某机组疏水阀门腐蚀泄漏原因分析及处理

阀门在现代热力发电机组水汽、油气等系统中有着广泛的应用，起到截断和调节等重要作用。庞大繁杂的发电机组系统中，阀门数量多且分布广泛。据统计，每台热力发电机组仅重要的电动（气动）阀门就配备几十到几百个不等。若阀门发生故障，可能造成整个系统超压、超温，导致机组停机，甚至造成汽轮机飞车等重大安全问题。此外，阀门故障可能造成水汽、油气泄漏，不仅导致工质浪费，还降低了机组运行的可靠性及经济性。因此，阀门材质、日常检修及阀门泄漏后的技术分析工作对机组的健康安全运行十分重要。

在热力发电机组系统中，阀门的泄漏通常由腐蚀引起。腐蚀的种类包括氧腐蚀、析氢腐蚀、应力腐蚀、锅炉的运行腐蚀、汽水腐蚀、锅炉受热面烟气侧的高温腐蚀等。其中，金属与氧接触发生的氧腐蚀是热力设备中常见的腐蚀。

本文研究的机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型亚临界一次中间再热凝汽式汽轮机组，单轴、双缸双排汽，高、中压合缸，高压缸采用双层结构，低压缸为对称分流式双层结构。机组通流级数共27级，高压缸由1个单列调节级和8个压力级组成，中压缸由6个压力级构成，低压缸为2×6个压力级。机组运行过程中再热冷段管道高排逆止阀后疏水管一次阀门发生泄漏，直至停机，机组已累计运行超过8万小时。

机组运行过程中，工作人员巡检发现高排逆止阀后疏水手动阀附近有蒸汽冒出，对高排逆止阀后疏水手动阀进行检查确认，发现高排逆止阀后疏水手动阀阀体存在泄漏情况。通过调阅机组运行参数发现，在机组60%的负荷下，给水流量超过主汽流量约60 t/h，阀门泄漏量接近锅炉蒸发量的10%，高压排汽管道逆止阀后疏水门阀体泄漏无法维持运行，泄漏阀门前无截止阀门，无法隔离处理。为保证运行人员及热力设备安全，决定停机处理。

3.1   阀门基本情况

汽轮机高压缸排气经两根Φ558.8×16.66 mm的高排管道（材质为A672B70CL32）引出高压缸，两根高排管道上各有一个逆止阀，逆止阀后的两根高排管道汇成一根Φ812.8×21 mm的再热冷段管道（材质为A672B70CL32），再热冷段管道上布置一条疏水管，如图1所示，图中圆圈处即为疏水管连接处。疏水管从连接处向下约60 mm后沿水平走向疏水扩容器，约20 m后为泄漏的手动阀门，阀门型号为J41H-64，通径为DN65，公称压力为6.4 MPa，阀门材质为WCB。

图1   再热蒸汽冷段管道立体图

3.2   阀门外部检查

现场检查发现，该机组汽机高排逆止阀后疏水手动阀泄漏，如图2所示。从图中可以看出，泄漏部位位于阀体位置，漏点边缘不光滑，有毛刺，呈典型的吹损孔洞特征。从外表面对阀体漏点尺寸进行测量，漏点长约5.86 mm，宽约4.62 mm。

图2   阀门泄漏位置及漏点形貌

3.3   阀门内部检查

对阀门进行解体检查发现，阀座接合面较为光洁平整，阀座内表面有较多腐蚀坑和腐蚀鼓包，如图3所示，局部腐蚀较为严重，阀座靠近接合面位置有一穿孔，正对阀座穿孔位置的阀体上有一相对较大穿孔，该孔即为阀体的漏点，沿阀体厚度方向呈喇叭状，外小内大。漏点附近区域的阀体内壁有冲刷痕迹，呈浅沟槽和浅坑状。对阀瓣进行检查，阀瓣与阀座接合区域较为光洁，无异常，阀瓣与阀门上游空间接触区域分布有腐蚀坑，腐蚀外观形貌与阀座内表面类似。阀瓣侧面正对阀体漏点区域有吹损痕迹，蒸汽从阀座穿孔吹出后被阀体阻挡折射至阀瓣侧面，导致阀瓣被吹损。对吹损区域进行尺寸测量，吹损区域长约38.24 mm，宽约20.14 mm，最深处约1.76 mm。根据检查情况推断，阀座腐蚀穿孔引起阀门内漏，蒸汽从阀门上游泄漏至下游，对阀体内表面进行吹蚀，导致阀体穿孔泄漏。

