循环流化床锅炉水冷壁泄漏原因分析.pdf

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1、专论石油化工腐蚀与防护CORROSION＆PROTECFION1NPEI'R()CHEMICAI_II)L11／、2015年第32卷第循环流化床锅炉水冷壁泄漏原因分析徐伟，李武荥(中国石油化工股份有限公司洛阳分公司，河南洛阳471012)摘要：针对某公司循环流化床锅炉首次出现的水冷壁泄漏，通过对受损管段割管进行化学成分分析、力学性能分析、管道解剖分析、腐蚀产物分析、金相分析、能谱分析以及水质调查，结果显示受损管道化学成分、力学性能及金相组织均能满足使用要求，根据泄漏部位在迎火面内表面，腐蚀坑呈凿槽型，腐蚀产物主要为FeO且呈层状，对照各种锅炉受热面发生腐蚀的典型特征，分析造成

2、水冷壁泄漏的主要原因是锅炉水质合格率控制偏低以及水冷壁中的汽水蒸发浓缩造成炉水碱度局部过高而发生碱腐蚀。后续采取水冷壁受损部位局部更换、水冷壁化学清洗措施进行补救，同时加强锅炉水质管理进行预防，锅炉再次开工后整体运行情况良好。关键词：循环流化床锅炉水冷壁泄漏碱腐蚀循环流化床(CFB)锅炉具有脱硫效率高、氮氧化物排放低、燃料停留时间长、燃料适应性广以及灰渣综合利用价值高等优点，是一种最“洁净”的煤燃烧技术，近年来，在国内外得到了广泛应用。某公司在2009年增上了一台310t／h的CFB锅炉，该炉由烟台现代冰轮重工有限公司设计并制造，其型式为单炉膛、单汽包、自然循环、平衡通风、双

3、高绝热旋风分离器，全钢架M型露天布置、图1理化渗透着色高温高压循环流化床锅炉，设计燃料为100％炼该炉水冷壁管材质为20G，规格为+60m油厂石油焦，校核燃料为50％炼油厂石油焦+5mli1，管道内通高温水，操作温度为320℃，j50％燃料煤。压力为10．3MPa。管道外分迎火面和背火面火面和背火面交界处有焊接件翅片。1运行现状本次水冷壁泄漏是该炉自2009年投运J该锅炉自2009年投运以来，为了防止循环的首次出现的炉管泄漏，出现泄漏后，公司及J流化床锅炉中存在较多的水冷壁磨损，先后对织技术人员进行分析并对缺陷部位进行割管水冷壁采取加装防磨梁、对水冷壁密象区进行系两家检测机构

4、对其进行了化学成分分析、，防磨喷涂等措施。在2014年实现了连续运行性能分析、管道解剖分析、块状腐蚀产物分杪375d的最好记录，但是在5月份停炉计划检修谱分析、金相分析等理化分析。时，发现在水冷壁的第一(标高：13．5m)、第二根(15．6m)防磨梁之间的水冷壁3面墙(共42检测分析面)上，有5处疑似砂眼、裂纹或鼓包缺陷。经2．1_化学成分分析理化渗透、着色检、?贝0后确认该5处均为渗漏点背火面编号为1号，迎火面编号为2号，(见图1)。后续通过宏观检查、远场涡流检测、收稿日期：2015—05—25；修改稿收到日期：2015—07一：超声波A扫描和壁厚测定，共排查出壁厚低于作者

5、简介：徐伟，工程师，2001年毕业于石油大学(华4．0mm以下的缺陷管束24根(含开始自查出能工程专业，现今在该公司动力生产管理部从事技术管的5根)，分散于四墙。作。E—mail：xuwei．1ysh@sinopec．con54(3)内壁未见明显的脱碳现象及微观裂纹，由于局部发生NaOH碱腐蚀而造成管线腐蚀减薄故可排除氢损伤。破裂。(4)垢层中主要为FeO以及靠近金属基体水冷壁管泄漏区域集中发生在标高l3～处垢层有分层现象也是锅炉管碱腐蚀的特征。151TI。炉水在水冷壁管内经过炉膛的加热，逐步形(5)腐蚀坑及溃疡的特征一致，仅仅是腐蚀成由水到汽水混合物的变化，水蒸汽的溶盐能力

6、非程度不一样。因此管道迎火面的内表面首先形成常小，大部分的盐都溶解在炉水中。因此在由水溃疡状的腐蚀点，在个别区域腐蚀点继续腐蚀形到汽水混合物的变化过程中，炉水中的盐被浓缩。成较大的腐蚀坑，当腐蚀坑减薄到不能承受高温在标高15m以上管道内主要是水蒸气，在标高13水蒸气的压力时就发生延性破裂泄漏，即鼓包泄—15in，炉水中的盐被浓缩最严重，在该处发生漏。该管道失效起因是腐蚀。NaOH碱浓缩，形成浓度更高的碱环境。高浓度的(6)腐蚀发生在迎火面内表面，呈穿孔形式，碱介质将腐蚀内表面起保护作用的钝化氧化膜，形腐蚀坑呈凿槽型，腐蚀产物呈层状，主要为成腐蚀溃疡，而产生的腐蚀产物FeO不致

7、密，介FeO。腐蚀坑及溃疡下的基体仍保持原来基体质可以不断接触到裸露出的基体，腐蚀继续，管壁性能，属于延性腐蚀和爆破。水质呈碱性且有超不断减薄直至破裂。标记录，pH值较高(最高值达到10．14)。资料显在管线泄漏的原因找到之后，公司先后采取示pH值一般控制在9．3—9．7时可更有效地避了对检测壁厚小于4mm的水冷壁缺陷部位全部免碱腐蚀。这些腐蚀特征和水质特征与NaOH碱进行了更换，对水冷壁管内部进行了化学清洗，并腐蚀的特征完全相符，而与酸腐蚀、高温氧腐蚀等对更换后的锅炉水冷壁重新进行了防磨喷涂，同腐蚀形