超超临界机组锅炉水冷壁节流孔板结垢的处理

合集下载

锅炉水冷壁管结垢原因分析及处理措施

#31机组汽锅水冷壁管结垢原因剖析及处理措施一.水冷壁管结垢腐化检讨从表一可知：1)结垢量最大在标16m,24－30m结垢量根本接近,都大于结垢量300克/米2,水冷壁管垢量已经超出DL/T 794-2001《火力发电厂汽锅化学清洗导则》的清洗请求,应进行化学清洗.2)水冷壁管去垢后点蚀现象不明显,发明一根水冷壁管盐酸酸洗去垢后,水冷壁管镀铜明显,依据经验,在水冷壁管垢量超标同时有铜垢的情形,很轻易导致因超温爆管变乱的产生.3）垢量测定的成果标明,各炉墙向火侧的垢量很高,且垢量很不平均.结垢速度与热负荷有直接的关系,一般结垢速度高的地方,热负荷就高,结垢速度的伟大不同标明水冷壁管的热负荷不平均.二.#31炉水冷壁管垢样成分剖析表二 #31炉水冷壁管垢样成分剖析氧Al2O3SiO2P2O5SO3K2O CaO TiO2Cr2O3MnO2Fe2O3ZnO 化物含量从表二垢成分剖析成果标明：1）垢重要成分为铁的氧化物,水冷壁氧化铁垢沉积主如果因为铁的腐化沉积而致.腐化原因重要因为机组保养.机组启动时代水质差.正常运行时代因凝汽器腐化泄露.汽锅运行燃烧调剂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,解释凝汽器泄露而导致凝聚水.给水和炉水变差,只有加大磷酸盐处理形成水渣经由过程排污才干包管炉水水质及格.磷.钙的沉积标明汽锅排污的实时性不敷.三.正常运行水质剖析序号项目成果（最大/最小）及格率平均及格率1 除盐水二氧化硅（μg/L）100 100导电率（μs/cm）1002 给水消融氧（μg/L）20/7PH 100二氧化硅（μg/L）铁（μg/L）100铜（μg/L）1003 凝聚水消融氧（μg/L）30/10 100导电率（μs/cm）硬度（μmol/L）0 1004 炉水二氧化硅（μg/L）100 100磷酸盐（mg/L）100PH 1005 饱和蒸汽二氧化硅（μg/L）导电率（μs/cm）100钠（μg/L）6 过热蒸汽二氧化硅（μg/L）导电率（μs/cm）100钠（μg/L）7 发电机定冷水导电率（μs/cm）100 100PH 100硬度（μmol/L）0 1008 轮回水100 100 从表三可知：正常运行水质及格率高.但在线化学内心的精确性和投入率偏低,不克不及完整真实反应水汽质量.四.#31机组启动初期水质陈述表四 #31机组启动初期水质陈述测定项目测定结果2h 4h 6h 8h启动开端硬度（≤5umol/L）给水SiO2（≤80ug/L）溶氧（≤30ug/L）50 50 50 50 50硬度（≤10umol/L）凝结水钠（≤20ug/L）蒸汽SiO2（≤60ug/L）注：第8h的测定成果达到正常运行时的尺度,本次计为及格.从表四可看出：机组启动初期水质及格率低.五.#31机组凝聚水水质平常情形1.2009年2月凝聚水导电率有56次大于0.30us/cm ,及格率为6.67％.断定凝聚器可能有泄露.2月6日＃31机组停运,凝聚器查漏堵漏2根.2.2009年3月份凝聚水导电率有86次大于0.30us/cm ,及格率为70.03％.3.2009年4月份凝聚水导电率有21次大于0.30us/cm ,及格率为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,凝聚水.给水仍有硬度在2umol/L ,20小时后硬度为0 umol/L.硬度及格率为95.26％.凝聚水导电率11次超标（大于0.30us/cm）,导电率的及格率为95.69％6.2011年7月 9日＃31机组启动初期,凝聚水.给水有硬度,持续超标14小时.7.2011年8月23日～9月1日＃31机组运行时代,凝聚水导电率上涨并超出0.30us/cm,超标71次,及格率为62.43％.六.原因剖析：1.凝汽器泄露.因为凝汽器的泄露,轮回冷却水进入给水体系,轮回冷却水中的碳酸盐进入给水中,这些碳酸盐进入汽锅后,因为炉水温度高,会产生下列反响：2HCO3-→CO2↑+O H-Ca(HCO3)→CaCO3↓+CO2↑+H2O2.机组启动频仍,启动初期水质差,凝聚水未完整及格就收受接管,引起炉水水质恶化.虽增强加药及排污处理,但仍消失炉水水质和蒸汽品德不实时及格现象,一般均需48h后才干及格（导则请求：机组启动并网后8h,水质应达到运行控制尺度）.3.因为汽锅采取强迫轮回,汽锅下联箱底部按期排污门仅有一个,启动初期进行了排污.但机组运行正常.水质及格后,汽锅运行人员很少开启底部排污门进行底部排污,炉水处理进程中临盆的水渣无法正常排出,在水冷壁管内形成二次结垢.5.机组在线化学内心精确率.投入率偏低,不克不及真实检测水汽质量,造成断定误差.6.机组停备用保养有时消失不实时现象.热力体系的腐化产品随给水进入汽锅,而汽锅排污体系因本身原因又无法实时清除,引起二次结垢.7.因为近年来煤质变更和燃烧器改革,汽锅热负荷中间产生位移,引起汽锅局部过热,极易造成水冷壁管结垢.8.“盐类隐蔽”现象的产生,易造成高热负荷的水冷壁管结垢腐化.当Na3PO4产生临时消掉现象时,在高热负荷的炉管管壁上会形成NaHPO4的固相易溶盐附着物,其析出进程的化学反响为：Na3PO4＋2O→NaHPO4↓＋这个反响式标明,当NaHPO4的固相物从Na3PO4溶液中析出时,在炉管管壁鸿沟层的液相中,有游离NaOH产生.9.垢量测定的成果标明,各炉墙向火侧的垢量很高,且垢量很不平均.结垢速度与热负荷有直接的关系,一般结垢速度高的地方,热负荷就高,结垢速度的伟大不同标明水冷壁管的热负荷不平均.七.处理措施1.因为水冷壁管垢量已经超出DL/T 794-2001《火力发电厂汽锅化学清洗导则》的清洗请求,应尽快对汽锅进行化学清洗.2.因为机组运行已经二十年,已达到铜管的应用寿命,即铜管因水侧电偶腐化.点蚀及汽侧氨蚀而引起泄露的现象不成防止,今朝水冷壁管结垢量大重要也是因为凝汽器泄露所致.依据其他厂（如广安31#.32#）经验,用不锈钢管代替铜管是可行的,后果优越,这也是根本解决凝汽器泄露的最佳措施.3.增强化学在线内心的保护及改革工作.特殊是关系到凝聚水.给水.炉水质量监测的电导率表.PH表以及凝聚水.给水消融氧表必须尽可能精确靠得住.4.增强机组启动前的体系冲洗和换水.机组启动后,增强凝聚水.给水.炉水的取样监视化验.加药处理和汽锅排污（定排和持续排污）.机组正常运行后,汽锅持续排污门必须包管必定的排污开度进行持续排污,天天在低负荷不时对汽锅炉水定排一次.5.机组运行时代,增强凝聚水水质监视,发明凝汽器泄露立刻报告请示并组织堵漏,同时增强炉水处理和汽锅排污（定排.连排）.增强凝汽器缝停必检工作,尽可能削减机组运行时代凝汽器泄露.6.卖力抓好机组停备用时代机组的保养工作.特殊是采取热炉放水进行汽锅保养时,必须按照火力发电厂停备用热力装备防锈蚀导则（DL/T956-2005）的请求进行.7.因为水冷壁管腐化结垢速度与热负荷有直接关系,热负荷高的地方,水冷壁管的腐化结垢速度就会明显进步,是以,调剂改良汽锅的燃烧工况,最大限度地清除水冷壁管的局部过热,从而下降水冷壁管的局部腐化结垢速度过高现象.8.增强机组运行时代的水汽质量监视.严厉按照火力发电机组及蒸汽动力装备水汽质量控制尺度（GB/T-2008）请求进行监视和控制,发明平常立刻报告请示并处理.八.建议1.鄙人次停机或机组检修时代对凝汽器铜管进行涡流探伤,以周全控制凝汽器铜管的腐化情形,并对管壁已经腐化穿透或将近穿透的管子进行堵管或改换.同时建议：经由过程収资论证,在可能的前提下,尽晨安插将凝汽器铜管改换为不锈钢管.2.因为今朝汽水取样间的在线内心平常落伍,精度也很差,根本不克不及知足现代大型机组对水汽质量的更高请求,建议对在线内心进行改换.3.对汽锅炉水进行优化处理实验,以最大限度削减蒸汽的消融携带.4.严厉按照化学监视导则和水汽质量尺度的请求,做好机组启动时代的化学监监工作,杜绝不及格的给水进入汽锅,以最大限度的削减汽锅的腐化结垢速度.5.做好机组的停用保养工作,以最大限度的削减机组热力体系管道.容器等装备的停用腐化.6.EPRI最新的研讨成果标明,热负荷最高的地位腐化结垢速度不必定最高.是以水冷壁割管检讨时,最好拔取几个不合标高的地位进行割管,以便较周全控制水冷壁管的腐化结垢情形,及早发明问题.7.核实汽包水位,增强水位控制,以确保机组的安然靠得住运行.8.将汽锅按期排污门.持续排污门（手动门.电动门）和排污扩容器列入缝停必检项目,包管排污体系正常.。