图3   漏点内表面腐蚀形貌

检查完成后，可采取以下解决措施：首先，对材质进行检测，排除材料性能不合格导致的腐蚀现象；其次，检查电厂的日常检修工作，核实阀门的更换、维护情况，提取工作线索；最后，查找专业资料和经验案例进行技术分析，提出防范措施。

4.1   阀门材质检测与日常检查

4.1.1   阀门常用材质及材质检测

火力发电厂常用的阀门材质包含碳钢系列（WCB）、不锈钢、合金钢等。WCB适用于-29 ℃至425 ℃工况，其典型化学成分为C≤0.30%、Si≤0.60%、Mn≤1.00%，热力发电厂中90%以上的中低压疏水阀门采用此类材质。不锈钢系列用于腐蚀性介质、低温环境，其耐蚀性能较WCB有较大提升。合金钢系列适用于高温高压工况，高温强度较WCB提高40%以上。基于成本原因，不锈钢系列及合金钢系列主要用于除盐水、调节阀等特殊介质或重要部位。

本文研究的泄漏阀门处于再热管道的疏水管道，阀门材质应为WCB铸造碳钢。WCB铸造碳钢是以碳为主要强化元素的钢种，具有良好的可靠性和安全性，目前广泛用于阀门铸件。其材料要求Mn≤1.00%，材料中的Mn与S形成MnS，呈点状分布于晶界上，有一定塑性；此外，Mn还可细化晶粒，有助于改善材料性能。对阀门材质进行光谱检测，检测结果显示阀门材料Fe含量为99.29%，其他成分检测结果与材料要求对比见表1。通过对比发现，阀门材料的化学成分含量满足设计材质WCB的标准要求，腐蚀泄漏原因与阀门材料无直接联系。

表1   WCB铸造碳钢化学成分要求及检测结果

4.1.2   阀门日常检查

阀门常见的泄漏形式分为阀门外漏和阀门内漏，泄漏现象常见于密封机构及阀体等位置。一旦发生泄漏，工质从泄漏口流出会造成流量、压力损失，进而导致机组生产过程中能耗增加、成本升高、经济性降低。如果泄漏位置为抗燃油、汽轮机油、柴油、氢气等易燃易爆介质，则机组将失去控制，甚至发生火灾、爆炸等问题，严重影响发电设备、人员的安全。因此，阀门的日常检修维护及泄漏治理对提高机组的经济性、可靠性、安全性等方面具有关键作用。

针对阀门泄漏情况，对机组阀门的日常检修维护情况进行了排查。通过查阅检修计划、检修记录等资料发现：泄漏的阀门自投产后已随机组运行超过8万小时，未进行过更换；该热电厂在机组检修过程中仅对泄漏疏水阀门的阀座和阀瓣进行了研磨作业；日常检修工作中缺少对内漏、阀内腐蚀情况的检查。由于未能及时发现阀门内部存在腐蚀坑的情况，在运行、停备过程中腐蚀向阀门深层次发展，失去了最佳的处理时机。

4.2   腐蚀产生过程分析

根据该阀门的腐蚀特征，可以推断出该阀门的泄漏是阀门内漏引起的氧腐蚀。在火力发电厂检修工作中，阀门内漏的检查管理是一项重要而长期的工作，阀门内漏管理工作的好坏直接决定机组运行的经济性和节能降耗水平[6]。阀门内漏得不到有效解决，则机组运行产生的疏水及进入的氧气就易发生氧腐蚀。

金属氧腐蚀一般与下列因素有关：溶解氧、pH值、水温、水质、热负荷和水流速度等，其中的溶解氧和pH值是最重要的两个影响因素。锅炉的金属氧腐蚀属于电化学腐蚀。如图4所示，氧腐蚀在钢材表面发生时，金属基体与氧产生的腐蚀产物会在局部快速堆积，形成氧化铁堆积层，对金属基体形成覆盖，与氧气形成一定程度的隔绝状态。这种隔绝不仅不会降低氧腐蚀的速度，还会加速氧腐蚀向基体深处发展，造成金属壁厚快速减薄，甚至在氯离子或酸碱性环境下产生氢脆或碱脆，对机组带来极大的安全隐患。

