大型电厂锅炉水冷壁在高负荷区经常发生氢腐蚀爆管的情况，并采用理化、金相等技术手段，进行分析，指出了其共性特征和形成机理，在此基础上，提出了相应的防治措施与建议。

当金属和周围介质接触时，由于发生化学作用和电化学作用而引起的破坏叫做金属腐蚀。金属腐蚀现象十分普遍。电站金属材料可发生氢腐蚀、氧腐蚀、硫腐蚀、应力腐蚀等多种腐蚀。在高温高压下，钢中的碳及渗碳体与渗入的氢发生反应，生成甲烷，致使钢内部脱碳并形成裂纹，称之为氢腐蚀。氢腐蚀是一种不可逆的反应，形成速度快，破坏性强，对电厂的安全生产造成很大威胁。国内不少电站锅炉都发生过水冷壁管的氢腐蚀事故，不仅严重影响了电厂的安全运行、经济效益，而且带来了不利的社会影响。

水冷壁发生爆管的原因是多种多样的。水冷壁发生爆管后，要从多方面对爆管的性质进行判定。

水冷壁氢腐蚀爆管的一般判定程序如下。

2.1 宏观分析

氢腐蚀主要发生在水冷壁管的向火侧的高负荷区。水冷壁氢腐蚀爆管的宏观形貌。爆口附近管径基本没有胀粗，边缘粗钝，爆口管壁减薄较少，呈脆性破坏。管壁内表面有明显的腐蚀区，腐蚀区内可见大小不一、深度不等的的腐蚀坑，蚀坑呈溃疡状，有弯弯曲曲的小沟道。腐蚀产物可用锐器剥离。爆口处管内壁有坚硬的褐红色腐蚀产物，内壁腐蚀使管壁减薄，在最薄处爆管。

2.2 微观分析

对爆破管进行金相分析，观察裂纹的形态、深度及金相组织情况，结果如下：

1.抛光后(未浸蚀)，在显微镜下观察爆口处和管内壁，发现存在大量黑色弯曲状微裂纹，裂纹内无腐蚀产物。

2.爆口处浸蚀后的试样。图中基体组织为铁素体加珠光体。在整个视野内，珠光体量明显减少，黑色条状为晶间微裂纹。从管壁的内表面一直深入到基体的内部，数量极多。裂纹在脱碳层内产生，离内壁愈近处，晶间裂纹较多，珠光体量明显减少;离内壁愈远处，晶间裂纹较少，珠光体量接近正常。小裂纹呈网状分布，大裂纹是由大量的微小裂纹组成。只要有裂纹经过的地方，就会有明显的脱碳现象，脱碳程度由内壁向外壁逐渐减少。管内壁的金相组织，珠光体已完全消失，形成了脱碳层，这是氢与钢中的碳结合所造成的。这些微裂纹破坏金属晶粒之间的联系，致使金属的强度和塑性降低。塑性变形能力降低的水冷壁管在外力的作用下，最终发生脆性破坏。

3. 脱碳层与正常金相组织之间的过渡区。离开内壁愈近的，则晶间裂纹较多，而珠光体量变少;离开内壁愈远的，则晶间裂纹较少，而珠光体量变多。

4.离开腐蚀区较远处水冷壁管母材金相组织正常，未发现晶间裂纹，也没有脱碳现象，其金相组织为正常组织。

氢是唯一能扩散至钢和其它金属内部的物质。从水冷壁管金属检验结果看，爆口区存在明显的脱碳现象和沿晶裂纹，这说明钢中的碳与氢结合，金属中的碳被置换掉，因而造成钢中珠光体消失和脱碳现象，反应均生成甲烷，甲烷在钢中的扩散能力很低，极易聚集在晶界原有的微观空隙内。随着反应不断进行，晶间上的甲烷量不断积聚增多，与原先氢原子所占的容积相比，甲烷的分子很大，无法在钢中扩散，于是在晶粒间产生巨大的局部内压力，其数值可达1.8×105公斤/平方厘米，于是沿晶界生成晶间裂纹，从而使钢内部造成微裂纹，使钢的性能急剧降低。这些微裂纹使金属的晶粒之间联系破坏，致使金属的强度和塑性降低，失去塑性变形能力，在外力的作用下形成脆性破坏。

造成水冷壁管氢腐蚀的原因是多方面的，归纳起来主要有以下几个方面：

3.1蒸汽腐蚀

锅炉运行时，火焰中心调整不当，使水冷壁管某些部位的热负荷过高。爆管均发生在炉膛热负荷较高区域水冷壁管子的向火侧，说明热负荷对腐蚀有影响。炉内火焰偏斜、热负荷分布不均，局部热负荷变化幅度较大，造成局部管壁金属温度波动和超温，破坏了水冷壁管内表面钝化膜的连续性，而钝化膜遭到破坏地方，具有很高的腐蚀活性。所以在水冷壁的向火侧，高负荷区容易发生氢腐蚀。由于局部受热面热负荷偏高，当受热面管子管壁金属温度大于400℃，管内产生汽水分层或蒸汽停滞时，就可能发生蒸汽腐蚀，反应式为：3Fe+4 H2O→Fe3O4+8[H]