某超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析

某超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析摘要：某电厂汽轮机由东方汽轮机有限公司生产NZK660-24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，锅炉为东方锅炉股份有限公司制造的DG2141/25.4-Ⅱ6型超临界变压直流Π型锅炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道锅炉。

#2机组2015年检查性大修后于2021年04月14日停机进行机组首次A修。

本次主要研究汽轮机结垢原因，以及处理措施，以此来确保汽轮机高效、安全、稳定运行。

关键词:汽轮机；结垢；过程分析；处理措施1电厂用水概况电厂生产补给水水源主要是水务集团王疙瘩水库来水，来水可达到《石油化工给水排水系统设计规范》（SH/T 3015-2019）的要求，主要指标为：浊度≤3mg/L、铁含量＜0.3mg/L、钙含量＜175mg/L。

电厂制除盐水流程为：活性炭+超滤+反渗透+一级除盐+混床处理后提供合格除盐水。

日常的水汽品质良好，水汽取样送第三方化验，结果均符合GBT/12145-2016 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中规定的指标要求。

停炉保护方法采用氨水碱化烘干法，停炉前4h加氨提高凝结水、给水pH:9.6～10.5，热炉放水，余热烘干。

查阅停炉保护执行情况，按要求执行，停炉保护执行记录。

2 #2机组汽轮机叶片检查情况：2.1高压缸叶片高压缸从调速级起，整体呈锈红色并颜色逐级加深。

调速级固体颗粒冲蚀现象不明显，触摸不光滑，刮后摸着光滑。

从第2级到第8级有厚度不均的垢样，其中第8级叶片背汽侧最多，垢最厚处有1mm~2mm。

2.2中压缸叶片中压缸迎汽侧叶片整体呈钢灰色，迎汽侧第1-3级呈铁青色，几乎无腐蚀积盐,4-6级呈棕黄色，基本无腐蚀积盐。

背汽侧叶片无明显沉积物。

第6级有一层水锈印迹。

2.3低压缸叶片低压缸整体沉积物较少，其中第4级腐蚀较为严重，如图所示。

3 #2机组汽轮机隔板检查情况：3.1高压缸隔板高压缸隔板整体呈锈红色，第1-2级有很薄一层垢，第3-7级表面沉积物附着逐级增加，沉积物比较致密，第8级沉积物为土红色，刮取时，沉积物比较松散。

