锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

#31机组锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

一、水冷壁管结垢腐蚀检查

割管部位 前墙A→B数第81 根（高16米） 前墙A→B数第85根（高16米） 后墙A→B数第 根 （高30米） A侧墙炉前→炉后第根（高20米） B侧墙炉前→炉后数第140根（高24米） 表一、#31炉水冷壁管结垢腐蚀检查 结垢量 结垢率 管样安装年数 （克/米2） （克/米2年） 4 4 向：725.58 背：112.38 向：632.75 背：121.45 向：429.16 背：118.26 向：306.34 背：165.6 向：360.30 4 背：129.04 181.4 28.1 158.2 30.4 107.3 29.56 76.58 41.4 90.1 32.26 腐蚀坑深 （毫米） 约0.3 约0.1 约0.2 约0.1 约0.2 约0.1 约0.15 约0.1 4 4 从表一可知：1)结垢量最大在标16m，24－30m结垢量基本接近，都大于结垢量300克/米，水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗要求，应进行化学清洗。2)水冷壁管去垢后点蚀现象不明显，发现一根水冷壁管盐酸酸洗去垢后，水冷壁管镀铜明显，根据经验，在水冷壁管垢量超标同时有铜垢的情况，很容易导致因超温爆管事故的发生。3）垢量测定的结果表明，各炉墙向火侧的垢量很高，且垢量很不均匀。结垢速率与热负荷有直接的关系，一般结垢速率高的地方，热负荷就高，结垢速率的巨大差别表明水冷壁管的热负荷不均匀。

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二、#31炉水冷壁管垢样成分分析

表二 #31炉水冷壁管垢样成分分析 氧化物 含量 Al2O3 SiO2 P2O5 SO3 K2O CaO TiO2 Cr2O3 MnO2 Fe2O3 ZnO 5.5 8.6 3.6 1.6 0.5 5.4 0.9 1.1 1.5 70.6 0.7 从表二垢成分分析结果表明：1）垢主要成分为铁的氧化物，水冷壁氧化铁垢沉积主要是由于铁的腐蚀沉积而致。腐蚀原因主要由于机组保养、机组启动期间水质差、正常运行期间因凝汽器腐蚀泄漏、锅炉运行燃烧调整及排污控制等原因引起的。2）垢成分中硅、磷、钙、硫酸根含量也较大，说明凝汽器泄漏而导致凝结水、给水和炉水变差，只有加大磷酸盐处理形成水渣通过排污才能保证炉水水质合格。磷、钙的沉积表明锅炉排污的及时性不够。

三、正常运行水质分析

序号 1 除盐水 项目 二氧化硅（μg/L） 导电率（μs/cm） 2 给水 溶解氧（μg/L） PH 二氧化硅（μg/L） 铁（μg/L） 铜（μg/L） 3 凝结水 溶解氧（μg/L） 导电率（μs/cm） 硬度 （μmol/L） 4 炉水 二氧化硅（μg/L） 磷酸盐（mg/L） PH 5 饱和蒸汽 二氧化硅（μg/L） 导电率（μs/cm） 钠（μg/L） 6 过热蒸汽 二氧化硅（μg/L） 导电率（μs/cm） 钠（μg/L） 7 发电机定冷水 导电率（μs/cm） PH 硬度 （μmol/L） 8 循环水 结果（最大/最小） 7.8/2.7 0.142/0.052 20/7 9.30/9.02 24.4/5.5 13.9/11.2 0.3/0.1 30/10 0.337/0.221 0 182.6/27.4 1.0/0.23 9.52/9.10 33.5/6.4 0.1 9.37/3.25 29.2/6.2 0.12 6.48/2.35 0.104/0.096 8.27/8.02 0 合格率 100 100 94.01 100 92.30 100 100 100 96.48 100 100 100 100 92.30 100 95.62 93.16 100 95.62 100 100 100 100 100 100 96.26 95.97 100 98.82 97.26 平均合格率 100 从表三可知：正常运行水质合格率高。但在线化学仪表的准确性和投入率偏低，不能完全真实反映水汽质量。

四、#31机组启动初期水质报告

测定项目 表四 #31机组启动初期水质报告 测 定 结 果 启动开2h 始 0.6 0.4 396.4 50 171.2 50 4h 0.4 89.5 50 6h 0.4 87.4 50 0.4 8h 0.4 56.2 50 0.4 给 水 硬度（≤5umol/L） SiO2（≤80ug/L） 溶氧（≤30ug/L） 凝 硬度（≤10umol/L） 0.4 0.4 0.4 结 水 钠（≤20ug/L） 蒸 SiO2（≤60ug/L） 284.3 142.6 90.8 汽 注：第8h的测定结果达到正常运行时的标准，本次计为合格。 从表四可看出：机组启动初期水质合格率低。

30.8 11.0 29.6 五、#31机组凝结水水质异常情况

1、2009年2月凝结水导电率有56次大于0.30us/cm ，合格率为6.67％。判断凝结器可能有泄漏。2月6日＃31机组停运，凝结器查漏堵漏2根。 2、2009年3月份凝结水导电率有86次大于0.30us/cm ，合格率为70.03％。 3、2009年4月份凝结水导电率有21次大于0.30us/cm ，合格率为93.91％。 4、2010年6月13日＃31机组停运，凝汽器查漏堵漏甲侧2根。

