摘要：本文阐述了锅炉停用腐蚀的危害,以大唐长山热电厂660MW机组锅炉防腐为例，介绍锅炉停用期热态防腐的方法及成效。
关键词：火电厂锅炉防腐；防腐方法与原则；干法防腐；湿法防腐；热态防腐
随着工业的快速发展人们已经离不开“电”这种能源了，中国目前电能的主要来源有风能发电厂、核电厂、生物发电厂、水利发电厂、火力发电厂等，其中火力发电仍然占据电能来源的大部分，目前火力发电厂随着机组参数、容量提高，技术监控工作已经越来越重要，而化学监督是火力发电厂技术监督的一个重要部分。众所周知热力设备停运期间的腐蚀比运行期间严重得多，如果使用单位不重视锅炉的防腐工作，不建立健全各项规章制度或者不采取正确的防腐措施，就极易造成锅炉的腐蚀，锅炉的使用寿命因此就会降低，锅炉使用单位的经济效益同样也会受到严重影响。在很多情况下，停用时锅炉产生的腐蚀大大超过工作时的腐蚀。因此，了解锅炉金属腐蚀的原理，分析锅炉停炉腐蚀的原因，掌握锅炉停炉保养的方法，延长锅炉的使用寿命，保证锅炉安全经济运行，是我们的重要任务。近年来，我厂1号机组启停频繁，热力设备停运期间的腐蚀保护任务就更为突出，防腐效果不好，不仅对锅炉产生了不良的影响，而且也制约了长山厂的发展，笔者本文阐述了660MW机组锅炉热态防腐方式的研究，并说明了在哪些方面加以改进，以求火力发电厂的锅炉防腐技术更加完善。
一、锅炉停用腐蚀的原理
在锅炉停用期间，如果不采取保养措施，锅炉汽水系统金属内壁会遭到溶解氧的腐蚀，因为锅炉停止运行后，外界空气必然大量进入汽水系统内部，虽然锅炉已经放水，但四管内壁往往因为受潮而附着一层水膜，溶解水膜中的氧，很容易腐蚀此处的金属材料，尤其当停用锅炉的管子内壁附着沉积物或水渣时，更会加快腐蚀的进程。
锅炉停用的金属腐蚀与锅炉运行时金属腐蚀一样，都属于电化学腐蚀，腐蚀损伤呈溃疡状，它比锅炉在运行过程中因为除氧不彻底要严重的多。这不仅仅因为锅炉停用时，进入锅内的氧量多，而且因为在停运期间锅炉各个部位都能发生腐蚀。
二、锅炉停用防腐通常采用的技术方法
锅炉停炉防腐是防止金属腐蚀减薄的措施。锅炉受热面产生腐蚀的条件是金属接触到水分和氧气。因此要防止腐蚀，必须是使锅内无水分 , 或者是使锅内水中无氧气 , 或者是使水中的氧与金属无法产生化学反应。根据机组停运时间的长短有以下几种防腐方法：
1、干法防腐
干法防腐包括正压吹干保养法、带压放水余热烘干、干燥剂去湿法、充氮法等。正压吹干保养法需要的初期设备投资较高，保养过程中需要维持锅炉温度高于环境温度10℃，能耗大，成本较高，大修打开系统时不易保护。热炉放水干燥法只适用于小机组的短期保护，由于设备内管道复杂，很难将存水放尽，最典型的是过热器弯头，经常积水，保养不彻底，效果不佳。充氮法的费用高，要求系统密闭不漏，由于很难实现锅炉的完全封闭和造成锅炉无法检修而难以实施。
2、湿法防腐
湿法防腐包括给水压力法、氨—联氨法、二甲基酮肟法等药剂保护。给水压力法维持锅炉压力5MPa，降至0．5MPa时需要再加压，操作复杂，适合短时间停炉保护，实际应用较少。氨+联氨湿法与二甲基酮肟法保护的优点是管内壁防护好，但管外壁腐蚀严重，且要求温度在5℃以上。湿法保护耗费大，需要隔离铜部件、排放液处理困难，冲洗水量大，冬季难以实现，同时排水中的联氨和氨对环境有不良影响。
锅炉湿保养、热炉放水、充氮保养等传统方法由于在机组大修时需要开放系统，无法实现充入气体和液体进行保护，存在局限性，且不能保护其它设备如汽轮机、除氧器、各种加热器、凝汽器以及所有汽水管道（包括疏水系统）系统。