350MW 超临界机组锅炉结焦原因分析及应对措施

350MW 超临界机组锅炉结焦原因分析及应对措施摘要：锅炉结焦是用燃煤作为原料的锅炉比较常见的故障现象，它可增加烟道的通阻力、阻隔热传递和出现非正常积灰现象，对锅炉的正常有效使用造成了很大影响，使燃煤锅炉的发热效率严重降低，造成发电机组耗用的煤量增加，更为不利的条件下，会使发电机组的运行负荷降低或者造机组停机、损坏捞渣机的现象，所以，采用有效的应对措施消除和防止发电厂燃煤锅炉的受热面产生大量的积灰和结焦，是保证发电机组处于安全平稳运行的有利保障。

一、350 MW 超临界机组锅炉成生结焦主要原因1.燃煤煤质的影响因素由于，最近一些年，煤炭燃料的供应出来了紧张，时常造成所需的燃煤质量难以保证，不能满足 350 MW 燃煤锅炉设计时的要求。

但是从锅炉运行情况的角度来看，一般的情况，锅炉结焦现象在会在燃煤质量发生变化的时候产生的。

可是煤炭燃料的供应紧张的存在，导致了锅炉实际采用的煤炭种类较原设计的种类出现了很大的偏差，对煤炭质量的化验报告分显示，变形温度参数≤1042 ℃，尤其是硫份参数，当远远＞4%，会严重地加大燃煤锅炉炉膛出现结焦的可能性。

我厂目前2022年1月份煤质化验表根据上表看出，我厂煤种随煤炭资源紧张开始变化频繁，主体为轩岗煤和蒙西煤。

最近开始惨烧开滦煤、昊华煤、天津煤、，上述煤质灰熔点较低，灰分较大，尤其开始烧到开滦煤、昊华煤加强注意锅炉运行情况防止结焦。

2.锅炉炉内的温度的影响因素锅炉所采用燃烧器的区域范围内温度值如果越高，那么灰就极易处于熔融或者软化的状态，出现锅炉结焦的概率就很大。

对于那些灰的熔点处于中等水平的煤炭而言，如果处于一般的炉膛温度值以下的情况下，锅炉并不容易出现结焦现象，但是处在燃烧器区域范围内的锅炉壁面由于产生的热量负荷过于集中，而且火焰的温度又极高的状态下，就容易产生结焦。

锅炉内的温度值如果越大，那行煤炭内易挥发的物质出现气化现象就越严重，从而为结焦现象的产生创造了有利的条件。

超超临界机组直流锅炉水冷壁节流孔圈结垢堵塞超温防范对策

超超临界机组直流锅炉水冷壁节流孔圈结垢堵塞超温防范对策刘玉海【摘要】锅炉水冷壁管因超温经常出现爆管的问题,为此,以引进日本三菱技术设计制造的超超临界机组为例,从其结构入手分析引起爆管的原因,指出直流锅炉水冷壁管因在设计上大量使用垂直节流孔圈,受孔圈结构特点、给水电位差及pH值等因素的影响,其附近容易产生结垢聚集,影响给水流量,降低了冷却效果,从而引起管壁超温,导致超温爆管,提出用气动高频扰动技术进行防范的措施.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2012(000)007【总页数】4页(P110-113)【关键词】节流孔圈;结垢;超温爆管;气动高频扰动技术【作者】刘玉海【作者单位】深能合和(河源)电力有限公司,广东河源517025【正文语种】中文【中图分类】TK223某电厂装机容量2×600 MW的超超临界机组，锅炉型号为HG－1795／26.15－YM1，额定主蒸汽压力、温度和再热蒸汽温度分别为25 MPa、600℃和600℃。

锅炉炉膛水冷壁采用焊接膜式壁及内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为17 666 mm× 17 628 mm。

水冷壁管共1 584根，前后左右墙各396根，规格均为28.6 mm（直径）×6.4 mm（最小壁厚）的四头螺纹管；管材为15Cr Mo G，节距为44.5 mm；管子间加焊的扁钢宽15.9 mm、厚6 mm，材质为15Cr Mo。

水冷壁下集箱直径为219 mm，并将节流孔圈移到水冷壁集箱外面的水冷壁管入口段。

入口短管较粗，规格为42 mm×9 mm，其嵌焊入节流孔圈，再通过2次三叉管过渡的方法（如图1所示）与直径为28.6 mm、壁厚为6.4 mm的水冷壁管相接。

这样可保证节流孔圈的孔径节流范围较大，孔圈有足够的节流能力，同时按照水平方向各墙的热负荷分配来调节各回路水冷壁管中的流量，以保证其出口工质温度的均匀性。

水冷壁管入口的节段节流孔圈结构为孔径7～15 mm，厚度3 mm，材质1Cr13不锈钢。

超临界630 MW机组汽轮机通流结垢诊断及处理

第42卷第11期热力发电V01．42N o．11 2013年11月T H E R M A L P O W ER G E N E R A T l0N N ov．2013超临界630M W机组汽轮机[摘要][关键词] [中图分类号] [D oI编号]通流结垢诊断及处理丁旭春1，王毅1，殷志龙1，施延洲1．江苏国信扬州发电有限责任公司，江苏扬州22513l2．西安热工研究院有限公司，陕西西安710032针对某超临界630M W机组首次大修后出现的出力不足、调节级压力逐渐升高等现象，通过监测其热力参数和性能的变化趋势，诊断出高压缸通流部分结垢。

在分析结垢原因的基础上，通过对该机组实施锅炉酸洗、汽轮机叶栅喷珠及凝结水加氧处理以抑制给水系统流动加速腐蚀等措施后，解决了该机组汽轮机通流结垢的问题，使调节级压力恢复正常，机组出力得到提高。

