锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施.doc

#31机组锅炉水冷壁管结垢因素分析及解决措施

一、水冷壁管结垢腐蚀检查
表一、#31炉水冷壁管结垢腐蚀检查
割管部位
管样安装年数
结垢量
结垢率
腐蚀坑深
（克/米2）
（克/米2年）
（毫米）
前墙A→B数第81 根（高16米）
4
向：725.58
181.4
约0.3
背：112.38
28.1
约0.1
前墙A→B数第85根（高16米）
4
向：632.75
158.2

背：121.45
30.4

后墙A→B数第 根 （高30米）
4
向：429.16
107.3
约0.2
背：118.26
29.56
约0.1
A侧墙炉前→炉后第根（高20米）
4
向：306.34
76.58
约0.2
背：165.6
41.4
约0.1
B侧墙炉前→炉后数第140根（高24米）
4
向：360.30
90.1
约0.15
背：129.04
32.26
约0.1
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2，水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2023《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗规定，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）垢量测定的结果表白，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白水冷壁管的热负荷不均匀。

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
Al2O3
SiO2
P2O5
SO3
K2O
CaO
TiO2
Cr2O3
MnO2
Fe2O3
ZnO
含量
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白：1）垢重要成分为铁的氧化物，水冷壁氧化铁垢沉积重要是由于铁的腐蚀沉积而致。腐蚀因素重要由于机组保养、机组启动期间水质差、正常运营期间因凝汽器腐蚀泄漏、锅炉运营燃烧调整及排污控制等因素引起的。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，只有加大磷酸盐解决形成水渣通过排污才干保证炉水水质合格。磷、钙的沉积表白锅炉排污的及时性不够。
三、正常运营水质分析
序号

项目
结果（最大/最小）
合格率
平均合格率
1
除盐水
二氧化硅（μg/L）
7.8/2.7
100
100
导电率（μs/cm）
0.142/0.052
100
2
给水
溶解氧（μg/L）
20/7
94.01
97.26
PH
9.30/9.02
100
二氧化硅（μg/L）
24.4/5.5
92.30
铁（μg/L）
13.9/11.2
100
铜（μg/L）
0.3/0.1
100
3
凝结水
溶解氧（μg/L）
30/10
100
98.82
导电率（μs/cm）
0.337/0.221
96.48
硬度 （μmol/L）
0
100
4
炉水
二氧化硅（μg/L）
182.6/27.4
100
100
磷酸盐（mg/L）
1.0/0.23
100
PH
9.52/9.10
100
5
饱和蒸汽
二氧化硅（μg/L）
33.5/6.4
92.30
95.97
导电率（μs/cm）
0.1
100
钠（μg/L）
9.37/3.25
95.62
6
过热蒸汽
二氧化硅（μg/L）
29.2/6.2
93.16
96.26
导电率（μs/cm）
0.12
100
钠（μg/L）
6.48/2.35
95.62
7
发电机定冷水
导电率（μs/cm）
0.104/0.096
100
100
PH
8.27/8.02
100
硬度 （μmol/L）
0
100
8
循环水

100
100
从表三可知：正常运营水质合格率高。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
表四 #31机组启动初期水质报告
测定项目
测 定 结 果
启动开始
2h
4h
6h
8h

给

水
硬度（≤5umol/L）
0.6
0.4
0.4
0.4
0.4
SiO2（≤80ug/L）
396.4
171.2
89.5
87.4
56.2
溶氧（≤30ug/L）
50
50
50
50
50
凝
结
水
硬度（≤10umol/L）
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4

蒸

汽
钠（≤20ug/L）

11.0
SiO2（≤60ug/L）
284.3
142.6
90.8
30.8
29.6
注：第8h的测定结果达成正常运营时的标准，本次计为合格。
从表四可看出：机组启动初期水质合格率低。

五、#31机组凝结水水质异常情况
1、2023年2月凝结水导电率有56次大于0.30us/cm ，合格率为6.67％。判断凝结器也许有泄漏。2月6日＃31机组停运，凝结器查漏堵漏2根。
2、2023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、2023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、2023年6月13日＃31机组停运，凝汽器查漏堵漏甲侧2根。
5、2023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、2023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、2023年8月23日～9月1日＃31机组运营期间，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、因素分析：
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，会发生下列反映：
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。虽加强加药及排污解决，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后才干合格（导则规定：机组启动并网后8h，水质应达成运营控制标准）。
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。但机组运营正常、水质合格后，锅炉运营人员很少启动底部排污门进行底部排污，炉水解决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，导致判断误差。
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，而锅炉排污系统因自身因素又无法及时排除，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，极易导致水冷壁管结垢。
8、“盐类隐藏”现象的发生，易导致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映为：
Na3PO4＋0.15H2O→Na2.85H0.15PO4↓＋0.15NaOH
这个反映式表白，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、垢量测定的结果表白，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白水冷壁管的热负荷不均匀。

七、解决措施
1、由于水冷壁管垢量已经超过DL/T 794-2023《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的清洗规定，应尽快对锅炉进行化学清洗。
2、由于机组运营已经二十年，已达成铜管的使用寿命，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重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，这也是主线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也许准确可靠。
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、加药解决和锅炉排污（定排和连续排污）。机组正常运营后，锅炉连续排污门必须保证一定的排污开度进行连续排污，天天在低负荷时时对锅炉炉水定排一次。
5、机组运营期间，加强凝结水水质监督，发现凝汽器泄漏立即报告并组织堵漏，同时加强炉水解决和锅炉排污（定排、连排）。加强凝汽器缝停必检工作，尽也许减少机组运营期间凝汽器泄漏。
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/T956-2023）的规定进行。
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，从而减少水冷壁管的局部腐蚀结垢速率过高现象。
8、加强机组运营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-2023）规定进行监督和控制，发现异常立即报告并解决。

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，以全面掌握凝汽器铜管的腐蚀情况，并对管壁已经腐蚀穿透或快要穿透的管子进行堵管或更换。同时建议：通过収资论证，在也许的条件下，尽早安排将凝汽器铜管更换为不锈钢管。
2、由于目前汽水取样间的在线仪表非常落后，精度也很差，主线不能满足现代大型机组对水汽质量的更高规定，建议对在线仪表进行更换。
3、对锅炉炉水进行优化解决实验，以最大限度减少蒸汽的溶解携带。
4、严格按照化学监督导则和水汽质量标准的规定，做好机组启动期间的化学监督工作，杜绝不合格的给水进入锅炉，以最大限度的减少锅炉的腐蚀结垢速率。
5、做好机组的停用保养工作，以最大限度的减少机组热力系统管道、容器等设备的停用腐蚀。
6、EPRI最新的研究结果表白，热负荷最高的位置腐蚀结垢速率不一定最高。因此水冷壁割管检查时，最佳选取几个不同标高的位置进行割管，以便较全面掌握水冷壁管的腐蚀结垢情况，及早发现问题。
7、核算汽包水位，加强水位控制，以保证机组的安全可靠运营。
8、将锅炉定期排污门、连续排污门（手动门、电动门）和排污扩容器列入缝停必检项目，保证排污系统正常。