正常情况下，管子的内表面覆盖一层致密的保护膜，反应生成的氢被循环的炉水带走，不会渗入钢中。而当运行工况出现异常时，情况就会发生变化。如果产生的氢原子不能很快被蒸汽带走，就会在较高的温度作用下通过晶格和晶界向水冷壁向火侧钢内扩散，并与钢中的渗碳体、游离碳发生反应，造成氢腐蚀。发生的化学反应如下：

反应初期的腐蚀产物并不是很多，但一旦形成腐蚀产物，因其热阻较大，必将导致腐蚀产物下局部金属基体的温度升高和盐类浓缩，两者互相促进，使腐蚀加剧，温度更高。在腐蚀过程中形成的氢起初会被水流带走，当腐蚀产物达到一定厚度时，氢向水中扩散的能力减弱，便开始向金属内部渗透，进而产生氢腐蚀。

由于碱性腐蚀生成的四氧化三铁为水解产物，故与金属基体结合不好，具体表现为分层，且有气孔;而通过蒸汽腐蚀生成的四氧化三铁与基体结合较为致密。

3.3酸性腐蚀

水质不良，或化学控制系统局部失灵等，使酸性盐类进入水系统;另外，停炉化学清洗时带进杂质、清洗不当，也会导致腐蚀发生。

当pH值过低时，会产生酸性腐蚀，破坏管内壁的保护膜。具有腐蚀性的炉水可以直接与金属基体发生如下的反应：Fe+2H+→Fe2++2H

电站锅炉水冷壁一旦产生氢腐蚀，被腐蚀的水冷壁管往往是大量的，而不是局限在某单一的管段。在以后的运行中，被腐蚀的水冷壁管就会随机的发生爆管，严重的影响电站锅炉的安全运行。所以必须对被腐蚀的水冷壁管进行全面的检验和处理。但是进行氢腐蚀检验较困难，发生氢腐蚀后的水冷壁管一般都需要进行大面积的换管。如进行现场检验，可用以下方法：

5.l 锅炉运行和锅炉监察

1.锅炉运行时应防止炉管的局部汽水循环不良和超温，不得超负荷运行。管壁温度和局部热负荷过高，将导致氢腐蚀生成和扩展速度加快。应调整炉内空气动力场，调整炉膛燃烧带的面积、位置，使受热面热负荷均匀。

2.电站锅炉水冷壁管发生氢腐蚀后，被腐蚀的水冷壁管未更换前锅炉应降参数运行，从而减少水冷壁管爆管的概率。

3.加强对锅炉水冷壁管的日常监督，在水冷壁壁温较高处设监察管。结合大、小修，割取水冷壁管样进行检查。

5.2 金属监督和检验

1.水冷壁管产生氢腐蚀后，金属检验人员应及早采取无损检测等手段，对水冷壁管内壁腐蚀情况进行普查，以确定换管的位置、长度和数量，更换腐蚀坑较深的水冷壁管，避免已经腐蚀损坏的水冷壁管继续爆漏而造成多次停炉。

2.应主动配合锅炉监察监督壁厚、管径、组织和力学性能变化，重点检验分析碳化物成分和脱碳层以及管内壁垢的成分。

5.3 化学运行和化学监督

1.严格执行《火力发电厂水汽化学监督导则》的有关规定。安装完善化学监控仪表，加强对化学运行的监督管理工作，完善化学质量控制标准与紧急事故处理工作程序。

2.为避免发生氢腐蚀，首先应全面开展汽水品质监测，保证水质良好。造成水质劣化的原因是多方面的，如机组运行不稳定、机组检修期间水汽系统腐蚀、启动冲洗不彻底、凝汽器泄漏、精处理旁路门不严等。

3.锅炉管抵抗腐蚀的能力取决于水的pH值和污染物的量。水冷壁管内壁形成的磁性保护层会在pH值>12或<5时不稳定而溶解，进一步加剧腐蚀。电厂化学加药方式必须保证炉水pH值合格，高压锅炉炉水pH值为9～10。

4.应加强水处理设备和加药系统的检修。注意局部加药浓度有可能高于整个炉水系统的浓度，但取样时却无法反映出来，存在一定的不均匀性和滞后性;为此，必须保证水处理设备和加药系统设备的完好性。

5.电厂应按规定定期对锅炉水冷壁进行化学清洗，保持锅炉管内壁清洁，使均匀的保护膜不受破坏。化学清洗时严防带进杂质。发现氢腐蚀时要停炉处理，及时对锅炉进行化学清洗，清除全部附着物和腐蚀产物，避免氢腐蚀的进一步发展。

6.水冷壁氢腐蚀的发生、发展与锅炉和化学运行状况有直接的关系，应协调相关的运行、检修和技术监督部门，根据各专业相关的规定共同做好防止工作，以减少和消除因氢腐蚀导致的水冷壁爆破事故。

*本文来源：锅炉圈