超临界；630M W机组；汽轮机通流；结垢；酸洗；加氧处理T K212；T K223．5[文献标识码]B[文章编号]1002—3364(2013)11一0138一04 10．3969／j．i ssn．1002—3364．2013．11．138Fl ow pas s age f oul i ng i n a630M W supe r c r i t i c al uni t st ea m t ur bi ne：di agnos i s and t r eat m entD I N G X uchunl，W A N G Y i l，Y I N Z hi l on91，SH I Y anzhou21．Ji angsu G uo xi n Y ang zhou P ow e r G e ner a t i on C o．，Lt d．，Y an gzhou225131，C hi na2．X i，a n T her m al P ow er R e s ear c h I ns t i t ut e C o．，L t d．，C hi na H uane ng G rou p，X f an7l0032，C hi naA bs t r ac t：The i ns uf f i ci ent out put and t he abno r m al gr a dual pr e ssur e r i se at t he fi r st st age oc c ur r e d af t er t he fi r st ove r ha ul i n a630M W s uper cr i t i ca l uni t．O n t he ba si s of m oni t or i ng va r i at i on t r e nd of t he t her m odynam i c par am et er s and i t s per f or m a nce，t he f oul i ng f aul t i n f l ow pas sa ge of t he H P s t eam t ur bi ne w a s di a gnos ed．A ga i nst t hi s pr obl e m，se ve r a l coun t er m eas ur es w er e t aken dur i ng t he s ec ond over ha ul，s uc h as boi l er aci d cl eani ng，sand bl ast i ng t o t ur bi ne bl ade s and condens at e oxygen at ed t r eat m ent t o i nhi bi t t he f l ow ac cel er a t ed cor r o s i on(FA C)．A f t er t he i m pr ovem ent，t he f oul i ng pr obl em i n f l ow pas sa ge of t he s t eamt ur bi ne w as sol v ed，t he f i rs t s t a ge pr e ssur e r e t ur ne d t o norm al and t he uni t out put w a s i ncreas ed．K ey w or d s：supe r cr i t i c al；600M W uni t；f i r s t s t a ge pr essur e；f l ow pas sa ge f oul i ng；aci d cl eani ng；o x—ygenaddi t i on大容量直流锅炉未设置汽包，不能够采用常规的汽水分离、蒸汽清洗等锅内净化措施来控制蒸汽品质。

超临界锅炉屏过再结焦的原因及控制措施

超临界锅炉屏过再结焦的原因及控制措施摘要：目前，火电厂大多数选用前后墙对冲旋流燃烧器煤粉锅炉，因其风粉混合均匀、煤种适应性强而得到广泛应用。

锅炉落焦会造成炉内负压波动，燃烧不稳定。

严重的时候，还可能出现锅炉灭火，因此，为了更好地处理锅炉结焦的难题，本文论述了锅炉结焦的基本原理，分析了锅炉结焦的原因，并科学地研究了改善锅炉结焦的对策。

希望能为一些同行提供一些参考。

关键词：锅炉结焦；结焦原理；超超临界锅炉1锅炉结焦的基本原理熔断后的煤灰与锅炉内腔碰撞时，就会产生结焦。

根据充分点燃的燃烧物质会随着气流而流动。

当流动时遇到炉内水的冷壁或其他受热表面时，燃烧物会因温度的降低，极速降温并凝结，然后粘附在壁管的受热表面，然后凝固而产生灰层。

当加热使炉内腔温度较高时，这种灰层会引起较高的吸附力，粘附在空气中的燃烧颗粒，进而造成连续不断的结焦。

因此，造成更严重的结渣。

2锅炉结焦的根本原因2.1预制构件破坏造成的结焦锅炉的旋转水平和燃烧引起的气流有联系，但根据实验，最好将气流设置为开放式气流。

但由于燃烧器设计不科学，煤灰类型适应性差；在燃烧器喷嘴及其燃烧室或煤粉浓度值调节器损坏的情况下，当一次风的速度刚度降低时，会引起气流射程减短，这种情况的发生，使燃烧室所需的所有正常气流都被破坏，形成了全扩散的气流。

然而，当气流离开燃烧器时，气流将膨胀并沿燃烧壁移动。

一方面会导致燃烧器温度升高，另一方面会导致火焰覆盖墙壁或燃烧角度倾斜。

结焦情况对锅炉的燃烧率和锅炉本身造成很大的危害和破坏。

因此，分析和处理锅炉结焦问题非常重要。

2.2氧含量氧含量与锅炉内出口的烟温有关系。

当氧气浓度低时，燃烧时会造成煤粉燃烧的实际效果下降，造成煤粉燃烧时间增加，而且火焰的中心位置会发生一定程度的偏移。

未完全点燃的部分将伴随气流在炉膛上部燃尽区实现二次燃烧。

由于部分未点燃部分会在燃尽区被点燃，因此燃尽区的温度会显着升高。

随着含氧量的降低和负荷的增加，炉膛出口处的烟温系数会显著升高，从而引起锅炉结焦。

600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理

600MW超临界锅炉水冷壁高温腐蚀分析及处理摘要：介绍了某600MW超临界锅炉高温腐蚀状况，通过增加锅炉水冷壁贴壁风，通过燃烧试验结果以及锅炉冷热态试验分析得出水冷壁侧墙壁面强还原性氛围得到有效控制，达到降低锅炉水冷壁高温腐蚀目的。

关键词：超临界锅炉;水冷壁;高温腐蚀;燃烧器一、概述某电厂600MW超临界锅炉存在严重的水冷壁高温腐蚀问题。

2012年7月份，委托西安热工院对#1、2炉进行燃烧调整试验，发现两侧墙水冷壁煤粉气流刷墙情况严重，贴壁呈现强还原性气氛，摸底工况下燃烧器至燃烬风区域侧墙含氧量均小于0.3%，CO含量大于10000ppm，H2S含量大于1200 ppm，NOx排放量小于300 mg/Nm3。