当氧腐蚀发生时，氧化铁堆积层下形成了缺氧活化阳极区与外部富氧阴极区，进而发生了电化学腐蚀。两区域发生的反应如下：

阳极区域化学反应：Fe-2e→Fe²⁺

阴极区域化学反应：O₂+2H₂O+4e^—→4OH^—

总化学反应：2Fe+O₂+2H₂O→2Fe²⁺+4OH^—

化学反应初期产生的主要腐蚀性产物为低价亚铁离子，在氧化环境中，低价亚铁离子被氧化为FeOOH及Fe(OH)₃，继续生成稳定的Fe₃O₄和Fe₂O₃。

图4   腐蚀机理图

基于以上氧腐蚀原理，阀门内部基体长时间在疏水及氧气环境中发生了氧腐蚀，并在腐蚀区域形成微小的腐蚀坑，生成的腐蚀产物Fe₃O₄和Fe₂O₃为疏松多孔状态。这些产物机械强度低、附着力差，使基体处于裸露状态，且在腐蚀坑上部堆积；堆积物易吸附水分、氧气等，导致腐蚀坑面积不断扩大，并向材料深处发展。同时，冷凝疏水的pH值低于运行期间水汽的pH值，且金属表面隐藏沉积的腐蚀性氯离子等阴离子在疏水中溶解析出，受电化学反应的影响，疏水中的氯离子等有害离子会不断富集于腐蚀坑内部，加速腐蚀坑的发展，最终导致腐蚀泄漏的发生。

4.3   处理方法及防范措施

对泄漏阀门进行拆卸并更换新的阀门。为防止此类情况再次发生，针对上述分析，采取以下防范措施：

（1）合理设置高排逆止阀后疏水手动阀的开关状态。机组正常运行过程中，为保证疏水的及时性，建议将高排逆止阀后疏水手动阀设置为常开状态。

（2）加强高排逆止阀后疏水气动阀的检修管理。对于关闭不严的高排逆止阀后疏水气动阀，应及时进行检修，严格执行检修工艺。

（3）增加必要的检查项目。对解体检查、检修的阀门，在处理过程中采用内窥镜等手段对阀门临近焊接管道的腐蚀情况进行检查，若存在异常腐蚀情况应及时处理。

（4）对同类型阀门进行排查。一是排查疏水二次阀门的功能可靠性，若有问题应及时检修；二是排查疏水一次阀门的开关状态，若开关状态设置不合理，需及时调整；三是排查疏水一次阀门的设备状态，观察是否存在内漏、腐蚀严重等情况，若阀门存在隐患，应及时检修或更换。

（5）为了防止阀门出现内漏问题，需要相关管理人员结合实际情况制定正确的阀门使用方法。对工作人员的操作行为进行良好的约束以及管理，防微杜渐；在开关阀门过程中，关断型阀门在正常情况下要达到极限状态，如全开或全关，不能使阀门处于半开关状态，以保证阀门不会出现内漏。

据统计，300MW机组启机一次的费用超过50万元，阀门作为热力发电系统中的普遍使用的基础部件，一旦泄漏引起机组停机会造成较大的经济损失。通过研究发现，阀门材质满足要求，造成阀门泄漏的直接原因为阀座氧腐蚀造成穿孔、内漏，高压蒸汽从腐蚀孔通过时对阀体内表面造成吹损，最终引起阀体穿孔泄漏。由于使用数量大以及使用环境、使用介质等多重因素的影响，发电厂检修人员难以在每个检修期间对所有阀门的状态进行检查和维修，只能采取轮检或抽查的方式进行处理，但随着新型电力系统的建立，机组启停次数、停备用时间均有大幅增加，很多阀门暴露在易发生氧腐蚀的环境中，阀门发生氧腐蚀穿孔的可能性增加。热力发电企业应根据新的形势对易发生氧腐蚀的阀门增加检查和维护频次，及早发现隐患，避免不必要的经济损失。