三、长山厂660MW机组锅炉防腐方式探究
2017年5月、6月，我厂1号机组2次停备，按长期防腐考虑，根据我厂单机运行及系统实际，并能够满足停后检修消缺需要，经与省电科院，大唐东北院专家沟通，均采用干法防锈蚀保护（氨水碱化烘干法），防腐保护时间小于一个季度。
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根据《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》(DL/T956-2005)要求，本方法属于热态防腐，适用于机组冷备用、锅炉大小修。具体操作如下：
1、停炉前4小时，通过调整给水加氨计量泵频率，提高给水pH值至9.5±1.0之间。
2、停炉前2小时，退出精处理系统后，调整凝结水加氨泵频率，使给水pH达9.8±2之间。
3、停炉后，迅速关闭锅炉各风门、挡板，封闭炉膛，防止热量过快散失，执行好锅炉运行规程。
4、停炉后在汽水分离器压力降至0.5MPa时，迅速放尽炉内存水，利用炉膛余热烘干受热面。
5、锅炉降压、放水过程中，应控制分离器贮水箱内外壁温差变化率小于25℃，水冷壁降温速度不超过0.25℃/min。
6、放水过程中，全开空气门，排汽门和放水门，自然通风排出炉内温汽。
7、自调整加氨量开始至停炉期间，发电部化验班每小时测定各水汽指标变化，运行班每半小时测给水pH值。
机组自准备停运前13小时开始，发电部化验班每小时进行一次水汽品质化验，同时记录机组负荷，便于对照检查机组负荷变化对水质的影响。
化验数据表明，给水pH在9.4以下时给水含铜量一直合格(给水pH运行标准为9.2～9.6)，当pH达到9.4以上1 小时后，给水含铜量明显上涨，并超标(实测为3.97µg/L～12.0µg/L，标准为≤2µg/L，此时机组负荷变化不大)，其它指标全部合格，与正常运行数值基本相同无显明变化。
含铜量超标原因是为停机防腐作准备逐渐提高给水pH，当给水pH达到9.4以上时，给水管道中沉积的铜产物被水中氨逐渐溶解，生成铜氨络离子（[Cu(NH3)4]2+)，使给水、蒸汽含铜量超标。结论如下：
1、精处理高速混床正常投运情况下，机组负荷对水汽指标影响不大。
2、我厂凝汽器、高加、低加等换热管均为钢管，水汽循环系统定义为无铜系统，但系统中不可避免有铜部件或含铜合金材料，加氨调pH值对水汽指标铜离子含量有一定影响。
3、国家标准要求给水pH控制在9.2～9.6之间，运行时最佳控制值应该为9.3±1，同时热力系统中含氨量低还可提高精处理高混的运行周期。
4、采用氨水碱化烘干法防腐，pH值要求控制在9.4～10之间，实际应用中建议pH值靠近下限较好，启机时铜离子含量较低。
我厂采用氨水碱化烘干法防腐有如下优点：
1、方式方法简单，现场容易操作。
2、节省成本，660MW机组锅炉防腐一次大约需要3000元左右。
3、能取得良好的防腐效果。
结束语
随着科技的发展，锅炉防腐技术必将日益完善，热态防腐依托其较强的经济性和适应性将会得到更广泛的使用，在锅炉安全、经济运行中发挥更重要的作用。
参考文献
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[4]王景锋.工业锅炉的停炉保养[J].品牌与标准化，2010，12.
论文作者:毕国旗
论文发表刊物:《电力设备》2018年第29期
论文发表时间:2019/3/26
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