比对同为前后墙对冲燃烧方式的电厂，燃烧系统使用三井巴布科克LNASB燃烧器，多年运行均未出现水冷壁高温腐蚀问题。

其燃烧器结构与HT-NR3燃烧器相比，二次风和中心风的通流面积很大，燃烧器区域燃烧较充分，缺氧脱氮深度不及东方日立HT-NR3燃烧器。

该厂的NOx排放量大于500 mg/Nm3，但是通过调整二次风挡板开度，NOx的排放量可控制不超过450 mg/Nm3。

鉴于通过运行调节无法降低水冷壁贴壁还原性气氛，需要采取其他措施控制解决。

二、燃烧调整情况介绍#1锅炉入炉煤质年度平均含硫量为0.6%，在锅炉水冷壁高温腐蚀专项调整试验中，主要针对还原性气氛和煤粉气流刷墙进行，试验中以还原性气体H2S和CO、壁面附近氧浓度、贴壁面煤粉量为参考指标。

（1）摸底工况，在两侧墙高温腐蚀最严重区域共装设15个测点（即中层燃烧器标高至炉膛下层吹灰器标高），测试表明两侧墙贴壁氧量均在0.1%～0.3%，CO和H2S浓度较大，大部分已经超过仪器仪表量程（CO 和H2S量程上限分别为10000ppm和1203ppm），且抽出气体中含有大量煤粉，两侧墙煤粉气流刷墙严重，NOx排放量为217mg/Nm3。

（2）外二次风旋流调整试验，在运行氧量不变前提下外二次风开度为100%/50%/30%/30%/50%/100%。

1000MW超超临界机组锅炉酸洗实例分析

1000MW超超临界机组锅炉酸洗实例分析摘要：介绍了某台1000MW超超临界锅炉的特点及其构造、汽水系统结垢情况。

介绍了一起1000MW超超临界锅炉的化学清洗实例。

讨论了化学清洗的范围、清洗工艺和参数等。

对清洗效果进行总结。

关键词：化学清洗柠檬酸工艺引言锅炉运行过程中水冷壁沉积量高，将产生炉管传热不良和沉积物下腐蚀等问题，影响锅炉热效率，严重时引发锅炉爆管；水冷壁沉积量高还会增加水、汽流动阻力，锅炉运行压差升高，给水泵的动力消耗增加。

对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，保持受热面内表面清洁，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。

1 机组概况某台机组为1000MW超超临界燃煤机组为变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

过热器出口蒸汽温度605℃，压力26.15MPa，2010年转为加氨加氧的联合水处理方式。

该机组于2009年投入运行， 2012年大修，化学测量水冷壁向火侧结垢量最大为226.5g/m2，达到《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）规定的直流锅炉化学清洗沉积量200g/m2以上的条件。

为保证机组的安全、稳定、经济运行，在2016年机组A修期间，对锅炉进行化学清洗，清除锅炉受热面沉积物，改善锅炉运行状况，提高机组运行安全性和经济性。

2 酸洗方案本次化学清洗采用柠檬酸清洗、柠檬酸漂洗和双氧水钝化的清洗工艺。

清洗剂配制、往炉内上药与循环清洗以化学清洗泵作动力。

化学清洗范围包括省煤器、水冷壁、顶棚、后烟道包墙、汽水分离器、贮水箱等锅炉本体部分。

炉本体化学清洗回路为：清洗箱→清洗泵→临时管道→给水操作台旁路→省煤器→水冷壁→汽水分离器→贮水箱→临时管道→清洗箱。

表1化学清洗工艺参数柠檬酸酸洗60分钟进、出口30分钟进、出口3 化学清洗过程3.1预冲洗及升温试验3.1.1水冲洗启动清洗泵，用除盐水对临时管道进行冲洗，采用开式循环冲洗至出口水质澄清、透明，无杂物。

[宝典]超临界切圆熄灭锅炉水冷壁结焦结渣处理办法课件 (二)

[宝典]超临界切圆熄灭锅炉水冷壁结焦结渣
处理办法课件 (二)
超临界切圆熄灭锅炉是一种高效的发电设备，但是在使用过程中会出现水冷壁结焦结渣的问题，这不仅影响了设备的正常运行，还会导致安全隐患。