5、2010年7月30日＃31机组启动初期并网8小时后，凝结水、给水仍有硬度在2umol/L ，20小时后硬度为0 umol/L。硬度合格率为95.26％。凝结水导电率11次超标（大于0.30us/cm），导电率的合格率为95.69％

6、2011年7月 9日＃31机组启动初期，凝结水、给水有硬度，连续超标14小时。

7、2011年8月23日～9月1日＃31机组运行期间，凝结水导电率上涨并超过0.30us/cm，超标71次，合格率为62.43％.

六、原因分析：

1、凝汽器泄漏。由于凝汽器的泄漏，循环冷却水进入给水系统，循环冷却水中的碳酸盐进入给水中，这些碳酸盐进入锅炉后，由于炉水温度高，会发生下列反应：

2HCO3-→CO2↑+OH-

Ca(HCO3) →CaCO3↓+ CO2↑+H2O

2、机组启动频繁，启动初期水质差，凝结水未完全合格就回收，引起炉水水质恶化。虽加强加药及排污处理，但仍存在炉水水质和蒸汽品质不及时合格现象，一般均需48h后才能合格（导则要求：机组启动并网后8h，水质应达到运行控制标准）。

3、由于锅炉采用强制循环，锅炉下联箱底部定期排污门仅有一个，启动初期进行了排污。但机组运行正常、水质合格后，锅炉运行人员很少开启底部排污门进行底部排污，炉水处理过程中生产的水渣无法正常排出，在水冷壁管内形成二次结垢。

5、机组在线化学仪表准确率、投入率偏低，不能真实检测水汽质量，造成判断误差。

6、机组停备用保养有时存在不及时现象。热力系统的腐蚀产物随给水进入锅炉，而锅炉排污系统因本身原因又无法及时排除，引起二次结垢。

7、由于近年来煤质变化和燃烧器改造，锅炉热负荷中心发生位移，引起锅炉局部过热，极易造成水冷壁管结垢。

8、“盐类隐藏”现象的发生，易造成高热负荷的水冷壁管结垢腐蚀。当Na3PO4发生暂时消失现象时，在高热负荷的炉管管壁上会形成Na2.85H0.15PO4的固相易溶盐附着物，其析出过程的化学反应为：

Na3PO4＋0.15H2O→Na2.85H0.15PO4↓＋0.15NaOH

这个反应式表明，当Na2.85H0.15PO4的固相物从Na3PO4溶液中析出时，在炉管管壁边界层的液相中，有游离NaOH产生。

9、垢量测定的结果表明，各炉墙向火侧的垢量很高，且垢量很不均匀。结垢速率与热负荷有直接的关系，一般结垢速率高的地方，热负荷就高，结垢速率的巨大差别表明水冷壁管的热负荷不均匀。

七、处理措施

1、由于水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗要求，应尽快对锅炉进行化学清洗。

2、由于机组运行已经二十年，已达到铜管的使用寿命，即铜管因水侧电偶腐蚀、点蚀及汽侧氨蚀而引起泄漏的现象不可避免，目前水冷壁管结垢量大主要也是由于凝汽器泄漏所致。根据其他厂（如广安31#、32#）经验，用不锈钢管取代铜管是可行的，效果良好，这也是根本解决凝汽器泄漏的最佳措施。

3、加强化学在线仪表的维护及改造工作。特别是关系到凝结水、给水、炉水质量监测的电导率表、PH表以及凝结水、给水溶解氧表必须尽可能准确可靠。

4、加强机组启动前的系统冲洗和换水。机组启动后，加强凝结水、给水、炉水的取样监督化验、加药处理和锅炉排污（定排和连续排污）。机组正常运行后，锅炉连续排污门必须保证一定的排污开度进行连续排污，每天在低负荷时时对锅炉炉水定排一次。

5、机组运行期间，加强凝结水水质监督，发现凝汽器泄漏立即汇报并组织堵漏，同时加强炉水处理和锅炉排污（定排、连排）。加强凝汽器缝停必检工作，尽可能减少机组运行期间凝汽器泄漏。

6、认真抓好机组停备用期间机组的保养工作。特别是采用热炉放水进行锅炉保养时，必须按照火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则（DL/T956-2005）的要求进行。

7、由于水冷壁管腐蚀结垢速率与热负荷有直接关系，热负荷高的地方，水冷壁管的腐蚀结垢速率就会显著提高，因此，调整改善锅炉的燃烧工况，最大限度地消除水冷壁管的局部过热，从而降低水冷壁管的局部腐蚀结垢速率过高现象。

8、加强机组运行期间的水汽质量监督。严格按照火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量控制标准（GB/T-2008）要求进行监督和控制，发现异常立即汇报并处理。

八、建议

1、在下次停机或机组检修期间对凝汽器铜管进行涡流探伤，以全面掌握凝

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