Ⅰ、高温段过热器、费斯顿Ⅱ、高温段再热器和费斯顿Ⅲ，在对流竖井烟道内沿烟气流向依次布置低温段再热器和省煤器。低温再热器入口联箱规格为D377 mm×20 mm，材质为12Cr1MoV，介质温度为296℃，压力为3.89 MPa;低温再热器管路规格为D50 mm×4 mm，材质为12Cr1MoV，介质温度为372℃，压力为3.84 MPa。

表1 锅炉主要设计参数

2 低温再热器管路腐蚀状况

2010年4月，绥电公司1号锅炉竖井内部受热面泄漏，在1号机组备用停运后，确认为A侧竖井前数第5个联箱、内侧前数第13排低温再热器管路泄漏，割管后检查发现泄漏原因为管内壁腐蚀 (见图1、图2)。随后，在1号机组停备、C级检修及2号机组停备期间，对整个低温再热器管排进行检查，采取导波抽查和割管检查对2台机组低温再热器进行腐蚀情况检查，发现内壁腐蚀情况较严重，已经威胁到机组的安全运行。通过归纳，管路腐蚀分布有如下特征。

a. 腐蚀管路最严重的位置在再热器蛇形管排的弯头部位，向水平直管方向逐步减轻。

b. 再热器蛇形管排4条管束的最下层管束腐蚀严重，其上面3层较轻。

c. 再热器下体腐蚀严重，检修空间上体有轻微腐蚀。

d. 2台锅炉的1、2流道，对应A侧第5、6、7、8联箱管路腐蚀较其它位置严重。

e. 2台机组腐蚀程度:1号锅炉2 560根低温再热器入口联箱处管子导波检查发现，壁厚腐蚀深度小于0.5 mm的26根，大于0.5 mm的60根，共86根;2号锅炉2 560根低温再热器入口联箱处管子导波检查发现，壁厚腐蚀深度小于等于0.5 mm的10根，0.5～1.5 mm的80根，共90根。

3 低温再热器管路内壁腐蚀原因分析

3.1 腐蚀宏观特性分析

低温再热器管泄漏部位及内壁腐蚀情况如图1～图4所示。泄漏点外壁无变形及壁厚减薄现象，见图1。内壁可见溃疡状腐蚀坑，腐蚀坑大多在弯管内壁一侧中性面附近，腐蚀坑由内壁向外壁发展。管子内壁呈棕红色，腐蚀坑处呈黑色，见图2～图4。腐蚀宏观特征类似于锅炉管溶解氧电化学腐蚀。

3.2 腐蚀金相分析

在腐蚀坑处取样进行金相检验，腐蚀坑边缘未见氧化层及脱碳现象，金相组织结构见图5。基体组织为网状铁素体加贝氏体，见图6。基体夹杂物见图7，按GB/T 10561—2005《钢中非金属夹杂物含量的测定标准评级图显微检验法》评定，DS(单颗粒球状类)为2级。

3.3 断口能谱分析

图1 再热器管泄漏点外壁形貌

图2 再热器管泄漏点内壁形貌

图3 再热器管内壁腐蚀坑

图4 腐蚀坑沿管壁向外发展

图5 腐蚀坑边缘组织

对黑色腐蚀坑处及内表面棕红色平整区域进行扫描电镜微区能谱分析。黑色腐蚀坑处主要成分为O、Fe，还有微量的 Al、Si、Na、Cr及 Mo。内表面棕红色平整区主要成为分O、Fe，未见其它元素。微区能谱检验结果表明，该腐蚀属于氧腐蚀。

图6 基体组织

图7 基体夹杂物

3.4 积水腐蚀原因分析

清河、抚顺、通辽等多家电厂都曾发生过低温再热器积水腐蚀问题，主要是由于停炉期间系统抽真空没有达到预期效果，低温再热器管子内存有大量的湿蒸汽，冷却后凝结成水。停炉后管道、阀门检修时冷空气进入低温再热器系统的影响极小，可忽略不计。绥电公司停机时锅炉系统采用关门方式抽真空，布置在锅炉尾部低温再热器内的湿蒸汽不能有效抽走，尽管抽真空时间很长，但效果不太好，造成大量湿蒸汽存留，冷凝成水。1号机组停机后，锅炉低温再热器割管检查发现有大量湿蒸汽，对其进行了验证。

通过对腐蚀管路内壁腐蚀坑形貌特征及试验分析，判定低温再热器腐蚀原因主要是停炉期间低温再热器管保护不当，造成管路内积水而引发的溶氧性电化学腐蚀。锅炉在停机期间，如不采取相应的保护措施或保护措施不当，再热器管内蒸汽排放不净，会有局部凝结水残留，如管路系统密封不严，管内会充满潮湿空气，某些部位在短期内就会引发溶解氧电化学腐蚀，现场割管检查时发现管路内有积存凝结水流出。