因此，我们需要采取一些措施来处理这个问题。

下面是一些常用的处理办法：
1. 清洗水冷壁：使用高压水枪对水冷壁进行清洗，可以有效地去除结焦结渣。

2. 增加化学清洗剂：在清洗水冷壁的过程中，可以加入一些化学清洗剂，可以加速清洗过程，同时也可以防止再次结焦结渣。

3. 更换水质：如果水质不好，容易引起水冷壁结焦结渣，可以考虑更换水质。

4. 加强监测：定期对水冷壁进行监测，及时发现问题并进行处理。

5. 优化燃烧：合理调整燃烧参数，可以减少水冷壁结焦结渣的发生。

6. 增加清灰设备：在锅炉中增加清灰设备，可以有效地减少结焦结渣的发生。

7. 定期维护：定期对设备进行维护，可以保证设备的正常运行，同时也可以减少结焦结渣的发生。

以上是一些常用的处理办法，但是在实际操作中需要根据具体情况进行选择。

同时，需要注意安全问题，确保操作过程中不会对设备和人员造成危害。

超临界切圆燃烧锅炉水冷壁结焦结渣解决措施

2）.屏式过热器结焦：屏过进、出口蒸汽温升减少，屏式过热器后各受热面烟气出现较为明显的温度偏差，左右侧二级减温水量有明显偏差，屏式过热器发生掉焦后，屏过出口温度上升明显。
3）.发生结焦时，锅炉排烟温度明显上升。
锅炉严重结焦时的受热面
锅炉大量结焦后从渣井清除的焦块
严重结焦后需要大量的人力清理积渣
5 、结焦的防止措施
根据以上分析，结合实际情况，针对锅炉结焦情况可以从以下几个方面考虑，从而采取有效地措施。
5.1把握源头，确保煤质严格把握原煤质量，保证灰分、含硫量、灰
熔点等各项参数符合要求。原煤分堆放置，及时获取入炉煤质化验数据，根据要求合理配置用煤，保证入炉煤质无较大波动。
5.2精心操作，加强调整
直流燃烧器的运行特点是煤粉进入炉膛后，在炉内切向燃烧形成强烈旋转上升的气流，气流最大切向速度的连线构成炉内实际切圆，炉膛中心是速度很低的微风区，实际切圆是切向燃烧的一个重要参数，对炉膛结焦、稳燃以及炉膛出口的烟速、烟温偏差都有一定的影响。实际切圆过大容易结焦，过小则影响燃烧稳定性，因此保证实际切圆直径非常重要。燃烧器的宽高比、间隙率，一、二次风总量比等因素都会影响实际切圆直径。
超临界切圆燃烧锅炉水冷壁结焦结渣解决措施
----
1 、结焦的概念
锅炉结焦是指灰渣在高温下熔化后粘结在炉墙、受热面上的现象。在炉膛中，燃烧火焰中心温度在 1500~1700℃之间。燃料中的灰分在这样高的温度下大多熔化为液态或呈软化状态。由于水冷壁的吸热，从火焰中心向外，越接近水冷壁温度越低。在正常情况下，随着温度的降低，灰分将从液态变为软化状态进一步变成固态。如果灰分碰到受热面时还保持着软化状态，就会由于受到冷却而粘结在受热面上，形成结焦。

超超临界机组锅炉水冷壁节流孔板结垢的处理

超超临界机组锅炉水冷壁节流孔板结垢的处理
邵天佑
【期刊名称】《热力发电》
【年(卷),期】2010(039)003
【摘要】介绍了玉环电厂超超临界1 000 MW机组锅炉水冷壁结构特点,分析水冷壁节流孔板Fe3O4结垢堵塞造成超温及爆管现象,认为热力系统中Fe含量均值的变化是事故的主要原因.对此,提出以下预防措施:(1)机组投产前进行化学清洗;(2)给水采用加氧处理方式;(3)机组运行后进行化学清洗.另外,通过加强运行中铁离子监测,锅炉停炉采用带压放水,起动时适当排污,以及对锅炉左右侧墙加装温度测点等方法,减少了锅炉爆管,提高了机组运行的安全可靠性.
【总页数】4页(P75-77,89)
【作者】邵天佑
【作者单位】华能玉环电厂,浙江,玉环,317604
【正文语种】中文
【中图分类】TK223.3+1
【相关文献】
1.国产百万机组超超临界机组锅炉冷灰斗螺旋水冷壁吊装方案 [J], 黄天佑
2.直流锅炉水冷壁节流孔板磁性氧化铁沉积探讨 [J], 邵天佑;闻国华
3.超超临界机组直流锅炉水冷壁节流孔圈结垢堵塞超温防范对策 [J], 刘玉海
4.超超临界锅炉水冷壁节流圈结构对结垢的影响 [J], 汤妍;周克毅;韦红旗;徐啸虎
5.超超临界锅炉水冷壁节流孔板垢物沉积问题的数值研究 [J], 汤妍;周克毅;韦红旗;徐啸虎;黄军林
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

600MW及以上超(超)临界机组锅炉洁净化施工措施探讨

600MW及以上超（超）临界机组锅炉洁净化施工措施探讨摘要：600MW及以上超（超）临界机组锅炉以热效率高、运行经济等优势，成为了国内外主流机组。

因其运行参数高，受热面管径小，节流孔多的特点，也引发了机组试生产期间锅炉爆管频发的问题。

爆管的原因很多，其最主要的原因是锅炉汽水系统内部清洁度不佳造成。

因此，如何控制好制造、安装、调试过程中锅炉汽水系统的洁净度，是防止锅炉产生爆管的一个重要课题。

关键词：运行经济运行参数高管径小内部清洁度防止爆管0.引言600MW及以上超（超）临界机组锅炉大多为超临界参数变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、燃煤锅炉。

锅炉受热面分炉膛、水平烟道和尾部竖井三部分，炉膛上部布置有分隔屏过热器、后屏过热器；水平烟道区域按照烟气流程分别布置高温过热器，后屏再热器，高温再热器；尾部竖井内分为两部分，前部为水平低温再热器，后部为水平低温过热器，在后竖井下部各布置一级省煤器。

工程特点为：（1）水冷壁采用内螺纹垂直管圈+节流孔圈结构。

（2）采用小管径集箱和混合器结构。

（3）过热器节流孔圈多。

（4）锅炉水冷壁下集箱直径的设计尺寸比较小，而且水冷壁下集箱节流装置孔圈在锅炉厂已经焊接在与水冷壁下集箱相连的水冷壁散管的立段内，这部分水冷壁散管水压前都需要安装，整体水压和酸洗后也无法拆除。

正是由于水冷壁下集箱节流装置安装位置和安装方式的改变，致使锅炉整体水压、酸洗后节流装置孔板位置累积过多的杂物而无法清理，最终导致锅炉冲管及机组的试运行和正常运行期间出现锅炉爆管，同时给今后机组的安全可靠、经济运行带来很大的隐患。

为保证锅炉水冷壁、省煤器、过热器、再热器等系统以及主蒸汽、主给水和再热蒸汽冷段、热段等管道，特别是水冷壁下集箱节流装置孔板内部的清洁度，提高锅炉设备及管道的安装质量，避免锅炉整体水压和酸洗后水冷壁下集箱节流装置孔板处堵塞，确保顺利完成机组冲管及移交试生产，特进行了专项探讨，提出洁净化施工的处理措施，具体内容如下：1. 施工前期策划1.1在设备制造期间派专人进行监造，设置监造点，对设备制造过程中的关键点进行重点的现场见证。

