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）100
2 给水消融氧（μg/L）20/7
PH 100
二氧化硅（μg/L）
铁（μg/L）100
铜（μg/L）100
3 凝聚水消融氧（μg/L）30/10 100
导电率（μs/cm）
硬度（μmol/L）0 100
4 炉水二氧化硅（μg/L）100 100
磷酸盐（mg/L）100
PH 100
5 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）100 100
PH 100
硬度（μmol/L）0 100
8 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↑+H2O
2.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.。