钢材在冶炼、轧制过程中有夹杂物，其电极电位高于基体，电极电位较高的杂质成为阴极，电极电位较低的金属成为阳极，产生的电位差引起电子从阳极向阴极运动。如果锅水中有溶解氧，溶解氧会不断从阴极吸收电子，使阳极不断有电子向阴极运动，而阳极上的铁离子不断移入锅水，腐蚀不断加剧。

根据实际经验，停用锅炉炉管内相对湿度大于20%，会引发溶解氧腐蚀，湿度越大，腐蚀速度越快。锅水中氯离子含量高、管壁积垢处、管子内壁应力较大、材质不好及经受冷加工变形区域、氧气容易集聚处都会引发溶解氧电化学腐蚀破坏。

4 低温再热器腐蚀管路的处理及防治措施

4.1 管路腐蚀的现场检修措施

1号锅炉低温再热器管路发生泄漏后，当判定泄漏是由管路腐蚀导致，随即安排了割管扩大检查，发现腐蚀比例较大，此时面临是否进行大面积换管。导波无损检测技术能够对管路内壁及母材进行缺陷检测，并能对内部腐蚀的严重程度进行判断，通过此检测措施，为优化检修方案开辟了新途径。但导波检测费用高，综合设备安全性、工期、费用等因素，采取了如下检修方案。

a. 采取导波检测和割管检查相结合的方式，在检测的管路中抽取部分管路进行割管检查，根据具体情况调整检测精度等级，提高检测准确度。

b. 首先对锅炉16个联箱 (单台锅炉)对应管排各抽取50排的4个管束，上下体进行检测，初步判断腐蚀分布情况。

c. 通过对全炉腐蚀分布情况的判断，决定对腐蚀严重的下体再热器蛇形管排入口联箱处2 560根弯头进行全面检测，对超标的管路进行更换。

d. 对上体再热器管路、腐蚀轻微的下体再热器管路设置监督管段，跟踪腐蚀发展趋势。

4.2 防止积水的停炉防腐保护措施

a. 采用开门抽真空方式。停机后打开低温再热器系统空气门、再热器安全门联箱的2个空气门和汽—汽交换器的2个空气门进行抽真空。

b. 保证再热器抽真空系统的严密性，连续抽真空8 h，抽真空过程中监视各受热面金属温度，发现降温过快时进行及时调整。

c. 停炉过程中应尽量降低竖井内的温降速度，避免管路内蒸汽遇低温快速冷凝。

d. 停炉后定期对抽真空过程中打开的4个空气门的管座进行金属探伤检验，防止或及时消除该管座因降温过快造成的缺陷和隐患。

e. 将低温再热器割管取样分析列入化学及金属监督项目，在机组检修中进行割管取样分析，并及时评估。

5 结束语

绥电公司在发现低温再热器管路腐蚀问题后，进行了深入分析研究，结合现场实际情况，采取了一系列措施，取得较好效果。检修方面，采用导波无损检测方式，并进行割管检查以提高准确性，优化检修策略;停炉防腐方面，采取开门抽真空方式，通过停炉后实际割管验证，管路内蒸汽及积水明显减少，防止管路内积水措施非常有效，能够解决低温再热器管路内壁溶解氧电化学腐蚀问题。

［1］ 于国强，佟 鹏，郑占国.1 025 t/h锅炉水冷壁高温腐蚀的机理分析及对策 ［J］.东北电力技术，2007，28(7):35-39.

［2］ 邹天舒，齐全友，张振兴.超临界直流锅炉膜式水冷壁温度的测量方法［J］.东北电力技术，2006，27(3):22-24.

［3］ 王孟浩，王 衡，陈朝柱.高参数大容量电站锅炉过热器再热器的超温问题和炉内壁温在线监测［J］.锅炉技术，2009，40(1):5-11.

［4］ 席春燕.锅炉水冷壁高温腐蚀的机理影响因素及预防措施［J］.装备制造技术，2007，35(10):147-148.

［5］ 徐远鹏.锅炉水冷壁高温腐蚀原因及对策［J］.中国电力，2005，38(10):76-79.

［6］ 张志平.锅炉过热器爆管原因分析及对策 ［J］.河北电力技术，2007，26(6):26-28.

Reason Analysis on Inner Wall Corrosion and Countermeasure of Low Temperature Reheater in 800 MW Unit

CHENG Yu-gui1，YAN Hong-yong1，GAO Ji-lu2，ZHANG Shou-heng1
(1.Shenhua Guohua Suizhong Power Co.，Ltd.，Huludao，Liaoning 125222，China;
2.Electric Power Research Institute of Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

Inner wall corrosion problem of low temperature reheater for 2×800 MW supercritical boiler in Suizhong power plant is introduced，and the reasons of corrosion are analyzed.Treatment measures on corrosion pipeline and anti-corrosion measures on corrosion reason are given.Practice shows that effect of anti-corrosion measures is obvious.The paper can provide good reference for corrosion prevention of low temperature reheater in power station boiler.

Boiler;Low temperature reheater;Inner wall corrosion;Reason analysis;Countermeasure

TK223

A

1004-7913(2013)03-0041-04

程玉贵 (1980—)，男，学士，工程师，主要从事大型火力发电厂设备管理工作。

2012-12-16)