超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析

超临界机组汽轮机结垢及腐蚀原因分析摘要：超临界机组汽轮机结垢不仅会增加汽轮机的磨损和能耗，降低机组的整体工作效率，更会增加汽轮机组发生安全问题的风险。

因此，文章就对超临界机组汽轮机结垢和腐蚀的原因进行了分析总结，并提出了相关防范措施，以供参考。

关键词：汽轮机；结垢；腐蚀；原因；防范措施1超临界机组汽轮机结垢的原因汽轮机垢样中的主要成分包括硅、铁、铜、钙、钠等元素，其中铁铜等化合物多来自水气系统运行期间，由于腐蚀所产生的各种细小微粒，随着汽轮机的长期运行会沉积到汽轮机炉管或者叶片表层；硅钙等化合物则是由于机组在建设、调试或者启动过程中所携带的杂物沉积；钠盐等化合物则是由于精处理混床运行存在异常所造成的，通过检测发现汽轮机叶片上的沉积物多数呈现弱碱性。

进一步分析汽轮机结构的原因，具体分为下述几点:1)精处理系统存在运行异常。

超临界机组在运行过程中需要通过精处理混床进行水汽品质的有效管控，但是在具体应用中可能由于精处理混床流量偏差较大，影响其运行状态，在氨化状态下混床所产生的水质不能够达到既定的品质控制要求，水汽氢导值大于0.10μS/cm，同时在汽轮机组运行中也没有及时进行过滤器正式滤元的更换，影响除铁效果[1]。

2)停炉保护方案问题。

“氨、联氨钝化烘干法”作为常用的停炉保护方法，在具体应用中，如果锅炉的容量较大，在放水过程中，可能因为压力较低，冷却过快等原因，致使炉内湿蒸气无法排净，当金属壁温降低时，就会在系统内壁凝结，进而腐蚀锅炉设备。

再或者机测设备在停机后没有及时进行有效保护，除氧器水箱、热井等都可能被腐蚀，因为腐蚀所产生的锈蚀物就可能在机组启动后，水蒸气带入汽轮机系统中。

3）过热蒸汽品质较低。

过热蒸汽的品质直接影响汽轮机的运行效率和安全，如果蒸汽中的含钠物质或者其他化合物含量较高，这些物质在汽轮机增压减压等运行中就会沉积在汽轮机叶片等位置，造成结垢问题。

同时锅炉在长期运行过程中，可能会因为磨损或者零部件损坏导致蒸汽品质下降，所产生的蒸汽中钠、硅等离子含量超标，随着蒸汽在汽轮机中做功和流通，蒸汽中所含带的盐分就会沉积在叶片、阀门等通流部件上，影响汽轮机的运行。

超临界660MW机组锅炉水冷壁结垢严重的原因分析

超临界660MW机组锅炉水冷壁结垢严重的原因分析摘要：提升锅炉热效率，控制锅炉排烟质量，维护锅炉稳定运行，对于火电厂的安全稳定运行至关重要，在锅炉大规模、大数据应用背景下，为提倡锅炉运行的稳定与安全，推动锅炉绿色化、现代化发展，有必要加强锅炉运行过程中产生腐蚀问题的研究，做好腐蚀防治与维护措施。

本文基于超临界660MW机组锅炉水冷壁结垢严重的原因分析展开论述。

关键词：超临界660MW机组；锅炉水冷壁；结垢严重；原因分析引言在电站锅炉运行中，水冷壁结垢不可避免，特别是在管理不够完善的自备电厂，水冷壁结垢现象更为突出，影响锅炉的经济性和安全性，若结垢厚度超出标准规定，将造成严重的安全隐患，引发事故发生。

1水冷壁结垢的主要原因水冷壁管结垢要充分注意。

水冷壁结垢的主要原因是传热面和介质(水、蒸汽)的管壁表面附着了多种沉积物。

根据结构层沉积机制，可分为结晶尺度、颗粒尺度、化合物尺度、腐蚀尺度。

(1)决定地。

结晶地是锅炉供给水中的可溶性盐随着环境的变化而结晶，堆积在管壁上的沉淀物，其形成是一个物理过程。

大部分结晶地是锅炉运行，纯净的水蒸发后，锅炉中包含的盐类留在高炉里，逐渐浓缩，炉内的盐含量达到过饱和状态，因此此时部分钙和镁盐类在水中结晶，形成水垢。

一些与温度成反比的盐类，例如CO32-等盐类，随着溶液温度的升高，微晶化反而增加，晶体析出，结垢速度增加。

(2)颗粒尺度。

漂浮在锅炉上，将未完全过滤在水中的坚硬颗粒堆积在细泥或沙粒等管壁上。

在水处理不完善的情况下经常出现。

(3)化学反应尺度。

锅炉根据化学反应生成不溶于水的化合物，并沉积在管壁上。

在此过程中，管道壁不参与化学反应。

Na2CO3和CaCl2交互作用会产生CaCO3沉淀。

(4)腐蚀尺度。

管壁是通过将氧腐蚀、碱腐蚀或酸腐蚀、氢腐蚀等引起的腐蚀产物聚集在管壁上形成结垢。

2垢样元素及其物相分析水冷壁的垢样成分中绝大部分(93%～98%)都是铁的氧化物，主要来源于给水带入的铁氧化物、水冷壁自身超温氧化产物或者化学清洗等带入;在垢样元素分析中，Mn、Cr、Mo、Si、P等元素与水冷壁管材所含材质元素成分相同，主要来自于水冷壁管材自身;Zn、Al、Ca、Mg、K、Co、Ni、Cu、O等元素主要来自于给水将水汽系统其他部位材料溶解后带入、给水水质受到外来水污染带入或其他污染物，这些成分中除铁的氧化物外其他元素含量相对较低，因此认为水冷壁垢样中主要是铁的氧化物。

超临界630 MW机组给水泵组流道结垢的分析与防控

超临界630 MW机组给水泵组流道结垢的分析与防控摘要：文章介绍了超临界机组给水泵流通道结垢的成因与危害，就如何减少给水泵结垢，减少节流损失，提高效率，及应采取的防控措施进行分析。

关键词：超临界机组；给水泵；三氧化二铁；四氧化三铁；沉积；结垢1设备及异常情况介绍国华太仓电厂630MW超临界#7机组由上海汽轮机有限公司（STC）与西门子西屋（SWPC）联合设计制造的汽轮机（型号：N630-24.2/566/566）和上海锅炉厂引进Alstom技术制造的超临界锅炉（产品型号：SG-1913/25.4-M950）组成机组的热力系统，其给水系统配备1台电动给水泵和2台汽动给水泵，汽动给水泵的主要参数如表1所示。

2008年11月7机组采用给水加氧处理，在采用给水加氧工况期间给水、疏水部位形成的致密氧化膜还在一定程度上发挥着有效作用，胶态铁含量远优于其他采用全挥发处理的超（超）临界机组，给水疏水的FAC现象特征不明显。

自2009年由于锅炉末级过热器管内壁氧化皮现象严重，氧化皮脱落堵塞过热器爆管频繁发生，12月份调整7号机组给水处理方式——7号机组停止加氧，采用A VT(O)处理；停止加氧采用给水全挥发处理后，运行中发现系统铁含量出现波动，暴露出材质表面保护膜的致密性和保护能力在降低。

自12月12日以来7B汽泵出口流量出现明显下降，在7B汽泵转速比7A汽泵高50rpm的情况下，两台汽泵出口流量偏差从50 t/h逐步增大至130 t/h；7B 汽泵前置泵电机电流也出现逐渐下降趋势，两台汽泵前置泵电流偏差从0.5A逐步增大至3A；而且7B汽泵出口给水温度也同样出现逐渐升高趋势，两台汽泵出口给水温度偏差从0.6℃逐步增大至1.2℃。

7B汽泵芯包因效率降低于2008年11月3日将芯包拆卸返上海电力修造厂进行大修，解体发现叶轮和导叶体通流部分结垢严重，厂家采用弱酸浸泡、清水冲洗、打磨清扫方法对结垢进行了彻底清理。

修后于2008年11月24日投入运行，在同一转速下比较，修后流量比修前增加了50～80t/h。

超临界直流锅炉结焦的原因及解决方法

超临界直流锅炉结焦的原因及解决方法随着社会的发展，我国对于各行各业有了更高的要求。

那么，直流锅炉结焦是影响锅炉整体燃烧质量和锅炉应用寿命的主要因素。

因此，针对超临界直流锅炉结焦问题进行了原因的分析，再根据目前存在的超临界直流锅炉结焦问题，提出改进措施。

希望能够对其锅炉结焦的原因，找到相应的办法，发挥我国目前已有的技术，不断提升锅炉的整体使用效率。

关键字：超临界;直流锅炉结焦;原因;解决方法;分析引言我国的锅炉燃烧主要是能够帮助工业进行能源的转化，实现我国现代工业的有效生产，提供工艺能源的有效应用。

同时，锅炉燃烧也作为我国工业行业中常见的作业方式。

那么，随着社会的发展，科技的进步，现在锅炉应用技术越来越广泛。

根据锅炉燃烧中出现的问题以及应用技术的问题，不断进行探究和分析，特别是针对锅炉燃烧过程中产生的结焦问题进行分析。

目前，超临界直流锅炉结焦成为了我国人们关注的话题，因此，应该分析超临界直流锅炉结焦的原因，以及探索相应的解决办法，不断的促进锅炉燃烧带动工业的发展，促进社会的繁荣。

一、超临界直流锅炉结焦的原因（一）煤质变化超临界直流锅炉作为我国目前工业中燃烧处理的一种较为常见的方式，也具备现代化技术的综合运用。

我国煤炭矿产资源的开发越来越激烈，开采的方式也越来越丰富。

煤质燃烧的过程中会造成煤质的变化。

相对来说，超临界直流锅炉在承受热量范围大约是3000至4000KCAL/kg。

但是，产生的热量超过了超临界直流锅炉所承受的范围外。

随着温度不断的升高，超临界直流锅炉就会随着高温作用下，造成锅炉结构的变形，进而出现锅炉结焦的问题。

（二）超临界直流锅炉结构问题目前，锅炉出现结焦的问题，也有一部分原因是对于超临界直流锅炉的结构设计不合理，结构整体不科学，没有将锅炉进行实际的验证。

目前，我国的超临界直流锅炉的结构设计是在传统锅炉结构设计的基础上进行的。

进而直接依靠传统的设定标准和要求来进行大致的结构定型，再稍微对超临界直流锅炉的技术进行改良。

浅谈超超临界汽轮机通流部分结垢防腐与防治对策

浅谈超超临界汽轮机通流部分结垢防腐与防治对策徐州华润电力有限公司李后森江苏阚山发电有限公司王金宝摘要：总结出汽轮机通流部分失效的原因及机理，针对性地采取优化机组运行方式、停机保养、水处理监控、选材改造等有效策略，最大限度地防止汽轮机流通部分的失效发生，降低机组的运行风险。

关键词：通流；结垢；腐蚀；SPE；预防0 概述超超临界汽轮机的通流部分担负着十分巨大蒸汽热能的转换工作，如果蒸汽介质控制不当，汽轮机通流部分就会发生积盐、结垢、腐蚀、损伤等不安全因子，严重影响汽轮机的级效及可靠性系数。

因此，很有必要认真研究分析汽轮机常见失效问题，吸收国内外在解决汽轮机通流部分过程中积累的成功经验和教训，这对我国顺利发展超超临界机组有着重要的意义。

本文通过失效不同类别来论证超超临界汽轮机通流部分失效机理，从中找出解决的最佳方式监控方式，最大限度地降低安全事故的发生。

1 汽轮机通流部分积盐、结垢1.1汽轮机通流部分积盐、结垢的危害使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。

汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。

盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。

盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。

盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。

当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。

1.2结垢分析与预防1.2.1汽轮机通流部分结垢的机理及化学成分由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁(其中含有各种盐分和杂质)，蒸汽在进入汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。

汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。